Proposta di riforma del mercato italiano del gas
←
→
Trascrizione del contenuto della pagina
Se il tuo browser non visualizza correttamente la pagina, ti preghiamo di leggere il contenuto della pagina quaggiù
Proposta di riforma del mercato italiano del gas CONFINDUSTRIA Tavolo domanda – offerta gas Progetto Gas Market Assessment 04 Febbraio, 2010 RISERVATO ED ESCLUSIVO È severamente vietato qualsiasi utilizzo del presente materiale senza specifica autorizzazione di Confindustria
Indice
Prefazione 2
Sintesi della proposta di riforma 3
Il mercato del gas in Italia: disponibilità di gas in
eccesso nel breve e nel lungo periodo 3
Regolamentazione sul bilanciamento commerciale
e sull’allocazione dello stoccaggio migliorabile 4
Mercato di scambio organizzato non ancora
sviluppato 5
Proposta per aumentare la liquidità, l’efficienza e la
trasparenza del mercato 5
Processo di riforma articolato su tre orizzonti 8
1. Struttura del mercato italiano del gas 10
1.1 Analisi della domanda 10
1.2 Analisi dell’offerta 11
1.3 Analisi delle infrastrutture italiane 15
2. Equilibrio atteso fra la domanda e l’offerta 18
2.1 Evoluzione della domanda nel periodo 2010-
2025 18
2.2 Piano di sviluppo delle infrastrutture 22
2.3 Analisi dell’equilibrio del mercato 24
3. Benchmark europeo della regolamentazione 27
3.1 La disciplina del bilanciamento commerciale 28
3.1.1 Bilanciamento commerciale in Italia....................... 31
3.1.2 Bilanciamento commerciale in Francia .................. 32
3.1.3 Bilanciamento commerciale in Germania .............. 33
3.1.4 Bilanciamento commerciale in Gran Bretagna....... 34
13.2 L'accesso ai servizi di stoccaggio 35
3.3 L'apertura del mercato retail 40
4. Benchmark sul mercato organizzato 42
4.1 I mercati organizzati del gas in Europa 42
4.2 Confronto tra il PSV e gli hub europei 45
5. Proposta di riforma del mercato 48
5.1 Aree di miglioramento del sistema regolatorio
del gas in Italia 48
5.2 Linee guida e proposte di evoluzione della
regolamentazione del mercato del gas 50
5.2.1 Breve periodo: rimozione degli impedimenti attuali
sullo stoccaggio ed evoluzione del Punto di Scambio
Virtuale ............................................................................ 52
5.2.2 Medio periodo: avvio del nuovo bilanciamento a
mercato e della borsa del gas ......................................... 54
5.2.3 Lungo periodo: completamento della riforma......... 55
5.3 Benefici attesi dalla riforma 56
5.4 Percorso di realizzazione delle riforme 57
5.4.1. Attività da realizzare nel breve periodo ................. 57
5.4.2. Attività necessarie per il sistema a regime............ 59
6. Allegato 61
6.1 Dettagli sul nuovo metodo di bilanciamento a
regime 61
6.2 Revisione delle regole di allocazione degli
stoccaggi 64
2STRETTAMENTE RISERVATO
Proposta di riforma del mercato italiano del
gas
1Prefazione
Con questo studio Confindustria intende proporre un percorso organico e
strutturato per la riforma del mercato del gas naturale in Italia.
La proposta di riforma è stata formulata all’interno di un tavolo di lavoro
composto dai rappresentanti delle associazioni industriali dei consumatori di gas
e degli operatori del mercato del gas. Lo studio è stato elaborato da Confindustria
con il supporto di McKinsey & Company.
Roma, 04 febbraio 2010
Confindustria
2Sintesi della proposta di riforma
La legge 99/2009 ha previsto, all’articolo 30, la creazione di una borsa del gas
gestita dal Gestore del Mercato Elettrico. La stretta tempistica prevista dal
decreto comporta la definizione in tempi rapidi delle misure necessarie a
sviluppare un hub italiano del gas naturale. Per questo Confindustria ha ritenuto
necessario effettuare un percorso di analisi per identificare le misure
propedeutiche all’avvio della borsa del gas.
La borsa del gas non è il mero sviluppo di una piattaforma commerciale ma
costituisce l’avvio di una attenta riflessione su le dimensioni economiche,
geopolitiche e tecniche relative alle infrastrutture che concorrono a formare il
sistema gas.
Il nostro paese, per quanto fortemente esposto alla dipendenza dal gas naturale, si
colloca in una posizione geostrategica di assoluta rilevanza nel contesto dei paesi
europei.
Questo studio intende portare un contributo al dibattito istituzionale per lo
sviluppo organico del mercato, in linea con le esperienze dei principali paesi
europei e coerente con gli obiettivi della normativa comunitaria.
Date le caratteristiche del mercato italiano gas, l’analisi intende collocare le
proposte di riforma nell’ambito di uno scenario prospettico del mercato, sia sul
piano infrastrutturale che istituzionale ed in tale prospettiva identificare i
presupposti che all’avvio di una borsa gas efficiente e adeguatamente liquida.
Per questo motivo sono state elaborate previsioni dell’evoluzione della struttura
della domanda e dell’offerta del gas in Italia, oltre che delle infrastrutture di
import, stoccaggio e produzione domestica. È stato inoltre svolto un confronto tra
il sistema regolatorio e di mercato in vigore in Italia e quelli vigenti in altri paesi
europei (quali Francia, Gran Bretagna, Germania), al fine di determinare le
possibili aree di miglioramento.
Alla luce di queste analisi, la proposta di riforma si pone l’obiettivo di aumentare
la liquidità, l’efficienza e la trasparenza del mercato italiano del gas, allineando i
suoi meccanismi di funzionamento a quelli delle realtà europee più avanzate.
In queste prime pagine, sono sintetizzati gli aspetti fondamentali della proposta,
poi approfonditi nel seguito dello studio.
Il mercato del gas in Italia: disponibilità di gas in eccesso nel breve e
nel lungo periodo
Il mercato italiano del gas si trova in una situazione di eccesso di disponibilità di
gas rispetto alla domanda, sia nel breve sia nel lungo periodo.
3Nel 2009, la crisi economica ha causato una netta flessione della domanda di gas,
che si è attestata sui 78 miliardi di m³ (rispetto agli 85 del 2008). Nel contempo,
la capacità di importazione è aumentata del 14%, passando a circa 110 miliardi di
m³ annui superiore di circa il 54% rispetto alla domanda totale.
Nel 2025, si stima che la domanda di gas possa variare tra i 74 e i 97 miliardi di
m³. L’ampiezza di questo intervallo di valori è determinata dall’incertezza
relativa all’eventuale ripresa economica, al rispetto degli obiettivi di riduzione
delle emissioni di CO2, allo sviluppo delle energie rinnovabili e al successo del
programma nucleare italiano.
Sulla base di tali previsioni, anche nel caso più ottimista di crescita della
domanda, la disponibilità attuale di gas risulterebbe comunque sufficiente a far
fronte ai consumi nel lungo periodo. Se poi si ipotizza, rispetto ai progetti
annunciati (per un totale di 83 miliardi di m³), un prudenziale aumento della
offerta di gas di ulteriori 50 miliardi di m³ circa, il sistema farebbe registrare un
eccesso di offerta per circa 65 miliardi di m³.
Per converso, aumenterà la dipendenza dai fornitori abituali anche per il venir
meno della produzione nazionale.
L'attuale regolazione degli stoccaggi, con conferimento prioritario della
disponibilità alla modulazione dei clienti residenziali e al mantenimento di una
riserva strategica, non soddisfa le richieste del sistema, e continuerà ad essere
insoddisfacente considerano il fatto che i nuovi investimenti previsti potrebbero
ritardare rispetto alle attese iniziali.
