Serie Generale n. 10 del 13-1-2017
SUPPLEMENTI ORDINARI
DECRETO LEGISLATIVO 16 dicembre 2016, n. 257
Disciplina di attuazione della direttiva 2014/94/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 22 ottobre 2014, sulla realizzazione di una infrastruttura per i combustibili alternativi. (17G00005) (GU Serie Generale n.10 del 13-01-2017 - Suppl. Ordinario n. 3)
Nota: note: Entrata in vigore del provvedimento: 14/01/2017

IL PRESIDENTE DELLA REPUBBLICA

Visti gli articoli 76 e 87 della Costituzione;
Vista la direttiva 2014/94/UE, del Parlamento europeo e del
Consiglio, del 22 ottobre 2014, sulla realizzazione di
un'infrastruttura per i combustibili alternativi;
Vista la legge 9 luglio 2015, n. 114, recante delega al Governo per
il recepimento delle direttive europee e l'attuazione di altri atti
dell'Unione europea - legge di delegazione europea 2014, ed in
particolare l'allegato B, punto 48);
Vista la legge 7 agosto 1990, n. 241, e successive modificazioni,
recante nuove norme in materia di procedimento amministrativo e di
diritto di accesso ai documenti amministrativi;
Vista la legge 23 dicembre 1992, n. 498, e successive
modificazioni, recante interventi urgenti in materia di finanza
pubblica;
Vista la legge 28 gennaio 1994, n. 84, e successive modificazioni,
recante il riordino della legislazione in materia portuale;
Vista la legge 5 giugno 2003, n. 131, recante disposizioni per
l'adeguamento dell'ordinamento della Repubblica alla legge
costituzionale 18 ottobre 2001, n. 3;
Vista la legge 23 agosto 2004, n. 239, e successive modificazioni,
recante il riordino del settore energetico, nonchè delega al Governo
per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia;
Vista la legge 7 agosto 2015, n. 124, recante le deleghe al Governo
in materia di riorganizzazione delle amministrazioni pubbliche;
Visto il decreto-legge 1° ottobre 2007, n. 159, e successive
modificazioni, convertito, con modificazioni, dalla legge 29 novembre
2007, n. 222, recante interventi urgenti in materia
economico-finanziaria, per lo sviluppo e l'equità sociale;
Visto il decreto-legge 22 giugno 2012, n. 83, e successive
modificazioni, convertito, con modificazioni, dalla legge 7 agosto
2012, n. 134, e, in particolare, gli articoli 17-quinquies e
17-septies, recante le misure urgenti per la crescita del Paese;
Visto il decreto-legge 23 dicembre 2013, n. 145, e successive
modificazioni, convertito, con modificazioni, dalla legge 21 febbraio
2014, n. 9, e successive modificazioni, recante gli interventi
urgenti di avvio del piano «Destinazione Italia», per il contenimento
delle tariffe elettriche e del gas, per l'internazionalizzazione, lo
sviluppo e la digitalizzazione delle imprese, nonchè misure per la
realizzazione di opere pubbliche ed EXPO 2015;
Visto il decreto-legge 24 giugno 2014, n. 91, convertito con
modificazioni, dalla legge 11 agosto 2014, n. 116, e successive
modificazioni, recante le disposizioni urgenti per il settore
agricolo, la tutela ambientale e l'efficientamento energetico
dell'edilizia scolastica e universitaria, il rilancio e lo sviluppo
delle imprese, il contenimento dei costi gravanti sulle tariffe
elettriche, nonchè per la definizione immediata di adempimenti
derivanti dalla normativa europea;
Visto il decreto legislativo 30 aprile 1992, n. 285, e successive
modificazioni, recante il nuovo codice della strada, e, in
particolare, l'articolo 158, comma 1;
Visto il decreto legislativo 26 ottobre 1995, n. 504, e successive
modificazioni, relativo al testo unico delle disposizioni legislative
concernenti le imposte sulla produzione e sui consumi e relative
sanzioni penali e amministrative;
Visto il decreto legislativo 11 febbraio 1998, n. 32, e successive
modificazioni, concernente la razionalizzazione del sistema di
distribuzione dei carburanti, a norma dell'articolo 4, comma 4,
lettera c), della legge 15 marzo 1997, n. 59;
Visto il decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, e successive
modificazioni, concernente l'attuazione della direttiva 98/30/CE
recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma
dell'articolo 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144;
Visto il decreto legislativo 8 marzo 2006, n. 139, e successive
modificazioni, recante il riassetto delle disposizioni relative alle
funzioni ed ai compiti del Corpo nazionale dei vigili del fuoco, a
norma dell'articolo 11 della legge 29 luglio 2003, n. 229;
Visto il decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, e successive
modificazioni, recante norme in materia ambientale;
Visto il decreto legislativo 13 agosto 2010, n. 155, e successive
modificazioni, recante attuazione della direttiva 2008/50/CE relativa
alla qualità dell'aria e per un aria più pulita in Europa;
Visto il decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28, e successive
modificazioni, recante l'attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla
promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, recante
modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e
2003/30/CE;
Visto il decreto legislativo 31 marzo 2011, n. 55, e successive
modificazioni, recante l'attuazione della direttiva 2009/30/CE, che
modifica la direttiva 98/70/CE, per quanto riguarda le specifiche
relative a benzina, combustibile diesel e gasolio, nonchè
l'introduzione di un meccanismo inteso a controllare e ridurre le
emissioni di gas a effetto serra, modifica la direttiva 1999/32/CE
per quanto concerne le specifiche relative al combustibile utilizzato
dalle navi adibite alla navigazione interna e abroga la direttiva
93/12/CEE;
Visto il decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, e successive
modificazioni, recante l'attuazione delle direttive 2009/72/CE,
2009/73/CE e 2008/92/CE relative a norme comuni per il mercato
interno dell'energia elettrica, del gas naturale e ad una procedura
comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale
industriale di gas e di energia elettrica, nonchè abrogazione delle
direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE;
Visto il decreto legislativo 4 luglio 2014, n. 102, e successive
modificazioni, recante l'attuazione della direttiva 2012/27/UE
sull'efficienza energetica, che modifica le direttive 2009/125/CE e
2010/30/UE e abroga le direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE;
Visto il decreto legislativo 26 giugno 2015, n. 105, recante
l'attuazione della direttiva 2012/18/UE relativa al controllo del
pericolo di incidenti rilevanti connessi con sostanze pericolose;
Visto il decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n.
327, e successive modificazioni, recante il testo unico delle
disposizioni legislative e regolamentari in materia di espropriazione
per pubblica utilità (Testo A);
Visto il decreto del Presidente della Repubblica 6 giugno 2001, n.
380, e successive modificazioni, recante il testo unico delle
disposizioni legislative e regolamentari in materia edilizia (Testo
A);
Visto il decreto del Presidente della Repubblica 1° agosto 2011, n.
151, e successive modificazioni, relativo al regolamento recante
semplificazione della disciplina dei procedimenti relativi alla
prevenzione degli incendi, a norma dell'articolo 49, comma 4-quater,
del decreto-legge 31 maggio 2010, n. 78, convertito, con
modificazioni, dalla legge 30 luglio 2010, n. 122;
Visto il decreto del Ministro dell'interno 24 maggio 2002,
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 131 del 6 giugno 2002, recante
norme di prevenzione incendi per la progettazione, costruzione ed
esercizio degli impianti di distribuzione stradale di gas naturale
per autotrazione;
Visto il decreto del Ministro dell'interno 31 agosto 2006,
pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 213 del 13 settembre 2006,
recante l'approvazione della regola tecnica di prevenzione incendi
per la progettazione, costruzione ed esercizio degli impianti di
distribuzione di idrogeno per autotrazione;
Visto il decreto del Ministro dei trasporti 28 aprile 2008,
pubblicato nel supplemento ordinario alla Gazzetta Ufficiale n. 162
del 12 luglio 2008, relativo al recepimento della direttiva
2007/46/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 5 settembre
2007, relativa all'omologazione dei veicoli a motore e dei loro
rimorchi, nonchè dei sistemi, componenti ed entità tecniche
destinati a tali veicoli;
Acquisito il parere della Conferenza unificata di cui all'articolo
8 del decreto delegato 28 agosto 1997, n. 281, espresso nella seduta
del 10 novembre 2016;
Vista la preliminare deliberazione del Consiglio dei ministri,
adottata nella riunione del 15 settembre 2016;
Acquisiti i pareri delle competenti Commissioni della Camera dei
deputati e del Senato della Repubblica;
Vista la deliberazione del Consiglio dei ministri, adottata nella
riunione del 14 dicembre 2016;
Sulla proposta del Presidente del Consiglio dei ministri e del
Ministro delle infrastrutture e dei trasporti, di concerto con il
Ministro dello sviluppo economico, il Ministro dell'ambiente e della
tutela del territorio e del mare, il Ministro dell'economia e delle
finanze, il Ministro dell'interno, il Ministro degli affari esteri e
della cooperazione internazionale e il Ministro della giustizia;

E m a n a

il seguente decreto legislativo:

Art. 1

Finalità e campo di applicazione
(Attuazione dell'articolo 1 della direttiva 2014/94/UE)

1. Al fine di ridurre la dipendenza dal petrolio e attenuare
l'impatto ambientale nel settore dei trasporti, il presente decreto
stabilisce requisiti minimi per la costruzione di infrastrutture per
i combustibili alternativi, inclusi i punti di ricarica per i veicoli
elettrici e i punti di rifornimento di gas naturale liquefatto e
compresso, idrogeno e gas di petrolio liquefatto, da attuarsi
mediante il Quadro Strategico Nazionale di cui all'articolo 3,
nonchè le specifiche tecniche comuni per i punti di ricarica e di
rifornimento, e requisiti concernenti le informazioni agli utenti.

Art. 2

Definizioni
(Attuazione dell'articolo 2, paragrafo 1, della direttiva 2014/94/UE)

1. Ai fini del presente decreto, si intende per:
a) combustibili alternativi: combustibili o fonti di energia che
fungono, almeno in parte, da sostituti delle fonti fossili di
petrolio nella fornitura di energia per il trasporto e che possono
contribuire alla sua decarbonizzazione e migliorare le prestazioni
ambientali del settore trasporti. I combustibili alternativi
comprendono anche:
1) elettricità;
2) idrogeno;
3) biocarburanti, quali definiti all'articolo 2, comma 1,
lettera i) del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28;
4) combustibili sintetici e paraffinici;
5) gas naturale, compreso il biometano, in forma gassosa,
denominato gas naturale compresso, di seguito GNC, e liquefatta,
denominato gas naturale liquefatto, di seguito GNL;
6) gas di petrolio liquefatto, di seguito denominato GPL;
b) veicolo elettrico: un veicolo a motore dotato di un gruppo
propulsore contenente almeno una macchina elettrica non periferica
come convertitore di energia con sistema di accumulo di energia
ricaricabile, che può essere ricaricato esternamente;
c) punto di ricarica: un'interfaccia in grado di caricare un
veicolo elettrico alla volta o sostituire la batteria di un veicolo
elettrico alla volta;
d) punto di ricarica di potenza standard: un punto di ricarica,
che consente il trasferimento di elettricità a un veicolo elettrico
di potenza pari o inferiore a 22 kW, esclusi i dispositivi di potenza
pari o inferiore a 3,7 kW, che sono installati in abitazioni private
o il cui scopo principale non è ricaricare veicoli elettrici, e che
non sono accessibili al pubblico. Il punto di ricarica di potenza
standard è dettagliato nelle seguenti tipologie:
1) lenta = pari o inferiore a 7,4 kW;
2) accelerata = superiore a 7,4 kW e pari o inferiore a 22 kW;
e) punto di ricarica di potenza elevata: un punto di ricarica che
consente il trasferimento di elettricità a un veicolo elettrico di
potenza superiore a 22 kW. Il punto di ricarica di potenza elevata è
dettagliato nelle seguenti tipologie:
1) veloce: superiore a 22 kW e pari o inferiore a 50 kW;
2) ultra-veloce: superiore a 50 kW;
f) fornitura di elettricità lungo le coste: la fornitura di
alimentazione elettrica alle infrastrutture di ormeggio a servizio
delle navi adibite alla navigazione marittima o delle navi adibite
alla navigazione interna ormeggiate, effettuata attraverso
un'interfaccia standardizzata con la rete elettrica o con generatore
elettrico isolato alimentato a gas naturale liquefatto - GNL o
idrogeno;
g) punto di ricarica o di rifornimento accessibile al pubblico:
un punto di ricarica o di rifornimento per la fornitura di
combustibile alternativo che garantisce un accesso non
discriminatorio a tutti gli utenti. L'accesso non discriminatorio
può comprendere condizioni diverse di autenticazione, uso e
pagamento. A tal fine, si considera punto di ricarica aperto al
pubblico:
1) un punto di ricarica la cui area di stazionamento è
accessibile al pubblico, anche mediante autorizzazione e pagamento di
un diritto di accesso;
2) un punto di ricarica collegato a un sistema di autovetture
condivise e accessibile a terzi, anche a seguito del pagamento del
servizio di ricarica;
h) punto di ricarica non accessibile al pubblico:
1) un punto di ricarica installato in un edificio residenziale
privato o in una pertinenza di un edificio residenziale privato,
riservato esclusivamente ai residenti;
2) un punto di ricarica destinato esclusivamente alla ricarica
di veicoli in servizio all'interno di una stessa entità, installato
all'interno di una recinzione dipendente da tale entità;
3) un punto di ricarica installato in un'officina di
manutenzione o di riparazione, non accessibile al pubblico;
i) punto di rifornimento: un impianto di rifornimento per la
fornitura di qualsiasi combustibile alternativo, ad eccezione del gas
naturale liquefatto-GNL, mediante un'installazione fissa o mobile;
l) punto di rifornimento per il gas naturale liquefatto-GNL: un
impianto di rifornimento per la fornitura di gas naturale
liquefatto-GNL, consistente in un impianto fisso o mobile, un
impianto offshore o un altro sistema.

Art. 3

Disciplina del Quadro Strategico Nazionale
(Attuazione dell'articolo 3, paragrafi 1, 2, 3, 5 e 6 della direttiva
2014/94/UE)

1. Il Quadro Strategico Nazionale, di cui all'allegato III, per lo
sviluppo del mercato dei combustibili alternativi nel settore dei
trasporti e la realizzazione della relativa infrastruttura prevede i
seguenti elementi:
a) una valutazione dello stato attuale e degli sviluppi futuri
del mercato dei combustibili alternativi nel settore dei trasporti,
anche alla luce del loro possibile utilizzo simultaneo e combinato, e
dello sviluppo dell'infrastruttura per i combustibili alternativi,
considerando eventualmente la continuità transfrontaliera;
b) gli obiettivi nazionali per la realizzazione
dell'infrastruttura per i combustibili alternativi, nel rispetto dei
requisiti minimi di cui all'articolo 4 per la fornitura di
elettricità per il trasporto, dei requisiti di cui all'articolo 5
per la fornitura di idrogeno per il trasporto stradale, dei requisiti
di cui all'articolo 6 per la fornitura di gas naturale per il
trasporto e dei requisiti di cui all'articolo 7 per la fornitura di
gas di petrolio liquefatto per il trasporto. Questi obiettivi
nazionali possono essere riveduti sulla base di una valutazione della
domanda nazionale, regionale o a livello di Unione europea, pur
garantendo il rispetto dei requisiti minimi dell'infrastruttura sopra
indicati, con le procedure di cui al successivo comma 3;
c) la valutazione della necessità di installare punti di
rifornimento per il gas naturale liquefatto-GNL nei porti all'esterno
della rete centrale della TEN-T;
d) la valutazione della necessità di installare sistemi di
fornitura di elettricità negli aeroporti per l'utilizzo da parte
degli aerei in stazionamento.
2. Con il presente decreto è adottato il Quadro Strategico
Nazionale, di cui all'allegato III, articolato nelle seguenti
sezioni:
a) fornitura di elettricità per il trasporto;
b) fornitura di idrogeno per il trasporto stradale;
c) fornitura di gas naturale per il trasporto e per altri usi;
d) fornitura di gas di petrolio liquefatto - GPL per il
trasporto.
3. La sezione di cui al comma 2, lettera a) del Quadro Strategico
Nazionale, di cui all'allegato III, si compone di due sottosezioni.
La prima sottosezione è costituita dal Piano nazionale
infrastrutturale per la ricarica dei veicoli alimentati ad energia
elettrica - PNire, previsto dall'articolo 17-septies, del
decreto-legge 22 giugno 2012, n. 83, convertito dalla legge 7 agosto
2012, n. 134. La seconda sottosezione è costituita dalla valutazione
della necessità di fornitura di elettricità alle infrastrutture di
ormeggio nei porti marittimi e nei porti della navigazione interna e
valutazione della necessità di installare sistemi di fornitura di
elettricità negli aeroporti per l'utilizzo da parte degli aerei in
stazionamento.
4. La sezione di cui al comma 2, lettera c) del Quadro Strategico
Nazionale, di cui allegato III, si compone di due sottosezioni. La
prima sottosezione riguarda lo sviluppo del GNL per la navigazione
marittima e interna, nonchè per il trasporto stradale e per altri
usi. La seconda sottosezione riguarda lo sviluppo del GNC per il
trasporto stradale.
5. Con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su
proposta del Ministro delle infrastrutture e dei trasporti, di
concerto con il Ministro dello sviluppo economico, il Ministro
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare e con il
Ministro dell'economia e delle finanze, previa intesa della
Conferenza unificata di cui all'articolo 8 del decreto legislativo 28
agosto 1997, n. 281, è aggiornato il Quadro Strategico Nazionale di
cui all'allegato III, ovvero sue singole sezioni e sottosezioni,
secondo quanto stabilito dalle disposizioni di cui agli articoli 4,
5, 6 e 7 del presente decreto, con cadenza triennale. Lo stesso è
aggiornato con la medesima procedura anche in caso di significativi
sviluppi tecnologici, di mutate condizioni di mercato anche con
riferimento al contesto internazionale, o di sopravvenute esigenze di
ordine economico, sociale e ambientale, tenendo anche conto delle
singole componenti di fornitura. L'aggiornamento del Quadro
Strategico Nazionale, di cui all'allegato III, tiene conto anche
degli sviluppi tecnologici relativi alla fornitura di idrogeno per il
trasporto.
6. È fatta salva la procedura prevista dall'articolo 17-septies,
del decreto-legge 22 giugno 2012, n. 83, convertito dalla legge 7
agosto 2012, n. 134 per l'approvazione dell'aggiornamento del Piano
nazionale infrastrutturale per la ricarica dei veicoli alimentati ad
energia elettrica - PNire - di cui alla sezione a), prima
sottosezione, del Quadro Strategico Nazionale. Restano fermi gli
obiettivi e le priorità di cui al capo IV-bis del decreto-legge 22
giugno 2012, n. 83, convertito dalla legge 7 agosto 2012, n. 134, e,
in particolare, l'articolo 17-bis, commi 3 e 4.
7. A sostegno della realizzazione degli obiettivi del Quadro
Strategico Nazionale nelle sue varie articolazioni, sono adottate le
seguenti misure:
a) per la semplificazione delle procedure amministrative, come
previste nel Titolo IV;
b) per promuovere la diffusione dei combustibili alternativi,
come previste nel Titolo V;
c) che possono promuovere la realizzazione dell'infrastruttura
per i combustibili alternativi nei servizi di trasporto pubblico. Con
decreto del Ministro delle infrastrutture e dei trasporti, previo
parere della Conferenza unificata, sono adottate le linee guida per
la redazione dei piani urbani per la mobilità sostenibile - PUMS -
tenendo conto dei principi previsti nel presente decreto.
8. Il Quadro Strategico Nazionale, di cui all'allegato III,
rispetta la vigente normativa dell'Unione europea in materia di
protezione dell'ambiente e del clima. Le misure di sostegno
all'infrastruttura per i combustibili alternativi, di cui al Titolo
V, sono applicate nel rispetto delle norme sugli aiuti di Stato
contenute nel Trattato sul funzionamento dell'Unione europea.
9. Il Quadro Strategico Nazionale, di cui all'allegato III, tiene
conto delle necessità dei differenti modi di trasporto esistenti,
inclusi quelli per i quali sono disponibili alternative limitate ai
combustibili fossili e, ove opportuno, degli interessi delle
autorità regionali e locali, nonchè di quelli delle parti
interessate.
10. Per quanto riguarda il piano di sviluppo e le normative di
sostegno per l'impiego dei biocarburanti, si fa riferimento alle
disposizioni dell'articolo 1, comma 15, del decreto-legge 23 dicembre
2013, n. 145, convertito dalla legge 21 febbraio 2014, n. 9, e alle
disposizioni dell'articolo 30-sexies, comma 1, del decreto-legge 24
giugno 2014, n. 91, convertito dalla legge 11 agosto 2014, n. 116,
per l'aggiornamento delle condizioni, dei criteri e delle modalità
di attuazione dell'obbligo di immissione in consumo di biocarburanti,
compresi quelli avanzati, nonchè ai provvedimenti attuativi
dell'articolo 21, comma 2, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n.
28, in materia di incentivazione del biometano immesso nella rete del
gas naturale.

Art. 4

Disposizioni specifiche per la fornitura di elettricità per il
trasporto. Sezione a) del Quadro Strategico Nazionale
(Attuazione dell'articolo 4, paragrafi 1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
e 12 della direttiva 2014/94/UE)

1. Entro il 31 dicembre 2020, è realizzato un numero adeguato di
punti di ricarica accessibili al pubblico per garantire
l'interoperabilità tra punti già presenti e da installare, e, a
seconda delle esigenze del mercato, che i veicoli elettrici circolino
almeno negli agglomerati urbani e suburbani, in altre zone densamente
popolate e nelle altre reti e secondo i seguenti ambiti individuati
progressivamente:
a) città metropolitane - poli e cintura - e altre aree urbane
che hanno registrato nell'ultimo triennio lo sforamento dei limiti
delle concentrazioni inquinanti, come previsto dal decreto
legislativo 13 agosto 2010, n. 155;
b) aree urbane non rientranti nella lettera a);
c) strade extraurbane, statali e autostrade.
2. In conformità al comma 1, sono designati gli agglomerati urbani
e suburbani, delle altre zone densamente popolate e delle reti, che,
a seconda delle esigenze del mercato, sono dotati di punti di
ricarica accessibili al pubblico.
3. Il numero dei punti di ricarica è fissato tenendo conto anche
del numero stimato di veicoli elettrici che sono immatricolati entro
la fine del 2020, che sono indicati successivamente nella sezione a)
del Quadro Strategico Nazionale, delle migliori prassi e
raccomandazioni a livello europeo, nonchè delle esigenze particolari
connesse all'installazione di punti di ricarica accessibili al
pubblico nelle stazioni di trasporto pubblico.
4. La sezione a) del Quadro Strategico Nazionale, di cui
all'allegato III, può essere integrata con misure volte a
incoraggiare e agevolare la realizzazione di punti di ricarica non
accessibili al pubblico.
5. I punti di ricarica di potenza standard per i veicoli elettrici,
escluse le unità senza fili o a induzione, introdotti o rinnovati a
decorrere dal 18 novembre 2017, si conformano almeno alle specifiche
tecniche di cui all'allegato I, punto 1.1, e ai requisiti specifici
di sicurezza in vigore a livello nazionale. I punti di ricarica di
potenza elevata per i veicoli elettrici, escluse le unità senza fili
o a induzione, introdotti o rinnovati a decorrere dal 18 novembre
2017, si conformano almeno alle specifiche tecniche di cui
all'allegato I, punto 1.2.
6. Fermo quanto disposto al comma 5 e fatto salvo l'obbligo di
rispondere ai requisiti di sicurezza, per i punti di ricarica non
accessibili al pubblico è facoltà di adottare standard diversi, ove
siano di potenza superiore a quella standard.
7. Una valutazione della necessità di fornitura di elettricità
alle infrastrutture di ormeggio nei porti marittimi e nei porti della
navigazione interna è inserita nella sezione a) del Quadro
Strategico Nazionale, di cui all'allegato III. Tale fornitura di
elettricità lungo le coste è installata, entro il 31 dicembre 2025,
come priorità nei porti della rete centrale della TEN-T, e negli
altri porti, tranne i casi in cui non vi è alcuna domanda e i costi
sono sproporzionati rispetto ai benefici, inclusi i benefici
ambientali. Le installazioni per la fornitura di elettricità per il
trasporto marittimo ubicate lungo le coste, introdotte o rinnovate a
decorrere dal 18 novembre 2017, si conformano almeno alle specifiche
tecniche di cui all'allegato I, punto 1.7.
8. La ricarica dei veicoli elettrici nei punti di ricarica
accessibili al pubblico, ove tecnicamente possibile ed economicamente
ragionevole, si avvale di sistemi di misurazione intelligenti, quali
definiti all'articolo 2, comma 2, lettera pp) del decreto legislativo
4 luglio 2014, n. 102, e sono conformi ai requisiti di cui
all'articolo 9, comma 3 del medesimo decreto legislativo, nonchè
sono in grado di fornire informazioni dettagliate necessarie anche in
tempo reale per contribuire alla stabilità della rete elettrica,
ricaricando le batterie in periodi di domanda generale di
elettricità ridotta, e consentire una gestione sicura e flessibile
dei dati. I misuratori intelligenti sono posizionati in ogni stazione
di ricarica per ciascun operatore nel punto di connessione con la
rete di distribuzione. Per i singoli punti di ricarica, è
sufficiente che ciascuno di essi sia dotato di un contabilizzatore
azzerabile con il quale l'operatore possa rendere visibili agli
utilizzatori di veicoli elettrici le informazioni relative ad ogni
singolo servizio di ricarica erogato.
9. Gli operatori dei punti di ricarica accessibili al pubblico sono
considerati, ai fini dell'applicazione del decreto legislativo 26
ottobre 1995, n. 504, consumatori finali dell'energia elettrica
utilizzata per la ricarica degli accumulatori dei veicoli a trazione
elettrica presso infrastrutture pubbliche, aperte al pubblico ovvero
di pertinenza di enti o di aziende per i propri dipendenti. Gli
operatori dei punti di ricarica accessibili al pubblico possono
acquistare energia elettrica da qualsiasi fornitore dell'Unione
europea, fermo restando quanto previsto dall'articolo 53, comma 3,
del decreto legislativo 26 ottobre 1995, n. 504. Gli operatori dei
punti di ricarica accessibili al pubblico sono autorizzati a fornire
ai clienti servizi di ricarica per veicoli elettrici su base
contrattuale, anche a nome e per conto di altri fornitori di servizi.
10. Tutti i punti di ricarica accessibili al pubblico prevedono
anche modalità di ricarica specifiche per gli utilizzatori di
veicoli elettrici, senza la necessità di dover concludere contratti
con i fornitori di energia elettrica o gli operatori interessati. Per
i punti di ricarica accessibili al pubblico sono abilitate modalità
di pagamento, che permettono a tutti gli utilizzatori di veicoli
elettrici di usufruire del servizio di ricarica.
11. I prezzi praticati dagli operatori dei punti di ricarica
accessibili al pubblico sono ragionevoli, facilmente e chiaramente
comparabili, trasparenti e non discriminatori. A tal fine, con
decreto del Ministro delle infrastrutture e dei trasporti, di
concerto con il Ministro dello sviluppo economico, sono definiti i
criteri per la comparabilità dei prezzi.
12. Gli operatori dei sistemi di distribuzione cooperano su base
non discriminatoria con qualsiasi persona che apre o gestisce punti
di ricarica accessibili al pubblico.
13. La fornitura di energia elettrica a un punto di ricarica deve
poter essere oggetto di un contratto con fornitori diversi rispetto
all'entità fornitrice dell'abitazione o della sede in cui sono
ubicati i detti punti di ricarica.

Art. 5

Disposizioni specifiche per la fornitura di idrogeno per il trasporto
stradale. Sezione b) del Quadro Strategico Nazionale
(Attuazione dell'articolo 5, paragrafi 1 e 2 della direttiva
2014/94/UE)

1. Entro il 31 dicembre 2025, è realizzato un numero adeguato di
punti di rifornimento per l'idrogeno accessibili al pubblico, da
sviluppare gradualmente, tenendo conto della domanda attuale e del
suo sviluppo a breve termine, per consentire la circolazione di
veicoli a motore alimentati a idrogeno, compresi i veicoli che
utilizzano celle a combustibile, nelle reti da individuarsi nella
sezione b) del Quadro Strategico Nazionale, inclusi eventuali
collegamenti transfrontalieri.
2. I punti di rifornimento per l'idrogeno accessibili al pubblico
per i veicoli a motore di cui al comma 1, introdotti o rinnovati a
decorrere dal 18 novembre 2017 si conformano alle specifiche tecniche
di cui all'allegato I, punto 2.
3. Con decreto del Ministro dell'interno, da adottarsi entro il 31
marzo 2017, di concerto con il Ministero delle infrastrutture e dei
trasporti, sono dettate le disposizioni per l'aggiornamento della
regola tecnica di prevenzione incendi per la progettazione,
costruzione ed esercizio degli impianti di distribuzione di idrogeno
per autotrazione di cui al decreto del Ministro dell'interno 31
agosto 2006, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica
italiana del 13 settembre 2006, n. 213.

Art. 6

Disposizioni specifiche per la fornitura di gas naturale per il
trasporto. Sezione c) del Quadro Strategico Nazionale
(Attuazione dell'articolo 6, paragrafi 1, 2, 3, 4, 6, 7, 8 e 9 della
direttiva 2014/94/UE)

1. Entro il 31 dicembre 2025, nei porti marittimi è realizzato un
numero adeguato di punti di rifornimento per il GNL per consentire la
navigazione di navi adibite alla navigazione interna o navi adibite
alla navigazione marittima alimentate a GNL nella rete centrale della
TEN-T. Possono essere previste forme di cooperazione con gli Stati
membri confinanti per assicurare l'adeguata copertura della rete
centrale della TEN-T.
2. Entro il 31 dicembre 2030, nei porti della navigazione interna
è realizzato un numero adeguato di punti di rifornimento per il GNL
per consentire la navigazione di navi adibite alla navigazione
interna o navi adibite alla navigazione marittima alimentate a GNL
nella rete centrale della TEN-T. Possono essere previste forme di
cooperazione con gli Stati membri confinanti per assicurare
l'adeguata copertura della rete centrale della TEN-T.
3. Nell'ambito della sezione c) del Quadro Strategico Nazionale
sono indicati i porti marittimi e i porti della navigazione interna
che garantiscono, con sviluppo graduale, l'accesso ai punti di
rifornimento per il GNL di cui ai commi 1 e 2, tenendo conto anche
delle reali necessità del mercato e avuto riguardo alla domanda
attuale e al suo sviluppo a breve termine.
4. Entro il 31 dicembre 2025, è realizzato un numero adeguato di
punti di rifornimento per il GNL, anche abbinati a punti di
rifornimento di GNC, accessibili al pubblico almeno lungo le tratte
italiane della rete centrale della TEN-T per assicurare la
circolazione in connessione con la rete dell'Unione europea dei
veicoli pesanti alimentati a GNL, con sviluppo graduale avuto
riguardo alla domanda attuale e al suo sviluppo a breve termine,
tranne nel caso in cui i costi non siano sproporzionati rispetto ai
benefici, inclusi i benefici per l'ambiente.
5. Al fine di rifornire i punti di rifornimento di cui ai commi 1,
2 e 4 di cui al presente articolo, nell'ambito della sezione c) del
Quadro Strategico Nazionale, di cui all'allegato III del presente
decreto, è previsto un sistema di distribuzione adeguato per la
fornitura di GNL nel territorio nazionale, comprese le strutture di
carico per i veicoli cisterna di GNL, nonchè per la dotazione di
infrastrutture di rifornimento lungo la rete autostradale e negli
interporti. Al fine di assicurare quanto disposto dal presente comma,
possono essere previste forme di cooperazione in raggruppamento con
gli Stati membri confinanti, che sono soggette agli obblighi di cui
all'articolo 20 del presente decreto.
6. Ai sensi dell'articolo 15 del decreto legislativo 8 marzo 2006,
n. 139, entro dodici mesi dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, è adottata la norma tecnica di prevenzione incendi
relativa agli impianti fissi di distribuzione carburante per
autotrazione, alimentati da serbatoi fissi di gas naturale liquefatto
con decreto del Ministero dell'interno, di concerto con il Ministero
delle infrastrutture e dei trasporti.
7. Secondo le modalità di cui all'articolo 18, entro il 31
dicembre 2020, sono realizzati ulteriori punti di rifornimento per il
GNC accessibili al pubblico, al fine garantire, secondo le esigenze
del mercato, la circolazione dei veicoli alimentati a GNC su tutto il
territorio nazionale, in particolare nelle aree dove le
infrastrutture risultano carenti, negli agglomerati urbani e
suburbani, in altre zone densamente popolate, nonchè nelle reti e
secondo i seguenti ambiti individuati progressivamente:
a) aree urbane e città metropolitane - poli e cintura - con
priorità nelle aree urbane che ricadono nelle città metropolitane,
in particolare nelle aree provinciali che hanno superato il limite
delle concentrazioni di PM10 per almeno 2 anni su 6 negli anni dal
2009 al 2014;
b) città metropolitane, aree periferiche e altre aree urbane non
rientranti nelle città metropolitane, strade extraurbane e statali;
c) autostrade.
8. In conformità al comma 7, sono designati gli agglomerati urbani
e suburbani, delle altre zone densamente popolate e delle reti, che,
a seconda delle esigenze del mercato, sono dotati di punti di
rifornimento per il GNC.
9. Secondo le modalità di cui all'articolo 18, entro il 31
dicembre 2025, è prevista la creazione di un numero adeguato di
punti di rifornimento per il GNC accessibili al pubblico almeno lungo
le tratte italiane della rete centrale esistente della TEN-T, al fine
di assicurare la circolazione in connessione con la rete dell'Unione
europea dei veicoli alimentati a GNC. I punti di rifornimento di cui
al presente comma devono essere programmati tenendo conto
dell'autonomia minima dei veicoli a motore alimentati a GNC e
comunque a una distanza non superiore a 150 km. La qualità del gas
naturale e biometano compresso per l'uso nei vicoli alimentati a GNC
deve garantire l'interoperabilità delle infrastrutture sul
territorio nazionale e nelle reti esistenti TEN-T.
10. I punti di rifornimento per il GNC per i veicoli a motore
introdotti o rinnovati dal 18 novembre 2017 si conformano alle
specifiche tecniche di cui all'allegato I, punto 3.4.

Art. 7

Disposizioni specifiche per la fornitura di gas di petrolio
liquefatto per il trasporto. Sezione d) del Quadro Strategico
Nazionale
(Riferimento al considerando 7 della direttiva 2014/94/UE)

1. Al fine di promuovere la diffusione omogenea su tutto il
territorio nazionale degli impianti di distribuzione di gas di
petrolio liquefatto per il trasporto stradale, nella sezione d) del
Quadro Strategico Nazionale sono individuati i criteri indicativi per
favorire l'uniformità della penetrazione delle infrastrutture di
distribuzione.
2. Al fine di promuovere la diffusione del gas di petrolio
liquefatto per la propulsione delle unità da diporto, nella sezione
d) del Quadro Strategico Nazionale sono individuati i requisiti
minimi per la realizzazione delle infrastrutture di distribuzione.

Art. 8

Informazioni per gli utenti
(Attuazione dell'articolo 7, paragrafi 1, 2, 3, 5 e 7 della direttiva
2014/94/UE)

1. Fatto salvo quanto previsto dal decreto legislativo 31 marzo
2011, n. 55, sono rese disponibili informazioni chiare, coerenti e
pertinenti riguardo ai veicoli a motore che possono utilizzare
regolarmente determinati combustibili immessi sul mercato o essere
ricaricati tramite punti di ricarica, conformemente a quanto disposto
dall'articolo 37 del decreto del Ministro dei trasporti 28 aprile
2008, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana
12 luglio 2008, n. 162. Tali informazioni sono rese disponibili nei
manuali dei veicoli a motore, nei punti di rifornimento e ricarica,
sui veicoli a motore e presso i concessionari di veicoli a motore
ubicati sul territorio nazionale. La presente disposizione si applica
a tutti i veicoli a motore, e ai loro manuali, immessi sul mercato
dopo il 18 novembre 2016.
2. La comunicazione delle informazioni di cui al comma 1 si basa
sulle disposizioni in materia di etichettatura di cui alle norme
tecniche di unificazione. Nel caso in cui tali norme riguardano una
rappresentazione grafica, incluso un sistema cromatico di codifica,
la rappresentazione grafica è semplice e facile da comprendere, e
collocata in maniera chiaramente visibile sui corrispondenti
apparecchi di distribuzione e relative pistole di tutti i punti di
rifornimento, a partire dalla data in cui i combustibili sono immessi
sul mercato e i sui tappi dei serbatoi di carburante, o nelle
immediate vicinanze, di tutti i veicoli a motore raccomandati e
compatibili con tale combustibile, e nei manuali dei veicoli a
motore, che sono immessi sul mercato dopo il 18 novembre 2016.
3. Nel caso in cui le disposizioni in materia di etichettatura
delle rispettive norme degli organismi europei di normazione sono
aggiornate o sono adottati atti delegati da parte della Commissione
europea riguardo all'etichettatura o sono elaborate nuove norme dagli
organismi europei di normazione per i combustibili alternativi, i
corrispondenti requisiti in materia di etichettatura si applicano a
tutti i punti di rifornimento e ricarica e a tutti i veicoli a motore
immatricolati nel territorio nazionale decorsi ventiquattro mesi dal
rispettivo aggiornamento o dalla rispettiva adozione.
4. Al fine di contribuire alla consapevolezza dei consumatori e
alla trasparenza dei prezzi, a scopo divulgativo sul sito
dell'Osservatorio prezzi carburanti del Ministero dello sviluppo
economico sono fornite informazioni sui fattori di equivalenza dei
combustibili alternativi e sono pubblicati in formato aperto i
raffronti tra i prezzi unitari medi dei diversi carburanti.
5. Entro centottanta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, sono rese disponibili, sul sito dell'Osservatorio
prezzi carburanti del Ministero dello sviluppo economico, la mappa
nazionale dei punti di rifornimento accessibili al pubblico di
combustibili alternativi GNC, GNL e GPL per il trasporto stradale e,
sul sito istituzionale del Ministero delle infrastrutture e dei
trasporti la mappa nazionale dei punti di ricarica o di rifornimento
accessibili al pubblico di combustibili alternativi elettricità e
idrogeno per il trasporto stradale. Per la predisposizione di tale
mappa, il Ministero delle infrastrutture e dei trasporti, attraverso
la Piattaforma unica nazionale, di seguito PUN, prevista nell'ambito
del PNire, raccoglie le informazioni relative ai punti di ricarica o
di rifornimento accessibili al pubblico, quali la localizzazione, la
tecnologia della presa, la potenza massima erogabile, la tecnologia
utilizzata per l'accesso alla ricarica, la disponibilità di accesso,
l'identificativo infrastruttura, il proprietario dell'infrastruttura.
6. Entro quattro anni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, in linea con lo sviluppo dei carburanti alternativi per la
navigazione, con decreto del Ministro dello sviluppo economico, di
concerto con il Ministro delle infrastrutture e dei trasporti, sono
previste le modalità di comunicazione agli utenti dei prezzi e delle
mappe nazionali dei punti di rifornimento accessibili al pubblico di
combustibili alternativi GNC, GNL e GPL per la navigazione.
7. Per le autovetture, la Guida al risparmio di carburanti e alle
emissioni di CO2, redatta ai sensi dell'articolo 4 della direttiva
1999/94/UE, del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 dicembre
1999 contiene anche informazioni circa i benefici economici,
energetici e ambientali dei combustibili alternativi rispetto ai
tradizionali, mediante casi-tipo.

Art. 9

Disposizioni per le infrastrutture di stoccaggio e trasporto del GNL
di interesse nazionale

1. Al fine di perseguire gli obiettivi di cui alla sezione c)
dell'allegato III del presente decreto, il contenimento dei costi
nonchè la sicurezza degli approvvigionamenti, in coerenza con gli
obiettivi generali di politica energetica nazionale, le
infrastrutture di stoccaggio di GNL, connesse o funzionali
all'allacciamento e alla realizzazione della rete nazionale di
trasporto del gas naturale, o di parti isolate della stessa, sono
considerate quali infrastrutture e insediamenti strategici ai sensi
dell'articolo 1, comma 7, lettera i), della legge 23 agosto 2004, n.
239. Tali infrastrutture e insediamenti sono di pubblica utilità,
nonchè indifferibili e urgenti, ai sensi del decreto del Presidente
della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327.
2. I gestori degli impianti e delle infrastrutture di cui al comma
1 sono soggetti agli obblighi di servizio pubblico di cui al decreto
legislativo 23 maggio 2000, n. 164, e al decreto legislativo del 1°
giugno 2011, n. 93, definiti e regolamentati dall'Autorità per
l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico. Gli stessi gestori
possono svolgere anche le attività di cui all'articolo 10 del
presente decreto, nel rispetto delle previsioni di cui al comma 3 del
medesimo articolo.
3. Fatte salve le competenze delle Regioni a statuto speciale e
delle Province autonome di Trento e di Bolzano e le normative in
materia ambientale, storico-artistica, archeologica e paesaggistica,
fiscale e di sicurezza, le autorizzazioni per le infrastrutture e gli
insediamenti strategici di cui al comma 1 del presente articolo,
nonchè per le opere e le attività necessarie al trasporto, allo
stoccaggio, al trasferimento del GNL alla rete nazionale di
trasporto, ai terminali e ai depositi costieri e alle infrastrutture
portuali strumentali all'utilizzo del GNL, nonchè per le opere
accessorie, sono rilasciate dal Ministero dello sviluppo economico di
concerto con il Ministero delle infrastrutture e dei trasporti,
d'intesa con le regioni interessate.
4. Al termine del procedimento unico, svolto ai sensi degli
articoli 14 e seguenti della legge 7 agosto 1990, n. 241, in cui sono
acquisiti i pareri delle amministrazioni competenti in materia
ambientale, fiscale e di sicurezza, nonchè delle altre
amministrazioni titolari degli interessi coinvolti dalla
realizzazione dell'opera, compreso il nulla osta di fattibilità di
cui all'articolo 17, comma 2, del decreto legislativo 26 giugno 2015,
n. 105, e i provvedimenti, ove richiesti, di cui alla parte II del
decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, è rilasciata
l'autorizzazione alla costruzione e all'esercizio delle
infrastrutture e degli insediamenti strategici di cui al comma 3.
5. Le concessioni demaniali rilasciate nell'ambito delle
autorizzazioni per gli impianti e le infrastrutture ricadenti in aree
costiere e delle opere necessarie per l'approvvigionamento degli
stessi hanno durata almeno decennale.
6. I soggetti titolari o gestori di beni demaniali e patrimoniali,
di aree demaniali marittime e lacuali, di fiumi, di torrenti, di
canali, di miniere e di foreste demaniali, di strade pubbliche, di
aeroporti, di ferrovie, di funicolari, di teleferiche, e di impianti
similari, di linee di telecomunicazione di pubblico servizio, di
linee elettriche, che sono interessati dalla realizzazione delle
infrastrutture di cui al comma 1, partecipano al procedimento di
autorizzazione e in tale ambito sono tenuti ad indicare le modalità
di attraversamento degli impianti ed aree interferenti. Nel caso in
cui tali modalità non sono indicate entro i termini di conclusione
del procedimento, il soggetto richiedente l'autorizzazione entro i
successivi trenta giorni propone direttamente ai soggetti sopra
indicati le modalità di attraversamento, che, trascorsi ulteriori
trenta giorni senza osservazioni, si intendono comunque assentite
definitivamente e sono indicate nel decreto di autorizzazione di cui
al comma 4.
7. La costruzione e l'esercizio di terminali di rigassificazione di
gas naturale liquefatto restano soggetti alla procedura autorizzativa
di cui all'articolo 46 del decreto-legge 1° ottobre 2007, n. 159,
convertito dalla legge 29 novembre 2007, n. 222.
8. Ai fini dell'avvio dei procedimenti autorizzativi per la
costruzione delle infrastrutture di cui ai commi precedenti, il
promotore del progetto deve aver avviato presso gli enti competenti
l'attività di consultazione pubblica prevista dal decreto
legislativo 3 aprile 2006, n. 152, e al decreto legislativo 26 giugno
2015, n. 105. La valutazione della strategicità delle infrastrutture
è preceduta da una analisi costi/benefici, sentita l'Autorità per
l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico, per gli aspetti
regolatori, al fine di valutare la complessiva sostenibilità
economica, ambientale e sociale di tali interventi.

Art. 10

Disposizioni per le infrastrutture di stoccaggio e trasporto del GNL
non destinate all'alimentazione di reti di trasporto di gas
naturale

1. Le opere per la realizzazione di infrastrutture di stoccaggio di
GNL di capacità uguale o superiore alle 200 tonnellate, nonchè le
opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e
all'esercizio degli stessi impianti, sono strategiche ai fini degli
obiettivi di cui alla sezione c) dell'allegato III e sono soggetti ad
una autorizzazione unica, rilasciata dal Ministero dello sviluppo
economico, di concerto con il Ministero delle infrastrutture e dei
trasporti, e d'intesa con le regioni interessate, nel rispetto dei
principi di semplificazione di cui alla legge 7 agosto 1990, n. 241 e
secondo le modalità di cui all'articolo 9, commi 4, 6 e 8 e
all'articolo 23 del presente decreto.
2. I titolari delle autorizzazioni relative a terminali di
rigassificazione di gas naturale liquefatto di cui all'articolo 46
del decreto-legge 1° ottobre 2007, n. 159, convertito dalla legge 29
novembre 2007, n. 222, possono chiedere l'autorizzazione a realizzare
le modifiche impiantistiche finalizzate al carico, allo stoccaggio e
al successivo scarico su navi o autobotti di parte di GNL non
destinato alla rete nazionale di trasporto di gas naturale, nelle
modalità di cui al comma 1.
3. L'attività di cui al comma 2 non rientra tra le attività
regolate ed è svolta in regime di separazione contabile, fermo
restando quanto stabilito all'articolo 21 del decreto legislativo 23
maggio 2000, n. 164 e dall'articolo 25 del decreto legislativo 1
giugno 2011, n. 93. L'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il
sistema idrico determina le regole di separazione contabile, anche
rispetto a dette attività, non regolate, al fine di evitare oneri al
sistema regolato.
4. Le opere per la realizzazione di impianti di stoccaggio di GNL
di capacità inferiori alle 200 tonnellate e superiori o uguali a 50
tonnellate, nonchè le opere connesse e le infrastrutture
indispensabili alla costruzione e all'esercizio degli stessi
impianti, cui non si applicano le disposizioni dell'articolo 9 del
presente decreto, sono soggetti ad una autorizzazione unica,
rilasciata dalla regione o dall'ente delegato dalla regione, nel
rispetto dei principi di semplificazione di cui alla legge 7 agosto
1990, n. 241.
5. Per gli impianti e le infrastrutture di cui al comma 4 sono
fatte salve le vigenti disposizioni di cui al decreto del Presidente
della Repubblica 1° agosto 2011, n. 151, e al decreto legislativo 26
giugno 2015, n. 105.
6. Al termine del procedimento unico, ai sensi degli articoli 14 e
seguenti della legge 7 agosto 1990, n. 241, in cui sono acquisiti i
pareri delle amministrazioni competenti in materia ambientale,
fiscale e di sicurezza nonchè delle altre amministrazioni titolari
degli interessi coinvolti dalla realizzazione dell'opera, è
rilasciata l'autorizzazione alla costruzione e all'esercizio di cui
al comma 4.
7. Le concessioni demaniali rilasciate nell'ambito delle
autorizzazioni per gli impianti e le infrastrutture ricadenti in aree
costiere e delle opere necessarie per l'approvvigionamento degli
stessi hanno durata almeno decennale.

