* EU30 include EU27 + Norvegia, Svizzera e Turchia

Il progetto Galsi nel contesto europeo, nazionale e regionale

23 novembre 2009

Roberto Potì

Presidente GALSI

SLIDE 2/12

* EU30 include EU27 + Norvegia, Svizzera e Turchia

Fonti: IEA World Energy Outlook; BP Statistical Review, ENI, IHS, CERA, OIES, stime Edison

Domanda Gas

Produzione Gas

• Possibile crescita della domanda da 563 Bcm nel 2007 a 650-700 Bcm nel 2020 (cagr ’07-’20:

1.1%-1.7%)

• Crescita guidata da power generation.

• I diversi scenari dipendono principalmente dall’evoluzione di:

9 sviluppo rinnovabili 9 policy nucleare 9 ripresa economica

• Possibile diminuzione produzione domestica da 296 Bcm nel 2007 a 250 Bcm nel 2020.

• Riduzione dovuta maggiormente al decremento di produzione in UK

• Nel 2020 maggiore produttore:

Norvegia

La crescita della domanda e la riduzione della produzione portano ad una crescente dipendenza dall’ import

EVOLUZIONE MERCATO GAS EUROPEO

** Stime basate sulla Second Strategic Energy Review (normalizzate a perimetro EU30)

SLIDE 3/12

Import ’07 (bcm) Russia 153 Algeria 56 Nigeria 17 Altri 41

Copertura domanda gas (Bcm) Gas import necessario (Bcm)

È importante investire in nuove infrastrutture di importazione e sviluppare nuove rotte di approvvigionamento in modo da coprire la crescita della

domanda gas e diversificare le fonti

EUROPA: CRESCENTE DIPENDENZA DALL’IMPORT

SLIDE 4/12

Fonte: stime Edison su dati Snam rete Gas

Domanda Gas &

produzione

Forte dipendenza dell’Italia dall’import

Fabbisogno incremental

e di import

Gas import ’08: 76 Bcm Gas import ’16: 88-96 Bcm Import addizionale: +12-20 Bcm

2008 2020

• Possibile crescita della domanda da 85 Bcm nel 2007 a 90-98 Bcm nel 2020 (cagr ’07-’20: 0.5-1.1%)

• Produzione domestica ipotizzata in decremento da 9.1 Bcm in 2008 a 2.5 Bcm in 2020

MERCATO GAS ITALIANO

SLIDE 5/12

FONTI DI FORNITURA ADDIZIONALI

Nord Africa LNG

Caspian-Middle East

Source: FEEM, IEA, OME, Edison

Supply addizionale verso l’EU al 2020

vs. 2007: +50 bcm/y

Supply addizionale verso l’EU via pipe al 2020 vs. 2007: +25 bcm/y

Lo sviluppo di nuove infrastrutture è il driver principale alla base di sicurezza degli approvvigionamenti e diversificazione delle forniture europee