Regolamentazione sul bilanciamento commerciale e sull’allocazione
dello stoccaggio migliorabile
L’esame comparativo della regolamentazione italiana rispetto a quella francese,
tedesca e britannica mostra un sostanziale allineamento dal punto di vista della
disciplina di accesso e utilizzo delle infrastrutture di trasporto e distribuzione, e
anche da quello della liberalizzazione del mercato retail. Al contrario, si rilevano
scelte profondamente diverse da quelle del resto d’Europa dal punto di vista della
regolamentazione del bilanciamento commerciale e dell’utilizzo della capacità di
stoccaggio.
Riguardo al bilanciamento commerciale, la normativa di Francia, Germania e
Gran Bretagna impone allo shipper di mantenere la propria equazione di
bilanciamento sempre bilanciata per tutti i punti di prelievo, offrendo la
possibilità di aggiustare nel giorno gas le proprie partite su un mercato borsistico
e sanzionando eventuali sbilanciamenti con penali legate a prezzi di mercato del
gas. Il sistema italiano prevede invece che lo sbilanciamento dello shipper sia
compensato dall’utilizzo del proprio stoccaggio. In tal modo, gli shipper non
titolari di capacità di stoccaggio vengono fortemente penalizzati, dovendo pagare
4eventuali sbilanciamenti al prezzo di stoccaggio strategico (che, in media, è del
150% superiore al prezzo di mercato). Tale peculiarità rappresenta sicuramente
un unicum in Europa e costituisce una delle principali barriere all’ingresso per gli
shipper non titolari di capacità di stoccaggio.
A proposito dello stoccaggio, l’Italia è l’unico paese che gestisce tutta la capacità
disponibile in regime di “accesso regolato”: la tariffa applicata è la più bassa
d’Europa e le regole attuali per l'allocazione della capacità fanno sì che tutte le
risorse disponibili siano destinate alla modulazione stagionale della clientela
residenziale e alla riserva strategica per eventi eccezionali.
La normativa attuale prevedrebbe addirittura la necessità di destinare ulteriori
volumi alla clientela residenziale nel caso in cui risultassero disponibili nuove
risorse di stoccaggio (fino ad un ammontare di 18,4 miliardi di m3).
La mancanza di un mercato di bilanciamento in cui venga valorizzata la
flessibilità, unita al basso livello delle tariffe di stoccaggio (integralmente
regolato), non consentono l'emersione del vero valore delle risorse di flessibilità.
Mercato di scambio organizzato non ancora sviluppato
Pur registrando una crescita in termini di volumi di gas scambiato (dai 2,2
miliardi di m³ del 2005 ai 24,5 miliardi di m³ del 2009), in Italia il Punto di
Scambio Virtuale (PSV) fa registrare una liquidità ancora inferiore alla media
degli altri hub europei (nel 2008, i volumi scambiati rispetto al consumo del
paese erano pari al 9% in Italia, contro il 26% di Francia e Germania), una
gamma di prodotti e servizi ridotta, e un impianto normativo e tecnologico
sicuramente migliorabile. Inoltre, nel mercato italiano del gas, non esiste la prassi
di pubblicare i prezzi delle transazioni giornaliere, a discapito della trasparenza.
L’Italia è peraltro l’unico paese europeo privo di una borsa che intervenga
sull’hub di negoziazione di gas all’ingrosso (sul Punto di Scambio Virtuale).
Proposta per aumentare la liquidità, l’efficienza e la trasparenza del
mercato
Come premesso, l'Italia ha un eccesso di disponibilità di gas ma manca di un
mercato liquido organizzato che, fornendo i corretti segnali di prezzo agli
operatori, permetta loro di orientare correttamente le proprie scelte di
investimento e favorisca un utilizzo corretto ed efficiente delle risorse del
sistema. Pertanto, la riforma proposta si prefigge di conseguire con gradualità tre
importanti obiettivi:
51. Assicurare un incremento della liquidità del mercato, promuovendo
meccanismi di scambio market based tra operatori (come un mercato del
bilanciamento), migliorando la fruibilità dell’attuale piattaforma di scambio
Over the Counter (ossia del Punto di Scambio Virtuale) e promuovendo la
nascita di una borsa al Punto di Scambio Virtuale.
2. Promuovere un uso efficiente delle risorse già disponibili nel sistema,
assicurando l’emersione del valore della flessibilità, tramite un bilanciamento
a prezzi di mercato e un ampliamento del numero dei soggetti fruitori delle
capacità di stoccaggio.
3. Garantire la trasparenza delle dinamiche di prezzo del gas, in maniera
analoga a quanto già avviene in altri paesi europei dotati di mercati di
scambio evoluti (sia fisici sia finanziari), che contribuirebbe a fornire agli
operatori idonei segnali di prezzo e a prevenire quindi eccessivi sbilanci tra
capacità e domanda, e conseguenti maggiori oneri futuri per il sistema.
Considerati questi obiettivi, si propone un’evoluzione della normativa che agisca
congiuntamente sulla revisione dei meccanismi allocativi dello stoccaggio,
sull’introduzione del bilanciamento commerciale a mercato e sulla revisione del
mercato all’ingrosso.
La revisione dei meccanismi allocativi dello stoccaggio è necessaria e resa
possibile in questa situazione di aumentata disponibilità di gas e di mercato
"lungo". Tale revisione non può prescindere da un processo che, riesaminando la
normativa italiana alla luce dei criteri di sicurezza che stanno per essere definiti a
livello europeo, riconsideri i criteri di utilizzo dello stoccaggio di cui alla delibera
303/07. Questo processo, favorito dall'entrata in esercizio di nuova capacità di
importazione, renderebbe maggiormente flessibile il sistema, evidenziando una
capacità di stoccaggio esistente destinabile ad altri usi.
E' fondamentale quindi che si costituisca un gruppo di lavoro fra gli operatori del
sistema che, alla luce dei suddetti interventi, determini la capacità che potrebbe
essere liberata. Una prima analisi condotta da questo tavolo di lavoro1 ha valutato
che potrebbe essere destinato ad altri usi una capacità pari a 0,4÷0,9 miliardi di
m³, mantenendo invariato il volume di stoccaggio destinato agli utilizzi di
sistema (cioè riserva strategica, stoccaggio per bilancimento del sistema e
stoccaggio minerario).
Le aste mensili per lo stoccaggio disponibile (promosso dalla delibera
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas n.165/09) hanno già consentito un
primo miglioramento della situazione, liberando le risorse non utilizzate: un
ulteriore passo in avanti sarebbe rappresentato dall'aumento del grado di
1 Eseguita applicando per il calcolo dello stoccaggio necessario per la modulazione stagionale dei clienti
residenziali una metodologia una metodologia analoga a quella utilizzata in Francia ai consumi italiani
del 2006, 2007 e 2008.
6informativa al mercato sulle disponibilità delle risorse del sistema e sulle relative
quotazioni minime. Per un ulteriore revisione coerente dei meccanismi di
conferimento degli stoccaggio è auspicabile quindi i) la modifica alla normativa
in tema di sicurezza degli approvvigionamenti con riferimento in particolare a
quanto in discussione a livello europeo ii) la modifica della delibera 303/07,
relativa ai criteri di utilizzo dello stoccaggio prenotato, in coerenza con la
possibilità di offrire servizi di stoccaggio non utilizzati da chi ne possiede, pur
continuando a garantire la sicurezza dei clienti residenziali –modifica che
potrebbe allargare la flessibilità operativa; iii) infine, l’esplicita previsione
normativa di ampliare la modalità di accesso allo stoccaggio, prevedendo la
possibilità per tutte le nuove capacità di stoccaggio (sia nuovi impianti sia sul
potenziamento degli esistenti2) di operare in pura logica merchant, in esenzione
totale o parziale alla regolazione, potrebbe accelerare gli investimenti in nuova
capacità.
