This site uses cookies.
Some of these cookies are essential to the operation of the site,
while others help to improve your experience by providing insights into how the site is being used.
For more information, please see the ProZ.com privacy policy.
This person has a SecurePRO™ card. Because this person is not a ProZ.com Plus subscriber, to view his or her SecurePRO™ card you must be a ProZ.com Business member or Plus subscriber.
Affiliations
This person is not affiliated with any business or Blue Board record at ProZ.com.
Services
Translation, Editing/proofreading
Expertise
Specializes in:
Agriculture
Architecture
Automotive / Cars & Trucks
Construction / Civil Engineering
Materials (Plastics, Ceramics, etc.)
Economics
Engineering (general)
Environment & Ecology
Furniture / Household Appliances
IT (Information Technology)
Also works in:
Mechanics / Mech Engineering
Manufacturing
Medical: Instruments
Metrology
Military / Defense
Nuclear Eng/Sci
Petroleum Eng/Sci
Paper / Paper Manufacturing
Patents
Photography/Imaging (& Graphic Arts)
Energy / Power Generation
Automation & Robotics
Science (general)
Transport / Transportation / Shipping
Sports / Fitness / Recreation
Mathematics & Statistics
Surveying
Forestry / Wood / Timber
More
Less
Rates
English to Slovenian - Standard rate: 0.09 EUR per word / 30 EUR per hour
Portfolio
Sample translations submitted: 1
Italian to Slovenian: Off-shore gas terminal Triest
Source text - Italian Doc. No. 04-582-H2
Rev. 0 - Gennaio 2006 D'APPOLONIA
RAPPORTO
STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE
QUADRO DI RIFERIMENTO PROGETTUALE
TERMINALE OFFSHORE DI RÌGASSIFICAZIONE DI GNL ALPI ADRIATICO E
CONDOTTA A MARE - GOLFO DI TRIESTE
1 INTRODUZIONE
Il gruppo Endesa, uno dei principali operatori energetici mondiali, attraverso la sua filiale Endesa Europa ha costituito la Società Terminal Alpi Adriatico S.r.l, per realizzare un terminale marino di ricevimento e rigassifìcazione di GNL (Gas Naturale Liquefatto) nel Golfo di Trieste, nel Mar Adriatico settentrionale. Il Terminale sarà ubicato circa 13 km a Ovest della città di Trieste ad una profondità del mare di 24 metri circa (si veda la Figura 1.1).
L'impianto, che sarà realizzato per garantire una capacità di movimentazione di 8 miliardi di Sm3/anno di gas, prevede la realizzazione di:
• il Terminale marino, che consente di svolgere le seguenti attività:
accosto e ormeggio delle metaniere che trasportano il GNL,
- stoccaggio del GNL in idonei serbatoi ubicati all'interno della struttura del terminale,
- rigassificazione del GNL,
• il metanodotto di collegamento con la rete nazionale, costituito da:
- una condotta sottomarina della lunghezza di circa 12 km, dal Terminale alla costa. Il punto di Spiaggiamento è situato in una zona intermedia tra la Foce dell'Isonzo e le Bocche di Primero, in Comune di Grado (GO),
- una condotta a terra della lunghezza di circa 19 km, dallo Spiaggiamento fino al punto di immissione nella rete, individuato presso l'esistente stazione Snam Rete Gas presso Villesse (GO).
In prossimità del punto di Spiaggiamento della condotta è prevista la localizzazione della stazione di misura fiscale del gas.
Oggetto del presente documento, che costituisce il "Quadro di Riferimento Progettuale" dello Studio di Impatto Ambientale (SIA) che è stato predisposto, sono:
• il Terminale marino;
D'APPOLONIA S.p.A. Via San Nazaro, 19 - 16145 Genova, Italia
Telefono +39 010 362 8148 - Fax +39 010 362 1078
e-mail: [email protected] - Web Site: http://www.dappolonia.it
Pag. 1
• il metanodotto di collegamento con la rete nazionale, dal Terminale alla
stazione di misura fiscale del gas (considerata la localizzazione di quest'ultima,
a circa 100 m dalla costa, il tratto in esame coincide sostanzialmente con la
condotta offshore).
Il Quadro di Riferimento Progettuale dello Studio di Impatto Ambientale fornisce la descrizione del progetto e le soluzioni adottate sulla base degli studi preliminari effettuati nonché i rilasci nell'ambiente e le interazioni dell'opera con l'ambiente e il territorio. Inoltre riassume le ragioni che hanno guidato la definizione del progetto e descrive le motivazioni tecniche delle scelte progettuali ed i provvedimenti adottati per migliorare il suo inserimento nell'ambiente.
Le informazioni presentate nel rapporto rispondono a quanto indicato dal DPR 2 Settembre 1999, No. 348, "Regolamento recante Norme Tecniche concernenti gli Studi dì Impatto Ambientale per talune Categorie di Opere", con riferimento agli impianti di gassificazione e liquefazione (punto 6. dell'Allegato I).
Il presente Quadro di Riferimento Progettuale si articola come segue:
• il Capitolo 2 illustra le caratteristiche generali dell'opera;
• il Capitolo 3 riporta un'analisi relativa al grado di copertura della domanda e dell'offerta del gas naturale e le ipotesi di evoluzione del rapporto domanda/offerta, nonché il sistema di approvvigionamento del gas naturale in Italia con riferimento alla situazione attuale e alle linee future di sviluppo;
• il Capitolo 4 riporta le motivazioni che hanno portato ad effettuare le scelte progettuali relative a:
- tipologia di opera,
- localizzazione dell'impianto offshore,
- scelte strutturali e di processo,
- localizzazione del punto di Spiaggiamento della condotta offshore;
• nei Capitoli 5 e 6 è descritto in dettaglio il progetto proposto, con riferimento al
Terminale marino (Capitolo 5) e alla condotta offshore (Capitolo 6);
• nel Capitolo 7 è presentata l'articolazione delle attività di realizzazione dell'opera;
• nel Capitolo 8 è presentato il quadro complessivo delle interazioni dell'opera con l'ambiente e il territorio sia durante la costruzione che il fase di esercizio;
• nel Capitolo 9 sono descritti i provvedimenti progettuali per la mitigazione e la compensazione dell'impatto dell'intervento;
Pag. 2
• il Capitolo 10 riporta le misure di gestione e controllo che si prevede di adottare in fase di esercizio dell'impianto;
• il Capitolo 11 riporta alcune considerazioni in merito agli aspetti di sicurezza (prevenzione e principali risultati delle valutazioni di sicurezza effettuate per l'opera).
Pag. 3
2 CARATTERISTICHE GENERALI DELL'OPERA
2.1 NATURA DEI SERVIZI OFFERTI
Il progetto del Terminale Alpi Adriatico prevede la realizzazione di un terminale marino di ricevimento e rigassifìcazione di GNL (Gas naturale liquefatto a temperatura di -162°C) che Endesa intende costruire nel Golfo di Trieste, al largo di Monfalcone a circa 10 km dalla costa.
Il GNL dopo essere stato riportato in fase gassosa verrà inviato alla rete nazionale di metanodotti.
Le opere a progetto devono garantire le seguenti attività:
• accosto e ormeggio delle navi metaniere;
• scarico delle navi metaniere e invio del GNL ai serbatoi di stoccaggio;
• stoccaggio del GNL;
• rigassificazione;
• invio del gas naturale alla rete.
Il terminale comprenderà una struttura in cemento armato costruita mediante la tecnologia GBS (Gravity Base Structure). Sulla sua sommità alloggeranno le apparecchiature richieste per la pressurizzazione, vaporizzazione, condizionamento del gas naturale, ormeggio e scarico delle metaniere, nonché i servizi ausiliari necessari per il funzionamento degli impianti e i servizi dedicati al personale operativo e di controllo.
La struttura in calcestruzzo sarà inoltre utilizzata per il contenimento dei serbatoi di stoccaggio del GNL.