Art. 11

Disposizioni per le infrastrutture di stoccaggio e trasporto del GNL
di piccole dimensioni

1. Le opere per la realizzazione di impianti di liquefazione di gas
naturale e impianti di stoccaggio di GNL, purchè di capacità
inferiori a 50 tonnellate, nonchè le opere connesse e le
infrastrutture indispensabili alla costruzione e all'esercizio degli
stessi impianti, sono eseguite a conclusione di una procedura
amministrativa semplificata, nel rispetto delle normative vigenti in
materia ambientale, sanitaria, fiscale e di sicurezza.
2. Fatte salve specifiche disposizioni regionali, il soggetto
interessato presenta al comune, mediante mezzo cartaceo o in via
telematica, almeno trenta giorni prima dell'effettivo inizio dei
lavori, una dichiarazione accompagnata da una dettagliata relazione a
firma di un progettista abilitato e dagli opportuni elaborati
progettuali, che attesta il rispetto delle norme in materia
ambientale, sanitaria e di sicurezza. Alla predetta dichiarazione è
allegato il parere dell'Ufficio delle dogane competente per
territorio relativo all'idoneità del progetto al rispetto delle
normative vigenti in materia di accisa, rilasciato entro trenta
giorni dalla richiesta.
3. Le regioni e le province autonome, nel rispetto delle normative
vigenti in materia ambientale, sanitaria, fiscale e di sicurezza,
possono aumentare la soglia di 50 tonnellate per l'applicazione della
procedura di cui al comma 1, definendo i casi in cui, non essendo
previste autorizzazioni ambientali o paesaggistiche di competenza di
amministrazioni diverse da quella di cui al comma 2, la realizzazione
e l'esercizio dell'impianto e delle opere connesse sono assoggettate
a procedura amministrativa semplificata.
4. L'amministrazione comunale, ove è riscontrata, entro il termine
indicato al comma 2, l'assenza di una o più delle condizioni
stabilite al medesimo comma, notifica all'interessato l'ordine
motivato di non effettuare il previsto intervento. È fatta salva la
facoltà da parte del soggetto interessato di ripresentare la
dichiarazione di cui al comma 2, con le modifiche o le integrazioni
necessarie per rendere il progetto conforme alla normativa in materia
ambientale, sanitaria, fiscale e di sicurezza. Nel caso in cui
l'amministrazione comunale non procede ai sensi del periodo
precedente, decorso il termine di trenta giorni dalla data di
ricezione della dichiarazione, l'attività di costruzione è
assentita.
5. Nel caso in cui sono necessari atti di assenso, che rientrano
nella competenza comunale e non sono allegati alla dichiarazione, il
comune provvede a rilasciarli tempestivamente e, in ogni caso, entro
il termine per la conclusione del relativo procedimento fissato ai
sensi dell'articolo 2 della legge 7 agosto 1990, n. 241. Nel caso in
cui l'attività di costruzione e di esercizio degli impianti di cui
al comma 1 è sottoposta ad atti di assenso di competenza di
amministrazioni diverse da quella di cui al comma 2, e tali atti non
sono allegati alla dichiarazione, il comune provvede ai sensi degli
articoli 14 e seguenti della legge 7 agosto 1990, n. 241.
6. Ultimato l'intervento, il progettista o un tecnico abilitato
rilascia un certificato di collaudo finale, trasmesso a cura del
soggetto interessato all'amministrazione comunale e all'ufficio delle
dogane territorialmente competente, che attesta la conformità
dell'opera al progetto presentato con la dichiarazione, nonchè
rilascia la dichiarazione dell'avvenuta presentazione della
variazione catastale, conseguente all'opera realizzata, ovvero
rilascia una dichiarazione che l'opera non ha comportato
modificazioni del classamento catastale.
7. Per gli impianti di distribuzione di GNL per autotrazione, si
applicano le procedure autorizzative previste per gli impianti di
distribuzione di gas naturale compresso, nel rispetto delle normative
nazionali e regionali vigenti in materia fiscale e di sicurezza.

Art. 12

Disposizioni per i serbatoi criogenici di stoccaggio di GNL

1. I serbatoi criogenici di stoccaggio di GNL installati presso i
punti di rifornimento per il GNL o per il GNC sono dichiarati
all'Agenzia delle dogane e dei monopoli che provvede ad identificarli
univocamente attraverso un sistema di codifica da stabilire con
determinazione della medesima Agenzia delle dogane e dei monopoli.

Art. 13

Ulteriori disposizioni per i procedimenti amministrativi relativi al
GNL

1. Nel caso in cui gli impianti e le infrastrutture di cui agli
articoli 9 e 10 del presente decreto sono ubicati in area portuale o
in area terrestre ad essa contigua e la loro realizzazione comporta
modifiche sostanziali del piano regolatore di sistema portuale,
l'autorizzazione unica di cui agli articoli 9 e 10, previa
acquisizione del parere del Consiglio superiore dei lavori pubblici,
ai sensi dell'articolo 5, comma 3, della legge 28 gennaio 1994, n.
84, sui profili di compatibilità del progetto con la pianificazione
portuale, costituisce anche approvazione di variante al piano
regolatore di sistema portuale. Il Consiglio superiore dei lavori
pubblici si esprime entro quarantacinque giorni dal ricevimento della
richiesta di parere. Decorso inutilmente tale termine, si applica
l'articolo 14-bis, comma 4, della legge 7 agosto 1990, n. 241.
2. Le disposizioni di cui agli articoli 9, 10 e 11 del presente
decreto si applicano, su richiesta del proponente, anche ai
procedimenti amministrativi in corso alla data di entrata in vigore
del presente decreto, previo adeguamento, ove necessario, alle
disposizioni dello stesso.
3. All'articolo 3, comma 1, del decreto legislativo 1° giugno 2011,
n. 93, dopo le parole: «prodotti petroliferi», sono inserite le
seguenti: «e di gas naturale liquefatto».
4. I soggetti che effettuano attività di vendita di gas naturale,
anche sotto forma di GNL o GNC, a clienti finali, in assenza di
autorizzazione e di iscrizione nell'elenco dei soggetti abilitati
alla vendita di gas naturale a clienti finali, ai sensi all'articolo
30, comma 2, del decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93, e i
soggetti che effettuano l'attività di importazione pluriennale di
gas naturale, in assenza di autorizzazione del Ministero dello
sviluppo economico o di comunicazione al medesimo Ministero ai sensi
dell'articolo 3 del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, sono
soggetti alle sanzioni di cui all'articolo 45 del medesimo decreto
legislativo, nei limiti di cui all'articolo 32 della legge 24
dicembre 2012, n. 234.
5. Le disposizioni di cui al presente decreto, fermo restando il
rispetto delle norme in materia ambientale, paesaggistica, di salute
pubblica, di sicurezza, e di pubblica incolumità, si applicano ai
progetti di riconversione delle infrastrutture e siti energetici
esistenti alle attività di stoccaggio e successivo scarico su navi e
autobotti di GNL.
6. All'allegato II, Parte II, del decreto legislativo 3 aprile
2006, n. 152, al punto 8), dopo le parole: «gas di petrolio
liquefatto», sono aggiunte le seguenti: «e di gas naturale
liquefatto». Sono fatte salve le autorizzazioni già rilasciate o in
fase di istruttoria alla data di entrata in vigore del presente
decreto.
7. All'allegato III, Parte II, del decreto legislativo 3 aprile
2006, n. 152, dopo la lettera h), è inserita la seguente: «h-bis)
Stoccaggio di gas naturale liquefatto, con capacità complessiva
superiore a 20000 metri cubi». Sono fatte salve le autorizzazioni
già rilasciate o in fase di istruttoria alla data di entrata in
vigore del presente decreto.

Art. 14

Reti isolate di GNL

1. L'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico
oltre a provvedere, in linea con quanto già previsto dalla
regolazione per le reti isolate, ad aggiornare le condizioni
economiche di fornitura dei gas diversi dal gas naturale, determina i
parametri e i criteri di calcolo per la remunerazione del servizio di
distribuzione, di misura e, limitatamente per i clienti vulnerabili,
di vendita di gas naturale anche derivante da GNL attraverso le
stesse reti.

Art. 15

Misure per agevolare la realizzazione di punti di ricarica

1. All'articolo 4 del testo unico di cui al decreto del Presidente
della Repubblica 6 giugno 2001, n. 380, come modificato dall'articolo
17-quinquies del decreto-legge 22 giugno 2012, n. 83, convertito
dalla legge 7 agosto 2012, n. 134, il comma 1-ter è sostituito dal
seguente:
«1-ter. Entro il 31 dicembre 2017, i comuni adeguano il regolamento
di cui al comma 1 prevedendo, con decorrenza dalla medesima data, che
ai fini del conseguimento del titolo abilitativo edilizio sia
obbligatoriamente prevista, per gli edifici di nuova costruzione ad
uso diverso da quello residenziale con superficie utile superiore a
500 metri quadrati e per i relativi interventi di ristrutturazione
edilizia di primo livello di cui all'allegato 1, punto 1.4.1 del
decreto del Ministero dello sviluppo economico 26 giugno 2015,
nonchè per gli edifici residenziali di nuova costruzione con almeno
10 unità abitative e per i relativi interventi di ristrutturazione
edilizia di primo livello di cui all'allegato 1, punto 1.4.1 del
decreto del Ministero dello sviluppo economico 26 giugno 2015, la
predisposizione all'allaccio per la possibile installazione di
infrastrutture elettriche per la ricarica dei veicoli idonee a
permettere la connessione di una vettura da ciascuno spazio a
parcheggio coperto o scoperto e da ciascun box per auto, siano essi
pertinenziali o no, in conformità alle disposizioni edilizie di
dettaglio fissate nel regolamento stesso e, relativamente ai soli
edifici residenziali di nuova costruzione con almeno 10 unità
abitative, per un numero di spazi a parcheggio e box auto non
inferiore al 20 per cento di quelli totali».
2. All'articolo 17-quinquies, comma 2, del decreto-legge 22 giugno
2012, n. 83, convertito dalla legge 7 agosto 2012, n. 134, le parole:
«secondo comma del codice civile» sono sostituite dalle parole:
«primo, secondo e terzo comma del codice civile».
3. All'articolo 17-terdecies del decreto-legge 22 giugno 2012, n.
83, convertito dalla legge 7 agosto 2012, n. 134, è aggiunto il
seguente comma: «2. sino all'adozione dei decreti di cui al comma 1,
si applicano i medesimi sistemi, componenti identità tecniche,
nonchè le idonee procedure per la loro installazione quali elementi
di sostituzione o di integrazione di parti dei veicoli, su tipi di
autovetture e motocicli nuovi in circolazione».
4. All'articolo 23 del decreto-legge 9 febbraio 2012, n. 5,
convertito dalla legge 4 aprile 2012, n. 35, è aggiunto il seguente
comma: «2-ter. Con decreto del Ministero delle infrastrutture e dei
trasporti, di concerto con il Ministero dell'ambiente e della tutela
del territorio e del mare, da emanarsi entro trenta giorni, sono
individuate le dichiarazioni, attestazioni, asseverazioni, nonchè
gli elaborati tecnici da presentare a corredo della segnalazione
certificata di inizio attività di cui al comma 2-bis».

Art. 16

Procedure per gli impianti di distribuzione di idrogeno per il
trasporto

1. Per gli impianti di distribuzione di idrogeno per il trasporto
si applicano le procedure autorizzative previste, ai sensi del
decreto legislativo 11 febbraio 1998, n. 32, per gli impianti di
distribuzione carburanti, nel rispetto delle normative nazionali e
regionali vigenti in materia di sicurezza.

Art. 17

Misure per promuovere la realizzazione di punti di ricarica
accessibili al pubblico

1. All'articolo 158, comma 1, del decreto legislativo 30 aprile
1992, n. 285 recante nuovo codice della strada, dopo la lettera h),
è inserita la seguente: «h-bis) negli spazi riservati alla fermata e
alla sosta dei veicoli elettrici in ricarica».
2. Entro centoventi giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, il Governo, per il tramite del Ministero delle
infrastrutture e dei trasporti, promuove la stipulazione di un'intesa
ai sensi dell'articolo 8, comma 6, della legge 5 giugno 2003, n. 131,
per assicurare la realizzazione di posizioni unitarie in termini di
regolazione della sosta, accesso ad aree interne delle città, misure
di incentivazione e l'armonizzazione degli interventi e degli
obiettivi comuni nel territorio nazionale in materia di reti
infrastrutturali di ricarica e di rifornimento a servizio dei veicoli
alimentati ad energia elettrica e ad altri combustibili alternativi.

Art. 18

Misure per la diffusione dell'utilizzo del GNC, del GNL e
dell'elettricità nel trasporto stradale

1. Fermo restando quanto previsto dagli articoli 4, comma 1, e 6,
comma 8, le regioni, nel caso di autorizzazione alla realizzazione di
nuovi impianti di distribuzione carburanti e di ristrutturazione
totale degli impianti di distribuzione carburanti esistenti,
prevedono l'obbligo di dotarsi di infrastrutture di ricarica
elettrica di potenza elevata almeno veloce di cui all'articolo 2,
comma 1, lettera e), numero 1, nonchè di rifornimento di GNC o GNL
anche in esclusiva modalità self service. Non sono soggetti a tale
obbligo gli impianti di distribuzione carburanti localizzati nelle
aree svantaggiate già individuate dalle disposizioni regionali di
settore, oppure da individuare entro tre mesi dall'entrata in vigore
del presente decreto. Ove ricorrono contemporaneamente le
impossibilità tecniche di cui al comma 6, lettere a), b) e c), le
regioni con densità superficiale di numero di impianti di
distribuzione di GPL al di sotto della media nazionale, indicata in
prima applicazione nella tabella III della sezione D dell'allegato
III, prevedono l'obbligo di impianti di distribuzione del GPL.
2. Al fine di sviluppare la modalità self service per gli impianti
di distribuzione del GNC, entro dodici mesi dall'entrata in vigore
del presente decreto, con decreto del Ministero dell'interno, di
concerto con il Ministero dello sviluppo economico, è aggiornata la
normativa tecnica di cui al decreto del Ministro dell'interno del 24
maggio 2002, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica
italiana 6 giugno 2002, n. 131, e successive modificazioni, in
materia di sicurezza, tenendo conto degli standard di sicurezza
utilizzati in ambito europeo.
3. Per tutti gli impianti di distribuzione di carburanti stradali
già esistenti al 31 dicembre 2015, che hanno erogato nel corso del
2015 un quantitativo di benzina e gasolio superiore a 10 milioni di
litri e che si trovano nel territorio di una delle province i cui
capoluoghi hanno superato il limite delle concentrazioni di PM10 per
almeno 2 anni su 6 negli anni dal 2009 al 2014 di cui all'allegato
IV, le regioni prevedono l'obbligo di presentare entro il 31 dicembre
2018 un progetto, al fine di dotarsi di infrastrutture di ricarica
elettrica nonchè di distribuzione di GNC o GNL, da realizzare nei
successivi ventiquattro mesi dalla data di presentazione del
progetto.
4. Per tutti gli impianti di distribuzione carburanti stradali
esistenti al 31 dicembre 2017, che erogano nel corso del 2017 un
quantitativo di benzina e gasolio superiore a 5 milioni di litri e
che si trovano nel territorio di una delle province i cui capoluoghi
hanno superato il limite delle concentrazioni di PM10 per almeno 2
anni su 6 negli anni dal 2009 al 2014 di cui all'allegato IV, le
regioni prevedono l'obbligo di presentare entro il 31 dicembre 2020
un progetto, al fine di dotarsi di infrastrutture di ricarica
elettrica nonchè di distribuzione di GNC o GNL, da realizzare nei
successivi ventiquattro mesi dalla data di presentazione del
progetto.
5. In ambito autostradale gli obblighi di cui ai commi 3 e 4 del
presente articolo e al comma 1, lettera c), dell'articolo 4, sono
assolti dai concessionari autostradali, i quali entro il 31 dicembre
2018 presentano al concedente un piano di diffusione dei servizi di
ricarica elettrica, di GNC e GNL garantendo un numero adeguato di
punti di ricarica e di rifornimento lungo la rete autostradale e la
tutela del principio di neutralità tecnologica degli impianti. I
suddetti concessionari sono impegnati, in caso di affidamento a terzi
del servizio di ricarica, al rispetto delle procedure competitive di
cui all'articolo11, comma 5-ter, della legge 23 dicembre 1992, n.
498.
6. Gli obblighi di cui ai commi 1, 3 e 4 sono compatibili con altre
forme di incentivazione e si applicano, fatta salva la sussistenza di
una delle seguenti impossibilità tecniche fatte valere dai titolari
degli impianti di distribuzione e verificate e certificate dall'ente
che rilascia la autorizzazione all'esercizio dell'impianto di
distribuzione dei carburanti:
a) accessi e spazi insufficienti per motivi di sicurezza ai sensi
della normativa antincendio, esclusivamente per gli impianti già
autorizzati alla data di entrata in vigore del presente decreto;
b) per il GNC lunghezza delle tubazioni per l'allacciamento
superiore a 1000 metri tra la rete del gas naturale e il punto di
stoccaggio del GNC e pressione della rete del gas naturale inferiore
a 3 bar;
c) distanza dal più vicino deposito di approvvigionamento del
GNL via terra superiore a 1000 chilometri.
7. Al fine di promuovere l'uso di carburanti a basso impatto
ambientale nel settore dei trasporti, è consentita l'apertura di
nuovi impianti di distribuzione mono prodotto, ad uso pubblico, che
erogano gas naturale, compreso il biometano, sia in forma compressa -
GNC, sia in forma liquida - GNL, nonchè di nuovi punti di ricarica
di potenza elevata almeno veloce di cui all'articolo 2, comma 1,
lettera e), numero 1.
8. L'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico,
entro tre mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto,
adotta misure finalizzate all'eliminazione delle penali di supero di
capacità giornaliera ai punti di riconsegna delle reti di trasporto
e di distribuzione direttamente connessi agli impianti di
distribuzione di gas naturale per autotrazione, per prelievi
superiori fino al 50 per cento della capacità del punto di
riconsegna, per un periodo complessivo, anche non continuativo, non
superiore a novanta giorni all'anno.
9. Al fine di incentivare la realizzazione di impianti di
distribuzione di gas naturale per autotrazione, anche in aree
autostradali, le condotte di allacciamento che li collegano alle
esistenti reti del gas naturale sono dichiarate di pubblica utilità
e rivestono carattere di indifferibilità e di urgenza, ai sensi del
decreto del Presidente della Repubblica 8 giugno 2001, n. 327.
10. Le pubbliche amministrazioni, gli enti e le istituzioni da esse
dipendenti o controllate, le regioni, gli enti locali e i gestori di
servizi di pubblica utilità per le attività svolte nelle province
ad alto inquinamento di particolato PM10 di cui all'allegato IV, al
momento della sostituzione del rispettivo parco autovetture, autobus
e mezzi di servizio di pubblica utilità, ivi compresi quelli per la
raccolta dei rifiuti urbani, sono obbligati all'acquisto di almeno il
25 per cento di veicoli a GNC, GNL e veicoli elettrici e veicoli a
funzionamento ibrido bimodale e a funzionamento ibrido multimodale
entrambi con ricarica esterna, nonchè ibridi nel caso degli autobus.
Nel caso di rinnovo dei parchi utilizzati per il trasporto pubblico
locale tale vincolo è riferito solo ai servizi urbani. La
percentuale è calcolata sugli acquisti programmati su base triennale
a partire dalla data di entrata in vigore del presente decreto. Le
gare pubbliche che non ottemperano a tale previsione sono nulle. Sono
fatte salve le gare già bandite alla data di entrata in vigore del
presente decreto, nonchè, nelle more della realizzazione delle
relative infrastrutture di supporto, le gare bandite entro e non
oltre il 30 giugno 2018, effettuate anche con modalità sperimentali
centralizzate. In sede di aggiornamento del quadro strategico, di cui
all'allegato III, la percentuale del 25 per cento potrà essere
aumentata e potrà comprendere anche l'acquisto di veicoli a
idrogeno.
11. Per le finalità di cui ai commi 3 e 4, l'Agenzia delle dogane
e dei monopoli comunica i dati in proprio possesso relativi agli
impianti di distribuzione carburanti di ciascuna regione, comprensivi
degli erogati per tipologia di carburante, relativamente agli anni
2015 e 2017, entro il 31 dicembre dell'anno successivo a ciascuno dei
predetti anni, al Ministero dello sviluppo economico, che li
trasmette alle regioni in relazione agli impianti di rispettiva
competenza.
12. Fermi restando i termini di cui al presente articolo, per
ottemperare agli obblighi di cui ai commi 3 e 4, le regioni possono
prevedere che l'obbligo sia comunque assolto dal titolare
dell'impianto di distribuzione carburanti, dotando del prodotto GNC o
GNL e di ricarica elettrica di potenza elevata almeno veloce di cui
all'articolo 2, comma 1, lettera e), numero 1 un altro impianto nuovo
o già nella sua titolarità, ma non soggetto ad obbligo, purchè
sito nell'ambito territoriale della stessa provincia e in coerenza
con le disposizioni della programmazione regionale.

Art. 19

Circolazione dei veicoli nelle aree urbane

1. Gli enti territoriali, con propri provvedimenti, consentono
nelle aree a traffico limitato la circolazione dei veicoli alimentati
a combustibili alternativi elettricità, idrogeno, gas naturale
liquefatto-GNL, gas naturale compresso - GNC e gas di petrolio
liquefatto - GPL, oppure una loro combinazione e dei veicoli a
funzionamento ibrido bimodale e a funzionamento ibrido multimodale e,
subordinatamente a opportune condizioni inerenti la protezione
ambientale, escludono i predetti veicoli dai blocchi anche temporanei
della circolazione.
2. Entro 90 giorni dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, il Governo, su proposta del Ministro delle infrastrutture e
dei trasporti, promuove la stipulazione di un'intesa in sede di
conferenza Stato-città ed autonomie locali per assicurare una
regolamentazione omogenea all'accesso alle aree a traffico limitato
di veicoli alimentati a combustibili alternativi di cui al presente
decreto e per la loro esclusione, subordinatamente al rispetto dei
vincoli di protezione ambientale, dai blocchi anche temporanei alla
circolazione stradale.

Art. 20

Relazione alla Commissione europea
(Attuazione dell'articolo 10, paragrafo 1 della direttiva 2014/94/UE)

1. Il Ministero delle infrastrutture e dei trasporti, di concerto
con il Ministero dello sviluppo economico e con il Ministero
dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, entro il 18
novembre 2019 e, successivamente con cadenza triennale, trasmette
alla Commissione europea una relazione sull'attuazione del Quadro
Strategico Nazionale. Tale relazione comprende le informazioni
elencate nell'allegato II e, se del caso, include una giustificazione
pertinente sul livello di conseguimento degli obiettivi nazionali di
cui all'articolo 3 del presente decreto.

Art. 21

Abrogazioni

1. L'articolo 17-septies, comma 2, del decreto-legge 22 giugno
2012, n. 83, convertito dalla legge 7 agosto 2012, n. 134, è
abrogato.

Art. 22

Coordinamento con normativa fiscale

1. Le disposizioni tributarie vigenti in materia di accisa sono
fatte salve.

Art. 23

Disposizioni tariffarie

1. A decorrere dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, le spese per le attività di cui all'articolo 9 svolte dalla
Direzione generale per la sicurezza dell'approvvigionamento e per le
infrastrutture energetiche del Ministero dello sviluppo economico,
nonchè le spese per le relative istruttorie tecniche e
amministrative e per le conseguenti necessità logistiche e
operative, anche finalizzate alle attività di dismissione, sono
poste a carico del soggetto richiedente tramite il versamento del
contributo di cui all'articolo 1, comma 110, della legge 23 agosto
2004, n. 239.
2. Fermo restando quanto stabilito dal comma 1, a decorrere dalla
data di entrata in vigore del presente decreto, le spese svolte dalla
Direzione generale per la sicurezza dell'approvvigionamento e per le
infrastrutture energetiche del Ministero dello sviluppo economico per
le attività di cui all'articolo 9 relative alla realizzazione e alla
verifica di impianti e di infrastrutture energetiche il cui valore è
di entità inferiore a 5 milioni di euro, nonchè le spese per le
relative istruttorie tecniche e amministrative e per le conseguenti
necessità logistiche e operative, anche finalizzate alle attività
di dismissione, sono poste a carico dei soggetti richiedenti, secondo
tariffe determinate sulla base del costo effettivo del servizio reso.
3. Con decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto
con il Ministro dell'economia e delle finanze, da emanarsi entro
trenta giorni dalla data di entrata in vigore del presente decreto,
si provvede, ai sensi dell'articolo 30, comma 4, della legge 24
dicembre 2012, n. 234, alla determinazione delle tariffe spettanti al
Ministero dello sviluppo economico per le attività di cui al comma
2.
4. Le entrate derivanti dalla riscossione delle tariffe di cui al
comma 3 affluiscono all'entrata del bilancio dello Stato per essere
riassegnate, con decreto del Ministero dell'economia e delle finanze,
ad appositi capitoli dello stato di previsione del Ministero dello
sviluppo economico ai fini della copertura delle spese sostenute per
le attività di cui al comma 2.
5. A decorrere dalla data di entrata in vigore del presente
decreto, le spese per le attività svolte dal Ministero delle
infrastrutture e dei trasporti e dagli Uffici marittimi di cui al
codice della navigazione quali autorizzazioni, permessi o
concessioni, volte alla realizzazione e alla verifica di impianti e
di infrastrutture energetiche, per le relative istruttorie tecniche e
amministrative e per le conseguenti necessità logistiche e
operative, comprese quelle relative al rilascio di concessioni
demaniali marittime o per altre attività previste dal codice della
navigazione e dal relativo regolamento di esecuzione, sono poste a
carico dei soggetti richiedenti, ai sensi dell'articolo 11 del
regolamento al codice della navigazione e altre disposizioni in
materia secondo tariffe determinate sulla base del costo effettivo
del servizio reso.
6. Con decreto del Ministro delle infrastrutture e dei trasporti,
di concerto con il Ministro dell'economia e delle finanze, da
emanarsi entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore del
presente decreto, si provvede, ai sensi dell'articolo 30, comma 4,
della legge 24 dicembre 2012, n. 234, alla determinazione delle
tariffe spettanti al Ministero delle infrastrutture e dei trasporti
per le attività di cui al comma 5.
7. Le entrate derivanti dalla riscossione delle tariffe di cui al
comma 5 affluiscono all'entrata del bilancio dello Stato per essere
riassegnate, con decreto del Ministero dell'economia e delle finanze,
ad appositi capitoli dello stato di previsione del Ministero delle
infrastrutture e dei trasporti ai fini della copertura delle spese
sostenute per le attività di cui al comma 5.

Art. 24

Copertura finanziaria ed entrata in vigore

1. Dall'attuazione del presente decreto non devono derivare nuovi o
maggiori oneri a carico della finanza pubblica. Le Amministrazioni
interessate provvedono agli adempimenti previsti dal presente decreto
con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a
legislazione vigente.
2. Il presente decreto entra in vigore il giorno successivo a
quello della sua pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale della
Repubblica italiana.
Il presente decreto, munito del sigillo dello Stato, sarà inserito
nella Raccolta ufficiale degli atti normativi della Repubblica
italiana. È fatto obbligo a chiunque spetti di osservarlo e di farlo
osservare.
Dato a Roma, addì 16 dicembre 2016

MATTARELLA

Gentiloni Silveri, Presidente del
Consiglio dei ministri

Delrio, Ministro delle infrastrutture
e dei trasporti

Calenda, Ministro dello sviluppo
economico

Galletti, Ministro dell'ambiente e
della tutela del territorio e del
mare

Padoan, Ministro dell'economia e
delle finanze

Minniti, Ministro dell'interno

Alfano, Ministro degli affari esteri
e della cooperazione internazionale

Orlando, Ministro della giustizia

Visto, il Guardasigilli: Orlando

Allegato I

(allegato II della direttiva 2014/94/UE)
previsto dagli articoli 4, 5 e 6

SPECIFICHE TECNICHE

1. Specifiche tecniche per i punti di ricarica
1.1. Punti di ricarica di potenza standard per veicoli a motore
I punti di ricarica di potenza standard a corrente alternata (AC)
per veicoli elettrici sono muniti, a fini di interoperabilità,
almeno di prese fisse o connettori per veicoli del tipo 2, quali
descritti nella norma EN62196-2. Mantenendo la compatibilità del
tipo 2, tali prese fisse possono essere munite di dispositivi quali
otturatori meccanici.
1.2. Punti di ricarica di potenza elevata per veicoli a motore
I punti di ricarica di potenza elevata a corrente alternata (AC)
per veicoli elettrici sono muniti, a fini di interoperabilità,
almeno di connettori del tipo 2, quali descritti nella norma
EN62196-2. I punti di ricarica di potenza elevata a corrente continua
(DC) per veicoli elettrici sono muniti, a fini di interoperabilità,
almeno di connettori del sistema di ricarica combinato «Combo 2»,
quali descritti nella norma EN62196-3.
1.3. Punti di ricarica senza fili per veicoli a motore
1.4. Sostituzione di batterie per veicoli a motore
1.5. Punti di ricarica per veicoli a motore della categoria L
1.6. Punti di ricarica per autobus elettrici
1.7. Fornitura di elettricità lungo le coste destinata a navi
adibite alla navigazione marittima
Fornitura di elettricità lungo le coste destinata a navi adibite
alla navigazione marittima, nonchè la progettazione, il montaggio e
le prove dei sistemi, sono conformi alle specifiche tecniche della
norma IEC/ISO/IEEE 80005-1.
1.8. Fornitura di elettricità lungo le coste destinata a navi
adibite alla navigazione interna.
2. Specifiche tecniche dei punti di rifornimento di idrogeno per
veicoli a motore
2.1. I punti di rifornimento di idrogeno in zone aperte che
forniscono idrogeno allo stato gassoso usato come carburante nei
veicoli a motore sono conformi alle specifiche tecniche della norma
ISO/TS 20100 relativa all'idrogeno allo stato gassoso utilizzato come
combustibile, e successive modifiche.
2.2. La purezza dell'idrogeno fornito nei punti di rifornimento
è conforme alle specifiche tecniche della norma ISO 14687-2.
2.3. I punti di rifornimento di idrogeno utilizzano algoritmi per
i carburanti e apparecchiature conformi alla norma ISO/TS 20100
relativa all'idrogeno allo stato gassoso utilizzato come
combustibile.
2.4. I connettori per veicoli a motore per l'alimentazione con
idrogeno allo stato gassoso sono conformi alla norma ISO 17268
relativa ai connettori per il rifornimento dei veicoli a motore
alimentati con idrogeno allo stato gassoso.
3. Specifiche tecniche per i punti di rifornimento di gas
naturale
3.1. Specifiche tecniche per i punti di rifornimento di GNL per
navi adibite alla navigazione interna o navi adibite alla navigazione
marittima
3.2. Specifiche tecniche per i punti di rifornimento di GNL per
veicoli a motore
3.3. Specifiche tecniche per i connettori/serbatoi per GNC
I connettori/serbatoi per GNC devono essere conformi al
regolamento n. 110 dell'UNECE (che fa riferimento alle parti I e II
della norma ISO 14469).
3.4. Specifiche tecniche per i punti di rifornimento di GNC per
veicoli a motore adottate con atti delegati.

Allegato II

(allegato I della direttiva 2014/94/UE)
previsto dall'art. 20

RELAZIONE

La relazione contiene la descrizione delle misure adottate
nell'ambito del Quadro Strategico Nazionale a sostegno della
creazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi. La
relazione include almeno gli elementi seguenti:
1. Misure giuridiche
Le informazioni sulle misure giuridiche, che possono consistere
in misure legislative, regolamentari o amministrative a sostegno
della realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili
alternativi, quali licenze edilizie, licenze per la costruzione di
parcheggi, certificazione ambientale delle imprese e concessioni per
le stazioni di rifornimento.
2. Misure strategiche a supporto dell'attuazione del piano strategico
nazionale
Le informazioni su tali misure includono i seguenti elementi:
- incentivi diretti per l'acquisto di mezzi di trasporto
alimentati con combustibili alternativi, o per la costruzione
dell'infrastruttura,
- disponibilità di incentivi fiscali per promuovere i mezzi di
trasporto alimentati con combustibili alternativi e l'infrastruttura
pertinente,
- uso di appalti pubblici a sostegno dei combustibili
alternativi, compresi gli appalti congiunti,
- incentivi non finanziari sul versante della domanda: ad
esempio, accesso preferenziale ad aree a circolazione limitata,
politica dei parcheggi, corsie dedicate,
- valutazione della necessità di punti di rifornimento di jet
fuel rinnovabile negli aeroporti della rete centrale della TEN-T,
- procedure tecniche e amministrative e normativa in relazione
all'autorizzazione della fornitura di combustibili alternativi al
fine di agevolarne il processo autorizzativo.
3. Misure a sostegno della realizzazione e della produzione
Stanziamenti nei bilanci pubblici annuali destinati alla
realizzazione dell'infrastruttura per i combustibili alternativi,
ripartiti per combustibile alternativo e per modo di trasporto
(strada, ferrovia, vie navigabili e trasporto aereo).
Stanziamenti nei bilanci pubblici annuali destinati al sostegno
degli impianti di produzione delle tecnologie per i combustibili
alternativi, ripartiti per combustibile alternativo e per modo di
trasporto.
Valutazione di eventuali esigenze particolari durante la fase
iniziale della realizzazione delle infrastrutture per i combustibili
alternativi.
4. Ricerca, sviluppo tecnologico e dimostrazione
Stanziamenti nei bilanci pubblici annuali destinati al sostegno
di ricerca, sviluppo tecnologico e dimostrazione sui combustibili
alternativi, ripartiti per combustibile e per modo di trasporto.
5. Obiettivi
- stima del numero di veicoli che utilizzano combustibili
alternativi previsti entro il 2020, 2025 e 2030,
- livello di conseguimento degli obiettivi nazionali per la
diffusione dei combustibili alternativi nei differenti modi di
trasporto (strada, ferrovia, vie navigabili e trasporto aereo),
- livello di conseguimento degli obiettivi nazionali, anno per
anno, per la realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili
alternativi nei differenti modi di trasporto,
- informazione sulla metodologia applicata per tener conto
dell'efficienza di ricarica dei punti di ricarica di potenza elevata.
6. Sviluppi delle infrastrutture per i combustibili alternativi
Evoluzione della domanda (capacità effettivamente utilizzata) e
dell'offerta (capacità supplementare dell'infrastruttura).

Allegato III


Quadro strategico nazionale

Sezione A: fornitura di elettricità per il trasporto

Prima sottosezione:
Piano Nazionale Infrastrutturale per la ricarica
dei veicoli alimentati ad energia elettrica (PNire),
di cui all'articolo 17 septies della legge n. 134 del 7 agosto 2012.


Quadro strategico nazionale

Sezione A: fornitura di elettricità per il trasporto

Seconda sottosezione:
valutazione della necessità di fornitura di elettricità
alle infrastrutture di ormeggio nei porti marittimi e
nei porti della navigazione interna e valutazione
della necessità di installare sistemi di fornitura
di elettricità negli aeroporti per l'utilizzo
da parte degli aerei in stazionamento


INDICE

LISTA DELLE TABELLE
LISTA DELLE FIGURE
2 ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE - LO STATO TECNOLOGICO
2.1 INTRODUZIONE
2.2 LE NORME DI RIFERIMENTO
3 ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE - LO SCENARIO ITALIANO
4 MISURE DI SOSTEGNO PER L'ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE
5 FORNITURA DI ELETTRICITÀ AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - LO STATO TECNOLOGICO
6 FORNITURA DI ELETTRICITÀ AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - LO SCENARIO ITALIANO
7 FORNITURA DI ELETTRICITÀ AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - GLI IMPATTI SOCIALI
8 MISURE DI SOSTEGNO PER LA FORNITURA DI ELETTRICITÀ AGLI
AEROMOBILI IN FASE DI STAZIONAMENTO
8.1 AUTORITÀ AEROPORTUALI ED OPERATORI
8.2 AIRLINE OPERATORS
9 ULTERIORI CONTRIBUTI ALLA RIDUZIONE DEI CONSUMI DI ENERGIA
ELETTRICA NEL SETTORE AEROPORTUALE

RIFERIMENTI

APPENDICE A:

LISTA DELLE TABELLE

Tabella No.
Tabella 1: Dati di Traffico Anno 2015 e variazioni su 2014
(Assaeroporti, dati aggiornati Marzo 2016)

LISTA DELLE FIGURE

Figura No.
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei
in benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT


1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI

Nel settore dei trasporti, sostenere l'innovazione e l'efficienza,
frenare la dipendenza dalle importazioni di petrolio e guidare il
passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta una
via da seguire per raggiungere gli obiettivi chiave europei:
stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e mitigare i
cambiamenti climatici. In particolare l'Italia presenta un livello di
dipendenza energetica tra i più elevati a livello europeo, 76.9% al
2013. Nel 2012, l'import di petrolio grezzo è stato pari a 68.81
milioni di tonnellate e la spesa per benzina e diesel è stata pari a
24.63 miliardi di euro (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) (Figura 1).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei in
benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT

Occorre quindi porsi obiettivi di riduzione dei consumi energetici
da combustibili fossili, di riduzione delle emissioni di anidride
carbonica e di miglioramento della qualità dell'aria anche tramite
la fornitura di elettricità agli aeromobili in fase di stazionamento
e l'elettrificazione delle banchine.

2 ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE - LO STATO TECNOLOGICO

2.1 INTRODUZIONE
Il settore del trasporto marittimo di persone e cose contribuisce
all'emissione di sostanze inquinanti nocive per l'aria costituendo
pertanto un problema per le comunità portuali coinvolte.
L'aumento delle concentrazioni di Ossidi di Azoto (NOx), Ossidi di
Zolfo (SOx), Particolato (PM) Idrocarburi incombusti (HC o VOCs -
benzene, formaldeide, toluene, ecc.), Ossido di Carbonio (CO)
costituiscono una minaccia per la salute pubblica nei porti e nelle
aree circostanti.
Per queste ragioni, tra cui principalmente quelle legate alle
emissioni in aria di gas ed inquinanti ad elevato impatto locale
(NOx, SOx, PM) l'alimentazione di navi in porto tramite una sorgente
elettrica esterna alla nave stessa sta diventando un argomento di cui
tenere conto nella progettazione degli impianti elettrici navali e
della logistica portuale.
Le prime navi ad adottare soluzioni di questo tipo, progettate
cioè per poter spegnere i motori primi dei loro generatori quando in
porto e per poter essere alimentate da sorgenti esterne (a terra),
risalgono all'inizio degli anni 2000. Tale pratica, nata nei porti
dell'Alaska e altri porti USA, è storicamente conosciuta come "cold
ironing".
Tenendo conto della vita operativa di una nave, della percentuale
di navi nuove che verosimilmente saranno realizzate per funzionare a
gas naturale come combustibile alternativo, si presume che queste
ultime saranno solo circa il 10/11 % delle navi circolanti entro il
2030 (fonte studio Lloyds Register Marine e dall'University of
London).
La realizzazione di sistemi di fornitura di alimentazione elettrica
lungo le banchine alle navi adibite alla navigazione marittima o alle
navi adibite alla navigazione interna, quando ormeggiate, effettuata
attraverso un'interfaccia standardizzata può pertanto rivestire
un'importanza fondamentale per la riduzione delle emissioni nelle
aree portuali. I benefici conseguenti si estenderebbero ad ampie
fasce della popolazione costiera e consentirebbero la
riqualificazione di aree portuali a fini turistici e commerciali.
Dal punto di vista tecnico, l'eventuale realizzazione di impianti
di elettrificazione delle banchine, anche se non particolarmente
complicato, richiederebbe comunque la collaborazione di tutte le
entità coinvolte (pubbliche istituzioni, armatori, autorità
portuali, gestori dei terminali portuali) per assicurare un elevato
tasso di utilizzo a garanzia della sostenibilità commerciale
dell'investimento e una massimizzazione della riduzione dell'impatto
ambientale.
La necessità di un'alimentazione simultanea di più navi da
crociera, che genera una richiesta di potenza molto elevata, potrebbe
comportare di dover rafforzare la rete locale di
trasmissione/distribuzione. Tale eventualità potrebbe essere
un'opportunità rilevante per il miglioramento della qualità
dell'energia di intere aree urbane afferenti alle rispettive realtà
portuali.

2.2 LE NORME DI RIFERIMENTO
La normativa e la standardizzazione sono disponibili: nel 2012 è
stato pubblicato congiuntamente da IEC - International
Electrotechnical Commission, ISO - International Organization for
Standardization e IEEE - Institute of Electrical and Electronic
Engineers lo standard tecnico IEC/ISO/IEEE 80005-1 - Ed. 2012-07 -
Utility connections in port - Part 1: High Voltage Shore Connection
(HVSC) Systems - General requirements. L'intenzione di questo
standard è quello di definire i requisiti di sicurezza e lo standard
per le connessioni delle navi ai relativi teminal fornitori di
energia.
Le soluzioni tecniche sono mature e sono già state installate su
navi da crociera e da carico che approdano con regolarità in porti
ove esiste la disponibilità di energia da terra per alimentare gli
impianti elettrici delle navi (prevalentemente negli USA).
L'impatto sulla logistica portuale e sulla rete elettrica di
alimentazione in alcuni casi non è trascurabile: relativamente alla
fornitura di energia elettrica alle navi da crociera si prevede che,
per ognuna di esse, sia necessaria una singola fornitura di almeno 16
MVA (preferibili 20 MVA) corrispondenti mediamente a 12.8 MWe.
In generale i limiti imposti per le emissioni inquinanti delle
centrali termoelettriche sono tali da rendere comunque positivo
l'impatto sull'ambiente, conseguente all'adozione di sistemi di
alimentazione da terra delle navi in porto. Tale impatto è ancora
più positivo qualora sia possibile generare l'energia richiesta
dalle navi in siti lontani dagli abitati o con fonti rinnovabili.

3 ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE - LO SCENARIO ITALIANO
Recenti studi hanno evidenziato (Università di Trieste, studio
sulla riqualificazione dell'area portuale di Trieste) che circa il
40% del costo dell'elettrificazione di due banchine per navi da
crociera di grandi dimensioni (nel caso specifico in grado di
alimentare due navi da crociera con 20 MVA di potenza ognuna) è
rappresentato dalla linea di alta tensione che andrebbe portata fino
alla cabina ed alle relative stazioni di trasformazione. Lo studio
evidenzia le possibili sinergie tra elettrificazione del porto e
infrastruttura di ricarica dei veicoli elettrici, la stessa linea
potrebbe alimentare anche le stazioni di carica lente e veloci dei
veicoli elettrici senza alcun aggravio di costi.
I sistemi di fornitura di alimentazione elettrica alle navi sono
una tecnologia efficace non soltanto per la riduzione delle
emissioni, ma anche per la riduzione dell'impatto acustico e delle
vibrazioni generate dai motori attivi su navi ormeggiate in banchina.
Anche uno studio dell'Autorità Portuale di Genova dimostra come le
navi da crociera e i traghetti ospitati mediamente nei soli bacini di
carenaggio di Genova, se connesse con un impianto di elettrificazione
delle banchine, potrebbero ridurre le emissioni di CO2 di 19.000
tonnellate/anno, di NOx e SOx di un totale di 2.400 tonnellate
all'anno.
La disponibilità di soluzioni per l'alimentazione elettrica in
porto, in particolare per le navi da crociera costituirebbe un
ulteriore fattore di attrattività dei porti Italiani, tenuto conto
di quanto stia diventando importante la sostenibilità sociale ed
ambientale.
La presenza di standard globali per l'elettrificazione delle
banchine garantisce la compatibilità di installazioni effettuate in
Italia con quelle dislocate in ogni altro porto mondiale,
massimizzando il fattore di utilizzo dei sistemi installati.
L'evoluzione tecnologica dei sistemi di controllo delle reti
intelligenti consente un miglioramento sensibile dell'efficienza
energetica in tutta l'area portuale e delle zone adiacenti, che deve
integrare anche la parte relativa all'infrastruttura di ricarica dei
veicoli elettrici e degli altri carichi elettrici portuali. A questo
proposito si cita uno studio dell'Università Sapienza di Roma che
propone un approccio integrato alla gestione energetica dei porti,
che include gli impianti di alimentazione delle navi in banchina, i
carichi per la movimentazione delle merci (gru) e la relativa
conservazione (celle frigorifere) ed apre ad altri carichi elettrici
tra cui l'infrastruttura dei veicoli elettrici pubblici e privati.
Ogni porto presenta specifiche peculiarità legate alla posizione
geografica, alla sua rete di interconnessione infrastrutturale
terreste (strade, autostrade, ferrovie), alla tipologia di traffico
marittimo e alla vicinanza o meno ad un centro urbano.
Il successo ambientale e commerciale di qualsiasi sistema di
elettrificazione delle banchine deve essere soggetto ad un accurato
studio di fattibilità e ad una valutazione caso per caso, al fine di
ottimizzare il dimensionamento dell'impianto e massimizzarne
l'utilizzo da parte degli operatori portuali e degli armatori.
La valutazione sull'opportunità di elettrificare un porto od
alcune banchine dello stesso potrà essere fatta applicando il
principio della valutazione dei costi e benefici derivanti dalle
installazioni stesse, come indicato dalla Direttiva 2014/94. A tal
fine si potranno utilizzare, secondo necessità, alcuni degli
elementi della metodologia suggerita dalla Commissione Europea, che
permette di quantificare le esternalità, o la riduzione delle
stesse.
Nello specifico si può quantificare una riduzione degli
inquininati ad impatto locale (SOx, NOx, PM) a cui si unisce una
riduzione della CO2 emessa, soprattutto ove venga integrata in un
sistema di produzione di energia pulita, da fonti rinnovabili.
Molti porti italiani hanno già redatto o stanno sviluppando
diversi studi sull'impatto economico-ambientale dell'elettrificazione
delle banchine e tutti concordano sul determinante contributo della
elettrificazione dei porti alla effettiva riduzione delle emissioni
inquinanti misurabili, e molti tengono conto del bilancio costi
benefici oppure analizzano i vantaggi di un approccio energetico
integrato all'area portuale.

4 MISURE DI SOSTEGNO PER L'ELETTRIFICAZIONE DELLE BANCHINE
Particolare attenzione per ciascun progetto deve essere riservata
alla sostenibilità finanziaria che, oltre all'investimento iniziale
in macchinari capaci di fornire energia elettrica con le
caratteristiche adeguate al maggior numero possibile di navi (e
quindi con tensioni che possono variare dai 440 V ai 690 V, dai 6,6
kV agli 11 kV e con frequenze di 50 o 60 Hz ), deve tenere conto
della sfruttabilità dell'impianto (previsione di quante navi, tra
quelle già pronte per poter essere alimentate da terra, approderanno
nel porto in un determinato periodo) e del costo finale per l'utente
(tale costo deve risultare competitivo rispetto al costo dei
combustibili navali che permettono di ottemperare ai limiti imposti
per legge in materia di emissioni navali).
Pertanto, a seguito di approfondite considerazioni locali di
carattere ambientale, di traffico marittimo, di generazione e
disponibilità di energia elettrica dalla rete nazionale, si potrà
stabilire caso per caso, porto per porto, l'opportunità di dotarlo
di impianto di alimentazione elettrica per navi.

