Posto in questi termini, francamente il dibattito non ci appassiona. Una stima esatta richiederebbe non soltanto una capacità di determinazione di dinamiche di consumo e ancor più di potenza elettrica che oggi è difficile centrare, anche perché stanno cambiando rapidamente i rapporti tra potenza alla punta e potenza base load; ma soprattutto comporterebbe una virtù divinatoria intorno ai tempi di autorizzazione e quindi poi di entrata in esercizio delle nuove centrali.
Grosso modo sono tutti d’accordo nello stimare all’orizzonte 2010-2012 un fabbisogno di nuova potenza alla punta, compresa tra i 17.000 e i 20.000 MW (includendo i repowering), che significa una maggior domanda di gas intorno ai 26-30 miliardi di Smc e che ci porta appunto ai famosi 100 miliardi in discussione.

La vera contesa non è allora sulla dimensione della domanda, ma su quando si arriverà a quel volume: già nel 2010 o nel 2012 o qualche anno dopo?
Per quel che vale un’opinione personale e con il rischio, che un economista non dovrebbe mai assumere, di essere smentito dall’evoluzione di una realtà che ha troppe incognite per poterle compensare tutte tra loro, azzardo che Eni probabilmente ha ragione nel sostenere che ai 100 miliardi non si arriverà nel 2010. Le procedure autorizzative stanno andando tutte a rilento, le aspettative incautamente suscitate dalla legge “sblocca-centrali” sono largamente smentite dai fatti e non è neppure sempre sufficiente il mitico permesso unico per cantierare l’impianto.
Cosa cambia però se ai 100 miliardi di Smc si arriva non al 2010, ma al 2012? In realtà nulla e qui sta la mistificazione di tutto questo dibattito, anche perché potrebbero emergere problemi di approvvigionamento proprio nel passaggio dalla domanda attuale a quella futura, sulla quale sono dimensionate le infrastrutture in discussione.

A valutazioni non dissimili arriva l’indagine conoscitiva dell’Antitrust sulla liberalizzazione del mercato del gas (Provvedimento 13267/2004), che osserva:
“Un’analisi sulle previsioni di domanda ed offerta di gas opportunamente considerate ridimensiona il rischio di una “bolla di gas” a medio termine così come paventata da alcuni operatori, mostrando al contrario criticità che potrebbero verificarsi nel breve termine sul fronte degli approvvigionamenti, in assenza di nuove infrastrutture e di potenziamenti di quelle esistenti.”
Nei sistemi energetici è insita la contraddizione tra una domanda che cresce in termini lineari, disegnando una curva con inclinazione variabile nel tempo, ma nel lungo periodo abbastanza costante, e un’offerta che invece cresce “a scalini”, per blocchi d’investimenti che non possono tecnicamente avere la stessa gradualità di incremento della domanda.

Facciamo il caso dell’energia elettrica: se all’anno t0 abbiamo una domanda di 300 TWh, è probabile, nel caso italiano, che l’anno successivo la nostra domanda salga a 307,5 TWh e che la nostra potenza debba crescere di 1.200 MW. È difficile però, soprattutto in un sistema di mercato in cui le decisioni d’investimento sono decentrate, affidate cioè a una pluralità di operatori, che si riesca ad avere al tempo t1 esattamente un aumento della potenza disponibile di 1.200 MW, che entrino per esempio in esercizio una centrale da 800 MW e una da 400 MW. Potremmo avere solo la centrale da 400 MW e il sistema sarà corto o due centrali da 800 MW e allora saremo lunghi.
Questo ragionamento vale ancor più per la logistica del gas. Un gasdotto non è economico se porta meno di 8-10 miliardi di Smc, e 8 miliardi di Smc sono la taglia ottimale di un terminale gas.Quando entra in esercizio un nuovo gasdotto inevitabilmente il sistema diventa lungo: la nuova capacità non è immediatamente saturata, ma dopo pochi anni si diventa corti, c’è bisogno di nuove infrastrutture.

