Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto di gas naturale

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1 Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto di gas naturale Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto di gas naturale Infrastrutture Trasporto Gas Spa Infrastrutture Trasporto Gas

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3 Piano decennale di sviluppo della rete di trasporto di gas naturale

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5 Indice Indice delle figure... 6 Indice delle tabelle... 7 Indice dei termini utilizzati Executive summary Profilo della società Chi siamo Cosa facciamo Stato di consistenza della rete di Infrastrutture Trasporto Gas (Metanodotto Cavarzere-Minerbio) Panoramica e trend prospettici del mercato europeo Introduzione Domanda gas Offerta gas Quadro regolatorio Sviluppi infrastrutturali Mercato Conclusioni Panoramica e trend prospettici del mercato italiano Domanda gas Equilibrio domanda/offerta Sviluppi infrastrutturali Conclusioni Progetti di sviluppo della rete di ITG S.p.A Progetti post-fid Progetti pre-fid Progetto Piombino-Isole (a) Razionale (b) Caratteristiche tecniche (c) Tempi Analisi Economica e Finanziaria del progetto (a) Approccio utilizzato (b) Assunzioni e risultati Ulteriori vantaggi e compatibilità con altri progetti Conclusioni Infrastrutture Trasporto Gas SpA 5

6 Piano decennale di sviluppo Indice delle figure 1. Tracciato del metanodotto Cavarzere-Minerbio Consumo energetico primario UE Andamento dei prezzi dei certificati di emissione CO2 ( ) Generazione di energia elettrica UE 28 per fonte Distribuzione degli impianti a carbone in Europa per anno di entrata in funzione Le rotte dei 4 Blue Corridors Domanda gas UE 28 per settore di consumo Fabbisogno di import per EU Incertezza sulla futura richiesta di GNL della regione Asia Pacific (al netto degli scambi interni) Schema concettuale dei flussi energetici e relativi utilizzi del Power to Gas Corridoi prioritari di sviluppo in Europa Volumi scambiati nei principali hub dell Europa continentale (Paesi Bassi: TTF, Belgio: ZEE, Italia: PSV, Francia: PEGn, Austria: CEGH, Germania: NCG, Gaspool) Aree di influenza dei principali hub europei Indicizzazione delle importazioni di gas in Europa (2013) Andamento dei prezzi del gas ai maggiori hub europei Obiettivi italiani al Domanda gas Italia per settore di consumo Domanda di energia elettrica Evoluzione delle previsioni dei consumi finali di energia elettrica in Italia (TWh) Oversupply del mercato italiano Aree metanizzate in Italia Collegamento Piombino-Isole (percorso di massima)... 47

7 Indice delle tabelle 1. Caratteristiche tecniche metanodotto Cavarzere-Minerbio Caratteristiche tecniche collegamento Piombino-Isole Diagramma delle tempistiche relative al progetto Piombino-Isole Indice dei termini utilizzati Elenco di sigle o termini specifici utilizzati nel testo: ACQ Annual Contracted Quantity CAM Capacity Allocation Mechanisms CMP Congestion Management Process ENTSOG European Network of Transmission System Operators for Gas ESW Energy System Wide EU ETS European Emission Trading System FER Fonti Energetiche Rinnovabili FEED Front-End Engineering Design FID Final Investment Decision GNL Gas Naturale Liquefatto GRIP Gas Regional Investment Plan ITG Infrastrutture Trasporto Gas SpA NC Network Code OTC Over-The-Counter PCI Project of Common Interest PS Project Specific SECA SOx Emission Control Areas SEN Strategia Energetica Nazionale TEN-E Trans-European Energy Networks TPA Third Party Access TSO Transmission System Operator UIOLI Use-It-Or-Lose-It WACC Weighted Average Cost of Capital Infrastrutture Trasporto Gas SpA 7

8 Piano decennale di sviluppo

9 1. Executive summary 1. In ottemperanza al Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 27 Febbraio 2013 adottato in osservanza di quanto richiesto dall art. 16 del Decreto Legislativo n.93/2011 recante Attuazione delle direttive 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE relative a norme comuni per il mercato interno dell energia elettrica, del gas naturale e ad una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica, nonché abrogazione delle direttive 2003/54/ CE e 2003/55/CE, Infrastrutture Trasporto Gas SpA (di seguito anche ITG ) pubblica annualmente il proprio piano di sviluppo decennale delle reti di trasporto di gas naturale, a beneficio delle imprese del sistema gas e di tutti i soggetti interessati elaborato sulla base dei criteri fissati all interno del medesimo Decreto. 2. I recenti avvenimenti a livello europeo e internazionale hanno modificato il quadro strategico e competitivo del futuro mercato del gas in Europa: (i) la cancellazione del gasdotto South Stream, decisa unilateralmente da Gazprom a dicembre 2014, ed il successivo piano per la realizzazione del cosiddetto Turkish Stream rendono ancor più critico il gap infrastrutturale del cosiddetto Corridoio Sud, con la massima capacità prevista per il TAP (20 GSm3/anno, 10 oltre la capacità iniziale 1 ) potenzialmente saturata da gas russo e non sufficiente a garantire un adeguato flusso verso i mercati dell Europa Occidentale di fonti alternative (gas addizionale da Azerbaijan ed, in prospettiva futura, da Iraq, Iran e Turkmenistan); (ii) Il collasso delle quotazioni del Brent ha portato globalmente ad una riduzione degli investimenti upstream di ca. il 20% per il 2015 rispetto al 2014 ed ad un rallentamento di investimenti in impianti di liquefazione gas per l export di GNL (basti citare, a titolo di esempio, la cancellazione del terminale Excelerate di Lavaca Bay, in Texas, ed il forte deprezzamento del valore degli investimenti GNL in Australia di BG Group). Ciò potrebbe portare ad una minore liquidità nel mercato GNL dei prossimi anni rispetto alle attese ed ad una maggiore volatilità dei prezzi dei volumi GNL spot. 3. Di fronte a tali dinamiche, ITG crede che l Italia abbia, ancor di più, la reale possibilità di diventare un hub del gas per l Europa Mediterranea, intercettando volumi sia dal Nord Africa attraverso le infrastrutture esistenti, sia dall Asia Centrale, attraverso un Corridoio Sud, da potenziare rispetto al solo TAP, integrando il flusso con gas proveniente ad esempio dai recenti ritrovamenti di importanti riserve nel bacino del Mediterraneo, in area cipriota. Rispetto a questa sfida, i futuri sviluppi delle infrastrutture gas e, in particolare del network di trasmissione giocheranno un ruolo chiave. ITG in questo senso è disponibile alla realizzazione di nuove infrastrutture a beneficio del mercato. 4. ITG ritiene inoltre di fondamentale importanza un maggiore coraggio nell intraprendere lo sviluppo di interconnessioni transfrontaliere di trasporto intra-europee, affiancando alla riconversione delle linee originariamente realizzate per l importazione del 1 Fonte: Joint Opinion of the Energy Regulators on TAP AG s Exemption Application Infrastrutture Trasporto Gas SpA 9