Produzione decrescente Mare

del Nord

Tutti i volumi necessari per LNG e il

Southern Coriddor: 70 bcm/y

SLIDE 6/12

Sines 5,5+3 Bcm/y

Galsi 8+8

Bcm/y Ormen

Lange 20 Bcm/y

Norway Gas Hub 85 Bcm/y

North Baltic 27.5 +27.5

Bcm/y

Dragon 6+6 Bcm/y S.Hook 10,5+10,5

Bcm/y

Isle of Grain 13.1+6,85

Bcm/y

Zeebrugg e 9 Bcm/y Montoir de Bretagne 10 Bcm/y

Bilbao 7+3,5 Bcm/y

Panigaglia 3,5 Bcm/y El Ferrol

3,6+2.2

Bcm/y Fos-sur-Mer

7 Bcm/y

Cartagena 12 Bcm/y Barcelona

15 Bcm/y Sagunto 6,6+2,2+1,7

Bcm/y

Huelva 12 Bcm/y

Maghre b 8+8 Bcm/y

Fos Caveau 8 Bcm/y

Ru-Ukr-Eu System 143+3,3 Bcm/y Yamal

1 33 Bcm/y

Bluestream 16+16 Bcm/y Yamal

2 33 Bcm/y

Ravithoussa 4,5 Bcm/y

Marmara 5,2 Bcm/y

Izmir 6 Bcm/y

Trans- Caspian 20

Bcm/y

Azer-Turkey 7+13 Bcm/y

IGI 8+1 Bcm/y

ITG 3,6+8 Bcm/y

Iraq-Turkey 10 Bcm/y Iran-Turkey

10+10 Bcm/y Nabucco

25+6 Bcm/y

Greenstream 8+2 Bcm/y TTPC

33,5 Bcm/y Medgaz 8+8

Bcm/y Dunkerque 10 Bcm/y

Rovig o 8 Bcm/y

Egypt-Turkey 4-10 Bcm/y LionGas

9+9 Bcm/y Gate

9+9 Bcm/y

GUEU South

Stream 30 Bcm/y TAP

10 Bcm/y Teeside

4 + 7,3 Bcm/y

Eemshaven 12 Bcm/y

Wilhelmshav en 10 Bcm/y

Le Verdon 6

Bcm/y

Swinoujscie 2,5 Bcm/y

Gijon 7 Bcm/y

Krk 10 Bcm/y

Sines 5,5+3 Bcm/y

Galsi 8Bcm/y

Ormen

Lange 20 Bcm/y

Norway Gas Hub 85 Bcm/y

North Baltic 27.5 +27.5

Bcm/y

Dragon 6+6 Bcm/y S.Hook 10,5+10,5

Bcm/y

Isle of Grain 13.1+6,85

Bcm/y

Zeebrugg e 9 Bcm/y Montoir de Bretagne 10 Bcm/y

Bilbao 7+3,5 Bcm/y

Panigaglia 3,5 Bcm/y El Ferrol

3,6+2.2

Bcm/y Fos-sur-Mer

7 Bcm/y

Cartagena 12 Bcm/y Barcelona

15 Bcm/y Sagunto 6,6+2,2+1,7

Bcm/y

Huelva 12 Bcm/y

Maghre b 8+8 Bcm/y

Fos Caveau 8 Bcm/y

Ru-Ukr-Eu System 140

Bcm/y Yamal

1 33 Bcm/y

Bluestream 16+16 Bcm/y Yamal

2 33 Bcm/y

Ravithoussa 4,5 Bcm/y

Marmara 5,2 Bcm/y

Izmir 6 Bcm/y

Trans- Caspian 20

Bcm/y

Azer-Turkey 7+13 Bcm/y

IGI 8+1 Bcm/y

ITG 3,6+8 Bcm/y

Iraq-Turkey 10 Bcm/y Iran-Turkey

10+10 Bcm/y Nabucco

25+6 Bcm/y

Greenstream 8+2 Bcm/y TTPC

33,5 Bcm/y Medgaz 8+8

Bcm/y Dunkerque 10 Bcm/y

Rovig o 8 Bcm/y

Egypt-Turkey 4-10 Bcm/y LionGas

9+9 Bcm/y Gate

9+9 Bcm/y

GUEU South

Stream 30 Bcm/y TAP

10 Bcm/y Teeside

4 + 7,3 Bcm/y

Eemshaven 12 Bcm/y

Wilhelmshav en 10 Bcm/y

Le Verdon 6

Bcm/y

Swinoujscie 2,5 Bcm/y

Gijon 7 Bcm/y

Krk 10 Bcm/y

* Infrastrutture al gennaio 2009

INFRASTRUTTURE DI IMPORTAZIONE

Pipelines esistenti Pipelines in costruzione Pipelines in sviluppo

LNG esistenti LNG in costruzione LNG in sviluppo

SLIDE 7/12

•Nuovi progetti di importazione come Galsi contribuiranno alla creazione di un hub gas italiano per le forniture di gas all’Europa.

•L’aumento di liquidità in Italia e la diminuzione della produzione nei campi del mare del Nord sono due fattori chiave che potrebbero consentire l’esportazione di maggiori volumi di gas dall’Italia verso gli altri mercati europei.