Completerà l'opera il metanodotto sottomarino di circa 12 km fino al punto di Spiaggiamento in Comune di Grado e il metanodotto a terra di circa 19 km fino al punto di immissione nella Rete Nazionale in prossimità di Villesse.
Con questo terminale si potranno importare in Italia circa 8 miliardi di SmVanno (GSm /anno) di gas.
Il presente progetto si inserisce nell'ambizioso programma industriale di repowering che Endesa Italia sta portando avanti con la modifica delle sue centrali, dove la maggior parte della potenza installata funzionante ad olio combustibile è in corso di
Pag. 4
conversione in impianti a ciclo combinato facendo fronte all'incremento del consumo in metano previsto a circa 6 GSm nell'anno 2010.
2.2 LOCALIZZAZIONE DELL'IMPIANTO
L'ubicazione del terminale è prevista nel Mar Adriatico, ai largo delle coste della Regione Friuli Venezia Giulia, nel Golfo di Trieste.
La localizzazione di progetto del terminale e individuabile nel punto di coordinate:
- Latitudine: 45° 36' 52"
- Longitudine: 13° 34' 06"
Il Terminale sarà quindi ubicato in prossimità delle acque internazionali slovene, da cui dista circa 1 km.
L'area di localizzazione prescelta soddisfa i seguenti requisiti:
• non risultano vincoli di concessioni preesistenti o quant'altro;
• le condizioni del fondo marino sono adeguate;
• le condizioni meteo marine risultano adeguate;
• la distanza dalla costa del terminale minimizza l'impatto visivo;
• la distanza dalla costa ottimizza le condizioni di sicurezza;
• la profondità del mare (circa 24 m) è adeguata per la manovra delle navi, senza richiedere opere di dragaggio sul fondo marino, evitando così possibili impatti naturalistici nell'area.
2.3 CRITERI GENERALI DI PROGETTAZIONE
Il terminale è stato progettato per:
• trattare una varietà di GNL di differente provenienza;
• spedire gas naturale ad alta pressione (GNL vaporizzato) al metanodotto in accordo alle specifiche richieste;
• recuperare il gas evaporato (boil-off gas);
Pag. 5
• scaricare GNL con il ritorno dei vapori di gas naturale alla nave metaniera;
• mantenere le linee di scarico fredde mediante ricircolo del GNL dai serbatoi di stoccaggio. Il terminale sarà equipaggiato di quanto necessario per la sicurezza e la salvaguardia ambientale in accordo alle leggi e agli standard applicabili e sarà realizzato utilizzando tecnologie sperimentate. Le infrastrutture ed apparecchiature installate saranno di elevata qualità e affidabilità.
2.4 CARATTERISTICHE DEL GNL IMPORTATO
Le caratteristiche chimico-fisiche del GNL che verrà presumibilmente importato sono riportate nella tabella sottostante (Saipem-Vinci, 2006a).
3 MOTIVAZIONI DEL PROGETTO E CONTESTO ENERGETICO
DI RIFERIMENTO
L'utilizzo di gas naturale può dare un significativo contributo al miglioramento della qualità dell'aria ambiente in considerazione delle sue caratteristiche chimico-fisiche, per la possibilità di trasporto in reti sotterranee e di impiego in tecnologie ad alta efficienza e basse emissioni, non solo in impianti fissi ma anche come carburante per autotrazione.
Il gas naturale presenta evidenti vantaggi anche per la riduzione delle emissioni di gas serra. Il Protocollo di Kyoto richiede una politica di cambiamento climatico per i paesi dell'Unione Europea, con modifiche sostanziali nella struttura del mercato dell'energia.
La sostituzione di combustibili fossili con il gas naturale rappresenta pertanto uno degli obiettivi della politica energetica in diversi paesi sia nella produzione di elettricità che negli usi finali, ivi incluso l'impiego come combustibile per veicoli. Si noti che, secondo le stime Eurogas, ogni punto percentuale aggiuntivo nella quota gas del consumo energetico dell'Unione significherà una riduzione dell'1% delle emissioni totali di CO2.
In ambito europeo il consumo di gas naturale è in continua crescita e le stime Eurogas indicano, per gli Stati membri UE, la tendenza verso un aumento dell'utilizzo di gas che dovrebbe assestarsi intorno ai 500 Mtep nel 2020 (attualmente il consumo è pari a circa 350 Mtep), con una forte quota di importazione. Secondo Eurogas, al 2010 la massima dipendenza dalle importazioni ipotizzabile per i paesi della UE viene stimata pari al 61% nel 2010 per arrivare al 75% nel 2020.
Anche a livello nazionale si è registrato negli ultimi anni un incremento dei consumi del gas naturale e si prevede un suo ulteriore deciso incremento, previsto tra i più alti in Europa, passando dagli attuali 77 Miliardi di m3 ad oltre 90-100 Miliardi di m3 previsti nel 2010-2015, con una quota di consumi coperta dalle importazioni fino ad oltre il 95% (contro l'attuale 82%). Tale crescita sarà abbinata ad una progressiva riduzione della produzione nazionale alla luce dell'elevata maturità geologica che rende impossibile la scoperta e sfruttamento di nuove riserve che possano reintegrare in modo significativo quelle già sfruttate.
I volumi di gas necessari a fronteggiare l'incremento di domanda, sia a livello nazionale che comunitario, dovranno quindi essere approvvigionati attraverso un potenziamento delle infrastrutture di importazione. La crescita del mercato prevista per i prossimi anni e la necessità di ricorrere ad importazioni addizionali richiederanno perciò nuovi investimenti infrastnitturali per il sistema gas Italia e, più in generale, per il sistema UE: nuovi metanodotti, nuovi terminali di rigassifìcazione,
Pag. 7
nuovi stoccaggi, etc. sono infatti necessari non solo per sostenere i previsti tassi di crescita del mercato, ma anche in funzione della necessità di diversificazione dei mercati di origine del gas al fine di garantire la sicurezza e la stabilità delle forniture.
3.1 CONSIDERAZIONI AMBIENTALI CORRELATE ALL'UTILIZZO DI GAS NATURALE
Il gas naturale è costituito prevalentemente da metano (CH4), da piccole quantità di idrocarburi superiori, azoto molecolare e anidride carbonica, in percentuali diverse a seconda della provenienza. Il gas naturale, da quando viene estratto dal sottosuolo a quando viene trasferito all'utente finale, necessita solo di un minimo trattamento.
Le caratteristiche del combustibile influiscono in maniera rilevante sulle emissioni di inquinanti atmosferici sia per utenze industriali che per utenze civili, in quanto:
• le emissioni di composti solforati, polveri, idrocarburi aromatici e metalli prodotti dalla combustione di gas naturale sono trascurabili;
• a parità di energia utilizzata la CO2 prodotta dalla combustione del gas naturale risulta inferiore rispetto a quella prodotta dagli altri combustibili, come analizzato meglio in seguito;
• la possibilità di utilizzare il gas naturale in applicazioni e tecnologie ad alto rendimento come le caldaie a condensazione, gli impianti a cogenerazione e i cicli combinati per la produzione di energia elettrica consente una significativa riduzione delle emissioni di CO2 per unità di energia prodotta. Un ciclo combinato (rendimento del 56-58%) rispetto al ciclo a vapore (rendimento di circa il 40%) consente, a parità di potenza prodotta, riduzioni di CO2 del 50% rispetto ad un impianto tradizionale a olio combustibile e del 60% rispetto ad un impianto alimentato a carbone;
• in un impianto a ciclo combinato la produzione di NOx è circa il 50% di un impianto a carbone della stessa potenza.