10 Piano decennale di sviluppo gas al ruolo di interconnector bidirezionali di nuove infrastrutture, affinché si realizzi la indispensabile magliatura della rete europea, secondo direttrici est-ovest e non solo nord-sud. 5. La prima parte del presente piano presenta una rapida panoramica della situazione infrastrutturale, regolatoria e delle dinamiche di domanda ed offerta del mercato del gas naturale in Europa ed in Italia, sia passata che prospettica. 6. Nella seconda parte del documento, inerente gli sviluppi progettuali proposti, ITG ha individuato come proprio obiettivo ai fini dello sviluppo della rete nazionale italiana l estensione del mercato del gas naturale ad aree fino ad oggi escluse dal processo di metanizzazione. Ciò si identifica nella costruzione di due pipeline per i collegamenti tra Piombino (LI) e l Isola d Elba e tra Piombino e la Corsica (presso Bastia), creando, così, i presupposti per la metanizzazione della Sardegna. Il progetto fornisce quindi la possibilità per quasi due milioni di cittadini Europei di accedere finalmente all utilizzo del gas naturale. 7. Il progetto è stato valutato con il metodo di analisi costi-benefici sviluppato ed armonizzato a livello Europeo da ENTSOG ed approvato dalla Commissione europea. ENTSOG infatti, nel rispetto del Regolamento (EC) 347/2013, ha dettagliato le linee guida da adottare, ovvero l applicazione della metodologia ESW-CBA (Energy System Wide Cost Benefits Analysis) al fine di consentire poi alle singole autorità Nazionali ed europee la valutazione comparata dei costi e benefici delle proposte di nuove infrastrutture e la conseguente selezione dei progetti PCI (Projects of Common Interest) da parte della Commissione Europea. 8. I risultati della valutazione in questione, illustrati nella seconda parte del documento, mostrano che il progetto, propedeutico allo sviluppo di linee interne delle isole Corsica e Sardegna, porterebbe a certi e considerevoli vantaggi per i territori interessati 2 : (i) un beneficio economico netto, a regime, superiore ai 500 M /anno (ii) una riduzione di emissioni di CO2 pari, a regime, ad oltre 2 Mton/anno 9. Inoltre, non sono da sottovalutare i vantaggi derivanti dalla maggior sicurezza degli approvvigionamenti che il gasdotto garantirebbe rispetto a tutte le altre possibili infrastrutture alternative di trasporto di gas naturale, tra cui il GNL. 10. Infine, è opportuno ricordare che i progetti di interesse comune, per essere qualificati come tali, devono, inter alia, contribuire in modo significativo ad almeno uno dei seguenti criteri: (i) integrazione del mercato, ad esempio facendo uscire dall isolamento almeno uno Stato membro e riducendo le strozzature nelle infrastrutture energetiche; (ii) sicurezza dell approvvigionamento, ad esempio tramite connessioni adeguate; (iii) concorrenza, ad esempio tramite la diversificazione delle fonti di approvvigionamento. 11. Il progetto proposto soddisfa appieno questi requisiti ed è pertanto candidato a pieno titolo alla qualifica di PCI. 2 Stime in base alla valutazione economica effettuata secondo la metodologia ESW-CBA, sulla base degli scenari macroeconomici forniti da ENTSOG 10

11 2. Profilo della società 2.1. Chi siamo 12. Infrastrutture Trasporto Gas, è una società controllata al 100 % dal gruppo Edison S.p.A. a sua volta controllato dal gruppo Électricité de France (EDF). 13. ITG, in qualità di Gestore di Trasporto Indipendente, certificato in conformità al D.lgs 93/11, contribuisce al corretto funzionamento della rete di trasporto da cui dipende l accesso al gas naturale per i consumatori italiani Cosa facciamo 14. Attualmente, ITG possiede e gestisce in TPA (Third Party Access) il metanodotto Cavarzere- Minerbio che permette di collegare il terminale di rigassificazione di Rovigo con la rete di trasporto nazionale gas di Snam Rete Gas presso il punto di interconnessione di Minerbio. 15. L infrastruttura gioca un ruolo fondamentale nella diversificazione e nella sicurezza degli approvvigionamenti energetici Italiani. Il metanodotto, unica interconnessione con il terminale di Rovigo, ha infatti permesso l apertura di un nuovo entry point nazionale, la costituzione del punto di scambio fisico in Minerbio e, con una capacità di trasporto di oltre 9 GSm 3 all anno, ha consentito, a partire dal 2009, l importazione di quantità di gas mediamente pari a circa il 10% del fabbisogno nazionale di gas Stato di consistenza della rete di Infrastrutture Trasporto Gas (Metanodotto Cavarzere Minerbio) 16. La rete di ITG consiste nel metanodotto di 1a specie denominato Cavarzere Minerbio. Tale infrastruttura appartiene alla Rete Nazionale Gasdotti (DM del Ministero dello Sviluppo Economico) ed interconnette l entry-point di Cavarzere, asservito al terminale di rigassificazione off-shore posto a largo di Porto Viro (provincia di Rovigo), con l hub di Minerbio. 17. Il percorso del metanodotto si sviluppa per circa 83 km, da Cavarzere (VE) sino all interconnessione con Snam Rete Gas presso Minerbio (BO). 18. Il sistema è costituito essenzialmente da: Stazione di lancio Pig a Cavarzere con trappola bi-direzionale; Linea interrata; 14 punti di intercettazione linea (PIL); Stazione di Minerbio comprensiva di trappola bi-direzionale ricevimento Pig, Sistema di Filtrazione, Misura Fiscale ed Analisi Gas; Sistema di tele-controllo; Sistema di protezione catodica a corrente impressa. Infrastrutture Trasporto Gas SpA 11

