MILIARDI DI METRI CUBI DI GAS
I numeri parlano di poco più di 15 miliardi di metri cubi prodotti (in Italia, Ndr) nel 2001 contro i 3 miliardi di metri cubi prodotti oggi. Questo vuol dire che si è passati da una produzione nazionale che, in percentuale, era superiore al 20 per cento del fabbisogno, all’attuale situazione in cui dipendiamo per il 95 per cento dal gas naturale.
DIPENDENZA DALLA RUSSIA
Nel nostro energy mix sostanzialmente abbiamo gas e rinnovabili, quindi questo sancisce una fortissima dipendenza dall’importazione. Le importazioni dalla Russia sono incrementate in valore assoluto e in percentuale da 20 miliardi di metri cubi – il 25 per cento dei consumi – nel 2011 a 29 miliardi di metri cubi nel 2021, che equivale a circa il 38 per cento dei consumi. Questa è la nostra attuale dipendenza dalla Russia.
CINQUE GASDOTTI
Per quanto riguarda le nostre infrastrutture, ci sono cinque gasdotti e tre rigassificatori.
1 – TAG
Il primo è il gasdotto Trans Austria Gasleitung (TAG), che attraversa l’Austria e importa gas proveniente dalla Russia attraverso l’Ucraina, connettendosi alla rete nazionale dei gasdotti a Tarvisio. Qui passano i 29 miliardi di metri cubi dell’ultimo periodo che pro- vengono dalla Russia, circa il 40 per cento del nostro import.
2 – TRANSITGAS
Interconnette la rete di trasporto tedesca e quella francese alla rete italiana attraverso la Svizzera. Il punto di ingresso è il Passo Gries. Il gasdotto permette l’importazione – e addirittura, in alcuni giorni prima della crisi, un po’ di esportazione di gas dall’Italia – del gas proveniente dal mercato nordeuropeo, un mix di gas che proviene da Norvegia, Olanda, Danimarca e Regno Unito e anche di gas naturale liquido importato attraverso terminali di rigassificazione nordeuropei. Di fatto, questo collega il prezzo del gas all’ingrosso del mercato italiano – il cosiddetto punto di scambio virtuale (PSV) – al mercato dell’hub nordeuropeo title transfer facility (TTF), che detta i numeri finali. Il gasdotto Transitgas attualmente trasporta il 3 per cento del nostro gas (2,2 miliardi di metri cubi). Potrebbe portarne 12 miliardi, ma il punto è che non riceviamo molte forniture dal Nord Europa, che soprattutto in un momento come questo tende a internalizzare sul proprio mercato.
3 -TRASNMED
Il gasdotto Transmed (Transmediterranean pipeline company, TMPC) attraversa il canale di Sicilia da Capo Bon, in Tunisia, fino a Mazara del Vallo, importando gas algerino: questo importa il 29 per cento del nostro fabbisogno, quindi è grosso: sono oltre 21 miliardi di metri cubi e potrebbe arrivare a 27 miliardi, pertanto ha ancora un po’ di capacità sfruttabile.
4 – GASDOTTO GREENSTREAM
Connette la rete nazionale dei gasdotti a Gela e importa nel nostro Paese il gas prodotto in Libia: questo è massimizzato, perché va direttamente ai punti di produzione, e trasporta 3,2 miliardi di metri cubi (circa il 4 per cento).
5 – GASDOTTO TRANS ADRIATIC PIPLEINE (TAP)
Interconnette Italia, Grecia e Albania, e si connette alla rete nazionale dei gasdotti a Melendugno, in Puglia, trasportando – tramite la Turchia – il gas che proviene dall’Azerbaijan. Questa è l’ultima infrastruttura di import realiz- zata, come ricorderete tutti, entrata in funzione nel novembre 2020; trasporta attualmente il 10 per cento del nostro gas, pari a circa 7 miliardi di metri cubi, e potrebbe arrivare all’incirca a 8,5 con l’attuale assetto.
TRE RIGASSIFICATORI
Uno a Panigaglia (l’unico in terraferma) e due off-shore installati al largo nella zona di Rovigo e nella zona di Livorno. Questi producono il 13 per cento del nostro gas per circa 9,8 miliardi di metri cubi e potrebbero arrivare a circa 16 miliardi: notoriamente i rigassificatori non funzionano al 100 per cento per trecentosessanta giorni, quindi c’è margine eventualmente per aumentare la loro produzione.