La differenza tra una crescita lineare della domanda e quella a scalini dell’offerta fa sì che il sistema energetico alterni anni di “bilanciato lungo” e di “bilanciato corto”.
Neppure un sistema di pianificazione centralizzata estremamente efficiente potrebbe eliminare questo movimento pendolare, che discende dalla natura “a blocchi” degli investimenti, per cui è impossibile nell’energia far coincidere temporalmente domanda e offerta di capacità, a prescindere da ogni considerazione sul fallimento storico di ogni tentativo di pianificazione centralizzata (chi voglia approfondire l’argomento può rileggersi il bel testo di V.S. Nemcinov, uno dei massimi esperti del Gosplan, “Piano, valore e prezzi”, Editori Riuniti, 1978).

E allora di cosa stiamo discutendo? Cosa cambia se ai fatidici 100 miliardi di Smc si arriva un anno prima o un anno dopo? Non si tratta forse in ogni caso di investimenti che hanno un tempo di ritorno sui 20 anni?
La chiave esplicativa del tormentone sulla bolla gas si trova nell’art. 19, comma 3 del Decreto Letta, che pone un limite all’importazione di gas in Italia a partire dal 75% nel 2002 sino al 61% al 31 dicembre 2010. Dopo cessano le soglie antitrust. Ecco allora il vero problema dell’Eni: se si realizzano nuove infrastrutture e si accresce la capacità di importazione entro questa data, la nuova capacità dovrà essere lasciata ai nuovi entranti, ma se si riesce a superare il 2010 la nuova capacità potrà essere utilizzata in proprio dall’Eni. Non è allora una discussione accademica quella sulla domanda all’orizzonte 2010; questa data è un discrimine fondamentale sui futuri assetti del mercato italiano del gas.

Intanto l’Eni ha già adottato le proprie misure: la nuova linea del Tag, il gasdotto che attraversa l’Austria e che collega il nodo di Baumgartner - alla frontiera slovacca, dove arriva il gas russo - con Tarvisio, che sulle mappe è indicata come “under construction” è stata rinviata a tempo indeterminato e per il momento si procederà solo al potenziamento delle due linee già esistenti. Anche questo incremento di capacità è però subordinato al fatto che in Italia non si realizzino altri terminali oltre a quelli di Brindisi e di Porto Viro, altrimenti pure questo potenziamento è rinviato a dopo il 2010. Così per il potenziamento del Ttpc dall’Algeria.
La strumentalità delle argomentazioni dell’Eni è stata denunciata a chiare lettere dalla citata indagine dell’Antitrust, che conclude al riguardo come “non siano accettabili, sul piano concorrenziale, le giustificazioni addotte da Eni a supporto del rinvio dell’annunciato potenziamento dei gasdotti Tag e Ttpc in caso di realizzazione contestuale dei terminali di rigassificazione. Al contrario, tale rinvio, nei tempi e nelle modalità seguite, conferma l’anomalia concorrenziale connessa al controllo delle infrastrutture internazionali di trasporto da parte di Eni”.
Sotto il profilo aziendale peraltro il comportamento dell’Eni è pienamente comprensibile. Quello che è sbagliato è pretendere che sia Eni a realizzare nuove capacità infrastrutturali, come era in passato, mettendole però oggi a disposizione dei concorrenti.

In buona sostanza ha parzialmente ragione Vittorio Mincato quando osserva che solo Eni negli ultimi anni ha lanciato nuovi investimenti (Blue Stream, il nuovo gasdotto dalla Libia), mentre i concorrenti (potenziali) si sono solo lamentati.
Manca però l’altra parte del ragionamento. Se giustamente Eni rivendica di pensare solo per sé e non per gli altri, allora anche il controllo degli accessi all’Italia devono passare a Snam Rete Gas, dalla quale Eni deve uscire al più presto.
La logistica del gas, come il trasporto dell’energia elettrica, devono essere considerati come business autonomi e capaci di sostenersi sui propri economics, non in funzione del vantaggio monopolistico che possono conferire a un operatore o a un altro.
In verità è in questo passaggio fondamentale che si gioca la possibilità di realizzare un effettivo “mercato interno” dell’energia elettrica e del gas, per usare la terminologia di Bruxelles.