12 Piano decennale di sviluppo Il metanodotto attraversa la bassa pianura veneta ed emiliana: sono interessate all attraversamento le province di Venezia, Rovigo, Ferrara e Bologna ed in particolare comuni di Cavarzere, Adria, Ceregnano, Gavello, Crespino, Berra, Copparo, Ferrara, Masi Torello, Voghiera, Argenta, Baricella, Minerbio. La condotta è completamente interrata. Le uniche parti impiantistiche fuori terra sono i Punti di Intercettazione Linea (PIL) e le stazioni di trappola e quella di misura. Le principali caratteristiche dell impianto sono riportate nella tabella seguente: Tabella 1: Caratteristiche tecniche metanodotto Cavarzere-Minerbio Fluido Trasportato Lunghezza della condotta Diametro nominale della condotta Pressione massima di esercizio Portata massima del metanodotto Materiale di costruzione gas naturale 83,25km 36 pollici 75 bar 26,4 milioni Sm3/g acciaio L450MB conforme alle norme dell'american Petroleum Institute (API) 20. I flussi di gas sul metanodotto sono controllati in tempo reale, 24 ore su 24, 365 giorni all anno, da un apposita sala controllo avente funzione di centro di dispacciamento e ubicata a Sambuceto di San Giovanni Teatino (CH). Il presidio operativo dedicato alle attività di sorveglianza, di esercizio e di manutenzione del metanodotto è ubicato a Ferrara a distanza baricentrica tra i due estremi del metanodotto. Il presidio di Ferrara garantisce inoltre il pronto intervento in reperibilità in caso di emergenze. Nella seguente figura è riportato il tracciato del metanodotto (Figura 1) Figura 1: Tracciato del metanodotto Cavarzere-Minerbio Metanodotto Cavarzere-Minerbio Punti di Intercettazione di Linea (PIL) 12

13 21. ITG, in ottemperanza a quanto stabilito nel proprio Codice di Rete, provvede alla pubblicazione dei piani annuali, semestrali e mensili degli interventi manutentivi previsti sulla sua rete per ogni anno termico. A tal proposito, segnaliamo che non si sono verificate criticità di funzionamento e che, pertanto, non sono stati programmati interventi di rilievo sulla infrastruttura. Segnaliamo, inoltre, che non sono pervenute richieste di allacciamento o di incremento della capacità. Infrastrutture Trasporto Gas SpA 13

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15 3. Panoramica e trend prospettici del mercato europeo 3.1. Introduzione 16. Anche nel 2014 la domanda di gas in Europa si è ridotta, per l effetto combinato della perdurante debolezza economica e dello sviluppo delle FER, che prosegue, sia pure a tassi ridotti rispetto agli anni precedenti. Permane alta la competitività del carbone, sia per le dinamiche globali, con il prezzo del carbone che segue la discesa del gas (indotta dal calo repentino delle quotazioni del petrolio), sia per la persistente debolezza dei prezzi dei certificati di emissione della CO 2. In tale contesto, il previsto recupero della domanda di gas naturale nella seconda metà della decade si manterrà su livelli moderati, e comunque tali che la domanda al 2025 sarà molto lontana dai livelli prefigurati in passato. 23. Tuttavia, a causa dell attesa contrazione della produzione domestica, la necessità di import sarà ancora alta, con ulteriori previsioni di crescita al Se a ciò si uniscono le recenti tensioni tra EU e Russia per via della delicata situazione Ucraina, nonché le incertezze sulle fonti di approvvigionamento alternative teoricamente a disposizione dell Europa (ad esempio la reale disponibilità per l Europa dell LNG nordamericano), ne consegue un aumento del rischio di non avere approvvigionamenti competitivi negli anni a venire. 24. A fronte dell atteso progressivo aumento percentuale della dipendenza dell Europa dalle importazioni, sarà opportuno, in maniera sempre maggiore, allargare e diversificare le fonti di approvvigionamento. 25. Per promuovere la competizione nel mercato e il conseguente trasferimento dei benefici ai clienti finali, l Unione Europea ha nel tempo avviato da un lato la progressiva armonizzazione delle regole di allocazione e gestione della capacità di trasporto e dall altro la realizzazione di opportune infrastrutture di interconnessione, con la conseguente possibilità di ottimizzare le fonti di approvvigionamento e di creare un mercato unico europeo realmente integrato Domanda gas 26. Il gas naturale, con un peso di circa un quarto sul mix energetico primario, rappresenta ad oggi la seconda fonte di energia primaria per i consumi europei, preceduta soltanto dal petrolio. Il consumo di gas dei 28 Stati Membri dell Unione Europea, nel 2013, ammontava a circa 395 MTOE, con una contrazione rispetto ai livelli pre-crisi di circa l 11%, come si può osservare in Figura 2. Infrastrutture Trasporto Gas SpA 15

16 Piano decennale di sviluppo Figura 2: Consumo energetico primario UE 28 MToe (F) 2020(F) 2025(F) CAGR CAGR Petrolio 6% 2% Gas naturale 2% 1% Carbone 1% 3% Nucleare 1% 0% Idroelettrico 17% 1% Altre FER 26% 0% Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da BP Statistics e IEA World Energy Outlook 2014 (Scenario New Policies ) 27. Il principale fattore della riduzione della domanda di gas negli ultimi anni, a parte i fenomeni di più lungo ciclo quali la progressiva ristrutturazione dell industria Europea verso produzioni meno energy-intensive, è sicuramente il crollo della domanda di gas nella generazione elettrica. 28. Ciò è riconducibile a due fenomeni distinti e, in un certo senso, contraddittori (per gli opposti effetti in ottica ambientale): (i) L aumento dell incidenza della produzione da fonti rinnovabili ha registrato, nel periodo , un picco di crescita significativo (pari a 41.8%) ed inaspettato. nella sua rilevanza. Come si evince dalla seguente Figura 4, particolarmente rilevante è stato il rafforzamento del solare, che ha più che quintuplicato la sua presenza nel mix di produzione, anche se l idroelettrico e l eolico risultano ancora essere le fonti dominanti tra le FER). (ii) La perdita di competitività del gas naturale nei confronti del carbone. L aumentata disponibilità di offerta di carbone sui mercati internazionali per effetto sia di nuovi paesi esportatori (ad esempio l Indonesia e la Colombia) sia dello spiazzamento in US del carbone da parte dello shale gas ha generato un crollo dei prezzi della commodity. Per avere un idea dell ordine di grandezza del fenomeno, basti osservare che il prezzo della stessa è passato dai 121 $/ton del valore medio nel 2011, ai 75 $/ton del Al trend decrescente del prezzo del carbone, va aggiunto, in ottica Europea, il collasso verificatosi nei prezzi dei titoli di emissione di anidride carbonica (Figura 3) scambiati nell ambito dell European Emission Trading System (EU ETS), che da valori superiori ai 20 /ton nel 2008, sono scesi a meno di 5 /ton nel 2013 (con una leggera risalita a ca. 7 /ton nel 2014 per effetto del taglio ai certificati emessi, c.d backloading). 29. In Figura 4 è possibile osservare l impatto delle fonti rinnovabili sul mix di produzione elettrica e la maggiore resilienza del carbone rispetto alle altre fonti tradizionali (prodotti petroliferi e gas naturale) Quotazioni medie dell anno in oggetto per carbone CIF ARA (API-2)