Di questo sistema – composto quindi da tre stazioni di rigassificazione e cinque gasdotti – fa parte qualificante anche la serie di giacimenti di stoccaggio di gas naturale.
QUESTI GLI ASSETTI, QUALI SCENARI
Quali scenari di possibile interruzione delle forniture di gas dalla Russia, nell’ipotesi in cui a un certo momento si chiuda il rubinetto?
È importante sottolineare che in questo momento il flusso di fornitura attraverso la Russia è il più alto registrato in tempi recenti. La fornitura è assolutamente costante in tutta Europa; anzi, si è sollevata una riflessione sul fatto che comunque l’Europa sta continuando ad acquistare il gas e la fornitura in questo momento è continua, e questo porta a pagamenti di un ordine di grandezza di circa un miliardo di euro al giorno di acquisto da parte dell’Europa.
Supponiamo che possa esserci un’interruzione: nel breve termine, cioè fra un mese, come ordine di grandezza, grazie all’atteso miglioramento delle condizioni climatiche, si stima una riduzione della domanda per uso civile dell’ordine di 40 milioni di metri cubi al giorno. Questo è quello che succede quando il tempo migliora, come in questo periodo (fine marzo), assumendo che ci siano condizioni di freddo standard, quindi non un picco invernale ri- tardato.
E SE IL RUBINETTO RUSSO SI CHIUDE?
Anche una completa interruzione dei flussi dalla Russia da questa settimana non dovrebbe comportare problemi di fornitura interna. Eventuali picchi di domanda potrebbero essere assorbiti modulando opportunamente i volumi di stoccaggio residui – il nostro attuale residuo è circa il 25 per cento di quello che avevamo a inizio inverno, un po’ meno del solito in questa stagione, ma siamo tutti partiti in Europa con meno stoccaggio.
MEDIO TERMINE
È oggettivamente la parte più preoccupante. Dobbiamo riempire gli stoccaggi al 90 per cento. Per medio termine intendiamo l’inverno 2022-2023 (quindi, la fine di quest’anno e l’inizio del prossimo). Dovremmo riempire gli stoccaggi al 90 per cento per il prossimo inverno, cioè ci servono all’incirca 12 miliardi di metri cubi da mettere a stock. L’attivazione delle misure di breve e medio termine dovrebbe mitigare la criticità che oggi è essenzialmente legata al prezzo.
Il problema sul medio termine, dunque, è lo stoccaggio.
LUNGO TERMINE
Per diversificare ci vorranno tre anni, come minimo. Nel lungo termine, quindi dal prossimo inverno in poi, sarebbe necessario sostituire completamente i 29 miliardi di metri cubi che prendiamo dalla Russia, cioè renderci completamente autonomi, differenziando le nostre sorgenti.
Non lo afferma solo l’Italia, ma anche l’Europa: sta uscendo il piano RePower EU (è già apparsa parte della direttiva, che verrà pubblicata a breve), che stabilisce proprio in primo luogo la diversificazione. Per fortuna, l’Italia aveva già un discreto background di diversificazione, ma è chiaro che a questo punto dobbiamo ampliarla. Chiaramente un triennio è il periodo minimo per avere un inizio di diversificazione completa, però abbiamo fatto delle azioni.
PREZZI
È la nota dolente. In questo momento, a marzo del 2022, ci siamo attestati a un prezzo medio di 1,50 euro per metro cubo. Quindi, per essere molto chiaro, se dovessi stoccare 10 miliardi di metri cubi, mi servirebbero 15 miliardi di euro. Sto facendo un calcolo un po’ vuoto per pieno, ma credo sia evidente. Quindi, chi fa questo stoccaggio deve mettere 15 miliardi sul tavolo.
Vi faccio presente che un anno fa, di questi tempi, quando il gas era esattamente uguale a quello che c’è adesso, anzi un po’ di meno, perché ora stanno flussando leggermente di più, il costo era di 30 centesimi a metro cubo. Quindi, gli stessi 10 miliardi avrebbero richiesto un anticipo di 3 miliardi. Siccome la quantità di gas è uguale, non è molto giustificato il fatto che, a parità di tutto, il prezzo mi vada da 30 centesimi a 1,5 euro e quindi che uno stoccaggio mi costi da 3 miliardi di anticipo, che potrà fare l’operatore, a 15 miliardi, perché è una cosa un po’ diversa.
