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.