17 Figura 3: Andamento dei prezzi dei certificati di emissione CO2 ( ) /ton Previsioni della Commissione Europea (2006) jan-08 apr-08 jul-08 oct-08 jan-09 apr-09 jul-09 oct-09 jan-10 apr-10 jul-10 oct-10 jan-11 apr-11 jul-11 oct-11 Fonte: elaborazioni ITG su dati Point Carbon ed Commissione Europea, EEA Trend and Projections 2013 jan-12 apr-12 jul-12 oct-12 jan-13 apr-13 jul-13 oct-13 Figura 4: Generazione di energia elettrica UE 28 per fonte TWh 4.000, , , , , , ,0 500, (F) 2020(F) 2025(F) CAGR CAGR Carbone 0% 4% Petrolio 8% 7% Gas naturale 6% 2% Nucleare 1% 0% Idroelettrico 1% 1% Eolico 13% 5% Fotovoltaico 56% 4% Altre FER 10% 3% Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da BP Statistics e IEA World Energy Oulook 2014 (Scenario New Policies ) 30. In particolare, si prospetta che il carbone mantenga ancora un buon margine competitivo nei confronti del gas fino al 2016, anno in cui entreranno in vigore i nuovi limiti della Direttiva 2010/75/UE del Parlamento e del Consiglio Europeo del 24 novembre 2010 relativi alle emissioni industriali. Tale direttiva pone delle limitazioni alle emissioni di agenti inquinanti più restrittive per gli impianti di combustione alimentati a combustibile solido o liquido. Se l impegno preso dall Unione Europea dovesse essere mantenuto, gli Infrastrutture Trasporto Gas SpA 17

18 Piano decennale di sviluppo Figura 5: Distribuzione degli impianti a carbone in Europa per anno di entrata in funzione Date of commissioning of EU coal power capacity Lignite (64 GW) Hard coal (128 GW) GW Fonte: Cedigaz, presentazione all European Gas Conference 2015 impianti a gas dovrebbero trarre vantaggio da questa normativa, in quanto si stima che fino ad un quarto degli impianti a carbone in Europa (corrispondenti ad una potenza installata di circa 50 GW, principalmente in UK, Germania, Polonia e Spagna) potrebbero essere dismessi entro il Va peraltro ricordato che il parco di generazione a carbone europea è fatta al 40% da impianti con più di 40 anni di vita (Figura 5). 31. Con queste premesse, le proiezioni al 2025 (Figura 7) vedono una leggera ripresa dei consumi di gas naturale nel settore power generation, con un aumento di circa 7 GSm 3 rispetto al Per quanto riguarda il settore residenziale, si prospetta uno sviluppo della metanizzazione dei paesi dell Europa Orientale che dovrebbe più che compensare i minori consumi energetici nel resto del continente, conseguenza delle politiche di incentivazione ad una maggiore efficienza energetica, che sono entrate in vigore o entreranno in vigore nei prossimi anni nei paesi membri dell Unione Europea. 33. In una prospettiva di lungo termine, cioè oltre l orizzonte 2025, un significativo impulso alla domanda di gas è atteso dagli usi alternativi dello stesso. In particolare, si prevede in forte crescita l utilizzo del gas naturale (sia gassoso che sotto forma di GNL) come carburante per mezzi di trasporto su terra e, soprattutto, marittimi, in virtù delle restrizioni alle emissioni di ossidi di zolfo (SOx) che dovrebbero essere estese dall International Maritime Organization (IMO) anche al di fuori delle aree SECA 2 già attive. 2 SOx Emission Control Areas, aree con stringenti livelli di emissione di SOx e gas serra. Attualmente in Europa esse sono relative a regioni del Mare del Nord, mar Baltico e canale d Inghilterra 18

19 Figura 6: Le rotte dei 4 Blue Corridors Fonte: LNG blue corridors Figura 7: Domanda gas UE 28 per settore di consumo Bcm CAGR CAGR Altro -1% -1% Trasporto -1% 1% Produzione Elettrica -2% 1% Residenziale -2% 4% Industriale -5% -1% (F) 2020(F) 2025(F) 2030(F) Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da BP Statistics e IEA World Energy Oulook 2014 (Scenario New Policies ) Infrastrutture Trasporto Gas SpA 19

20 Piano decennale di sviluppo A nostro avviso, le migliori prospettive future dell utilizzo del GNL per trasporto marittimo ed heavy duty (autobus e autocarri) vertono su tre principali fattori: (i) Il beneficio economico dell uso del gas sussiste per via del minor prezzo della commodity gas rispetto ai carburanti tradizionali (gasolio, fuel oil, etc.), che bilancia il costo addizionale necessario per mezzi di trasporto alimentati a gas naturale (inclusi gli investimenti infrastrutturali necessari); per il trasporto su gomma gran parte del vantaggio è dovuto alla diversa tassazione tra gas e carburanti; la dipendenza del business case dalla fiscalità è una delle principali incognite per i potenziali investitori, soprattutto considerata l importanza delle entrate fiscali sui carburanti e la possibilità di un ribilanciamento a danno del gas qualora il tasso di switch da carburanti tradizionali a gas fosse significativo. Sul fronte marino questa incognita è meno rilevante per via del diverso regime fiscale già goduto dai marine fuel ed i minori costi logistici per unità di volume gas necessari rendono il business case più stabile. (ii) Dal punto di vista ambientale, è indubbio il vantaggio dell uso del gas per la minor emissione di gas serra e soprattutto l assenza di altri inquinanti, tra cui il particolato (importante ad esempio in aree urbane per traffico heavy duty). Per il trasporto marittimo, l assenza di emissione di zolfo è un vantaggio addizionale, essendo tale inquinante l elemento discriminante per l accesso alle aree SECA. Il vantaggio ambientale per il trasporto su strada è meno evidente per i significativi progressi nell ambito delle auto ibride ed elettriche. 20