MONSIEUR LA PALISSE
Certo è che, senza bisogno di essere un giurista o un esperto, oggi abbiamo un costo di 1,50 euro a metro cubo, mentre un anno fa, a parità di gas, il costo era di 30 centesimi. Questo è il problema che sta mettendo tutti in ginocchio e vedrete che poi influenzerà tutto, dall’elettricità alle raffinerie (che, per produrre il gasolio che viene a mancare in questo periodo, che è un po’ più scarso, perché la Russia ne produce una buona quantità, avendo questi prezzi, ovviamente faticano a produrre il prodotto a prezzi normali). Di conseguenza, si alza tutto.
ELETTRICITÀ
Per quanto riguarda i prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso, il prezzo unico nazionale (PUN) ha registrato valori record. Nelle ultime settimane si sono raggiunti i valori più elevati da quando la Borsa italiana è stata costituita: si sono superati i 600 euro al megawattora. Negli ultimi giorni i valori si sono attestati intorno a 300 euro al megawattora, anche come diretta conseguenza dei prezzi del gas naturale, che determinano il costo marginale degli impianti di generazione elettrica a gas. Per essere chiari, per essere del tutto indipendenti dal gas, ad esempio con le fonti rinnovabili, ci vuole del tempo e non riusciamo a farlo in un anno; se, per produrre energia, dovessimo utilizzare anche un metro cubo di gas, questo come prezzo marginale determinerebbe anche quello dell’elettricità, quindi andrebbe influenzare i costi di tutte le at- tività, sia civili e private sia industriali. L’algoritmo è un po’ semplificato, ma, se il prezzo del gas è 100, potete stimare quello dell’elettricità moltiplicando 100 per due e aggiungendo il 20 per cento e il risultato è pari a circa 240. Ovviamente è una stima rozza, da addetti ai lavori, giusto per capire cosa succede. L’algoritmo è molto più complesso, però questo vi dà un’idea.
BREVE MEDIO TERMINE- ACCORDO CON L’ALGERIA
Passando alle possibili misure per incrementare la sicurezza del sistema nel breve e medio termine, nel corso delle ultime settimane sono state attivate misure con impatto a breve e medio termine, anche con missioni nei Paesi produttori (Qatar, Algeria, Angola e Congo) – perché questa è la parte di diversificazione – che si stima possano portare complessivamente a ridurre la dipendenza di circa 20 miliardi di metri cubi all’anno. Tra queste citiamo l’incremento delle importazioni di gas algerino.
In particolare, è ipotizzabile un incremento di nove miliardi di metri cubi all’anno. Per questo è indispensabile un accordo con il Governo algerino, per ottenere forniture aggiuntive via gasdotto all’Italia al posto dell’attuale export di GNL verso altri mercati. Il Mi- nistro degli affari esteri e della cooperazione internazionale si è recato in Al- geria il 28 febbraio per esplorare e chiudere questi accordi.
Il secondo punto è l’incremento dell’import sull’infrastruttura Trans Adriatic pipeline (TAP): si può aumentare di 1,5 miliardi di metri cubi all’anno in tempi abbastanza rapidi, tramite interventi sulle centrali di spinta di Albania e Grecia, a patto di avere volumi aggiuntivi dall’Azerbaigian.
Il terzo punto è la massimizzazione di utilizzo dei terminali di gas naturale liquido. In particolare potremmo incrementare l’utilizzo dei terminali italiani anche nei periodi dell’anno in cui tipicamente non sono utilizzati, con un incremento possibile di circa 6 miliardi di metri cubi l’anno. Questo significa disponibilità di GNL ( gas naturale liquido) aggiuntiva e un miglior utilizzo dei terminali, come per esempio recentemente discusso con il Qatar.
È chiaro che abbiamo anche la possibilità, in caso di emergenza, di utilizzare la produzione di centrali termoelettriche a carbone, che sono ancora in funzione. Alcune sono infatti in phase out per il 2025, che però ancora producono e, in caso di emergenza, abbiamo qualche mese di autonomia per produrre un po’ più di elettricità.