L'introduzione del bilanciamento commerciale a mercato rappresenta invece
una riforma radicale del sistema, che dovrebbe consentire l’effettiva emersione
del prezzo della flessibilità. A questo proposito, si propone di eliminare
progressivamente la “chiusura a stoccaggio” e di istituire un mercato intraday in
cui gli shipper possano bilanciare le proprie posizioni. La realizzazione del nuovo
sistema dovrebbe seguire un processo graduale, adeguato alle diverse categorie di
clienti, collegato all’evoluzione dei sistemi di misura tele-letti e dei modelli di
stima di consumo per i clienti che non saranno tele-letti, e corredato di un sistema
di fasce di tolleranza. E' essenziale che le relative innovazioni normative siano
definite con opportuno anticipo rispetto all'avvio del mercato del bilanciamento,
in modo da garantire agli opertori tempistiche consone con l'implementazione dei
necessari adeguamenti.
La revisione del mercato all'ingrosso dovrebbe passare attraverso una
necessaria evoluzione della sezione Over the Counter del Punto di Scambio
Virtuale, che ne aumenti la fruibilità e la liquidità (per fare alcuni esempi,
l’introduzione di contratti standard, la revisione delle garanzie che gli operatori
devono prestare, gli accordi per facilitare l’ingresso di broker, l’obbligo di
pubblicazione dei prezzi e dei volumi giornalieri). Contestualmente, si propone
di favorire la creazione di una borsa day ahead e intraday (anche a servizio del
bilanciamento commerciale), analogamente a quanto avviene nel resto d’Europa
(PowerNext, APX, e così via).
Inoltre il ruolo dell'Acquirente Unico dovrebbe rimanere uguale a quello che
aveva prima della legge 99/09 (cioè come soggetto che identifica il fornitore di
ultima istanza per il mercato tutelato), poiché qualsiasi ruolo più esteso rischia di
compromettere la concorrenza del mercato del gas. L'introduzione di tale
2 A meno che gli investimenti per il potenziamento degli impianti esistenti non siano già remunerati dalla
tariffa.
7soggetto, peraltro assente negli altri mercati di gas europei analizzati e pevista
molti anni dopo la completa apertura del mercato, appare in contrasto con i
processi di liberalizzazione dei mercati (anche retail).
Processo di riforma articolato su tre orizzonti
Considerata quindi operante questa proposta di riforma del mercato, è stato
identificato un possibile percorso organico ed evolutivo del settore, che tiene
conto della corretta sequenza temporale per ottenere a regime un mercato
coerente e che si sviluppa su tre orizzonti temporali, di breve, medio e lungo
periodo.
Nel breve periodo (entro l’anno 2010), è opportuno procedere a:
■ Rivedere, alla luce del quadro sopra descritto, la normativa sulla sicurezza
degli approvvigionamenti alla luce di quanto in discussione a livello
europeo; conseguentemente, sarà opportuno aggiornare la relativa
regolamentazione (delibera dell’Autorità dell’Energia Elettrica e del Gas n.
303/07 e Legge 164/00) per adattare le normative di sicurezza alla nuova
struttura “lunga” del mercato italiano e all’aumento della disponibilità di
capacità di importazione. Si dovrebbe quindi definire la disciplina che
regola il regime di funzionamento dei potenziamenti degli attuali impianti di
stoccaggio e di quelli di nuova costruzione. A seguito di questi interventi si
potranno rimuovere gli impedimenti attuali all’utilizzo dello stoccaggio,
rivedendo i criteri di conferimento, al fine di rendere disponibile la capacità
di stoccaggio a tutti gli operatori per altri usi (come la modulazione per i
clienti industriali e del termoelettrico) e introdurre nuovi strumenti di
bilanciamento come gli stoccaggi aciclici. La determinazione della capacità
da poter attribuire per altri usi dovrà essere oggetto di uno specifico e
qualificato tavolo tecnico del settore. Contestualmente,
■ Allineare il Punto di Scambio Virtuale ai modelli europei, mediante
l’introduzione di contratti standard, l’adeguamento delle garanzie prestate
dagli operatori (industriali e finanziari), i nuovi accordi con i broker e
l’aggiornamento della normativa attuale (con l’abrogazione dell’obbligo di
dichiarazione della provenienza del gas, per esempio).
Nel medio termine (2011-2013), dovrebbero essere realizzate le riforme
essenziali del mercato, che consentiranno di:
■ Avviare il mercato del bilanciamento per i clienti tele-letti diretti,
mantenendo le regole attuali (bilanciamento a stoccaggio) per gli altri
clienti, e rinnovare nel contempo i modelli per la profilazione e la stima dei
consumi dei clienti, perlopiù residenziali, che rimarranno al di fuori del
8programma di installazione dei contatori tele-letti o con registrazione dei
consumi giornalieri.
■ Avviare la borsa day-ahead e intraday, sulla quale possano essere regolate
anche le partite di bilanciamento giornaliero degli shipper.
Nel lungo periodo (post 2013), ci si attende il completamento della riforma,
con l’applicazione a tutti i clienti (anche indiretti) del nuovo regime di
bilanciamento e l’ulteriore evoluzione del mercato borsistico, con lo sviluppo dei
prodotti e servizi prestati (come i contratti a termine, per esempio).
91. Struttura del mercato italiano del
gas
1.1 Analisi della domanda
L’Italia è il terzo mercato europeo del gas naturale per quanto riguarda i consumi
(85 miliardi di m³ nel 2008) e il primo in assoluto in termini di percentuale di
utilizzo del gas come fonte energetica primaria per la generazione elettrica e la
produzione industriale (figura 1).
Figura 1
Ripartizione dei consumi di gas in Italia e in Europa Power Generation
Industriale
Residenziale
Consumo totale1 Dipendenza energetica da gas naturale
2008-2009 2007, utilizzo gas per settore
Miliardi di metri cubi (bcm), per cento Per cento
Residenziale Industriale Power Generation
100% =
2008 41% 15 44
Regno 105 bcm
59% 34 38
Unito 2009E 89
2008 45 31 24 94
Germania 43 36 15
2009E 98
2008 362 24 40 85
Italia 50 38 54
2009E 78
2008 47 36 17 48
Francia 31 29 5
2009E 47
2008 31 31 38 44
Paesi
Bassi N.d. N.d. N.d.
2009E 42
2008 15 36 49 43
Spagna 22 35 28
2009E 37
1 Consumi riferiti al 2008, suddivisione tra gli utilizzi riproporzionato dai dati 2007, tranne che in Italia
2 Secondo indicazione Snam Rete Gas che include tutti gli utenti collegati alla rete di distribuzione, che sono in larga misura domestici più altre utenze
come scuole, ospedali e piccole azienda, anche se con consumi >200.000 m3/anno
FONTE: Eurostat; International European Agency (IEA); Snam Rete Gas
Dopo un periodo di crescita ininterrotta dei consumi, con un aumento del 3,2%
annuo nel periodo 1990-2008 (principalmente dovuto all'utilizzo per la
generazione di energia elettrica), nel 2009 la domanda si è attestata su un livello
di 78 miliardi di m³, con una contrazione del 8% rispetto all’anno precedente e di
circa il 10% rispetto alle attese di sviluppo indicate prima dell’inizio della crisi.
