Il mercato del gas naturale al 2020: una analisi dell'Associazione Italiana
Economisti dell'Energia
EDGARDO CURCIO(*)
Come è noto in termini di fonti
primarie, il gas naturale attualmente contribuisce a soddisfare la domanda
nazionale per oltre un terzo (34%), grazie all’importante contributo nei
settori residenziale, terziario e industriale. Peraltro, nell’ultimo
decennio, anche il suo contributo nella produzione termoelettrica è andato
sempre più assumendo un ruolo dominante rispetto alle altre fonti fossili, a
seguito dell'aumento di consistenza del parco centrali a ciclo combinato a
gas. Di fatto, negli ultimi quattro anni, mentre il consumo complessivo
lordo di gas naturale in Italia è cresciuto del 14%, i consumi di gas
naturale nel settore termoelettrico sono cresciuti del 23%.
Il mercato nazionale è dunque caratterizzato da un ruolo del gas in continua
crescita. Trend che si riscontra anche a livello europeo dove emerge che il
gas naturale rappresenta attualmente la seconda fonte energetica più
importante rispondendo al 25% dei primari bisogni di energia per crescere
fino al 30% nel 2020, secondo le previsioni di Eurogas.
Pur con una percentuale di copertura del fabbisogno totale di energia molto
diverso da un Paese membro all’altro, anche nel contesto europeo la domanda
di gas naturale risulta in incremento in tutti i settori dell’economia, con
un uso particolarmente forte nella generazione termoelettrica, dove viene
usato al posto di altri combustibili fossili, grazie a tecnologie di
conversione ad alta efficienza, basso impegno finanziario e impatto
ambientale relativamente contenuto.
In Italia, la domanda di gas naturale nel 2004 ha fatto registrare una
crescita del 3,8% rispetto al 2003, attestandosi a circa 80 miliardi di
metri cubi. Si tratta di una variazione molto più elevata di quella che ha
caratterizzato la crescita economica (1,1%) e la domanda di energia nel suo
complesso (0,8%). Crescita sostenuta dal settore termoelettrico (+9%), dove
il gas si conferma fonte leader (raggiungendo nel 2004 il record storico di
28 Gm3) con una quota che ha raggiunto il 49% del totale dei
prodotti impiegati, continuando il trend di crescita che perdura ormai da
molti anni.
In relazione al mercato, dopo quasi cinque anni dall’entrata in vigore del
decreto legislativo 164/00, Decreto Letta, che ha dato via alla
liberalizzazione del mercato del gas naturale, gli indici mostrano dinamiche
incoraggianti sotto vari punti di vista: è incrementato il numero di
soggetti che hanno avuto il conferimento della capacità agli entry e
di quelli che hanno chiesto l’autorizzazione o fatto comunicazione al Map
per importare gas naturale, oltre ché il numero di transazioni all’interno
delle reti.
Nonostante questi segnali positivi la liberalizzazione del settore gas
risulta un processo ancora profondamente incompleto, in virtù del forte peso
dell’operatore dominante che rende poco liquido e scarsamente competitivo il
mercato. Situazione che, sulla base delle attuali tendenze, permarrà anche
per i prossimi anni, nonostante i tetti antitrust. Nasce quindi la necessità
di trovare soluzioni idonee a dare liquidità al mercato in quanto un mero
rinnovo dei tetti antitrust posti a carico dell’operatore dominante, e che
scadono nel 2010, non sembrano sufficienti al sistema, perchè gli stessi già
da tempo hanno dimostrato di non essere in grado di migliorare la
competitività del mercato del gas.
Lo scenario di previsione della domanda di gas, secondo l’AIEE, è basato
sulla sostanziale continuazione delle tendenze recenti del sistema economico
ed energetico italiano. Esso si fonda su alcune ipotesi relative
all’evoluzione demografica ed economica del Paese e alla dinamica dei
diversi fattori che condizionano la domanda di questa fonte, quali, ad
esempio, l’evoluzione strutturale del comparto produttivo, la crescita del
settore elettrico, la composizione del parco elettrico e gli effetti delle
azioni di risparmio.