5 FORNITURA DI ELETTRICITÀ AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - LO STATO TECNOLOGICO
Ogni aereo, in volo o a terra, necessita di una alimentazione di
energia elettrica, 115 V e 400 Hz per operazioni di sicurezza e di
controllo del velivolo stesso. Durante il rullaggio, l'energia
elettrica è generata da apparecchiature di bordo che forniscono
energia / potenza per funzioni diverse dalla propulsione, ad esempio
l'unità di alimentazione ausiliaria (APU - Auxiliary Power Unit)
situata nella parte posteriore del velivolo. Quando l'aeromobile è
parcheggiato, l'APU può essere utilizzata per alimentare il velivolo
durante l'imbarco e lo sbarco dei passeggeri, la pulizia,
l'avviamento del motore, ecc. e, soprattutto, per alimentare
l'impianto di climatizzazione. Tuttavia, queste operazioni generano
un alto livello di gas serra (ad esempio, per un per B747-400 sono
necessari 550 l/h di kerosene) e provocano una rumorosità di circa
80 decibel (dB), misurata nella area di stazionamento, con una
efficienza stimata dell'APU compresa tra il 10 e il 14%.
L'installazione di un impianto di fornitura di energia elettrica
negli aeroporti per l'uso da parte degli aerei in stazionamento è
una opportunità cruciale per i terminal per ridurre al minimo il
consumo di carburante, le emissioni acustiche e di CO2 derivanti.
Relativamente alle tecnologie disponibili ci sono metodi
alternativi per la fornitura di energia e aria condizionata per gli
aeroplani in stazionamento (oltre all'APU):
• Impianti fissi di distribuzione dell'energia elettrica (FEGP -
Fixed Electrical Ground Power), collegati alla rete elettrica
dell'aeroporto, in grado di alimentare il sistema di aria
condizionata degli aeromobili. Dal momento che nella maggior parte
degli aeroporti la rete elettrica opera su 50 o 60 Hz, sono necessari
convertitori di frequenza per passare ai 400 Hz richiesti per il
funzionamento dell'aereo. Questi possono essere installati in due
modi:
- Sui pontili di imbarco e sbarco dei passeggeri, controllati
elettricamente sia per la connessione sia per il riavvolgimento, una
volta concluse le operazioni, oppure
- Su supporti fissi posizionati sull'asfalto nei pressi dell'ogiva
del velivolo parcheggiato che possono essere interrati o fuori terra.
• Impianti di aria pre-condizionata (APC - Pre-conditioned air
system), utilizzando apparecchiature a terra. I sistemi azionati
elettricamente non richiedono combustibile liquido, il livello di
rumore è di 70 dB, e la loro efficienza è fino al 50% (per i
sistemi centrali in termini di consumo di energia primaria). In
termini comparativi, secondo la scala logaritmica, una rumorosità di
70 dB nella area di stazionamento invece di 80 dB corrisponde ad una
riduzione della rumorosità di 10 volte.
Questi impianti alternativi alle APU possono essere forniti di
motori diesel portatili, oppure concepiti come sistemi localizzati
puntuali o centralizzati:
• le unità portatili a terra con motore diesel (GPU) e le unità
di condizionamento d'aria possono essere montate sulla parte
posteriore di un camion o rimorchio per una maggiore mobilità nelle
aree di stazionamento;
• i sistemi localizzati puntuali (POU - Point of Use) rendono
disponibile l'infrastruttura primaria necessaria per il
riscaldamento, la ventilazione ed il condizionamento dell'aria (HVAC)
in corrispondenza delle postazioni in cui sostano gli aeromobili;
• i sistemi centralizzati infine producono in un sistema centrale
la loro funzione primaria (riscaldamento, ventilazione o
condizionamento) che giunge agli aeromobili attraverso una rete di
distribuzione, spesso integrata con il sistema centralizzato del
terminal aeroportuale.
Poichè ognuno di questi tipi di sistemi alternativi può essere
utilizzato per soddisfare i requisiti di carico e potenza per più
tipi di velivolo, la scelta di quale sistema alternativo per
implementare è basata su diversi fattori legati a costi, requisiti
di infrastruttura e considerazioni operative. Numerosi standard
internazionali possono essere impiegati nella selezione dei fornitori
al fine di garantire l'efficienza dell'infrastruttura installata.

6 FORNITURA DI ELETTRICITÀ AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - LO SCENARIO ITALIANO
Nei principali aeroporti italiani aperti al traffico commerciale
sono presenti piazzole di sosta dotate di apparati di alimentazione
di energia elettrica sottobordo (400 Hz) per gli aeromobili.
In particolare nei tre gates intercontinentali (così come definiti
dal DPR 201/2015 che ha individuato gli aeroporti di interesse
nazionale: aeroporti di Fiumicino, Malpensa e Venezia) i sopracitati
apparati sono disponibili per oltre l'80% delle piazzole presenti.
I suddetti dispositivi di rifornimento sottobordo sono anche
disponibili nella quasi totalità degli aeroporti con traffico
superiore ai 1,5 milioni di pax/anno, in percentuale variabile.
Dati di Traffico Anno 2015 (Assaeroporti, dati aggiornati Marzo
2016)

Tabella 1: Dati di Traffico Anno 2015 e variazioni su 2014
(Assaeroporti, dati aggiornati Marzo 2016)


=====================================================================
| N. | AEROPORTO | MOVIMENTI | % | PASSEGGERI | % |
+=====+===============+==============+=======+==============+=======+
| 1 |Alghero | 12.551| -9,1| 1.677.967| 2,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 2 |Ancona | 12.395| -2,9| 521.065| 8,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 3 |Bari | 36.886| 13,0| 3.972.105| 8,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 4 |Bergamo | 76.078| 12,4| 10.404.625| 18,6|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 5 |Bologna | 64.571| -0,7| 6.889.742| 4,7|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 6 |Bolzano | 11.915| -2,2| 35.141| -46,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 7 |Brescia | 8.239| 9,6| 7.744| -42,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 8 |Brindisi | 18.042| 4,5| 2.258.292| 4,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 9 |Cagliari | 31.167| -8,6| 3.719.289| 2,2|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 10 |Catania | 54.988| -8,2| 7.105.487| -2,7|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 11 |Comiso | 3.458| 21,5| 372.963| 13,6|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 12 |Cuneo | 4.908| -14,0| 129.847| -45,3|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 13 |Firenze | 34.269| 0,3| 2.419.818| 7,5|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 14 |Foggia | 1.043| -57,7| 1.942| -67,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 15 |Genova | 19.280| 3,8| 1.363.240| 7,5|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 16 |Grosseto | 1.661| -10,0| 3.183| -32,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 17 |Lamezia Terme | 21.524| -5,9| 2.342.452| -2,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 18 |Milano Linate | 118.650| 4,8| 9.689.635| 7,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| |Milano | | | | |
| 19 |Malpensa¹ | 160.484| -3,8| 18.582.043| -1,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 20 |Napoli | 60.261| 1,4| 6.163.188| 3,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 21 |Olbia | 28.272| -1,0| 2.240.016| 5,3|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 22 |Palermo | 42.407| 0,4| 4.910.791| 7,4|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 23 |Parma | 5.946| -15,2| 187.028| -9,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 24 |Perugia | 5.963| 72,6| 274.027| 30,9|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 25 |Pescara | 10.324| 53,2| 612.875| 10,1|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 26 |Pisa | 39.515| 1,7| 4.804.812| 2,6|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 27 |Reggio Calabria| 6.858| -7,1| 492.612| -5,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 28 |Roma Ciampino² | 53.153| 6,2| 5.834.201| 16,1|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 29 |Roma Fiumicino²| 315.217| 1,0| 40.463.208| 4,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 30 |Torino | 44.261| 4,2| 3.666.424| 6,8|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 31 |Trapani | 11.607| -7,4| 1.586.992| -0,7|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 32 |Trieste | 14.672| -4,9| 741.776| 0,2|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 33 |Treviso | 18.402| 3,4| 2.383.307| 6,0|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+
| 34 |Venezia | 81.946| 5,4| 8.751.028| 3,3|
+-----+---------------+--------------+-------+--------------+-------+


---------------
¹ Inclusi movimenti e passeggeri Bergamo, relativi al periodo in cui
le attività aeronautiche si sono fermate alcuni giorni in
coincidenza con l'ultima fase dei lavori di rifacimento della pista e
ammodernamento delle infrastrutture di volo.
² Nel periodo Mag-Lug 2015, per ragioni operative, parte del trafico
di Fiumicino è stato trasferito a Ciampino


Negli aeroporti caratterizzati da volumi di traffico più bassi, ad
eccezione di pochi casi, non sono fruibili piazzole con alimentazione
elettrica sottobordo.
A margine di quanto sopra, si evidenzia che l'Action Plan per la
riduzione dei livelli di CO2, definito dall'Italia per rispondere
alle specifiche risoluzioni dell'ICAO, promuove l'aumento del numero
delle piazzole di sosta fornite di alimentazione elettrica
sottobordo.
Come precedentemente riportato, la maggior parte degli aeroporti
italiani che operano un servizio commerciale sono già dotati, per lo
meno parzialmente, di installazioni per la fornitura di energia
elettrica agli aeromobili in fase di stazionamento, ulteriori
installazioni sono previste essere sviluppate.
La valutazione dell'opportunità di incrementare ulteriormente il
numero di installazioni potrà essere fatta applicando il principio
della valutazione dei costi e benefici derivanti dalle installazioni
stesse, come indicato dalla Direttiva 2014/94. A tal fine si potranno
utilizzare, secondo necessità, alcuni degli elementi della
metodologia suggerita dalla Commissione Europea.


7 FORNITURA DI ELETTRICITÀ AGLI AEROMOBILI IN FASE DI
STAZIONAMENTO - GLI IMPATTI SOCIALI
La valuatzione se e dove procedure con le installazioni necessarie
alla fornitura di energia elettrica agli aerei in fase di
stazionamento può essere fatta sulla base di una mappatura delle
diverse categorie di aeroporti, del loro profilo di traffico aereo e
delle strutture aeroportuali attualmente disponibili, i piani di
azione possono essere studiati, insieme alle industrie del settore
del trasporto aereo, per determinare la strategia ottimale di azione
ed il livello ottimale di coordinamento, che potrebbe essere
nazionale così come regionale.
Una volta che sia stata stabilita la necessità di un'azione
strategica concreta (mediante una valutazione Costi Benefici), gli
organismi di regolamentazione possono impostare linee guida normative
in materia di utilizzo della APU mentre gli aerei stazionano in
aeroporto e fornire incentivi finanziari per l'installazione di tali
sistemi.
I principi ispiratori del piano d'azione possono essere trovati nel
programma AGR (Aircraft on the Ground CO2 Reduction), sviluppato
dalla BAA attraverso la Sustainable Aviation coalition3 .
Il programma fornisce una guida pratica per aiutare le compagnie
aeree, i fornitori di servizi per la navigazione aerea, le società
di assistenza a terra e gli operatori aeroportuali per ridurre le
emissioni di CO2 dei movimenti aerei a terra ed ha già portato a
notevoli risparmi:
• una quantità stimata di circa 100.000 tonnellate di CO2 annue
risparmiate ad Heathrow, derivante dalla riduzione dell'utilizzo del
motore durante il rullaggio così come dall'uso di FEGP e PCA;
• circa il 20% di risparmi in termini di incremento di efficienza per
ciascun movimento per le attuali attività a terra degli aeromobili,
con potenziali ulteriori sviluppi per il futuro;
• questo si traduce in circa 6 milioni di tonnellate di CO2 ogni anno
a livello mondiale (stimato dalla IATA).


--------
3 Sustainable Aviation CO2 Road-Map 2012, disponibile sul sito:
http://www.sustainableaviation.co.uk/wpcontent/uploads/2015/09/SA-Car
bon-Roadmap-full-report.pdf


8 MISURE DI SOSTEGNO PER LA FORNITURA DI ELETTRICITÀ AGLI
AEROMOBILI IN FASE DI STAZIONAMENTO

8.1 AUTORITÀ AEROPORTUALI ED OPERATORI
Le autorità aeroportuali e gli operatori sono fattori chiave per
la realizzazione di infrastrutture alternative e centrale per
l'agevolazione del suo utilizzo da parte degli operatori delle
compagnie aeree. In genere, gli aeroporti che hanno installato FEGP e
PCAs impostare restrizioni per l'uso di APUs.
Oltre a fornire infrastrutture alternative, gli aeroporti
potrebbero garantire che le strutture a terra siano ben mantenute e
la disponibilità sia elevata, al fine di creare una fiducia nella
possibilità di un loro utilizzo costante.
Gli Aeroporti potrebbero anche collaborare con gli operatori aerei
e di terra garantendo che le strutture terminalistiche dell'aeroporto
siano adeguate, adatte allo scopo e ben tenute e che ci sia stata una
sufficiente formazione mirata a garantire che queste strutture siano
utilizzate in modo efficiente e sicuro.

8.2 AIRLINE OPERATORS
Gli operatori aerei hanno un ruolo da svolgere per accrescere l'uso
di infrastrutture alternative. Alcune compagnie aeree stabiliscono
procedure aggiuntive al fine di limitare l'uso dell'APU, in funzione
del tipo di velivolo, del peso effettivo al momento del decollo e a
seconda delle caratteristiche dell'aeroporto (altitudine, la
lunghezza della pista, ecc).
Poichè l'uso di carburante aeronautico nel APU è costoso e
inefficiente, si raccomanda che gli operatori di bordo e gli
operatori di terra seguano procedure nel usare le dotazioni del
terminal aeroportuale, che, se seguite, possono far risparmiare
carburante, ridurre significativamente il rumore e le emissioni di
gas serra. Le seguenti regole non valicano mai le normative di
sicurezza ne i controlli del velivolo:
1. Nel Terminale Aeroportuale, le installazioni di terra come FEGP
e PCA alimentati dalla rete elettrica, devono essere sempre
utilizzate ove previste,
2. Quando queste non sono disponibili, dovrebbero essere utilizzate
per le unità di condizionamento i GPU portatili alimentati a gasolio
perchè riducono l'utilizzo di carburante, emissioni e rumore
rispetto all'APU,
3. Quando FEGP, PCA o GPU non sono disponibili, dovrebbe essere
usato il sistema APU di bordo ed i relativi generatori e flussi
d'aria dal compressore (ad alta pressione e temperatura).
4. Se nessuna di queste tecnologie è disponibile dovrebbe essere
usato come ultima risorsa i generatori azionati dal motore principale
e il flusso dell'aria.

9 ULTERIORI CONTRIBUTI ALLA RIDUZIONE DEI CONSUMI DI ENERGIA
ELETTRICA NEL SETTORE AEROPORTUALE
Nel settore aeroportuale i Gestori hanno da tempo avviato
iniziative ed interventi volti alla riduzione del consumo di energia
primaria, e conseguentemente delle emissioni di CO2, e considerevoli
progressi sono già stati realizzati, sia con azioni intraprese a
livello nazionale, sia tramite la partecipazione a programmi europei.
A ciò si aggiungono le azioni inserite nei nuovi contratti di
programma che le società di gestione intendono adottare entro il
2020, sulla base dei modelli emanati dall'Autorità di Regolazione
dei Trasporti.
Sulla base delle informazioni fornite da Assaeroporti, a partire
dai dati comunicati dai principali Gestori che complessivamente
rappresentano circa il 90% del traffico complessivo del sistema
aeroportuale italiano, corrispondente a oltre 135 milioni di
passeggeri, risulta il seguente quadro:
• Aeroporti che rappresentano l'84% del traffico aereo nazionale
hanno già promosso interventi volti all'efficientamento degli
impianti di illuminazione, come ad esempio la installazione di corpi
illuminanti ad alta efficienza (LED) o di sistemi di controllo
automatico della luminosità degli ambienti; nel 2020 si prevede che
detta percentuale aumenti all'87% del traffico complessivo;
• Aeroporti che rappresentano il 78% del traffico aereo nazionale
hanno già avviato interventi per l'efficientamento degli impianti di
produzione energetica (termica/elettrica/frigorifera) tramite
cogenerazione, trigenerazione o installazione di unità per il
trattamento dell'aria (UTA) ad elevata efficienza; nel 2020 si
prevede che detta percentuale aumenti all'84% del traffico
complessivo;
• Aeroporti che rappresentano il 41% del traffico aereo nazionale
hanno già promosso interventi di riqualificazione e/o realizzazione
di componenti dell'involucro edilizio ad elevate prestazioni in
termini di trasmittanza termica; nel 2020 si prevede che detta
percentuale aumenti al 57% del traffico complessivo;
• Aeroporti che rappresentano il 58% del traffico aereo nazionale
hanno già promosso interventi di Green Procurement; nel 2020 si
prevede che detta percentuale aumenti al 60% del traffico
complessivo;
• Aeroporti che rappresentano il 59% del traffico aereo nazionale
hanno già promosso interventi di Personnel Training comprendente
iniziative di formazione e sensibilizzazione sulle tematiche
ambientali ed il corretto uso dell'energia, rivolte al personale
aeroportuale; nel 2020 si prevede che detta percentuale aumenti al
64% del traffico complessivo;
• Aeroporti che rappresentano l'82% del traffico aereo nazionale
hanno già promosso l'adozione di protocolli gestionali e strumenti
organizzativi per la migliore conduzione degli impianti tecnologici e
la pianificazione degli interventi di miglioramento dell'efficienza
energetica delle infrastrutture aeroportuali; nel 2020 si prevede che
detta percentuale aumenti all'84% del traffico complessivo;
• Alcuni aeroporti prevedono di realizzare entro il 2020 interventi
riguardanti l'installazione di impianti fotovoltaici e di adottare
materiali fotocatalitici per le aree di viabilità;
• L'Accreditamento ACI Europe Airport Carbon Accreditation è stato
conseguito da aeroporti che gestiscono il 51% del traffico aereo ed
è previsto raggiungere il 65% nel 2020.
In merito agli interventi che saranno attuati dai Gestori
aeroportuali per la riduzione delle esternalità ambientali connesse
all'attività aeroportuale, programmati nell'ambito dei rinnovi dei
contratti di programma vi sono ad esempio i seguenti
indicatori-obiettivo definiti dall'Autorità di Regolazione dei
Trasporti:
• Nuovi impianti di illuminazione in sostituzione di quelli
esistenti con apparecchi a basso consumo (LED, fluorescenti, etc.)
• Installazione dei componenti opachi di involucro al di sotto dei
valori limite di trasmittanza indicati dalla normativa
• Installazione dei componenti trasparenti di involucro al di sotto
dei valori limite di trasmittanza indicati dalla normativa
• Riduzione del consumo di energia mediante sistemi di gestione
degli apparati di Illuminazione
• Riduzione del consumio di energia mediante impianti di
condizionamento ad elevata efficienza
• Produzione di energia alternativa tramite installazione di
impianti fotovoltaici
• Produzione di energia elettrica, termica e frigorifera tramite
impianti di cogenerazione e rigenerazione
• Produzione di energia termica ed elettrica tramite impianti
alimentati da biomasse reperibili localmente
• Produzione di energia elettrica, termica e frigorifera tramite
impianti di cogenerazione e rigenerazione
• Produzione di energia elettrica e termica tramite impianti
geotermici a bassa entalpia


Quadro strategico nazionale

Sezione b:
Fornitura di idrogeno per il trasporto stradale


INDICE

LISTA DELLE TABELLE LISTA DELLE FIGURE
1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
2 LO STATO TECNOLOGICO
3 SCENARI EUROPEI
4 SCENARI ITALIANI
4.1 DIMENSIONAMENTO DEL PARCO VEICOLI FCEV
4.2 PRODUZIONE DELL'IDROGENO PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
4.3 INTEGRAZIONE DELLE RINNOVABILI ELETTRICHE
5 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO
6 LE PROSPETTIVE PER LA SOCIETÀ
6.1 LA PROSPETTIVA DEL CONSUMATORE
6.2 RIDUZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2 E DI ALTRI INQUINANTI DANNOSI
ALLA SALUTE UMANA
7 MISURE DI SOSTEGNO
7.1 MISURE DI SOSTEGNO ALLO SVILUPPO DELL'IDROGENO E BARRIERE
7.2 BARRIERE ALLO SVILUPPO DELL'IDROGENO
7.3 MISURE GIURIDICHE
8 INTEROPERABILITÀ A LIVELLO EUROPEO
9 ABBREVIAZIONI, ACRONIMI, UNITÀ DI MISURA E BIBLIOGRAFIA
9.1 ABBREVIAZIONI E ACRONIMI
9.2 UNITÀ DI MISURA
9.3 BIBLIOGRAFIA

RIFERIMENTI

APPENDICE A:

LISTA DELLE TABELLE

Tabella No.
Tabella 1: Scenari di evoluzione tecnologica riportati nel report
"Fuelling Europe's future. How auto innovation leads to EU jobs"
Tabella 2: Scenario MobilitaH2IT, riduzione dei principali
inquinanti atmosferici attribuiti al trasporto su strada fino al 2050
Tabella 3: Iniziative UE per la sperimentazione e la diffusione
dell'idrogeno per il trasporto


LISTA DELLE FIGURE

Figura No.
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei
in benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT
Figura 2: Emissioni dal pozzo alla ruota (well-to-wheel, WTW) vs
autonomia per diverse opzioni tecnologiche di mobilità
Figura 3: La sfida dello stoccaggio energetico per la mobilità
Figura 4: Componenti di un auto FCEV e previsioni di costo delle
autovetture per tecnologia di alimentazione in Europa
Figura 5: Costo d'acquisto e TCO degli autobus per tecnologia di
alimentazione in Europa
Figura 6: Flusso di cassa delle stazioni di rifornimento nelle
prima fase di sviluppo del mercato FCEV
Figura 7: La stazione idrogeno di Bolzano
Figura 8: Stock delle autovetture per tecnologia negli Stati Uniti,
EU4 e Giappone nello scenario IEA 2DS high H2 fino al 2050
Figura 9: TCO delle diverse tecnologie automobilistiche
(considerando un tasso di sconto del 5 %)
Figura 10: Proiezione del numero di stazioni di rifornimento a
idrogeno previsto in Francia Figura 11: Scenario MobilitaH2IT, stock
autovetture FCEV fino al 2050
Figura 12: Scenario MobilitaH2IT, stock autobus FCEV fino al 2050
Figura 13: Scenario MobilitaH2IT, domanda H2 alla pompa veicoli
FCEV fino al 2050 Figura 14: Scenario MobilitaH2IT, produzione H2
fino al 2050
Figura 15: Scenario MobilitaH2IT, costo di produzione e trasporto
H2 fino al 2050
Figura 16: Scenario MobilitaH2IT, potenziale di integrazione delle
rinnovabili elettriche fino al 2050
Figura 17: Scenario MobilitaH2IT, numero e tipologia stazioni
rifornimento per autovetture FCEV e autobus FCEV fino al 2050
Figura 18: Possibile ubicazione delle stazioni di rifornimento
previste al 2020 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)
Figura 19: Possibile ubicazione delle stazioni di rifornimento
previste al 2025 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)
Figura 20: Scenario MobilitaH2IT, riduzione delle emissioni di CO2
rispetto al Reference Scenario fino al 2050
Figura 21: Scenario MobilitaH2IT, finanziamenti pubblici Europei e
Nazionali necessari fino al 2025

1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
Nel settore dei trasporti, sostenere l'innovazione e l'efficienza,
frenare la dipendenza dalle importazioni di petrolio e guidare il
passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta una
via da seguire per raggiungere gli obiettivi chiave europei:
stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e mitigare i
cambiamenti climatici. In particolare l'Italia presenta un livello di
dipendenza energetica tra i più elevati a livello europeo, 76.9% al
2013. Nel 2012, l'import di petrolio grezzo è stato pari a 68.81
milioni di tonnellate e la spesa per benzina e diesel è stata pari a
24.63 miliardi di euro (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) (Figura 1).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei in
benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT

Occorre quindi porsi obiettivi di riduzione dei consumi energetici
da combustibili fossili, di riduzione delle emissioni di anidride
carbonica e di miglioramento della qualità dell'aria anche tramite
l'utilizzo dell'idrogeno.

2 LO STATO TECNOLOGICO
La produzione di idrogeno da energia elettrica e lo stoccaggio in
forma gassosa o liquefatta rappresenta una valida opzione per
aumentare la flessibilità del sistema energetico, consentendo
l'integrazione di elevate quote di fonti rinnovabili non
programmabili (fotovoltaico, eolico) e la riduzione delle emissioni
di CO2.
In particolare il trasporto su strada è un grande emettitore di
anidride carbonica ed è necessario il passaggio a modi di trasporto
più efficienti, come il trasporto di passeggeri e merci su rotaia.
In alternativa, una sostanziale decarbonizzazione del settore dei
trasporti su strada può essere ottenuta:
1) aumentando la quota di uso diretto di energia elettrica in
veicoli elettrici a batteria (BEVs) e veicoli elettrici ibridi
plug-in (PHEVs);
2) aumentando in modo significativo la quota di biocarburanti
sostenibili (in particolare biometano), in combinazione con motori ad
alta efficienza ibridi a combustione interna (ICEs) e PHEVs;
3) utilizzando FCEVs veicoli elettrici alimentati da idrogeno
prodotto a basso tenore di carbonio.
Tutte e tre le opzioni possono contribuire in modo sostanziale alla
riduzione delle emissioni (Figura 2), ma devono superare diverse
barriere.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 2: Emissioni dal pozzo alla ruota (well-to-wheel, WTW) vs
autonomia per diverse opzioni tecnologiche di mobilità

I veicoli BEVs possono attingere da una produzione di energia
elettrica e da un'infrastruttura di trasporto e distribuzione (T&amp;D)
già esistenti, nonchè fare affidamento sul fatto che il loro
impatto in termini di emissioni di CO2 sarebbe ridotto dalla
decarbonizzazione già in atto nel settore elettrico. In ogni caso
occorre considerare che le batterie riscontrano un serio compromesso
tra capacità e peso, nonchè l'incertezza sull'autonomia e i lunghi
tempi di ricarica che sono grandi preoccupazioni per l'accettabilità
dell'utente finale. Nel caso dei biocarburanti, la produzione solleva
dubbi per quanto riguarda la sostenibilità e la sottrazione dal
settore alimentare umano ed animale, in particolare tenendo conto che
una considerevole quantità di biocarburanti saranno necessari per
decarbonizzare il trasporto di merci su lungo raggio (su strada,
aerei e marittimo).
I veicoli FCEV possono fornire un servizio di trasporto
paragonabile ai veicoli di oggi e, allo stesso tempo, contribuire
agli obiettivi di miglioramento dell'indipendenza energetica e di
sicurezza climatica.
Le performance di stoccaggio dell'idrogeno sono migliori rispetto a
quelle delle batterie elettriche (Figura 3). È possibile infatti
immagazzinare 6 kg di idrogeno (circa 200 kWh) compresso a 700 bar in
un serbatoio dal peso complessivo di 125 kg e dal volume di 260
litri, mentre per immagazzinare metà di quest'energia (100 kWh) in
batterie elettriche agli ioni di litio occorrono 830 kg di peso e 670
litri di volume. Un serbatoio di 260 litri può rientrare
perfettamente nel volume, necessariamente ridotto, di un veicolo,
offrendo un'autonomia di 600 km, comparabile con quella offerta dai
veicoli a benzina e chiaramente superiore alle ridotte autonomie dei
veicoli a batteria BEVs attualmente sul mercato. Da ultimo, e
diversamente dalle batterie, le performance di stoccaggio di un
serbatoio di idrogeno non si deteriorano con il numero di cariche e
scariche o con l'esposizione a temperature estreme.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 3: La sfida dello stoccaggio energetico per la mobilità

Attualmente circa 540 FCEVs (autovetture e autobus) sono in
attività come vettura pilota in tutto il mondo, in particolare in
Europa (192), Stati Uniti, Giappone, Corea del Sud (Technology
Roadmap Hydrogen and Fuel Cells. IEA. Giugno 2015). I veicoli FCEVs
sono essenzialmente veicoli elettrici che utilizzano idrogeno
immagazzinato in un serbatoio pressurizzato e una cella a
combustibile per la produzione di energia a bordo. I veicoli FCEVs
sono anche auto ibride, l'energia di frenata viene recuperata e
accumulata in una batteria. L'alimentazione elettrica della batteria
viene usata per ridurre la domanda di picco della cella a
combustibile in accelerazione e per ottimizzare l'efficienza
operativa. I veicoli FCEVs sono usualmente riforniti con idrogeno
gassoso a pressioni tra 35 MPa e 70 MPa. Attualmente, per le
autovetture, l'efficienza su strada (fuel economy) è di circa 1 kg
di idrogeno ogni 100 km percorsi, con autonomie da circa 500 km a 750
km e tempi di ricarica inferiori ai 5 minuti.
Nonostante i costi delle autovetture FCEV sono ad oggi elevati1 ,
il costo è previsto convergere entro il 2030 con quello delle altre
tecnologie di alimentazione, grazie ad economie di scala (Figura 4,
(En route pour un transport durable. Cambridge Econometrics. Novembre
2015)).


--------
1 I prezzi annunciati fino ad oggi sono stati fissati, per le
autovetture, a circa 60.000 euro.


Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 4: Componenti di un auto FCEV e previsioni di costo delle
autovetture per tecnologia di alimentazione in Europa

A conferma dell'interesse nella tecnologia FCEV, alcune delle
maggiori case automobilistiche mondiali hanno già integrato la
tecnologia delle fuel cell ad idrogeno nei loro piani strategici e
dai primi prototipi si è passati rapidamente, negli ultimissimi
anni, alla produzione su scala commerciale.
Varie sperimentazioni hanno coinvolto anche il trasporto pubblico,
sin dai primi anni '90. Negli ultimi 15 anni, in Europa, sono stati
operativi autobus FCEV su circa 8 milioni di km, dimostrando che la
tecnologia funziona, è flessibile, operativa e sicura. Un totale di
84 autobus FCEV sono operativi, o in procinto di esserlo, in 17
città e regioni in 8 paesi europei. Le autonomie quotidiane arrivano
fino a 450 km, con efficienze di consumo di circa 8-9 kg di H2/100
km, i tempi di rifornimento sono inferiori a 10 minuti. Gli autobus
FCEV sono in grado di raggiungere lo stesso chilometraggio quotidiano
degli autobus diesel convenzionali, hanno piena flessibilità di
rotta e non richiedono alcuna infrastruttura lungo il percorso. La
piattaforma europea "Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking" sta
attivamente promuovendo e finanziando diversi progetti, da 10 fino a
più di 20 autobus FCEV per località. I futuri costi d'acquisto
degli autobus FCEV dipenderanno dalla rapidità nel raggiungere
effetti di scala e dal cammino tecnologico seguito. In un percorso in
grado di cogliere sinergie di tecnologia con il mercato FCEV
automobilistico (Automotive FC), i costi d'acquisto e i TCO (Total
Cost of Ownership) potrebbero essere pressochè alla pari con la
tecnologia diesel ibrida entro il prossimo decennio (Fuel Cell
Electric Buses, Potential for Sustainable Public Transport in Europe.
A Study for the Fuel Cells and Hydrogen Joint Undertaking. Settembre
2015) (Figura 5).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 5: Costo d'acquisto e TCO degli autobus per tecnologia di
alimentazione in Europa

Le stazioni di rifornimento di idrogeno possono essere alimentate
in due diversi modi:
1) Produzione di idrogeno in sito direttamente nella stazione di
rifornimento;
2) Produzione di idrogeno in impianti centralizzati e trasporto
alla stazione di rifornimento.
Sia nella produzione in sito, che nella produzione centralizzata,
è possibile l'utilizzo di elettrolizzatori o steam methane reformers
(SMR). Ogni approccio ha i suoi vantaggi e compromessi. Mentre la
produzione centralizzata di idrogeno offre economie di scala per
minimizzare il costo di generazione dell'idrogeno, la necessità di
distribuire l'idrogeno comporta costi di trasporto. Per la
generazione di idrogeno decentralizzata è vero esattamente il
contrario.
In una prospettiva di incremento della produzione elettrica
mediante fonti rinnovabili, appare strategico localizzare la
produzione di idrogeno da elettrolisi in prossimità dei siti di
produzione da RES (sia in modalità in sito che centralizzata),
sfruttandone la produzione in surplus. Questi impianti, dotati di
propri sistemi di accumulo, avranno maggiori caratteristiche di
dispacciabilità, le fonti rinnovabili diventeranno "più
programmabili".
Garantire una densità minima di stazioni di rifornimento di
idrogeno è un prerequisito fondamentale per raggiungere l'interesse
dei consumatori e garantire un ampio mercato per i veicoli FCEV.
Attualmente è stimato che circa 300 stazioni sono già state
realizzate, principalmente dalle aziende Air Liquide, Linde, Air
Products (partener italiano è il Gruppo SAPIO), H2 Logic,
particolarmente in Germania, Giappone, Stati Uniti (California) e in
Nord Europa (Danimarca e Olanda) negli ultimi dieci anni (Hydro-gen:
the energy transition in the making! Pierre-Etienne Franc, Pascal
Mateo. Manifesto. 2015. ). Sia in Germania che in Giappone ci sono
piani per costruire varie decine di nuove stazioni di rifornimento di
idrogeno nei prossimi anni, in modo da completare l'esistente rete.
Le caratteristiche progettuali di una stazione di rifornimento di
idrogeno sono determinate dalla domanda giornaliera di idrogeno,
dalla modalità di stoccaggio dell'idrogeno a bordo dei veicoli (ad
esempio la pressione a 350 bar o 700 bar), e il modo in cui
l'idrogeno viene consegnato o prodotto in stazione.
Il rischio di investimento associato con lo sviluppo delle stazioni
di rifornimento è dovuto principalmente all'elevato investimento di
capitale e ai costi operativi, nonchè il sottoutilizzo degli
impianti durante la prima fase di sviluppo del mercato FCEV, che può
portare a un flusso di cassa negativo nei primi 10-15 anni (Figura
6).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 6: Flusso di cassa delle stazioni di rifornimento nelle prima
fase di sviluppo del mercato FCEV

Questa lunga "valle della morte" può essere minimizzata riducendo
i costi di capitale e di esercizio e massimizzando l'utilizzo della
risorsa, ma per coprire il periodo di flusso di cassa negativo, il
sostegno pubblico appare necessario durante la fase di introduzione
sul mercato dei veicoli FCEV.
Inoltre nella progettazione delle stazioni di rifornimento
dell'idrogeno è importante l'armonizzazione delle norme europee e la
loro essenzialita': i costi possono infatti diminuire, anche
considerevolmente, se si riducono le prescrizioni normative nazionali
che vanno oltre gli standard europei. Infine, sarà fondamentale
garantire snellezza nelle pratiche autorizzative, evitando che tempi
burocratici lunghi possano scoraggiare gli operatori del settore e
rallentare la transizione verso una mobilità sostenibile.

Approfondimento: IL PROGETTO H2 ALTO ADIGE
In Italia spicca il progetto H2 Alto Adige. Produrre idrogeno,
ovvero "carburante made in Alto Adige" generato tramite energie
rinnovabili, stoccarlo, rifornire le silenziose vetture elettriche a
emissioni zero per raggiungere una graduale indipendenza energetica,
questa è l'idea alla base del progetto H2 di Bolzano. L'Alto Adige,
nel 2006, ha deciso di perseguire questo importante obiettivo,
attraverso una stretta collaborazione con l'Autostrada del Brennero
SpA e grazie al sostegno del FESR, il Fondo Europeo per lo Sviluppo
Regionale. L'impianto di produzione di Bolzano è considerato uno dei
più grandi e innovativi a livello mondiale. I tre elettrolizzatori
modulari sono in grado di produrre fino a 345 kg/giorno. L'idrogeno
compresso e stoccato sotto forma gassosa attualmente può rifornire
fino a 15 autobus urbani (con tratte giornaliere di 200-250 km) o
fino a 700 vetture. Contemporaneamente alla messa in servizio del
centro idrogeno sono stati avviati i progetti europei HYFIVE e CHIC.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 7: La stazione idrogeno di Bolzano

3 SCENARI EUROPEI
Numerosi studi hanno recentemente analizzato possibili scenari di
transizione energetica nel settore dei trasporti, con estensioni
temporali fino al 2050.
Nel settore autovetture, nel "Technology Roadmap Hydrogen and Fuel
Cells" (Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells. IEA. Giugno
2015), pubblicato dall'IEA nel Giugno 2015, viene presentato uno
scenario di introduzione delle autovetture FCEV fino al 2050 (Figura
8). Per quanto riguarda le autovetture FCEV, l'IEA prevede per i tre
principali mercati, Stati Uniti, EU4 (Francia, Germania, Regno Unito,
Italia) e Giappone i seguenti target commerciali:
• 2020: saranno in circolazione circa 30,000 FCEVs;
• 2025: le vendite annue raggiungono i 400,000 FCEVs;
• 2030: le vendite cumulate raggiungono gli 8 milioni di FCEVs (2,3
milioni di vendite annue);
2050: la quota di FCEVs sul totale delle vendite di autovetture è
di circa il 30% (25% lo share sullo stock complessivo dei veicoli in
circolazione), la frazione di veicoli convenzionali ICE e ibridi
senza la possibilità di inserimento nella rete elettrica dovrà
scendere a circa il 30 % del parco veicoli.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 8: Stock delle autovetture per tecnologia negli Stati Uniti,
EU4 e Giappone nello scenario IEA 2DS high H2 fino al 2050

Inoltre, per comprendere gli impatti macro-economici della
transizione verso una mobilità alternativa, nell'arco di tempo
2010-2050, il Report "Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs" (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) ha sviluppato e analizzato cinque
scenari di evoluzione tecnologica. Tali Scenari sono riassunti in
Tabella 1.

Tabella 1: Scenari di evoluzione tecnologica riportati nel report
"Fuelling Europe's future. How auto innovation leads to EU jobs"


=====================================================================
| Nome Scenario | Descrizione |
+==========================+========================================+
| |Le emissioni di CO2 delle nuove vendite |
| |di autoveicoli in Europa rimangano agli |
| |attuali livelli di 135 g/km, la corrente|
| |suddivisione tra veicoli diesel e |
| |benzina rimane invariata e nessun |
| |ulteriore tecnologia viene introdotta |
|Reference Scenario (REF) |per migliorare l'efficienza. |
+--------------------------+----------------------------------------+
| |Raggiungimento dell'obiettivo proposto |
| |alle autovetture di 95 g/km nel 2020 e |
| |ai furgoni di 147 g/km nel 2020. Nessun |
| |ulteriore obiettivo politico viene |
| |fissato dopo il 2020, ci saranno |
| |comunque alcuni ulteriori progressi |
| |nella riduzione del consumo di |
| |carburante, guidati dalla preoccupazione|
| |dei consumatori per le emissioni di CO2,|
| |dall' incremento nel prezzo del |
| |carburante e dal proseguimento |
| |nell'esistente sviluppo tecnologico |
| |(tasso di miglioramento inferiore all'1%|
| |all'anno dopo il 2020). L'introduzione |
| |di veicoli HEV nel nuovo parco auto |
|Current Policy Initiatives|raggiunge il 5% nel 2020, il 12 % nel |
|(CPI) |2030 e il 22 % entro il 2050. |
+--------------------------+----------------------------------------+
| |Lo scenario si propone di esplorare |
| |l'impatto di un'introduzione ambiziosa |
| |di veicoli HEV. Si presuppone una |
| |penetrazione di mercato per gli HEV del |
| |10 % sulle nuove vendite di veicoli nel |
| |2020, del 50 % nel 2030 e del 96 % nel |
|Scenario Tech1 |2050. |
+--------------------------+----------------------------------------+
| |Questo scenario presuppone una |
| |penetrazione di mercato dei veicoli HEV |
| |del 20 % nelle vendite di nuovi veicoli |
| |nel 2020, 42% nel 2030, 10 % nel 2050. I|
| |veicoli elettrici avanzati (PHEV, BEV, |
| |FCEV) vengono introdotti al 2.5 % nel |
|Scenario Tech2 |2020, 37 % nel 2030, 90 % nel 2050. |
+--------------------------+----------------------------------------+
| |Questo scenario presuppone un ritmo piu'|
| |rapido di introduzione dei veicoli |
| |elettrici avanzati (PHEV, BEV, FCEV), |
| |possibile con apposite misure di |
| |sostegno. Questo scenario presuppone una|
| |penetrazione di mercato dei veicoli |
| |elettrici avanzati del 9.5 % nel 2020, |
| |80 % nel 2030 e 100 % nel 2050. I |
| |veicoli HEV raggiungono, nelle vendite |
| |di nuovi veicoli, il 20 % nel 2020, il |
|Scenario Tech3 |15 % nel 2030, il 0 % nel 2050. |
+--------------------------+----------------------------------------+


Le innovazioni indagate negli scenari Tech1, Tech2 e Tech3 hanno
portato alle seguenti conclusioni:
• Le emissioni dirette di CO2 delle auto e dei furgoni vengono
ridotte tra il 64 % e il 93 % entro il 2050, contribuendo al
raggiungimento dell'obiettivo UE di riduzione delle emissioni
complessive dei trasporti del 60%.
• Le emissioni degli inquinanti dannosi alla salute sono
drasticamente tagliate, l'NOx di oltre l'85 %, il particolato fine di
oltre il 70%.
• I consumatori selezionano i loro veicoli sulla base di un
un'ampia gamma di fattori, di cui il costo del capitale è solo un
elemento. Nel calcolo dell'impatto complessivo sugli automobilisti
legato al miglioramento nell'efficienza dei veicoli, è anche utile
guardare al "Costo Totale di Proprieta'" (Total Cost of Ownership,
TCO), che include i costi del carburante e la manutenzione.
Utilizzando un tasso di sconto del 5 % i TCO delle diverse tecnologie
automobilistiche sono attesi convergere verso il 2020 (ad eccezione
dei FCEV), con il TCO di tutti i propulsori inferiore a quello del
2010, nonostante la previsione di un significativo (circa +30%)
aumento del prezzo dei combustibili (Figura 9). Invece i veicoli FCEV
avvicinano i TCO delle altre tecnologie a partire dal 2030.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 9: TCO delle diverse tecnologie automobilistiche (considerando
un tasso di sconto del 5 %)

• Il passaggio a combustibili alternativi, può avere un impatto
positivo sull'economia europea. In primo luogo, porta a una maggior
efficienza nei veicoli.
• Gli investimenti nelle infrastrutture per il rifornimento hanno
un impatto positivo sul PIL, perchè stimolano l'industria nazionale
e richiedono un alto input di lavoro nella catena di fornitura.
• L'Europa eccelle nella tecnologia per il settore automobilistico,
un aumento della spesa per veicoli a basse emissioni di carbonio
creerà lavoro. Tra 660.000 e 1,1 milioni di nuovi posti di lavoro
(al netto dell'intera forza lavoro) potranno essere generati entro il
2030. Nel 2050, questi valori salgono tra 1.9 e 2.3 milioni di nuovi
posti di lavoro. La transizione verso veicoli a basse emissioni di
carbonio genererà la domanda di nuove competenze nella forza lavoro.
L'Europa potrà sviluppare adeguati percorsi formativi per far
crescere le necessarie competenze nella sua futura forza lavoro.
• L'analisi suggerisce anche che la tassazione della maggior
attività economica risultante da un passaggio ai veicoli a basse
emissioni in gran parte compensa le entrate fiscali perse dalla
vendita dei combustibili convenzionali (benzina e diesel).
Passando al settore autobus, a livello europeo è prevista
l'attuazione di progetti dimostrativi su larga scala, con un totale
da circa 300 a 400 autobus FCEV in Europa entro il 2020 [19].
Questo scenario prevede un volume totale di 8,000-10,000 autobus
FCEV necessari fino al 2025.
Alcune importanti iniziative europee hanno già iniziato a
sostenere l'introduzione dell'idrogeno come carburante per il
trasporto attraverso lo sviluppo e l'attuazione di una strategia
nazionale. Queste sono :
• Regno Unito: "UK H2 Mobility" (www.ukh2mobility.co.uk);
• Francia: "Mobilitè hydrogene France" (www.afhypac.org) (Figura
10);
• Scandinavia: "Scandinavian Hydrogen Highway Partnership"
(www. scandinavianhydrogen. org);
• Germania: "H2 Mobility" (h2-mobility.de).
Le prime indicazioni quantitative risultano essere:


===================================================================
| Paese |FCEV 2020|FCEV 2025|FCEV 2030|HRS 2020|HRS 2025|HRS 2030|
+========+=========+=========+=========+========+========+========+
|Regno | | | | | | |
|Unito | -| -|1.600.000| -| -| 1.150|
+--------+---------+---------+---------+--------+--------+--------+
|Francia | 2.500| 167.000| 773.000| 21| 355| 602|
+--------+---------+---------+---------+--------+--------+--------+
|Germania| 156.000| 658.000|1.773.000| 377| 779| 992|
+--------+---------+---------+---------+--------+--------+--------+


Iniziative simili sono in fase di lancio anche in altri paesi
europei come Austria, Belgio, Finlandia, Paesi Bassi, Svizzera.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 10: Proiezione del numero di stazioni di rifornimento a
idrogeno previsto in Francia

I progetti di cui sopra dimostrano che lo sviluppo di idrogeno come
combustibile alternativo è possibile quando si trova:
• una strategia stabilita per diffondere le stazioni di
rifornimento di idrogeno;
• un forte sostegno del governo nazionale e locale (legislativo e
finanziario);
• una presenza importante di attori industriali nel campo
dell'idrogeno;
• un potenziale di produzione di idrogeno "green".
Questi possono essere riconosciuti come elementi fondamentali per
la definizione di una strategia per la mobilità a idrogeno.

4 SCENARI ITALIANI
Il seguente contesto caratterizza lo stato attuale del settore dei
trasporti in Italia:
• Al 2014 il settore dei trasporti rappresentava il 31,8 % dei
consumi finali totali di energia (38.117 ktep su un totale di 119.769
ktep)2 .
• Al 2013 le emissioni atmosferiche attribuibili al settore trasporti
rappresentavano il 24% delle emissioni totali nazionali (104,9 Mt
CO2eq su un totale di 438,0 Mt CO2eq ³).
• L'Italia è il Paese dell'Unione europea che registra più morti
premature a causa dell'inquinamento dell'aria. In Italia nel 2012
59.500 decessi prematuri sono attribuibili al particolato fine (PM
2,5), 3.300 all'ozono (O3 ) e 21.600 al biossido di azoto (NO2 ) (Air
quality in Europe. European Environmental Agency. 2015 Report).
• Per quanto riguarda il trasporto su strada, al 2014 la consistenza
del parco veicolare è risultata pari a circa 49,2 milioni di
veicoli, tra cui: 37,1 milioni di autovetture, 6,5 milioni di
motocicli, 3,9 milioni di autocarri per merci, 97.914 autobus. Tra le
autovetture la predominanza è netta per l'alimentazione a benzina
(51%) e gasolio (41%), seguono le alimentazioni ibride benzina/GPL
(6%) e benzina/metano (2%). Allo stato attuale, la presenza di
veicoli elettrici avanzati (PHEV, BEV, FCEV) è pressochè nulla.
(Annuario Statistico ACI 2015)
La definizione degli obiettivi nazionali è basata su una
modellazione analitica di dettaglio estesa fino al 2050, prendendo in
considerazione i seguenti aspetti:
• obiettivi ambientali per la riduzione dei gas serra e delle
emissioni inquinanti;
• futura flotta di veicoli alternativi attesi per diversi orizzonti
temporali e stima della domanda futura di idrogeno4 ;
• produzione dell'idrogeno e aumento della rete di alimentazione
(cioè l'implementazione di un'infrastruttura adeguata) per favorire
lo sviluppo della mobilità alternativa e, di conseguenza, per
soddisfare le future esigenze della domanda.
L'intera analisi è stata scomposta nelle seguenti aree:
1. Dimensionamento del parco veicoli FCEV;
2. Produzione dell'idrogeno per il settore dei trasporti;
3. Integrazione delle rinnovabili elettriche;
4. Dimensionamento delle stazioni di rifornimento;
5. La prospettiva del consumatore;
6. Riduzione delle emissioni di CO2 e di altri inquinanti dannosi
alla salute umana;
7. Misure di sostegno allo sviluppo dell'idrogeno.


