di G.B. Zorzoli

Il ministero per lo Sviluppo economico ha prodotto un nuovo documento previsionale sulla domanda di gas e sui conseguenti problemi di approvvigionamento, in particolare per quanto concerne gli impianti di ricezione del GNL (Scenari della domanda di gas naturale in Italia e prospettive di sviluppo delle infrastrutture di approvvigionamento). Il grosso dell’analisi è svolto sulla base di uno scenario tendenziale, cioè nell’ipotesi di una forte continuità con le politiche e con le decisioni in tema di energia degli ultimi dieci-quindici anni, che porta a una crescita media annua della domanda energetica pari all’1 per cento (contro l’1,4 per cento nel decennio 1995-2005) e alla sua ripartizione per fonti primarie, che conferma la forte crescita del ruolo del gas naturale (Tabella 1). Secondo le proiezioni della Tabella 1 nel 2020 il contributo delle rinnovabili al bilancio energetico del Paese sarebbe poco meno del 9 per cento, mentre rispetto al 2004 la domanda di energia sarebbe cresciuta di circa il 30. Come si vede, siamo ben lontani dai recenti obiettivi fissati dall’Unione europea per il 2020: 20 per cento di contributo delle rinnovabili e meno 20 per cento di domanda energetica. Il secondo scenario (ecosostenibile) è caratterizzato da un diffuso impiego di apparecchiature, sistemi e processi a elevata efficienza energetica, da un maggiore ricorso alle fonti rinnovabili e dall’adozione nell’ultima decade (2020-2030) di sistemi di cattura/sequestro dell’anidride carbonica. Per questo scenario il documento si limita a riportare le variazioni della domanda al 2030 (Tabella 2). Secondo le proiezioni di Tabella 2, anche nel caso dello scenario ecosostenibile il contributo delle rinnovabili alla domanda di energia nel 2030 sarebbe ancora ben al di sotto dell’obiettivo fissato dall’Unione europea per il 2020 (10,8 invece di 20 per cento) e la domanda complessiva continua a rimanere crescente (+25 per cento). Non a caso il documento annuncia un aggiornamento degli scenari per tenere conto delle decisioni prese a livello europeo. Tuttavia, per quanto concerne il ricorso al gas naturale, soprattutto per quanto concerne gli anni più vicini a noi, i dati contenuti nella relazione rimangono sufficientemente significativi. Consideriamo dunque come, sulla base della proiezioni di Tabella 1, dovrebbe evolvere il fabbisogno di gas naturale da soddisfare mediante importazione, tenendo conto da un lato del continuo decremento dell’apporto di quello nazionale, dall’altro che nella gestione pratica gasdotti e terminali non possono mai essere sfruttati al 100 per cento per tutto l’anno. Secondo il documento del MSE per i gasdotti l’85 è una percentuale realistica di utilizzo, per i terminali il 90 per cento. Ne conseguono gli andamenti di Tabella 3, dove sono presi in considerazione i contributi degli impianti esistenti e dei loro potenziamenti, oltre che dei terminali di rigassificazione già autorizzati, ma non per questo di sicura realizzazione e/o di tempi certi (Brindisi docet!). I dati di Tabella 3 sono forse un po’ meno pessimistici di analoghe proiezioni sui futuri gap fra domanda e offerta, ma non in misura rilevante. Tuttavia, tenendo conto dei forti dubbi sulla realizzazione del terminale di Brindisi e dei presumibili ritardi di Livorno, la Tabella 3 mette in evidenza il persistere di una scarsa sovracapacità, che metterebbe a rischio la sicurezza degli approvvigionamenti in caso di interruzione di una delle infrastrutture di importazione o di emergenze di altra natura, in particolare di origine politica (si pensi all’interruzione dovuta al contenzioso fra Russia e Ucraina). Rischi, quelli politici, accentuati dal fatto che i potenziamenti delle forniture via terra non fanno che aumentare la dipendenza da due soli fornitori, Algeria e Russia. D’altra parte, anche se si verificasse lo scenario ecosostenibile, che porterebbe a una riduzione di circa 8,5 miliardi di metri cubi al 2030, trattandosi di effetti che vanno crescendo con gradualità nel tempo, negli anni più vicini a noi non si modificherebbe sostanzialmente la situazione. Inoltre, come sottolinea il documento del MSE, all’analisi degli aspetti quantitativi del problema va associata una riflessione sulle conseguenze qualitative di una modesta o nulla sovracapacità di gas. La sovracapacità di offerta è infatti essenziale per realizzare una competizione effettiva nel settore, finora mancante, a tutto vantaggio dei consumatori (industrie, servizi, privati) e per consentire agli operatori nazionali di utilizzare i conseguenti margini di offerta per una presenza non occasionale sui mercati europei. Onde ottenere entrambi questi risultati, sarebbe però necessario superare gli ostacoli che continuano a frapporsi a una tempestiva realizzazione di un numero di terminali di rigassificazione maggiore di quelli già autorizzati. Va altresì considerato che il fattore tempo non è decisivo soltanto per realizzare le condizioni sopra esposte. Va infatti preso in considerazione un problema aggiuntivo, su cui il documento del MSE tace: la disponibilità di GNL non è un dato acquisito. Già nella situazione attuale per i prossimi due o tre anni sono previste tensioni sul mercato del GNL, con possibili deficit di offerta (Figura 1), ma i potenziali problemi di approvvigionamento non sono soltanto di natura congiunturale. Del tutto casualmente, in contemporanea con la pubblicazione del documento del MSE è arrivata la notizia che una società indiana ha stipulato un contratto venticinquennale per l’importazione di 1,75 miliardi di metri cubi/anno di GNL algerino. Apparentemente una goccia nel deserto – meno dell’1 per cento del mercato mondiale del GNL – non fosse per la conferma di un mutamento paradigmatico in atto, con implicazioni di ben altra portata. Finora, infatti, i costi di trasporto hanno posto dei limiti abbastanza precisi alle distanze fra impianti di liquefazione e di rigassificazione del gas, per cui l’offerta a livello mondiale si è suddivisa fra due distinti bacini d’utenza (Figura 2). Il primo, occidentale, rifornisce essenzialmente i Paesi europei e l’America; il secondo, orientale, quelli asiatici. Gli unici Paesi fornitori di entrambe le aree sono stati fino a oggi quelli del Medio Oriente, definiti appunto swing producer; certo non l’Algeria. Il calo drastico dei costi di trasporto, unito alla fame crescente di gas nelle nazioni emergenti dell’Asia, sta evidentemente cambiando le regole del gioco. I mutamenti tendenziali non riguardano però solo la domanda asiatica. Ancora oggi i terminali di rigassificazione degli Stati Uniti si trovano tutti sulla costa atlantica del Paese, collocandolo storicamente nel bacino di utenza occidentale. In tempi recenti sono stati però proposti ben nove progetti di rigassificatori ubicati sulla costa del Pacifico, a cui se ne aggiunge uno poco più giù, nel Messico (Figura 3). Non tutti, evidentemente, andranno in porto; quello di Cabrillo Port in California ha già ricevuto il veto del governatore Arnold Schwarzenegger e nel parlamento dello Stato vi sono spinte per un blocco di tutti i progetti, ma l’ormai evidente fine dell’era del gas abbondante sulla costa occidentale americana e le crescenti difficoltà, con conseguenti ritardi, incontrate dal Mackenzie Gas Project per lo sfruttamento del gas presente nei territori nord-occidentali del Canada (tanto che alcuni lo danno già per defunto), rende assai probabile che più d’uno di tali progetti alla fine sia realizzato. Di conseguenza un vorace consumatore di gas come gli Stati Uniti si affaccerà in misura crescente sul bacino di utenza orientale, in concorrenza con il Giappone e i Paesi asiatici emergenti. Già oggi gli swing producer stanno in misura preoccupante orientandosi verso il bacino di utenza orientale, spesso con accordi di natura strutturale, come quello fra Iran e Cina per lo sfruttamento del giacimento di gas di Pars Nord e la connessa costruzione di un impianto di liquefazione. Che cosa accadrà alle forniture per l’Europa, quando si aggiungerà la domanda proveniente dalla parte occidentale degli Stati Uniti? Altre nazioni, in primis la Francia che pure produce gran parte dell’energia elettrica mediante il nucleare, si stanno muovendo con grande determinazione, consapevoli che chi primo arriva a realizzare terminali di rigassificazione può più facilmente accaparrarsi contratti di fornitura a lungo termine di GNL. In secondo luogo, visto il costo degli investimenti negli impianti di liquefazione, che incidono per il 50 per cento circa sul costo finale del GNL, quindi in molti casi non sopportabile dai soli Paesi dove il gas è abbondante, da noi – come sta accadendo altrove – andrebbe in tutti i modi promosso un intervento delle imprese italiane in questo settore. Per uno Stato che fatica a costruire qualche rigassificatore, una siffatta politica industriale può sembrare problema non prioritario. Non è così. L’evoluzione in atto nel mercato del GNL impone di muoversi molto rapidamente, per evitare di esserne tagliati fuori da Paesi più dinamici del nostro. Considerazioni analoghe valgono per l’ipotesi di fare dell’Italia un hub per la fornitura di GNL ai Paesi dell’Europa centro- orientale, visto che sia la Francia, con il potenziamento del terminale di FossurMer (15 miliardi di m3/anno a fine 2007), sia E.On Ruhrgas e Adria LNG, con l’accordo per un terminale di rigassificazione sull’isola di Krk in Croazia (10 miliardi di m3/anno entro il 2011), potrebbero occupare la maggior parte del segmento di mercato disponibile. Le cose, purtroppo, sembrano andare in tutt’altra direzione. Non solo i minuetti intorno agli iter autorizzativi dei terminali continuano indisturbati. Non solo non si ha notizia di iniziative per la partecipazione agli investimenti in nuovi impianti di liquefazione. La più recente decisione in materia di gas naturale è l’accordo fra Eni e Gazprom per la realizzazione del gasdotto South Stream, che accentuerà la nostra dipendenza dalle forniture russe. Oltre, naturalmente, ad accrescere ancora di più il ruolo dominante dell’incumbent nel mercato domestico. Coraggio, continuiamo a farci del male.