La maggiore parte dei rapporti ambientali e/o energetici prodotti recentemente (IEA, 2003) mette in luce la continua e crescente importanza del gas naturale. Il terzo rapporto di valutazione del quadro intergovernativo sui cambiamenti climatici (Third Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change-IPCC) ha rilevato anche che, almeno fino al 2020, è previsto che il gas naturale giochi un ruolo importante nella riduzione delle emissioni in atmosfera. •
Per esempio, considerando semplicemente la quantità di carbonio prodotta per unità di energia, per il gas naturale tale valore risulta essere di 15.3 tC/Tj, mentre per il petrolio di 20.0 tC/Tj e per il carbone si ha un intervallo di 25.8-28.9 tC/Tj, a
Pag. 8
seconda del tipo di carbone consumato, in base a quanto indicato dalle Linee Guida IPCC (IEA, 2003).
Una valutazione più approfondita delle emissioni di carbonio dai diversi combustibili necessita di un'analisi dell'intero ciclo di vita, tramite il confronto di tutte le emissioni dovute non solo al consumo ma anche a tutta la filiera del gas, dalle attività di ricerca e coltivazione fino ai consumatori finali.
Sulla base delle numerose ricerche effettuate relative alle emissioni dell'intera filiera del gas (IEA, 2003) si evidenzia che il gas naturale emette meno inquinanti, a parità di kWh prodotti, di altri comuni combustibili, sia per quanto riguarda la CO2 (circa la metà del carbone e quasi un terzo rispetto alla lignite) che per quanto riguarda SO2, NOx e polveri sottili.
Anche per quanto riguarda le emissioni di gas ad effetto serra l'uso del metano comporta minori emissioni di CO2: tali emissioni sono costituite dal metano stesso, principalmente immesso in atmosfera per perdite di vario genere dal sistema, e dagli N2O, rilasciati durante la combustione, generalmente espressi in termini di CO2 equivalente.
Nella seguente figura sono rappresentate, in funzione delle perdite del sistema (produzione, trasporto, distribuzione e consumo del metano), le emissioni di CO2 equivalente derivanti dall'uso del metano come combustibile e quelle derivanti dall'uso di carbone e olio combustibile (IEA, 2003).
C02 equivalent (g/kWh)
Gas leakage rate
Break-even polnts
Pag. 9
L'esame della figura mostra che l'uso del metano comporta minori emissioni di CO2 equivalente rispetto agli altri due combustibili presi in considerazione. Considerando perdite complessivamente stimate pari a circa l'l.l% rispetto ai volumi trasportati (IEA, 2003), si hanno infatti circa 380 g/kWh di C02 emessa, contro i quasi 600 g/kWh dell'olio combustibile e i quasi 800 g/kWh del carbone.
Per avere, nell'uso del metano, le stesse emissioni di gas serra dovute all'uso dell'olio combustibile (break even point), si dovrebbero avere perdite pari a circa il 9% (ossia 8 volte superiori a quelle stimate). Le perdite dovrebbero essere ancora maggiori (16 % circa) nel confronto con il carbone (IEA, 2003).
Il gas naturale presenta quindi evidenti vantaggi anche per la riduzione delle emissioni di gas serra. Il Protocollo di Kyoto, che ha siglato l'impegno di ridurre il livello dei gas ad effetto serra riscontrato nel 1990 dell'8% entro il 2008-2012, richiede una politica di cambiamento climatico per i paesi dell'Unione Europea, con modifiche sostanziali nella struttura del mercato dell'energia.
Il fattore determinante a favore del gas naturale è quindi rappresentato dall'alto grado di accettabilità ambientale che lo distingue da altri combustibili fossili; oltre ai vantaggi in precedenza descritti in termini di riduzione delle emissioni si evidenzia infine che:
• nella fase di produzione del gas naturale gli impatti ambientali sono minori rispetto agli altri combustibili;
• l'utilizzo di stoccaggi sotterranei in giacimenti esauriti e la fornitura diretta all'utente finale con tubazioni interrate permette di evitare gli impatti ambientali connessi con lo stoccaggio e il trasporto del carbone e dei prodotti petroliferi.
La sostituzione di combustibili fossili con il gas naturale rappresenta pertanto uno degli obiettivi della politica energetica in diversi paesi sia nella produzione di elettricità che negli usi finali, ivi incluso l'impiego come combustibile per veicoli. Si noti che, secondo le stime Eurogas, ogni punto percentuale aggiuntivo nella quota gas del consumo energetico dell'Unione significherà una riduzione dell'1% delle emissioni totali di CO2.
3.2 MERCATO EUROPEO DEL GAS NATURALE, SITUAZIONE ATTUALE E IPOTESI DI SVILUPPO
Nel seguito è riportata la caratterizzazione del mercato europeo del gas naturale (situazione attuale e prospettive future di sviluppo). L'analisi condotta fa riferimento a:
Pag. 10
• il comunicato stampa di Eurogas emesso nei primi mesi del 2005 ed intitolato "Naturai Gas Consumption in Europe in 2004";
• la relazione annuale di Eurogas riferita al periodo 2002 - 2003.
3.2.1 Situazione Attuale
Nel 2003 il consumo totale di gas naturale in Europa (Paesi UE) è stato pari a circa 425 Gm3, facendo riscontrare una crescita rispetto al 2002 (consumo totale 409 Gm ) del 4% (Eurogas, 2004).
Il continuo trend di crescita dei consumi di gas ha raggiunto un valore complessivo negli ultimi cinque anni pari al 10% circa; tale aumento dei consumi, peraltro registrato anche in periodi di scarsa crescita economica o caratterizzati da condizioni climatiche generalmente favorevoli, è conseguenza dei benefici ambientali ed economici legati all'utilizzo del gas naturale, che è diventata la fonte con le più alte prospettive di crescita nel mercato dell'energia. Le principali ragioni della crescita riscontrata nel 2003 sono così riassumibili:
• aumento continuo degli operatori in tutti i settori che sfruttano il gas naturale;
• condizioni climatiche meno temperate rispetto al 2002; tale situazione, riscontrata specialmente all'inizio del 2003, ha causato un aumento soprattutto per quel che riguarda i consumi domestici;
• significativo incremento dell'utilizzo di gas quale combustibile legato alla produzione di energia nella maggior parte dei paesi europei; tale incremento risulta principalmente ascrivibile a due fattori:
- competitività del gas,
- alta efficienza delle turbine a gas utilizzate nei cicli combinati e
conseguenti aspetti positivi sotto il profilo della tutela ambientale;
• stabile crescita della domanda da parte del settore industriale in conseguenza
del lieve miglioramento della situazione economica rispetto al 2002.
Nella seguente tabella è brevemente riassunto lo sviluppo del consumo di gas naturale nei paesi dell'Europa Occidentale negli ultimi due anni (Eurogas, 2004).
Consumo di Gas Naturale nei Paesi OCSE Fonte: Eurogas (2004)
Nazione(1) Anno 2002 [Beni] Anno 2003 [Bcm] Anno 2004 [Bcm] Variazione 2002 - 2003 Variazione 2003 - 2004
Austria 8.2 9.1 9.2 10.3 % 0.3 %
Pag. 11
(1) La Norvegia, nonostante sia uno dei maggiori produttori di gas, ha un consumo interno trascurabile.
La tabella evidenzia un aumento dei consumi piuttosto diffuso nei paesi europei, in particolare:
• alcuni paesi evidenziano una crescita decisamente sopra alla media: nel 2003 Austria, Belgio, Finlandia, Grecia, Italia e Spagna hanno fatto registrare tassi di crescita dei consumi compresi tra 7.7% e 13.3%, mentre nel 2004 i paesi nei quali sono stati registrati i maggiori tassi di crescita sono Grecia, Lussemburgo, Spagna e Portogallo con valori compresi tra 10 % e 23 %;
• alcuni paesi sono contraddistinti da aumenti ancora considerevoli ma con tassi più contenuti e compresi tra 2.5% e 6.8% (Ungheria, Svizzera, Germania, Francia, Danimarca e Repubblica Ceca nel 2003; Francia, Regno Unito e Italia nel 2004);
• nel 2003 cinque stati hanno fatto registrare aumenti nulli o poco significativi e in alcuni casi lievi decrementi (Irlanda, Svezia, Lussemburgo, Olanda e Régno Unito), mentre nel 2004 gli stati con consumi sostanzialmente invariati sono nove: Austria, Belgio, Svizzera, Repubblica Ceca, Germania, Irlanda, Olanda, Svezia e Turchia;
Pag. 12
• nel 2003 in due stati (Portogallo e Slovacchia) c'è stata una sensibile diminuzione del consumo di gas; nel 2004 sensibili riduzioni dei consumi sono state registrate in Finlandia e Slovacchia.