La domanda italiana di gas è caratterizzata da un’elevata stagionalità annuale
(59% picco-picco, seconda solo alla Francia), determinata dalla modulazione
10stagionale dei consumi dei clienti residenziali e dalla marcata diminuzione delle
richieste di generazione di elettricità nei fine settimana dovuta all’interruzione
delle produzioni industriali (figura 2).
Figura 2
Profilo della domanda di gas in Europa
Gas naturale
Milioni di metri cubi (mcm)
Consumi totali di gas Gas ai punti di uscita della rete di trasmissione
Milioni di metri cubi (mcm)/mese Milioni di metri cubi (mcm)/giorno
Picco-picco, Deviazione standard,
per cento per cento
Italia Gran
300
Bretagna
12.000 Francia Spagna
Gen. Lug.
250
Gran
10.000 Bretagna 7% 4
44%
200
8.000 59
150
6.000 Italia 9 15
77
100
4.000 Spagna 13 13
28
50 Francia 10 11
2.000
0 0
Mar. Giu. Sett. Dic. Mar. Giu. Sett. Dic. Mar. 1 maggio 31 maggio
2007 2007 2007 2007 2008 2008 2008 2008 2009 2008 2008
FONTE: Snam Rete Gas; Gaz de France Transport; Transco UK
1.2 Analisi dell’offerta
La quasi totalità della domanda italiana di gas naturale viene soddisfatta da
approvvigionamenti di importazione (89% dei consumi), in particolare da paesi
non appartenenti all’Unione Europea, quali Algeria (34%), Russia (32%) e Libia
(13%), con contratti sottoscritti principalmente da Eni (60%), Edison (13%) ed
Enel (10%) – come illustrato nella figura 3.
La dipendenza nei confronti dell’estero è destinata ad aumentare con il previsto
declino delle produzioni nazionali (-8% annuo).
11Figura 3
Ripartizione delle importazioni di gas in Italia Algeria Paesi Bassi
2008 Russia Altri
Miliardi di metri cubi (bcm) Libia Nigeria2
Norvegia
77,0
89% delle importazioni totali
25,9
Algeria
(34%)
46,1
~17,0
24,6
Russia
(32)
Il gas importato dalla Libia è
rivenduto alla frontiera a
Russia ~20,7 Edison, GdF, Sorgenia 9,8
Libia
(13)
5,3
Libia 9,8 7,8 Norvegia
(7)
0
Norvegia ~3,1 7,0 2,0 0,6 2,7
8,0 Paesi Bassi
Paesi Bassi ~5,3 4,0 1,7 1,5 (10) 3,4 Altri
2,8 1,2 (4)
1
Eni Enel Trade Edison Plurigas Gaz de Sorgenia Totale
France
1 Proporzione tra importazioni totali per 81,65 bcm su vendite per l’Italia di 46,1 bcm (esclusi autoconsumi per 5,6 bcm e gas release alla frontiera per
11,25 bcm)
2 Contratti swap con GdF su gas proveniente da Algeria e Russia consegnato a Panigaglia, Baumgarten e Oltingue (Svizzera), Eni consegna da questo
punto
FONTE: Relazione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) 2009; bilanci 2008
Figura 4
Produzione domestica1
Principali importatori di gas in Europa
Importazioni
2008, UE-27
Miliardi di metri cubi (bcm)
Provenienza del gas importato nella UE-27
Statoil
▪ Nigeria ~ 13
86 bcm
▪ Libia ~ 8
Altri minori 325 ▪ Qatar ~ 8
non dichiarati 19 ▪ Trinidad e
Tobago ~ 5
Gazprom Altri importatori 46 ▪ Egitto ~ 5
principali ▪ Turkmenistan ~ 5
124 bcm
Algeria 50
Altri
66 bcm Norvegia 86
213 bcm
80%
Russia 124
Sonatrach
50 bcm
Importazioni
di gas
1 Principalmente di Gran Bretagna e Paesi Bassi
FONTE: IEA; Wood MacKenzie; analisi del gruppo di lavoro
12La situazione italiana non è dissimile da quella di altri paesi europei, che
registrano produzioni nazionali in declino (la Gran Bretagna, un tempo paese
esportatore netto, è ora importatore netto) e massicce importazioni da Algeria,
Norvegia e Russia, che rappresentano già circa l’80% dei consumi totali (figura
4).
Le importazioni europee vengono assicurate, per la quasi totalità, da contratti
stipulati con le compagnie nazionali dei paesi produttori. Le caratteristiche
prevalenti di tali contratti, quali l’obbligo di prelievo garantito (clausola di Take
or Pay), la lunga durata e l’indicizzazione a panieri di beni sostituibili (come gli
olii combustibili o il petrolio), ne fanno degli strumenti utilizzabili solo da
soggetti di notevoli dimensioni. In Europa, infatti, la prassi mostra che il rischio
finanziario, operativo e di controparte insito in questo tipo di contratto può essere
sopportato solo dai maggiori operatori petroliferi e dell’energia, che beneficiano
spesso di qualche forma di garanzia o back-up statale (figura 5 e 6).
Dall’analisi comparativa della forma dei contratti di approvvigionamento, si
desume che l’Italia (al pari della Francia) ha il portafoglio di paesi fornitori più
diversificato, con una vita residua dei contratti in essere maggiore di 10 anni per
il 70% del gas contrattualizzato fino a oggi (figura 7).
Figura 5
Caratteristiche dei contratti di importazione NON ESAUSTIVO
Descrizione Motivazione
▪ Volumi contrattualizzati annuali ▪ I produttori devono assicurare i
Prelievo “che paghi anche se non usi”. flussi di cassa necessari a
garantito Solitamente, è concessa una ripagare gli ingenti investimenti
±
flessibilità di 10%, con la incorsi per esplorazione, Mercato per grandi
possibilità di recuperare i impianti di estrazione e operatori che
volumi non consumati lungo trasporto e per la mitigazione possono sopportare
l’arco dei 3-4 anni seguenti dei rischi di investimento elevati rischi finanziari:
un contratto da 10
▪ Solitamente, i contratti sono ▪ La durata del contratto è in miliardi di metri cubi
sottoscritti per periodi di 20-25 linea con quella del periodo di per 20 anni richiede
Lunga durata
anni ammortamento delle un impegno
infrastrutture (tipicamente 30- finanziario nell’ordine
40 anni) di 40-60 miliardi di
euro
▪ Può essere richiesta una ▪ Necessità di tutelarsi dal
Garanzia
garanzia statale rischio di controparte data
statale l’entità dell’impegno finanziario
FONTE: Analisi del gruppo di lavoro
13Figura 6
Contratti di importazione gas verso l’Europa
Volumi di gas contrattualizzati, 2009
Altri
Principali operatori
98.1
93.4
Altri 15.3
Enel 10.9 Altri2 35.9
Edison 15.8
56.7
Altri 3.6
41.0
36.9
Altri 5.6 Altri 13.6
Eni 56.1 E.ON1 57.5 GdF 53.1 Union
Centrica 13.0 6.2
Fenosa
Exxon Gas 21.2
18.3 natural
Mobile
Contrat- Contrat- Contrat- Contrat- Contrat-
tato tato tato tato tato
Italy Germany France UK Spain
1 Include 19.0 Bcm dalla Norvegia sottoscritti congiuntamente a Thyssen Gas e BEB
2 BEB e RWE sotoscrivono 5 Bcm ciascuno
3 Importazioni nette calcolate come differenza tra Domanda-Produzione+Esportazioni (contratti)
FONTE: analisi su dati Global Insight e Wood MacKenzie
Figura 7
Confronto dei contratti di fornitura del gas in Europa
2009
Miliardi di metri cubi (bcm), per cento
Paese Import contrattualizzato Vita residua
10 anni
GB Danimarca
6
14.2 bcm Germania
Paesi Bassi1 86
28 52 Norvegia 15 18 14 53
Russia
Altri
89.2 bcm
Germania1 Paesi Bassi 4
22
4 38 8 88
Russia 36 Norvegia 0
95.0 bcm Qatar Norvegia
Altri 7 6 Algeria
Italia1 8 34 22 70
Libia 8 08
10
Paesi Bassi 27
Russia
55.9 bcm Altri
Egitto Norvegia
Francia 9 8 30 5
Paesi Bassi 14 7 88
18 21 0
Algeria Russia
41.0 bcm Egitto
Spagna Nigeria 10
14 31 Algeria
15 25 8 85
Altri 16
15
Trinidad
Qatar
36.9 bcm Danimarca
Paesi Bassi 2
Gran 2
22
Bretagna1 44 Qatar 52 46
32 0
Norvegia
1 Presenza di gas domestico del 5% superiore alla domanda
FONTE: Global Insight; Gas Matters; analisi del gruppo di lavoro
14Il mercato del gas europeo, con l’eccezione della Gran Bretagna, è quindi
caratterizzato da una struttura concentrata sul lato dell’offerta, che in ultima
istanza è composta da grandi compagnie petrolifere statali, non soggette al potere
di indirizzo e controllo esercitato dalle autorità europee. Tradizionalmente, a
questa struttura dell’offerta si è sempre contrapposta una struttura altrettanto
concentrata sul lato della domanda (basti pensare a Eni, E.ON, Gaz de France). È
interessante notare come tale struttura differenzi il mercato del gas naturale
dell’Europa continentale non solo da quello della Gran Bretagna, ma anche dal
mercato elettrico al quale è spesso, erroneamente, paragonato (un oligopolio di
produttori esteri il primo, una molteplicità di produttori nazionali il secondo).