--------
2 I dati del bilancio energetico nazionale MiSE
3 I dati delle emissioni di gas ad effetto serra sono di fonte
UNFCCC così come comunicati per l'Italia da ISPRA secondo il mandato
stabilito dal Decreto legislativo 51/2008
4 Lo scenario di introduzione dell'idrogeno nella mobilità italiana
(denominato Scenario MobilitaH2IT), proposto in questa sezione è
stato modellato tenendo conto degli studi di riferimento illustrati
nel precedente Capitolo, adattandoli al contesto italiano


4.1 DIMENSIONAMENTO DEL PARCO VEICOLI FCEV
La vendita di autovetture FCEV proposta nello Scenario MobilitaH2IT
è riportata in Figura 11 per il contesto italiano5 . Lo scenario di
vendita in Italia delle autovetture FCEV pone come punto di partenza
un'introduzione di 1.000 autovetture entro il 2020, per poi
raggiungere uno stock di circa 27.000 al 2025 (0,1% del parco veicoli
italiano), circa 290.000 al 2030 (0,7% del parco veicoli italiano) e
circa 8,5 Milioni al 2050 (20% del parco veicoli italiano).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 11: Scenario MobilitaH2IT, stock autovetture FCEV fino al 2050

Passando agli autobus, lo scenario di ramp-up italiano è indicato
in Figura 126 . Lo scenario di vendita in Italia degli autobus FCEV
prevede obiettivi più ambizioni rispetto alle autovetture. Gli
operatori del trasporto pubblico, attivi in ambito cittadino,
dovranno infatti garantire un ruolo guida nella transizione verso una
mobilità alternativa, specialmente nelle prime fasi di mercato. Il
punto di partenza è posto nell'introduzione di 100 autobus entro il
2020, per poi raggiungere uno stock di circa 1.100 al 2025 (1,1 %
dello stock totale), circa 3.700 al 2030 (3,8 % dello stock totale) e
circa 23.000 al 2050 (25,0 % dello stock totale).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 12: Scenario MobilitaH2IT, stock autobus FCEV fino al 2050

Un notevole miglioramento nella fuel economy delle autovetture e
degli autobus FCEV è atteso fino al 2050, incrementando la
competitività con i veicoli convenzionali ICE, soggetti anch'essi a
miglioramenti ma in maniera meno marcata. Questo fa si che la
percentuale di finanziamento per gli acquirenti (eco-bonus), nella
copertura del costo addizionale dei veicoli FCEV, potrà essere
ridotta progressivamente.
La domanda di idrogeno alla pompa delle autovetture FCEV e degli
autobus FCEV introdotti nello Scenario MobilitaH2IT, è indicata in
Figura 13. Al 2020 è prevista una domanda alla pompa di circa 2.000
kg/giorno, portata a circa 25.600 kg/giorno al 2025.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 13: Scenario MobilitaH2IT, domanda H2 alla pompa veicoli FCEV
fino al 2050

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5 Nel calcolo dello stock autovetture FCEV è stato considerato un
life-time di 12 anni
6 Nel calcolo dello stock autobus FCEV è stato considerato un
life-time di 12 anni


4.2 PRODUZIONE DELL'IDROGENO PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
Negli scenari proposti l'idrogeno può essere prodotto secondo
quattro diverse modalità operative:
1) Produzione di idrogeno in impianti centralizzati mediante SMR
(H2 da SMR C) e trasporto gassoso su camion fino alla stazione di
rifornimento;
2) Produzione di idrogeno in impianti centralizzati mediante
elettrolisi da rinnovabili (H2 da ELR C) e trasporto gassoso su
camion fino alla stazione di rifornimento;
3) Produzione di idrogeno on-site nella stazione di rifornimento
mediante elettrolisi con energia elettrica da rete (H2 da ELG OS);
4) Produzione di idrogeno on-site nella stazione di rifornimento
mediante elettrolisi con energia elettrica rinnovabile (H2 da ELR
OS).
Attualmente, più del 95% dell'idrogeno viene prodotto da fonti
fossili. La produzione centralizzata di idrogeno da SMR, a basso
costo, permetterà di agevolare il periodo di transizione iniziale
2020-2030. Superata questa fase tutta la nuova produzione di idrogeno
avverrà mediante elettrolisi. In particolare dovrà essere
particolarmente incentivato l'utilizzo di energia rinnovabile
prodotta on-site (autoconsumo). Lo Scenario MobilitaH2IT prevede una
rapida transizione verso una produzione di idrogeno "green" da
elettrolisi e il raggiungimento di risultati ambizioni in termini di:
1) Maggior contributo dei veicoli FCEV nella riduzione delle
emissioni di CO2;
2) Maggior indipendenza energetica nazionale;
3) Maggior potenzialità di integrazione delle fonti rinnovabili
non programmabili (fotovoltaico, eolico).
La produzione di idrogeno, con relativo mix, nello Scenario
MobilitaH2IT è indicata in Figura 14. Al 2020 è prevista una
domanda di produzione pari a circa 2.500 kg/giorno (circa 1.500
kg/giorno da SMR e circa 1.000 kg/giorno da elettrolisi), portata a
circa 32.000 kg/giorno al 2025 (circa 12.800 kg/giorno da SMR e circa
19.200 kg/giorno da elettrolisi).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 14: Scenario MobilitaH2IT, produzione H2 fino al 2050

In Figura 15 sono stati analizzati e comparati i costi di
produzione e trasporto dell'idrogeno nelle quattro modalità
operative precedentemente descritte. Il costo di produzione e
trasporto dell'idrogeno è calcolato sulla base di parametri
economici quali i costi di investimento (CAPEX), costi finanziari,
costi dell'energia primaria (gas ed elettricita'), costi operativi e
di manutenzione (OPEX), margine di guadagno sulla produzione, costi
di trasporto e margine di guadagno sul trasporto, così come sulla
base di parametri tecnici quali l'efficienza di conversione e il
life-time.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 15: Scenario MobilitaH2IT, costo di produzione e trasporto H2
fino al 2050

4.3 INTEGRAZIONE DELLE RINNOVABILI ELETTRICHE
La produzione di idrogeno da energia elettrica e lo stoccaggio in
forma gassosa o liquefatta potrebbe rappresentare una valida opzione
per aumentare la flessibilità del sistema energetico, consentendo
l'integrazione di elevate quote di fonti rinnovabili non
programmabili (fotovoltaico, eolico). In particolare potrebbe essere
di grande interesse l'accumulo mediante power to fuel: l'elettricità
viene trasformata in idrogeno utilizzato poi come combustibile per
FCEV nel settore dei trasporti. La Figura 16 quantifica il potenziale
di integrazione delle rinnovabili elettriche offerto nello Scenario
MobilitaH2IT: circa 2,3 TWh/anno al 2030, circa 24,7 TWh/anno al
2040, circa 47 TWh/anno al 2050.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 16: Scenario MobilitaH2IT, potenziale di integrazione delle
rinnovabili elettriche fino al 2050

5 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO
La configurazione dell'infrastruttura di rifornimento è
determinata da molti parametri, tra cui: la domanda di idrogeno, la
densità di popolazione dell'ambiente urbano, ipotesi sulla
necessaria prossimità di una stazione rispetto ad un'altra per i
consumatori. Per necessità operative, autovetture e autobus saranno
serviti da stazioni di rifornimento diverse.
Le stazioni più piccole saranno costruite nelle due fasi iniziali
di captive fleet (2020-2022 e 2023-2025), a servizio di piccole
flotte di veicoli. Nella prima fase 2020-2022 si prevedono captive
fleets fino a 99-109 autovetture e fino a 10-11 autobus, con stazioni
rispettivamente da 50 kg/giorno e 200 kg/giorno. Nella seconda fase
2023-2025 si prevedono captive fleets fino a 222-229 autovetture e
fino a 29 autobus, con stazioni rispettivamente da 100 kg/giorno e
500 kg/giorno. La costruzione di piccole stazioni permette il rapido
raggiungimento di una copertura minima delle principali arterie di
trasporto (TEN-T) e dei principali centri abitati, garantendo il
successivo passaggio alla mass transportation. Dopo questa fase
iniziale è prevista solamente la costruzione di stazioni di grande
taglia, 500 kg/giorno per le autovetture (in grado di rifornire fino
a 1169 autovetture/giorno al 2026) e 1000 kg/giorno per gli autobus
(in grado di rifornire fino a 60 autobus/giorno al 2026),
economicamente attrattive per gli operatori del settore.
L'approccio captive fleet permette i seguenti benefici:
• I mezzi di trasporto e le stazioni di rifornimento dell'idrogeno
saranno sviluppati una volta identificato un numero sufficiente di
clienti locali;
• Un adeguato fattore di carico (AL) per le stazioni di
rifornimento già dai primi anni, evitando rischi di sottoutilizzo;
• Notevole riduzione della necessità di investimento.
Le captive fleet sono flotte di veicoli con modelli di guida e di
rifornimento prevedibili. Ogni flotta fa riferimento ad una specifica
stazione di rifornimento. Esempi di captive fleet sono le flotte di
taxi, veicoli per la consegna della merce, le flotte di veicoli per i
dipendenti comunali, per le forze dell'ordine, veicoli della posta,
flotte di veicoli aziendali. Tali utenze devono essere coinvolte per
il successo della prima fase di introduzione sul mercato.
Lo Scenario MobilitaH2IT utilizza le seguenti assunzioni per quanto
riguarda le stazioni di rifornimento dell'idrogeno:
• annual load factor (AL) delle stazioni di rifornimento pari al 70
% fino al 2020 e al 75% nel periodo successivo per le autovetture e
80% fino al 2020 e 90 % nel periodo successivo per gli autobus;
• costi finanziari pari al 7 % (Fuel Cell Electric Buses, Potential
for Sustainable Public Transport in Europe. A Study for the Fuel
Cells and Hydrogen Joint Undertaking. Settembre 2015),
• margine di guadagno per le stazioni di rifornimento pari al 20 %.
Numero e tipologia delle stazioni di rifornimento, per autovetture
FCEV e autobus FCEV, nello Scenario MobilitaH2IT è indicato in
Figura 17.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 17: Scenario MobilitaH2IT, numero e tipologia stazioni
rifornimento per autovetture FCEV e autobus FCEV fino al 2050

In Figura 18 e in Figura 19 è indicata una possibile ubicazione
delle stazioni di rifornimento per autovetture FCEV e autobus FCEV
previste al 2020 e al 2025. La scelta dell'ubicazione rispetta i
seguenti criteri:
• città già attive o in fase progettuale avanzata per la
sperimentazione del trasporto idrogeno, alla data di redazione del
presente documento (Bolzano, Milano, Sanremo, Roma, Venezia, Brunico,
Rovereto);
• popolazione residente nel comune (priorità ai comuni con maggior
popolazione, dati ISTAT 2015).
Le Figura 18 e la Figura 19 ipotizzano una possibile distribuzione
territoriale delle stazioni di rifornimento dell'idrogeno.
L'effettiva ubicazione dipenderà infatti dall'adesione delle città
ai bandi di finanziamento appositamente promosse a livello europeo,
nazionale e regionale.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 18: Possibile ubicazione delle stazioni di rifornimento
previste al 2020 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 19: Possibile ubicazione delle stazioni di rifornimento
previste al 2025 per autovetture FCEV (sx) e autobus FCEV (dx)

Per quanto riguarda le autovetture, l'infrastruttura prevista dallo
scenario a fine 2020 permette solamente l'attività di un numero
limitato di captive fleets in alcune città italiane, a fine 2025
invece l'infrastruttura prevista dallo scenario appare adeguata per
una vera e propria mass transportation. L'ubicazione delle stazioni
sarebbe ben collocata rispetto alla rete TEN-T e alla rete
autostradale italiana.

6 LE PROSPETTIVE PER LA SOCIETÀ

6.1 LA PROSPETTIVA DEL CONSUMATORE
Come facilmente prevedibile, tra le modalità considerate,
l'idrogeno più economico è quello prodotto mediante elettrolisi
on-site con autoconsumo da rinnovabili e mediante SMR centralizzato,
in stazioni di grandi dimensioni (500 kg/giorno per le autovetture e
1000 kg/giorno per gli autobus).
Al fine di valutare la competitività del vettore idrogeno rispetto
al concorrenziale diesel, è stato valutato il costo per la
percorrenza di 100 km per autovetture e autobus FCEV e per
autovetture e autobus diesel. Il costo per la percorrenza di 100 km
dipende dal costo del vettore energetico alla pompa e dalla fuel
economy del veicolo.
Per le autovetture, nella prima fase 2020-2022, nonostante
l'utilizzo di stazioni di piccole dimensioni (50 kg/giorno) e gli
elevati costi di mercato di tutte le componenti di
produzione/distribuzione, i costi del vettore idrogeno sono alla pari
con il vettore diesel nella produzione da elettrolisi on-site con
autoconsumo da rinnovabili e mediante SMR centralizzato, mentre sono
superiori di circa 2 euro/100 km in modalità "H2 da ELR C" e di
circa 6 euro/100 km in modalità "H2 da ELG OS". Nella seconda fase,
cioè dal 2023, il passaggio a stazioni più grandi, dapprima 100
kg/giorno e poi 500 kg/giorno, nonchè la rapida e notevole
diminuzione del costo di mercato di tutte le componenti di
produzione/distribuzione rende il vettore idrogeno ancor più
conveniente rispetto al vettore diesel, da subito anche in modalità
"H2 da ELR C", poco prima del 2030 nella modalità "H2 da ELG OS".
Per gli autobus, già dal 2020 (stazioni 200 kg/giorno) il vettore
idrogeno è più conveniente rispetto al vettore diesel nella
produzione da elettrolisi on-site con autoconsumo da rinnovabili e
mediante SMR centralizzato, mentre è più costoso sia in modalità
"H2 da ELR C" che in modalità "H2 da ELG OS". Dal 2025, il passaggio
a stazioni da 1000 kg/giorno, nonchè la rapida e notevole
diminuzione del costo di mercato di tutte le componenti di
produzione/distribuzione rende il vettore idrogeno più conveniente
rispetto al vettore diesel anche nella modalità "H2 da ELR C".
Riassumendo, la competitività del vettore idrogeno si manifesterà
in tempi rapidi, già nella fase inizale con captive fleets, ancor
più nel momento in cui si raggiungerà la maturità commerciale e
l'idrogeno sarà distribuito in stazioni di grandi dimensioni (a
partire dal 2025 con stazioni da 500 kg/giorno per le autovetture e
1000 kg/giorno per gli autobus).

6.2 RIDUZIONE DELLE EMISSIONI DI CO2 E DI ALTRI INQUINANTI DANNOSI
ALLA SALUTE UMANA
Occorre sottolineare che la produzione di idrogeno mediante
elettrolisi da fonti energetiche rinnovabili è priva di emissioni di
CO2 .
La potenzialità di riduzione delle emissioni di CO2 nello Scenario
MobilitaH2IT (Figura 20) è stata calcolata comparando le emissioni
per il mix di produzione di idrogeno destinato ai veicoli FCEV
rispetto alle emissioni dei veicoli diesel di ultima generazione
(Reference Scenario). Per lo Scenario MobilitaH2IT si sono ipotizzate
due opzioni: (1) la produzione da elettrolisi avviene con
elettricità solo da rete elettrica con mix nazionale, (2) la
produzione da elettrolisi avviene con elettricità solo da produzione
rinnovabile. Nel Reference Scenario, per le autovetture diesel lo
standard di riferimento è quello raggiunto dai nuovi veicoli venduti
in Unione Europea nel 2014 (123,4 gCO2 /km), per gli autobus lo
standard EURO VI (1.200 gCO2 /km). Al 2020, la riduzione delle
emissioni di CO2 garantite dalla mobilità idrogeno, rispetto allo
stato attuale del Reference Scenario, è in un range tra 269 e 5.066
t/anno, per poi raggiungere un range tra circa 8.000 e 92.000 t/anno
al 2025, circa 116.000 - 655.000 t/anno al 2030 e circa 12 - 15
Mt/anno al 2050.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 20: Scenario MobilitaH2IT, riduzione delle emissioni di CO2
rispetto al Reference Scenario fino al 2050

In Tabella 2 viene invece riportato il potenziale di riduzione dei
principali inquinanti atmosferici grazie all'applicazione dello
Scenario MobilitaH2IT.

Tabella 2: Scenario MobilitaH2IT, riduzione dei principali inquinanti
atmosferici attribuiti al trasporto su strada fino al 2050

Parte di provvedimento in formato grafico

7 MISURE DI SOSTEGNO

7.1 MISURE DI SOSTEGNO ALLO SVILUPPO DELL'IDROGENO E BARRIERE
Al fine di promuovere l'idrogeno e lo sviluppo delle relative
infrastrutture, appare necessario ed indispensabile mettere in campo
diverse azioni/misure.
In particolare sono di grande rilevanza le misure, legislative,
regolamentari /amministrative, finanziarie e di comunicazione e la
disponibilità di incentivi pubblici europei, nazionali, regionali e
locali così come di investimenti privati. Si segnalano in
particolare il programma quadro Horizon 2020, i Fondi strutturali e
di investimento europei, gli orientamenti della rete transeuropea di
trasporto (TEN-T), e le iniziative della Banca Europea per gli
Investimenti (BEI) ed in particolare del Fondo "European Local ENergy
Assistance" http://www.eib.org/products/advising/elena/index.htm)
Lo Scenario Mobilita'H2IT indica una partecipazione nella quota di
finanziamenti pubblici UE&amp;IT al 60% da fondi comunitari europei e al
40% da fondi nazionali

7.2 BARRIERE ALLO SVILUPPO DELL'IDROGENO
Considerando le prospettive tecnologiche e di mercato, almeno fino
al 2030, appaiono non trascurabili sulla effettiva realizzazione
dello scenario illustrato due barriere finanziarie:
1) L'investimento nell'acquisto dei costosi veicoli FCEV;
2) L'investimento nella realizzazione degli impianti di produzione
e nelle stazioni di distribuzione dell'idrogeno.
Non è infatti possibile sviluppare un mercato per i veicoli FCEV
senza un'adeguata infrastruttura di produzione e distribuzione
dell'idrogeno e viceversa, non è sostenibile sviluppare
un'infrastruttura di produzione e distribuzione dell'idrogeno senza
una domanda da parte di veicoli FCEV in circolazione.
Relativamente al primo punto si stima idonea una copertura pubblica
sul costo addizionale delle autovetture e degli autobus FCEV mentre,
relativamente al secondo punto, al fine di ridurre il rischio di
investimento associato allo sviluppo degli impianti di produzione e
delle stazioni rifornimento dell'idrogeno, sarebbe altresì
funzionale un sostegno pubblico:
• per le stazioni di rifornimento:
√ 40% fino 2020,
√ 35% dal 2021 al 2025,
√ 30% dal 2026 al 2030,
√ 20% dal 2031 al 2035,
√ 10% dal 2036 al 2040,
√ 5% dal 2041 al 2050;
• per gli impianti di produzione da SMR:
√ 15% fino al 2025,
√ 10% nel periodo 2026-2030;
• per gli impianti di produzione da elettrolisi:
√ 40% fino 2020,
√ 35% dal 2021 al 2025,
√ 30% dal 2026 al 2030,
√ 25% dal 2031 al 2035,
√ 20% dal 2036 al 2040,
√ 15% dal 2041 al 2050.
Per la riuscita dello Scenario Mobilita'H2IT sono stimati opportuni
finanziamenti pubblici europei ed nazionali (compresi gli Enti
locali) pari a circa 47 M€ fino al 2020 e circa 419 M€ nel successivo
periodo 2021-2025, di cui 60% da fondi comunitari europei e 40% da
fondi nazionali italiani compresi gli Enti locali (Figura 21).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 21: Scenario Mobilita'H2IT, finanziamenti pubblici Europei e
Nazionali necessari fino al 2025

Al momento, tuttavia, non è previsto alcun impegno finanziario per
la implementazione di tale scenario Mobilita'H2IT che, pertanto, deve
intendersi come mero scenario potenziale che si realizzerebbe in
presenza di tutte le condizioni riportate nello stesso ed in
particolare della disponibilità di fondi pubblici nazionali,
regionali e locali per finanziarne la prevista parte pubblica.

7.3 MISURE GIURIDICHE
Lo sviluppo della mobilità terrestre a idrogeno e fuel-cell è
oggetto di un intenso lavoro di standardizzazione a livello
internazionale, giunto oramai nella fase terminale.
Il punto 2.3 dell'allegato II della Direttiva 2014/94/UE del
Parlamento europeo e del Consiglio sulla realizzazione di
un'infrastruttura per i combustibili alternativi stabilisce che "I
punti di rifornimento di idrogeno utilizzano algoritmi per i
carburanti e apparecchiature conformi alla norma ISO/TS 20100
relativa all'idrogeno allo stato gassoso utilizzato come combustibile
".
Proprio per evitare una frammentazione delle competenze, ISO ha
deciso di sviluppare in parallelo un intero pacchetto di standard che
coprano tutti gli aspetti tecnici e di sicurezza riguardanti il
rifornimento dei veicoli a idrogeno e fuel-cell. Questo approccio è
stato seguito proprio per assicurare il massimo livello di sicurezza
in tutto il sistema.
Attualmente (maggio 2016) i lavori di revisione della norma ISO/TS
20100 curati da ISO/TC 197 (Hydrogen (Technologies) hanno portato al
suo ritiro e all'elaborazione della ISO/PRF TS 19880.
In particolare, la ISO 19880-1: Gaseous hydrogen fueling stations -
General requirements raccomanderà le caratteristiche progettuali
minime per garantire la sicurezza e, ove appropriato, le prestazioni
delle stazioni di rifornimento pubbliche e "non pubbliche" (cioè per
esempio quelle riservate al rifornimento di mezzi di trasporto
pubblici) che forniscono idrogeno gassoso per veicoli di trasporto
leggero (veicoli elettrici a fuel cell). Gli impegni iniziali sono
proprio dedicati al rifornimento dei veicoli leggeri, ma una versione
successiva sarà focalizzata anche sull'impiego per gli autobus e i
carrelli elevatori. Lo standard (inizialmente diffuso come Technical
Report, approvato in data 5 ottobre 2015, per raccogliere eventuali
osservazioni dagli utilizzatori) sintetizza l'attuale esperienza e
conoscenza nell'ambito del rifornimento con idrogeno, incluse le
distanze di sicurezza suggerite e le alternative per i protocolli di
rifornimento.
La ISO 19880-2: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Dispensers
fornisce le prescrizioni e i metodi di test della sicurezza per
stazioni di rifornimento complete con idrogeno gassoso sia alla
pressione di 35 MPa (350 bar) sia alla pressione di 70 MPa (700 bar).
La ISO 19880-3: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Valves
fornisce le prescrizioni e i metodi di test delle prestazioni di
sicurezza delle valvole per gas idrogeno ad alta pressione (1 MPa e
oltre) installate presso le stazioni di rifornimento per idrogeno
gassoso.
La ISO 19880-4: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Compressors
contiene le prescrizioni di sicurezza relative ai materiali, alla
progettazione, alla costruzione e alla verifica di sistemi di
compressione di idrogeno gassoso utilizzati nelle stazioni di
rifornimento per idrogeno gassoso.
La ISO 19880-5: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Hoses
considera le prescrizioni relative alle manichette per idrogeno
gassoso e le giunzioni di manichette impiegate per collegare il
distributore alla pistola di rifornimento, ma anche a quelle
utilizzate per le linee di spurgo del gas in zona sicura e quelle
flessibili da poter utilizzare in altri punti dove è richiesta la
flessibilità del collegamento.
La ISO 19880-6: Gaseous hydrogen - Fueling stations - Fittings
specifica metodi uniformi per la valutazione e la verifica delle
prestazioni dei raccordi, inclusi connettori e chiusure terminali
utilizzati nelle stazioni di rifornimento per idrogeno gassoso.
Recentemente, sono anche partiti i lavori per lo sviluppo di altri
due standard: ISO 19880-7: Gaseous hydrogen - Fueling stations -
Fueling protocols e ISO 19880-8: Gaseous hydrogen - Fueling stations
- Hydrogen quality control.
In Europa, oltre alla ISO 19880-1 in fase di pubblicazione, lo
stato dell'arte dell'esperienza di settore può essere individuato
nel documento EIGA (European Industrial Gases Association) IGC DOC
15/06/E "Gaseous Hydrogen Stations". Il settore dei gas industriali
ha un'esperienza secolare nel trasporto e stoccaggio dell'idrogeno,
vantando livelli di sicurezza fra i migliori in campo industriale
(con un indice di frequenza infortuni medio europeo dell'intero
settore gas industriali e medicinali inferiore a 2 eventi per milione
di ore lavorate).
Sebbene il documento sia orientato alle installazioni di idrogeno
per impiego industriale, esso riassume le migliori tecniche e
pratiche disponibili atte a garantire la massima sicurezza nelle
operazioni di compressione, purificazione, riempimento e stoccaggio
di idrogeno gassoso. I recipienti a pressione con materiali metallici
sono progettati e fabbricati in Europa con normative, quali AD2000
Merkblatt o EN 13445, consolidate da anni di esperienza, con le quali
vengono garantiti i requisiti di sicurezza richiesti dalla Direttiva
Apparecchi a Pressione (PED, Pressure Equipment Directive) 97/23/CE,
emanata dalla Comunità Europea, e recepita in Italia con il Decreto
Legislativo n° 93/2000.
Riguardo ai recipienti per gas a 700 bar collocati sui veicoli
esiste la specifica tecnica ISO/TS 15869 del 2009 intitolata "Gaseous
hydrogen and hydrogen blends - Land vehicle fuel tanks ". Un altro
standard di riferimento è il "SAE J 2579 Compressed Hydrogen Vehicle
Fuel Containers ". In Europa le prescrizioni di sicurezza sono
coperte dal "Regolamento (CE) N. 79/2009 del Parlamento europeo e del
Consiglio del 14 gennaio 2009 relativo all'omologazione di veicoli a
motore alimentati a idrogeno e che modifica la direttiva 2007/46/CE
". La pressione di scoppio ammessa per questi recipienti è superiore
al doppio della pressione normale di esercizio.
Maggiori dettagli sugli aspetti omologativi dei veicoli a idrogeno
sono contenuti nel "Regolamento (UE) N. 406/2010 della Commissione
del 26 aprile 2010 recante disposizioni di applicazione del
regolamento (CE) n. 79/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio
relativo all'omologazione di veicoli a motore alimentati a idrogeno".
Come già detto, l'Italia ha cominciato a occuparsi di mobilità a
idrogeno fin dal 2002 e degno di nota è il lavoro di collaborazione
portato avanti dall'Università di Pisa con i settori industriali e i
Vigili del Fuoco. Ciò ha portato nel 2006 alla pubblicazione del
Decreto del Ministero dell'Interno 31 agosto 2006 "Approvazione della
regola tecnica di prevenzione incendi per la progettazione,
costruzione ed esercizio degli impianti di distribuzione di idrogeno
per autotrazione ".
A livello italiano esistono allo stato attuale delle condizioni di
legge più restrittive di quelle applicate negli altri Paesi e questo
ha fatto sì che, in una prima fase, le case automobilistiche abbiano
scartato l'Italia come mercato di sbocco iniziale delle auto a
fuel-cell che saranno distribuite nei prossimi anni.
In particolare, la pubblicazione del Decreto 31 agosto 2006
avvenuta prima dei più recenti e concreti sviluppi tecnologici a
livello internazionale prevede una limitazione a 350 bar della
pressione di compressione ed erogazione di idrogeno presso le
stazioni di servizio e sui veicoli.
Tale limitazione potrà essere superata alla luce dei nuovi criteri
di costruzione dei recipienti e di omologazione dei veicoli previsti
dalle normative europee.
Tale normativa antincendio sarà pertanto rivista entro il 18
novembre 2017 per tener conto dei nuovi standard internazionali sui
criteri costruttivi delle stazioni di rifornimento di idrogeno
gassoso.

8 INTEROPERABILITÀ A LIVELLO EUROPEO
In accordo con il punto (10) delle considerazioni inziali e
l'articolo 3, comma 1 della Direttiva, laddove la continuità
extraterritoriale dell'infrastruttura ovvero la realizzazione di una
nuova infrastruttura in prossimità di confini lo richieda, sarebbe
opportuno collaborare con gli Stati Membri limitrofi coinvolti al
fine di garantire la continuità transfrontaliera dell'infrastruttura
per i combustibili alternativi.
Al fine di valutare la necessità di detta continuità
transfrontaliera, ai sensi dell'articolo 5, comma 1 della Direttiva,
particolare attenzione potrà essere data ai punti di rifornimento
lungo i collegamenti stradali transfrontalieri.
La valutazione della necessità e delle eventuali modalità da
adottare per garantire la continuità transfrontaliera
dell'infrastruttura così come l'eventuale sviluppo di progetti
pilota e/o progetti infrastrutturali potrebbe essere fatta tenendo in
considerazione, per quanto pratico ed applicabile, anche i risultati
dei progetti europei di collaborazione transfrontaliera conclusi o in
itinere quali, a titolo d'esempio, quelli co-finanziati a valere sui
bandi TEN-T ovvero CEF, una lista non esaustiva dei quali, aggiornata
al Dicembre 2015, è fornita nel seguito:

Tabella 3: Iniziative UE per la sperimentazione e la diffusione
dell'idrogeno per il trasporto


=====================================================================
| | | | |PILOTA O|
| TITOLO | IDENTIFICATIVO | INIZO | FINE | STUDIO |
+========================+=================+=======+=======+========+
|EAS HYMOB |2014-Fr-Ta-0519-S|01/2016|12/2018|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+
|H2NODES - evolution of a| | | | |
|European hydrogen | | | | |
|refuelling station | | | | |
|network by mobilising | | | | |
|the local demand and | | | | |
|value chains |2014-EU-TM-0643-S|03/2014|12/2018|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+
|COHRS - Connecting | | | | |
|Hydrogen Refuelling | | | | |
|Stations |2014-EU-TM-0318-S|09/2015|06/2019|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+
|HIT2 Corridors |2013-EU-92077-S |03/2014|12/2015|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+
|HIT - (Hydrogen | | | | |
|Infrastructure for | | | | |
|Transport) |2011-EU-92130-S |04/2012|12/2014|Pilota |
+------------------------+-----------------+-------+-------+--------+


A completamento di quanto precedentemente riportato va ricordata
l'iniziativa MEHRLIN (Models for Economic Hydrogen Refuelling
Infrastructure) che vede coinvolta anche l'Italia e che mira alla
realizzazione di n. 8 stazioni di rifornimento di idrogeno di 4
alimentate ad idrogeno di produzione elettrolitica tramite energia
rinnovabile. Il progetto include aspetti innvativi quali: da un punto
di vista HW soluzioni per l'accumulo di idrogeno a base idruri
metallici, da un punto di vista gestionale lo sviluppo di un nuovo
modello operativo e da un punto di vista tecnologico lo sviluppo di
un nuovo modello integrativo per l'elettromobilità a base di cella a
combustibile e a base di batterie. Per l'Italia è coinvolta la
città di Brunico sita lungo il Corridoio Scan - Med e il Corridoio
Verde del Brennero per l'istallazione di una nuova stazione di
ricarica che funzionerà a punto di collegamento ed accesso agli
altri Corridoi europei come il Mediterraneo ed il Baltico Adriatico.

9 ABBREVIAZIONI, ACRONIMI, UNITÀ DI MISURA E BIBLIOGRAFIA

9.1 ABBREVIAZIONI E ACRONIMI
AL: annual load factor
BEV: battery electric vehicle
CAPEX: costi di investimento
DSM: demand side management
FC: fuel cell
FCEV: fuel cell electric vehicle
FER: fonti energetiche rinnovabili
GPL: gas di petrolio liquefatto
HEV: hybrid electric vehicle
ICE: internal combustion engine
OPEX: costi operativi e di manutenzione
PHEV: plug-in hybrid electric vehicle
RES: renewable energy sources
SEF: standard emission factor
SMR: steam methane reforming
T&amp;D: transmission and distribution
TCO: total cost of ownership
VRE: variable renewable energy
WTW: well-to-wheel

9.2 UNITÀ DI MISURA
€: euro
g: grammi
GW: gigawatt
kg: kilogrammi
km: kilometri
ktep: kilo tonnellate equivalenti di petrolio
kW: kilowatt
kWh: kilowatt hour
l: litri
m: metri
MPa: megapascal
Mt: megatonne
MWh: megawatt hour
t: tonnellate
TWh: terawatt hour

9.3 BIBLIOGRAFIA
Air quality in Europe. European Environmental Agency. 2015 Report.
(s.d.).
Air quality in Europe. European Environmental Agency. 2015 Report.
(s.d.).
Annuario Statistico ACI 2015. (s.d.).
Direttiva 2014/94/UE del Parlamento europeo e del Consiglio sulla
realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi .
(s.d.).
En route pour un transport durable. Cambridge Econometrics.
Novembre 2015. (s.d.). Energia pulita per i trasporti: una strategia
europea in materia di combustibili alternativi. Commissione europea.
Gennaio 2013. (s.d.).
Fonti rinnovabili e rete elettrica in Italia. Considerazioni di
base e scenari di evoluzione delle fonti rinnovabili elettriche in
Italia. Falchetta Massimo. ENEA. 2014 . (s.d.).
Fuel Cell Electric Buses, Potential for Sustainable Public
Transport in Europe. A Study for the Fuel Cells and Hydrogen Joint
Undertaking. Settembre 2015. (s.d.).
Fuelling Europe's future. How auto innovation leads to EU jobs.
Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with Ricardo-AEA,
Element Energy. 2013. (s.d.).
Hydro-gen: the energy transition in the making! Pierre-Etienne
Franc, Pascal Mateo. Manifesto. 2015. . (s.d.).
Indagine conoscitiva sui prezzi finali dell'energia elettrica e del
gas naturale. Memoria per l'audizione presso la 10° Commissione
Industria, Commercio e Turismo del Senato della Repubblica. AEEG.
Aprile 2015. (s.d.).
Le politiche dell'Unione europea: Trasporti. Commissione Europea.
Novembre 2014. (s.d.).
LIBRO BIANCO, Tabella di marcia verso uno spazio unico europeo dei
trasporti - Per una politica dei
trasporti competitiva e sostenibile. Commissione Europea. Marzo
2011 . (s.d.). Mal'ARIA di città 2016. Legambiente. Gennaio 2016.
(s.d.).
Mercato dei carburanti in Italia. Ministero dello Sviluppo
Economico. (s.d.).
Newsletter del GME n.78 Gennaio 2015. (s.d.).
Regolamento (UE) N. 1291/2013 del Parlamento europeo e del
Consiglio che istituisce il programma quadro di ricerca e innovazione
(2014-2020) - Orizzonte 2020. Commissione europea.
Dicembre 2013. (s.d.).
Relazione finale del gruppo ad alto livello CARS 21. Commissione
europea. 6 giugno 2012. (s.d.).
Technology Roadmap Hydrogen and Fuel Cells. IEA. Giugno 2015.
(s.d.).



Quadro strategico nazionale

Sezione C: fornitura di gas naturale per il trasporto e per altri usi

Prima sottosezione: fornitura di gas naturale
liquefatto (GNL) per la navigazione marittima e
interna, per il trasporto stradale e per altri usi

INDICE

LISTA DELLE TABELLE
LISTA DELLE FIGURE
1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
2 LO STATO TECNOLOGICO
2.1 DEFINIZIONE, CARATTERISTICHE
3 GLI SCENARI INTERNAZIONALI
3.1 MERCATO DEL GNL
3.2 IL MERCATO INTERNAZIONALE DEL GNL
3.3 APPROVVIGIONAMENTO E STOCCAGGIO DEL GNL
3.3.1 Principali esperienze nei Paesi che utilizzano il GNL nel
trasporto marittimo e terrestre
3.4 UTILIZZO TERMINALI DI RIGASSIFICAZIONE ANCHE PER LO SSLNG
4 LO SCENARIO ITALIANO
5 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO
5.1 CRITERI PER L'INDIVIDUAZIONE DI UNA IPOTESI DI RETE DI
DISTRIBUZIONE DI GNL SULLA BASE DEGLI ATTUALI SCENARI LOGISTICI DEGLI
ALTRI PRODOTTI ENERGETICI
5.2 CONSIDERAZIONI SULL'INFRASTRUTTURA NECESSARIA: MERCATO
POTENZIALE
5.3 IPOTESI DI SVILUPPO DELL'INFRASTRUTTURA
5.4 PUNTI CRITICI LEGATI ALL'INFRASTRUTTURA
5.5 RETE DI RIFORNIMENTO DEL GNL PER USO AUTOTRAZIONE
5.6 IMPIANTI DI STOCCAGGIO DI PICCOLE DIMENSIONI PER AUTOTRAZIONE,
RETI LOCALI, TRASPORTO FERROVIARIO
5.7 UTILIZZO DEL GNL NEL TRASPORTO STRADALE PESANTE: AUTOCARRI E
AUTOBUS
5.8 UTILIZZO DEL GAS NATURALE LIQUEFATTO (GNL) COME COMBUSTIBILE
MARINO
5.9 PROGETTO COSTA
5.10 CONFIGURAZIONE DI UNA RETE DI DISTRIBUZIONE DEL GNL NEL
SETTORE MARITTIMO E PORTUALE
5.10.1 Premessa
5.10.2 Linee guida per lo sviluppo della rete nazionale GNL
5.10.3 Tipologia di traffico 5.10.4 Età della nave
5.10.5 Area di traffico
5.10.6 Proposte di reti nazionali
5.10.7 Stima della domanda di GNL per il trasporto navale
5.10.8 Ricadute economiche sulla cantieristica navale
5.11 SICUREZZA DELLO STOCCAGGIO E DISTRIBUZIONE
5.11.1 Quadro di riferimento tecnico normativo
5.11.2 Fenomeni fisici associabili al GNL
5.12 FORMAZIONE, INFORMAZIONE, ADDESTRAMENTO DEL PERSONALE ADIBITO
AL GNL
5.13 ACCETTABILITÀ SOCIALE DELLE INFRASTRUTTURE ENERGETICHE
5.14 RUOLO DEGLI STRUMENTI DI INFORMAZIONE E PARTECIPAZIONE
5.15 SITO WEB NAZIONALE PER L'INFORMAZIONE SULLA FILIERA DEL GNL
5.16 ESAME DELLA CONTRATTUALISTICA ESISTENTE IN ALTRI PAESI
5.17 IMPIANTI DI LIQUEFAZIONE DI TAGLIA RIDOTTA
5.18 UTILIZZO DEL GNL NELLA REGIONE SARDEGNA
5.19 PREVISIONI DI MERCATO PER SMALL SCALE LNG AL 2020, 2025 E 2030
6 LE PROSPETTIVE PER LA SOCIETÀ
6.1 MERCATO POTENZIALE DEL GNL E RELATIVI IMPATTI
6.2 RISULTATI
6.3 BENEFICI AMBIENTALI
7 ALTRI USI INDUSTRIALI
7.1 QUADRO DELLA DOMANDA ENERGETICA DEI MERCATI OFF-GRID E
POTENZIALE DI PENETRAZIONE DEL GNL
7.2 PREVISIONI DI PENETRAZIONE DEL GNL OFF-GRID
8 INTEROPERABILITÀ A LIVELLO EUROPEO
9 DEFINIZIONI

LISTA DELLE TABELLE

Tabella No.
Tabella 1: Numero di installazioni Small Scale LNG (escluse le
autobotti) in Europa
Tabella 2: Top 10 Paesi europei per numero di installazioni
(escluse autobotti e impianti satelliti)
Tabella 3: Flussi import-export via GNL nei paesi UE27, 2011
(mld/mc/a), Cassa Depositi Prestiti - Studio di settore n. 03 - Marzo
2013 - Gas naturale (Fonte BP, 2012)
Tabella 4: Dati provenienti dal progetto COSTA
Tabella 5: Caratteristiche di infiammabilità (Norma CEI-EN
61779-1)
Tabella 6: Composizione del parco ≥18 ton - scenario 2025
Tabella 7: Composizione del parco ≥18 ton - scenario 2025
Tabella 8: Iniziative UE per la sperimentazione e la diffusione del
GNL per il trasporto

LISTA DELLE FIGURE

Figura No.
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei
in benzina e diesel nel 2012. Fonte:
EUROSTAT
Figura 2: Servizi SSLNG
Figura 3: Localizzazione Porti ed Interporti
Figura 4: Schema delle Aree di Adduzione
Figura 5: Schemi movimentazione
Figura 6: Individuazione del mercato potenziale - Principali
risultati
Figura 7: Schema Benefici Viaggio Genova-Roma

1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
Nel settore dei trasporti, sostenere l'innovazione e l'efficienza,
frenare la dipendenza dalle importazioni di petrolio e guidare il
passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta una
via da seguire per raggiungere gli obiettivi chiave europei:
stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e mitigare i
cambiamenti climatici. In particolare l'Italia presenta un livello di
dipendenza energetica tra i più elevati a livello europeo, 76.9% al
2013. Nel 2012, l'import di petrolio grezzo è stato pari a 68.81
milioni di tonnellate e la spesa per benzina e diesel è stata pari a
24.63 miliardi di euro (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) (Figura 1).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei in
benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT

Occorre quindi porsi obiettivi di riduzione dei consumi energetici
da combustibili fossili, di riduzione delle emissioni di anidride
carbonica e di miglioramento della qualità dell'aria anche tramite
l'utilizzo del Gas Naturale Liquefatto (GNL).

2 LO STATO TECNOLOGICO

2.1 DEFINIZIONE, CARATTERISTICHE
Il Gas Naturale Liquefatto (GNL) è una miscela di idrocarburi,
costituito prevalentemente da metano; altri componenti solitamente
presenti sono l'etano, il propano e il butano. Tutti gli idrocarburi
più complessi, i composti dello zolfo e il biossido di carbonio,
vengono rimossi durante la produzione.
Il GNL è ottenuto infatti, per liquefazione del Gas Naturale (GN),
quest'ultimo è una miscela complessa di idrocarburi, composta
principalmente da metano, ma che generalmente include, in quantità
sensibilmente minori, etano, propano, idrocarburi superiori, acido
solfitrico e alcuni altri gas non combustibili come ad esempio azoto
e anidride carbonica.
Il GN destinato alla liquefazione viene purificato nei paesi
produttori dai gas acidi (CO2 e H2S) e dagli idrocarburi pesanti (C5+
e superiori), nonchè da una buona parte di etano, propano e butani
in quanto la loro presenza va fortemente limitata nel GNL, così come
quella, tra gli altri, anche di acqua, mercurio e zolfo per ragioni
tecniche (es. corrosione, rischi di solidificazione durante il
raffreddamento).
Il gas naturale purificato viene quindi liquefatto a pressione
atmosferica mediante raffreddamento fino a circa -160°C per ottenere
il GNL che, occupando un volume circa 600 volte inferiore rispetto
allo stato gassoso di partenza, può essere più agevolmente stoccato
e trasportato; quindi, in linea di massima, il GN a sua volta
derivato dalla rigassificazione del GNL, è più "leggero" e presenta
una quantità inferiore di impurità rispetto al corrispondente GN
prodotto dai giacimenti.

3 GLI SCENARI INTERNAZIONALI

3.1 MERCATO DEL GNL
A livello mondiale, nel 2014, il consumo di GNL è stato di circa
239 milioni di tonnellate. L'Asia rimane il principale driver della
crescita dei consumi di GNL e, nell'ultimo decennio, ha visto
raddoppiare le proprie importazioni. Il mercato asiatico rappresenta
infatti il 75% della domanda mondiale di GNL. Giappone e Corea del
Sud sono i due maggiori importatori mondiali e coprono il 70% della
domanda asiatica di GNL. La Cina risulta oggi il terzo importatore e
consuma circa il 10% del GNL richiesto dall'Asia.
Il GNL è stato prevalentemente utilizzato per la produzione di
energia elettrica, per l'industria e per l'uso di clienti
residenziali che non hanno accesso ad una rete di distribuzione.
L'uso del GNL come combustibile per il trasporto si sta ampliando
significativamente negli ultimi anni, ma i volumi sono ancora
relativamente piccoli. La maggior parte del combustibile viene
utilizzato da veicoli pesanti o da auto alimentate a gas naturale
compresso (GNC) ma si stanno diffondendo anche unità navali da
carico e passeggeri, particolarmente in Scandinavia.
Una crescente sostituzione del diesel con il GNL è già realtà in
paesi come l'Australia o gli Stati Uniti e l'utilizzo del GNL per
alimentare locomotive è in fase di sperimentazione in Canada e negli
Stati Uniti.

3.2 IL MERCATO INTERNAZIONALE DEL GNL
La capacità di rigassificazione di GNL oggi esistente a livello
mondiale è pari a circa 1.000 miliardi di metri cubi. Più del 50%
di questa è concentrata in Asia. Da notare inoltre che, per molti
degli impianti di rigassificazione americani esistenti sono previsti
progetti di conversione a terminali di liquefazione, come conseguenza
dello sviluppo dello shale gas.
La capacità nominale di liquefazione nel 2014 risultava pari a 298
milioni di tonnellate di GNL di cui il 63% in Medio Oriente e Africa.
Ad oggi risultano in costruzione impianti per circa 128 milioni di
tonnellate/anno di capacità addizionale, di cui il 45% e il 34%
concentrati rispettivamente in Australia e negli Stati Uniti. Secondo
quanto comunicato dagli operatori, tutti i progetti in costruzione
dovrebbero entrare in esercizio entro il 2020 portando così la
capacità di liquefazione complessiva a circa 425 Milioni di
tonn/anno. Inoltre, altri progetti di liquefazione sono oggi in
costruzione in Indonesia, Malesia, Colombia e Russia per un totale di
26,5 milioni di tonnellate/anno.

3.3 APPROVVIGIONAMENTO E STOCCAGGIO DEL GNL

3.3.1 Principali esperienze nei Paesi che utilizzano il GNL nel
trasporto marittimo e terrestre
Lo "Small Scale LNG" (o SSLNG) si definisce come la modalità
attraverso la quale il GNL viene gestito in piccole/medie quantità
direttamente in forma liquida. In tale ambito i servizi relativi allo
SSLNG includono diversi segmenti di una filiera che coinvolge vari
soggetti/operatori.
Con riferimento alla Figura 2, i servizi di tipo "Small Scale LNG",
già in essere o in fase di studio, possono essere forniti mediante
le seguenti infrastrutture (o installazioni):
1. Terminali di rigassificazione, che offrono prevalentemente i
seguenti servizi:
• Re-loading ovvero trasferimento di GNL dai serbatoi del terminale
a navi metaniere;
• Ship to ship transfer (Allibo) ovvero trasferimento diretto di
GNL da una nave ad un'altra;
• Caricamento di GNL su navi bunker (bettoline/shuttle);
• Caricamento di GNL su autobotti (o ISO-container);
• Caricamento di GNL su vagoni-cisterna ferroviari.
2. Navi bunker (bettoline/shuttle), che a loro volta riforniscono
navi alimentate a GNL (bunkeraggio) o stoccaggi locali costieri.
3. Mini impianti di liquefazione per la trasformazione in GNL del
gas naturale proveniente dalla rete, utilizzati per rifornire
autobotti (o ISO container) e/o bettoline/navi shuttle per impianti
costieri.
4. Autobotti (o ISO-container), che a loro volta riforniscono navi
alimentate a GNL (bunkeraggio) o stoccaggi locali.
5. Stoccaggi locali, riforniti da autobotti (o ISO-container) e/o
bettoline/shuttle (se stoccaggi costieri) e utilizzati per:
a) caricamento di autobotti (o ISO-container) e/o di bettoline;
b) impianti di rifornimento costieri per navi alimentate a GNL
(bunkeraggio);
c) impianti di rifornimento di autoveicoli alimentati a GNL o a
CNG;
d) depositi satellite di stoccaggio per usi industriali o civili.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 2: Servizi SSLNG

In relazione al contesto di riferimento, la filiera dello SSLNG si
è particolarmente sviluppata in Spagna, Norvegia, Regno Unito e
Olanda, ove si registra il più alto numero di impianti.
La Tabella 1 e la Tabella 2 riportano i risultati di uno studio
sullo stato dell'arte dei servizi SSLNG in Europa e di alcuni
approfondimenti su Spagna, Norvegia, Regno Unito e Olanda.
I dati, qui riportati sono aggiornati al 2014. (Fonte: database GIE
Gas Infrastructure Europe).

Tabella 1: Numero di installazioni Small Scale LNG (escluse le
autobotti) in Europa

Parte di provvedimento in formato grafico

Tabella 2: Top 10 Paesi europei per numero di installazioni (escluse
autobotti e impianti satelliti)

Parte di provvedimento in formato grafico

Gli aggiornamenti sono contenuti nel database GIE:
http://www.gie.eu/index.php/mapsdata/gle-sslng-map.
L'esperienza dei paesi che già utilizzano GNL come combustibile,
pur in un contesto normativo in fase di progressiva definizione,
dimostra che lo sviluppo dell'impiego del GNL è possibile quando
sono gestiti gli aspetti riportati in elenco di seguito:
• disponibilità delle norme tecniche applicabili alla costruzione
delle navi a gas;
• disponibilità di chiare procedure autorizzative per la
costruzione e il funzionamento delle installazioni infrastrutturali
terrestri per il rifornimento (sia esso da terminale a nave, da
autocisterna a nave, da nave a nave);
• disponibilità sul territorio di infrastrutture di stoccaggio di
GNL;
• scelta della tecnologia per applicazioni navali, terrestri e di
trasferimento del combustibile da terra a nave e da nave a nave e da
nave a terra che assicuri la sicurezza in tutte le fasi del processo,
dallo stoccaggio, al rifornimento, dallo stoccaggio a bordo
all'utilizzo finale;
• sostenibilità finanziaria dei progetti e sostenibilità
economico-sociale e ambientale del sistema GNL;
• accettazione sociale del GNL e delle relative infrastrutture.
In generale, dalle esperienze dei citati Paesi europei, si desume
che un ruolo fondamentale all'espansione dei servizi di tipo SSLNG
può derivare da opportune azioni di:
• semplificazione dei processi autorizzativi;
• agevolazione fiscale;
• incentivazione alla realizzazione di infrastrutture;
• nuove norme di regolazione e di sicurezza.
In particolare, si è osservato come la politica fiscale
energetica, attualmente in discussione sia a livello europeo che a
livello nazionale, assumerà un ruolo determinante nello sviluppo
futuro del mercato del GNL, nell'ambito dei servizi Small Scale.
I servizi Small Scale LNG consentono l'utilizzo del gas naturale -
il combustibile "più pulito" in quanto a minor contenuto di zolfo e
con più basse emissioni di NOx e di CO2 - in zone dove la rete di
trasporto di gas non è molto diffusa a causa di vincoli
tecnico-economici.
In particolare il rapido sviluppo dei servizi di tipo SSLNG si è
avuto nei Paesi che per via di un forte interesse alle problematiche
ambientali hanno sostenuto attivamente politiche incentivanti ed iter
autorizzativi più snelli, coinvolgendo le realtà industriali
nazionali e le autorità dei Paesi confinanti anche attraverso
progetti pilota che possono consentire il miglior apprezzamento delle
attività necessarie al pieno sviluppo della filiera.
Peraltro si evidenzia come tali servizi, nell'ambito della catena
del valore dello SSLNG, consentano anche un'innovazione nella
gestione dei terminali di rigassificazione, permettendone quindi un
utilizzo diversificato e maggiormente efficiente.

