Proposta di riforma del mercato italiano del gas

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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

                                                                                 1
3.2 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

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STRETTAMENTE RISERVATO

Proposta di riforma del mercato italiano del
gas

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Prefazione
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

                                                                                 2
Sintesi 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.

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Nel 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

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eventuali 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:

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1. 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.

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informativa 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.

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soggetto, 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

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programma 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).

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1. 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

                                                                                                                                                                                    10
stagionale 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).

                                                                                                                                                   11
Figura 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

                                                                                                                                                              12
La 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

                                                                                                                                       13
Figura 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

                                                                                                                                                                        14
Il 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).

                                                                                   15
Figura 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).

                                                                                                                                                                     17
2. 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

                                                                                                                                                               18
simulazione 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).

                                                                                    20
il 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.

                                                                                     21
Figura 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

                                                                                                                                                                      23
Figura 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).

                                                                                                                                                  24
Figura 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

                                                                                                                                                                                     25
Vale 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.

                                                                                    26
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