21 (iii) Da un punto di vista industriale, l insufficiente rete infrastrutturale rappresenta un freno all acquisto di veicoli alimentati a gas, che a sua volta scoraggia gli investimenti in infrastrutture. Questo fenomeno è più forte nel trasporto su gomma basato su gas naturale compresso (per via della polverizzazione della potenziale domanda di veicoli e dell offerta); risulta invece più superabile nel trasporto su terra heavy duty e nel trasporto marittimo, basati sull impiego del GNL, sia per la maggior concentrazione tanto sul fronte della domanda che dell offerta, sia per la minor distribuzione richiesta alle infrastrutture necessarie. 35. Le potenzialità del gas e del GNL nel settore trasporto sono oggetto di iniziative comunitarie; in particolare, la Commissione Europea ha promosso, con operatività a partire dall inizio del 2013, i cosiddetti LNG Blue Corridors, ovvero 4 rotte transnazionali attraverso 11 Stati membri, che sono sede di progetti dimostrativi sull economicità del trasporto pesante alimentato a GNL, con il coinvolgimento di operatori gas, infrastrutturali e produttori di veicoli pesanti. 36. Si stima che il contributo del trasporto al consumo del gas a livello Europeo possa arrivare a circa 10 GSm3/anno al 2020, ed a circa 50 GSm3/anno al La Figura 7 mostra le proiezioni per la domanda gas a livello UE 28 per ciascun segmento di domanda al 2025 (ed una estensione al 2030) per evidenziare il contributo del trasporto, proiezioni elaborate a partire dai dati del World Economic Outlook 2014 Infrastrutture Trasporto Gas SpA 21

22 Piano decennale di sviluppo dell IEA. In base alle nostre elaborazioni, la domanda nell Unione Europea supererà i livelli pre-crisi solo successivamente al 2020, grazie soprattutto al recupero dell uso del gas nella produzione elettrica per effetto della sostituzione del carbone Offerta gas 38. L area europea è la maggior importatrice di gas naturale, seguita dall area Asia-Pacifico. Benché, come illustrato in precedenza, sia previsto che la domanda di gas europea si mantenga sostanzialmente piatta nei prossimi anni, la produzione nazionale degli Stati Membri appartenenti all Unione Europea, in particolare UK e Paesi Bassi, è in progressivo calo. Ciò comporterà, in prospettiva, un aumento del fabbisogno di importazioni addizionali di circa 80 GSm 3 nei prossimi dieci anni, rispetto al livello del 2013 (Figura 8). 39. Circa l 85% dei volumi importati raggiunge l Europa tramite gasdotti. Questi volumi, in gran parte, provengono dai campi di produzione di paesi europei non-ue. Le sole Norvegia e Russia nel 2013 hanno esportato verso l Unione Europea circa 224 GSm3 di gas naturale, quasi i tre quarti dell intero import. 40. La forte concentrazione delle importazioni gas in pochi Paesi è una delle criticità strategiche del mercato gas Europeo, in quanto una più ampia diversificazione delle fonti potenziali porterebbe, fermo restando gli obblighi contrattuali in essere, ad una maggior competizione prospettica e, conseguentemente, a migliori condizioni di acquisto. Gli eventi del 2014, in particolare 1) la crisi Ucraina (con l acuirsi delle tensioni tra EU e Russia fino alla decisione unilaterale da parte di Gazprom di cancellare il progetto South Stream) e 2) il crollo delle quotazioni di greggio iniziate alla fine dell anno, hanno evidenziato le criticità della struttura di import europeo. 41. La reale consistenza nei prossimi 10 anni delle disponibilità di nuove fonti di GNL, ed in particolare la capacità dell Europa di attrarre tali fonti rispetto a mercati a premio (Asia), rimane incerta. Figura 8: Fabbisogno di import UE Bcm (F) 2025(F) Fonte: elaborazioni ITG su IEA, World Energy Outlook

23 42. Riguardo al primo elemento, la cancellazione del South Stream ed il lancio del Turkish Stream, che porterebbe, a partire dal 2017, il gas russo fino (e non oltre) i confini Comunitari (interconnessione Grecia-Turchia), ha due forti implicazioni strategiche: (i) Rischio di riduzione di fonti alternative provenienti dal Corridoio Sud: il gas russo proveniente dal Turkish Stream ed in eccesso ai fabbisogni della Turchia (che probabilmente assorbirebbe i volumi legati alla prima linea del Turkish Stream, per 14 GSm3/anno) dovrebbe necessariamente arrivare in Europa. Parte dei volumi potrebbero essere assorbiti dalla Grecia e dagli stati Balcanici, attualmente già forniti dalla Russia via Ucraina; tuttavia si stima che dai 10 ai 40 GSm3/anno di gas russo (a seconda della capacità finale del Turkish Stream, 32 o 63 Gm3/anno) dovrebbero giungere nei mercati dell Europa Occidentale per essere effettivamente utilizzati. Ciò implica da un lato un aumento del fabbisogno infrastrutturale di import dalla regione per una effettiva diversificazione delle fonti, dall altro il rischio di un ridimensionamento dei volumi di gas Azero e, in prospettiva, da altri paesi dell Asia Centrale, che si troverebbero a dover competere con il gas russo per accedere alle infrastrutture. Più che prima, quindi, appare chiaro che l attuale Corridoio Sud basato interamente sul TAP non sia sufficiente a garantire la diversificazione delle fonti. (ii) Modifica del profilo di rischio degli importatori gas: la volontà della Russia di modificare le proprie formule contrattuali di consegna (almeno per i nuovi contratti), limitandosi alla consegna al confine Comunitario, implica che debbano essere gli stessi importatori Europei a preoccuparsi delle necessarie infrastrutture di importazione fino ai mercati di destinazione, con una modifica del loro profilo di rischio. Nel caso specifico del Corridoio Sud, ciò potrebbe significare un nuovo impulso ad infrastrutture di import come IGI-Poseidon ( Interconnector Greece Italy, con approdo in Italia attraverso un gasdotto offshore dalla Grecia) promosse da acquirenti gas, o in alternativa nuove iniziative promosse dalla Commissione Europea di rete transnazionale in regime di TPA, con socializzazione del rischio ai sistemi gas nel suo complesso. 43. Riguardo al crollo delle quotazioni di greggio, si stima che ciò porterà a ritardi o cancellazioni in numerosi progetti upstream, incluse iniziative di liquefazione gas in Nord America, Australia e Africa 3. In uno scenario di minore capacità di liquefazione di quanto preventivato, la reale consistenza nei prossimi 10 anni delle disponibilità di nuove fonti di GNL rimane incerta. Inoltre rimane ancora più incerta la capacità dell Europa di attrarre tali fonti rispetto a mercati a premio (in particolare l India e le regioni dell Estremo Oriente). 44. Peraltro, la domanda di GNL da parte dell Asia è la principale incognita a livello mondiale sugli interscambi di gas, e di conseguenza sui prezzi, per via dei numerosi fattori di discontinuità che potrebbero materializzarsi nei prossimi anni, tra cui: (i) la reale consistenza della produzione di shale gas in Cina; (ii) le politiche ambientali e di contenimento della domanda di carbone in India ed in Cina; (iii) l effettiva ripartenza del parco di generazione elettrica da fonte nucleare in Giappone. 3 A titolo di esempio, è stato annunciato a gennaio 2015 la cancellazione del progetto di realizzazione di un liquefattore a Lavaca Bay (Texas) da parte della società Excelerate. Infrastrutture Trasporto Gas SpA 23

