Ora si passerà all’analisi di un possibile scenario futuro sulla situazione italiana che riteniamo molto importante, data la crisi Ucraina e quindi la possibilità di una riduzione delle forniture di Gas. Per capirlo, sono stati messi nella tabella seguente la situazione di Consumi, Produzione Nazionale ed Importazioni nel nostro Paese nel 2006 e nel 2013.
Tabella 2.4: Bilancio annuale del gas naturale in Italia; fonte “www.scenarieconomici.it”
Si nota che dal punto di vista strategico, la situazione per l’Italia era decisamente più
preoccupante nel 2006 rispetto al 2013, in quanto all’epoca le importazioni erano del 25%
più elevate, non erano ancora entrati in funzione rigassificatori (in primis quello di Rovigo con capacità di 8 miliardi di m3/anno) ed i gasdotti erano tutti utilizzati vicino al massimo teorico. Nel 2013 si nota che l’unico gasdotto pienamente utilizzato è quello del Tarvisio, da dove importiamo il gas russo, mentre tutte le altre pipelines e rigassificatori, sono stati utilizzati intorno al 50%. Inoltre, la situazione delle riserve di stoccaggio è piuttosto buona. Si noti inoltre, che nel 2014 i consumi sono ancora in calo, e la necessità di import è ancor più limitata.
Nell’ipotesi di stop dell’import dalla Russia (ipotesi quantomeno estrema) la capacità
persa, potrebbe essere rimpiazzata per il 50% dall’incremento di importazioni dal gasdotto algerino, e per il restante 50% facendo funzionare i rigassificatori a regime ed importando maggiormente dalla Libia e dal mare del nord. Attualmente, infatti, è stato massimizzato l’import dalla Russia per una scelta di tipo commerciale. É altrettanto vero che se la Russia stoppasse l’export verso l’Europa, difficilmente Norvegia ed Olanda potrebbero aumentare l’export verso l’Italia; anzi, vi sarebbe il rischio di vedere tale import azzerarsi, visto che i Paesi confinanti dovrebbero rimpiazzare il gas russo perso. D’altro canto, però, oggi circa il 30% dei consumi di gas sono legati al termoelettrico. Questi consumi sono comprimibili, incrementando la produzione delle altre centrali, a partire da quelle a Carbone ed a fonti rinnovabili, e perfino dalle vecchie Centrali ad Olio Combustibile (oggi tenute spente o in riserva).
A conti fatti, in caso di blocco dell’export russo di gas, gli impatti per la Russia verso la sola Italia, sarebbero una perdita dell’ordine di 10 miliardi di Euro in un anno di mancata fornitura (per la Russia sarebbe una perdita secca, perché non potrebbe tecnicamente indirizzare l’export altrove). L’Italia difficilmente entrerebbe in crisi di approvvigionamento (salvo simultanei, seri e perduranti problemi dall’approvvigionamenti anche dall’Algeria), per i motivi sopra richiamati, ma potrebbe avere un impatto sulla bolletta energetica di qualche miliardo, a causa del doppio effetto “rincaro dei prezzi” legato alla crisi, ed utilizzo di importazioni più care.
2.3.2 Produzione
La produzione consiste nell’attività di ricerca ed estrazione di gas naturale all’interno dei confini nazionali.
RICERCA
L’esplorazione è la prima fase del ciclo del gas naturale e comprende tutte le attività di ricerca degli idrocarburi. L’obiettivo di questa fase è fornire le informazioni necessarie per individuare le opportunità migliori nella scelta delle aree e nella gestione delle operazioni di ricerca, selezionando in ultima fase l’opzione migliore (in termini di probabilità di successo e conseguentemente economici) tra una serie di alternative possibili.
Vi sono numerose tecnologie per analizzare la caratterizzazione geo-‐morfologica e quindi scegliere adeguatamente la zona da cui estrarre e produrre, quali: cartografie di natura aerea oppure satellitare, misurazioni termiche, misurazioni gravimetriche e magnetiche, misurazioni elettriche, misure sismiche.