Emerge uno scenario di evoluzione della domanda di gas naturale che vede una
crescita complessiva piuttosto marcata, a un ritmo medio annuo di circa il
2,5% dal 2004 al 2010, passando da una quota del 33% ad una quota di oltre
il 38% dei consumi complessivi di energia in Italia, in termini di fonti
primarie. Crescita che prosegue a tassi del 2% fino al 2015 e di poco
inferiori al 2% fino al 2020.
Elemento trainante della previsione di evoluzione della domanda di gas in
Italia, secondo l’AIEE, sarà la crescita della domanda di energia elettrica,
che caratterizzerà tutti i settori economici, soprattutto il civile, e
apparirà più rigida rispetto a variazioni di prezzo. Crescita che si
sviluppa in un contesto, quale quello termoelettrico, in fase di profonda
trasformazione, con l’affermarsi di due tecnologie vincenti sulle quali il
sistema elettrico poggerà per i prossimi due decenni: quella dei cicli
combinati a gas naturale (CCGT) e quella degli impianti a vapore a
condensazione, specialmente con caldaie del tipo Ultra-Super-Critico (USC)
alimentate da polverino di carbone.
La struttura attuale del settore di generazione elettrica mostra, infatti,
un quadro in cui la produzione elettrica da olio combustibile è in netto
calo per questioni soprattutto di convenienza economica, mentre la
produzione elettrica da carbone e da altri combustibili di basso pregio è in
crescita, ma con forti limitazioni per l’impatto ambientale, la scarsa
accettabilità sociale ed il rischio industriale legato agli ingenti capitali
richiesti. D’altro canto la produzione idroelettrica è prossima al pieno
sfruttamento del potenziale e non avrà un ruolo quantitativamente rilevante
nel sostegno alla crescita della domanda. Le altre fonti rinnovabili, pure
in netta crescita, giocano un ruolo importante ma marginale per le quantità
in gioco relativamente esigue.
L’elaborazione dei diversi scenari di evoluzione della domanda di gas sconta
dunque due elementi di non facile valutazione: uno è la crescita della
domanda elettrica, in relazione alla quale i nuovi impianti a ciclo
combinato a gas naturale potranno essere realizzati, e l’altro è l’effettivo
utilizzo dei nuovi impianti e la struttura del settore che si verrà a
definire, che dipende molto dalle “condizioni al contorno”: prezzi
all’ingrosso dell’elettricità, funzionamento del mercato elettrico,
eventuale aumento delle importazioni di elettricità (incluse merchant
lines), prezzi del gas naturale e degli altri combustibili, evoluzione
del profilo del carico elettrico, limiti ambientali di esercizio, ecc..
Le trasformazioni che si stanno verificando nel settore termoelettrico
portano a presentare due scenari di domanda del gas naturale per l’Italia:
uno scenario tendenziale, che si configura su un trend di sviluppo della
domanda elettrica abbastanza conservativo (+2% annuo) e sulla base dei soli
progetti di nuovi impianti “greenfield” e di riconversione di impianti
esistenti già autorizzati; uno scenario alternativo, di maggiore impiego del
gas nelle centrali termoelettriche, a seguito di un possibile blocco di
riconversioni di alcune centrali da olio a carbone e soprattutto di una
crescita della domanda elettrica più sostenuta.
Considerata l’evoluzione attesa della produzione nazionale di gas naturale,
prevista scendere dagli attuali 13 miliardi di mc a circa 5 miliardi di mc
al 2010, e il forte aumento della domanda si profila, per il 2010 un quadro
di offerta che, largamente dominato dalle importazioni, presenterà diversi
elementi di criticità sia in relazione alla capacità delle infrastrutture di
importare gas naturale sia per quanto riguarda il volume di gas
complessivamente contrattato.
Infatti, mentre l’attuale capacità di importazione di gas naturale in
Italia, attualmente pari a circa 82 miliardi di mc, è prevista aumentare al
2010 a 97 miliardi, per un aumento delle infrastrutture via tubo realizzate
da Eni e dall’entrata in esercizio del solo terminale di rigassificazione
della Edison/Exxon/Qatar a Rovigo, la totale domanda di gas è destinata a
salire da 80 a 92 miliardi di mc (di cui quasi 90 relativa alle
importazioni). Conseguentemente la capacità infrastrutturale di gas in
Italia sarà appena sufficiente a coprire le importazioni previste con un
margine di scarto inferiore al 9%, il più basso nella storia delle
importazioni di gas nel nostro Paese, mettendo così a serio rischio la
sicurezza e soprattutto la flessibilità del mercato del gas in Italia.