24 Piano decennale di sviluppo Figura 9: Incertezza sulla futura richiesta di GNL della regione Asia Pacific (al netto degli scambi interni) (min, max) = ~130 bcm Bcm (min, max) = ~70 bcm (min, max) = ~100 bcm 194, , , , , ,686 79,512 92, , ,519 Low Base High (F) 2025(F) 2030(F) Fonte: Bain and Company, presentazione alla 8th European Gas Conference, Gennaio La seguente Figura 9 mostra il livello di incertezza nella domanda asiatica di GNL (al netto dei volumi scambiati nella regione) per via delle succitate dinamiche di domanda ed offerta. Ciò avrà forti e diretti impatti sul livello di prezzo internazionale del GNL, almeno per quanto riguarda i volumi scambiati su base spot, che impattano direttamente il livello di prezzo degli hub europei. 46. In ottica di lungo termine è inoltre necessario valutare il contributo di fonti non fossili di gas, che si affiancheranno alle riserve, sia convenzionali che non convenzionali, di gas naturale. In particolare, è utile menzionare in questa sede due diverse tipologie: (i) il bio-metano, che, previ opportuni trattamenti del biogas ottenuto dalla digestione anaerobica di prodotti organici (rifiuti, scarti agricoli e liquami di natura zootecnica), può essere immesso nella rete di distribuzione gas 4 ; (ii) in prospettiva, il cosiddetto ciclo power to gas, con la produzione da fonte rinnovabile non biologica di gas di sintesi che può essere immesso in rete od utilizzato per autotrazione. 47. Per quanto riguarda il bio-metano, si segnala che, tradizionalmente, la produzione è destinata ad essere bruciata localmente per produrre elettricità (per autoconsumo o immessa in rete) ed il trattamento di biogas per renderlo bio-metano compatibile alla rete di distribuzione del gas naturale ha un peso molto marginale. Tuttavia il riconoscimento dei vantaggi di utilizzare le reti di distribuzione del gas naturale per estendere il perimetro di impiego del biogas è progressivamente aumentato, anche e soprattutto in ambito regolatorio. In molti paesi dell Unione Europea (in particolare 4 Si veda la delibera AEEGSI 46/2015/R/gas del 12 Febbraio 2015, che approva le direttive per le connessioni di biometano alle reti del gas naturale 24

25 Francia) esistono incentivi per l immissione in rete di bio-metano da scarti agricoli o da discariche (dai 45 ai 125 /MWh immesso, a seconda della taglia dell impianto e della provenienza del biogas 5 ). L EBA (European Biogas Association), prevede che, con le dovute incentivazioni, al 2030 fino a GSm3 di bio-metano potrebbero essere immessi in rete Il ciclo power to gas, pur meno maturo, presenta caratteristiche in prospettiva più interessanti, in quanto eviterebbe il problema della competizione dei biocombustibili/ biocarburanti con l agricoltura a scopi alimentari, ed inoltre favorirebbe lo sviluppo di impianti a produzione elettrica da fonte rinnovabile non programmabile, che utilizzerebbero la rete di trasporto gas quale stoccaggio dell energia prodotta. In sintesi, utilizzando l elettrolisi dell acqua in idrogeno attraverso energia elettrica ottenuta da fonti rinnovabili (fotovoltaico e solare) e combinandolo con anidride carbonica (sottratta all ambiente), verrebbe prodotto un gas di sintesi a caratteristiche compatibili con le reti di distribuzione ed i motori a gas compresso (una volta eliminate le impurità di idrogeno). 49. Lo schema concettuale del ciclo power to gas è rappresentato in Figura 10. Risulta evidente come la creazione di un ciclo virtualmente carbon free (se non nella fase di costruzione degli impianti necessari) con sinergie tra la generazione distribuita da fonti rinnovabili e la rete di distribuzione gas, risulti di forte richiamo in termini di sostenibilità ambientale. I costi di tale ciclo, che è ancora in fase pre-commerciale, sono tuttavia ancora elevati, né sono al momento al vaglio dei Regolatori strumenti di incentivazione (ad eccezione di specifici supporti alla ricerca) 5 Fonte: EBA Green Gas Grid, Proposal for a European Biomethane Roadmap, Fonte: EBA Green Gas Grid, Proposal for a European Biomethane Roadmap, 2013 Infrastrutture Trasporto Gas SpA 25