ESTRAZIONE
La perforazione (immagine seguente) è l’insieme di attività che hanno il compito di scavare il terreno per permettere il raggiungimento del giacimento di idrocarburi in esame e la risalita in superficie del fluido. Esistono attualmente diverse tecnologie per lo scavo di un pozzo, ma gli impianti più diffusi son quelli rotary, i quali sfruttano la tecnologia di perforazione a rotazione.
Gli impianti di perforazione possono essere classificati in primis a seconda che siano
onshore (a terra) oppure offshore (a mare); inoltre si possono classificare sulla loro
potenzialità, ossia la massima profondità raggiungibile:
• Impianti leggeri, fino a 2.000 metri. • Impianti medi, fino a 4.000 metri. • Impianti pesanti, fino a 6.000 metri.
• Impianti ultra-‐pesanti, per profondità ancora maggiori.
Immagine 2.14: Una piattaforma di estrazione; fonte “www.ansa.it”
ANDAMENTO
La produzione nazionale di gas naturale nel 2013 è stata di 7.735 M(m3), in leggero calo ma comunque stabile rispetto agli ultimi anni e sensibilmente minore dei volumi prodotti nel 1994, anno in cui fu raggiunto il massimo storico di 20 G(m3) e anno in cui le risorse nazionali consentirono di soddisfare circa un terzo dei consumi dell’epoca. Il gas è stato ottenuto per il 31% da giacimenti onshore e per il 69% da coltivazione offshore. La seguente figura, presente nel report dell’AEEG del 2014, mostra l’andamento della produzione nazionale di gas naturale dal 1980 ad oggi, differenziando le attività via terra e via mare (valori in milioni di metri cubi).
Immagine 2.15: Andamento della produzione nazionale in Italia dal 1980 ad oggi; fonte “AEEG; 2014”
Il maggior produttore è Eni, il quale detiene una quota dell’ 84,8%, seguito da Royal Duch Shell 7,3% e Edison 5,4%.
RISERVE
Le riserve certe di gas al 31 dicembre 2013 sono valutate in 56,2 G(m3) e quelle probabili in 58,5 G(m3). Al ritmo di produzione medio degli ultimi cinque anni, le sole riserve certe basterebbero quindi per poco meno di sette anni, anche se questo dato prescinde da eventuali rivalutazioni o investimenti che potrebbero trasformare parte delle riserve attualmente giudicate probabili o possibili in altri 21,9 G(m3) di riserve certe. La parte preponderante delle riserve certe, vale a dire il 59%, si trova in mare, mentre il restante 41% è localizzato in terraferma e specialmente al Sud (32%). La seguente immagine, anch’essa tratta dal report AEEG del 2014, mostra i quantitativi di riserve (certe, probabili, possibili) e la loro la suddivisione sul territorio nazionale.
Immagine 2.16: Riserve stimate in Italia per area geografica; fonte “AEEG, 2014”
Storicamente, in Italia, una delle aree geografiche più ricche (ovviamente in termini relativi) di gas naturale era la Pianura Padana, seguita da alcune aree dell’Appennino Tosco-‐Emiliano e in Basilicata. Successivamente, con lo sviluppo della tecnologia estrattiva e con la presa di conoscenza delle riserve nel sottosuolo marino, hanno preso vita una serie di attività di ricerca ed estrazione via mare culminate con la costruzione di impianti estrattivi principalmente nell’alto adriatico e nelle acque della Sicilia.
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2.4 Midstream
Le principali fasi del midstream sono trasporto, stoccaggio e rigassificazione.
2.4.1 Trasporto
La fase di trasporto consiste nell'attività di veicolazione di gas, che viene effettuata con gasdotti oppure attraverso il trasporto con navi, dove il gas naturale viene liquefatto e mantenuto liquido e a bassa temperatura (GNL, trattato nel dettaglio nella sezione 1.4).