3.4 UTILIZZO TERMINALI DI RIGASSIFICAZIONE ANCHE PER LO SSLNG
L'opportunità di utilizzare i serbatoi dei terminali di
rigassificazione, o in senso lato i terminali di rigassificazione,
per effettuare, insieme al servizio base, anche le attività di
stoccaggio e di rifornimento del GNL dipende fortemente dalla
tipologia di servizio che si vuole fornire e dalle caratteristiche
dei terminali stessi. I servizi addizionali alla tradizionale
attività di rigassificazione sono principalmente:
• Servizio di caricamento di GNL su navi bunker secondo la
definizione del Gas Infrastructure Europe (GIE), ovvero l'operazione
di caricamento di navi con il GNL stoccato nei serbatoi di un
terminale di rigassificazione: tali navi possono essere utilizzate
per fornire GNL ad altre navi (ovvero usate come bettoline) o a
serbatoi costieri di stoccaggio (usate dunque come navi shuttle).
• Servizio di reloading di navi metaniere, ovvero l'operazione con
la quale il GNL, precedentemente importato e stoccato nei serbatoi di
un terminale, viene ricaricato su navi metaniere (con capacità
compresa tra 30.000 e 270.000 mc) per la riesportazione del prodotto,
allo scopo di cogliere eventuali opportunità commerciali;
• Servizio di caricamento su autobotti (solo per terminali
onshore), ovvero l'operazione di caricamento di autocisterne o
ISO-container, utilizzati per il trasporto su strada, con il GNL
stoccato nei serbatoi di un terminale. Le autocisterne e gli
ISO-container a loro volta possono essere utilizzati per alimentare
impianti di rifornimento di autoveicoli alimentati a GNL o CNG,
impianti di stoccaggio locali o per altri tipi di utilizzi che
richiedano la fornitura del prodotto allo stato liquido (bunkeraggi,
usi industriali e civili, treni).
• Servizi aggiuntivi (solo per terminali onshore), ovvero servizi
che permettono la fornitura di GNL attraverso l'utilizzo di
infrastrutture realizzate nei pressi del terminale e a esso
direttamente collegate, quali il servizio caricamento di GNL su navi
bunker e/o caricamento di autocisterne mediante un serbatoio dedicato
collegato al terminale, o il servizio di caricamento per mezzi
destinati al trasporto di merci su gomma mediante una stazione di
rifornimento collegata direttamente al terminale.
Ad oggi, nessun terminale di rigassificazione italiano è in grado
di fornire servizi di tipo Small Scale LNG (SSLNG), ma tutti gli
operatori stanno valutando la fattibilità di modifiche
tecniche-operative in modo da offrire tali nuovi servizi, in coerenza
con l'attività di rigassificazione. L'adattamento di un terminale di
rigassificazione, per fornire anche lo stoccaggio e il rifornimento
di GNL per mezzi navali o terrestri, è possibile prevedendo
determinate modifiche tecniche-impiantistiche, con annessi costi per
la realizzazione e gestione delle stesse.
Le fasi relative alla progettazione, realizzazione ed esercizio dei
servizi SSLNG ricadono nell'ambito della normativa/legislazione di
riferimento dei terminali di rigassificazione. In tale contesto
normativo l'iter autorizzativo per gli interventi di adeguamento
dell'impianto è già definito, ma può sicuramente beneficiare di
una semplificazione/riduzione dei tempi soprattutto in un'ottica
time-to-market.
Gli aspetti commerciali di cui si deve tenere conto sono:
• la gestione della capacità di stoccaggio del terminale;
• eventuali necessità di modifica relative alla programmazione
degli approdi;
• la valutazione dei regolamenti portuali e la disponibilità dei
servizi portuali;
• la modalità di separazione dei costi relativi alle attività di
rigassificazione di tipo regolato rispetto a quelle di SSLNG di tipo
libero.
Tali servizi, essendo finalizzati all'uso del GNL come combustibile
tal quale, senza rigassificazione e senza l'uso delle reti di
trasporto, esulano dalle attività di tipo regolato e vanno svolte in
regime di mercato, separato dalle attività regolate di
rigassificazione. Risulta pertanto necessaria la determinazione da
parte dell'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema
idrico delle modalità di separazione contabile e gestionale tra le
due attività al fine di garantire la piena rispondenza al dettato
normativo relativo all'attività di rigassificazione, ed evitare che
dai servizi SSLNG svolti in regime di mercato derivino nuovi o
maggiori oneri per le attività regolate.

4 LO SCENARIO ITALIANO
Dallo studio di settore "Il mercato del gas naturale in Italia: lo
sviluppo delle infrastrutture nel contesto europeo", elaborato nel
2013 dalla Cassa Depositi e Prestiti, emerge che, ad oggi,
l'industria del GNL presenta caratteristiche profondamente diverse
con 18 Paesi esportatori e 25 Paesi importatori e altri Paesi che si
apprestano a mettere a regime nuova capacità di
liquefazione/rigassificazione. L'emergere di nuove tecnologie
consente di immettere sul mercato risorse che fino a pochi anni fa
era impossibile sviluppare.
All'incremento dei volumi scambiati e degli attori coinvolti è
corrisposto un moltiplicarsi delle rotte percorse, con oltre 350 navi
gasiere attive su direttrici transoceaniche.
Contemporaneamente, la componente "spot" dell'approvvigionamento ha
acquisito un peso più rilevante raggiungendo il 30% dei volumi
scambiati nel 2014 (era il 4% nel 1990) ed è aumentata la
competitività tra operatori alternativi sia dal lato dell'offerta,
sia da quello della domanda.
Nella Tabella 5 dello studio di settore della Cassa Depositi e
Prestiti, vengono riportati i seguenti flussi import-export via GNL
nei Paesi UE 27, 2011 (mld/mc/a).
Da un punto di vista infrastrutturale, dallo Studio emerge che, con
riferimento ai progetti per il potenziamento della rete di terminali
di rigassificazione, sebbene il GNL in Europa soffra l'elevato grado
di competitività del gas trasportato tramite gasdotto, nell'ottica
di diversificazione delle fonti d'approvvigionamento e di
sfruttamento della componente spot del mercato, si stima che la
capacità di rigassificazione possa superare i 220 mld/mc/a nel 2020,
con un tasso di incremento medio annuo pari al 2,9%.
Il caso della Norvegia, che per prima ha realizzato e utilizzato
traghetti a GNL già dall'inizio degli anni duemila, conferma quanto
sopra: tutti i punti elencati sono stati a suo tempo risolti
permettendo uno sviluppo a livello nazionale di una flotta di
numerose unità che impiegano GNL come combustibile.
Anche il "North European LNG Infrastructure Project" del marzo 2012
della Danish Maritime Authority, co-finanziato dalla Comunità
Europea, fornisce, tra le altre, raccomandazioni relative alle
soluzioni più opportune per il rifornimento, agli aspetti economico
finanziari, all'aspetto della sicurezza delle installazioni in
condizioni di normale esercizio e di emergenza conseguente ad
incidente, agli aspetti tecnici e operativi, ai processi
autorizzativi e alla comunicazione durante i processi di
consultazione delle varie parti coinvolte.
Nello studio viene analizzata, in particolare, la catena della
fornitura del GNL, dai grandi terminali di importazione di GNL e/o
impianti di liquefazione di GNL evidenziando le criticità connesse
alla realizzazione di tali infrastrutture, le soluzioni per risolvere
le varie problematiche e le realtà coinvolte (strutture portuali,
armatori, etc.).

Tabella 3: Flussi import-export via GNL nei paesi UE27, 2011
(mld/mc/a), Cassa Depositi Prestiti - Studio di settore n. 03 - Marzo
2013 - Gas naturale (Fonte BP, 2012)

Parte di provvedimento in formato grafico

Secondo il "North European GNL Infrastructure Project", dovrebbe
essere realizzato un certo numero di terminali di piccole dimensioni
in Danimarca, Norvegia, Svezia e Finlandia per l'anno 2020. Inoltre,
ci sono piani per investimenti in strutture di piccole dimensioni,
come punti di rifornimento GNL (banchine per bunkeraggio) in
Germania, Belgio e Paesi Bassi che andrà ad integrare i terminali di
stoccaggio di GNL esistenti.
Infatti, dal punto di vista delle infrastrutture di GNL nel Nord
Europa, a fronte di terminali esistenti in Norvegia per il
bunkeraggio di GNL (Fredrickstad 6.500 m3, Halhjem 1.000 m3, Agotnes
CCB 500 m3, Floro 500 m3, numerosi sono i progetti di terminali di
bunkeraggio di GNL pianificati o in via di realizzazione nel mare del
Nord e nel Baltico: Antwerp (Belgio), Rotterdam (Olanda), Brunsbüttel
(Germania), Goteborg e Stockholm (Svezia), Turku e Porvoo
(Finlandia), Klaipeda (Lituania) e Swinoujscie (Polonia).
Sempre da quanto riportato nei documenti del "North European GNL
Infrastructure Project" emerge inoltre che, al fine di selezionare la
migliore soluzione per ogni singolo porto, si deve tener conto di una
serie di parametri tra cui:
• volumi di bunkeraggio GNL;
• barriere fisiche presenti nel porto;
• aspetti logistici;
• tipologia di imbarcazioni;
• costi di investimento e di esercizio;
• sicurezza;
• normative tecniche e operative;
• questioni ambientali e normative.
Questi parametri devono essere presi tutti in considerazione anche
se i volumi di bunkeraggio sono spesso il fattore determinante.
La domanda mondiale di GNL è stimata di circa 4,2 milioni di
tonnellate nel 2020 e 7 milioni di tonnellate nel 2030: dall'analisi
degli scenari di sviluppo della domanda, si può concludere che una
gran parte della domanda deriverà dal trasporto marittimo di linea
nelle diverse aree.
Dal punto di vista dei costi del sistema logistico-infrastrutturale
di fornitura del GNL alle navi, sulla base di una stima basata
sull'analisi di tre casi studio, il costo medio della supply chain è
stato stimato a 170 €/tonn GNL. Lo studio, inoltre, ha esaminato la
struttura del prezzo del GNL come combustibile rispetto all'olio
combustibile pesante (HFO) ed al gasolio marino (MGO) tenendo conto
dei seguenti aspetti:
• prezzo del carburante nei principali hub europei di importazione;
• costi delle infrastrutture:
• costi di stoccaggio;
• costo della distribuzione (hubs - strutture portuali - utenti
finali).
La distribuzione di GNL in Italia rappresenta un'attività
strategica per il raggiungimento degli obbiettivi di
decarbonizzazione e per la riduzione delle emissioni di sostanze
pericolose per l'ambiente e per la salute dei cittadini; il
raggiungimento di una distribuzione efficiente ed efficace passa
necessariamente dalla realizzazione di infrastrutture, opportunamente
dislocate sul territorio nazionale, capaci di rendere disponibile il
caricamento delle autobotti con il prodotto in forma liquida.
La Commissione europea ha svolto nel 2015 una consultazione per lo
sviluppo di una strategia al fine di esplorare il pieno potenziale
del GNL e dello stoccaggio di gas nel medio e lungo termine. La
ragione del focus su gas liquefatto e stoccaggio, è che essi
contribuiscono ad aumentare la sicurezza e la concorrenzialità delle
forniture di energia europee, in particolare attraverso la
diversificazione delle fonti. Il GNL secondo la Commissione Europea
contribuisce ad abbassare i prezzi dell'energia aumentando la
concorrenza sui mercati Ue. Un ruolo importante e necessario quindi,
quello del GNL, nel processo di decarbonizzazione dell'economia
dell'Unione Europea.
Anche il Giappone ha elaborato una strategia per lo sviluppo
dell'uso del GNL che è stata presentata durante i lavori del G7
dell'energia nell'aprile del 2016. Uno studio approfondito con
analisi storiche e tendenziali dell'uso di questa commodity in
Giappone e nel mondo che testimonia la grande attenzione che vi è a
livello globale su questi temi. Un dato importante è la previsione
di crescita del 40% dell'uso del GNL a livello mondiale (in
particolare in Asia) che dovrebbe passare da 250 milioni di
tonnellate del 2014 a 350 nel 2020. Tre sono gli elementi individuati
per favorirne lo sviluppo:
• accrescerne la commerciabilità attraverso la riduzione della
taglia delle navi cargo, l'aumento dei partecipanti al mercato e
l'eliminazione dei vincoli di destinazione geografica;
• sviluppo e accesso di terzi alle infrastrutture del GNL e alle
infrastrutture a valle;
• abbandono dei prezzi fissati a priori che invece dovrebbero
formarsi dinamicamente come risultato di incontro trasparente tra
domanda e offerta.

5 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO

5.1 CRITERI PER L'INDIVIDUAZIONE DI UNA IPOTESI DI RETE DI
DISTRIBUZIONE DI GNL SULLA BASE DEGLI ATTUALI SCENARI LOGISTICI DEGLI
ALTRI PRODOTTI ENERGETICI
Per tracciare scenari logistici di lungo termine in un'ottica di
distribuzione del prodotto GNL sul mercato nazionale per le varie
destinazioni d'uso occorre tener conto di:
• suddivisione del sistema distributivo tra "distribuzione
primaria" e "distribuzione secondaria";
• possibilità di utilizzare, ed eventualmente riconvertire, le
infrastrutture esistenti per lo stoccaggio dei prodotti in questione,
per successivo scarico su navi o autobotti di GNL
• sviluppo della domanda per uso bunkering, per autotrazione o
altri usi;
• opportunità di approvvigionamento di tale prodotto in zone non
metanizzate (quali ad esempio la Sardegna) mediante lo sviluppo di
sistemi di stoccaggio e di minirigassificazione del GNL presso il
punto di consumo o centri di distribuzione periferici.
La direttiva europea indica gli elementi principali che gli Stati
Membri devono considerare per la definizione di una rete di punti di
rifornimento per il GNL che includono, fra l'altro, i terminali, i
serbatoi e i containers mobili di GNL nonchè navi e chiatte
cisterna.
Per quanto riguarda la rete di rifornimento del GNL per uso
autotrazione, volendo attenersi ai requisiti minimi della direttiva
2014/94/UE, una rete di distribuzione di primo livello (cioè
disposta lungo la rete TEN-T) dovrebbe contare almeno una decina di
impianti.
La scelta dei siti per la realizzazione di tali stazioni dipende
dalle decisioni imprenditoriali che saranno determinate da una serie
di fattori sia tecnici che economici.
La fattibilità tecnica dovrà tenere conto di tutte le
prescrizioni della normativa tecnica e di prevenzione incendi vigente
oltre ad eventuali vincoli di carattere urbanistico, ambientale e/o
paesaggistico.
Una possibilità di sviluppo della rete di rifornimento in
autostrada può essere costituita dallo svolgimento delle gare per le
concessioni di distribuzione carburanti in autostrada, con la
previsione di un riconoscimento qualitativo premiale per gli impianti
che si dotino anche del GNL.
Sotto il profilo tecnico, è necessario completare quanto prima il
quadro tecnico-normativo, con particolare riferimento alla disciplina
di prevenzione incendi degli impianti stradali e degli impianti di
stoccaggio primari.
Un iter autorizzativo semplificato e un sistema di incentivazione
adeguato consentirebbero di agevolare gli investimenti nella rete di
distribuzione, ad esempio per la realizzazione delle aree adibite
alla distribuzione del GNL e per la diffusione dei mezzi alimentati a
GNL.

5.2 CONSIDERAZIONI SULL'INFRASTRUTTURA NECESSARIA: MERCATO
POTENZIALE
L'Unione Europea propugna l'uso di carburanti alternativi
(Direttiva DAFI), promuovendo in particolare l'uso del GNL nei
trasporti, per ridurre la dipendenza dall'olio e minimizzare gli
effetti negativi sull'ambiente (60% di riduzione delle emissioni di
GHG nel settore trasporti nel 2050 rispetto al 1990). I recenti
sviluppi tecnologici e il differenziale di prezzo tra greggio e gas
hanno aperto la strada a nuove possibilità d'impiego per il GNL nel
trasporto stradale delle merci e per la propulsione navale; in queste
condizioni il GNL può divenire competitivo anche in nicchie di
mercato nel settore industriale e residenziale.
In Italia il mercato del GNL ha già posto le premesse per lo
sviluppo. Nel 2014, nell'area del Centro-Nord vi erano già operativi
8 distributori L-CNG cioè impianti approvvigionati con LNG ed
erogatori CNG; 7 sono pubblici: Villafalletto (CN), Poirino (TO),
Tortona (AL), Mortara (VA), Varna (BZ), Calderara (BO), Roma. Vi è
poi un distributore L-CNG privato, impiegato dalla flotta di bus di
Modena (SETA). Un nono distributore pubblico e il primo con erogatore
GNL (e L-CNG) è stato inaugurato da ENI a Piacenza ad aprile 2014.
Nel 2015 è stato aperto un secondo punto vendita con erogatore GNL
(e L-CNG) a Novi Ligure ed a maggio 2016 il terzo impianto a Castel
San Pietro terme (Bologna) con le stesse caratteristiche.
Inoltre la prima nave a GNL è stata commissionata dalla Marina
Militare italiana e sono state realizzate anche le prime
installazioni GNL in siti industriali. Attualmente sono tutte
alimentate con carro cisterna criogenico dal terminale spagnolo di
Barcellona, Rotterdam (Olanda); Zeebrugge (Belgio) e Marsiglia
(Francia).

5.3 IPOTESI DI SVILUPPO DELL'INFRASTRUTTURA
Al 2030, se le condizioni riguardanti il quadro regolatorio e
quello fiscale saranno favorevoli, è auspicabile la realizzazione
sul territorio nazionale di un'infrastruttura per la ricezione e
utilizzazione del GNL, con installazione di apparecchiature
sufficienti a coprire un volume globale di mercato di 3,2 Mton (4
Mtep). Un'ipotesi abbastanza verosimile potrebbe prevedere: 5
depositi costieri di GNL da 30.000 - 50.000 m3 ; 3 navi di cabotaggio
da 25.000 - 30.000 m3 ; 4 bettoline; circa 800 stazioni di servizio
GNL, anche con L-CNG.

5.4 PUNTI CRITICI LEGATI ALL'INFRASTRUTTURA
I principali fattori critici sono:
• esistenza di una normativa su terminali costieri di piccola e
media taglia;
• disponibilità di aree ben collocate, in seno ad insediamenti
industriali;
• costi di realizzazione;
• propensione degli operatori industriali a investire in
infrastrutture SSLNG;
• fiducia nella permanenza dell'attuale assetto fiscale dei
carburanti gassosi;
• collocazione razionale dei distributori di GNL ed L-CNG;
• sinergie tra i diversi sistemi modali e operativi (es.
interporti: opzione ferro + gomma; opzione distributori
pubblici-privati);
• aumento dei modelli di veicoli offerti al mercato.

5.5 RETE DI RIFORNIMENTO DEL GNL PER USO AUTOTRAZIONE
Per quanto riguarda lo sviluppo della rete di rifornimento del GNL
per uso autotrazione, la nuova direttiva 2014/94/UE del 22 ottobre
2014 (DAFI) "sulla realizzazione di un'infrastruttura per i
combustibili alternativi", obbliga gli Stati membri ad assicurare
che, entro il 31 dicembre 2025, sia realizzato un numero adeguato di
punti di rifornimento per il GNL accessibili al pubblico almeno lungo
la rete centrale TEN-T. Al fine di definire il suddetto numero di
punti di rifornimento su strada, la direttiva suggerisce di tener
conto dell'autonomia minima dei veicoli pesanti alimentati a GNL,
indicando, a titolo esemplificativo, una distanza media di 400 km. Si
osserva che la rete TEN-T di primo livello interessa l'intero
territorio nazionale con una più alta concentrazione nel nord del
Paese.
In Italia, la rete centrale TEN-T conta circa 3.300 km di strada
complessivi, divisi in 3 principali corridoi:
• Asse Palermo-Napoli-Roma-Bologna-Modena-Milano-Verona-Brennero
• Asse Genova-Milano-Chiasso e Genova Voltri-Alessandria-Gravellona
Toce
• Asse Frejus-Torino-Milano-Bergamo-Verona-Padova-Venezia-Trieste
Pertanto, in una ipotesi estremamente semplificata, volendo
rispettare la distanza media dei 400 km, così come raccomandato
dalla direttiva DAFI, un numero adeguato di punti vendita,
costituenti una rete di distribuzione di primo livello, dovrebbe
essere non inferiore a 10.
Si osserva, tuttavia, che per assicurare un livello di servizio
superiore a quello minimo, tarato esclusivamente sull'autonomia dei
mezzi, sarebbe necessaria una rete di distribuzione più fitta -
perfino sulla stessa viabilità stradale - con un numero almeno
doppio di punti vendita rispetto a quello sopra indicato.
Per quanto riguarda la scelta dei siti per la realizzazione di tali
stazioni, non è possibile fare una previsione puntuale perchè le
decisioni imprenditoriali dipenderanno da una serie di fattori sia
tecnici che economici. La fattibilità tecnica di ogni singolo
impianto dipenderà in buona parte dal rispetto delle prescrizioni di
prevenzione incendi, dalla disponibilità di aree adeguate e dal
rispetto dei vincoli paesaggistici. Il rispetto delle distanze di
sicurezza e delle prescrizioni di tipo urbanistico, oggi contenute in
tutte le norme di prevenzione incendi riguardanti i gas naturale per
autotrazione, potrebbero essere determinanti nella scelta dei siti di
installazione.
Relativamente alle analisi di tipo economico, si può solo
prevedere che saranno sicuramente privilegiate le posizioni che
intercettano flussi di traffico già consolidati per il trasporto
pesante di merci, nonchè stazioni stradali ed autostradali già
esistenti presso le quali sia tecnicamente possibile ed
economicamente conveniente aggiungere un impianto di distribuzione di
GNL.
Si osserva inoltre che la redditività degli impianti è
attualmente molto ridotta per l'assenza sul territorio nazionale di
una base di approvvigionamento (cioè un punto di carico per
autocisterne criogeniche) e questo rappresenta un freno importante
allo sviluppo della rete di distribuzione stradale.

5.6 IMPIANTI DI STOCCAGGIO DI PICCOLE DIMENSIONI PER AUTOTRAZIONE,
RETI LOCALI, TRASPORTO FERROVIARIO
Analizzando i risultati di un questionario compilato da aziende
operanti sia nella progettazione-costruzione di impianti che nella
filiera energetica è stato possibile avere una prima stima dei costi
(limitata alle sole opere tecnologiche e agli oneri professionali)
per la realizzazione di stoccaggi di piccole dimensioni quali:
• impianti a servizio di utenze civili (piccole reti canalizzate)
• impianti commerciali/industriali.
In particolare per tali impianti si evince che il costo (al netto
dell'IVA) per serbatoi di capacità fra 30 e 50 ton varia da 270.000€
a 350.000€. A tale prezzo vanno aggiunti ulteriori componenti come,
ad esempio, i costi per opere edili, per interventi di messa in
sicurezza e/o per sistema antincendio, di valore complessivo pari a
circa 80.000 €.

5.7 UTILIZZO DEL GNL NEL TRASPORTO STRADALE PESANTE: AUTOCARRI E
AUTOBUS
L'utilizzo del GNL come combustibile alternativo al diesel si basa
sulla sua sostenibilità economica e ambientale. La sostenibilità
economica è dovuta al suo minore costo a parità di contenuto
energetico, che deve almeno compensare i maggiori costi legati alla
specifica tecnologia. Il prezzo di acquisto o di trasformazione di un
veicolo a GNL rispetto ad un equivalente veicolo diesel convenzionale
varia da 15.000 € a 60.000 €. Oltre al maggiore costo delle
componenti specifiche del motore e del sistema di alimentazione,
nell'ordine di 5.000÷30.000 €, il secondo costo più importante per
un veicolo a GNL è il sistema di stoccaggio del combustibile.
L'uso di GNL aumenta l'autonomia rispetto al GNC mantenendo i
vantaggi in termini di emissioni ridotte rispetto al diesel. Lo stato
liquido consente, a parità di volume, percorrenze circa 2,5 volte
quelle del GNC, e poco meno della metà rispetto al gasolio.
La sostenibilità economica dipende principalmente dalla
percorrenza annua chilometrica e dalla differenza di prezzo tra
gasolio e GNL. Una differenza di costo di 0,15 € tra il diesel
(€/litro) e il GNL (€/kg) rappresenta il punto di pareggio per il
trasportatore. I valori di risparmio tengono conto di tutti i
contributi negativi (costo di acquisto del mezzo, costi finanziari
associati, manutenzione, valore residuo).

5.8 UTILIZZO DEL GAS NATURALE LIQUEFATTO (GNL) COME COMBUSTIBILE
MARINO
La comunità internazionale attraverso le singole Amministrazioni e
i canali di cooperazione sta esprimendo una crescente sensibilità
per l'impatto delle attività umane sul sistema ambientale,
dimostrando interesse e incoraggiando il settore dei trasporti
marittimi verso l'utilizzo di gas naturale come fonte primaria di
energia per la propulsione e la produzione di energia elettrica a
bordo delle navi. Questa tendenza nell'ambito delle emissioni in aria
è rafforzata dall'evoluzione della normativa internazionale,
comunitaria e nazionale.
L'International Maritime Organization (IMO), con l'Annesso VI della
Convenzione Internazionale MARPOL, di recente entrata in vigore e in
evoluzione tramite i suoi emendamenti, ha stabilito i criteri e i
requisiti per la prevenzione dell'inquinamento atmosferico provocato
dalle navi, per il controllo e la relativa riduzione delle emissioni
a livello globale ed all'interno di ben definite zone di mare,
Emission Control Areas (ECA).
L'utilizzo di gas naturale come combustibile è uno dei modi che
l'industria marittima può adottare per soddisfare i limiti sempre
più restrittivi di emissioni in atmosfera con riferimento a sostanze
inquinanti, nocive e climalteranti, come gli ossidi di azoto (NOx),
di zolfo (SOx) e l'anidride carbonica (CO2) dovute all'utilizzo di
combustibili tradizionali nelle normali condizioni operative della
nave. Ci sono aspetti, tra cui quelli indicati di seguito, che
rendono il GNL, usato come combustibile marino, una delle soluzioni
tecnologiche più promettenti per l'industria marittima. Infatti,
l'impiego di GNL in alternativa ai combustibili tradizionali
consente:
• la riduzione quasi a zero delle emissioni di ossido di zolfo
(SOx)
• la riduzione delle emissioni di ossido di azoto (NOx) per il
rispetto dei limiti applicabili dal 2016 nelle zone "Nitrogen-oxides
Emission Control Areas" (NECA)
• la riduzione del 20-25% delle emissioni di CO2.
L'efficacia dell'impiego del GNL ai fini della riduzione
dell'immissione nell'atmosfera di gas serra dipende dal tipo di
motore e dalla gamma di possibili misure adottabili per ridurre il
rilascio indesiderato di metano, essendo esso stesso un gas serra.

5.9 PROGETTO COSTA
Il progetto COSTA (CO2 &amp; other Ship Transport emissions Abatement
by LNG), proposto dal Ministero delle infrastrutture e dei trasporti
- Direzione Generale per il Trasporto Marittimo e per Vie d'Acqua
Interne, con il coordinamento tecnico del RINA e presentato
nell'ambito del bando delle Reti TEN-T del 2011, è stato approvato
con Decisione della Commissione Europea C(2012) 7017 del 8.10.2012. I
Paesi coinvolti sono l'Italia, partner coordinatore del progetto, la
Grecia, il Portogallo e la Spagna. Il risultato più rilevante è il
cosiddetto "LNG Masterplan" per le aree del Mediterraneo, del Mar
Nero e dell'Atlantico.
Il progetto fornisce interessanti indicazioni e raccomandazioni per
lo sviluppo del GNL come combustibile marino alternativo all'olio
combustibile attualmente in uso.
È stata fatta un'analisi della possibile futura domanda di GNL,
della localizzazione geografica di tale domanda in ambito
Europeo-Mediterraneo, delle possibili soluzioni tecniche e logistiche
a supporto, a definizione di un piano europeo e della sostenibilità
delle soluzioni analizzate. Dal lavoro di analisi sono emersi "gap"
normativi a livello internazionale e nazionale.
L'adozione dell'IGF Code (International Code of Safety for Ships
using Gases or other Low flashpoint Fuels) nel corso dello scorso
2015 ha colmato in parte tali "gap" e la pubblicazione di linee guida
complementari (ad esempio su rifornimento, stoccaggio e addestramento
del personale) contribuirà a ridurlo ulteriormente.
I "gap" normativi a livello nazionale dovranno essere affrontati
dagli stati membri entro il 2016, data alla quale dovranno comunicare
il proprio quadro nazionale previsto in accordo alla direttiva
2014/94/UE del Parlamento europeo e del Consiglio del 22 ottobre 2014
sulla realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili
alternativi. Il quadro normativo preso in considerazione dal progetto
COSTA prevede l'introduzione dei limiti di contenuto di zolfo nei
combustibili a 0,5% dal 2020 nelle acque europee e a livello mondiale
dal 2020 (o dal 2025) in funzione della decisione finale dell'IMO. Di
seguito è riportata la sintesi dei limiti sui contenuti di zolfo nei
combustibili marini:
• 0,1% dal 2015 nelle aree "Sulphur Emission Control Areas" (SECA);
• 0,5% dal 2020 (o 2025) in tutto il mondo (su decisione IMO);
• 0,5% dal 2020 nei mari non SECA degli stati membri e comunque
0,1% nei porti europei;
• 0,1% dal 2018 nello Ionio e nell'Adriatico (se gli altri stati
membri che si affacciano su detti mari imporranno analoghi limiti)
• 0,1% dal 2020 nei mari italiani (se gli altri stati membri che si
affacciano su detti mari imporranno analoghi limiti).
Ulteriori raccomandazioni indicate dal progetto COSTA sono
indirizzate agli stati nazionali affinchè i rispettivi quadri
normativi risultino essere tali da supportare, attraverso incentivi
finanziari, regimi fiscali appropriati e piani di ricerca, lo
sviluppo di tecnologie e infrastrutture dedicate ai combustibili
alternativi. Il progetto COSTA raccomanda una cooperazione tra gli
stati membri tale da garantire una continuità di approccio e
standard comuni per la valutazione delle infrastrutture di
rifornimento, in termini di tipo, dimensioni, costi e ritorni sugli
investimenti, sulla base di metodi di riferimento concordati e
accettati, senza dimenticare la necessità di considerare America,
Nord Africa e Medio Oriente nello sviluppo di standard sempre più
internazionali e globali. Inoltre, nello sviluppo di un piano
strategico per la diffusione del GNL, il progetto COSTA ricorda
l'importanza di supportare il trasporto marittimo, mantenendo o
incrementando la quantità di merce trasportata via mare, di evitare
la formazione di corridoi specifici, colli di bottiglia o situazioni
di distorsione del mercato, di promuovere la tecnologia europea
nell'ambito della cantieristica navale sia per le nuove costruzioni
che per l'adeguamento del naviglio esistente. Il progetto COSTA
evidenzia l'importanza del fattore umano, raccomandando lo sviluppo
di quanto necessario per assicurare addestramento e formazione del
personale chiamato ad operare con GNL sia a bordo che a terra, e del
personale coinvolto nella manutenzione di impianti, componenti e
motori. Infine contiene le raccomandazioni relative
all'accettabilità sociale del nuovo combustibile che implica la
trasparenza della comunicazione e la riduzione delle incertezze.

5.10 CONFIGURAZIONE DI UNA RETE DI DISTRIBUZIONE DEL GNL NEL
SETTORE MARITTIMO E PORTUALE

5.10.1 Premessa
Le Autorità Portuali, nella loro veste di soggetti pubblici cui è
affidata la gestione dei porti internazionali e nazionali di maggiore
importanza in Italia, devono esprimere attenzione all'evolversi dei
percorsi normativi legati alla futura applicazione della normativa
MARPOL ANNEX VI e della Direttiva 2014/94/UE, soprattutto al fine di
poter valutare per tempo le potenziali conseguenze, le ricadute,
l'impatto sul settore portuale nonchè le possibilità di sviluppo
offerte, che deriveranno dall'applicazione di queste importanti
novità regolamentari.
È una sfida per le Autorità Portuali, che dovranno ottimizzare
l'utilizzo di tutti gli strumenti a loro disposizione sia per dotare
il proprio ambito di competenza di infrastrutture adeguate a favorire
lo sviluppo dell'intera filiera legata al GNL, in termini di
approvvigionamento, stoccaggio, distribuzione primaria e secondaria,
sia per supportare il settore portuale e logistico e le imprese che
in esso operano.

5.10.2 Linee guida per lo sviluppo della rete nazionale GNL
La scelta dell'ubicazione delle stazioni di rifornimento fisse e di
dove prevedere la possibilità di rifornimento con navi capaci di
rifornire di GNL altre unità navali (nel seguito "bettoline") e/o
autobotti è determinante per il futuro utilizzo del GNL e presuppone
un'analisi accurata della domanda marittima. Assumendo che tutte le
variabili esogene per l'utilizzo del GNL siano soddisfatte
(iscrivibilità nei registri nazionali delle navi, ingresso nei porti
nazionali di navi alimentate a GNL, possibilità di effettuare
bunkeraggio, ecc.) o favorevoli (differenziale di prezzo rispetto ai
combustibili tradizionali, presenza di incentivi, ecc.) è possibile
analizzare quali fattori più strettamente legati all'elemento nave
possano indirizzare la scelta verso la propulsione a GNL e
conseguentemente definire con maggiore attendibilità i possibili
scenari di evoluzione della domanda di questo tipo di combustibile.

5.10.3 Tipologia di traffico
I servizi di linea, soprattutto quelli point-to-point nei quali una
nave scala a brevi intervalli il medesimo porto, sono avvantaggiati
nell'utilizzo del GNL semprechè in almeno uno dei porti scalati
questo sia disponibile. Anche la distanza tra i due porti influisce
sulla preferenza del GNL perchè incide sull'autonomia della nave e
sulle scelte di dimensionamento dei serbatoi da installare a bordo.
Per lo stesso motivo risultano avvantaggiati anche i servizi svolti
in ambito portuale (rimorchio e bunkeraggio in primis), sebbene
probabilmente in misura ridotta, considerato che il loro utilizzo
avviene di solito in modo meno continuativo.
I servizi di feeder contenitori, pur presentando le caratteristiche
di un servizio di linea, possono presentare lo svantaggio legato ad
un più alto grado di intercambiabilità delle navi impiegate in un
determinato servizio. Le navi da carico, impiegate sui mercati a
tempo o a viaggio, sono meno favorite considerata l'assoluta
incertezza dei porti scalati, la impossibilità di pianificare le
operazioni di bunkeraggio e le lunghe percorrenze.

5.10.4 Età della nave
In linea generale maggiore è l'età della nave più può essere
preferibile la sua sostituzione rispetto ad operazioni di adeguamento
alle nuove normative. Tale adeguamento può risultare peraltro poco
conveniente, e/o tecnicamente difficile, in particolare nel caso di
adeguamento delle motorizzazioni all'impiego del GNL.

5.10.5 Area di traffico
Anche l'area di traffico può contribuire a indirizzare o meno
verso l'utilizzo del GNL. Una possibile discriminante può essere
legata alla maggiore sensibilità sociale verso i livelli di
emissioni nel caso, ad esempio, di porti o collegamenti prossimi ad
aree densamente popolate o già sottoposte a livelli elevati di
inquinamento da altre fonti (traffico stradale, industrie, ecc.).
Un ulteriore fattore legato all'area geografica è relativo ai
traffici con paesi le cui norme in materia di GNL possono differire
da quelle europee. Nei traffici di short sea shipping, e in
particolare in quelli mediterranei, la flotta italiana riveste un
ruolo di primo piano e la presenza di differenti quadri regolatori
può avere un forte impatto sulla competitività dei vettori.
Quello che a priori è inoltre già ipotizzabile, è che la domanda
di GNL per uso marittimo evolverà secondo due diversi scenari: uno
di breve periodo ed uno di periodo medio-lungo. In queste due fasi le
domande da soddisfare saranno probabilmente diverse non soltanto per
volumi ma anche per le soluzioni tecniche e logistiche impiegabili.
La rete nazionale di distribuzione del gas naturale in Italia è
capillare e non trova uguali in Europa, il che inciderà anche sulle
dinamiche dei prezzi del GNL.
Nella prima fase, di breve periodo (fino al 2020), si può
ipotizzare che la domanda di GNL sarà piuttosto limitata sia sotto
il profilo quantitativo che sotto quello geografico, essendo legata a
tipologie di traffico e iniziative armatoriali circoscritte. In
questo senso, e tenuto conto delle considerazioni di cui sopra, in
relazione ai diversi fattori che influenzano la scelta del
combustibile, tale domanda potrebbe interessare i servizi di linea
passeggeri costieri nazionali, nazionali ed internazionali brevi
(viste le già vigenti limitazioni sui tenori di zolfo contenuti nei
combustibili tradizionali) e i servizi portuali. In tale prima fase,
(fino al 2020) si può ipotizzare che la maggiore domanda si
collocherà in aree a forte traffico passeggeri con breve percorrenza
e con rotte e scali definiti (essendo la quantità di combustibile
necessaria ridotta e il punto di rifornimento facilmente
individuabile). In tale fase, si può ipotizzare l'ottimizzazione
della collocazione dei punti di rifornimento di GNL con criteri e
modalità che li rendano idonei a servire anche il traffico pesante
su gomma che transita per lo scalo marittimo o nelle sue vicinanze.
Nella seconda fase, di medio-lungo periodo (dal 2020 in poi), è
probabile che lo scenario sopra descritto si modifichi, anche se non
totalmente, a seguito di dinamiche non più legate alla sola domanda
nazionale e ad uno specifico tipo di navigazione. Ad esempio,
potrebbero avere interesse al GNL le navi passeggeri e porta
contenitori che operano regolarmente su tratte definite.
Da queste considerazioni scaturisce l'esigenza di prevedere,
quantomeno in ambito marittimo-portuale, la predisposizione di
procedure semplificate e rapide, nel pieno rispetto della sicurezza e
dell'ambiente, per l'approvazione e la realizzazione di impianti di
piccole dimensioni (che consentano l'avvio di buone pratiche,
analogamente a quanto avvenuto negli anni passati in Nord Europa) e
per l'approvazione degli adeguamenti delle infrastrutture esistenti
(ad es. terminali di rigassificazione off-shore).

5.10.6 Proposte di reti nazionali
La rete di distribuzione del GNL nei porti deve necessariamente
comprendere sia porti appartenenti alla rete centrale della TEN-T,
sia porti esterni. Ciò al fine di rendere più omogenea la
distribuzione sulle coste nazionali.
Sulla base di quanto ipotizzato al punto 5.10.5 e considerata
l'impossibilità di munire ogni porto di un punto di rifornimento di
grandi dimensioni, assume rilevanza la configurazione di una rete che
tenga conto delle varie soluzioni intermodali di rifornimento delle
navi, vale a dire "nave-nave", "terra-nave", "camion-nave" e imbarco
sbarco di serbatoi mobili (portable tanks), senza tralasciare la
mutua utilità e necessità della rete in questione nei confronti del
settore dei trasporti terrestri.
Questo fa sì che sia necessario individuare una specifica area di
azione attraverso la creazione di reti di dimensioni geografiche
ridotte, che tengano conto della geomorfologia e dei flussi economici
tipici del nostro paese. Tali reti, dotate di soluzioni basate su
standard comuni, devono concorrere alla formazione di una rete
nazionale che a sua volta possa interfacciarsi con il panorama
internazionale del GNL. Una ipotesi di reti come sopra descritte è
individuabile nelle tre macroaree: area mar Tirreno e mar Ligure,
area mari del sud Italia, area mare Adriatico.
All'interno di queste aree si candidano naturalmente i porti sedi
di Autorità portuali, con depositi di piccola o media capacità,
ognuno dei quali deve essere fornito delle possibilità di
approvvigionamento, stoccaggio, rifornimento per navi, distribuzione
e rifornimento non navale.
In tale direzione, si può così ipotizzare una rete di
distribuzione del GNL, che coinvolga i porti già inclusi nei
corridoi della rete transeuropea dei trasporti ma anche gli altri
porti sede di Autorità portuale, che non appartengono alla rete
centrale TEN-T ma che offrono l'opportunità di completare
adeguatamente la rete di rifornimento, come già detto, con punti di
deposito e rifornimento di piccole o medie dimensioni che possano
eventualmente servire anche il trasporto pesante su strada, ove le
circoscrizioni portuali e ed i raccordi stradali lo consentano. Va,
altresì, ipotizzata l'individuazione di 2 o 3 siti portuali idonei
per la realizzazione di depositi e rigassificatori al fine di creare,
in previsione di un utilizzo importante e diffuso del GNL, strutture
di distribuzione per i corridoi Tirrenico ed Adriatico nonchè per la
rotta da Suez a Gibilterra.
La valutazione dell'opportunità di inserire un porto nella rete di
distribuzione del GNL (a prescindere dalla sua appartenenza alla rete
centrale TEN-T) è fatta sulla base:
• della presenza o meno nel porto di servizi di stoccaggio e
distribuzione di combustibili tradizionali siano essi finalizzati ai
mezzi di trasporto o ad altro utilizzo
• della sostenibilità dello sviluppo delle necessarie
infrastrutture per il GNI in termini di investimento economico,
domanda prevista e prospettica, accessibilità per i mezzi di
trasporto che fruirebbero della infrastruttura e disponibilità di
spazi atti alle operazioni di buncheraggio.

5.10.7 Stima della domanda di GNL per il trasporto navale
Per quanto riguarda il trasporto marittimo, rispetto al trasporto
su strada, la sostituzione e/o l'adeguamento delle flotte navali
sarà frenata dai più lunghi tempi di rinnovo delle navi e dal più
complesso sistema logistico (adattamento banchine, depositi etc.)
richiesto per il set-up del mercato.
Nel lungo termine, tuttavia, le normative ambientali internazionali
(IMO-MARPOL) ed europee, e il minor costo atteso del GNL faranno da
volano per il suo sviluppo in questo settore. A tale proposito
utilizzando i dati provenienti dal progetto COSTA, che sono basati
sulle seguenti considerazioni:
• trasporto marittimo effettuato da navi in servizio nel 2012,
impiegate solo su tratte a breve raggio, tra porti "Core",
• assunzione come stima del 25% del valore massimo teorico
potenziale di bunkeraggio nel 2025,
• metà rifornimento nel porto di partenza e l'altra metà nel
porto di destinazione, si è giunti ai valori riportati nella Tabella
4. È importante sottolineare che:
• i risultati sono comparabili perchè le ipotesi utilizzate per
ogni porto sono le stesse. (i risultati non devono essere considerati
come valori assoluti oggettivi, dal momento che le ipotesi utilizzate
rendono incerto il dato iniziale),
• i valori riportati si basano su dati provenienti da pubblico
dominio.
Il 25% è stato scelto in virtù delle considerazioni riguardanti
il mercato, l'età delle navi, la possibile presenza di nuove navi
alimentate a GNL, ecc..
Inoltre, i porti "Core" sono stati raggruppati in tre gruppi, a
seconda della posizione ed in base alla possibilità di rifornimento
da terminali esistenti o previsti:
• Tirreno Settentrionale (rifornimento dal terminale di
rigassificazione off-shore OLT FSRU Toscana e dal terminale di GNL
Italia di Panigaglia): Genova, Livorno, La Spezia;
• Nord Adriatico (rifornimento dal terminale di Rovigo): Venezia,
Ravenna, Ancona, Trieste;
• Mari del Sud Italia (rifornimento di combustibile da un terminale
presunto nel Sud Italia): Napoli, Palermo, Bari, Gioia Tauro,
Taranto.

Tabella 4: Dati provenienti dal progetto COSTA


=====================================================================
| | Max | | |
| | theoretical | | |
| | value of LNG | | Potential LNG |
| CORE | consumption | % Maximum Bunkering | Bunkering Demand |
| PORTS | m³/year | Potential | 2025 (m³/year) |
+=========+==============+======================+===================+
|GENOVA | 1.295.803 | 25% | 323.951 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|LIVORNO | 816.237 | 25% | 204.059 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|NAPOLI | 700.786 | 25% | 175.196 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|ANCONA | 688.438 | 25% | 172.109 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|PALERMO | 654.691 | 25% | 163.673 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|TRIESTE | 622.262 | 25% | 155.566 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|VENEZIA | 584.914 | 25% | 146.229 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|RAVENNA | 502.535 | 25% | 125.634 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|LA SPEZIA| 365.464 | 25% | 91.366 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|GIOIA | | | |
|TAURO | 315.606 | 25% | 78.901 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|BARI | 152.418 | 25% | 38.104 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+
|TARANTO | 43.946 | 25% | 10.987 |
+---------+--------------+----------------------+-------------------+


Ulteriori analisi hanno affrontato il problema suddividendolo in
due parti: una prima, relativa alla domanda potenziale aggregata a
livello nazionale, utile a definire scenari di medio lungo periodo,
ed una seconda, relativa ad alcuni trasporti marittimi specifici,
utile a valutare le potenzialità dei mercati più promettenti sui
quali puntare per lo sviluppo del GNL.

5.10.8 Ricadute economiche sulla cantieristica navale
È del tutto evidente che una valutazione delle ricadute sulla
cantieristica italiana derivanti dalla progressiva adozione del GNL
come combustibile navale non può che essere riferita ad uno scenario
teorico ed ipotetico, non essendo prevedibile direzione e velocità
di evoluzione delle numerose variabili che condizionano il processo
di cui trattasi.
In relazione a quanto sopra si può ragionevolmente assumere che la
propensione dell'armamento ad investire nella propulsione e nelle
tecnologie GNL sarà decisivamente influenzata:
• dalla previsione che venga realizzata con tempistica certa, in
ogni caso compatibile con l'entrata in vigore delle nuove norme,
un'adeguata rete di infrastrutture di rifornimento;
• da un differenziale di prezzo fra MGO, HFO e GNL tale da
consentire ritorni finanziari e tempi di recupero dell'investimento
ritenuti accettabili;
• dalla rimuneratività (attuale ed attesa) del business, elemento
fondamentale per l'accesso al credito;
• dalla esistenza di adeguati incentivi.
Come già detto, in mancanza di riferimenti certi in merito ai
punti di cui sopra, per una valutazione dell'impatto sull'industria
italiana è stato necessario riferirsi in questa fase:
• a volumi "teorici" di domanda basati su scenari tanto
ragionevoli/credibili quanto per definizione ipotetici,
• a parametri tecnici ed economici desunti dagli studi condotti in
questi anni in merito ai costi dell'uptake del GNL,
• a moltiplicatori del reddito e dell'occupazione della
navalmeccanica nazionale anch'essi desunti dalla letteratura in
materia.
In tale quadro, il dimensionamento del mercato potenziale è stato
effettuato prendendo a riferimento lo scenario "centrale" dello
studio COSTA, che assume l'esistenza al 2030 di oltre 600 unità
alimentate a GNL operanti nello "Short Sea Shipping" Europeo.
Nell'ambito di detto ipotetico mercato di riferimento, la
cantieristica nazionale non potrà che focalizzare la propria offerta
sulle tipologie di navi che maggiormente si prestano per essere
alimentate a GNL, per le quali essa dispone di competenze
tecnologiche di primo livello: ci si riferisce segnatamente ai
ferries, ai mezzi di supporto offshore ed in genere alle unità da
lavoro in mare, nonchè alle unità di dimensioni medio-piccole per
il bunkeraggio di GNL oltrechè, naturalmente, alle navi da crociera
e militari.
Con riferimento ai ferry, si sottolineano le opportunità collegate
alla più volte segnalata obsolescenza delle unità operanti in
Mediterraneo, in particolare della flotta greca e di quella di alcuni
Paesi del nord-Africa, oltre a quelle più in generale offerte
dall'armamento nordeuropeo e nord-americano.
Alla luce di tali premesse ed assumendo prudenzialmente che la
cantieristica nazionale possa acquisire il 10% dei volumi indicati
dallo studio COSTA, ne deriverebbe un fabbisogno complessivo di 60
navi in 15 anni, pari a 4 navi in media per anno fra conversioni e
nuove costruzioni.
È opportuno considerare che il nostro Paese da una parte possiede
la principale industria del trasporto marittimo a corto raggio in
Europa, dall'altra dispone di un'industria cantieristica che si pone
ai vertici mondiali nei segmenti di naviglio a maggiore complessità
tecnologica .