26 Piano decennale di sviluppo Figura 10: Schema concettuale dei flussi energetici e relativi utilizzi del Power to Gas Fonte: Ludwig Bolkow Systemtecnik Study on Power to Gas in transport for the Federal Ministry of Transport and Digital Infrastructure (Germania, 2014) 3.4. Quadro regolatorio 50. Nell ottica del raggiungimento di una maggiore integrazione dei mercati a livello comunitario, la Commissione Europea si è impegnata a fornire un sistema di regole che gli Stati Membri dovranno condividere, tramite il quale ottenere un omogeneizzazione delle procedure di gestione delle reti dei diversi paesi membri dell Unione Europea. In particolare, l impegno del legislatore europeo è focalizzato al raggiungimento di una maggiore sicurezza degli approvvigionamenti e al corretto funzionamento del sistema. 51. Per questo motivo, accanto ai piani di azioni preventivi e di interventi in caso di emergenza, gli sforzi sono stati indirizzati lungo tre assi di sviluppo che garantiscano il funzionamento efficiente ed efficace del sistema, vale a dire: (i) meccanismi di allocazione delle capacità, (ii) gestione delle congestioni di sistema e (iii) gestione del bilanciamento. Questi assi di sviluppo rappresentano gli elementi fondanti della futura architettura integrata del mercato comune del gas, il cosiddetto EU Target gas model. 52. A partire dal 1 novembre 2015 sarà operativo il codice di rete relativo ai meccanismi di assegnazione della capacità nei sistemi di trasporto del gas (Network Code on Capacity Allocation Mechanisms) 7. Esso prevede: (i) maggiore cooperazione tra i gestori di sistemi di trasporto di paesi adiacenti per nomine/rinomine ed interventi manutentivi;

27 (ii) modalità standard per assegnazione delle capacità di trasporto, attraverso aste contemporanee per tutti i punti di interconnessione, e con prodotti di capacità aggregata ( bundled ). 53. Per quanto riguarda le procedure di gestione delle congestioni contrattuali, rivisitate dalla Commissione Europea nel 2012 ( Congestion Management Procedures, CMP) 8, l obiettivo dichiarato è quello di permettere la collaborazione tra TSO di paesi adiacenti, al fine di assicurare che le procedure siano applicate nel modo più efficace ed efficiente possibile. In caso di congestione, i TSO responsabili delle infrastrutture coinvolte possono scegliere tra vari meccanismi alternativi di gestione del problema (i.e. Overselling & Buy- Back, UIOLI, sia day ahead che long term e Capacity Surrender). 54. In ultimo, attraverso il Network Code on Gas Balancing of Transmission Networks, sono state messe sotto osservazione le regole per il bilanciamento del sistema, in modo da ridurre le differenze attualmente esistenti tra: frequenza del controllo (giornaliera/oraria), soglie di tolleranza ammesse, prodotti offerti sul mercato. Gli shipper sono tenuti, in prima istanza, a bilanciare le proprie posizioni per minimizzare il bisogno di bilanciamento totale di sistema, mentre i TSO intervengono solo in caso di reale necessità Sviluppi infrastrutturali 55. La presenza di infrastrutture dislocate nei punti in cui queste sono necessarie, è un aspetto chiave per il raggiungimento di un mercato efficiente ed efficace in Europa. I flussi di gas sono in continuo mutamento e, di pari passo, ci si aspetta uno sviluppo coerente del network di trasporto. 56. La Commissione Europea è attiva nella pianificazione strategica dei progetti infrastrutturali, allo scopo di individuare le proposte più meritevoli e semplificare la realizzazione delle stesse, attraverso finanziamenti UE e concessioni di licenze più semplici e rapide. 57. In questo ambito sono stati individuati essenzialmente quattro Corridoi Prioritari per le reti gas, come raffigurati in Figura 11 e di seguito descritti: (i) NSI West Gas (North-South Gas Interconnections in Western Europe): con l obiettivo di accrescere le interconnessioni per i flussi nord-sud nell Europa Occidentale. (ii) NSI East Gas (North-South Gas Interconnections in Central Eastern and South-Eastern Europe): con l obiettivo di rafforzare le connessioni all interno e fra le regioni del Mar Baltico, Mar Adriatico, Mar Egeo, Mediterraneo Orientale e Mar Nero. (iii) BEMIP Gas (Baltic Energy Market Interconnection Plan for Gas): con l obiettivo di far cessare l isolamento dei 3 stati baltici e della Finlandia e la loro dipendenza da un unico fornitore di gas (Russia). (iv) SGC (Southern Gas Corridor): con l obiettivo di migliorare la trasmissione di gas dal bacino del Caspio, dall Asia Centrale, dal Medio Oriente e dal bacino orientale del Mediterraneo verso l UE, al fine di accrescere la diversificazione delle fonti di approvvigionamento. 8 Cfr. Decisione della Commissione del 24 agosto 2012 che modifica l allegato I del regolamento (CE) n 715/2009 del Parlamento Europeo e del Consiglio relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale, GUUE L 231/18 del Infrastrutture Trasporto Gas SpA 27

28 Piano decennale di sviluppo Figura 11: Corridoi prioritari di sviluppo in Europa NSI West Gas BEMIP Gas SGC NSI Est Gas Fonte: elaborazioni ITG su dati ENTSOG Network Development Plan

29 58. Sulla base dei Corridoi di sviluppo infrastrutturale, sono stati poi articolati sei piani di investimento regionali, GRIP (Gas Regional Investment Plan), che vanno ad analizzare in maggiore dettaglio le problematiche delle diverse aree di riferimento e assicurano una maggiore capacità di modellazione dei network locali. 59. All interno dei piani di investimento regionali è stata sviluppata una serie di progetti infrastrutturali che vanno ad implementare nella pratica le linee guida proposte dalla Commissione Europea. Molti di questi progetti sono stati inseriti nel novero dei Progetti di Interesse Comune (PCI). I PCI sono progetti di natura energetica, che si distinguono per i significativi benefici che garantiscono ad almeno una coppia di Stati Membri UE, per il loro contributo all integrazione dei mercati e al conseguente sviluppo della competizione all interno di questi, per il miglioramento delle condizioni di sicurezza dell approvvigionamento e per la riduzione delle emissioni di CO2. Questi progetti beneficeranno di una serie di vantaggi, tra cui: procedure accelerate per la pianificazione e il rilascio delle autorizzazioni, minori costi amministrativi, maggiore trasparenza, visibilità e attrattività, un unica Autorità Nazionale competente e, soprattutto, la possibilità di beneficiare di un sostegno finanziario da parte della Commissione Europea Mercato 60. Il 2013 ha evidenziato una ulteriore crescita dell attività di trading presso gli hub europei del gas, sebbene ad una velocità più bassa rispetto al passato (9% rispetto al 2012) e con differenze evidenti tra i diversi mercati (Figura 12). Il TTF (Title Transfer Facility) (+6%) ha confermato la sua costante crescita, avvicinandosi in termini di volumi scambiati all inglese NBP (National Balancing Point), tradizionalmente il mercato più liquido in Europa. Dati ancora non ufficiali sul consuntivo 2014 farebbero addirittura presagire uno storico sorpasso del mercato olandese sul mercato UK. Figura 12: Volumi scambiati nei principali hub dell Europa continentale (Paesi Bassi: TTF, Belgio: ZEE, Italia: PSV, Francia: PEGn, Austria: CEGH, Germania: NCG, Gaspool) Bcm NCG GASP CEGH PEG PVS TTF ZEE * Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da IEA 2014 Mid-Term Gas Market Report. *Valore TTF 2013 stimato in quanto il TSO olandese GTS dal 1 gennaio 2013 riporta soltanto i volumi scambiati e non i volumi nominati (come negli altri hub) Infrastrutture Trasporto Gas SpA 29