Infatti, le esigenze del sistema-gas nazionale risulterebbero meglio
soddisfatte se ci fosse un margine di scarto molto più alto in grado di
garantire la copertura di possibili picchi congiunturali di domanda, come
verificatosi nello scorso inverno, o interruzione di flussi, e soprattutto
potesse garantire una sufficiente apertura del mercato nazionale del gas
rendendo effettiva una vera competizione tra i diversi operatori.
Questa situazione risulterà ancora più critica al 2015 e al 2020 quando la
mancanza di nuove infrastrutture di ricezione del gas in Italia e la caduta
della produzione nazionale metteranno a rischio la copertura di una domanda
di gas in forte crescita e prevista arrivare a 100 miliardi di mc nel 2015
ed a 112 miliardi di mc al 2020.
Tuttavia sono moltissime le varie iniziative, sulla carta, destinate ad
aumentare la capacità di importazione di gas in Italia. Di queste – come già
detto – appaiono come fattibili solo alcune (sbottigliamento dei gasdotti a
Tarvisio e Mazara del Vallo e terminale Gnl a Rovigo) mentre non sono ancora
definiti molti altri progetti soprattutto per nuovi terminali Gnl, di cui
non si conoscono ancora le relative fattibilità in termini di realizzazione
ed il relativo “time out”.
L'insieme di tutti i progetti proposti, inclusi quelli relativi
all'ampliamento delle condotte di gas dalla Russia e dall'Algeria,
porterebbe di fatto, da un lato, ad un eccesso di capacità rispetto allo
scenario di domanda (tendenziale) e probabilmente anche allo scenario di
domanda alternativa, e dall'altro lato, si configura ancora come un semplice
esercizio di scenario. E’ quindi evidente che fra tutte le iniziative
intraprese - molte delle quali peraltro in stadio ancora embrionale o
comunque di difficile realizzabilità - sarà necessario operare delle scelte
basate su valutazioni di convenienza economica e di politica industriale.
Si evidenzia, comunque, la necessità di realizzare un robusto aumento di
capacità di importazione e di infrastrutture al 2015 e negli anni successivi
per garantire al Paese sicurezza e flessibilità del sistema gas: in un caso,
e cioè con uno scenario di domanda tendenziale, c’è la necessità di
incrementare la capacità infrastrutturale del Paese tra il 2010 ed il 2015
nell’ordine dei 10 miliardi di mc; in un altro caso, e cioè con uno scenario
di domanda alternativo, nell’ordine dei 20 miliardi di mc sempre nello stesso
arco di tempo.
Per quanto riguarda il quadro complessivo dei contratti d’importazione ad
oggi esistenti e disponibili al 2010, tra i quali si prende in
considerazione anche il contratto di cui 6,4 Gmc/anno relativo al terminale
di rigassificazione della Edison/Exon/Qatar di Rovigo, il totale ammonta a
oltre 88 miliardi di metri cubi. Non si prospetta pertanto nell’orizzonte
del 2010 un reale deficit contrattuale, ma sicuramente la necessità di nuovi
contratti per nuovi operatori ed, eventualmente, di modifica dell’assetto
della titolarità dei contratti già stipulati dal Gruppo ENI per aumentare la
flessibilità e la diversificazione dell’approvvigionamento dall’estero del
gas nel nostro Paese.
Nel 2015 si ha che a fronte di una previsione di domanda di gas naturale di
102 miliardi di metri cubi l’anno, il volume di gas complessivamente
contrattato non sarebbe sufficiente a coprire il fabbisogno di importazione,
in quanto sarebbero necessarie importazioni per circa 100 miliardi, in
considerazione del modesto apporto previsto della produzione nazionale.
La situazione al 2020 dimostra ancor più le necessità di iniziative
importanti per l’approvvigionamento di gas del Paese.
Chiaramente se lo scenario alternativo di domanda gas ipotizzato si
concretizzasse, la situazione offerta/domanda si aggraverebbe
drammaticamente sia nel 2015 e sia soprattutto nel 2020.