La fornitura totale (produzione interna e importazione) di gas naturale in Europa (Paesi UE) nel 2003 è stata pari a 424 Gm3; questo valore risulta lievemente inferiore (1 Bcm) alla domanda che viene soddisfatta sfruttando i quantitativi stoccati; la produzione interna (inclusa quella della Norvegia) rimane la maggiore fonte di approvvigionamento coprendo circa i 2/3 del totale, il restante quantitativo viene importato e proviene prevalentemente da Russia ed Algeria.
3.2.2 Prospettive della Domanda di Gas
Secondo le stime di Eurogas la domanda di gas naturale dovrebbe crescere sostenuta dall'estensione della rete di distribuzione nei paesi a minore sviluppo e dalla diffusione crescente delle centrali a ciclo combinato, sia nei mercati maturi sia in quelli in rapida espansione; infatti già circa un quarto del consumo europeo di energia primaria è basato sul gas naturale, come si può dedurre dalla tabella seguente (Eurogas, 2003).
Consumi in Mtep (Anno 2002) Fonte: Eurogas (2003)
Nazione Petrolio Comb. Solidi Gas Nucleare Idroelettrica En.
Elettrica
Importata Fonti Rinnovabili Altre Fonti Totale
Austria
Belgio
Pag. 13
Le stime Eurogas indicano la tendenza verso un aumento dell'utilizzo di gas che dovrebbe assestarsi intorno a 500 Mtep nel 2020 (attualmente il consumo è pari a circa 350 Mtep); nelle tabella seguente è brevemente schematizzato l'andamento della domanda di gas naturale riferita all'orizzonte temporale compreso tra il 2002 ed il 2020 per quel che riguarda gli Stati Membri dell'Unione Europea (Eurogas, 2003).
Previsioni sull'Andamento della Domanda Fonte: Eurogas di Gas negli Stati Membri UE
(2003)
Anno Domanda
Totale Gas
[Mtep] Produzione Interna
[Mtep] Importazione da Gasdotto
[Mtep] Altre Fonti Approvvigiona mento
[Mtep] Percentuale Gas
rispetto
En. Primaria
Le previsioni Eurogas evidenziano che:
• nell'Europa Occidentale si prevede che la domanda di energia primaria crescerà fino a 1,600 Mtep al 2010 e raggiungerà 1,700 Mtep al 2020. La domanda totale di energia aumenterà ad un tasso considerevolmente più basso rispetto a quello del prodotto interno lordo e ciò grazie a significativi miglioramenti dell'efficienza in tutti gli usi energetici;
• la percentuale di utilizzo delle fonti energetiche cambiera sostanzialmente nei prossimi 20 anni, in quanto si prevede un uso crescente del gas naturale, con una conseguente diminuzione dei combustibili tradizionali quali petrolio e carbone. In particolare il tasso di crescita del gas naturale sarà superiore a quello degli altri combustibili e la sua quota salirà a circa il 25% nel 2010;
Pag. 14
• la domanda di gas raggiungerà i 437 Mtep al 2010 (pari a circa 530 Miliardi di Sm3) e 489 Mtep (590 Miliardi di Sm3) al 2020, corrispondente ad un tasso di crescita medio annuo pari a 2% per l'intero periodo 2002-2020; si noti che tale tasso è doppio rispetto al tasso d'aumento dell'energia primaria e che la maggior parte dell'aumento avverrà entro il 2010;
• la domanda di gas aumenterà sia nei paesi dove il gas naturale ha già un ruolo fondamentale, come in Italia, Germania e Regno Unito, sia in quelli dove attualmente il gas non è ancora usato in modo estensivo (Portogallo e Grecia), e dove si prevede che aumenterà considerevolmente il suo ruolo nel prossimo futuro;
• il consumo di gas nel settore residenziale/commerciale rimarrà il più importante (38%), seguito dalla produzione di energia elettrica (35%), mentre il settore industriale vedrà ridotta la sua quota a circa il 25%;
• i punti chiave nello sviluppo del settore residenziale/commerciale sono rappresentati da:
- sviluppo della rete,
- incremento dell'intensità del consumo energetico per famiglia che è
particolarmente basso nei paesi del Mediterraneo, caratterizzati da inverni
miti;
• è previsto un forte incremento nel settore della produzione dell'energia elettrica che assorbirà circa il 40% dell'aumento totale della domanda; un nuovo incremento potrebbe derivare dalla riduzione del ruolo dell'energia nucleare in alcuni paesi;
• il settore industriale, grazie ad un consumo specifico più alto rispetto a quello dei settori residenziale e commerciale, è generalmente il primo mercato a svilupparsi, ed è anche il più maturo in molti paesi. Quindi la domanda di gas naturale rimarrà abbastanza stabile in linea con la tendenza nella produzione industriale;
• la produzione dei paesi dell'Unione non riuscirà a coprire l'incremento atteso della domanda. La differenza dovrà quindi essere soddisfatta dalle importazioni legate allo sviluppo di nuove risorse ed attingendo prevalentemente agli esportatori tradizionali quali Russia, Algeria e Norvegia.
Secondo Eurogas, al 2010 la massima dipendenza dalle importazioni ipotizzabile per i paesi della UE viene stimata pari al 61% nel 2010 per arrivare al 75% nel 2020, come sintetizzato nella tabella seguente (Eurogas, 2003), che riporta la massima quota di importazione prevedibile per gli attuali Stati membri dell'Unione Europea e per i paesi europei aderenti all'OCSE con riferimento al Periodo 2002-2020. Pag. 15
Massima Quota di Importazione Prevedibile Fonte: Eurogas (2003)
Quota Import Gas Paesi UE
Quota Import Gas Paesi Europei OCSE
In ogni caso, le prospettive di sviluppo dei consumi, unitamente al progressivo incremento della dipendenza da fonti di approvvigionamento extra-europee, riconducibile al graduale esaurimento delle riserve dei Paesi UE, rendono sempre più stringente la necessità di procedere ad una reale integrazione dei singoli mercati nazionali, allo scopo di superare i rischi connessi all'attuale scarsità di coordinamento nell'operatività dei diversi sistemi. In particolare, l'interoperabilità delle reti di trasporto e il potenziamento delle infrastrutture di importazione divengono un aspetto cruciale per sostenere i previsti tassi di crescita del mercato, anche in funzione della necessità di diversificazione dei mercati di origine del gas al fine di garantire la sicurezza e la stabilità delle forniture.
La creazione di un adeguato sistema integrato di gasdotti, terminali di rigassificazione e impianti di stoccaggio rappresenta, in prospettiva, il fattore chiave per completare la transizione dal vecchio assetto monopolistico al nuovo contesto competitivo.
Translation - Slovenian
POROČILO
PRESOJA VPLIVOV NA OKOLJE
PROJEKTNI REFERENČNI OKVIR
MORSKI TERMINAL ZA UPLINJANJE UZP ALPI ADRIATICO TER MORSKI PLINOVOD - TRŽAŠKI ZALIV
1 UVOD
Skupina Endesa, ki je ena glavnih energetskih operaterjev na svetu, je preko svoje podružnice Endesa Europea ustanovila Družbo Terminal Alpi Adriatico S.r.l. za izvedbo morskega terminala za sprejem in uplinjanje UZP (utekočinjenega zemeljskega plina) v Tržaškem zalivu na severu Jadranskega morja. Terminal bo lociran približno 13 km zahodno od mesta Trst, kjer je globina morja okoli 24 m (gl. Sliko 1.1).