Ovviamente tutto quello che stiamo cercando di fare – e lo dico qui, che sia chiaro a tutti – a parità di gas, sperando non ci sia una lunga coda di questa disastrosa guerra, è volto a mantenere l’impegno del 55 per cento di decarbonizzazione al 2030.
Unitamente a questo, c’è una fortissima accelerazione di misure in favore delle rinnovabili. In questi giorni state discutendo la conversione in legge del provvedimento che prevede la liberalizzazione sino a 200 chilowatt, che è tanto, delle rinnovabili come fos- sero manutenzioni. Abbiamo sbloccato mezzo gigawatt di impianti eolici po- chi giorni fa. Stiamo cercando di accelerare, perché la via maestra rimane comunque sempre quella di ridurre i consumi, da un lato, e di accelerare le forme alternative che sono greenhouse gas free, dall’altro.
STRATEGIA PER LIBERARCI DALLA RUSSIA
Le possibili misure strutturali per eliminare invece la dipendenza to tale di importazioni dalla Russia richiedono alcune riflessioni. Vi dico i punti fondamentali della strategia. È chiaro che qui è stata avviata una riflessione su misure strutturali che devono essere in linea con le proposte del pacchetto europeo che è in corso di finalizzazione, RePower EU: Joint european action for more affordable, secure and sustainable energy, che sta per uscire e pre- vede misure importanti.
Stiamo valutando la nostra capacità di rigassificazione su unità gal- leggianti, ancorate in prossimità di porti, dove ovviamente si è in prossimità anche dei punti d’attacco alla rete gas, che sono realizzabili in dodici-diciotto mesi, per un valore totale che, secondo valori teorici, va dai 16 ai 24 miliardi di metri cubi. Per essere molto chiari, si tratta di navi che fanno rigassificazione vicino al punto di ingresso.
Nuova capacità di rigassificazione on-shore: in particolare, sono an che realizzabili progetti per terminali a terra, che potrebbero garantire circa 20 miliardi di metri cubi all’anno. I tempi però sono di 36-48 mesi, quindi sono infrastrutture un po’ più grosse; intanto si può vedere l’evo- luzione, avendo comunque quelli galleggianti che sono permanenti. Le cose che vi ho detto però non sono cumulabili: l’idea non è di fare tutto, poiché sarebbe eccessivo e richiederebbe anche forniture di GNL molto forti, ma stiamo valutando in termini di tempi, di costi e di efficacia come arrivare ad avere il prima possibile l’indipendenza. Stiamo quindi parlando e confrontandoci con tutti gli operatori.
C’è poi la possibilità di un raddoppio della capacità del TAP, che ci permetterebbe di incrementare di 10 miliardi di metri cubi all’anno i flussi, ma è un’operazione che va da quarantacinque a sessantacinque mesi, perché si tratta di realizzare un’infrastruttura. Stiamo quindi guardando tutto l’arco delle possibilità. Tenete conto che questa seconda misura avrebbe bisogno anche di alcuni interventi in Albania e Grecia per le stazioni di pompaggio, quindi sarebbe un’operazione internazionale piuttosto complessa; però la stiamo analizzando.
Inoltre c’è l’accelerazione di tutti i progetti rinnovabili off-shore e on-shore; in particolare, in questo momento disponiamo di 40 gigawatt di richieste di connessione di progetti off-shore e numerosi interventi di semplificazione e accelerazione sulle rinnovabili, non ultimo – quello che prevede impianti fino a 200 kilowatt – se questo decreto – legge verrà convertito il prima possibile, come spero – che potremo mettere su tetti e aree private per autoconsumo, come fosse una manutenzione, con un form, un modulo, senza dover fare processi autorizzativi lunghi e complessi.
ESEMPI
Ogni 8 gigawatt di potenza elettrica che installiamo ci fa risparmiare in media 3 miliardi di metri cubi di gas. È chiaro che tale risparmio nel tempo migliorerà ed è per questo che l’unico vero problema che abbiamo è nel medio termine.
Sul resto, con il nuovo gas che stiamo contrattualizzando, che va a sostituire quello russo, e con la nostra corsa su altre fonti alternative rinnovabili, nel medio-lungo periodo non si vede il problema.