Pertanto, in un contesto in cui la domanda di gas crescerà in tutti i
comparti, il prossimo decennio sarà senz’altro caratterizzato da un’intensa
attività commerciale al fine di potersi assicurare capacità di trasporto
sulle infrastrutture e relativi volumi contrattuali d’importazione. Forse
sarà proprio in questa fase che si avrà una vera competizione tra gli
operatori sempre chè vengano rimossi gli ostacoli all’importazione.
Risulta comunque fondamentale considerare il mercato del gas sempre più in
un ottica europea anziché solamente nazionale.
Infatti, in un contesto in cui venissero realizzate tutte o anche molte
delle infrastrutture di ricezione gas (gasdotti e terminali di GNL) previsti
in Italia, la capacità potrebbe essere molto superiore al fabbisogno
interno.
In questo caso sarebbe utile, anzi opportuno, valutare le possibilità che
possono scaturire dalle dinamiche domanda-offerta di gas a livello europeo,
offrendo spazi per trasformare il nostro Paese da un importatore netto di
gas ad un Paese di transito e quindi riesportatore di gas verso l’Europa
Continentale, dove si prospetta un deficit di offerta, secondo le previsioni
Eurogas, dell’ordine dei 50 miliardi al 2010 e di 125 miliardi di mc al
2015.
Vi sono dunque ottime possibilità per il nostro Paese di diventare un “hub”
e quindi un’area di transito del gas, che venendo dal Sud e dall'Est (e cioè
dal Nord Africa e dai Balcani) potrebbe essere rivenduto ai gasieri
dell'Europa Continentale. Oppure che i nostri operatori realizzino contratti
di swap, che renderebbero più economico l’intero sistema europeo lasciando i
maggiori quantitativi possibili di gas vicino alle aree di consumo. Così si
potrebbe pensare che la produzione del Mare del Nord vada nei paesi del
nord-centro Europa e le importazioni da Nord Africa e Medio Oriente vadano
nei paesi dell’Europa centrale e mediterranea.
Ovviamente occorrono contratti di back-up in caso di interruzione di
fornitura e contratti di lungo periodo fra gli operatori.
Su questi argomenti peraltro esistono già studi in corso e la stessa
Autorità per l'energia elettrica ed il gas ed il Ministero delle attività
produttive non fanno mistero che la soluzione di utilizzare il nostro Paese
come un centro di smistamento del gas eccedente il nostro fabbisogno verso
altri mercati continentali, rappresenterebbe una grande opportunità.
In questa prospettiva si manifesta la possibilità che, dopo il 2010, una
parte delle infrastrutture gas che verranno realizzate nel nostro Paese,
possano mantenere un elevato livello di utilizzazione, in virtù del fatto
che una parte della loro capacità potrebbe essere destinata al mercato
europeo.
In conclusione emerge che, sulla base di valutazioni e stime - peraltro
abbastanza conservative - su tutte le componenti della domanda di gas
naturale, il livello atteso di fabbisogno di gas del nostro Paese a vari
intervalli temporali, non risulta attualmente coperto.
Sembra così necessario realizzare un robusto aumento di capacità di
importazione al 2015 e negli anni successivi per garantire al Paese
sicurezza e flessibilità del sistema gas, che non solo ha un ruolo
importante nel settore civile ed industriale ma, soprattutto è il
combustibile fondamentale per lo sviluppo del settore elettrico italiano.
Nel valutare l’adeguatezza infrastrutturale del settore gas non si può
dimenticare che se da un lato non è possibile programmare infrastrutture
così importanti e costose come le condotte ed i terminali di gas in
un‘ottica di breve periodo e quindi in relazione ad una sicura previsione di
crescita annuale del gas trasportato, dall'altro lato è sempre possibile
utilizzare margini di capacità infrastrutturale del sistema-gas italiano per
l'esportazione verso altri Paesi europei confinanti con l’Italia. Il mercato
deve, infatti, essere visto sempre più in chiave europea, piuttosto che
nazionale, così come è indicato dalle politiche energetiche dell’UE e dalle
esigenze connesse all’apertura e liberalizzazione dei mercati energetici.
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Presidente AIEE - Associazione Italiana Economisti dell’Energia.