Come tale, essa è perfettamente in grado di far fronte alla futura
domanda di conversioni, di nuove navi a propulsione con GNL o
"GNL-Ready" grazie alle competenze tecnologiche e all'esperienza di
cui dispongono già oggi i cantieri navali nazionali, la relativa
"supplychain" e la filiera nazionale del criogenico.
Le tecnologie disponibili consentono inoltre tutta la gradualità
necessaria per passare da una fase "Dual- Fuel" fino all'uso
esclusivo del GNL, garantendo la flessibilità operativa necessaria a
consentire la sostenibilità economico e finanziaria della soluzione
metano liquido.
Esaminando l'attuale "orderbook" e la flotta di navi a propulsione
GNL, emerge infatti che la grande maggioranza delle navi in questione
fa capo a società armatoriali operanti in aree SECA o in paesi che
comunque offrono una qualche forma di sostegno all'investimento nelle
tecnologie del gas.
Con riferimento a quanto richiamato sopra relativamente alla
necessità di prevedere strumenti che incentivino il rinnovamento
della flotta, possono essere presi in considerazione molti strumenti
sebbene sia opportuno sottolineare che tali misure non devono
comportare:
• distorsioni della concorrenza;
• introduzione di nuovi limiti di età delle navi (a livello
nazionale);
• obblighi per le imprese ad effettuare gli interventi
incentivabili.
Come indicato da fonti autorevoli (CENSIS) il sostegno finanziario
al settore marittimo portuale consentirebbe di attivare un circolo
virtuoso che, grazie al rinnovamento della flotta ed alla
realizzazione di nuove infrastrutture, avrebbe significative ricadute
in termini di reddito e occupazione.

5.11 SICUREZZA DELLO STOCCAGGIO E DISTRIBUZIONE

5.11.1 Quadro di riferimento tecnico normativo
Nell'ambito della sicurezza, dello stoccaggio e della distribuzione
del GNL sono rilevanti per lo sviluppo del GNL quale combustibile
marino:
• i depositi e i serbatoi di stoccaggio installati nei porti o
nelle loro immediate vicinanze dove tali depositi possano rifornire o
essere riforniti da navi gasiere o unità di ridotto tonnellaggio
quali bettoline;
• i relativi collegamenti, diversi dalle reti di trasporto e
distribuzione del gas naturale, che consentono l'ingresso e l'uscita
dai depositi/serbatoi di GNL fino all'utilizzo finale, quali i
collegamenti tra i depositi nei porti e le navi/bettoline e i
collegamenti diretti tra due o più depositi di GNL;
• i componenti e gli accessori necessari al deposito quali ad
esempio valvole, strumenti di misura, raccordi flessibili, giunti e
pompe.
Dal punto di vista degli standard di sicurezza, per garantire una
crescita coerente del settore del GNL è necessario tener conto delle
normative esistenti e individuare le loro eventuali implementazioni
necessarie. È necessario anche tener conto degli aspetti relativi
alla formazione del personale.
Un quadro di riferimento tecnico e normativo chiaro e stabile
nell'ambito della sicurezza dello stoccaggio e della distribuzione
del GNL per i vari usi è fondamentale per garantire una crescita
coerente ed uniforme del settore e va analizzato partendo dalle
normative esistenti e dall'individuazione delle eventuali
implementazioni necessarie.
Le tematiche correlate con la sicurezza delle installazioni del GNL
sono legate alle caratteristiche del prodotto, all'osservanza della
normativa tecnica e alla formazione del personale addetto.
Da ciò discende che gli aspetti di sicurezza legati al GNL sono
quelli riconducibili ad un liquido criogenico e quelli riconducibili
al gas naturale (in particolare potenziali rischi di incendio e/o
esplosione) e sono intrinsecamente correlati alle caratteristiche
chimico-fisiche del GNL e del GN e alle modalità di "conservazione"
che permettono al GNL di essere stoccato allo stato liquido per
essere utilizzato in un secondo tempo o tal quale oppure, dopo
rigassificazione, come GN.
Per quanto riguarda le proprietà del GNL, sebbene il suo
principale costituente sia il metano, nel valutarne il comportamento
va considerato che il GNL non è metano puro e che quindi le sue
proprietà variano in funzione della composizione del GNL stesso.
L'infiammabilità in aria del GNL varia durante l'evaporazione in
funzione della composizione del prodotto di partenza e della
differente velocità di evaporazione dei componenti la miscela. La
composizione del GNL varia in funzione della composizione del GN da
cui ha tratto origine e dai successivi processi di purificazione e
liquefazione; va ricordato che, a sua volta, la composizione del GN
di partenza varia in funzione della sua provenienza (area geografica
di produzione).
Per quanto riguarda i limiti di infiammabilità, La Norma UNI EN
1160, la cui edizione vigente risale al 1998 (recepimento italiano
dell'omologa norma EN del 1996, confermata nel 2011 dal CEN TC 282),
riporta per il metano i tradizionali limiti di infiammabilità in
aria, pari al 5% per il limite inferiore e al 15% per il limite
superiore. La Tabella 6.1 riporta, per i principali composti presenti
nel GNL, i limiti di infiammabilità (inferiore e superiore) per
singolo componente estratti dalla Norma CEI-EN 61779-1
"Apparecchiature elettriche per la rilevazione e la misura di gas
combustibili. Parte 1: Prescrizioni generali e metodi di prova",
nella quale tali limiti vengono riportati quali indicativi per
l'effettuazione delle prove specifiche relative alle apparecchiature
elettriche per la rilevazione e la misura di gas combustibili
(previste dalla norma medesima). Anche documenti elaborati dal CIG
(Comitato Italiano Gas), quali le vigenti edizioni della Linea Guida
7 CIG "Classificazione delle dispersioni di gas" e della Linea Guida
16 CIG "Esecuzione delle ispezioni programmate e localizzate della
dispersione sulla rete di distribuzione per gas con densità ≤0.8 e
con densità &gt;0.8", sono stati revisionati facendo riferimento ai
limiti di infiammabilità riportati nella Norma CEI-EN 61779-1.

Tabella 5: Caratteristiche di infiammabilità (Norma CEI-EN 61779-1)


=====================================================================
| | Limite | Limite | | |
| | inferiore di | superiore di | | |
| | infiamma- | infiamma- | | |
| | bilità (% | bilità (% | Flash | Temp. di |
| | volume) | volume) | Point | ignizione |
+=============+==============+==============+========+==============+
|Metano | 4,40 | 17,0 | | 537 |
+-------------+--------------+--------------+--------+--------------+
|Etano | 2,50 | 15,5 | | 515 |
+-------------+--------------+--------------+--------+--------------+
|Propano | 1,7 | 10,9 |-104 gas| 470 |
+-------------+--------------+--------------+--------+--------------+
|n-Butano | 1,40 | 9,3 |- 80 gas| 372 |
+-------------+--------------+--------------+--------+--------------+
|i-Butano | 1,3 | 9,8 | gas | 460 |
+-------------+--------------+--------------+--------+--------------+
|Pentano | | | | |
|(miscela di | | | | |
|isomeri) | 1,40 | 7,8 | -40 | 258 |
+-------------+--------------+--------------+--------+--------------+


Il GNL si differenzia dal GPL (Gas di Petrolio Liquefatto) in
quanto il GPL è una miscela di gas liquefatti che hanno una
temperatura critica molto superiore alla temperatura ambiente e
quindi possono essere liquefatti per compressione, raffreddamento o
per compressione seguita da raffreddamento. Alla temperatura di 15
°C, in funzione della composizione della miscela stoccata, i GPL
hanno tensioni di vapore tra 1.5 e 4 bar; i GPL sono stoccati in
recipienti di acciaio al carbonio non coibentati con pressioni
massime raggiungibili fino a 30 bar. Il comportamento di una nube di
gas prodotta da GNL varia al variare della temperatura del gas
evaporato dalla massa liquida. A temperature basse il gas ha densità
maggiore dell'aria e permane in prossimità della pozza liquida ma
all'aumentare della temperatura il gas diviene meno denso e più
leggero dell'aria.
Le caratteristiche fisiche evidenziano grandi differenze tra GPL e
GNL. Tali differenze si concretizzano in norme di sicurezza e di
costruzione distinte (si vedano le nuove guide tecniche dei Vigili
del Fuoco per gli stoccaggi di GNL) e in applicazioni complementari,
con il GNL rivolto a taglie di utenza molto superiori rispetto al
GPL: un esempio evidente è nell'ambito del trasporto stradale dove
il GPL si indirizza all'alimentazione di veicoli leggeri mentre il
GNL all'alimentazione di mezzi pesanti.

5.11.2 Fenomeni fisici associabili al GNL
Nella Norma UNI EN 1160 viene fatta menzione di tre particolari
specifici fenomeni fisici, con differenti probabilità di
accadimento, che possono essere ricondotti al GNL:
• Rollover: fenomeno per il quale grandi quantità di gas possono
essere prodotte in un serbatoio di GNL in breve tempo. Il fenomeno è
dovuto al formarsi nel serbatoio di due strati di GNL a densità
diversa e ai relativi moti convettivi che si innescano tra detti
strati. Tali moti causano una evaporazione del GNL e quindi un
incremento della pressione nel serbatoio stesso che va tenuta in
debita considerazione in fase di progetto del serbatoio.
• RPT (Rapida Transizione di Fase): quando due liquidi a
temperatura differente vengono a contatto, possono generarsi reazioni
esplosive in determinate circostanze. Questo fenomeno, chiamato
rapida transizione di fase (RTP), può verificarsi quando vengono a
contatto il GNL e l'acqua.
• Bleve: qualsiasi liquido al suo punto di ebollizione o ad esso
prossimo e al di sopra di una certa pressione, evapora in modo
estremamente rapido se rilasciato improvvisamente. Il fenomeno va
considerato a livello di progetto delle valvole di sicurezza e del
confinamento della perdita
Occorre tuttavia sottolineare che la corretta applicazione delle
vigenti disposizioni legislative e delle norme tecniche di specie
minimizzano molto la probabilità di accadimento di detti fenomeni
sino a renderli pressochè trascurabili.
Per quanto riguarda la progettazione è inoltre importante
segnalare che la maggior parte delle norme UNI EN e UNI ISO
applicabili al settore criogenico escludono il GNL dal proprio campo
di applicazione; quindi tali norme non possono essere applicate in
similarità quando il fluido criogenico è il GNL, ma sono necessari
ulteriori approfondimenti e aggiornamenti normativi. Esistono
comunque molte norme tecniche dedicate specificamente al GNL che
approfondiscono molti degli aspetti costruttivi e di sicurezza.
Uno degli aspetti tecnico/costruttivi particolarmente importante ai
fini della sicurezza è la scelta dei materiali da utilizzare: nella
Norma UNI EN 1160 viene dedicato un intero paragrafo ai materiali
utilizzabili (vengono riportati degli elenchi non esaustivi)
nell'industria del GNL in quanto "la maggior parte dei comuni
materiali da costruzione si rompono, con frattura fragile, quando
vengono esposti a bassissime temperature. In particolare, la
tenacità a frattura dell'acciaio al carbonio è molto bassa alla
temperatura tipica del GNL (-160 °C). Per i materiali utilizzati che
sono a contatto con il GNL deve essere verificata la resistenza alla
"frattura fragile".

5.12 FORMAZIONE, INFORMAZIONE, ADDESTRAMENTO DEL PERSONALE ADIBITO
AL GNL
Da quanto già analizzato risulta evidente che un aspetto
fondamentale per garantire la sicurezza delle attività associate al
GNL è la diffusione di una corretta formazione, informazione e
addestramento del personale addetto all'esercizio e manutenzione dei
depositi di GNL oltre che delle persone che utilizzano il GNL, per
esempio come carburante.
Programmi formativi del personale addetto alla movimentazione del
prodotto, per esempio addetti allo scarico del prodotto presso gli
impianti di utenza, potrebbero rappresentare un utile strumento di
conoscenza delle tematiche di sicurezza associate alle operazioni di
travaso del prodotto con notevoli risvolti per la sicurezza delle
operazioni. Tali programmi formativi dovrebbero affrontare le
precauzioni generali per il corretto svolgimento delle operazioni di
travaso e gli aspetti legati al comportamento del GNL in caso di
fuoriuscita nonchè le necessarie azioni per la gestione delle
eventuali emergenze nelle fasi di trasferimento del prodotto. Infine,
un'adeguata preparazione deve essere prevista per gli utenti che
intendono utilizzare il GNL come carburante per i propri mezzi di
trasporto e, in questo caso, ad essi dovrebbe essere indirizzata una
formazione specifica sulle metodologie di rifornimento e sui
comportamenti da adottare in caso di eventuale emergenza.

5.13 ACCETTABILITÀ SOCIALE DELLE INFRASTRUTTURE ENERGETICHE
L'accettabilità sociale delle infrastrutture energetiche, sia di
grandi che di piccole dimensioni, da parte delle comunità locali e
dell'opinione pubblica, è uno dei fattori condizionanti la loro
realizzazione. La Strategia Energetica Nazionale del marzo 2013
riconosce che questa dinamica condiziona in molti casi la
realizzazione di interventi prioritari per le politiche energetiche
ed ambientali, e che è necessario adottare le iniziative che possano
prevenire e minimizzare i conflitti attorno sia alle politiche di
sviluppo delle infrastrutture energetiche che durante i singoli
procedimenti autorizzativi.
La capacità di comprendere, prevenire e interagire con le
dinamiche di conflitto ambientale che si sviluppano intorno ai
progetti di realizzazione di infrastrutture energetiche da parte dei
diversi attori pubblici e privati, coinvolti, è un fattore cruciale
ancora fortemente sottovalutato. Tale capacità chiama in causa il
rapporto delle imprese con il territorio in cui operano e, in questa
prospettiva, l'uso che viene fatto degli strumenti di comunicazione,
informazione e partecipazione che in alcuni casi sono previsti nella
normativa dei procedimenti autorizzativi.
L'attenzione all'uso preventivo degli strumenti di comunicazione,
informazione e partecipazione anche quando non previsti dalle
normative in materia di tutela ambientale e rischio industriale nei
processi autorizzativi per le infrastrutture energetiche può
costituire quindi un supporto di cui tenere conto anche nello
sviluppo delle infrastrutture per la filiera del GNL per usi finali.
La principale tematica, già emersa nell'esperienza italiana, sotto
il profilo dell'accettabilità sociale che caratterizza la filiera
del GNL è quella del rischio incidentale in connessione alle
dinamiche di conflitto ambientale relative ai procedimenti
autorizzativi dei terminali di rigassificazione di GNL.
Ciò è collegato al fatto che il GNL, quando presente in quantità
superiore alle 50 tonnellate, rientra tra le sostanze oggetto delle
norme in materia di controllo dei pericoli di incidenti rilevanti
connessi a determinate sostanze pericolose. Appare utile evidenziare
quindi che la quasi totalità degli impianti a servizio della
distribuzione finale del GNL saranno costituiti da stoccaggi di
capacità inferiore a tale limite.
È quindi il tema del rischio incidentale nella catena logistica
del GNL quello su cui è necessario concentrare l'attenzione nelle
attività preventive di comunicazione, informazione e partecipazione
connesse alla realizzazione e alla gestione delle diverse tipologie
di infrastrutture e mezzi interessati.
Gli aspetti della normativa UE su controllo del pericolo di
incidenti rilevanti con sostanze pericolose sono stati
significativamente rafforzati. Anche se riferiti solo ai grandi
terminali GNL, sono molto rilevanti, in materia di accettabilità
sociale, gli strumenti messi in campo dall'UE e dall'Italia per i
progetti che ricadono tra i progetti di interesse comune (PCI)
secondo il regolamento UE n. 347/2013 sugli orientamenti per le
infrastrutture energetiche transeuropee. Per i PCI la UE ha chiesto
uno sforzo rilevante ai paesi membri per snellire e rafforzare i
procedimenti autorizzativi di questa tipologia di infrastrutture
energetiche.
Il Governo italiano ha dato adempimento a quanto previsto dall'art.
9 del Regolamento UE n. 347/2013 con la pubblicazione del Decreto
Ministeriale 11 febbraio 2015 con il quale il Ministero dello
sviluppo economico ha approvato il "Manuale delle procedure per il
procedimento di rilascio delle autorizzazioni applicabili ai progetti
di interesse comune". Il manuale recepisce tutti gli aspetti previsti
dalla normativa e dagli orientamenti UE in materia di trasparenza e
partecipazione del pubblico nei procedimenti autorizzativi dei PCI.
Le novità normative in materia di rischio industriale e
procedimenti autorizzativi dei PCI inerenti la tematica
dell'accettabilità sociale delle infrastrutture quindi non
coinvolgono direttamente le tipologie prevalenti di impianti che
dovranno essere realizzati per lo sviluppo della filiera degli usi
finali del GNL ma costituiscono un riferimento utile anche come
orientamenti e linee guida nella gestione delle problematiche di
accettabilità sociale.
Nel caso dei piccoli e medi impianti di stoccaggio del GNL, non
necessariamente dotati di funzioni di rigassificazione, il tema
dell'accettabilità sociale deve essere quindi affrontato
adeguatamente, fermo restando che il "track record"
dell'incidentalità del GNL a livello globale, nei settori dove da
anni è diffuso il trasporto e utilizzo del prodotto (molte navi
gasiere per il trasporto del GNL utilizzano il boil-off gas per
alimentare i motori principali della nave) è di assoluto primato per
quasi totale assenza di eventi incidentali, come testimoniato dai
più recenti studi che hanno raccolto evidenza su questo tema (studio
DMA, North European LNG Infrastructure).

5.14 RUOLO DEGLI STRUMENTI DI INFORMAZIONE E PARTECIPAZIONE
Il primo passo per favorire la creazione delle migliori condizioni
sotto il profilo dell'accettabilità per la realizzazione delle
singole infrastrutture previste dalla strategia sull'utilizzo del GNL
è stato quello di sottoporre al pubblico interessato i suoi
obiettivi ed i suoi contenuti ad una fase di informazione,
consultazione e partecipazione pubblica, preventiva alla sua
definitiva approvazione. Nella prevenzione delle dinamiche di
conflitto ambientale gli obiettivi degli strumenti di informazione e
partecipazione da utilizzare nei procedimenti autorizzativi di
singoli progetti sono:
• informare il pubblico interessato fin dalla fase ideativa
• comprendere prospettive, preoccupazioni, valori e conoscenze del
pubblico interessato
• tenere conto delle indicazioni del pubblico interessato nel
processo decisionale
• influenzare l'impostazione del progetto
• aumentare la fiducia del pubblico interessato
• migliorare la trasparenza e responsabilizzazione nella gestione
del processo decisionale
• ridurre il conflitto.
Gli strumenti di informazione e partecipazione devono prevedere:
• un approccio il più possibile preventivo nell'attivazione degli
strumenti e delle iniziative prima dell'attivazione formale del
procedimento autorizzativo;
• un atteggiamento nell'uso degli obblighi di informazione e
partecipazione che non sia burocratico e formalistico;
• un approccio condiviso da parte dell'impresa proponente e della
pubblica amministrazione responsabile del procedimento autorizzativo,
nell'uso degli strumenti di informazione e partecipazione.
Allo stato attuale le piccole e medie infrastrutture legate allo
sviluppo della filiera del GNL ancora poco diffuse e conosciute, non
costituiscono oggetto di dinamiche di conflitto ambientale come
accaduto nel caso dei grandi terminali di approdo delle navi gasiere
per lo stoccaggio e rigassificazione del GNL. L'obiettivo è quindi
mettere in atto tutte le azioni che possano creare le migliori
condizioni di accettabilità sociale nello sviluppo delle filiera del
GNL fornendo a tutti gli attori pubblici e privati strumenti e
indirizzi utili sia a prevenire criticità legate a mancata
informazione del pubblico interessato che alla gestione delle
potenziali dinamiche di conflitto nella realizzazione di singole
infrastrutture.

5.15 SITO WEB NAZIONALE PER L'INFORMAZIONE SULLA FILIERA DEL GNL
Il Ministero dello sviluppo economico attiverà un sito web
dedicato alla informazione sulla filiera del GNL da configurare come
hub unico informativo sia da parte delle articolazioni della pubblica
amministrazione centrale e locale coinvolte, che delle imprese
interessate. Il sito dovrà avere un'impostazione di divulgazione
tecnico scientifica in modo da costituire uno strumento per la
diffusione di una corretta informazione sul prodotto e sulle
infrastrutture di stoccaggio e distribuzione. La definizione e lo
sviluppo degli argomenti potrà essere condiviso con le
Amministrazioni e con i settori industriali coinvolti, per il tramite
delle associazioni di riferimento che potranno raccogliere le
informazioni fornendo un quadro generale del settore.
Si indicano di seguito i principali contenuti del sito
• Illustrazione dei contenuti (obiettivi e strumenti) della
strategia sull'utilizzo del GNL in Italia
• Materiale divulgativo di base sul GNL e sulle diverse
articolazioni tecnologiche della filiera.
• Link ai siti e alle pagine web dedicate delle principali
articolazioni istituzionali coinvolte nella filiera del GNL (VVFF,
MATTM, MIT, Capitanerie di porto, Regioni, Stazione sperimentale
combustibili)
• Raccolta di documenti inerenti la Legislazione (comunitaria e
nazionale) e le disposizioni amministrative rilevanti per la filiera
del GNL.
• Normative tecniche di riferimento per la filiera del GNL
• Documentazione sugli sviluppi della filiera del GNL in altri
paesi a partire da quelli dell'UE
• Descrizione dei benefici ambientali
• Descrizione dei punti di forza del GNL
• Descrizione delle filiere di utilizzo
• Il sito dovrebbe fornire direttamente (o rendere accessibili
tramite link) informazioni al pubblico interessato sulle tematiche di
tutela ambientale e prevenzione del rischio di incidenti,
evidenziando gli strumenti tecnici e gestionali che consentono di
gestire le attività della distribuzione del GNL in sicurezza.
• Nel caso di impianti sottoposti a procedure autorizzative che
prevedono obblighi informativi verso il pubblico interessato il sito
dovrà rendere direttamente disponibile o accessibile (tramite link)
la documentazione pubblica presente nei siti delle autorità
competenti e delle imprese interessate.
• Nel caso di impianti sottoposti a procedure autorizzative che non
prevedono obblighi informativi verso il pubblico interessato il sito
può rendere disponibile degli schemi descrittivi generali di
carattere divulgativo delle principali tipologie infrastrutturali
(esempio il distributore di GNL per mezzi pesanti), delle specifiche
problematiche di rischio, dei regimi autorizzativi specifici, e le
specifiche misure di prevenzione richieste dalla normativa.
• Il sito può anche essere utilizzato come uno strumento per le
Autorità competenti per fornire una risposta pubblica a quesiti
ricevuti, con risposte preventivamente condivise in ambito di un
coordinamento tecnico nazionale, anche con la presenza delle
associazioni interessate.

5.16 ESAME DELLA CONTRATTUALISTICA ESISTENTE IN ALTRI PAESI
L'analisi della contrattualistica ad oggi presente negli altri
Paesi (quali ad esempio Spagna, Belgio, Francia, Olanda) per i
servizi Small Scale LNG fa emergere la necessità di favorire in modo
organico lo sviluppo del nuovo segmento di business e dell'attuale
quadro normativo. La scelta effettuata è che le modalità di offerta
dei nuovi servizi di Small Scale LNG, in un quadro di competizione
tra diverse scelte logistiche e di strutturazione della filiera non
possano che essere effettuate senza vincoli di unbundling
proprietario, così come già avviene per i carburanti tradizionali.

5.17 IMPIANTI DI LIQUEFAZIONE DI TAGLIA RIDOTTA
Tenuto conto della distribuzione capillare di gas naturale già
esistente in Italia può assumere interesse in alcuni casi anche la
soluzione basata su impianti di liquefazione di piccola (4.000 -
20.000 ton per anno) e media taglia (20.000 - 100.000 ton per anno)
che siano progettati per rimuovere i componenti accessori del gas
naturale ed elementi pesanti ad un livello tale da garantire la
liquefazione del gas in modo sicuro. Le attuali tecnologie di
liquefazione per questa tipologia di impianti hanno creato numerose
opportunità nelle applicazioni sia off-shore che on-shore. A seconda
della qualità del gas disponibile e della capacità dell'impianto, i
diversi sistemi necessari alla liquefazione possono variare da caso a
caso. Tra i vantaggi comuni ai diversi impianti si evidenziano in
particolare la disponibilità ed affidabilità della tecnologia, la
possibilità di funzionamento senza presidio e la modularità e
facilità di ricollocazione.

5.18 UTILIZZO DEL GNL NELLA REGIONE SARDEGNA
Un progetto di elevata rilevanza per l'impiego del gas naturale
liquefatto (GNL) può essere costituito dalla metanizzazione della
Sardegna, tematica di grande interesse da parte della Regione, tanto
da essere inserita nel Piano energetico e ambientale sardo 2014-2020.
Ciò anche a seguito dalle difficoltà di realizzazione del progetto
GALSI (gasdotto di collegamento dall'Algeria all'Italia via Sardegna
e con approdo a Piombino) dovute sia alla riduzione delle
esportazioni di gas naturale dall'Algeria che al suo elevato costo di
realizzazione. Di conseguenza, vari operatori hanno proposto diversi
progetti alternativi, alcuni dei quali presentati al Ministero dello
sviluppo economico anche nell'ambito dei loro piani decennali di
sviluppo delle reti del gas naturale.
Detti progetti, tra loro alternativi, sono:
Tubazione di collegamento sottomarina e dorsale sarda: il progetto
utilizzerebbe in senso inverso il tracciato del progetto GALSI
ricadente nel territorio italiano, ovvero senza la tratta Algeria -
Sardegna, e, partendo dalla costa toscana (Piombino), approderebbe ad
Olbia per poi proseguire fino a Cagliari attraverso una dorsale da
realizzare lungo l'isola da Olbia a Cagliari; tale opera:
• si configurerebbe come un'estensione della rete nazionale di
trasporto del gas naturale;
• richiederebbe un tempo di realizzazione di circa 4 anni
dall'ottenimento dell'autorizzazione;
• sarebbe dimensionata per la potenziale domanda sarda massima
stimata in circa 500 milioni di mc/anno;
• non necessiterebbe della realizzazione di una centrale di
compressione del gas in quanto risulta sufficiente la pressione del
punto di uscita dalla rete nazionale di trasporto di Piombino;
• presenterebbe un costo di realizzazione di circa 1 miliardo da
ripartire sulla tariffa di trasporto nazionale della rete del gas
naturale per una durata di 20 anni e con un onere stimato in circa
120 milioni di euro all'anno, su tutti i consumatori italiani;
• garantirebbe una sicurezza dell'approvvigionamento pari a quella
della rete di trasporto nazionale del gas e un potenziale pari
trattamento di prezzo del gas del consumatore domestico sardo
rispetto agli altri consumatori nazionali finchè continuerà
l'attuale regime di tutela;
• permetterebbe una competitività delle forniture del gas naturale
alle industrie sarde in quanto tutti i venditori potrebbero accedere
al mercato del gas sardo;
• presenterebbe tuttavia lunghi tempi di realizzazione ed un alto
costo in rapporto ai consumi di gas naturale previsti nell'isola.
Rigassificatore: consisterebbe nella costruzione di un impianto di
rigassificazione di GNL di piccola taglia connesso alla dorsale
interna all'isola da realizzare con un costo complessivo stimato in
circa 800 milioni-un miliardo di euro; tale soluzione:
• presenterebbe tempi più rapidi di realizzazione rispetto
all'opzione gasdotto, comunque dipendenti dalla soluzione tecnica
adottata per la sua realizzazione (offshore o onshore);
• consentirebbe di applicare un procedimento autorizzativo già
sperimentato per altri progetti;
• avrebbe tuttavia un costo simile alla realizzazione del gasdotto
da Piombino;
• necessiterebbe di un soggetto privato per la sua realizzazione
(nessun progetto è stato sinora presentato).
Vi sono tuttavia alcuni aspetti da tenere in conto in quanto:
• potrebbe suscitare opposizioni locali alla sua realizzazione
(come già avvenuto per altri progetti);
• necessiterebbe del rilascio della "Third Part Access exemption"
(ovvero dell'esenzione dall'accesso di terzi) e della dichiarazione
della strategicità per ottenere un iter autorizzativo accelerato e
il possibile trattamento regolatorio incentivante da parte
dell'Autorità di regolazione, senza il quale la sua gestione non
sarebbe economicamente sostenibile;
• richiederebbe una norma per stabilire un sistema compensativo
(del tipo "bonus gas") per i clienti domestici sardi al fine di
compensare il potenziale maggior prezzo del GNL rispetto al metano
importato via gasdotto
SSLNG: tale soluzione prevedrebbe la realizzazione di più depositi
costieri, o basati su navi cisterna ormeggiate in siti idonei (ad es.
Porto Torres, Cagliari e Oristano) necessari per la ricezione via
nave del GNL, con approvvigionamento effettuato presso altri
terminali di GNL spagnoli o francesi e, in futuro, anche nazionali;
in tal caso si potrebbe procedere alla metanizzazione dell'isola in
modo graduale partendo dalle aree di Cagliari e Sassari che sono
quella a maggior consumo. In particolare nella zona di Cagliari il
GNL rigassificato potrebbe essere immesso nelle esistenti reti di
distribuzione cittadine alimentate ad aria propanata, mentre nelle
altre aree ove non risulta economica la realizzazione di una rete di
distribuzione (per la bassa densità di popolazione e/o per la
conformazione sfavorevole del territorio) sarebbe in una prima fase
possibile effettuare le forniture sin da subito mediante il trasporto
del GNL su gomma tramite cisterne criogeniche, scaricandolo in
appositi depositi ubicati in prossimità delle utenze civili e
industriali nonchè nelle cisterne dei punti vendita carburanti per
la fornitura di GNL (ed eventualmente di CNG-gas naturale compresso)
per uso autotrazione; in una seconda fase, ove conveniente, sarebbe
possibile procedere alla realizzazione di una dorsale interna al fine
di connettere i vari depositi alle reti di distribuzione cittadine
esistenti e a quelle da sviluppare.
La soluzione del GNL a piccola scala, considerando anche le
incertezze della domanda di gas che dipende dai prezzi che potrebbero
essere praticati in Sardegna (i quali dovranno anche tener conto dei
costi di trasporto sostenuti) appare la migliore per la
metanizzazione dell'Isola in quanto:
• presenta un'elevata flessibilità data la modularità nella
realizzazione delle infrastrutture adattabile alla crescita dei
consumi;
• consente un graduale sviluppo della rete interna;
• ha tempi più rapidi di realizzazione;
• permette l'utilizzo del GNL anche per i trasporti navali e
stradali e per il soddisfacimento dei fabbisogni industriali.
In particolare relativamente allo sviluppo del GNL in Sardegna si
segnala l'interesse di diversi operatori e sono stati già presentati
alcuni progetti di depositi costieri di GNL.

5.19 PREVISIONI DI MERCATO PER SMALL SCALE LNG AL 2020, 2025 E 2030
Sulla base di quanto illustrato nei capitoli precedenti, si
riportano per ciascun settore considerato gli scenari previsti per il
2020, 2025, 2030 relativi allo sviluppo del mercato Small Scale LNG.
Le previsioni sono state formulate sulla base delle procedure
autorizzative in corso e degli studi già eseguiti dagli operatori di
settore.
Come si può notare dalla tabella il contributo a breve-medio
termine del GNL sia per il trasporto su strada, sia per quello
marittimo, appare significativo con un conseguente impatto positivo
sull'inquinamento atmosferico.
Si riporta un glossario esplicativo di quanto indicato nella
tabella in calce.

Tabella 6: Previsioni di installazioni per il 2020, 2025 e 2030

Parte di provvedimento in formato grafico

Depositi Costieri
Nel 2020 si è previsto siano operativi solo i depositi relativi ai
Terminali di rigassificazione di Panigaglia, Rovigo e Livorno (OLT).
Nel 2025 potrebbe entrare in esercizio un terminale di
rigassificazione, nel Sud Italia, oppure potrebbe essere realizzato
un terminale di ricezione.
Nel 2030 potrebbe entrare in esercizio un ulteriore terminale di
rigassificazione o di ricezione.
Impianti di stoccaggio secondari
Si intendono impianti secondari sia costieri, sia interni.
Impianto di distribuzione (rifornimento) di metano integrati con
GNL
Si tratta di impianti prevalentemente situati sulle strade statali
principali a ridosso di svincoli autostradali, a causa delle
problematiche poste dalle concessioni delle stazioni di servizio
autostradali.
Mezzi di trasporto pesante su strada
Si è ipotizzata una prevalenza dei mezzi di trasporto nuovi
rispetto a quelli di retrofit.
Domanda di GNL per autotrasporto
La domanda è stata calcolata in relazione al numero di veicoli
previsto.
Penetrazione GNL nel mercato off-grid
È stata prevista una ipotesi minima ed una massima, a seconda se
il prezzo del petroli resterà attorno ai 30 $/barile, o se risalirà
a circa 100 $/barile. Il mercato off grid considerato comprende sia i
consumi industriali, sia quelli relativi ai mezzi di trasporto, sia
gli usi civili.
Mezzi navali a GNL
Sono state indicate separatamente le previsioni relative a
realizzazioni di nuovi mezzi navali e a conversioni di mezzi
esistenti.
I dati riportati, qualora non sia indicato un range di
variabilità, si riferiscono al caso il cui il prezzo del petrolio
rimanga pari a circa 30 $/barile, nel caso risalga a 100 $/barile le
previsioni potrebbero aumentare del 50/100%.
Punti di carico per i veicoli cisterna di GNL
Verosimilmente ogni terminale di rigassificazione, di ricezione o
di stoccaggio secondario disporrà di un punto di carico per i
veicoli cisterna a GNL, fatta eccezione per gli impianti offshore.
Quindi coerentemente con le ipotesi presentate in tabella, si
ipotizza che degli 8 impianti di stoccaggio primari e secondari al
2020, solo 5 disporranno del punto di carico, 7 su 19 al 2025 e 10 su
35 al 2030.
Numero di punti di rifornimento per il GNL accessibili al pubblico
almeno lungo la rete centrale della TEN-T per assicurare la
circolazione dei veicoli pesanti a GNL
Si noti che attualmente i primi impianti di distribuzione di GNL,
nati su iniziativa privata senza una programmazione concertata, non
ricadono lungo i corridoi TEN-T. Inoltre le difficoltà inerenti le
concessioni delle stazioni di servizio autostradali sembrano
pregiudicare lo sviluppo di punti di rifornimento che non costringano
ad uscire dalla autostrada. D'altronde, 5 impianti ben posizionati
potrebbero soddisfare il requisito minimo UE dei 400 km. In sintesi
si propone di ipotizzare 3 impianti nel 2020, 5 impianti nel 2025 e 7
impianti nel 2030.
Punti di rifornimento del GNL per le navi che operano nei porti
marittimi e nei porti della navigazione interna
Probabilmente, ogni impianto di stoccaggio costiero, primario o
secondario, si doterà di un punto di rifornimento di GNL per navi. A
questi si potranno aggiungere i porti che vorranno dotarsi di una
bettolina GNL in grado di rifornire le navi, per poi approvvigionarsi
in un impianto di stoccaggio vicino. Al 2020, se si ipotizzano 3
depositi costieri e 5 impianti di stoccaggio secondari, di cui
ipoteticamente la metà interni, si arriva a circa 5 punti di
rifornimento costieri. Aggiungendo i porti serviti da bettoline e gli
eventuali punti di rifornimento lungo le vie d'acqua interne si può
arrivare a 10. Tenendo conto che i porti Core sono 14 e che alcuni
altri porti potranno essere interessati all'opportunità per
dimensioni o per tipo di traffico (Es. Messina), si possono
ipotizzare 12 porti al 2025 e 20 al 2030.

6 LE PROSPETTIVE PER LA SOCIETÀ
La differenza principale tra un veicolo a GNC e a GNL si rileva nel
sistema di stoccaggio in fase liquida e nel dispositivo di
vaporizzazione del combustibile.
Le principali tecnologie motoristiche presenti sul mercato si
differenziano per il tipo di ciclo termodinamico (Otto con accensione
comandata e Diesel con accensione per compressione), per il tasso di
sostituzione del diesel (100% per i mono-fuel, 40-95% per i
dual-fuel) e per il tipo di iniezione (diretta in camera di
combustione o indiretta sul collettore di aspirazione).
La tecnologia di stoccaggio del GNL si differenzia essenzialmente
per la presenza o meno di un elemento pompante.
L'utilizzo di serbatoi con pompa criogenica permette coefficienti
di riempimento maggiori (gas naturale liquefatto sottoraffreddato e
quindi a maggiore densita') ed è solitamente in combinazione con
motori ad iniezione diretta per i quali viene richiesto il
combustibile ad alta pressione.
Lo svantaggio è legato principalmente ai costi maggiori e alla
necessità di manutenzione della pompa.
I serbatoi passivi che lavorano grazie alla pressione di equilibrio
del GNL con il suo vapore saturo presentano maggiore semplicità
costruttiva e sono solitamente in combinazione con motori ad
iniezione indiretta sul collettore di aspirazione sia mono-fuel che
dual-fuel. Il serbatoio criogenico dispone di valvole automatiche che
permettono di prelevare il combustibile sia in fase gassosa che
liquida in modo da mantenere la pressione ad un livello ottimale ed
evitare lo scarico di sicurezza del vapore in atmosfera (venting). Un
vaporizzatore riscaldato dall'acqua di raffreddamento del motore
consente il passaggio di fase da liquido a gas, alla pressione di
alimentazione del motore stabilita. Il gas è iniettato nel
collettore d'aspirazione a una pressione di 4÷9 bar. Tale valore
corrisponde a una temperatura di stoccaggio nel serbatoio di -130
-140°C.
I motori, indipendentemente dal tipo di stoccaggio del GN o
bio-metano, sono alimentati da combustibile in fase gassosa.
Per il rispetto dei limiti EURO VI i motori diesel necessitano di
un filtro anti-particolato (FAP) e un catalizzatore de-NOx SCR
(Selective Catalytic Reduction) con l'additivazione dei gas di
scarico con urea e quindi un serbatoio supplementare e un sistema di
dosaggio urea a valle del FAP. Nonostante la maggiore complessità
del sistema di trattamento dei gas di scarico, l'efficienza di un
motore a gasolio risulta comunque maggiore di quella di un motore a
GN ad accensione comandata.
L'alimentazione a GN riduce drasticamente la tossicità dei gas di
scarico e il contributo all'effetto serra (tank-to-wheel) nonostante
il minore rendimento del motore sia per il gas di origine fossile che
per il bio-metano in fase gassosa o liquida. I valori delle emissioni
di ossidi d'azoto (NOx) e particolato (PM) riscontrati con
alimentazione stechiometrica e convertitore catalitico trivalente
sono molto contenuti, permettendo di rispettare i limiti EURO VI con
ampio margine.

6.1 MERCATO POTENZIALE DEL GNL E RELATIVI IMPATTI
Un modello di simulazione denominato DSS "T-Road Europe" è stato
elaborato da Iveco-CSST per quantificare le percorrenze che potranno
essere svolte con veicoli a GNL nella rete stradale italiana, con
orizzonte temporale al 2020, tenendo conto dei principali fabbisogni
commerciali e di scambio merci (struttura della domanda) e partendo
da alcuni presupposti programmatici in materia di impianti e
infrastrutture (struttura dell'offerta).
Con una specifica simulazione dei traffici merci nazionali al 2013,
si è implementato lo scenario di mercato ritenuto più credibile per
il trasporto merci stradale italiano operabile con veicoli GNL ("GNL
Best Case Scenario").
La struttura metodologica del modello consente anche di stimare il
possibile beneficio, in termini di minori emissioni (CO2, NOx, PM), a
cui si perverrebbe nello scenario operativo simulato. La valutazione
si basa sul confronto tra uno scenario di movimentazione tutto-diesel
("Business as Usual Scenario") e lo scenario operativo con parco GNL
("GNL Best Case Scenario").
Il modello sviluppato per definire il mercato potenziale del
trasporto merci stradale con GNL si fonda su alcune ipotesi, che
rappresentano il background logico su cui poggia l'elaborazione. Si
sono considerati i principali parametri funzionali di riferimento:
• una rete di primo livello delle aree di rifornimento GNL presso i
principali porti e interporti e anche nei principali snodi e confini
di Stato autostradali, ad esempio sul confine italo austriaco di
Tarvisio (Udine); (Figura 3);
• una rete stradale che comprende la viabilità primaria nazionale
e i collegamenti di adduzione per interporti e a porti;
• i traffici di riferimento composti dai veicoli merci utilizzati
maggiormente per la lunga percorrenza (assimilabili ai veicoli con
PTT &gt;11 ton), alimentabili con la tecnologia GNL;
• un'autonomia dei veicoli commerciali pesanti alimentati a GNL
pari a 600 Km;
• un indice di carico medio pari a 15 ton per veicolo, finalizzato
al calcolo delle ton x km trasportate;
• una domanda potenziale rappresentata dai viaggi aventi per
origine e destinazione località non più distanti di 20 km rispetto
alle aree di rifornimento GNL più vicine, presupponendo che un
autotrasportatore troverà conveniente utilizzare il mezzo a GNL solo
se dovrà coprire un percorso specifico per il rifornimento pari a
meno di 40 km (20+20 Km a un criterio di selezione dei viaggi
interessati mediante calcolo del «raggio di adduzione variabile» per
ciascun viaggio, al fine di selezionare ciascun viaggio avente
origine-destinazione presso località (centroidi) distanti non oltre
20 Km dall'area di rifornimento GNL più vicina;
• inclusione nella domanda potenziale dei viaggi che prevedono
lungo il percorso - tra origine e destinazione - la presenza di aree
di rifornimento GNL non più distanti di 5 Km, in grado di assicurare
un rifornimento intermedio durante il viaggio.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 3: Localizzazione Porti ed Interporti

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 4: Schema delle Aree di Adduzione

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 5: Schemi movimentazione

Il modello ha assegnato i 4 tipi di spostamento alla rete primaria
nazionale, selezionando i traffici esercitabili con mezzi
alimentabili a GNL e identificando il mercato potenziale del
trasporto stradale merci con GNL (Fonte CNH).

6.2 RISULTATI
Il modello ha quantificato e localizzato gli spostamenti
esercitabili con mezzi GNL, con due unità di misura standard: numero
di spostamenti da origine a destinazione (OD); ton x km trasportate.
Sulla rete stradale primaria italiana si effettuano 311.300
viaggi/giorno per movimentazioni merci. L'elaborazione indica un
mercato potenziale del trasporto con mezzi a GNL pari a ~75.800
viaggi/ giorno.
Circa un quarto degli spostamenti quindi, può essere effettuato
con mezzi a GNL. Tra questi, oltre 50.000 sono spostamenti
andata/ritorno che si avvalgono di un solo punto di rifornimento,
usato all'inizio del viaggio. Ciò significa che gran parte degli
spostamenti identificati si svolgono entro 300-400 km (Figura 6).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 6: Individuazione del mercato potenziale - Principali
risultati

Le movimentazioni che si possono effettuare con mezzi a GNL
riguardano circa 235 milioni di ton x km, pari al 32% delle
movimentazioni totali attualmente presenti sulla rete stradale
italiana (Fonte CNH).

6.3 BENEFICI AMBIENTALI
Le elaborazioni per stimare le minori emissioni dall'utilizzo del
mezzo GNL per le missioni di trasporto merci di lunga percorrenza
sono state effettuate su uno scenario 2025, presupponendo un definito
assetto del parco circolante sulla rete nazionale, per i mezzi con
PTT ≥18 ton:

Tabella 7: Composizione del parco ≥18 ton - scenario 2025


=====================================================================
| Parco solo diesel | Parco con quota GNL (sostituzione Euro IV) |
+======================+============================================+
|Euro IV | 25,9% |Euro IV | 17,9% |
+------------+---------+----------------------------------+---------+
|Euro V | 32,3% |Euro V | 32,3% |
+------------+---------+----------------------------------+---------+
|Euro VI | 41,8% |Euro VI | 41,8% |
+------------+---------+----------------------------------+---------+
|GNL | 0% |GNL | 8,0% |
+------------+---------+----------------------------------+---------+


È stata effettuata quindi un'assegnazione modellistica comparata
sulle emissioni complessive del traffico merci riconducibile a questa
tipologia di mezzi.
Questa scelta di metodo consente la stima più credibile e
corretta, in quanto tiene conto di tutte le condizioni operative del
sistema, a partire da un'evoluzione logica e verosimile della
struttura del parco circolante.

Tabella 8: Composizione del parco ≥18 ton - scenario 2025


=================================================================
| | Parco solo | Parco con quota GNL | |
| | diesel | (sostituz. Euro IV) | Diff % |
+=======+=============+=============================+===========+
|CO2 |1.561 ton |1.500 ton |-3,9 |
+-------+-------------+-----------------------------+-----------+
|NOx |5.289 kg |4.900 kg |-7,2 |
+-------+-------------+-----------------------------+-----------+
|PM |120 kg |88 kg |-26,1 |
+-------+-------------+-----------------------------+-----------+


Il risultato evidenzia il notevole contributo che l'immissione nel
sistema dei mezzi GNL può fornire per le strategie di riduzione
delle emissioni, con forti vantaggi per le tutte le tipologie di
inquinanti e gas serra, in particolare per le emissioni di PM e
polveri sottili.
Questi vantaggi sono messi ancor più in luce se si esegue
un'assegnazione comparativa per una sola missione-tipo. Estrapolando
tra le migliaia di spostamenti origine-destinazione che compongono il
modello la singola OD di 490 km Genova Porto - Roma Nord (via centro
merci di Prato + Interporto di Orte), i benefici conseguibili sono
indicati in Figura 7.

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 7: Schema Benefici Viaggio Genova-Roma

La domanda di gas del settore trasporti è, ad oggi, costituita
principalmente da GNC per autotrazione. Tale domanda è attesa
svilupparsi rapidamente nel prossimo decennio come GNL per
autotrazione pesante e bunkeraggi. Sulla base delle ipotesi qui di
seguito elencate si formula una previsione di eventuale scenario:
• un differenziale di prezzo della materia prima sufficientemente
ampio e in allargamento tra gas e prodotti oil lungo l'arco di tempo
considerato (2016-30);
• un regime fiscale che mantenga, almeno nelle fasi di sviluppo del
mercato, una certa convenienza alla sostituzione di veicoli a
benzina/diesel con GNC-GNL;
• un miglioramento delle tecnologie motoristiche a metano e, di
conseguenza, maggiore disponibilità di veicoli sul mercato e
riduzione degli extracosti dei nuovi veicoli;
• una modifica dei consumi di diesel pari a circa il 15% del totale
trasporto pesante su strada al 2030 (poco al di sopra dell' 1% al
2020);
• complessivamente il gas naturale è atteso soddisfare al 2030
oltre il 10% dei consumi totali di energia del settore trasporti in
Italia (vs 2% oggi).
In termini di potenziale massimo a regime, il GNL potrebbe
soddisfare fino al 20% della domanda italiana di energia per i
trasporti. Un'infrastruttura in grado di supportare il massimo
potenziale di penetrazione del GNL nelle applicazioni downstream è
fortemente "capital intensive", pertanto il suo sviluppo richiede la
soddisfazione di 4 fattori abilitanti:
• un quadro regolatorio definito e favorevole;
• la disponibilità di GNL in Italia;
• la convenienza relativa del GNL sulle alternative oil;
• disponibilità di una gamma completa di veicoli GNL a prezzi
competitivi.

