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Il mercato del gas in Italia: scenari e prospettive Stampa E-mail
di Claudio di Macco, consigliere tecnico scientifico dell'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas

I prossimi anni sono più che mai cruciali nel definire gli sviluppi del mercato del gas in Italia e il ruolo che il nostro Paese potrà svolgere in Europa. L’obiettivo perseguito, come noto, è rendere il mercato italiano maggiormente competitivo e sicuro, vista la forte dipendenza dagli approvvigionamenti dall’estero e, contemporaneamente, utilizzare la posizione strategica dell’Italia in Europa per creare un hub attraverso il quale veicolare verso il continente il gas naturale africano, ma anche quello proveniente dall’area del Caspio e del Medio Oriente. Si abbinerebbe così ad una rilevante diversificazione dei Paesi fornitori, lo sviluppo di infrastrutture, gasdotti, terminali di rigassificazione del GNL e in particolare stoccaggi, che nel nostro Paese, secondo oggi in Europa per capacità, hanno grandi possibilità di crescita.

FABBISOGNI DI GAS
E LORO COPERTURA

In Italia la domanda aggregata di gas naturale, trainata dai consumi nel termoelettrico, è in progressiva espansione (Tabella 1); nel 2007 il fabbisogno nazionale è stato di circa 85 miliardi di metri cubi/anno, mentre è in continuo e deciso declino la produzione nazionale. Questo dato sulla crescita dei consumi insieme alla diminuzione della produzione nazionale ci accomuna ad altri grandi Paesi produttori europei, come il Regno Unito e l’Olanda. Il trade off tra la crescita della domanda e la diminuzione della produzione indigena rende indispensabile, per soddisfare il fabbisogno, un significativo incremento delle importazioni.
Questo incremento richiede agli operatori, sin da oggi, di investire in infrastrutture, sviluppando in maniera significativa il sistema delle facility, così da coprire la domanda dei consumi in crescita e creare una necessaria over supply, che faciliti il trading e le esportazioni verso il Nord Europa. Le prospettive di ampliamento delle capacità necessarie all’import nel prossimo quinquennio sono di assoluto interesse;tuttavia su alcuni progetti le incertezze, dovute ai lunghi iter amministrativi, alle opposizioni locali o alla scarsità di GNL presso i Paesi produttori, pongono dei dubbi sulla effettiva possibilità di disporre di queste nuove capacità nei modi e nei tempi auspicati.

Gli aumenti di capacità previsti consentirebbero di portare in Italia, nel 2012, più di 30 miliardi di metri cubi/anno di gas naturale aggiuntivo (Grafico 1). Gas che dovrà giungere nel nostro Paese grazie al potenziamento di gasdotti esistenti: il TAG (Austria) con un incremento di capacità di 3,2 miliardi di metri cubi/anno dal 1° ottobre di quest’anno e di 3,3 miliardi di metri cubi/anno dal 1° ottobre 2009, e il TTPC (Tunisia) con un incremento di 3,2 miliardi di metri cubi/anno, già in funzione dall’aprile di quest’anno, e di ulteriori 3,3 miliardi di metri cubi/anno da ottobre 2008. È inoltre previsto il potenziamento del Greenstream (Libia) per 3 miliardi di metri cubi/anno che potrebbe essere ultimato nel 2011.

Volgendo poi lo sguardo ai programmi di realizzazione di nuove infrastrutture, vediamo che il gasdotto IGI (Interconnessione Grecia-Italia) trasporterà gas per 8 miliardi di m3/anno (espandibili a 11,5 miliardi di metri cubi/anno). Nel 2007 è stato firmato l’accordo intergovernativo Italia-Grecia ed è stata concessa un’esenzione prioritaria del 100 per cento per 25 anni agli investitori, con possibilità di revoca se il gasdotto non sarà operativo nel 2012. Le forniture in questo caso dovrebbero venire interamente dall’Azerbaijan a partire dal 2010/2011.

Sempre nel 2007 è stato firmato l’accordo intergovernativo tra Italia e Algeria per il gasdotto GALSI, che trasporterà 8 miliardi di m3/anno dall’Algeria all’Italia continentale attraverso la Sardegna. L’inizio dei lavori è previsto per il 2009 e il nuovo gasdotto dovrebbe trasferire il gas algerino a partire dal 2011. Un altro gasdotto in stato di avanzata progettazione è il TAP (Albania), capacità prevista di 10 miliardi di metri cubi/anno (espandibile a 20 miliardi di metri cubi/anno). È vicino l’accordo fra gli Stati interessati; lo studio di fattibilità è stato completato ed è stato stipulato con l’Iran un contratto di fornitura per 5,5 miliardi di metri cubi/anno.