Objekt, ki bo zagotavljal pretovor plina 8 milijard Sm3/leto, obsega naslednje:
● Morski terminal, ki omogoča naslednje dejavnosti:
- pristajanje in privez ladij za prevoz UZP,
- shranjevanje UZP v ustreznih posodah v notranjosti Terminala
- uplinjanje UZP
● plinovod za priključitev na državno omrežje, ki ga sestavljajo:
- morski plinovod dolžine okoli 12 km, položen od Terminala do obale. Točka izhoda na kopno se nahaja na območju med izlivom Soče in Ustjem Primero (Bocche di Primero) v občini Gradež (Gorica),
- plinpžovod na kopnem dolžine pribl. 19 km – od izhoda na kopno do točke vstopa v državno omrežje, ki se nahaja v bližini obstoječe postaje Snam Rete Gas blizu kraja Villesse (Gorica).
V bližini točke izhoda plinovoda na kopno se predvideva postaja za fiskalne meritve plina.
Ta dokument, ki sestavlja "Projektni referenčni okvir" pripravljene Presoje vplivov na okolje (PVO), obravnava naslednje:
● morski terminal;
D'APPOLONIA S.p.A. Via San Nazaro, 19 – 16145 Genova, Italia
Telefono +39 010 362 8148 - Fax +39 010 362 1078
e-mail: [email protected] - Web Site: http://www.dappolonia.it
● plinovod za priklop na državno omrežje in sicer od Terminala do postaje za fiskalne meritve plina (glede na predvideno lokacijo postaje pribl. 100 m od obale se obravnavana trasa v glavnem ujema z morskim plinovodom).
Poročilo "Projektni referenčni okvir" "Presoje vplivov na okolje" vsebuje opis projekta in rešitve, ki so bile sprejete na podlagi predhodnih študij, prav tako pa tudi izpuste in interakcije objekta z okoljem in prostorom. Poleg tega povzema razloge, ki so usmerjali opredelitev projekta in opisuje tehnične razloge za projektne izbore ter ukrepe za boljšo vključitev v okolje.
Podatki v tem poročilu ustrezajo zahtevam DPR 2 (sept. 1999, št. 348) "Pravilnik o tehničnih normah v zvezi s presojami vplivov na okolje za določene kategorije del" glede obratov za uplinjanje in utekočinjanje (točka 6 Priloge I).
Opis poglavij tega poročila:
● V 2. poglavju je splošen opis objekta;
● V 3. poglavju je analiza stopnje pokrivanja povpraševanja in ponudbe zemeljskega plina ter predvideni razvoj razmerja povpraševanje/ponudba, prav tako pa tudi sistem oskrbe z zemeljskim plinom v Italiji v sedanjosti ter razvojne smernice;
● V 4. poglavju so razlogi za projektne izbore glede:
- tipologije del,
- lociranja morskega objekta,
- struktur in postopka obdelave UZP,
- lociranja točke izhoda morskega voda na kopno;
● v 5. in 6. poglavju je podroben opis predlaganega projekta in sicer morskega terminala (5. poglavje) in voda na kopnem (6. poglavje);
● V 7. poglavju so razčlenjene dejavnosti za izvedbo del;
● V 8. poglavju je predstavljen celoten pregled interakcij obravnavanega objekta z okoljem in prostorom v času izvajanja del in obratovanja;
● V 9. poglavju so opisani projektni ukrepi za omilitev in kompenzacijo vpliva obravnavanega posega;
● V 10. poglavju so navedene mere za izvajanje in nadzor v fazi izgradnje objekta;
● V 11. poglavju so nekateri preudarki v zvezi z varnostnimi ukrepi (preprečevanje in glavni rezultati varnostnih ocen obravnavanega objekta).
2 SPLOŠEN OPIS OBJEKTA
2.1 UVODNE UGOTOVITVE
Projekt "Terminal Alpe Adriatico" obravnava izvedbo morskega terminala za sprejem in uplinjanje UZP (utekočinjenega zemeljskega plina s temperaturo -162 ºC), ki ga Endesa namerava postaviti v Tržaškem zalivu na odprtem morju pred Tržičem (Monfalcone) na razdalji okoli 10 km od obale.
Po spremembi UZP v plinasto stanje se bo le-ta pošiljal v državno plinovodno omrežje za metan.
Projektirana dela morajo zagotoviti naslednje:
● pristajanje in privez plinskih tankerjev;
● raztovarjanje tankerjev in pošiljanje UZP v rezervoarje za skladiščenje;
● shranjevanje UZP;
● uplinjanje UZP;
● pošiljanje zemeljskega plina v omrežje.
Ogrodje terminala bo iz armiranobetonske konstrukcije, narejene po tehnologiji GBS (gravity base structure – samotežna konstrukcija). Na vrhu te konstrukcije se bodo nahajale naprave za povečanje tlaka, uplinjanje, obdelavo zemeljskega plina, privez in razkladanje plinskih tankerjev, prav tako pa tudi pomožne storitve, ki so potrebne za delovanje naprav in napeljav ter oskrbo delovnega in nadzornega osebja.
V betonsko konstrukcijo terminala bodo vgrajeni tankerji za shranjevanje UZP.
Terminal bo dopolnjen s podvodnim plinovodom dolžine okoli 12 km do točke izhoda na kopno v občini Gradež ter s kopenskim plinovodom dolžine okoli 19 km do točke priklopa na državno omrežje v bližini kraja Villesse.
S pomočjo obravnavanega terminala se bo v Italijo lahko uvozilo pribl. 8 milijard Sm3 (8 GSm3) plina na leto.
Obravnavani projekt je del ambicioznega programa za poživitev industrije, pri katerem Endesa Italia sodeluje s prilagajanjem svojih elektrarn - večina, ki delujejo na kurilno olje, se spreminja v kombinirane plinske, kar bo povečalo predvideno porabo metana na 6 GSm3 v letu 2010.
2.2 LOCIRANJE OBJEKTA
Predvidena lokacija terminala je na odprtem Jadranskem morju v Tržaškem zalivu pred obalami Furlanije Julijske krajine.
Terminal se bo nahajal v bližini slovenskih mednarodnih vod, od katerih bo oddaljen pribl. 1 km.
Izbrano območje lokacije ustreza naslednjim zahtevam:
● zanj še niso bile izdane koncesije ali kaj podobnega;
● ustrezni pogoji v zvezi z morskim dnom;
● ustrezni morsko-vremenski pogoji;
● zaradi razdalje terminala od obale je optični vpliv minimalen;
● zaradi razdalje od obale so varnostni pogoji optimalni;
● globina morja (okoli 24 m) je primerna za manevriranje ladij brez dodatnih poglobitev dna, zato odpadejo možni tozadevni vplivi na naravo v tem prostoru.
2.3 SPLOŠN IZHODIŠČA ZA PROJEKTIRANJE
Terminal je bil projektiran za:
● obdelavo raznovrstih UZP, ki prihajajo iz različnih virov;
● pošiljanje uplinjenega UZP pod visokim tlakom v plinovod v skladu s specifičnimi zahtevami;
● ponovno kondenzacijo izhlapelega UZP (boil-off gas),
● pretok UZP z vračanjem hlapov zemeljskega plina v plinski tanker,
● vzdrževati linije za raztovarjanje hladne s pomočjo recirkulacije TZP iz rezervoarjev za skladiščenje. V skladu z zakoni in tozadevnimi standardi bo terminal imel opremo za varnost in zaščito okolja. Izveden bo z uporabo preizkušenih tehnologij. Vgrajena omrežja in naprave bodo visoke kakovosti in zanesljivosti.
Uporaba zemeljskega plina lahko znatno prispeva k izboljšanju kakovosti okoljskega zraka glede na kemijsko-fizikalne lastnosti plina, možnosti prenosa po podzemnih omrežjih in uporabo v tehnologijah z visoko produktivnostjo in nizkimi emisijami, ne samo v fiksnih napravah, ampak tudi kot gorivo za vozila.