7 ALTRI USI INDUSTRIALI

7.1 QUADRO DELLA DOMANDA ENERGETICA DEI MERCATI OFF-GRID E
POTENZIALE DI PENETRAZIONE DEL GNL
Il GNL rappresenta un nuovo vettore energetico disponibile per
rispondere alle esigenze energetiche delle utenze non raggiunte dalla
rete di distribuzione del gas naturale. Il settore dell'industria
risulta essere quello di maggiore attrattiva per il GNL; l'industria
ha rappresentato in Italia, nel 2014, circa il 23% dei consumi
energetici a fronte del 37% coperto dai consumi domestici e del
terziario ed il 32% del settore dei servizi e dei trasporti.
In questo paragrafo si forniscono indicazioni numeriche relative ai
consumi di energia nei settori individuati nell'introduzione,
specificando le possibilità di penetrazione del GNL anche in
funzione di diversi scenari di approvvigionamento ipotizzabili in
futuro, proiettando le valutazioni a due scadenze temporali di medio
e lungo termine. È evidente, in queste valutazioni, il valore
rappresentato dalla disponibilità di prodotto sul territorio
nazionale ed è funzionale alla completezza della disamina
l'individuazione di massima della taglia e della localizzazione di
siti specificamente dedicati allo stoccaggio ed alla successiva
distribuzione del GNL.
Considerata l'attuale capacità di approvvigionamento, la
penetrazione nel mercato domestico e nel terziario appare, in questa
fase, poco attraente per il GNL nel caso di utenze di piccola e media
taglia. Il suo impiego in tale settore risulta condizionato dalle
esigenze fisiche del prodotto che ne limitano molto l'uso in utenze
che non hanno consumi continui nel tempo e, comunque, consistenti nei
volumi.
La penetrazione del GNL nel mercato domestico potrebbe essere
favorita nelle aree urbanizzate non collegate alla rete del metano.
Particolare situazione è quella rappresentata dalla Sardegna dove,
anche a seguito del rinvio del progetto di metanizzazione attraverso
il gasdotto dall'Algeria GALSI, le caratteristiche intrinseche del
GNL potrebbero offrire una soluzione ambientalmente meno impattante
per le attività industriali che impiegano combustibili non gassosi
ed una opportunità per differenziare le fonti energetiche per le
reti di distribuzione del gas che alimentano grandi agglomerati
urbani.
Il GNL potrebbe anche essere utilizzato per alimentare stazioni di
servizio che non possono essere allacciate alla rete del metano.
L'ampliamento del numero di stazioni di servizio che erogano metano
(L-CNG) in aree densamente urbanizzate (es. Roma, Milano, Napoli,
Torino) grazie alla disponibilità di GNL, potrebbe favorire la
diffusione di autovetture con questa alimentazione, unitamente alla
conferma degli incentivi già previsti a livello nazionale e
regionale. Si stima che almeno il 10% delle nuove stazioni di
servizio CNG che verranno realizzate nei prossimi anni in aree urbane
ed extraurbane potrebbe essere alimentato da auto-cisterna criogenica
anzichè da metanodotto, in modo da consentire l'erogazione di GNL
allo stato liquido e/o gassoso.
Il mercato altri usi industriali (off-grid), che in Italia vale
oggi circa 8 Mtep, è a sua volta suddiviso tra combustibili solidi
che rappresentano circa il 50% del consumo totale, combustibili
liquidi che rappresentano circa il 40% del consumo totale e
combustibili gassosi, escluso il gas naturale, che coprono il
restante 10%.
I vantaggi ambientali dell'impiego dei combustibili gassosi
rispetto a quelli solidi e liquidi, uniti alle spinte delle politiche
comunitarie verso la decarbonizzazione dell'Europa possono
rappresentare importanti driver per lo sviluppo dell'impiego di GNL
nelle utenze industriali. Lo sviluppo delle attività nel settore
dell'energia rappresenta un potenziale volano di ripresa economica
che può muovere ingenti investimenti e consentire di costruire
futuri risparmi oltre ad essere, in generale, portatore di
innovazione e indotto.
In un orizzonte temporale di lungo termine (2030) prospettive di
penetrazione del 20% del GNL nel mercato appena descritto
rappresentano un obbiettivo realistico, il cui raggiungimento deve
essere supportato da soluzioni concrete per la nascita di
infrastrutture logistiche capaci di rispondere in modo efficace ed
economicamente sostenibile alle richieste energetiche del settore.
Dalla distribuzione dei consumi appare evidente la necessità di
predisporre, anche per gli impieghi off-grid del GNL, una struttura
distributiva che assicuri una disponibilità omogenea del prodotto
sul nostro territorio con infrastrutture di stoccaggio capaci di
soddisfare una richiesta che può essere quantificata, per le diverse
applicazioni offgrid, in circa 3,5 milioni di metri cubi di GNL.

7.2 PREVISIONI DI PENETRAZIONE DEL GNL OFF-GRID
Le previsioni di penetrazione del GNL nel mercato maturo delle
utenze non collegate alla rete di distribuzione del gas naturale in
Italia pongono come obiettivo di consumi a lungo termine, ovvero al
2030, circa 1 milione di tonnellate annue di GNL consumati dalle
utenze industriali, da 0,5 ad 1 milione di tonnellate consumati dalle
utenze della distribuzione di LCNG ad uso autotrazione, e circa 0,3
milione di tonnellate consumate dalle utenze civili off grid. Il
consumo totale ipotizzabile per le utenze non collegate alla rete di
distribuzione del gas naturale si posiziona tra 1,8 e 2,3 milione di
tonnellate di GNL.
La distribuzione dei consumi attuali fa prevedere, per i consumi
industriali, una maggiore richiesta da parte delle regioni del nord
ovest e del sud, in particolare le due isole maggiori, tuttavia tali
prospettive potrebbero essere modificate qualora, sulla scia delle
politiche comunitarie volte alla riduzione dell'inquinamento
atmosferico, fossero messe in atto politiche di miglioramento dei
parametri della qualità dell'aria che vedrebbero nelle naturali
caratteristiche del GNL uno strumento importante di spinta alla
riduzione dei maggiori inquinanti atmosferici. Per i consumi di L-CNG
essi potrebbero essere distribuiti in modo abbastanza omogeneo sul
territorio nazionale qualora le infrastrutture di distribuzione
raggiungessero una adeguata capillarità sulla rete autostradale e
nei maggiori centri abitati.

8 INTEROPERABILITÀ A LIVELLO EUROPEO
In accordo con il punto (10) delle considerazioni inziali e
l'articolo 3, comma 1 della Direttiva, laddove la continuità
extraterritoriale dell'infrastruttura ovvero la realizzazione di una
nuova infrastruttura in prossimità di confini lo richieda, sarebbe
opportuno collaborare con gli Stati Membri limitrofi coinvolti al
fine di garantire la continuità transfrontaliera dell'infrastruttura
per i combustibili alternativi.
Al fine di valutare la necessità di detta continuità
transfrontaliera, ai sensi dell'articolo 6, comm1, 2, 4 e 6 della
Direttiva, particolare attenzione potrà essere data ai punti di
rifornimento lungo i collegamenti stradali transfrontalieri.
La valutazione della necessità e delle eventuali modalità da
adottare per garantire la continuità transfrontaliera
dell'infrastruttura così come l'eventuale sviluppo di progetti
pilota e/o progetti infrastrutturali potrebbe essere fatta tenendo in
considerazione, per quanto pratico ed applicabile, anche i risultati
dei progetti europei di collaborazione transfrontaliera conclusi o in
itinere quali, a titolo d'esempio, quelli co-finanziati a valere sui
bandi TEN-T ovvero CEF, una lista non esaustiva dei quali è fornita
nel seguito:

Tabella 9: Iniziative UE per la sperimentazione e la diffusione del
GNL per il trasporto

Parte di provvedimento in formato grafico

9 DEFINIZIONI
Caricamento di navi bunker: caricamento di GNL su navi bunker che a
loro volta riforniscono navi alimentate a GNL oppure depositi di
bunkeraggio
CNG ovvero Compressed Natural Gas: il Gas naturale compresso (sigla
GNC in italiano) è gas naturale compresso ad una pressione di
200-250 bar. È utilizzato nelle vetture bi-fuel (benzina/ GNC)
Colonna di assorbimento: per assorbimento si intende il
trasferimento delle componenti componenti di una miscela gassosa
dalla loro fase di gas verso una fase liquida.L'apparecchiatura
chimica destinata allo svolgimento dell'operazione di assorbimento
gas-liquido è detta colonna di assorbimento (o torre di
assorbimento).
Gas di Boil-Off (BOG): è il gas formatosi dalla evaporazione del
GNL
Impianto Peak Shaving: impianto destinato allo stoccaggio di gas
(GNL) utilizzato per soddisfare il picco di domanda
Indice di Wobbe: è il principale indice dell'intercambiabilità
del gas naturale a parità di pressione. È definito come il rapporto
fra il potere calorifico superiore di un gas (PCS) e la radice
quadrata della sua densità relativa rispetto alla densità dell'aria
in condizioni standard (ρ).

IW=PCS/√ρ

ISO container: attrezzatura specifica del trasporto intermodale,
cioè basato su più mezzi di trasporto (camion, navi e treni). Il
container ISO (International Organization for Standardization) è un
container le cui misure sono state stabilite in sede internazionale
nel 1967 (Larghezza di 244 cm, altezza di 259 cm e lunghezze di 610 o
1220 cm).
L-GNC gas compresso ottenuto per rigassificazione da GNL
Parabordi, briccole e ganci a scocco: Protezioni in PVC per le
barche, è una struttura formata da due o più grossi pali di legno
legati tra di loro e posti in acqua, utilizzata per indicare le vie
d'acqua e collettore di alimentazione (manifold): condotta che
trasporta il GNL dalla nave all'impianto pompe criogeniche di
rilancio: pompe che mantengono il gas condensato e lo spingono
dall'impianto alla nave.
Potere Calorifico Superiore: è la quantità di calore che si rende
disponibile per effetto della combustione completa, a pressione
costante della massa unitaria del combustibile, quando i prodotti
della combustione siano riportati alla temperatura iniziale del
combustibile e del comburente.
Rail Loading: caricamento di vagoni-cisterna ferroviari con GNL
Re-loading: trasferimento di GNL dai serbatoi (presso il terminale
di rigassificazione) in navi metaniere
Reach stachers: veicoli usati per la movimentazione di container
intermodali
Roll-on/Roll-Off (anche detto Ro-Ro): termine inglese per indicare
una nave traghetto vera e propria, progettata e costruita per il
trasporto con modalità imbarco e sbarco dei veicoli gommati (sulle
proprie ruote) e di carichi, disposti su pianali o in contenitori,
caricati e scaricati per mezzo di veicoli dotati di ruote in modo
autonomo e senza ausilio di mezzi meccanici esterni.
Scrubber: apparecchiatura che consente di abbattere la
concentrazione di sostanze presenti in una corrente gassosa,
solitamente polveri e microinquinanti acidi (anche contenenti zolfo).
SECA ovvero Sulphur Emission Control Area sono le aree del Mar
Baltico, del Mare del Nord e del Canale della Manica, identificate
dall'IMO come Aree a controllo delle emissioni di zolfo
Soffianti: macchina operatrice termica che utilizza lavoro
meccanico per imprimere energia di pressione ed energia cinetica al
gas naturale presente all'interno della nave
TEU ovvero unità equivalente a venti piedi o TEU (acronimo di
twenty-foot equivalent unit), è la misura standard di volume nel
trasporto dei container ISO.
Le dimensioni esterne sono: 20 piedi (6,096 m) di lunghezza x 8
piedi (2,4384 m) di larghezza x 8,5 piedi (2,5908 m) di altezza. Il
suo volume esterno è di 38,51 mc, mentre la sua capacità è di 33
mc. Il peso massimo del contenitore è approssimativamente di 24.000
kg ma sottraendo la tara(o peso a vuoto), il carico sulla parte
interna può arrivare a 21.600 kg.
La maggior parte dei container hanno lunghezze standard
rispettivamente di 20 e di 40 piedi: un container da 20 piedi (6,1 m)
corrisponde a 1 TEU, un container da 40 piedi (12,2 m) corrisponde a
2 TEU. Per definire quest'ultima tipologia di container si usa anche
l'acronimo FEU (forty-foot equivalent unit ovvero unità equivalente
a quaranta piedi).
Anche se l'altezza dei container può variare, questa non influenza
la misura del TEU.
Questa misura è usata per determinare la capienza di una nave in
termini di numero di container, il numero di container movimentati in
un porto in un certo periodo di tempo, e può essere l'unità di
misura in base al quale si determina il costo di un trasporto.
Trans-shipment: trasferimento diretto di GNL da una nave in a
un'altra
Truck Loading: caricamento di GNL su autobotte/autocisterna



Quadro strategico nazionale

Sezione C: fornitura di gas naturale per il trasporto e per altri usi

Seconda sottosezione: fornitura di Gas Naturale
Compresso (GNC) per il trasporto stradale

INDICE

LISTA DELLE TABELLE
LISTA DELLE FIGURE
1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
2 LO STATO TECNOLOGICO
2.1 INQUADRAMENTO GENERALE
2.2 LA TECNOLOGIA ESISTENTE
3 LO SCENARIO ITALIANO
3.1 CONTESTO NORMATIVO DI RIFERIMENTO
3.2 IL MERCATO DEI VEICOLI ALIMENTATI A GNC
4 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO
4.1 GLI SCENARI DI SVILUPPO
5 LE PROSPETTIVE PER LA SOCIETÀ
6 MISURE DI SOSTEGNO
6.1 CRITICITÀ OPERATIVE ESISTENTI
6.2 MISURE STRATEGICHE PER LO SVILUPPO DELLE INFRASTRUTTURE GNC
6.2.1 Costanza di aliquote fiscali vigenti
6.2.2 Modifiche necessarie al quadro normativo e regolatorio sul
gas naturale utilizzato come carburante
6.2.3 Incentivi finanziari e non finalizzati a promuovere la
realizzazione di nuove infrastrutture
6.2.4 Revisione delle normative tecniche di sicurezza per i nuovi
PV a metano
6.2.5 Incentivi per promuovere la realizzazione di nuovi PV a
biometano
6.2.6 Superare le difficoltà operative per garantire il
rifornimento self-service
6.2.7 Uso degli appalti pubblici a sostegno dell'uso del GNC
6.2.8 Incentivi non finanziari finalizzati a promuovere e sostenere
la diffusione dei mezzi commerciali GNC
7 INTEROPERABILITÀ A LIVELLO EUROPEO

LISTA DELLE TABELLE

Tabella No.
Tabella 1: Diffusione veicoli alimentati a Benzina e CNG per
Regione - Anno 2015
Tabella 2: Punti vendita a metano per regione e rapporto tra
veicoli a metano e punti vendita
Tabella 3: "Banca dati dei fattori di emissione medi del trasporto
stradale in Italia: ambito di riferimento: urbano" (2013, Fonte
Ispra)
Tabella 4: "Banca dati dei fattori di emissione medi del trasporto
stradale in Italia: ambito di riferimento: totale" (2013, Fonte
Ispra)

LISTA DELLE FIGURE

Figura No.
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei
in benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT

1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
Nel settore dei trasporti, sostenere l'innovazione e l'efficienza,
frenare la dipendenza dalle importazioni di petrolio e guidare il
passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta una
via da seguire per raggiungere gli obiettivi chiave europei:
stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e mitigare i
cambiamenti climatici. In particolare l'Italia presenta un livello di
dipendenza energetica tra i più elevati a livello europeo, 76.9% al
2013. Nel 2012, l'import di petrolio grezzo è stato pari a 68.81
milioni di tonnellate e la spesa per benzina e diesel è stata pari a
24.63 miliardi di euro (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) (Figura 1).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei in
benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT

Occorre quindi porsi obiettivi di riduzione dei consumi energetici
da combustibili fossili, di riduzione delle emissioni di anidride
carbonica e di miglioramento della qualità dell'aria anche tramite
l'utilizzo del Gas Naturale Compresso (GNC) per trasporto stradale.

2 LO STATO TECNOLOGICO

2.1 INQUADRAMENTO GENERALE
Il Governo Italiano sta promuovendo, già da alcuni anni, alcune
iniziative strategiche finalizzate alla riduzione del costo del
trasporto, sia in termini di costi operativi interni sia di quelli
esterni. Data l'orografia del territorio, le caratteristiche della
struttura produttiva e distributiva e l'incidenza del costo
chilometrico del trasporto di materie prime e prodotti nella catena
del valore, il Paese ha necessità di concretizzare tali strategie.
Il contributo che il Gas Naturale Compresso (GNC) può dare alla
sostenibilità delle attività di trasporto è notevole, in ragione
della maturità ormai acquisita delle tecnologie connesse
all'alimentazione a Gas Naturale. Alcune iniziative sono state già
assunte sia sul piano nazionale che su quello locale a supporto dello
sviluppo del mercato del GNC.

2.2 LA TECNOLOGIA ESISTENTE
La valorizzazione delle risorse nazionali di gas naturale e delle
tecnologie "automotive" per un sistema dei trasporti sostenibile è
un'opportunità di cui il Paese deve dotarsi per sostenere la Green
Economy, rendendo compatibile lo sviluppo economico e i target di
contenimento delle emissioni previsti dagli accordi internazionali.
Il comparto del trasporto industriale (trasporto merci e trasporto
pubblico di passeggeri mediante autobus) presenta già oggi
caratteristiche di organizzazione logistica e di esercizio e
tecnologie mature per un utilizzo di carburanti alternativi tali da
poter essere il campo applicativo per una riconversione energetica
finalizzata a generare vantaggi per il sistema nel suo complesso.
In particolare, la tecnologia basata sull'utilizzo del Gas
Naturale, sia nella configurazione GNC che GNL (Gas Naturale
Liquefatto) per la propulsione dei motori adottati sui mezzi
commerciali pesanti ha avuto un processo di miglioramento costante
negli ultimi anni, in termini di efficienza nei consumi, di autonomia
di abbattimento delle emissioni, di miglioramento degli standard di
sicurezza e dei tempi di rifornimento.
Nel settore dell'autotrasporto, il veicolo alimentato a GNC o GNL,
a fronte di un costo d'investimento leggermente più elevato rispetto
all'analoga versione Diesel Euro VI, assicura costi di gestione con
valori significativamente più bassi. Ciò consente un ammortamento
dell'investimento più rapido: a seconda del mercato, infatti, il
costo di esercizio di un veicolo commerciale a metano è tra il 20 e
il 40 per cento inferiore rispetto a quello di un veicolo commerciale
Diesel. L'opzione del GNC per il trasporto industriale è molto
efficiente anche dal punto di vista dei costi esterni, grazie agli
impatti contenuti sull'ambiente. Il gas naturale è infatti il
carburante più pulito attualmente disponibile nel settore dei
trasporti di media e lunga percorrenza, assicurando una riduzione del
10-15% di CO2 rispetto alle alimentazioni tradizionali che può
crescere ulteriormente nel caso di utilizzo esclusivo del bio-metano
prodotto a partire da frazione organica dei rifiuti solidi urbani
(FORSU) e residui.

3 LO SCENARIO ITALIANO
L'attività di distribuzione del metano come carburante è
assoggettata alla stessa disciplina applicabile alla distribuzione di
prodotti petroliferi tradizionali ed è stata definita, dalla legge,
come un pubblico servizio. Nel caso di rete ordinaria,
l'autorizzazione amministrativa per l'erogazione del servizio, viene
rilasciata dal Comune competente per territorio mentre, per il
servizio autostradale la concessione viene rilasciata dalle Regioni.
Al metano utilizzato per autotrazione, la legge ha riconosciuto la
caratteristica merceologica di carburante, equiparandone la relativa
disciplina a quella dei prodotti petroliferi tradizionali, sia per
quanto riguarda l'accesso al mercato sia per quanto attiene alle
modalità di distribuzione (consentendo, ad es. il self-service).

3.1 CONTESTO NORMATIVO DI RIFERIMENTO
Un quadro normativo chiaro e stabile è di fondamentale importanza
per garantire un armonico e pieno sviluppo del settore del GNC nei
suoi diversi impieghi e per il sostegno alla realizzazione di
un'adeguata infrastruttura per questo carburante ecologico.
I. Il sistema di distribuzione dei carburanti è stato oggetto di
una profonda riforma operata, in attuazione della legge 59 del 1997 -
c.d. legge Bassanini - con il D.Lgs. 11 febbraio 1998, n. 32
(Razionalizzazione del sistema di distribuzione dei carburanti),
successivamente modificato in più punti dal D.Lgs. 8 settembre 1999,
n. 346 e dal Decreto Legge 383/99, ai quali ha fatto seguito l'art.
19 della legge 57/2001 che ha prescritto l'adozione di un Piano
nazionale, emanato con DM 31 ottobre 2001, con il quale alle Regioni
è stata riconosciuta una importante funzione programmatoria. Il
D.Lgs. 32/98, che ha ridisciplinato interamente la materia del
sistema di distribuzione dei carburanti sulla rete di viabilità
ordinaria, rappresenta il punto di partenza e la base normativa
essenziale del processo di riforma del settore. Il successivo D.Lgs.
346/99 di modifica del decreto n. 32/98 ha rivisto la tempistica
precedentemente stabilita, fissando termini più stringenti per i
Comuni, prevedendo poteri sostitutivi da parte delle Regioni in caso
di inadempienza. Ulteriori elementi di liberalizzazione sono stati,
poi, introdotti dal DL 383/99, convertito dalla legge 496/99. Infine,
l'articolo 19 della legge n. 57/01 (Disposizioni in materia di
apertura e regolazione dei mercati) ha previsto l'adozione da parte
del Ministro dell'industria, del commercio e dell'artigianato
d'intesa con la Conferenza unificata, di un Piano nazionale
contenente le linee guida per l'ammodernamento del sistema di
distribuzione dei carburanti in coerenza con il quale le Regioni sono
state chiamate a provvedere alla redazione di piani regionali sulla
base di precisi indirizzi.
II. L'art. 83-bis del Decreto-legge 25 giugno 2008, n. 112 recante
"Disposizioni urgenti per lo sviluppo economico, la semplificazione,
la competitività, la stabilizzazione della finanza pubblica e la
perequazione Tributaria", convertito in legge n. 133/2008, ha dettato
disposizioni volte a liberalizzare l'attività di distribuzione dei
carburanti, al fine di fornire risposte ai rilievi avanzati dalla
Commissione europea in materia, riguardanti vincoli con finalità
commerciali. Come noto, la norma vieta la subordinazione
dell'attività di installazione e di esercizio degli impianti di
distribuzione di carburanti alla chiusura di impianti esistenti e al
rispetto di vincoli relativi a contingentamenti numerici, distanza
minima tra impianti e tra impianti ed esercizi o superfici minime
commerciali, o concernenti limitazioni od obblighi relativamente
all'offerta di attività e servizi integrativi nello stesso impianto
o nella medesima area. La norma mantiene l'obbligo della presenza
contestuale di più tipologie di carburanti nell'apertura di nuovi
distributori (metano per autotrazione, Gpl o idrogeno). Si tratta di
disposizioni recepite dalle Regioni con specifici provvedimenti.
III. Si è provveduto, altresì, a riconoscere il ruolo di
programmazione delle Regioni nella promozione del miglioramento della
rete distributiva e nella diffusione di carburanti eco-compatibili,
secondo criteri di efficienza, adeguatezza e qualità del servizio
reso ai cittadini, promozione attuata da alcune Regioni (es.
Lombardia, Piemonte, Emilia Romagna) con apposite programmazioni
mirate che prevedono l'obbligo di erogare carburanti a basso impatto
in tutti i nuovi impianti. Ad oggi, tuttavia, non tutte le Regioni
hanno elaborato questi documenti di programmazione per lo sviluppo
del metano generando delle asimmetrie di mercato tra aree geografiche
dello stesso territorio nazionale.
IV. Il D.Lgs 28/2011 recepisce la direttiva 2009/28/CE sulla
promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, ricompresa nel
pacchetto legislativo sull'energia e sul cambiamento climatico, che
inscrive in un quadro legislativo gli obiettivi comunitari di
riduzione delle emissioni di gas a effetto serra. Tali misure
incoraggiano l'efficienza energetica, il consumo di energia da fonti
rinnovabili e il miglioramento dell'approvvigionamento di energia. In
particolare, la direttiva mira ad istituire un quadro comune per la
promozione dell'energia prodotta da fonti rinnovabili e, per ciascuno
Stato membro, fissa un obiettivo per la quota di energia da fonti
rinnovabili sul consumo finale lordo di energia entro il 2020. In
particolare, l'articolo 8 del citato decreto legislativo, mira ad
incentivare l'utilizzo del biometano nei trasporti demandando alle
Regioni la semplificazione del procedimento di autorizzazione alla
realizzazione di nuovi impianti di distribuzione di metano e
dichiarando di pubblica utilità la realizzazione di impianti di
distribuzione di metano e le condotte di allacciamento che li
collegano alla rete esistente dei metanodotti.
V. Il Decreto-Legge n. 1 del 2012 (convertito nella Legge n.
27/2012) recante "Disposizioni urgenti per la concorrenza, lo
sviluppo delle infrastrutture e la competitivita'", all'articolo 17,
reca misure in tema di liberalizzazione nella distribuzione dei
carburanti. Nello specifico, il comma 8 attribuisce al MISE
l'individuazione dei principi generali per l'attuazione dei piani
regionali di sviluppo della rete degli impianti di distribuzione del
metano che debbono essere orientati alla semplificazione delle
procedure autorizzative per la realizzazione di nuovi impianti di
distribuzione e per l'adeguamento dei piani esistenti. Il comma 9
dispone, invece, in merito alla promozione, produzione e utilizzo del
biometano attraverso procedure e percorsi di semplificazione da
inserire nei piani regionali di talune realtà geografiche nelle
quali, ad oggi, manca una rete distributiva per il metano. In tali
contesti i piani regionali debbono prevedere per i Comuni la
possibilità di autorizzare con iter semplificato la realizzazione di
impianti di distribuzione e di rifornimento di biometano anche presso
gli impianti di produzione di biogas, purchè sia garantita la
qualità del biometano. Va segnalato che tale principio è stato
richiamato nell'articolo 11 della L.R. n. 8/2013 della Regione
Campania, in cui, tra i diversi aspetti, si prevede l'avvio di
programmi per lo sviluppo della filiera del metano liquido.
Il comma 10 attribuisce al Ministero dell'Interno, di concerto con
il MISE, la possibilità di individuare criteri e modalità per
l'erogazione self-service negli impianti di distribuzione del metano
e del GPL e presso gli impianti di compressione domestici di metano,
nonchè l'erogazione contemporanea di carburanti liquidi e gassosi
(metano e GPL) negli impianti di rifornimento multiprodotto. Tali
criteri, enucleati nel D.M. 31 marzo 2014, prevedono la possibilità,
previo adeguamento degli impianti di distribuzione alle nuove
disposizioni, di effettuare il rifornimento di GPL o di metano in
modalità self-service, sia durante gli orari di apertura (impianto
presidiato) che presso impianti non presidiati. In questa seconda
fattispecie, tuttavia, intervengono alcuni vincoli stringenti: a)
l'impianto deve essere dotato di un sistema di videosorveglianza con
registrazione; b) l'utente che effettua il rifornimento deve essere
stato preventivamente autorizzato mediante l'attivazione di una
apposita "scheda a riconoscimento elettronico" (nominativa e legata
al veicolo) che sarà rilasciata dal gestore previa verifica dei
requisiti tecnici del veicolo e dell'impianto installato sullo
stesso. Inoltre l'utente deve ricevere adeguata istruzione sulle
modalità di effettuazione del rifornimento in modalità
self-service, comprensiva di una dimostrazione pratica e del rilascio
di un opuscolo informativo. Il comma 11 prevede l'adozione di misure
finalizzate all'inserimento (previsione) nei codici di rete di
modalità di accelerazione dei tempi di allacciamento dei nuovi
impianti di distribuzione di metano e per la riduzione delle penali
da parte dell'AEEGSI nei casi di superamento di capacità impegnata
previste per gli stessi impianti.
VI. Al fine dello sviluppo della rete di distribuzione del metano,
assume particolare rilievo la norma contenuta nel DDL Concorrenza,
ancora all'esame parlamentare, che all'articolo 35, ribadisce la
necessita'/obbligatorietà di sviluppare la rete nazionale dei
carburanti alternativi assicurando la presenza contestuale di più
tipologie di carburanti nei nuovi impianti di distribuzione
(carburanti alternativi), salvo che non vi siano ostacoli
tecnico-economici per l'installazione e l'esercizio degli stessi
(spetta al MISE, sentite, tra gli altri, anche l'AGCM e la Conferenza
Stato Regioni, l'individuazione di questi ostacoli tecnici/oneri
economici eccessivi e sproporzionati, tenendo anche conto delle
esigenze di sviluppo del mercato dei combustibili alternativi ai
sensi della Direttiva 2014/94 UE del 22 ottobre 2014 sulla
realizzazione di una infrastruttura per i combustibili alternativi).

3.2 IL MERCATO DEI VEICOLI ALIMENTATI A GNC
Nel 2014 l'immatricolato a metano ha superato quota 72.000 unità
con una crescita di oltre il 6% rispetto al 2013 e le nuove
immatricolazioni di modelli a metano hanno superato il 5% del mercato
globale. Il parco nazionale di veicoli a gas naturale (NGV) a fine
2015 si prevede superi le 900.000 di unità.
Le Case Costruttrici offrono a listino una ventina di modelli a
metano. Nuovi modelli a GNC potrebbero offrire maggiori sbocchi su un
mercato dell'auto a benzina e gasolio. Ma la progettazione di nuovi
modelli, e la realizzazione di nuove linee di montaggio comporta
investimenti, che i costruttori potrebbero fare più volentieri in
presenza di un quadro normativo ed incentivante definito e stabile.
La trasformazione di un veicolo a benzina Euro 1, Euro 2, o Euro 3,
in uno a GNC, con un costo di circa 2.000 €, consente ancora oggi di
ottenere un veicolo più rispettoso dell'ambiente, e più economico
nei costi del carburante.
I veicoli alimentati a GNC circolanti in 7 regioni Italiane (Emilia
Romagna, Marche, Veneto, Toscana, Lombardia, Puglia, Campania)
rappresentano oltre l'81% dell'intero parco nazionale di veicoli a
gas naturale. Tutte queste regioni fanno parte delle direttrici di
traffico citate dalla linea guida TEN-T.
È interessante anche notare la distribuzione dei NGV all'interno
delle Regioni: nelle città di Torino, Roma, Napoli e Bari si
concentrano più del 50 % dei veicoli della Regione.
Per una panoramica complessiva dell'andamento dell'immatricolato
sul piano regionale nel decennio 2005-2015 si rimanda alla tabella
seguente dove nella colonna "Bz-metano" si riportano i veicoli a
doppia alimentazione benzina e metano.

Tabella 1: Diffusione veicoli alimentati a Benzina e CNG per Regione
- Anno 2015


=====================================================================
| | Bz-Metano | Totale | Bz-Metano |
+======================+==============+===============+=============+
|ABRUZZO | 22.347| 847.233| 2,6|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|BASILICATA | 4.654| 357.465| 1,3|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|CALABRIA | 4.242| 1.215.172| 0,3|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|CAMPANIA | 63.492| 3.335.372| 1,9|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|EMILIA-ROMAGNA | 204.919| 2.754.792| 7,4|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|FRIULI-VENEZIA GIULIA | 2.824| 769.583| 0,4|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|LAZIO | 28.715| 3.707.456| 0,8|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|LIGURIA | 8.635| 829.292| 1,0|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|LOMBARDIA | 64.812| 5.879.632| 1,1|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|MARCHE | 114.734| 993.976| 11,5|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|MOLISE | 4.879| 202.873| 2,4|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|PIEMONTE | 34.521| 2.833.499| 1,2|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|PUGLIA | 50.649| 2.247.602| 2,3|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|SARDEGNA | 423| 1.005.914| 0,0|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|SICILIA | 14.613| 3.146.197| 0,5|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|TOSCANA | 81.240| 2.378.924| 3,4|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|TRENTINO-ALTO ADIGE | 5.829| 814.026| 0,7|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|UMBRIA | 33.660| 613.739| 5,5|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|VALLE D'AOSTA | 582| 147.147| 0,4|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|VENETO | 87.842| 2.983.814| 2,9|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|NON IDENTIFICATI | 56| 17.045| 0,3|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+
|TOTALE | 833.668| 37.080.753| 2,2|
+----------------------+--------------+---------------+-------------+


Tuttavia, a fronte di un avanzamento ormai maturo della tecnologia
GNC per autotrazione, va considerata come fondamentale la criticità
rappresentata dalla scarsa omogeneità e capillarità sul territorio
della rete delle infrastrutture di distribuzione al dettaglio del
GNC, che di fatto non consente una diffusione adeguata delle gamme di
ultima generazione. Intercorre, infatti, una stretta correlazione tra
numero di registrazioni di veicoli a metano e numero di stazioni di
rifornimento.
Basti evidenziare che l'Italia e la Germania, che insieme detengono
i 2/3 delle reti di erogazione GNC in Europa, costituiscono il 70%
circa del mercato totale dei veicoli industriali GNC in Europa.
Il riferimento normativo di contesto su cui sviluppare un piano
economico finalizzato a diffondere in modo significativo le stazioni
GNC-GNL è rappresentato dalla Direttiva 2014/94/UE che, sulla base
degli studi accompagnatori elaborati dalla Commissione, comporterebbe
un impiego programmato di risorse private e pubbliche relativamente
contenuto, stimato in 58 milioni di Euro.
La prospettiva di rendere disponibile il Gas Naturale anche in aree
geografiche non servite dalla rete infrastrutturale esistente,
consentirebbe l'impiego diretto e integrato del GNC e del GNL nel
settore del trasporto industriale come carburante alternativo al
Diesel per il trasporto urbano e regionale (per il quale risulta
preferibile il GNC) e per quello a più lunga distanza (per il quale
risulta preferibile il GNL).
In tale ottica si può ben inquadrare anche l'utilizzo del
biometano che potrebbe avere un notevole ruolo in quelle aree rurali
ove la rete del gas naturale è a distanze tali da rendere non
economico l'investimento relativo alla connessione alle reti stesse o
anche l'immissione in rete tramite carro bombolaio.

4 DIMENSIONAMENTO DELLA RETE DI STAZIONI DI RIFORNIMENTO
La rete Italiana è formata da 1086 stazioni di rifornimento GNC
(stima 2015) di cui 40 in Autostrada. Il rapporto veicoli/stazioni di
servizio, a fine 2014, è mediamente di 800 veicoli per ogni stazione
GNC nettamente inferiore all'analogo rapporto per i carburanti
tradizionali (benzina e gasolio) che si attesta intorno a 1.700
veicoli per stazione di servizio. È da considerare che, al contrario
delle stazioni di servizio tradizionali, le stazioni del metano hanno
solitamente un solo erogatore e ciò, insieme al tempo più lungo
necessario al rifornimento, può comportare tempi di attesa lunghi
per gli automobilisti. La rete è sostanzialmente già conforme ai
requisiti minimi di riferimento per la Direttiva DAFI (150 km tra due
Stazioni di Servizio metano), salvo che nella Regione Sardegna, nella
quale mancano del tutto distributori di carburante GNC per la
mancanza di metanodotti e la attuale difficoltà di
approvvigionamento di metano in forma liquida. In due regioni,
Calabria e Sicilia, ci sono aree molto limitate del territorio dove
il requisito minimo non è pienamente soddisfatto. Attualmente la
rete, come si vede in tabella 2, aumenta significativamente i punti
vendita (PV) ogni anno (circa 50 PV/anno). La quasi totalità dei PV
è alimentata dal metanodotto, una piccolissima parte delle stazioni
è alimentata con carro bombolaio. Si tratta solitamente di stazioni
vecchie e con distanza non superiore ai 50 Km dalla "stazione madre"
da cui si rifornisce di metano. Per la realizzazione di una nuova
stazione GNC, alcuni vincoli tecnici importanti risultano essere,
quindi, la distanza dal metanodotto (meno di 1000 metri) e la
pressione di allaccio (inferiore a 3 bar). Tuttavia, ove risulta
impossibile la realizzazione dell'impianto di distribuzione di metano
tradizionale è possibile ricorrere a soluzioni innovative
rappresentate dal GNL (Gas Naturale Liquefatto) e dal biometano.
Queste soluzioni innovative hanno costi di realizzazione impianto e
di logistica del carburante decisamente superiori a quelli relativi
all'infrastruttura GNC tradizionale e pertanto necessitano di
incentivi per la loro diffusione.
Per favorire un piano di sviluppo delle infrastrutture che parta
dalle aree urbane come prevede la direttiva DAFI occorre puntare
sulle soluzioni tecnologiche in grado di generare nell'immediato
benefici sia per l'ambiente che per i costi operativi degli utenti.

Tabella 2: Punti vendita a metano per regione e rapporto tra veicoli
a metano e punti vendita

Parte di provvedimento in formato grafico

4.1 GLI SCENARI DI SVILUPPO
Negli ultimi anni, i veicoli metano (compreso retrofit) crescono
mediamente di 85.000 unità mentre le stazioni di servizio crescono
di poco più di 50 unità.
Tendenzialmente quindi si avrebbe la seguente situazione al 2020:


=====================================================================
| | | % METANO |PUNTI VENDITA| VEICOLI/ |
| SCENARIO | AUTO METANO | SU PARCO | METANO | PUNTI VEN- |
|TENDENZIALE| 2020 | TOTALE | 2020 | DITA METANO |
+===========+=============+=============+=============+=============+
|Italia | 1.350.000| 3,6 | 1.350 | 1.000 |
+-----------+-------------+-------------+-------------+-------------+


Mentre al 2025 si avrebbe la seguente situazione:


=====================================================================
| | | % METANO | PUNTI VEN- | VEICOLI/ |
| SCENARIO | AUTO METANO | SU PARCO | DITA METANO | PUNTI VEN- |
|TENDENZIALE| 2025 | TOTALE | 2025 | DITA METANO |
+===========+=============+=============+=============+=============+
|Italia | 1.800.000| 4,8 | 1.600 | 1.1215 |
+-----------+-------------+-------------+-------------+-------------+


Uno scenario di sviluppo ragionevole, che preveda costi
proporzionati rispetto ai benefici inclusi quelli per l'ambiente,
dovrebbe prevedere:
• al 2020 un numero adeguato di punti di rifornimento accessibili
al pubblico negli agglomerati urbani/suburbani e in altre zone
densamente popolate in modo da garantire la circolazione dei veicoli
alimentati a metano;
• al 2025 una percentuale del 6% di auto metano rispetto al totale
circolante con un rapporto di 1.200 tra veicoli e stazioni di
servizio (modello Marche ed Emilia Romagna).


=====================================================================
| SCENARIO| | MEDIA NUOVI | PUNTI VEN- | NUOVI PUNTI |
| OBIET- | AUTO ME- | VEICOLI/ | DITA METANO | VENDITA ME- |
| TIVO | TANO 2025 | ANNO | 2025 | TANO/ANNO |
+=========+============+==============+==============+==============+
|Italia | 2.300.000| 130.000 | 1.900 | 79 |
+---------+------------+--------------+--------------+--------------+


È perfettamente coerente con la direttiva DAFI avviare il
programma di sviluppo dagli agglomerati urbani dove è maggiore sia
il numero di veicoli circolanti che il problema di qualità
dell'aria. A titolo di esempio si riportano i target attesi per 5
delle province Italiane con il maggior parco circolante per le quali
si ipotizza un parco metano pari al 3,5% del totale circolante e una
stazione di servizio ogni 1.200 veicoli:


=====================================================================
| | PARCO | AUTO | |PUNTI VEN- | |
| | CIRCO- | METANO | | DITA ME- |PUNTI VEN- |
| | LANTE | TARGET | AUTO ME- | TANO TAR- | DITA ME- |
|PROVINCIA| 2014 | 2020 |TANO 2014 | GET 2020 | TANO 2014 |
+=========+===========+==========+==========+===========+===========+
|Roma | 2.678.107| 93.734| 17.696| 78| 31|
+---------+-----------+----------+----------+-----------+-----------+
|Milano | 1.755.983| 61.459| 14.648| 51| 31|
+---------+-----------+----------+----------+-----------+-----------+
|Napoli | 1.717.338| 60.107| 28.973| 50| 26|
+---------+-----------+----------+----------+-----------+-----------+
|Catania | 755.947| 26.458| 6.116| 22| 8|
+---------+-----------+----------+----------+-----------+-----------+
|Palermo | 724.929| 25.373| 3.045| 21| 4|
+---------+-----------+----------+----------+-----------+-----------+


Traguardare l'obiettivo del 6% del parco circolante a metano al
2025 sarebbe coerente con gli scenari di graduale riduzione della
dipendenza del trasporto stradale dai carburanti derivati dal
petrolio con conseguente riduzione delle emissioni di CO2 oltre che
dei principali inquinanti atmosferici. Questi obiettivi appaiono
ambiziosi e legati da diversi fattori esterni, ma è molto importante
utilizzare tutte le leve descritte per avvicinare quanto più
possibile il target, tenendo conto che si tratta di un comparto in
cui lo sviluppo dell'offerta può generare un notevole effetto-traino
per la domanda.

5 LE PROSPETTIVE PER LA SOCIETÀ
Come già anticipato, il gas naturale è il carburante più pulito
attualmente disponibile nel settore dei trasporti di media e lunga
percorrenza, assicurando una riduzione del 10-15% di CO2 rispetto
alle alimentazioni tradizionali che può crescere ulteriormente nel
caso di utilizzo esclusivo del bio-metano prodotto a partire da FORSU
e residui. Questo significa che, in termini di emissioni di gas
serra, i veicoli GNC possono essere considerati "puliti" come quelli
a trazione elettrica, su base "well-to-wheel" (ossia dal punto
d'estrazione a quello di utilizzo) se si considera il potenziale
contributo del bio-metano.
In termini di inquinanti locali, le tabelle seguenti, relative alle
emissioni rilasciate dagli autoveicoli, rispettivamente in ambito
urbano e totale, mostrano come si riscontrano riduzioni di emissioni
sia in termini di PM che di NOx, la cui entità è rilevante
soprattutto rispetto al diesel.

Tabella 3: "Banca dati dei fattori di emissione medi del trasporto
stradale in Italia: ambito di riferimento: urbano" (2013, Fonte
Ispra)

Parte di provvedimento in formato grafico

Tabella 4: "Banca dati dei fattori di emissione medi del trasporto
stradale in Italia: ambito di riferimento: totale" (2013, Fonte
Ispra)

Parte di provvedimento in formato grafico

Sui veicoli GNC, inoltre, rumore e vibrazioni sono ridotte alla
metà rispetto ai veicoli ad alimentazione tradizionale.
Di recente, sono entrate in vigore alcune misure promosse dal
Ministero delle Infrastrutture e Trasporti che hanno il fine
specifico di agevolare il ricambio del parco circolante degli
automezzi che svolgono attività di autotrasporto in conto terzi
mediante l'acquisto di veicoli commerciali alimentati sia a GNC che a
GNL.
Risulta ormai matura la consapevolezza che la tecnologia GNC (e
GNL) possa essere un importante pilastro per la sostenibilità del
sistema dei trasporti.

6 MISURE DI SOSTEGNO

6.1 CRITICITÀ OPERATIVE ESISTENTI
L'obiettivo primario di avere una crescita equilibrata tra la
domanda di veicoli GNC e l'offerta delle infrastrutture di erogazione
del GNC, viene perseguita promuovendo linee di attuazione per
l'adeguamento delle infrastrutture di distribuzione che incidano in
misura minima sulla spesa pubblica e creino le opportune condizioni
per una efficace diffusione delle tecnologie già oggi disponibili.
Ad oggi le misure esistenti in tale direzione sono limitatissime.
L'individuazione di misure strategiche a favore del GNC rappresenta
l'occasione per definire una cornice di programmazione in grado di
favorire questo obiettivo strategico.
Le principali criticità operative alla diffusione del GNC-GNL per
autotrazione sono:
• scarsa informazione degli utenti sui vantaggi operativi (Total
Cost Ownership) ed ambientali e conseguente difficoltà a raggiungere
la massa critica d'utenza per garantire la sostenibilità
dell'investimento su impianti e conseguentemente sui mezzi;
• distanza eccessiva dal metanodotto o bassa pressione di allaccio
che rendono impossibile la realizzazione della infrastruttura GNC
tradizionale;
• alti costi di realizzazione dell'impianto di distribuzione
rispetto ai costi degli impianti per carburanti tradizionali;
• vincoli urbanistici e di distanze di sicurezza che rendono
impossibile la realizzazione di impianti GNL in aree urbane;
• limitazioni sulla logistica e alti costi prodottivi che
ostacolano la realizzazione di impianti alimentati da biometano;
• scarsa capillarità, standardizzazione ed omologazione degli
impianti a livello UE;
• percezione non corretta degli standard di affidabilità e
sicurezza di impianti e mezzi, inclusi i limiti in vigore in materia
di Accordo europeo per il trasporto di merci pericolose su strada
(ADR);
• prolungata tempistica realizzativa per gli impianti, a causa
delle numerose autorizzazioni e passaggi procedurali e burocratici
richiesti dalla normativa nazionale;
• scarsità di un mercato dell'usato sufficientemente maturo e
diffuso.