Altra capacità può venire dalla realizzazione di terminali di rigassificazione del GNL in Italia. Di quelli previsti, uno è in fase di realizzazione (Rovigo) e altri tre, Porto Empedocle, Gioia Tauro e Priolo hanno recentemente ottenuto una valutazione positiva da parte della Commissione VIA-VAS del ministero dell’Ambiente. Per il rigassificatore di Rovigo l’inizio dell’attività è prevista per il prossimo anno termico; l’impianto renderà disponibile nuova capacità per 8 miliardi di metri cubi/anno. Sul fronte degli stoccaggi, lo sviluppo delle capacità procede invece con estrema lentezza; risultati in tal senso, seppure limitati, si sono ottenuti negli ultimi anni con un’ottimizzazione dei cicli di immissione ed erogazione del gas e con l’incremento della pressione statica nei siti già attivi. Sull’inadeguato incremento in questi anni delle capacità, il cui gas stoccato – si ricorda – viene utilizzato sia nei periodi di insufficienti importazioni, sia per sopperire alle punte di domanda di gas, hanno influito rinvii e ritardi nelle autorizzazioni, ma soprattutto i modesti investimenti effettuati. Recentemente sono state richieste le autorizzazioni per la conversione in stoccaggio dei due giacimenti di Romanengo (Cremona) e Piadena est (Cremona), che si aggiungono alle richieste presentate in precedenza per i siti di Conegliano (Milano), Sinarca (Campobasso) e Rivara (Modena). Sono ancora incerti i tempi di operatività dei siti già affidati in concessione – Bordolano (Cremona) e Alfonsine (Ravenna) – e di quelli che hanno ottenuto il decreto della Commissione VIA – San Potito e Cotignola (Ravenna).

L’essenzialità dello stoccaggio per la copertura delle punte di domanda invernali e il carente sviluppo di capacità limitano l’utilizzo di questo servizio alla sola modulazione del sistema, impedendo che tale servizio assuma funzioni commerciali, particolarmente interessanti dal punto di vista economico. Tra queste, quelle di parking e loaning, rivolte anche al gas destinato all’estero, funzioni che risultano importanti per il mercato. Lontana è pure la possibilità di una storage to storage competition che potrebbe giovare sia alla competitività del mercato nazionale che a quello europeo, con interessanti prospettive per i clienti e le imprese.

RECENTI MISURE
A FAVORE DEL MERCATO
È già stato detto dell’importanza che lo sviluppo di nuova capacità riveste nella creazione di una maggiore liquidità del mercato: in tal senso vanno sottolineati gli effetti positivi che hanno avuto misure quali la cessione al Punto di Scambio Virtuale (PSV) delle royalty sulla produzione nazionale e i recenti obblighi di cessione sulle importazioni di gas da Paesi extracomunitari. Queste misure determinano una maggiore liquidità di gas sul PSV di circa 1 miliardo di metri cubi/anno. L’Autorità con un recente documento di consultazione (DCO10/08) ha affrontato il problema del bilanciamento delle reti ragionando sullo sviluppo di un mercato ad hoc e proponendo una possibile evoluzione dell’attuale sistema verso un modello in cui l’approvvigionamento delle risorse necessarie al bilanciamento avvenga secondo criteri di mercato e quindi a prezzi che riflettono l’equilibrio tra domanda e offerta presente in uno specifico momento. Si vuole così determinare una valorizzazione di merito economico delle risorse,con vantaggio, in termini concorrenziali e di trasparenza, per gli utenti e in definitiva per il mercato.

ALCUNI RISULTATI POSITIVI
Buoni i risultati ottenuti dal nostro hub virtuale, che lo collocano oggi al quarto posto in Europa per volumi scambiati dopo il National Balancing Point inglese, Zebbrugge (Belgio) e Baumgarten (Austria); e con un numero di operatori attivi che supera le 50 unità. Tra questi anche le grandi imprese estere che intendono sviluppare interessanti programmi di espansione e di investimento nel nostro Paese. I dati descrivono una progressiva crescita dei volumi fisici scambiati e delle transazioni, evidenziando come l’attività presso il PSV vada oltre il semplice bilanciamento delle posizioni degli shipper, e abbia acquisito una maggiore funzione di trading. Nel mese di maggio 2008 il PSV ha registrato nuovi record sul numero delle transazioni, 8.000 circa, per un volume complessivo prossimo ad 1,5 miliardi di metri cubi/mese. Le possibilità di un ulteriore sviluppo del PSV appaiono limitate, trattandosi di una piattaforma di registrazione di contratti bilaterali, senza la formazione di nessun prezzo esplicito. Pertanto l’Autorità sta lavorando alla realizzazione della borsa del gas che consenta la vendita all’ingrosso in competizione sui prezzi e fra i vari operatori.

