L’hub e le altre fasi della filiera
2.1 Hub in Italia
2.1.2 Ruolo dell’Italia
La posizione geografica del nostro Paese ci pone al centro dei flussi di gas provenienti dal Nord Africa, dall’Europa Settentrionale, dalla Russia e, in futuro, anche dall’area caucasica. Questo fa dell’Italia un punto strategico per il mantenimento dell’equilibrio e della sicurezza degli approvvigionamenti di gas per l’intera Unione Europea. In un ambito delicato e fondamentale come quello energetico da cui dipende il buon andamento dell’intera economia, l’Italia è dunque un luogo di scambio e di transito di numerosi flussi di gas e, sulla scia dell’esperienza nordamericana e inglese, potrebbe svilupparsi un rilevante mercato finanziario connesso ai flussi fisici di gas. L’Italia potrebbe sfruttare la propria posizione strategica, per giocare un ruolo importante nella realizzazione del mercato unico del gas a livello europeo, contribuendo al conseguimento degli obiettivi espressi dal Consiglio Europeo dello scorso Febbraio 2011, ovvero il completamento del mercato interno al 2014 e pieno “market coupling”, ovvero l’integrazione dei mercati energetici nelle varie aree geografiche europee, al 2015.
Tale ruolo può derivare da un lato dallo sviluppo dei cosiddetti “corridoi prioritari” che possono coinvolgere il sistema Italia e dall’altro da uno sviluppo organico di servizi e prodotti sul mercato del gas che permettano di congiungere in modo più compiuto il mercato italiano con quelli dell’Europa continentale. In tal modo l’Italia può sicuramente traguardare la costituzione di un hub per il Sud-‐Europa, volto a meglio connettere Paesi produttori, in
particolare del Nord Africa o del Medio Oriente, con le aree di consumo del nostro Paese e dell’Europa continentale. Le premesse per lo sviluppo di tale ruolo sono già
Da una parte il nostro sistema infrastrutturale gode infatti già oggi di una posizione importante nella connessione tra Paesi produttori e consumatori e, attraverso i progetti di “reverse flow” già attivati, potrà da un lato stimolare l’ingresso di nuove fonti e dall’altro consentire agli operatori attivi sul mercato gas italiano una migliore ottimizzazione dei flussi commerciali con gli altri hub europei. Inoltre, l’Italia è caratterizzata dalla presenza di numerosi progetti, molti dei quali tra loro alternativi, in considerazione del fatto che le prospettive di crescita, anche nell’ottica di un mercato comune su base Europea, non giustificano un potenziamento delle infrastrutture che veda più di 2/3 nuovi terminali. A oggi, gli impianti con l’iter più avanzato risultano quelli nell’off-‐shore della provincia di Livorno (OLT Energia, con una capacità di 3,75 mld/mc/a) e di Gioia Tauro (12 mld/mc/a). Il potenziamento delle interconnessioni è destinato a disegnare nuove aree di influenza dei principali fornitori di gas. In questo contesto, potrebbe emergere con forza il ruolo centrale dell’Italia come hub dell’Europa continentale. Nel corso dei prossimi anni, si stima che la capacità di importazione e la movimentazione transfrontaliera del gas cresceranno in misura rilevante, considerando il potenziamento dei gasdotti esistenti, la realizzazione di nuove infrastrutture di collegamento con Paesi Extra-‐UE e l’entrata in esercizio di nuovi impianti di rigassificazione.
Con riferimento ai gasdotti di interconnessione tra i Paesi UE, si registrano numerosi progetti di intervento tesi a liberare capacità di transito, risolvendo le congestioni che attualmente limitano la possibilità di creare un sistema di infrastrutture unico su base continentale. In particolare, è possibile evidenziare la presenza di due direttrici principali lungo le quali si concentreranno gli interventi più significativi:
• Il corridoio Sud-‐Nord, lungo il quale nei prossimi 5 anni verrà portata a termine la realizzazione di reverse flow, in grado di potenziare i flussi bidirezionali tra le frontiere di Paesi quali Austria-‐Germania, Spagna-‐Francia, Italia-‐Svizzera, Italia-‐ Austria.
• Il Corridoio Ovest-‐Est, dove sono in programma nuove connessioni tra Polonia e Germania, Polonia e Lituania, Austria ed Europa orientale.