•Necessità di sviluppare capacità in reverse flow così da rafforzare il consolidamento di un mercato energetico interno

L’ITALIA COME POSSIBILE HUB DEL GAS PER L’EUROPA

Nord Africa

Caspian-

Middle East

SLIDE 8/12

UN NUOVO ENTRY POINT PER IL SISTEMA GAS ITALIA

Maggiore sicurezza energetica per l’Italia e

per la Sardegna 20

33.5 8

37 1.5

3.5

* Capacità nominale massima esistenti al 2008

8

8

Bcm

Esistenti

In sviluppo

SLIDE 9/12

GALSI: I PROMOTORI

‰ Sonatrach 41,6%

‰ Edison 20,8%

‰ Enel 15,6%

‰ Sfirs (Reg. Sardegna) 11,6%

‰ Hera 10,4%

Galsi è una joint venture che integra in un unico progetto uno dei maggiori esportatori di gas mondiali e alcuni primari, operatori energetici italiani con consolidata presenza sul mercato finale del gas e un importante partner regionale, la Regione Sardegna, direttamente interessato nello sviluppo di un mercato del gas locale.

GALSI ha un accordo di collaborazione con Snam Rete Gas per la

realizzazione della sezione nazionale del gasdotto

SLIDE 10/12

GALSI: IL SUPPORTO POLITICO AL PROGETTO

9 Galsi è stato incluso dalla UE tra i 5 assi prioritari per lo sviluppo della rete Transeuropea dell’Energia ed è esplicitamente citato dalla L.273/0 quale nuova

infrastruttura per l’approvvigionamento di gas naturale dai paesi esteri;

9il 14 novembre 2007 ad Alghero è stato firmato un Accordo Intergovernativo tra Italia ed Algeria che riconosce la rilevanza strategica dell’opera e garantisce il supporto istituzionale per lo Sviluppo del Progetto

9Nell’ambito del pacchetto di misure anticrisi ratificato

il 6 Maggio 2009 dal Parlamento Europeo, Galsi è stato

incluso nella lista di progetti energetici prioritari che

potranno beneficiare di finanziamenti comunitari, con

uno stanziamento di 120 M€ a fondo perduto.

SLIDE 11/12

GALSI E LA SARDEGNA

Sulcis

Sarroch

Ottana Porto

Torres Fiumesanto

Sarlux

43%

24%

30%

71%

2% 2%

27%

2005 2020

Energia Elettrica Rinnovabili

Combustibili gassosi Prodotti petroliferi

Consumi finali (ktep)

• Consumi finali in crescita da 3425 a 3730 con un cagr

paria a 0.6%

• Cambiamento del fuel mix regionale: diminuzione di prodotti petroliferi a vantaggio di gas e

rinnovabili

• Consumo gas: ~2 Bcm al 2020 (~ 1600 Mtep) di cui ~ 40% da attribuirsi a consumi termoelettrici.

3425 3730

Poli industriali Centrali

40 Comuni

7 Provincie

38 Bacini

SLIDE 12/12

GALSI: CONCLUSIONI

Il GALSI consentirà la metanizzazione della regione Sardegna prevista nel PEAR con i seguenti benefici:

• Disponibilità di una risorsa energetica competitiva per le utenze domestiche (risparmio stimato di ~270€/anno a famiglia per un totale di 140 Mln€/anno), per le utenze industriali (200 Mln€/anno) e per la produzione di energia elettrica (150 Mln€/anno).

• Ricadute occupazionali sulle realtà imprenditoriali locali durante la fase di costruzione e gestione/manutenzione del gasdotto e delle reti per un totale di circa 10.000 addetti (tra impieghi fissi e stagionali), tenuto conto anche dell’indotto sui diversi settori produttivi generati dal gas naturale

• Benefici ambientali derivanti dal minore impatto delle emissioni del gas naturale (-2.5 Mt _CO2 /anno), con una riduzione delle emissioni di CO ₂ di ~13% rispetto al 1990.

Allineando la Sardegna al raggiungimento dell’obiettivo di riduzione posto dall’Unione Europea per l’anno 2020 (-20%).

• Partecipazione della Regione ad una infrastruttura strategica di importazione di gas naturale contribuendo alla sicurezza di approvvigionamento energetico per l’Europa.

Fonte: Studio AIEE