Zemeljski plin omogoča tudi zmanjšanje emisij toplogrednih plinov. Kjotski protokol zahteva ustrezno politiko do podnebnih sprememb v državah Evropske unije, s tem pa tudi bistvene spremembe v sestavi energetskega trga.
Zamenjava fosilnih goriv z zemeljskim plinom zato predstavlja enega od ciljev energetske politike v večih državah in sicer tako pri proizvodnji električne energije kot pri končni uporabi, kar vključuje uporabo plina za pogon vozil. Po ocenah Eurogas-a pomeni povečanje porabe plina kot energenta v EU za vsako odstotno točko hkrati tudi zmanjšanje celotne emisije CO2 za 1%.
V evropskem prostoru se poraba zemeljskega plina stalno veča. Po ocenah Eurogas-a se bo poraba plina v članicah EU ustalila leta 2020 pri okoli 500 Mtep (sedaj je ta poraba okoli 350 Mtep) ob veliki udeležbi uvoza. Eurogas tudi predvideva, da bodo leta 2010 članice EU uvozile do 61%, leta 2020 pa 75% vsega potrebnega plina.
Tudi v Italiji se je v zadnjih letih beležila povečana poraba zemeljskega plina. Predvideva se nadaljne odločno povečevanje, ki bo verjetno med najmočnejšimi v Evropi, od sedanjih 77 milijard m3 do preko 90-100 milijard m3 v letih 2010-2015, ko bo preko 95% porabe pokrival uvoz (sedaj ta pokritost znaša 82%). To povečanje bo povezano s progresivnim zmanjševanjem proizvodnje plina v Italiji - zaradi velike geološke raziskanosti je pravzaprav nemogoče pričakovati, da se bodo odkrivala in izkoriščala nova nahajališča, ki bi lahko v znatnem obsegu nadomestila že izčrpana.
Količine plina za pokrivanje povečanega povpraševanja, tako na ravni države kot Skupnosti, bo torej moralo spremljati povečanje infrastruktur za uvoz plina. Predvidena rast trga v naslednjih letih ter potrebe po dodatnem uvozu bodo zahtevale nove investicije v italijanske plinovodne sisteme kot tudi v sisteme EU. Novi plinovodi, terminali za uplinjanje, povečane skladiščne zmogljivosti ipd. so potrebni zaradi predvidene stopnje rasti trga, prav tako pa tudi zaradi ločevanja različnih izvorov plina z namenom, da se zagotovi varna in stabilna oskrba.
3.1 OKOLJSKI POMISLEKI V ZVEZI Z UPORABO ZEMELJSKEGA PLINA
Zemeljski plin je večinoma sestavljen iz metana (CH4) ter manjših količin višjih ogljikovodikov, molekularnega dušika in ogljikovega anhidrida. Odstotki se nekoliko razlikujejo glede na izvor. Od pridobivanja izpod zemeljskega površja do prenosa h končnemu porabniku potrebuje zemeljski plin le malenkostno obdelavo.
Karakteristike goriva vplivajo na emisije onesnaževalcev zraka, kar velja tako za industrijsko kot za civilno uporabo, kajti:
● emisije žveplovih spojin, prahu, aromatskih ogljikovodikov in kovin, ki nastajajo pri izgorevanju zemeljskega plina, so zanemarljive;
● glede na izkoriščeno energijo je količina CO2, ki nastane pri gorenju zemeljskega plina, manjša od količine, ki nastane pri uporabi drugih goriv (bolj podrobna analiza je v nadaljevanju);
● možnosti za uporabo zemeljskega plina pri postopkih in tehnologijah z visokimi izkoristki, kot so kondenzacijski kotli, naprave z rekuperacijo in kombiniranim delovanjem za proizvodnjo električne energije omogoča znatno zmanjšanje emisij CO2 na enoto proizvedene energije. S kombinirano proizvodnjo (izkoristek 56-58 %) je glede na parno (izkoristek okoli 40%) pri proizvodnji iste količine energije mogoče zmanjšati emisijo CO2 za 50%, če gre za tradicionalne naprave na kurilno olje (oz. 60 %, če je kurivo premog);
● v napravah na kombinirano delovanje se proizvede okoli 50% manj NOx, kot v napravah na premog, ki imajo isto moč.
Večina poročil o okolju in/ali energiji, izdanih v zadnjem času (IEA, 2003), govori o povečanem pomenu zemeljskega plina. V tretjem ocenjevalnem poročilu medvladnega foruma za podnebne spremembe (Third Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change – IPCC) je tudi predvideno, da bo zemeljski plin igral pomembno vlogo pri zmanjšanju emisij v ozračje najmanj do leta 2020.
Če enostavno upoštevamo količino ogljika, ki se proizvede na enoto energije, potem je ta podatek po smernicah IPCC (IEA, 2003) za zemeljski plin 15.3 tC/Tj, za nafto 20.0 tC/Tj in za premog med 25.8 in 28.9 tC/Tj (odvisno od vrste premoga).
Za bolj poglobljeno vrednotenje emisij ogljika iz različnih goriv je potrebna analiza celotnega ciklusa, ki upošteva vse emisije – tako pri končni uporabi, kot na celotni poti plina t.j. od raziskav in obdelave do končnih porabnikov.
Na podlagi številnih raziskav emisij na celotni poti plina (IEA, 2003) je razvidno, da zemeljski plin odda manj emisij na proizvedeno kWh kot ostala običajna goriva. To velja tako za CO2 (pribl. polovico količine, ki jo odda premog oz. skoraj tretjino tiste, ki jo odda lignit), kot za SO2, NOx in prašne delce.
Tudi glede emisij toplogrednih plinov je uporaba metana ugodnejša, saj povzroča manjše emisije CO2: te emisije predstavljata sam metan (ki pride v ozračje največkrat zaradi različnih izgub sistema) in N2O (proizvod gorenja), ki se v glavnem izražata kot ekvivalent CO2.
Na naslednji sliki so predstavljene izgube sistemov (proizvodnja, transport, distribucija in poraba) kot ekvivalent emisij CO2, če se za gorivo uporablja metan, premog ali kurilno olje (IEA, 2003).
- S L I K A -
CO2 equivalent (g/kWh) Ekvivalent CO2 (g/kWh)
Gas Plin
Coal Premog
Oil Kurilno olje
Gas leakage rate Stopnja puščanja plina
Break-even points Točke izenačenja
Rezultati na grafikonu kažejo, da je pri uporabi plina sorazmerno manj emisij CO2 kot pri ostalih dveh obravnavanih gorivih. Ob upoštevanju celotnih izgub, ki se ocenjujejo na okoli 1.1% transportiranih količin (IEA, 2003), dobimo dejansko okoli 380 g/kWh oddanega CO2 v primerjavi s skoraj 600 g/kWh pri kurilnem olju in skoraj 800 g/kWh pri premogu.
Da bi imeli pri uporabi metana enake emisije toplogrednih plinov kot pri uporabi kurilnega olja (gl. točko izenačenja oz. break-even point), bi morale izgube metana znašati skoraj 9% (oz. 8-krat več od ocenjenih). Za izenačitev s premogom bi morale te izgube znašati okoli 16% (IEA, 2003).
Torej ima zemeljski plin veliko prednost tudi pri zmanjševanju toplogrednih plinov. Kjotski protokol je določil zmanjšanje plinov s toplogrednim učinkom do obdobja 2008-2012 za 8% glede na leto leta 1990, kar zahteva ustrezno politiko do podnebnih sprememb v državah Evropske unije, s tem pa tudi bistvene spremembe v sestavi energetskega trga.
Odločilni dejavnik v prid zemeljskemu plinu tako predstavlja visoka stopnja okoljske sprejemljivosti v primerjavi z ostalimi fosilnimi gorivi. Poleg že omenjenih prednosti pri zmanjševanju emisij je pomembno tudi naslednje:
● v fazi proizvodnje zemeljskega plina so vplivi na okolje manjši kot pri ostalih gorivih;
● z uporabo podzemnega skladiščenja v izrabljenih nahajališčih in neposredno dobavo do potrošnika po podzemnih plinovodih se izognemo vplivom na okolje v zvezi s shranjevanjem in transportom premoga ter naftnih derivatov.