La rete di trasporto si suddivide in primaria (o dorsale), relativa al trasporto di gas direttamente dai luoghi di produzione od importazione, e secondaria, comprendente l'insieme delle condotte (adduttori secondari) che collegano la rete primaria e raggiungono i centri di consumo. La rete della Snam rappresenta il 96% della rete primaria nazionale. Altri operatori sono presenti con reti locali, in particolare nelle Regioni Adriatiche (Marche, Abruzzo e Molise). Vengono effettuati servizi di trasporto anche sui metanodotti internazionali. La maggior parte dei Paesi europei importa il gas attraverso un numero limitato di strutture di metanodotti e terminali di ricezione GNL.
Il gas di provenienza estera entra nella rete nazionale attraverso quattro punti, utilizzando strutture dedicate (appositamente costruite a seguito della stipula di un contratto di importazione); in particolare metanodotti da Russia, Olanda ed Algeria ed un terminale di ricezione del GNL ubicato a Panigaglia (La Spezia). I metanodotti di importazione sono stati realizzati da Snam in collaborazione con società del gas dei paesi attraversati. L’immagine mostra le più importanti reti:
Immagine 2.17: Punti d’ingresso del gas in Italia; fonte “Il mercato del gas naturale, 2013”
MERCATO DEL GAS NATURALE La rete di trasporto si suddivide in "primaria" (o dorsale), relativa al trasporto di gas direttamente dai luoghi di produzione od importazione, e "secondaria" comprendente l'insieme delle condotte (adduttori secondari) che collegano la rete primaria e raggiungono i centri di consumo. La rete della Snam rappresenta il 96% della rete primaria nazionale. Altri operatori sono presenti con reti locali, in particolare nelle regioni adriatiche (Marche, Abruzzo e Molise). Vengono effettuati servizi di trasporto anche sui metanodotti internazionali. La maggior parte dei paesi europei importa il gas attraverso un numero limitato di strutture di metanodotti e terminali di ricezione GNL.
Il gas di provenienza estera entra nella rete nazionale attraverso quattro punti, utilizzando strutture dedicate (appositamente costruite a seguito della stipula di un contratto di importazione); in particolare metanodotti da Russia, Olanda ed Algeria ed un terminale di ricezione del GNL ubicato a Panigaglia (La Spezia)
I metanodotti di importazione sono stati realizzati da Snam in collaborazione con società del gas dei paesi attraversati.
LA RETE
Il gas naturale arriva alle utenze finali attraverso un sistema integrato di metanodotti, composto da una rete nazionale che trasporta il gas dai punti di immissione in rete fino alle macro aree di consumo e da una rete regionale per la distribuzione locale. Le centrali di compressione, collocate lungo la Rete Nazionale Gasdotti, spingono il gas all'interno dei gasdotti e ne assicurano il flusso nella rete. Queste sono controllate a distanza, 24 ore su 24, dal Centro di Dispacciamento, una struttura che gestisce e monitora il sistema di trasporto del gas per rendere disponibili in qualsiasi momento e in ogni punto della rete le quantità di gas richieste. Snam Rete Gas svolge l’attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale avvalendosi di un sistema integrato di infrastrutture formato da circa 31.680 km di metanodotti, un centro di dispacciamento, 8 Distretti, 55 Centri e 11 Centrali di compressione. La rete dei metanodotti è suddivisa in Rete Nazionale di Gasdotti (circa 8.900 km) e Rete di Trasporto Regionale (oltre 22.600 km). La Rete Nazionale di Gasdotti è costituita essenzialmente da tubazioni, normalmente di grande diametro, con funzione di trasferire quantità di gas dai punti di ingresso del sistema (importazioni e principali produzioni nazionali) ai punti di interconnessione con la Rete di Trasporto Regionale e con le strutture di stoccaggio. Della Rete Nazionale di Gasdotti fanno parte anche alcuni gasdotti interregionali funzionali al raggiungimento di importanti aree di consumo. La Rete Nazionale di Gasdotti comprende inoltre 11 centrali di compressione. La Rete di Trasporto Regionale, formata dalla restante parte dei gasdotti, permette di movimentare il gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas ai consumatori industriali e termoelettrici e alle reti di distribuzione urbana. Per dispacciamento, invece, si intende l’attività di controllo della rete di trasporto attraverso i metanodotti collegati alla rete internazionale, il gas dei pozzi nazionali, il gas degli stoccaggi, il gas ottenibile dai serbatoi di gas naturale liquefatto, il gas ottenibile dallo stesso sistema dei metanodotti, variando, entro certi limiti, la loro pressione.