Analizziamo queste tratte più nello specifico:
• Corridoio Nord-‐Sud in Europa occidentale (NSI West Gas). Gli Stati membri interessati sono 11: Belgio, Francia, Germania, Irlanda, Italia, Lussemburgo, Malta, Olanda, Portogallo, Regno Unito e Spagna. La finalità di quest’opera è il potenziamento della capacità di interconnessione dei Paesi comunitari dell’Europa occidentale, superando alcune criticità di rete attualmente presenti come il relativo isolamento della Penisola Iberica che non permette di sfruttare ottimamente tutti i terminali di rigassificazione presenti lungo le sue coste.
• Corridoio Nord-‐Sud per il gas in Europa centro-‐orientale e sud-‐orientale (NSI East Gas). Gli stati membri coinvolti sono 12: Austria, Bulgaria, Cipro, Germania, Grecia, Italia, Polonia, Repubblica Ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia ed Ungheria. L’obiettivo principale è quello di aumentare la diversificazione dell’offerta e la sicurezza in un’area prevalentemente dall’esportazione del gas russo e dei Paesi ex URSS, in cui è da
segnalare la mancanza di infrastrutture adeguate. Ulteriore criticità dell’area è la presenza di mercati piccoli, isolati e monopolistici, lontani dai traguardi comunitari. • Corridoio meridionale del gas (SGC). Gli Stati interessati sono 13: Austria, Bulgaria,
Cipro, Francia, Germania, Grecia, Italia, Polonia, Repubblica Ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia ed Ungheria. La prospettiva con cui si vuole implementare questo progetto è il collegamento diretto del mercato europeo ai grandi bacini orientali e mediorientali già precedentemente citati. Oltre ad aumentare la sicurezza degli approvvigionamenti, ciò consentirebbe di stimolare i Paesi dell’Europa Orientale all’apertura di mercati concorrenziale tuttora molto concentrati.
• Piano di interconnessione del Baltico (BEMIP Gas). Gli Stati interessati sono 8: Danimarca, Estonia, Finlandia, Germania, Lettonia, Lituania, Polonia e Svezia. Tale opera ha il compito di realizzare le interconnessioni energetiche e migliorare il mercato nell’area del mar Baltico.
Immagine 2.4: Le priorità infrastrutturali; fonte “CDP gas naturale, 2013”
Anche nella SEN è spiegato che per l’Italia è fondamentale creare un mercato interno liquido e concorrenziale e completamente integrato con gli altri Paesi europei. Inoltre, nei prossimi 20 anni, l’obiettivo dei cambiamenti a livello europeo è quello di un allineamento dei nostri prezzi del gas a quelli degli altri Paesi del Vecchio Continente, cui si accompagnerà un incremento della sicurezza di approvvigionamento grazie al rafforzamento delle infrastrutture e alla liquidità del mercato. Il prezzo del gas più competitivo consentirà, da un lato di diventare Paese di interscambio e/o di transito verso il Nord Europa, dall’altro di restituire competitività al parco italiano di cicli combinati a gas, riducendo le importazioni elettriche.
Come abbiamo detto, si vogliono uniformare i prezzi all’ingrosso italiani con quelli
europei, perché i prezzi all’ingrosso del gas in Italia sono mediamente più alti che negli altri
Paesi europei. Il prezzo medio del gas sul mercato spot PSV nel 2011 è stato di circa il 25% superiore a quello dei principali hub nord-‐europei (anche il prezzo dei contratti di lungo termine Take or Pay (ToP) italiani è mediamente superiore agli analoghi contratti ToP europei). Tutto questo verrà spiegato nel dettaglio nel paragrafo 3.7.2. Questo scostamento si riflette anche sul prezzo determinato da centrali CCGT a gas: il differenziale di prezzo del gas,
pari a circa 6 Euro/MWh termici nel 2011, ha un impatto di circa 10-‐12 euro al MWh sulla produzione elettrica di una centrale CCGT. Negli ultimi mesi del 2012 è iniziato un percorso di riduzione , che ha consentito una riduzione del divario medio annuo a circa 3,7 Euro/MWh, favorito dalla crescente liquidità del mercato Spot.