1.3 Analisi delle infrastrutture italiane
L’Italia è dotata di una disponibilità di gas da importazione di 109,6 miliardi di
m³ di gas, 98,3 dei quali via gasdotto e 11,3 di capacità di rigassificazione (Gas
Natuale Liquefatto, GNL, o LNG in inglese); oltre che di 13,9 miliardi di m³ di
working gas di stoccaggio e di 268 milioni di m³ al giorno di punta.
Gli aumenti della capacità di import registrati nel corso del 2009 (del 14%
superiori rispetto al 2008) hanno adeguato il sistema, consentendo di portare la
capacità di importazione giornaliera dai 321 milioni di m3 al giorno del 2008 ai
365,4 dei 2009; di conseguenza il rapporto fra capacità di importazione
giornaliera e consumi nel giorno di picco (pari a 410 milioni di m3 nel 2008 e di
385 nel 2009) è passata dal 78% nel 2008 al 95% nel 2009 – un valore adeguato
a soddisfare in tutta sicurezza i requisiti del sistema nelle condizioni attuali.
L’analisi della disponibilità dei servizi di stoccaggio italiani rileva un sostanziale
allineamento in termini di percentuale della domanda dei clienti residenziali ad
altri paesi europei quali Francia e Germania e, al contrario, un disallineamento in
termini di capacità disponibile rispetto alla domanda totale (figura 8).
15Figura 8
Capacità di stoccaggio in Italia e in altri paesi europei
Capacità di stoccaggio, anno termico 2007-2008
In percentuale sulla domanda In percentuale sulla domanda In percentuale sullo swing
totale residenziale totale residenziale invernale1
Francia 24% 51 132
Germania 23 51 n.a.
Italia2 16 45 146
Spagna 8 55 171
Paesi Bassi 5 16 n.d.
Gran
4 10 34
Bretagna
1 Lo swing residenziale è calcolato come somma dei consumi giornalieri superiori alla media
2 La capacità totale di stoccaggio per l’Italia include anche 5,1 bcm di riserva strategica per l’anno 2008
FONTE: Platts; Ilex; International Energy Agency (IEA); Wingas; Ben; Snam Rete Gas; GRTgaz; Transco UK; Enagas
Figura 9
Principali tipologie di impianti di stoccaggio di gas naturale
Giacimenti
Line pack LNG peak shaving Cavità saline esauriti/acquifero
Periodi brevi Periodi lunghi
1 Line pack 2 LNG peak shaving 3 Cavità saline (SC) 4 Giacimenti esauriti (DGF)
‘Stoccaggio’ nelle tubazioni Stoccaggio di LNG in Cavità create negli Giacimenti di gas
grazie a cambiamenti di serbatoi prossimi agli strati di salgemma (parzialmente) esauriti, in
pressione (Figura 10
LNG peak shaving
Capacità di stoccaggio in Europa: più di 100 impianti gestiti da Acquifero
Cavità saline
oltre 60 operatori Giacimenti esauriti
Siti di stoccaggio gas esistenti, miliardi di metri cubi (bcm) 5 operatori1
7 1,4
1 0,3 18 7 1 0,37
3 3,4 3 5 14 10 5 1,2
Numero Capacità Numero Capacità
1 0,06
1 0,6 1 0,39
1 0,39
6 4,15
Numero Capacità Numero Capacità
12 11
3 0,9
5 3,7
Numero Capacità Numero Capacità
5 1.1
3 2,7 5 4
Numero Capacità
Numero Capacità
L’Italia è l’unico paese europeo
10 14 che utilizza soltanto giacimenti
esauriti ai fini dello stoccaggio 8 2,7
1 La Germania dispone di 21 operatori di servizi di stoccaggio (SSOs), la Gran Bretagna di 6 (se ne prevedono altri 7, per un totale di 13)
FONTE: Gas Storage Europe (GSE) Storage Map 2008; analisi del gruppo di lavoro
Gli impianti italiani, inoltre, sono tutti realizzati sfruttando giacimenti esauriti di
gas, molto adatti a garantire la modulazione stagionale, ma con limitate
prestazioni di punta (che diminuiscono notevolmente al diminuire del volume
stoccato).
Negli altri paesi europei, la presenza di stoccaggi con caratteristiche tecnologiche
diverse (come quelli realizzati in cavità saline) e gestiti da una pluralità di
operatori consente agli operatori di offrire capacità di erogazione e iniezione di
punta che, per quanto influenzate dal volume di gas stoccato, risultano più
elevate (figure 9 e 10).
172. Equilibrio atteso fra la domanda e
l’offerta
2.1 Evoluzione della domanda nel periodo 2010-2025
Prevediamo che la domanda italiana di gas possa evolvere dai 78 miliardi di m³
registrati nel 2009 a un valore di consumo atteso per il 2025 che varia da un
minimo di 74,2 miliardi di m³ a un massimo di 97 miliardi di m³.
Le proiezioni relative al mercato italiano nel periodo 2010-2025 sono state
elaborate facendo riferimento a quattro possibili scenari, dipendenti dalle
variabili demografiche, macroenomiche e tecnologiche determinanti la domanda.
La necessità di definire quattro scenari è motivata dall’elevato grado di
incertezza, acuito dalla crisi economica, circa la possibile evoluzione delle
variabili macroeconomiche e dalla grande aleatorietà delle scelte che verranno
effettuate in merito agli obiettivi di salvaguardia ambientale, non ultimo in
termini di importanza l’effettivo completamento del piano nucleare recentemente
approvato (figura 11).