Zamenjava fosilnih goriv z zemeljskim plinom zato predstavlja enega od ciljev energetske politike v večih državah in sicer tako pri proizvodnji električne energije kot pri končni uporabi, kar vključuje tudi uporabo plina za pogon vozil. Po ocenah Eurogas-a pomeni povečanje porabe plina kot energenta v EU za vsako odstotno točko hkrati tudi zmanjšanje celotne emisije CO2 za 1%.
3.2 EVROPSKI TRG ZEMELJSKEGA PLINA – SEDANJE STANJE IN PREDVIDENI RAZVOJ
V nadaljevanju so obravnavane značilnosti evropskega trga zemeljskega plina (sedanje stanje in predvideni razvoj). Analiza je bila izvedena ob upoštevanju:
● tiskane publikacije "Natural Gas Consumption in Europe in 2004" (Poraba zemeljskega plina v Evropi v letu 2004), ki jo je Eurogas izdal v začetku leta 2005;
● letnega poročila Eurogas-a za obdobje 2002-03.
3.2.1 Sedanje stanje
Leta 2003 je znašala celotna poraba zemeljskega plina v članicah EU približno 425 Gm3, kar pomeni 4% povečanje glede na leto 2002, ko je znašala 409 Gm3 (Eurogas, 2004).
Stalen trend rasti porabe plina je v zadnjih petih letih povzročil celoten dvig za okoli 10%. Ta dvig porabe, ki je bil sicer dosežen v obdobjih slabe gospodarske rasti in nasplošno ugodnih klimatskih razmer, je posledica okoljskih in ekonomskih ugodnosti v zvezi z uporabo zemeljskega plina, ki ima najboljše perspektive za rast na energetskem trgu. Tako so glavni razlogi za rast v letu 2003:
● stalno večanje števila operaterjev v vseh sektorjih, ki uporabljajo zemeljski plin;
● hladnejše vremenske razmere kot leta 2002 (predvsem v začetku 2003), ki so povzročile povečanje porabe in sicer predvsem v gospodinjstvih;
● občutno povečanje uporabe plina kot goriva za proizvodnjo energije v večini evropskih držav; do tega povečanja je prišlo v glavnem zaradi dveh dejavnikov:
- konkurenčnosti plina;
- visoke učinkovitosti plinskih turbin, ki se uporabljajo v kombinirani proizvodnji in posledično pozitivni rezultati v zvezi z zaščito okolja;
● stabilne rasti povpraševanja v industrijskem sektorju kot posledica rahlega izboljšanja gospodarskega položaja glede na leto 2002.
V naslednji tabeli je na kratko povzeta rast porabe zemeljskega plina v Zahodni Evropi v zadnjih letih (Eurogas, 2004).
Poraba zemeljskega plina v državah Organizacije za gospodarsko sodelovanje in razvoj
Vir: Eurogas 2004
Država (1) V letu 2002
(Bcm oz. milijard m3) V letu 2003
(Bcm oz. milijard m3) V letu 2004
(Bcm oz. milijard m3) Sprememba 2002 - 2003 Sprememba 2003 - 2004
Avstrija 8.2 9.1 9.2 10.3 % 0.3 %
Poraba zemeljskega plina v državah Organizacije za gospodarsko sodelovanje in razvoj
Vir: Eurogas 2004
Država (1) V letu 2002
(Bcm oz. milijard m3) V letu 2003
(Bcm oz. milijard m3) V letu 2004
(Bcm oz. milijard m3) Sprememba 2002 - 2003 Sprememba 2003 - 2004
Belgija 16.1 17.1 17.4 7.7 % 1.7 %
Švica 3.0 3.1 3.2 5.6 % 2.4 %
Češka 9.3 9.5 9.4 2.4 % -0.4 %
Nemčija 88.6 88.7 89.7 3.6 % 1.2 %
Danska 4.7 4.9 4.7 2.8 % -3.4%
Španija 22.4 25.4 29.5 13.3 % 16.0 %
Francija 44.6 46.3 48.1 4.6 % 3.9 %
Finska 4.4 4.9 4.7 11.0 % -3.3 %
Grčija 2.1 2.4 2.6 13.3 % 10.1 %
Madžarska 12.8 14.1 13.4 6.8 % -4.7 %
Italija 68.8 75.6 78.4 9.3 % 3.8 %
Irska 4.4 4.4 4.4 0.0 % -0.8 %
Luksemburg 1.5 1.3 1.4 0.1 % 12.7 %
Nizozemska 42.9 42.9 43.5 -0.2 % 1.3 %
Portugalska 3.3 3.2 3.9 -4.1 % 23.9 %
Švedska 1.0 1.0 1.0 -0.1 % 0.9 %
Slovaška 7.2 6.6 6.3 -8.8 % -5.0 %
Turčija 18.1 21.0 21.0 15.9 % 0.0 %
Združ. kralj. 94.7 95.3 98.3 -1.1 % 3.1 %
Skupaj: 458.1 476.8 490.1 3.8 % 2.8 %
(pri Luksemburgu je napaka – op. prev.)
(1) Opomba: Norveška ima zanemarljivo porabo, čeprav je med večjimi proizvajalci plina.
Podatki na tabeli kažejo, da je bilo povečanje porabe plina v evropskih državah dokaj različno:
● v nekaterih državah je rast močno presegala povprečje: tako so leta 2003 v Avstriji, Belgiji, Finski, Grčiji, Italiji in Španiji zabeležili stopnje rasti porabe med 7.7 in 13.3 %, medtem ko je bila v letu 2004 največja rast v Grčiji, Luksemburgu, Španiji in Portugalski (med 10 in 23 %).
● za nekatere države je značilna znatna rast, vendar z bolj umirjenimi stopnjami med 2.5 in 6.8 % (Madžarska, Švica, Nemčija, Francija, Danska in Češka v letu 2003 ter Francija, Združeno kraljestvo in Italija v letu 2004);
● leta 2003 v petih državah ni bilo rasti ali pa je bila zelo majhna, v nekaterih državah pa je prišlo celo do rahlega padca (Irska, Švedska, Luksemburg, Nizozemska in Združeno kraljestvo); v letu 2004 je bila poraba v bistvu nespremenjena v devetih državah (Avstrija, Belgija, Švica, Češka, Nemčija, Irska, Nizozemska, Švedska in Turčija);
● leta 2003 je prišlo do občutnega zmanjšanja porabe na Portugalskem in Slovaškem, leta 2004 pa na Finskem in Slovaškem.
Celotna dobava (lastna proizvodnja in uvoz) zemeljskega plina v članicah EU je leta 2003 znašala 424 Gm3, kar je nekoliko manj od povpraševanja (1Bcm), zato so se porabile uskladiščene količine. Lastna proizvodnja (vključno z Norveško) ostaja glavni vir oskrbe, saj pokriva pribl. 2/3 celote, ostalo pa se uvaža predvsem iiz Rusije in Alžirije.
3.2.2 Perspektive povpraševanja po plinu
Po ocenah Eurogas-a bo v deželah z manjšim razvojem povpraševanje po zemeljskem plinu naraščalo glede na rast omrežja, na zrelih trgih in tistih s hitrim razvojem pa glede na povečano rast števila elektrarn s kombiniranim delovanjem. Kot je razvidno na naslednji tabeli že okoli ene četrtine evropske porabe primarne energije izvira iz zemeljskega plina (Eurogas, 2003).