Altro dato significativo registrato è l’andamento del tasso di switching, quale indicatore di maggiore apertura del mercato retail, che ha fatto registrare dati interessanti per i grandi clienti (con consumi superiori a 200.000 metri cubi/anno), che per oltre il 30 per cento hanno cambiato fornitore con volumi di gas pari al 67 per cento delle quantità consumate dalla categoria. Per la categoria intermedia (da 5.000 a 200.000 metri cubi/anno) il tasso di switching è del 10 per cento. Per i piccoli clienti finali il tasso di switching ultimamente tende a crescere in funzione delle offerte combinate elettricità-gas (dual fuel) presenti sul mercato dal 1° luglio 2007. Il processo di liberalizzazione del mercato del gas ha prodotto anche risultati non sempre percepiti dai consumatori, a causa di fattori esogeni: l’inarrestabile ascesa del prezzo del petrolio ha finito con lo sterilizzare le riduzioni tariffarie deliberate dall’Autorità per l’utilizzo delle reti di trasporto e di distribuzione e per gli stoccaggi.

Positive sono state anche le due operazioni di gas release partite nell’anno 2004 per un totale di 9,2 miliardi di metri cubi/anno, da cedere nei successivi quattro anni termici, e nell’anno 2007 per una quantità di 4 miliardi di metri cubi/anno per due anni termici, che hanno consentito in questi ultimi anni alle imprese di acquistare quantitativi significativi di gas a prezzi in linea con quelli di altri Paesi europei. Nel primo semestre 2007 per tutte le classi di consumo delle imprese si è registrato un prezzo del gas molto vicino alla media europea. Per consumi medio–alti, al netto delle imposte, i prezzi italiani risultano compresi tra quelli, più bassi, di Inghilterra e Spagna, e quelli più alti di Svezia e Germania. Risultati positivi si registrano anche sul fronte della sicurezza nella distribuzione del gas; la regolazione introdotta nel settore ha consentito negli ultimi cinque anni di ridurre le dispersioni del 27 per cento e le chiamate al pronto intervento dell’11 per cento. L’attività dell’Autorità si è inoltre concentrata sulla qualità del servizio di distribuzione e sulla sicurezza, anche post-contatore, introducendo un’assicurazione nazionale a favore dei clienti coinvolti in incidenti causati da gas e rafforzando i controlli sulla qualità del gas erogato, con particolare attenzione al grado di odorizzazione.

UNO SGUARDO ALL'EUROPA
Nella sfida al superamento dei blocchi ad una completa liberalizzazione che caratterizza non solo l’Italia ma anche i Paesi dell’Europa continentale, dove è ancora forte il potere di mercato esercitato dagli operatori verticalmente integrati all’interno dei singoli contesti nazionali, appare interessante lo sviluppo delle Gas Regional Initiative (GRI).

Lanciate nel 2006 da ERGEG (European Regulators Group for Electricity and Gas), con il sostegno della Commissione europea, prevedono la creazione di mercati regionali quale passo intermedio verso la costituzione di un unico mercato europeo del gas. L’attuazione delle GRI permetterebbe di attenuare e superare molte delle criticità che oggi impediscono ai singoli Stati di darsi un mercato liquido e flessibile, adatto alla costituzione di borse del gas. Un mercato regionale consentirebbe, con l’ausilio di interventi mirati in materia di tariffe e contratti di gestione coordinata delle reti e con la formazione di hub regionali, di avere maggiore liquidità e flessibilità, e di diminuire il potere di mercato dei grandi operatori che, sebbene verticalmente integrati, si troverebbero ad operare in un mercato più ampio e concorrenziale, facilitando la creazione di una borsa capace di esprimere segnali chiari e trasparenti di prezzo. Superata una prima fase istituzionale che ha caratterizzato, fino alla metà dello scorso anno, le Gas Regional Initiative, si è entrati ora in una fase fortemente propositiva che promette interessanti prospettive di sviluppo, in particolare per la GRI South South East in cui l’Italia è inclusa, attingendo alle positive esperienze nazionali dei Paesi che ne fanno parte. Si tratta di proposte di implementazione delle tariffe Entry-Exit per tutta la regione, dell’adozione di servizi One-Stop- Shop, al fine di facilitare il trasporto transfrontaliero del gas, dell’individuazione di hub regionali e del conseguimento di un maggiore coordinamento dei gestori nazionali delle reti, con l’obiettivo di arrivare ad un unico operatore che gestisca la rete regionale pianificando gli investimenti necessari al suo sviluppo.

Quello verso un mercato regionale appare come un percorso tutt’altro che semplice, che si scontra con interessi di operatori e Paesi spesso divergenti; tuttavia ad oggi è l’unica via concreta verso una maggiore integrazione e un’effettiva apertura alla concorrenza del mercato del gas in Europa e nei singoli Stati membri. Su questo fronte sono fortemente impegnate le Autorità di regolazione, allo scopo di rafforzare la cooperazione tra le nazioni.


Le opinioni espresse e i dati utilizzati nel presente articolo sono esclusivamente personali e non rappresentano la posizione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas. Ha collaborato alla stesura dell’articolo Giorgio Luciani, stagista presso l’AEEG.

 
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