Figura 11
Nessun impatto
Determinanti della domanda di gas naturale Impatto elevato
Impatto
Settore Split Determinanti Motivazione della crisi
▪ Consumo di gas per riscaldamento
Residenziale Demografia domestico influenzato dal numero di
abitanti per abitazione
▪ Produzione industriale e domanda
Industriale Crescita del PIL di energia collegate all’evoluzione
del PIL
▪ L’implementazione delle misure
Misure di risparmio
di risparmio energetico ridurrà sia
Consumo di gas energetico
i consumi di gas diretti sia quelli
elettrici
Domanda di energia ▪ Investimenti in rinnovabili
Energie rinnovabili (collegati a regolazione e crescita
economica) ridurranno la
produzione da combustibili fossili
Termoelettrico ▪ La costruzione di centrali nucleari
Nucleare ridurrà il consumo di combustibili
fossili
Mix di produzione ▪ I prezzi relativi di gas, carbone e
Prezzo delle materie
CO2 possono influenzare il peso
prime
relativo della produzione a gas vs
carbone
▪ La convenienza di prezzo
Import dell’energia importata da paesi
limitrofi1 influenza entità e mix di
produzione
▪ Le estati calde aumentano il consumo
Condizioni
di energia per il condizionamento
climatiche
▪ Gli inverni freddi aumentano il
1 Francia, Svizzera, Germania, Austria, Slovenia, Grecia consumo di gas per il riscaldamento
FONTE: Analisi del gruppo di lavoro
La componente della domanda relativa al settore termoelettrico è stata calcolata
avvalendosi del modello macroeconomico di McKinsey & Company di
18simulazione del mercato elettrico italiano che prende in considerazione vari
fattori: la proiezione della domanda totale di energia elettrica, correlata al PIL e
influenzata dal successo delle misure di risparmio energetico; il mix della
capacità di generazione installata (entrata in linea delle energie rinnovabili,
realizzazione degli impianti nucleari, costruzione di centrali a sequestro di
anidride carbonica); il possibile andamento dei prezzi dei combustibili e della
CO2; l’economicità delle importazioni rispetto alla produzione nazionale.
La componente della domanda che riguarda il segmento industriale, è stata
calcolata come somma della domanda presunta per ciascun settore industriale,
stimata sulla base della correlazione storica con il PIL. Per il settore dei
trasporti, è stato anche considerato il possibile aumento della percentuale dei
veicoli circolanti dotati di trazione a gas naturale, legato a misure di risparmio
energetico.
La componente della domanda relativa al segmento residenziale, è stata
calcolata in correlazione all’andamento demografico. Come determinante
secondaria si è considerato il successo dell’attuazione della normativa europea
20-20-20 sul risparmio energetico (che in Italia è stata recepita dalle normative
sui criteri di efficienza energetica nella costruzione delle nuove abitazioni).
Sono stati quindi delineati quattro possibili scenari (figura 12):
Figura 12
Scenari considerati per la previsione della domanda di gas in Italia
Produzione CAGR
Scenari PIL elettricità nel 2025 ’09-’25 Mix di generazione elettrica 2025 Capacità
CAGR, per cento TWh Per cento TWh GW
1
2010 0,2
Economia Nucleare 0
stagnante con fonti 308 0,2 51 45 157 55 308
2011- Carbone
tradizionali 82,5 bcm 0,1 8,0
2012
nel 2025 Car- Rinno- Gas Altro3
2013- 0,6 bone1 vabili
2025
CCS dal
2 20152
2010 0,2
Crescita lenta con 50 Nucleare 1,6
2011- 67 185 55 370
parziale sviluppo di 1,2 370 1,4
fonti alternative 88,3 2012 13 Carbone 7,3
bcm nel 2025 2013-
1,1 Nucle- Car- Rinno- Gas Altro3
2025
CCS: are bone vabili
3 1,3 TW da 20152
2010 0,5 2,0 TW da 2021
Boom economico con 2011-
forte sviluppo di fonti 1,8
2012 389 1,7 76 77 68 113 55 389 Nucleare 9,6
alternative
74,2 bcm nel 2025 2013- Carbone
1,9 11,3
2025 Nu- Car- Rin- Gas Altro3
cle- bone1 no-
4 are vabili
Crescita sostenuta con 2010 0,5
fonti tradizionali e
2011-
obiettivi di risparmio 1,8
2012 44
energetico non 387 1,7 51 224 55 387 Nucleare 1,6
raggiunti 2013- 1,6 13
97,2 bcm nel 2025 2025 Carbone 6,0
Nucle- Car- Rinno- Gas Altro3
1 Gli scenari “Economia stagnante con fonti tradizionali” e “Boom economico con forte sviluppo di fonti are bo- vabili
alternative” includono anche 2 GW capacità convenzionale a carbone installata a Porto Tolle dal 2014
ne
2 Saline Ioniche
3 Idroelettrico e altri combustibili liquidi o solidi (olio, scarti industriali)
FONTE: Analisi del gruppo di lavoro
19■ Scenario 1: “Economia stagnante con fonti tradizionali” (82,5 miliardi
di m³ nel 2025), caratterizzato dal prolungamento della crisi economica e da
una crescita dell’economia nazionale molto ridotta, da nessun investimento
nella produzione di energia nucleare e da bassi investimenti nelle energie
rinnovabili, oltre che dal rispetto dei target di efficienza energetica. In
particolare si può prevedere:
– Una crescita ridotta del PIL: 0,2% nel 2010, 0,1% nel 2011-2012, 0,6%
nel 2013-2025 e scarsi consumi diretti di gas e di energia elettrica.
– Una produzione di energia elettrica assicurata nel 2025 da energie
rinnovabili per 45 TWh (15%); da carbone per 51 TWh (16%), non
considerando gli impianti CCS3; da gas naturale per 157 TWh (51%); e
da altre fonti per 55 TWh (18%)4; senza l’introduzione di alcun impianto
nucleare.
– La realizzazione di misure di risparmio energetico nel segmento
residenziale.
■ Scenario 2: “Crescita lenta con parziale sviluppo di fonti alternative”
(88,3 miliardi di m³ nel 2025), contraddistinto da una crescita
dell’economia nazionale più marcata, investimenti esigui nella produzione
di energia nucleare, cospicui investimenti nelle energie rinnovabili, rispetto
dei target di efficienza energetica, pressione dai paesi UE per il
raggiungimento dei target fissati dall’accordo 20-20-20. In particolare si può
ipotizzare:
– Una ripresa della crescita del PIL nel medio periodo: 0,2% nel 2010,
1,2% nel 2011-2012, 1,1% nel 2013-2025.
– Un mix di generazione di energia elettrica che vedrà nel 2025 una
produzione da energie rinnovabili per 67 TWh (18%), da carbone per 50
TWh (13%, considerando un impianto CCS da 1,3 GW), da gas naturale
per 185 TWh (50%) e da energia nucleare per 13 TWh (4%), con la
costruzione di un impianto nucleare da 1,6 GW.
– La realizzazione di misure di risparmio energetico nel segmento
residenziale.
■ Scenario 3: “Boom economico con forte sviluppo di fonti alternative”
(74,2 miliardi di m³ nel 2025), caratterizzato da una ripresa economica
sostenuta, accompagnata da un nuovo picco nel prezzo delle materie prime
dovuto al differimento degli investimenti upstream per effetto della crisi; dal
raggiungimento degli obiettivi di investimento in capacità nucleare secondo
3 Carbon Capture and Segregation, per la riduzione delle emissioni di CO2
4 Idroelettrico e altri combustibili liquidi o solidi (olio, scarti industriali).
20il piano definito dal Governo; dallo sviluppo della produzione di veicoli
elettrici e dalla crescita delle energie rinnovabili. In particolare, si prefigura:
– Una ripresa sostenuta dell’economia: 0,5% nel 2010, 1,8% nel 2011-
2012, 1,9% nel 2013-2025.
– Un picco nel prezzo delle materie prime, determinato dal differimento
degli investimenti in capacità di produzione.