La rete nazionale di gasdotti è visibile nella figura seguente:
Immagine 2.18: Rete nazionale di gasdotti; fonte “Il mercato del gas naturale, 2013”
2.4.2 Stoccaggio
Per stoccaggio si intende il deposito di gas in strutture geologiche idonee a ricevere, trattenere e rilasciare il gas. La sua funzione prevalente è quella di immagazzinare il gas approvvigionato eccedente i consumi per posticiparne l’utilizzo nei periodi di alto fabbisogno e per compensare le variazioni giornaliere o stagionali della domanda. Inoltre rappresenta la risorsa per sopperire alle situazioni di crisi del sistema. Lo stoccaggio viene esercito prevalentemente attraverso strutture geologiche di produzione di idrocarburi opportunamente convertite (unica modalità presente in Italia) o, in Paesi dove ciò è geologicamente possibile, in depositi salini o acquiferi, sia onshore, sia offshore. L’attività di stoccaggio si compone sostanzialmente di due distinte fasi, correlate alla stagionalità dei consumi. La fase di iniezione (che in Italia va da Aprile ad Ottobre), durante la quale il gas naturale proveniente dalla rete di trasporto viene immesso nei giacimenti di stoccaggio, e la fase di erogazione (generalmente da Novembre a Marzo) quando il gas naturale viene prelevato dal giacimento per essere immesso nel sistema e soddisfare così la domanda.
MERCATO DEL GAS NATURALE
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Immagine 2.19: Impianto di stoccaggio; “www.stogit.it”
Mentre l’offerta di gas ha un andamento piuttosto costante durante tutto l’anno, la domanda si caratterizza per una spiccata variabilità stagionale; la domanda invernale è di circa quattro volte superiore a quella estiva. Per garantire alle imprese fornitrici di modulare la propria offerta in relazione soprattutto al mercato civile, c’è il ricorso allo stoccaggio.
Modalità di stoccaggio:
• Stoccaggio minerario, volto all’ottimizzazione degli aspetti tecnici ed economici della produzione nazionale di gas naturale.
• Stoccaggio modulare, processo industriale che consente di iniettare gas, prevalentemente durante il periodo primavera–estate, in un sistema roccioso poroso sotterraneo, in grado di garantire l’accumulo, e di erogarlo alle imprese fornitrici per far fronte alla richiesta invernale.
• Stoccaggio strategico, volto a garantire una riserva per fronteggiare eventuali riduzioni degli approvvigionamenti da importazioni o criticità del sistema gas.
Luoghi di stoccaggio:
• Campi in via di esaurimento.
• Stoccaggi ricavati dai domi salini, all’interno dei quali vengono ricavate delle caverne. • Stoccaggi ricavati in aree interessate da bacini acquiferi, in cui viene immesso il gas. In Italia gli stoccaggi sono costituiti esclusivamente da campi a gas in via di esaurimento. Questa scelta è stata ovviamente dettata dalle soluzioni geologiche in cui si trova il Paese e dal fatto che in Italia l’esaurirsi di alcuni campi ha messo a disposizione infrastrutture adatte a essere convertite.
Il gas in un campo di stoccaggio può essere distinto in:
• Cushion Gas è il gas che non può essere mai rimosso, al fine di non pregiudicare le prestazioni del giacimento.
• Working Gas è il gas movimentabile senza pregiudicare le prestazioni del giacimento, che a sua volta si può distinguere in:
o Pseudo Working Gas o Cushion addizionale necessario al mantenimento delle prestazioni di punta in relazione alle pressioni di esercizio della rete.
o La riserva strategica messa a disposizione in base a obblighi definiti dal Ministero delle Attività Produttive.
o Il quantitativo disponibile per fini di modulazione.