Porabe v Mtep (leto 2002)
Vir: Eurogas (2003)
Država Nafta Trdna goriva Plin Jedrska Vodna elektr Uvožena el. energ Obnovljivi viri Ostali viri Skupaj
Združ. kralj. 73.5 37.7 94.0 20.3 0.5 0.7 2.8 0.0 229.5
Skupaj članice EU: 591.5 220.5 356.6 229.7 27.6 4.3 55.5 5.3 1491.2
V celoti: 645.1 277.5 400.8 248 34 4 58 6.3 1682.7
Po ocenah Eurogas-a se bo poraba glede na trende ustalila leta 2020 pri okoli 500 Mtep (sedaj znaša okoli 350 Mtep). Na naslednji tabeli je shematsko prikazan pričakovani razvoj povpraševanja po zemeljskem plinu po obdobjih med leti 2002 in 2020 v članicah EU (Eurogas, 2003).
Predvideno gibanje povpraševanja po plinu v članicah EU
Vir: Eurogas (2003)
Leto Celotno povpra-ševanje po plinu
(Mtep) Lastna proizvodnja (Mtep) Uvoz po plinovodih (Mtep) Drugi viri oskrbe
(Mtep) Odstotek plina v primarni energiji
2002 343 196 151 0 23 %
2005 387 183 201 3 23 %
2010 437 171 223 44 25 %
2015 470 149 222 99 27 %
2020 489 119 234 136 28 %
Napovedi Eurogas-a kažejo naslednje:
● v Zahodni Evropi bo povpraševanje po primarni energiji predvidoma naraslo do leta 2010 na 1,600 Mtep in leta 2020 doseglo 1,700 Mtep. Celotno povpraševanje po energiji bo naraščalo po dokaj nižji stopnji kot bruto domači proizvod zaradi občutnih izboljšav pri učinkovitosti porabe vseh vrst energije;
● odstotki udeležbe energetskih virov se bodo bistveno spremenili v naslednjih 20 letih, saj se predvideva povečanje porabe zemeljskega plina ter posledično zmanjšanje tradicionalnih goriv kot sta nafta in premog. Še posebej je pomembno, da bo stopnja naraščanja porabe zemeljskega plina presegala stopnje drugih goriv in njegov delež se bo leta 2010 dvignila na okoli 25 %;
● povpraševanje po plinu bo leta 2010 doseglo 437 Mtep (kar ustreza 530 milijardam Sm3), leta 2020 pa 489 Mtep (oz. 590 milijard Sm3), kar ustreza povprečni stopnji letne rasti 2% v obdobju 2002-2020. Potrebno je poudariti, da je ta stopnja dvakrat večja od stopnje rasti primarne energije in do večine povečanja bo prišlo do leta 2010;
● povpraševanje po zemeljskem plinu se bo povečalo tako v državah, kjer ima plin že pomembno vlogo (Italija, Nemčija in Združeno kraljestvo), kot tudi v tistih, v katerih se ne uporablja veliko (Portugalska in Grčija), a se predvideva občutno povečanje porabe v bližnji prihodnosti;
● najbolj pomembna bo ostala poraba plina v stanovanjskem/trgovskem sektorju (38%), sledi proizvodnja električne energije (35%), medtem ko se bo delež industrijskega sektorja zmanjšal na okoli 25%;
● ključne točke pri razvoju stanovanjskega/trgovskega sektorja predstavljajo:
- razvoj omrežja,
- povečevanje porabe energije na družino, ki je posebej nizko v sredozemskih deželah zaradi milih zim;
● predvideva se močno povečanje porabe plina v sektorju proizvodnje el. energije, na katerega bo prišlo okoli 40 % celotnega povečanja povpraševanja; do nadaljnega povečanja lahko pride zaradi zmanjšanja uporabe jedrske energije v nekaterih državah;
● zaradi specifične porabe, ki presega porabo v stanovanjskem in trgovskem sektorju, ima industrijski sektor v glavnem najboljše razvojne možnosti, poleg tega pa je v mnogih državah tudi najbolj razvit. Torej bo povpraševanje po zemeljskem plinu ostalo dokaj stabilno glede na trend industrijske proizvodnje;
● lastna proizvodnja plina v članicah EU ne bo zmogla pokrivati pričakovane povečane porabe. Razliko bo torej potrebno zapolniti z uvozom, ki bo povezan z odkrivanjem novih ležišč v glavnem v državah, ki so tradicionalne izvoznice (Rusija, Alžirija in Norveška).
Eurogas predvideva, da bodo članice EU leta 2010 uvozile do 61 % plina, leta 2020 pa bo ta odvisnost znašala že 75 %, kot je na kratko prikazano na naslednji tabeli (Eurogas, 2003). Navedene so maksimalne predvidene količine uvoza v sedanje članice EU in evropske države v Organizaciji za gospodarsko sodelovanje in razvoj v obdobju 2002-2020.
Predvidene maksimalne količine uvoza plina
Vir: Eurogas (2003)
2002 2005 2010 2015 2020
Uvoz v članice EU 43% 53% 61% 68% 75%
Uvoz v evropske članice Organizacije za gospodarsko sodelovnje in razvoj 31% 36% 45% 54% 61%
V vsakem primeru perspektive razvoja porabe, skupaj s postopnim naraščanjem odvisnosti od neevropskih virov zaradi postopnega izčrpanja nahajališč v državah EU, večajo potrebe po dejanskem združevanju posameznih državnih trgov z namenom zmanjšanja nevarnosti, ki pretijo zaradi sedanjega pomanjkljivega koordiniranja pri delovanju različnih sistemov. Še posebej to velja za medsebojno usklajenost transportnih omrežij in povečevanje zmogljivosti uvoznih infrastruktur, ki postajajo bistvenega pomena za vzdrževanje predvidenih stopenj povečevanja trga, pa tudi zaradi potrebe po ločevanju plina po izvoru z namenom, da se zagotovi varnost in stabilnost dobav.
Izvedba ustreznega sistema povezanih plinovodov, terminalov za uplinjanje in napeljav za skladiščenje postaja v perspektivi ključneg pomena za dokončanje prehoda od starega monopolističnega reda na novi konkurenčni kontekst.
More
Less
Experience
Years of experience: 25. Registered at ProZ.com: Jan 2003.
Adobe Acrobat, Adobe Photoshop, FrameMaker, Microsoft Excel, Microsoft Word, Powerpoint, Trados Studio
CV/Resume
CV will be submitted upon request
Bio
I was born in 1952 in the town of Postojna, Slovenia (at that time one of the former Yugoslav republics). In Postojna I finished primary school (with English and Serbo-Croatian foreign languages) and secondary school (gymnasium) with English and Russian in the regular programme and Italian in additional courses. During the summer holidays I visited a few times my relatives in Italy and worked for two months in England. I was also helping my father doing some translations. He was employed as an export manager in a bigger timber factory, but occasionally he also did translations for other companies.
After secondary school I moved to Ljubljana to study architecture. During the first year's practice on construction site (theatre in Portorož) I also worked as a translator for the Italian workers on the site. As a student I participated in numerous excursions abroad and had many other contacts with foreign people and literature. In 1976 I travelled over Canada and the USA with two colleagues and organised several presentations of American architecture when I came back.
Unfortunately in 1976 there was a major earthquake in the Italian region of Friuli close to the Slovenian border and I had to help my parents to completely rebuild our grandmother's house in Bovec. In 1978 I had to serve in the army, so I finished my studies soon after that in 1979. After receiving my diploma I was employed as a designer in Ljubljana, but could not get a permanent job because there were too many architects and not enough work. During that period I spent six months in Florence, Italy.
After that I returned to Ljubljana and got a job as a designer on large projects for Russia and Middle East. I worked mostly on food processing and storage plants, wood processing plants, hotels and hospitals. A lot of technology in these projects came from western countries and the documentation was in foreign languages, mostly English. Because of the lack of qualified translators, I was occasionally doing translations. Later on I worked as a coordinator of project textual parts, which included translations or organization of translations of all the texts that were received from or sent to the foreign clients. At that time I also passed a course in Russian business language and twice visited construction sites in Russia. In 1994 I decided to continue my life as a freelance translator and in 1996 I became a member of the Association of Scientific and Technical Translators of Slovenia. I am married and have two children.
Keywords: techical manuals, correspondence, standards, regulations, descriptions, new machines and technologies