Aggiungo che ci sono un incremento di produzione nazionale di 2,2 miliardi di metri cubi del nostro gas – questo l’abbiamo discusso di recente – dalle attuali stazioni di estrazione, che sarà utilizzato per alleviare i costi delle imprese, e l’introduzione di meccanismi di ritiro della produzione nazionale da parte del gruppo Gestore dei servizi energetici (GSE) a prezzi equi, da assegnare anch’essa ad aziende energivore e piccole-medie imprese.
PROPOSTE ALL’EUROPA: INTRODURRE UN PRICE CAP
Abbiamo proposto delle misure strutturali molto importanti all’Europa; le abbiamo presentate al Gabinetto del presidente von der Leyen e sono in questo momento in discussione. La prima misura proposta, che è molto impattante, è un price cap, ossia un prezzo massimo temporaneo a livello eu- ropeo sulle transazioni di gas naturale all’ingrosso. Siccome da più parti mi chiedono i nomi, questa sarebbe una contromisura per l’impossibilità di con- trollare le quotazioni del gas fatte dal TTF e da altre borse.
Il price cap, oltre a portare beneficio diretto ai consumatori di gas (perché si dice che l’Europa intera si dovrebbe presentare al mondo con un price cap), porterebbe anche notevoli benefici ai prezzi del mercato elettrico, perché essi dipendono dal prezzo del gas.
Occorre però fare attenzione: l’Europa compra i tre quarti del gas mondiale in tubazione. C’è quindi un rapporto di domanda e offerta: se l’Europa dovesse dire che non vuole pagare più di tanto, gli esportatori non avrebbero tanti altri mercati grandi come l’Europa dove immettere del gas in tubazione. Qui, purtroppo, l’infrastruttura fisica conta. Noi abbiamo tanti gasdotti e, in un certo qual modo, questa infrastruttura ci lega agli esportatori. Non si può dire facilmente: a te non lo vendo e lo do a un altro, perché se l’altro non ha il gasdotto va trasformato in gas naturale liquido e il mercato è diverso. Ciò avverrà, ma non in un anno.
SECONDA MISURA PROPOSTA ALL’EUROPA
La seconda misura che abbiamo proposto è il disaccoppiamento dei prezzi di vendita dell’energia prodotta dalle tecnologie rinnovabili rispetto alla produzione termoelettrica. Su questa cosa l’Italia è stata molto insistente; è veramente un problema di market design. Se produco dell’energia rinnovabile che, oltre ad avere tutti i benefici che conosciamo – e lasciamo perdere – in questo momento è più economica, perché devo pagarla adeguandomi al prezzo dell’energia termoelettrica prodotta con il gas?
Questa misura è stata proposta tanti anni fa quando aveva senso perché la rinnovabile costava molto e il gas era molto economico e quindi serviva, grazie agli utili dello Stato, a incentivare l’uso della rinnovabile. Adesso, per una serie di motivi che ab- biamo discusso anche con qualche perplessità, il gas costa troppo ed è dop- piamente sbagliato agganciare le rinnovabili a quel valore di mercato.
Quindi: price cap sul gas uguale per tutta l’Europa (sarebbe una grande notizia) e sganciamento del prezzo dell’elettricità dal prezzo del gas. Sembrano due cose ragionevoli, che ovviamente vanno a incidere enormemente su delle regole di mercato molto consolidate e complesse da cambiare.
ACCISA MOBILE
Al fine di contenere l’impatto sui consumatori finali, stiamo valutando l’ipotesi di praticare sui carburanti un’accisa mobile. Poiché c’è stato un maggior gettito IVA, dovuto al fatto che la base è aumentata, tale maggior gettito potrebbe essere utilizzato per ridurre l’accisa corrispondentemente e avere una diminuzione di prezzo alla pompa. Sappiamo benissimo che operare sui carburanti da trazione è molto complesso. In questi giorni avete visto che siamo intorno a 2,30 euro al litro, mentre a dicembre del 2021 eravamo intorno a 1,70 euro; questo è il combinato di una questione di mercato (il prezzo del barile), di un po’ di carenza di diesel e del costo in crescendo (veramente un po’ esagerato, a questo punto) del gas e dell’energia che serve ai processi industriali.
Redazione di BeeMagazine
(dati ricavati dall’informativa del ministro della Transizione Ecologica Roberto Cingolani al Senato e ieri alla Camera)
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