6.2 MISURE STRATEGICHE PER LO SVILUPPO DELLE INFRASTRUTTURE GNC
Come indicazione generale, si evidenzia l'importanza di dare
priorità di intervento alle aree urbane e alle Regioni ove la rete
infrastrutturale risulta essere più carente.
Al fine di affrontare e superare tali criticità operative per
l'impiego su larga scala della tecnologia GNC, si elencano i seguenti
punti chiave da tenere in considerazione.
6.2.1 Costanza di aliquote fiscali vigenti
Al fine di consolidare lo sviluppo del mercato del GNC (e garantire
l'avvio anche del mercato del GNL), particolare attenzione dovrà
essere data al mantenimento dell'attuale rapporto competitivo della
fiscalità applicata al gas naturale rispetto agli altri carburanti,
continuando quindi a garantire una certa convenienza economica del
gas naturale in virtù dei suoi benefici ambientali. Infatti, le
esperienze degli altri Paesi dimostrano che la competitività del
mercato del gas naturale nei trasporti, quando non deriva, come negli
USA, dal differenziale di prezzo tra commodities, è assicurata
attraverso incentivi pubblici, come la leva fiscale. In Europa il
prezzo alla pompa del gas naturale risulta vantaggioso rispetto al
diesel per effetto di un regime di accisa favorevole; grazie a questo
differenziale di prezzo, l'extra-costo iniziale legato all'acquisto
di una macchina a metano si può ripagare in pochissimi anni, anche
grazie a motori ormai in grado di garantire un'efficienza analoga a
quelli tradizionali. È dunque raccomandabile, sia a livello europeo
che nazionale, un trattamento fiscale che mantenga nel tempo la
sostenibilità economica del gas naturale come carburante
alternativo.
6.2.2 Modifiche necessarie al quadro normativo e regolatorio sul
gas naturale utilizzato come carburante
Sono necessarie alcune modifiche del quadro regolatorio e
tariffario in materia, in particolare, di trasporto e distribuzione
del gas naturale per autotrazione. Sono da affrontare, fra gli altri,
i seguenti punti per adattare il contesto regolatorio e tariffario
del settore gas alle particolarità dell'utilizzo come carburante per
autotrazione:
• modifiche al conferimento della capacità di trasporto con
introduzione di idonea flessibilità nell'utilizzo della capacità di
trasporto;
• modifiche tese alla riduzione delle penali per supero di
capacità impegnata sulle reti di trasporto del gas naturale ed in
misura ancora maggiore per le reti di distribuzione del gas naturale.
Altro aspetto critico da superare per lo sviluppo del mercato sono
le procedure di allaccio ai metanodotti. Le principali problematiche
riguardano i lunghi tempi necessari alla realizzazione del PV quali
le autorizzazioni e le realizzazioni delle infrastrutture di rete del
gas e dell'elettricità a servizio del PV. Appare necessario che per
gli impianti di distribuzione di metano per autotrazione, le relative
condotte di allacciamento che li collegano alle esistenti reti del
gas naturale siano dichiarate di pubblica utilità e che abbiano un
carattere di indifferibilità e di urgenza. A tal fine i gestori
delle reti di trasporto e di distribuzione di gas e di elettricità
dovranno attribuire carattere di priorità alla realizzazione degli
allacciamenti alle proprie reti degli impianti di distribuzione di
metano autotrazione rispetto ad altri allacciamenti di attività
commerciali e industriali della stessa area geografica.
6.2.3 Incentivi finanziari e non finalizzati a promuovere la
realizzazione di nuove infrastrutture
Realizzare un nuovo impianto di distribuzione metano in aree dove
non è presente un adeguato parco veicolare rappresenta un rischio
imprenditoriale notevole, questa problematica è ancora di più
accentuata nell'attuale contesto economico del Paese che comporta una
generica riduzione degli investimenti di ogni genere. La previsione
di possibili eventuali incentivi, che aiuti l'investimento per la
realizzazione delle infrastrutture in aree a bassa attrattività
agevolerebbe il conseguimento dell'obiettivo di un'infrastruttura
minima prevista in ambito europeo.
Come riportato, per la realizzazione di una infrastruttura di
distribuzione di GNC ci sono inoltre alcuni vincoli tecnici
insormontabili che sono la distanza dal metanodotto e la pressione di
allaccio.
Qualora risulti diseconomica la realizzazione di un tradizionale
impianto di erogazione di metano è possibile ricorrere a carri
bombolai, al GNL o al biometano. Queste soluzioni innovative hanno
costi attuali di realizzazione di impianto e di logistica del
carburante superiori a quelli relativi all'infrastruttura GNC
tradizionale e pertanto occorrerebbe facilitarne la loro diffusione
su larga scala anche attraverso opportuni incentivi.
6.2.4 Revisione delle normative tecniche di sicurezza per i nuovi
PV a metano
La revisione della normativa sia in materia di impianti, in
particolare rispetto alle norme che devono essere rispettate al
momento della costruzione, sia rispetto ai servizi erogati agli
utenti finali agevolerebbe infine lo sviluppo di nuove infrastrutture
e un migliore utilizzo di quelle realizzate.
Affinchè possa aumentare la diffusione dei PV anche in aree
urbanizzate, ritenute prioritarie nella direttiva DAFI, verrà
valutata con attenzione la necessità di procedere ad una revisione
delle vigenti norme tecniche di sicurezza alla luce dell'eventuale
evoluzione della normativa europea di settore.
Infine con l'eliminazione del vincolo sulla capacità minima dei
nuovi impianti (450 mc/h) si inciderebbe con una riduzione dei costi
di realizzazione dei PV e si favorirebbe lo sviluppo del mercato.
6.2.5 Incentivi per promuovere la realizzazione di nuovi PV a
biometano
Laddove la realizzazione di una nuova stazione GNC presenta vincoli
tecnici insormontabili quali la distanza dal metanodotto e la
pressione di allaccio, il biometano rappresenta una soluzione
innovativa, utile soprattutto in ambito urbano per l'alimentazione
delle flotte di furgoni del trasporto merci leggero e di autobus per
il Trasporto Pubblico Locale. Tuttavia, gli elevati costi di
realizzazione di impianti e di logistica del biometano necessitano di
incentivi per la loro diffusione.
Per agevolare la realizzazione di impianti di distribuzione a
biometano, anche tramite aggiunta di un erogatore di biometano a
punti vendita di carburanti convenzionali, è opportuno che la
revisione in corso del decreto interministeriale 5 dicembre 2013
preveda un incremento dell'incentivazione sia in termini finanziari
che di durata.
6.2.6 Superare le difficoltà operative per garantire il
rifornimento self-service
Altro elemento importante è la possibilità di garantire
rifornimenti in "self-service non presidiato" 24 ore su 24 in maniera
analoga agli altri carburanti eliminando o riducendo
significativamente le attuali limitazioni al servizio attraverso un
aggiornamento da parte del Ministero dell'interno di concerto con il
Ministero dello sviluppo economico del decreto sulla normativa
tecnica dettata dal decreto del Ministro dell'interno del 24 maggio
2002 e successive modificazioni ed integrazioni in materia di
sicurezza, tenendo conto degli standard di sicurezza utilizzati in
ambito europeo.
6.2.7 Uso degli appalti pubblici a sostegno dell'uso del GNC
A supporto delle misure strategiche volte a facilitare lo sviluppo
di una più capillare rete infrastrutturale, è importante sostenere
la domanda sia pubblica che privata di veicoli alimentati a GNC, al
fine di raggiungere la massa critica d'utenza tale da garantire la
sostenibilità dell'investimento sugli impianti da realizzare e
realizzati.
La vigente normativa in materia di Green Public Procurement e i
relativi CAM (Criteri Ambientali Minimi) disposta dal DM 13-4-2013
del Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare
tracciano alcune indicazioni che le stazioni appaltanti italiane, in
coerenza con l'analoga normativa UE in materia di appalti, devono
seguire per assicurare gare di fornitura in grado di contribuire alla
sostenibilità del sistema dei trasporti. In quest'ambito, i veicoli
GNC rientrano nelle forniture classificate come "verdi", con la
conseguente attribuzione di valutazioni premianti in sede di
assegnazione dei punteggi di gara.
Si tratta di un meccanismo che ha consentito di ampliare negli
ultimi 2-3 anni soprattutto il parco autobus alimentato a GNC in
servizio TPL, che oggi in Italia rappresenta il 9% circa del parco
complessivo in esercizio TPL, con oltre 3.500 autobus in esercizio.
Lo stesso Fondo Investimenti gestito dal Ministero dell'Ambiente,
mediante il Decreto Ministeriale n.735/11, aveva individuato delle
premialità finanziarie per le Regioni che avessero promosso gare
d'appalto per autobus GNC, in particolare per l'ambito urbano.
Le caratteristiche di veicolo a bassissima emissione di PM10 e NOx
e a ridotta emissione di rumore consente alle Amministrazioni che
utilizzano gli autobus GNC di avvalersi di considerevoli vantaggi in
termini di abbattimento dei costi esterni nell'esercizio dei servizi
di trasporto pubblico in ambito urbano. La migliore pianificazione
per una mobilità sostenibile mediante la modernizzazione del
servizio TPL individua nell'autobus GNC la soluzione tecnicamente e
funzionalmente idonea. Nel futuro, occorre finalizzare in modo più
puntuale i meccanismi di premialità a Regioni e Aziende TPL che
promuovono gare di fornitura per autobus GNC. Infatti, l'autobus GNC
assicura i seguenti vantaggi:
• servizi integrati con i servizi ferroviari pienamente
sostenibili;
• servizi a basso impatto ambientale ed economicamente sostenibili
per la città;
• riduzione del costo totale di esercizio con recupero di risorse
da reinvestire per sistemi di mobilità sostenibile;
• aumento dell'attrattività dei servizi con possibili ricadute
positive per la lotta alla congestione del traffico.
In ragione di questi vantaggi, sarebbe opportuno promuovere
l'incremento della quota del parco autobus a GNC anche mediante i
Contratti di Servizio tra Concessionario e Azienda di gestione dei
servizi TPL, in coerenza con le linee di riforma del Sistema TPL.
In questo quadro, l'incentivazione finanziaria in sede di gara per
l'attribuzione dei servizi in concessione alle Aziende per il
trasporto pubblico locale (TPL) che realizzano impianti di erogazione
GNC presso i depositi rappresenterebbe un fattore di spinta
determinante per rendere operativamente possibile un diffuso utilizzo
degli autobus alimentati a GNC.
In questa ottica opera la misura che prevede, per le pubbliche
amministrazioni centrali, gli enti e istituzioni da esse dipendenti o
controllate, le regioni, gli enti locali e i gestori di servizi di
pubblica utilità da essi controllati, che sono situate nelle
province ad alto inquinamento di particolato PM10, al momento della
sostituzione del rispettivo parco auto, autobus e mezzi della
raccolta dei rifiuti urbani un obbligo di acquisto di almeno il 25
per cento di veicoli a metano GNC e GNL.
6.2.8 Incentivi non finanziari finalizzati a promuovere e sostenere
la diffusione dei mezzi commerciali GNC
Per il comparto dell'autotrasporto, non esistono attualmente in
Italia meccanismi di regolazione del sistema finalizzati a promuovere
e sostenere la diffusione dei mezzi commerciali GNC.
L'unica regolazione tendente a favorire indirettamente il rinnovo
del parco circolante è stata introdotta dalle recenti Circolari del
Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti - MIT, in attuazione
della Legge n.147/13.
Un fattore di regolazione del traffico merci in Italia su alcune
direttrici internazionali è rappresentato dai limiti imposti da
Paesi confinanti come Svizzera ed Austria per la circolazione dei
veicoli con classi Euro più vetuste. Ad esempio, lungo l'asse del
Brennero, la regolazione vigente sulla rete elvetica e austriaca
inizia a condizionare anche la scelta del veicolo da parte degli
operatori italiani, con prospettive positive in termini di aumento
della quota di domanda per i veicoli GNC.
La tendenza a promuovere misure di regolazione della domanda al
fine di rendere più sostenibile il sistema dei trasporti, a partire
da quello industriale, sarà parte sempre più evidente e concreta
nella pianificazione dei trasporti, sia su scala nazionale che
locale. La regolazione del pedaggio autostradale mediante
l'attuazione della Direttiva "Eurovignette" 2011/76/EU e le misure di
"road pricing", "park pricing", "area pricing" adottate a vario
titolo dagli Enti Locali rappresentano una discriminante di selezione
dei mezzi utilizzabili, in particolare per l'ambito urbano, in grado
di favorire la diffusione dei veicoli GNC.
Lo stesso vale per le misure di rimborso di pedaggi, accise
carburanti e spese documentate e forfettarie applicate a sostegno del
comparto dell'autotrasporto.
Occorre quindi prevedere in futuro una modularità di pedaggi e
rimborsi, oltre che di accesso alla circolazione e alla sosta
operativa nelle aree di pregio ambientale, che assegni ai mezzi GNC
un concreto vantaggio operativo ed economico. Si tratta di un
passaggio che dovrebbe rappresentare una priorità per la
programmazione nazionale, se si intende dare impulso e spinta
propulsiva allo sviluppo della tecnologia GNC nelle attività di
trasporto industriale.

7 INTEROPERABILITÀ A LIVELLO EUROPEO
In accordo con il punto (10) delle considerazioni inziali e
l'articolo 3, comma 1 della Direttiva, laddove la continuità
extraterritoriale dell'infrastruttura ovvero la realizzazione di una
nuova infrastruttura in prossimità di confini lo richieda, sarebbe
opportuno collaborare con gli Stati Membri limitrofi coinvolti al
fine di garantire la continuità transfrontaliera dell'infrastruttura
per i combustibili alternativi.
Al fine di valutare la necessità di detta continuità
transfrontaliera, ai sensi dell'articolo 6, comma 8 della Direttiva,
particolare attenzione potrà essere data ai punti di rifornimento
lungo i collegamenti stradali transfrontalieri.
La valutazione della necessità e delle eventuali modalità da
adottare per garantire la continuità transfrontaliera
dell'infrastruttura così come l'eventuale sviluppo di progetti
pilota e/o progetti infrastrutturali potrebbe essere fatta tenendo in
considerazione, per quanto pratico ed applicabile, anche i risultati
dei progetti europei di collaborazione transfrontaliera conclusi o in
itinere quali, a titolo d'esempio, quelli co-finanziati a valere sui
bandi TEN-T ovvero CEF.



Quadro strategico nazionale

Sezione D: fornitura di gas di petrolio liquefatto (GPL)
per il trasporto

INDICE

LISTA DELLE TABELLE
LISTA DELLE FIGURE
1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
2 LO STATO TECNOLOGICO
2.1 GAS PETROLIO LIQUEFETTO - GPL
2.2 RETE DI DISTRIBUZIONE
2.3 MERCATO
2.3.1 Immatricolazioni di autovetture alimentate con GPL
2.3.2 Conversioni a GPL di autovetture circolanti
2.4 NORMATIVA
2.4.1 Norme tecniche di settore
2.4.2 Navigazione da diporto e commerciale
2.4.3 Rete di distribuzione per la navigazione da diporto e
commerciale
2.4.4 Domanda di mercato
3 SCENARI DI SVILUPPO
3.1 LATO DOMANDA
3.2 LATO OFFERTA
4 MISURE DI SOSTEGNO
4.1 MISURE A CARATTERE FINANZIARIO PER AGEVOLARE LA REALIZZAZIONE
DI IMPIANTI DI DISTRIBUZIONE STRADALE
4.2 MISURE FINANZIARIE PER L'ACQUISTO DI VEICOLI
4.3 MISURE FISCALI
4.4 CRITERI E OBIETTIVI INDICATIVI PER FAVORIRE L'UNIFORMITÀ DELLA
PENETRAZIONE DELLE INFRASTRUTTURE DI DISTRIBUZIONE NEL SETTORE
STRADALE
4.5 REQUISITI MINIMI PER LA REALIZZAZIONE DELLE INFRASTRUTTURE DI
DISTRIBUZIONE NEL SETTORE NAUTICO DA DIPORTO

RIFERIMENTI
APPENDICE A:

LISTA DELLE TABELLE

Tabella No.
Tabella 1: Banca dati dei fattori di emissione medi del trasporto
stradale in Italia, ambito di riferimento: urbano (Ispra, 2013)
Tabella 2: Banca dati dei fattori di emissione medi del trasporto
stradale in Italia, ambito di riferimento: totale (Ispra, 2013)
Tabella 3: Diffusione impianti a livello regionale
Tabella 4: Impianti per residenti e per veicoli circolanti
Tabella 5: Ipotesi diffusione impianti per regione

LISTA DELLE FIGURE

Figura No.
Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei
in benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT

1 LE POLITICHE DELL'UNIONE EUROPEA PER IL SETTORE DEI TRASPORTI
Nel settore dei trasporti, sostenere l'innovazione e l'efficienza,
frenare la dipendenza dalle importazioni di petrolio e guidare il
passaggio a fonti energetiche interne e rinnovabili rappresenta una
via da seguire per raggiungere gli obiettivi chiave europei:
stimolare la crescita economica, aumentare l'occupazione e mitigare i
cambiamenti climatici. In particolare l'Italia presenta un livello di
dipendenza energetica tra i più elevati a livello europeo, 76.9% al
2013. Nel 2012, l'import di petrolio grezzo è stato pari a 68.81
milioni di tonnellate e la spesa per benzina e diesel è stata pari a
24.63 miliardi di euro (Fuelling Europe's future. How auto innovation
leads to EU jobs. Cambridge Econometrics (CE), in collaboration with
Ricardo-AEA, Element Energy. 2013) (Figura 1).

Parte di provvedimento in formato grafico

Figura 1: Dipendenza energetica nel 2013 e spesa dei paesi europei in
benzina e diesel nel 2012. Fonte: EUROSTAT

Occorre quindi porsi obiettivi di riduzione dei consumi energetici
da combustibili fossili, di riduzione delle emissioni di anidride
carbonica e di miglioramento della qualità dell'aria anche tramite
l'utilizzo del gas di petrolio liquefatto.

2 LO STATO TECNOLOGICO

2.1 GAS PETROLIO LIQUEFETTO - GPL
Il GPL è un miscela di idrocarburi gassosi, formata principalmente
da propano e butano, che deriva sia dal processo di estrazione del
gas naturale, sia dalla raffinazione del greggio.
In Italia l'approvvigionamento del prodotto è determinato per il
53% dall'estrazione di gas naturale nei Paesi dell'area mediterranea
e per il 47% dalla raffinazione del petrolio, principalmente in
impianti nazionali e comunitari.
A temperatura ambiente e a pressione atmosferica, il GPL si
presenta sotto forma di gas, ma può essere agevolmente liquefatto se
sottoposto a moderate pressioni. Una volta liquefatto, il GPL può
essere facilmente immagazzinato e trasportato in recipienti a
pressione (cisterne ferroviarie o stradali), anche in zone
difficilmente raggiungibili, e reso fruibile all'utente in bombole e
serbatoi di varie dimensioni.
Durante il processo di liquefazione il suo volume si riduce di ben
274 volte. Ciò permette di immagazzinare una grande quantità di
energia in poco spazio.
Il GPL è un'ottima fonte energetica e, a causa di una grande
facilità di lavorazione, ha una notevole versatilità e può
contribuire significativamente alla lotta all'inquinamento
atmosferico, contribuendo alla riduzione delle emissioni inquinanti e
climalteranti, sia nel settore dell'autotrazione che in quello della
nautica.
Dal punto di vista ambientale il GpL presenta notevoli vantaggi. Di
seguito, si riporta un'analisi dell'impatto ambientale in termini di
emissioni climalteranti e inquinanti.
In particolare, per quanto riguarda la CO2 , trattandosi di un
climalterante, le emissioni sono state stimate sull'intero ciclo di
vita (Life Cycle Analysis - LCA) e comparate con quelle derivanti
dalla produzione e dall'utilizzo degli altri carburanti fossili. Il
seguente grafico presenta una comparazione tra le emissioni LCA di
benzina, diesel, GpL e metano, pubblicate dalla direttiva (UE)
652/2015, da cui si evince che il GPL presenta un risparmio di
emissioni rispetto a benzina e diesel.

Parte di provvedimento in formato grafico

Per quanto riguarda le emissioni di inquinanti locali, quali in
particolare PM e NOx, si riporta di seguito una tabella riepilogativa
con i relativi fattori: i dati, estrapolati dalla "Banca dati dei
fattori di emissione medi del trasporto stradale in Italia"
dell'ISPRA, sono riferiti al 2013 e riguardano, rispettivamente,
nella prima tabella i valori emessi in ambito urbano, nella seconda i
valori complessivamente emessi in ambito urbano, extraurbanoe e
autostradale.

Tabella 1: Banca dati dei fattori di emissione medi del trasporto
stradale in Italia, ambito di riferimento: urbano (Ispra, 2013)

Parte di provvedimento in formato grafico

Tabella 2: Banca dati dei fattori di emissione medi del trasporto
stradale in Italia, ambito di riferimento: totale (Ispra, 2013)

Parte di provvedimento in formato grafico

2.2 RETE DI DISTRIBUZIONE
Negli ultimi anni, la rete di distribuzione stradale del GPL auto
è cresciuta in modo costante e abbastanza omogeno su tutto il
territorio nazionale. Dal 2001 al 2014, i punti vendita sono
aumentati del 78%, con un più alto trend di crescita a partire dal
2008 (+48%) grazie ad alcuni interventi normativi che hanno
accelerato lo sviluppo della rete.

Parte di provvedimento in formato grafico

La rete distributiva del GPL auto rappresenta il 16% di quella
totale e la quasi totalità degli impianti eroganti GPL sono inseriti
in stazioni multicarburante. Secondo il tipo di viabilità stradale,
la rete di GPL auto a fine 2012 era così suddivisa: 257 su
autostrade e raccordi autostradali e 2900 sulle altre strade.
Analizzando la densità superficiale della rete in ogni singola
Regione, in 12 di queste si registrano valori pari o inferiori alla
media nazionale, pari a 1,2 impianti ogni 100 Kmq. La densità media
nazionale, inoltre, è cinque volte inferiore a quella rilevata per i
punti vendita eroganti i carburanti tradizionali pari a oltre 6
impianti ogni 100 kmq.

Tabella 3: Diffusione impianti a livello regionale

Parte di provvedimento in formato grafico

Relativamente al rapporto tra stazioni di GPL auto e abitanti, in
Italia il rapporto medio è di 16.000 residenti circa per impianto,
con 10 Regioni che presentano un rapporto superiore alla media
nazionale, mentre in merito al numero di veicoli a GPL circolanti per
impianto, sono 7 le Regioni nelle quali si registra una media
superiore a quella nazionale, che è pari a 542. A tal proposito, si
evidenzia che in Italia il numero di veicoli con alimentazione
tradizionale per impianto risulta, in media, superiore a 800: un
rapporto, quindi, più alto di quello relativo al GPL di circa il
50%.
Pertanto, la consistenza della rete GPL rispetto al numero di
veicoli da servire è più favorevole di quella degli altri
carburanti tradizionali, seppur con una densità territoriale
notevolmente inferiore.

Tabella 4: Impianti per residenti e per veicoli circolanti


=====================================================================
| | Impianti | Residenti per |Veicoli circolanti|
| REGIONE | GPL | impianto | per impianto |
+===================+===========+================+==================+
|Marche | 188 | 8.249 | 274 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Molise | 32 | 9.792 | 308 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Emilia Romagna | 435 | 10.231 | 624 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Veneto | 455 | 10.830 | 474 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Umbria | 81 | 11.046 | 414 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Abruzzo | 120 | 11.096 | 424 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Piemonte | 340 | 13.013 | 617 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Basilicata | 43 | 13.410 | 298 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Toscana | 279 | 13.450 | 453 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Friuli-Venezia | | | |
|Giulia | 84 | 14.609 | 222 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Puglia | 244 | 16.763 | 435 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Lazio | 336 | 17.537 | 626 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Calabria | 105 | 18.825 | 330 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Sardegna | 84 | 19.801 | 313 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Trentino-Alto Adige| 50 | 21.119 | 475 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Campania | 265 | 22.119 | 799 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Lombardia | 423 | 23.647 | 703 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Valle D'Aosta | 5 | 25.660 | 624 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Sicilia | 163 | 31.240 | 629 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+
|Liguria | 34 | 46.567 | 757 |
+-------------------+-----------+----------------+------------------+


In merito al GPL per uso nautico, in Italia dai primi anni 2000
sono stati condotti alcuni progetti pilota sia nel settore del
diporto sia in quello della navigazione commerciale.
Nella laguna di Venezia sono stati convertiti alcuni natanti per
uso diportistico e nel 2010 è stato realizzato il primo distributore
ad uso pubblico.
Numerosi motoscafi della Federazione italiana sci nautico, inoltre,
sono alimentati a GPL: per il rifornimento degli stessi sono state
installate due stazioni interne, una presso l'idroscalo di Milano e
l'altra presso il campo prova di Recetto (NO).

2.3 MERCATO
I consumi di GPL per autotrazione hanno subito una importante
flessione negli anni 2000-2007 (- 34%), principalmente a causa della
maggiore diffusione dei veicoli diesel e di un contestuale gap
tecnologico nell'impiantistica GPL.
Grazie anche ai sistemi di incentivazione pubblica, tuttavia, il
parco auto a GPL e quindi i relativi consumi si sono ripresi fino a
recuperare tutto il calo accumulato dal 2001 al 2007.
Nel 2014 sono state vendute 1.576.000 tonnellate di prodotto e i
consumi di GPL auto hanno rappresentato, su base energetica, poco
più del 5% dei consumi totali nel settore dei trasporti stradali.
Oltre il 40% del mercato è rifornito con propano proveniente da gas
naturale, mentre la parte restante è una miscela variabile di gas
liquidi prodotta nelle raffinerie italiane.
Si osserva che nel tempo è avvenuta una significativa riduzione
del consumo unitario medio dei veicoli a GPL conseguente alla sempre
maggiore efficienza delle auto e ad un fenomeno recessivo dei consumi
per effetto della crisi economica, così come è accaduto per tutti i
carburanti, nonchè ad una contrazione significativa delle cilindrate
medie.
Quest'ultimo fenomeno ha caratterizzato in particolare i gas (GPL e
metano) ed è stato il risultato delle campagne di incentivazione a
favore dell'acquisto di autovetture con basse emissioni di CO2 e
quindi, inevitabilmente, con cilindrate inferiori al passato.
Il parco autovetture circolante a GPL rappresenta il 5,5% del
totale (dati ACI 2014) con 2.042.000 veicoli, a notevole distanza
dalla benzina (51 %) e dal gasolio (41 %).

Parte di provvedimento in formato grafico

La maggior parte della popolazione di autovetture a GPL si
concentra in alcune Regioni del nord del Paese: Piemonte, Lombardia,
Veneto ed Emilia-Romagna insieme accolgono quasi il 50% del parco
circolante.
Nelle altre aree dell'Italia, si evidenziano le regioni del Lazio e
della Campania con percentuali superiori al 10%.
2.3.1 Immatricolazioni di autovetture alimentate con GPL
Le case automobilistiche hanno cominciato ad offrire modelli nativi
a GPL a partire dal 1998 ma solo dal 2007 in poi quest'ultimi hanno
rappresentato una percentuale non marginale sul totale immatricolato.
Negli anni 2009-2010, grazie agli incentivi statali all'acquisto di
veicoli nuovi, che riconoscevano un beneficio unitario maggiore per
coloro che sceglievano un auto a gas, le immatricolazioni a GPL hanno
registrato un picco, fino a superare la soglia del 15% sul totale
immatricolato.

Parte di provvedimento in formato grafico

Nel 2014 le immatricolazioni di autovetture a GPL hanno
rappresentato il 9,1% sul totale, terzo prodotto dopo gasolio (55,2%)
e benzina (28,7%) e prima del metano (5,3%), mentre le altre
alimentazioni (ibride, elettriche...) sono rimaste al di sotto del
1,7%.

Parte di provvedimento in formato grafico

In Italia, sono attualmente offerti a listino da oltre 15 case
automobilistiche circa 60 modelli alimentati a GPL, o più
precisamente bi-fuel (benzina-GPL) dove la benzina ha la funzione di
carburante di emergenza per eventuali difficoltà di rifornimento su
strada. I modelli offerti si concentrano nei segmenti commerciali da
A, B e C, mentre pochi sono quelli che appartengono al segmento D.

2.3.2 Conversioni a GPL di autovetture circolanti
Per "conversione a GPL" si intende l'operazione di modifica di un
veicolo già omologato a benzina - e il più delle volte già
immatricolato - per equipaggiarlo con un sistema di alimentazione a
GPL. Tali interventi di after-market sono realizzati da officine
meccaniche specializzate che in Italia sono circa 6.000, diffuse su
tutto il territorio nazionale. In Italia, sono presenti, inoltre, le
più importanti imprese di progettazione e costruzione di sistemi di
alimentazione a GPL, che completano la filiera industriale delle
conversioni a GPL e che sono leader globali del mercato e della
tecnologia.
La domanda di mercato è stata storicamente molto rilevante nel
nostro Paese, ma anche molto variabile nel tempo per diverse ragioni
legate al prezzo del carburante, della componentistica e alla
presenza o meno di incentivazioni pubbliche.

Parte di provvedimento in formato grafico

Il record di mercato raggiunto nel 2008 è il risultato di una
campagna di incentivazione finanziaria che è stata attivata negli
anni precedenti ma che ha ottenuto i suoi maggiori finanziamenti
negli anni 2007, 2008 e 2009. Campania e Lazio hanno registrato il
maggior numero di conversioni, contando insieme per oltre il 45% sul
totale nazionale.

Parte di provvedimento in formato grafico

2.4 NORMATIVA
Nel 2008, la rete distributiva dei carburanti è stata oggetto di
una importante riforma legislativa volta all'apertura alla piena
concorrenza nel settore ed allo stesso tempo alla promozione dei
carburanti alternativi, incoraggiando le amministrazioni regionali a
porre in atto dei provvedimenti di sviluppo nell'ambito dei loro
poteri di programmazione del territorio (Decreto Legge 25 giugno
2008, n. 112, articolo 83-bis, comma 21)
La maggior parte delle Regioni hanno attuato la norma statale
imponendo l'erogazione di almeno un carburante gassoso (GPL o metano)
in ogni nuovo impianto stradale.
Queste disposizioni regionali hanno avuto un effetto propulsivo
importante sullo sviluppo delle reti di distribuzione di questi due
carburanti ecologici: ad esempio, nel periodo dal 2009 al 2014 la
rete del GPL è cresciuta di circa il 40%, da poco meno di 2.600
punti vendita a oltre 3.600, mentre nei sei anni precedenti, cioè
dal 2003 al 2008, l'incremento era stato del solo 14%.
Più in generale, le iniziative regionali in materia di impianti
stradali hanno contribuito ad enfatizzare il ruolo dei carburanti
gassosi nelle più ampie politiche energetiche e ambientali delle
Regioni e degli Enti Locali.
Infatti, sono state contestualmente poste in essere misure fiscali
e finanziarie volte ad incentivare la domanda di mercato del GPL e
del metano, proprio al fine di "spezzare" il circolo vizioso (assenza
di domanda come conseguenza dell'assenza di offerta, e viceversa) che
normalmente impedisce l'affermarsi di tecnologie alternative.
2.4.1 Norme tecniche di settore
L'investimento richiesto per la realizzazione di impianti di
erogazione di GPL auto presso un punto vendita stradale è ancora
leggermente superiore rispetto al caso dei combustibili liquidi
tradizionali, soprattutto perchè le norme tecniche di settore sono
complessivamente più stringenti.
Queste normative tecniche sono state aggiornate (Decreto del
Presidente della Repubblica 24 ottobre 2003, n. 340 e successive
modifiche e integrazioni) nella direzione di una maggiore
semplificazione non solo delle regole di costruzione/installazione,
ma anche di quelle relative all'esercizio del punto vendita.
Tali aggiornamenti hanno notevolmente agevolato, rispetto al
passato, l'affiancamento dei gas per auto agli altri carburanti:
maggiore flessibilità nell'installazione delle apparecchiature,
riduzione delle distanze di sicurezza rispetto a fabbricati interni
ed esterni alla stazione, introduzione delle colonnine multi-prodotto
(GPL, metano, benzina e diesel), nonchè l'introduzione del servizio
self-service per entrambi i carburanti gassosi.
Il servizio fai-da-te è consentito sia in presenza sia in assenza
del personale nel piazzale della stazione stradale, pur nel rispetto
di certe condizioni tecniche che sono più severe rispetto al caso
del rifornimento effettuato dall'operatore (Decreto Ministro
dell'Interno del 31 marzo 2014).
2.4.2 Navigazione da diporto e commerciale
Relativamente alla progettazione e costruzione delle unità da
diporto e dei loro motori, la normativa comunitaria di riferimento è
costituita dalla Direttiva 94/25/CE: trattasi di una Direttiva c.d.
"di nuovo approccio" che pertanto stabilisce solo alcuni requisiti
essenziali per la certificazione delle unità e dei motori secondo
schemi amministrativi predefiniti.
La Direttiva demanda al Comitato Normatore Europeo (CEN) la
definizione di eventuali specifiche tecniche di dettaglio per le
diverse applicazioni ricadenti nel suo scopo, come ad esempio la
propulsione a GPL. In altre parole, la conformità agli eventuali
standard CEN armonizzati fornisce presunzione di conformità ai
requisiti essenziali della direttiva nell'ambito delle relative
procedure di certificazione.
La propulsione a GPL è esplicitamente prevista dalla legislazione
comunitaria e il CEN ha già emanato una norma tecnica armonizzata,
la UNI EN 15609:2012 riguardante "Attrezzature e accessori per GPL -
Sistemi di propulsione a GPL per imbarcazioni, yacht e altre unita'".
Al fine di completare il quadro normativo europeo, la Legge Delega
del 7 ottobre 2015, n. 167, per la riforma del Codice della nautica
da diporto, ha delegato il Governo ad adottare le "procedure per
l'approvazione e l'installazione di sistemi di alimentazione con gas
di petrolio liquefatto (GPL) su unità da diporto e relativi motori
di propulsione, sia di nuova costruzione che già immessi sul
mercato".
I requisiti tecnici necessari per ottenere il rilascio dei
certificati di sicurezza o d'idoneità delle navi ad uso commerciale
sono determinati dal D.P.R. 8 novembre 1991, n. 435, "Approvazione
del regolamento per la sicurezza della navigazione e della vita umana
in mare".
Nel 2010 il Ministero delle Infrastrutture e dei Trasporti, tenuto
conto che il regolamento suddetto non prevede l'uso del GPL come
carburante per la propulsione, ha istituito un tavolo di lavoro con
le istituzioni, gli organi di controllo e le categorie interessate
per la realizzazione di un protocollo di sperimentazione con
l'obiettivo di produrre un'opportuna regolamentazione tecnica.
Il Registro Italiano Navale (RINA) su mandato del Ministero delle
Infrastrutture e dei Trasporti ha predisposto una bozza di
disciplinare tecnico in base alla quale i titolari delle imbarcazioni
avrebbero dovuto presentare eventuali proposte di sperimentazione in
campo. Purtroppo, fino ad ora, nessun campo prova è stato attivato
sebbene sia stato manifestato un certo interesse sia da parte di
alcuni utilizzatori che da parte di costruttori di mezzi, motori e
sistemi di alimentazione a gas.
2.4.3 Rete di distribuzione per la navigazione da diporto e
commerciale
Con il Decreto del Ministero dell'Interno del 6 ottobre 2010 è
stata approvata la regola tecnica per la realizzazione della stazione
di rifornimento uso nautico.
Rispetto alla disciplina di prevenzione incendi vigente nel campo
della distribuzione del GPL uso autotrazione, il citato Decreto
Ministeriale contiene alcune importanti semplificazioni, soprattutto
nel lay-out delle apparecchiature, che consentono l'installazione
degli impianti anche in porti di piccole e medie dimensioni.
L'assenza di un chiaro e completo quadro regolamentare per la
certificazione delle mezzi da diporto e navali pone, tuttavia, un
ostacolo allo sviluppo della domanda e, pertanto, risulta difficile
motivare gli investimenti nella realizzazione di punti vendita
carburante.
Dal 2010 ad oggi, non è stato installato alcun impianto di GPL per
la nautica, e quindi la norma è rimasta di fatto inapplicata.
2.4.4 Domanda di mercato
In Italia, molteplici sono state le iniziative per favorire
l'acquisto di veicoli nuovi a gas e la conversione a gas delle
vetture circolanti.
La misura a "costo zero" di maggior successo è quella che permette
alle autovetture alimentate con GPL o con metano di circolare anche
in presenza dei blocchi del traffico motivati da ragioni di carattere
ambientale.
Infatti, in questi anni, molti Comuni hanno disposto il blocco
della circolazione parziale o totale all'interno dei propri centri
urbani per evitare lo sforamento dei limiti di concentrazione in aria
del particolato e degli ossidi di azoto stabiliti dalla direttive
europee.
Considerando che i gas di scarico delle autovetture a GPL e a
metano presentano emissioni di particolato e di ossidi di azoto molto
ridotte, soprattutto rispetto al diesel, i Comuni hanno esentato tali
tipi di autovetture dai suddetti blocchi del traffico. Questo
costituisce un vantaggio significativo in termini di possibilità di
utilizzo del veicolo, che i proprietari di auto a gas hanno percepito
come un vero e proprio premio alla propria scelta.
I provvedimenti di esenzione sono però spesso disomogenei mentre
una maggiore armonizzazione darebbe più certezze ai cittadini e
rappresenterebbe una sistema strutturale di incentivazione al
passaggio a tecnologie a più basso impatto.

3 SCENARI DI SVILUPPO

3.1 LATO DOMANDA
Il grafico seguente mostra le previsioni tendenziali dei consumi e
del complessivo parco circolante a GPL, con esclusione del settore
della nautica, settore per il quale, tuttavia, si ritiene probabile
uno sviluppo a seguito di politiche di sostegno adeguate.
Si osserva un aumento del parco circolante al 2020 di circa il 6%
rispetto al dato di 2.042.000 di fine 2015 e dell' 11 % al 2030,
grazie ad un bilancio positivo tra il numero di nuove autovetture
immesse sul mercato (immatricolazioni + conversioni) e quello delle
vetture rottamate.
I consumi rimangono invece pressochè costanti fino al 2020, mentre
per gli anni a seguire si nota un crescente "disaccoppiamento"
rispetto al parco circolante per effetto di un duplice fenomeno:
incremento della efficienza media del parco e diminuzione dei
chilometraggi annui.
Il consumo medio per veicolo scende infatti dalle attuali 0,80
t/veicolo/anno a 0,76 nel 2020 e 0,69 nel 2030.

Parte di provvedimento in formato grafico

Nella figura seguente si riportano gli andamenti tendenziali delle
immatricolazioni e delle conversioni, la cui somma rimane abbastanza
costante nel tempo, ma la ripartizione interna evidenzia un leggero
aumento delle immatricolazioni e un contemporaneo e costante calo
delle conversioni. Le conversioni si riducono di circa il 5% al 2020
e del 17% al 2030, mentre le immatricolazioni crescono,
rispettivamente, del 3% e del 10%.

Parte di provvedimento in formato grafico

La ricerca "Green economy e veicoli stradali: una via italiana",
realizzata dalla Fondazione per lo Sviluppo Sostenibile, ha preso in
esame nel 2014 anche uno scenario di elevata penetrazione delle auto
a gas in Italia da oggi al 2030, con la progressiva sostituzione di
circa un terzo delle auto a combustibili liquidi del parco
circolante, dovuta sia ad acquisto di nuove auto sia ad interventi di
retrofit. La riduzione delle emissioni sarebbe significativa: al 2030
- 3,5 milioni di t CO2, - 67 tonnellate di particolato e - 21 mila
tonnellate di ossidi di azoto all'anno rispetto ad uno scenario di
non intervento.

3.2 LATO OFFERTA
Per la stima dello sviluppo tendenziale della rete di distribuzione
stradale si è ipotizzato di mantenere costante il rapporto tra il
numero di stazioni e i consumi di carburante. La relazione di
proporzionalità tra queste due grandezze, oltre ad avere un
fondamento razionale, è corroborata dai dati storici degli ultimi
anni: dal 2008 al 2015 il rapporto tra numero di stazioni e consumi
ha subito oscillazioni contenute nel 10% massimo (410 - 450
t/impianto).
Questo è, inoltre, avvenuto in vigenza di normative volte a
sostenere la crescita degli impianti. Lo scenario ipotizzato
risulterebbe, pertanto, sovrastimato nel caso in cui il contesto
legislativo dovesse mutare e le misure regionali di obbligo
all'installazione di erogatori di GPL nei nuovi impianti dovessero
essere abrogate in tutto il territorio nazionale, per effetto di
provvedimenti statali, o in una parte più o meno ampia di esse, per
scelta delle stesse amministrazioni locali.

4 MISURE DI SOSTEGNO

4.1 MISURE A CARATTERE FINANZIARIO PER AGEVOLARE LA REALIZZAZIONE
DI IMPIANTI DI DISTRIBUZIONE STRADALE
Per agevolare la realizzazione di impianti di distribuzione
stradale di GPL o metano, alcune Regioni hanno messo in campo proprie
risorse finanziarie per sostenere, con stanziamenti a fondo perduto,
le spese relative alla c.d. area tecnologica, cioè per l'acquisto
dei componenti degli impianti.
Le risorse sono state sempre esigue rispetto alla potenziale
domanda e le modalità di erogazione dei finanziamenti hanno creato
alcune difficoltà di accesso per alcuni tipi di imprese.
Infatti, nella quasi totalità dei casi, le Regioni sono ricorse al
regime del "de minimis" per non incorrere nelle problematiche
burocratiche relative alla notifica degli aiuti di Stato secondo la
disciplina UE.
Il contributo unitario massimo per azienda stabilito per gli aiuti
erogati in regime di "de minimis" (originariamente 100.000 euro e
recentemente aumentato a 200.000 euro complessivi nell'arco di tre
anni) ha, però, tenuto fuori alcuni importanti investitori.

4.2 MISURE FINANZIARIE PER L'ACQUISTO DI VEICOLI
Come rilevato nell'analisi dell'andamento delle immatricolazioni di
veicoli a gas, il programma di incentivazione attivo negli anni 2009
e 2010 ha generato una svolta epocale nella domanda di mercato.
Infatti, a chi acquistava un veicolo a gas con emissioni di CO2
inferiori a 120gr/km previa rottamazione di una vettura circolante
veniva riconosciuta una agevolazione statale di circa 3.000 euro pari
a una percentuale rilevante del costo complessivo dell'auto.
Le case automobilistiche hanno ampliato la propria gamma di mezzi a
gas proprio per cogliere l'opportunità offerta dalle agevolazioni
statali. In un clima di competizione molto positivo, ognuna di loro
ha prodotto in tempi brevi campagne pubblicitarie e di marketing per
conquistare quote di mercato in questo nuovo segmento. Si è creato,
quindi, un circolo virtuoso che ha amplificato l'efficacia degli
incentivi pubblici.
Ciò ha dato modo a questi grandi gruppi industriali di testare le
potenzialità commerciali e la bontà tecnologica delle auto a gas, e
sulla base di questa positiva esperienza la quasi totalità delle
case automobilistiche ha confermato i propri progetti a gas anche
dopo l'interruzione degli incentivi.
Sul fronte delle conversioni a gas, iniziative di agevolazione
finanziaria altrettanto efficaci sono state realizzate dal Ministero
dello Sviluppo Economico e dal Ministero dell'Ambiente e della Tutela
del Territorio e del Mare.
Nel 1997 il Ministero dello Sviluppo Economico ha creato un fondo
strutturale per sostenere la conversione a gas dei veicoli circolanti
con stanziamenti che si sono però rivelati troppo esigui rispetto
all'interesse dei cittadini.
L'erogazione a "stop and go" dei fondi statali ha prodotto un
analogo riflesso nel mercato. Solo con la Finanziaria 2007 è stato
stabilito un fondo triennale tanto capiente da soddisfare le
richieste di incentivo senza interruzioni.
Anche in questo caso, il successo dell'iniziativa ha fatto emergere
una domanda potenziale che era inespressa per l'ostacolo posto dal
"costo di ingresso" all'uso del prodotto, cioè dal prezzo di
acquisto e di installazione dell'impianto a gas.
Dal 2009 in poi la campagna di incentivi non ha ricevuto altri
finanziamenti; sono stati recuperate solo delle disponibilità
residue dovute al mancato perfezionamento di alcune richieste di
agevolazione.
Una esperienza ancor più significativa da punto di vista
ambientale è l'Iniziativa Carburanti Basso Impatto (ICBI), istituita
nel 2000 dal Ministero dell'Ambiente e volta alla promozione del GPL
e del metano per auto.
ICBI è una Convezione di quasi 700 Comuni italiani inclusi nelle
aree a rischio di inquinamento atmosferico volta principalmente ad
agevolare la realizzazione di conversioni a gas di veicoli già
circolanti e di impianti di distribuzione di GPL o metano per flotte
pubbliche.
I fondi complessivamente erogati in questi anni sono stati pari a
circa 30 milioni di euro ed hanno comportato la trasformazione a gas
di circa 90 mila veicoli.

4.3 MISURE FISCALI
Per quanto riguarda la tassazione applicata ai veicoli (bollo
regionale, IPT..), si evidenzia che attualmente la disciplina statale
in materia di tasse automobilistiche:
• riconosce uno sconto permanente del 75% sul bollo annuale dei
veicoli mono-fuel a gas1 ;
• consente alle Regioni di esentare i veicoli a doppia
alimentazione (GPL-benzina o metano-benzina), nuovi o "convertiti" in
post-vendita, dal pagamento del c.d. bollo auto per un numero
limitato di anni (Decreto Legge 3 ottobre 2006, n. 262, articolo 2,
commi 60, 61, 62).
I modelli mono-fuel a gas sono molto pochi perchè le case
automobilistiche, per problemi legati all'omologazione e al fine di
assicurare una maggiore autonomia al veicolo, preferiscono installare
un serbatoio benzina di capacità ordinaria.
Pertanto, la prima norma di cui sopra ha avuto un impatto marginale
sul mercato.
Solo poche Regioni hanno recepito, invece, la seconda norma
nazionale riguardante le vetture bi-fuel (Piemonte, Lombardia,
Puglia, Toscana, Province autonome Trento e Bolzano) e la maggior
parte di queste come misura temporanea.
Laddove adottata in modo permanente (Piemonte, Puglia, Trento e
Bolzano), le vendite delle auto a gas hanno subito un incremento
superiore alla media nazionale, perchè il beneficio economico, anche
se dilazionato su più anni, compensa quasi totalmente i maggiori
costi sostenuti per acquistare o convertire un veicolo con
alimentazione a gas.
Rimanendo nell'ambito della fiscalità applicata all'auto, si
segnalano alcune iniziative autonome da parte di amministrazioni
provinciali in relazione all'Imposta Provinciale di Trascrizione
(IPT): sono state applicate tariffe più basse rispetto a quelle
fissate per i veicoli tradizionali. Infatti, a differenza di quanto
è avvenuto nel caso della tassazione automobilistica regionale, la
legislazione nazionale non prevede delle misure organiche a favore
delle auto più ecologiche.
Infine, con riferimento alla fiscalità del carburante, si
evidenzia che l'aliquota d'accisa prevista in Italia per il GPL
carburante è alquanto superiore alla media europea (vedi tabella
seguente).

Parte di provvedimento in formato grafico

Anche il rapporto relativo dell'aliquote stabilite in Italia
rispetto a quelle minime UE per tutti i carburanti non premia il GPL
auto. Infatti, l'accisa del GPL in Italia è pari al 214% di quella
minima europea mentre per la benzina, il diesel ed il metano lo
stesso rapporto è pari rispettivamente a 204%, 188% e 4%2 .


=====================================================================
| | Benzina | Diesel | GPL | Metano |
+=================+=============+===========+===========+===========+
|Direttiva UE | | | | |
|2003/96 |359 |330 |125 |91 |
+-----------------+-------------+-----------+-----------+-----------+
|Italia |730,58 |619,8 |267,77 |3,31 |
+-----------------+-------------+-----------+-----------+-----------+
|Ratio |204% |188% |214% |4% |
+-----------------+-------------+-----------+-----------+-----------+


Nonostante ciò, il livello di tassazione applicato in Italia al
GPL auto è tale che il suo prezzo finale "alla pompa" sia inferiore
a quello dei combustibili liquidi tradizionali, offrendo dunque
all'utenza un vantaggio economico non marginale (minori costi
operativi) che ha contribuito in modo sostanziale alla crescita del
mercato in questi anni.

--------
1 Si definisce "veicolo mono-fuel alimentato a gas" un veicolo
dotato della doppia alimentazione GPL-benzina o metano-benzina con
serbatoio della benzina di capacità inferiore a 15 litri.
2 L'aliquota d'accisa del metano per auto è inferiore alla minima
europea in forza del potere di deroga che la Direttiva UE 2003/96
concede ad ogni Stato Membro per quanto riguarda la tassazione
applicata ai gas per auto.


4.4 CRITERI E OBIETTIVI INDICATIVI PER FAVORIRE L'UNIFORMITÀ DELLA
PENETRAZIONE DELLE INFRASTRUTTURE DI DISTRIBUZIONE NEL SETTORE
STRADALE
Dall'analisi sopra riportata relativa alla densità superficiale
delle varie Regioni italiane, si evince come la maggior parte di esse
abbia una densità al di sotto della media nazionale, pari a 1,2 (n.
impianti/ 100 Kmq).
Pertanto, al fine di favorire l'uniformità della copertura degli
impianti di distribuzione lungo tutto il territorio nazionale si
ritiene che possa essere considerato realistico e nel contempo
necessario un incremento delle stazioni, nelle Regioni italiane con
una densità superficiale (n. impianti/ 100 Kmq) inferiore a 0,7, che
nel 2025 sia pari allo 0,2. Da tale incremento, deriverebbe una
situazione complessiva secondo la tabella seguente e con una densità
media che diventerebbe pari a 1,28.

Tabella 5: Ipotesi diffusione impianti per regione


=====================================================================
| | |Densità Superficiale (n.|
| |Densità Superficiale (n. | impianti/ 100 Kmq) Al |
| REGIONE | impianti/ 100 Kmq) | 2025 |
+==============+==========================+=========================+
|Valle D'Aosta | 0,2 | 0,4 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Sardegna | 0,3 | 0,5 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Basilicata | 0,4 | 0,6 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Trentino-Alto | | |
|Adige | 0,4 | 0,6 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Sicilia | 0,6 | 0,8 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Liguria | 0,6 | 0,8 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Molise | 0,7 | 0,9 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Calabria | 0,7 | 0,9 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Umbria | 1 | 1 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Abruzzo | 1,1 | 1,1 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Friuli-Venezia| | |
|Giulia | 1,1 | 1,1 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Toscana | 1,2 | 1,2 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Puglia | 1,2 | 1,2 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Piemonte | 1,3 | 1,3 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Lombardia | 1,8 | 1,8 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Lazio | 1,9 | 1,9 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Campania | 1,9 | 1,9 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Emilia Romagna| 1,9 | 1,9 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Marche | 2 | 2 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+
|Veneto | 2,5 | 2,5 |
+--------------+--------------------------+-------------------------+


4.5 REQUISITI MINIMI PER LA REALIZZAZIONE DELLE INFRASTRUTTURE DI
DISTRIBUZIONE NEL SETTORE NAUTICO DA DIPORTO
Nel settore nautico, finora quasi inesistente, si ritiene che possa
essere considerata auspicabile una previsione di incremento graduale
nel tempo, con riferimento al sistema complessivo della navigazione,
e comprensivo sia dei porti marittimi che della navigazione interna
che consenta la realizzazione, entro il 2025, di n. 1 impianto per
ciascuna Regione lambita da acque marittime.

Allegato IV

previsto dall'art. 18

Elenco delle province i cui capoluoghi hanno superato il limite delle
concentrazioni del particolato PM10 per almeno 2 anni su 6 negli anni
dal 2009 al 2014

Il decreto legislativo 13 agosto 2010, n. 155 prevede che non
deve essere superato con almeno una centralina urbana la soglia
limite di polveri sottili per un numero massimo di 35 giorni/anno con
concentrazioni superiori a 50 μg/m3.
Il limite delle concentrazioni del particolato PM10 per almeno 2
anni su 6 nel periodo 2009-2014 risulta superato nei seguenti
capoluoghi di provincia:
6 anni su 6: Alessandria, Asti, Bergamo, Brescia, Cremona,
Frosinone, Lodi, Mantova, Milano, Modena, Monza, Napoli, Padova,
Palermo, Parma, Pavia, Piacenza, Rimini, Roma, Rovigo, Siracusa,
Torino, Treviso, Venezia, Vercelli, Verona, Vicenza.
5 anni su 6: Avellino, Bologna, Como, Ferrara, Novara, Prato,
Ravenna, Terni, Reggio Emilia, Firenze.
4 anni su 6: Biella, Forlì, Sondrio, Varese, Benevento.
3 anni su 6: Caserta, Cuneo, Lecco, Pordenone.
2 anni su 6: Cagliari, Lucca, Salerno, Pescara, Trento,
Trieste.