– Un mix di generazione di energia elettrica garantita da energie rinnovabili
per 68 TWh (17%), da carbone per 77 TWh (29%, considerando due
impianti CCS da 1,3 e 2,1 GW), da gas naturale per 113 TWh (29%) e da
energia nucleare per 76 TWh (20%), con la costruzione di impianti
nucleari per un totale di 9,6 GW installati nel 2025.
– La realizzazione di misure di risparmio energetico nel segmento
residenziale.
■ Scenario 4: “Crescita sostenuta con fonti tradizionali e obiettivi di
risparmio energetico non raggiunti” (97,2 miliardi di m³ nel 2015),
contraddistinto da una ripresa economica sostenuta, investimenti modesti
nella produzione di energia, attenuazione degli obblighi fissati dall’accordo
20-20-20, in concomitanza con crescenti livelli di opposizione ai sussidi e
l’introduzione di barriere all’implementazione. In particolare, ci si potrebbe
aspettare:
– Una ripresa sostenuta dell’economia: 0,5% nel 2010, 1,8% nel 2011-
2012, 1,6% nel 2013-2025.
– Un mix di generazione di energia elettrica prodotta da energie rinnovabili
per 51 TWh (13%), da carbone per 44 TWh (11%, senza alcun impianto
CCS), da gas naturale per 224 TWh (58%) e da energia nucleare per 13
TWh (4%), con la costruzione di un impianto nucleare da 1,6 GW.
– La mancata realizzazione di misure di risparmio energetico nel segmento
residenziale.
L’analisi delle previsioni relative ai quattro scenari consente di tracciare un
grafico a forchetta della domanda possibile di gas nel 2025, che varia da 74,2 a
97,2 miliardi di m³ (figura 13), con differente sviluppo temporale:
■ Andamento della domanda mediamente sempre crescente negli scenari 1, 2
e 4, con una lieve flessione negli scenari 2 e 4, per effetto dell’entrata in
funzione del primo impianto nucleare.
■ Andamento dapprima crescente e poi in forte calo nello scenario 3, con
l’inversione di tendenza nel 2019, causata dell’entrata in funzione di nuova
capacità di generazione elettrica nucleare e a carbone, giustificata
dall’elevato prezzo del petrolio e del gas.
21Figura 13
Forchetta prevista dagli scenari dell’evoluzione della
domanda gas Crescita lenta Economia stagnante
Miliardi di metri cubi (bcm) Crescita sostenuta Boom economico
Scenari di domanda
Breve Termine Medio/Lungo Termine
97,2 4
Crescita sostenuta con fonti
tradizionali e obiettivi di
risparmio energetico non
raggiunti
Obiettivi 20-20-20 attenuati in
concomitanza con crescenti
barriere all’implementazione e
opposizione ai sussidi
2
88,3 Crescita lenta con parziale
sviluppo di fonti alternative
87,6
▪ Moderata ripresa economica
▪ Pressione da parte dei paesi
84,8 85,4 UE per il raggiungimento
degli obiettivi 20-20-20
1
82,5 Economia stagnante con
80,8 fonti tradizionali
79,5 ▪ Prolungamento della crisi
78,0 economica
3
Boom economico con forte
sviluppo di fonti alternative
74,2
▪ Ripresa economica
sostenuta e investimenti
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 upstream differiti conducono
a un nuovo picco nel prezzo
delle materie prime
▪ Sviluppo di veicoli elettrici
▪ Piano nucleare del Governo
FONTE: Analisi del gruppo di lavoro
2.2 Piano di sviluppo delle infrastrutture
La capacità di importazione del sistema italiano si è recentemente arricchita con
il potenziamento per 5,4 miliardi di m³ dei gasdotti TAG (che connette l’Italia
con la Russia) e TTPC (che connette l’Italia con l’Algeria), e di ulteriori 7,9
miliardi di m³ del nuovo rigassificatore di Rovigo, riducendo il rapporto fra
domanda e capacità dall’88% del 2008 al 70% del 2009.
Nell’orizzonte temporale 2010-2020, dall’analisi dei progetti di nuova capacità
annunciati si desume un possibile ulteriore aumento stimato fra i 61 e i 71
miliardi di m³: 50 dei quali per progetti già autorizzati o in attesa di
autorizzazione, e dagli 11 ai 21 per progetti sottoposti a studio di fattibilità5
(figura 14).
In mancanza di informazioni precise, e comunque in presenza di forte incertezza,
per comodità analitica sono stati considerati due scenari arbitrari della possibile
capacità di importazione nel lungo periodo:
5 Non sono stati considerati il rigassificatore di Brindisi per 8,0 miliardi di m³ e il potenziamento
dell’impianto di Panigaglia per 4,5 miliardi di m³, poiché entrambi hanno ricevuto una Valutazione di
Impatto Ambientale (V.I.A.) negativa.
22■ Scenario conservativo, che nel 2015 prevede una capacità di 131,6 miliardi
di m³ forniti dall’entrata in linea del terminale di rigassificazione della OLT
in Toscana, un potenziamento di Greestream, dall’entrata in funzione dei
nuovi gasdotti IGI (tra Grecia e Italia) e Galsi (tra Algeria e Italia), e solo
dopo il 2015 dall’entrata in esercizio dei rigassificatori di Gioia Tauro (12
miliardi di m³), Porto Empedocle (8,0 miliardi di m³) e Priolo (8 miliardi di
m³).
■ Scenario aggressivo, che prevede una capacità di importazione di 159,6
miliardi di m³ entro il 2015, con l’entrata in linea di tutti gli impianti
autorizzati o in attesa di autorizzazione.
Gli investimenti annunciati per la realizzazione di nuova capacità di stoccaggio,
per un ammontare di working gas di 10,9 miliardi di m³, potrebbero aumentare
la capacità complessiva nazionale dagli attuali 13,9 miliardi di m³ ai 24,8
(tuttavia, visti i ritardi nella realizzazione dei progetti annunciati, non è
possibile prevederne la data di messa in opera). Peraltro, fino a oggi soltanto i
progetti relativi ai siti di Alfonsine, Bordolano e San Potito (3,9 miliardi di m³
di capacità totale) hanno superato l’iter autorizzativo (figura 15).
Figura 14
Evoluzione dell’importazione in Italia Scenario 1
Miliardi di metri cubi (bcm)/anno Scenario 2
Non considerati
Pipeline dei progetti dichiarati Possibili volumi annuali di importazione
▪ IGI (9,0 bcm) 159,6 159,6
▪ Gioia Tauro (12,0) 131,6 131,6
Autorizzati ▪ Porto Empedocle (8,0) 109,61 113,9 114,6 114,6 114,6 114,6
▪ Priolo (8,0) 96,31
▪ Greenstream
espansione (1,0) (50)
▪ OLT Toscana (4,0)
In attesa di ▪ Galsi (8,0) 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
autorizzazione
▪ Nel 2009, sono stati completati incrementi di capacità per 13,3 bcm 2, di cui 5,4
bcm su gasdotti con espansione del TAG (1,8 bcm), del TTPC (0,6 bcm), del
Greenstream (0,8 bcm) e aumento della capacità interrompibile (2,2 bcm) e 7,9
▪ TAP (10/20) su LNG con inizio attività LNG Rovigo
Sotto studio di ▪ TGL (11,4) (11-21)
fattibilità ▪ Prevista un’ulteriore espansione di Greenstream Gela per circa 0,3 bcm nel 2010
e 0,7 bcm nel 2011, come da indicazioni di Snam Rete Gas
▪ Progetti considerati: solo autorizzati o in attesa di autorizzazione
▪ Brindisi (8,0)
V.I.A. ▪ Panigaglia (4,5) ▪ Scenario conservativo:
negativa – OLT Toscana entro il 2010
– IGI e Galsi entro il 2013
– Altri LNG (Gioia Tauro, Porto Empedocle, Priolo) nel 2014
▪ Scenario aggressivo:
– OLT Toscana entro il 2010
– IGI e Galsi entro il 2015
– Altri LNG (Gioia Tauro, Porto Empedocle, Priolo) dopo il 2015
1 Calcolati con la capacità di punta giornaliera sommata alla capacità interrompibile giornaliera per 300 giorni, secondo le indicazione di Snam Rete Gas
2 Come da indicazioni di Snam Rete Gas
FONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; Snam Rete Gas (SRG), rassegne stampa
23Figura 15
Evoluzione della capacità di stoccaggio in Italia
Capacità Riserva strategica
minima di
Volumi di stoccaggio picco1 Nuovi siti
Miliardi di metri cubi (bcm) Mcm/giorno
Capacità di stoccaggio
5,1 8,8 13,9 152,3
attuale (2009)
Autorizzati 1,5 2,4 3,9 32,2 ▪ Alfonsine (RA), per riserva strategica
▪ Bordolano (CR-BG)
▪ San Potito (RA)
V.I.A. positiva 1,8 26,8 ▪ Cornegliano (LO)
▪ Serra Pizzuta (MT)
▪ Sinarca (CB)
In istruttoria 3,2 34,5 ▪ Rivara (RA), acquifero, avversato dal Comune
▪ Verdicchio (AP)
▪ Poggio Fiorito (TE)
Autorizzati dal
2,0 22,0
Ministero
▪ Piadena Est (CR)
▪ Romanengo (CR)
Totale 6,6 18,2 24,8 267,8 ▪ San Benedetto (AP)
1 Capacità di prelievo marginale alla minima pressione utile
FONTE: Relazione Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas 2009; rassegne stampa
2.3 Analisi dell’equilibrio del mercato
L’analisi dell’equilibrio fra la domanda e l’offerta mostra che, data la
diminuzione dei consumi e l’entrata in linea di nuova capacità di importazione, il
mercato italiano del gas si trova ora in una condizione di relativa sicurezza, con
una disponibilità di gas, sia nel breve sia nel lungo periodo, adeguata a far fronte
alla domanda, anche nell’ipotesi che la domanda sia quella rappresentata nello
scenario più aggressivo e l’offerta nello scenario più conservativo (figura 16).
In particolare, nel medio periodo (2010-2015), se consideriamo lo scenario di
offerta di gas più conservativo, potremo rilevare un incremento della
disponibilità di gas di importazione, che passerà dai 113,9 miliardi di m³ del 2010
ai 131,6 del 2015; disponibilità che, insieme alla produzione domestica stimata,
riuscirebbe a fornire una quantità di gas pari a 121,7 miliardi di m³ nel 2010 e
138,5 nel 2015, molto maggiore della domanda prevista (che passerebbe dai 77
miliardi di m³ del 2010 agli 87,6 dello scenario di massimo consumo nel 2015).
Mentre nel lungo periodo (2015-2025), potremo registrare una sovracapacità
dell’offerta rispetto alla domanda, arrivando nel 2025 a una quantità di gas
fornibile (disponibilità di gas da importazione sommata alla produzione
domestica) pari a 162 miliardi di m³ a fronte dei 97,2 previsti per la domanda
(nello scenario di massimo consumo).
24Figura 16
Previsioni dell’andamento di domanda e offerta di gas in Italia
Consumo annuale, miliardi di metri cubi (bcm) Disponibilità di import1+
produzione domestica Max domanda
Disponibilità di import1
Contrattualizzato +
Min domanda
produzione domestica
Produzione domestica
Oggi Medio periodo Lungo periodo
163,7 162,0
159,6 159,6
138,5
121,7 131,6
117,7
103,6 105,2 113,9
109,6 100,1
97,2
94,5 96,3 103,1 87,6 91,4
90,8 93,4 77,0 71,4
54,3
84,5 84,8 78,0 79,5 80,7
76,3 74,2
9,1 8,9 8,1 7,8 6,9 4,1 2,4
2007 2008 2009 2010 2015 2020 2025
▪ Forte contrazione della ▪ Domanda in ripresa sui livelli del 2008 ▪ Sistema comunque in
domanda dovuta alla crisi nel medio termine equilibrio anche nello
▪ Entrata in linea di parte delle scenario di domanda più
infrastrutture di import previste ottimista, senza ulteriore
crescita di capacità di import
1 Considerato lo scenario conservativo
FONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Terna; analisi del gruppo di lavoro
Figura 17
Previsioni di picco di domanda e offerta di gas in Italia
Consumo di picco, milioni di metri cubi/giorno Capacità totale (import1+
Domanda di
stoccaggio2+domestico)
picco3 max
Caso conservativo in cui si Capacità di import1+
mantiene la capacità di stoccaggio stoccaggio2 Domanda di
picco3 min
pari a quella del 2009
Capacità di import1
Oggi Medio periodo Lungo periodo
666,4 661,8
597,4 655,1 655,1
540,0 550,8
497,7 578,4
491,9 458,5 480,5
517,7 529,5
443,8 502,8 502,8
467,0 473,3 403,5
426,1
365,4 377,2
314,9 321,0
429,0 410,0 413,1 417,4
385,0 400,7 392,9
2007 2008 2009 2010 2015 2020 2025
1 Considerato lo scenario conservativo
2 Assume capacità marginale di prelievo da stoccaggio alla minima pressione utile costante rispetto al 2009
3 Previsione domanda di picco basata sul massimo degli scostamenti percentuali rispetto alla media per gli anni 2006, 2007 e 2008
FONTE: Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas; Terna; analisi del gruppo di lavoro
25Vale la pena notare che, per effetto della revisione delle stime della domanda,
anche nel caso più ottimistico, la disponibilità attualmente presente (109,6
miliardi di m³ all’anno) sarebbe già sufficiente a fronteggiare i consumi.
Tuttavia, dall’esame dell’andamento discendente delle quantità contrattualizzate,
si evince che nel medio-lungo periodo sarà necessario provvedere per quanto
possibile al rinnovo dei contratti in corso, prolungandone la vita residua o
assicurandone la sostituzione con nuovi contratti (da stipulare anche con nuovi
fornitori).
La medesima condizione di relativa sicurezza è riscontrabile anche nell’analisi
della capacità del sistema di servire il picco. E ciò è dovuto all’effetto combinato
della diminuzione della domanda e dell’entrata in servizio dei 115,1 milioni di m³
al giorno di nuova capacità (figura 17).
La domanda di picco per ogni anno è stata stimata suddividendo il consumo
annuale tra le componenti residenziale, industriale e termoelettrica, e applicando
a ognuna di esse il massimo scostamento dalla media rispetto ai consumi
giornalieri degli ultimi tre anni termici (2006-2007, 2007-2008, 2008-2009).
La capacità di offerta giornaliera al picco è stata calcolata sommando tre
grandezze:
■ 1/365 della produzione nazionale stimata.
■ 1/365 della capacità di importazione totale dichiarata da Snam Rete Gas
sulle infrastrutture già in esercizio.
■ Una capacità di erogazione di stoccaggio pari a 152,3 m³ al giorno (capacità
minima al termine della fase di erogazione), come indicato nella relazione
dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas.
La somma di queste tre grandezze rappresenta il potenziale del sistema dal lato
dell’offerta. Per il 2010, il risultato è pari a 550,8 milioni di m³ al giorno (quasi
150 milioni di m³ superiore alla domanda), mentre per il 2025 è stimato pari a
661,8 milioni di m³ al giorno, con una differenza rispetto ai consumi di picco
superiore ai 150 milioni di m³ al giorno.
26Puoi anche leggere