30 Piano decennale di sviluppo Figura 13: Aree di influenza dei principali hub europei Principali hub europei NBP PEGn TTF ZEE Gaspool NCG CEGH PEGs PSV Fonte: elaborazioni ITG 61. L hub olandese risulta il riferimento di prezzo non solo per i paesi limitrofi, come il Belgio e la Germania, ma anche per mercati geograficamente più distanti come Italia e Francia, dove spesso contratti di fornitura a clienti finali quali industriali o generatori elettrici sono indicizzati al TTF. In Italia poi l intero segmento residenziale è strettamente correlato al TTF in quanto la tariffa per i clienti a maggior tutela, ovvero l 80% circa del mercato, è indicizzata a prodotti a termine del TTF. 62. I volumi scambiati nei principali hub rispecchiano, a grandi linee, la situazione in termini di aree di influenza dei singoli mercati a livello europeo. Come detto, il TTF influenza direttamente o indirettamente tutti i principali mercati, fornendo un segnale di prezzo uniforme in tutta l Unione Europea. Il dettaglio delle aree di influenza è riportato in Figura Gli hub di scambio hanno acquisito un importanza in continua crescita come segnale di prezzo del gas nei vari mercati di riferimento ed hanno un peso sempre maggiore nel prezzo dei contratti di importazione di lungo termine (i c.d. contratti Take or Pay ). Al 2013, circa la metà dei più di 200 GSm3 di gas importato in Europa era indicizzata agli hub, superando la quota di indicizzazione a prodotti petroliferi. Chiaramente esistono forti differenze geografiche, con una marcata rilevanza degli hub nei mercati del Nord Ovest, mentre nel Sud ed Est Europa (inclusa l Italia) l indicizzazione oil risulta ancora dominante (vedasi Figura 14). 64. Grazie alle interconnessioni fisiche, seppur non ancora pienamente efficienti, il segnale riesce a trasmettersi rapidamente tra le diverse aree di riferimento del mercato europeo che quindi risultano correlate in termini di prezzo. La convergenza si è acuita notevolmente negli ultimi anni, fino ad arrivare a spread essenzialmente relativi ai costi 30

31 Figura 14: Indicizzazione delle importazioni di gas in Europa (2013) 45% 50% Hub Indexed Oil Indexed Hub 20% 70% 5% 67% 88% 30% 10% 2% 10% 3% North West EU South EU East EU Fonte: elaborazioni ITG su dati International Gas Union logistici di trasporto tra le diverse aree (Figura 15). Il PSV tuttavia mantiene ancora un premio sugli altri mercati non interamente riconducibile al delta logistico, ma legato alla struttura di approvvigionamento. In particolare, nella seconda metà del 2014, a seguito di un calo delle importazioni dal TAG, si è assistito ad una ripresa dello spread con gli altri hub europei. Figura 15: Andamento dei prezzi del gas ai maggiori hub europei c/sm PSV TTF EEX NCG VTP NBP 5 0 Gen-12 Feb-12 Mar-12 Apr-12 Mag-12 Giu-12 Lug-12 Ago-12 Set-12 Ott-12 Nov-12 Dic-12 Gen-13 Feb-13 Mar-13 Apr-13 Mag-13 Giu-13 Lug-13 Ago-13 Set-13 Ott-13 Nov-13 Dic-13 Gen-14 Feb-14 Mar-14 Apr-14 Mag-14 Giu-14 Lug-14 Ago-14 Set-14 Ott-14 Nov-14 Dic-14 Gen-15 Feb-15 Mar-15 Apr-15 Mag-15 Giu-15 Lug-15 Ago-15 Set-15 Ott-15 Nov-15 Dic-15 Fonte: elaborazioni ITG su dati provenienti da Alba Soluzioni, Endex e Platts Infrastrutture Trasporto Gas SpA 31

32 Piano decennale di sviluppo Conclusioni 65. Il mercato del gas naturale in Europa è di fondamentale importanza, essendo questa risorsa seconda solo al petrolio per importanza a livello di mix di consumo energetico primario (peso relativo: circa 25%). A fronte delle previsioni di crescita della necessità di import e in ottica di diversificazione delle fonti di approvvigionamento del gas, è chiara la necessità di nuove infrastrutture di collegamento. 66. Il crollo delle quotazioni del Brent e le recenti dinamiche geopolitiche, con il cambio di strategia del produttore Russo, rendono ancor più critica questa esigenza, per due ragioni: (i) aumentata incertezza nella futura offerta gas, in particolare GNL, per via della riduzione degli investimenti nel settore upstream, che potrebbe colpire soprattutto i progetti di capacità di liquefazione in Nord America, Australia ed Africa; (ii) rapida saturazione delle infrastrutture ad oggi previste per il Corridoio Sud (TAP), per via del possibile apporto non previsto di gas russo, in competizione per l uso di tali infrastrutture con fonti gas alternative provenienti dall Asia Centrale. 67. In questo contesto, va inserito l obiettivo della Commissione Europea di creare un mercato comunitario maggiormente integrato. Per realizzare tale proposito, si è provveduto ad intraprendere due tipi di interventi: (i) Interventi regolatori: la creazione di un mercato europeo integrato passa attraverso l armonizzazione delle leggi applicabili dai singoli Stati Membri. Per questo, la Commissione Europea rispetto all obiettivo primario di sicurezza degli approvvigionamenti, ha ritenuto in primis necessario sviluppare dei Network Code su tre assi di interesse principali: meccanismi di allocazione delle capacità, procedure di gestione delle congestioni e regole di bilanciamento. (ii) Interventi infrastrutturali: un mercato realmente integrato, necessita di infrastrutture adeguate. Per questo, la Commissione Europea ha concentrato i suoi sforzi lungo quattro corridoi di interesse, declinati successivamente in sei piani di investimento regionali. 68. Intanto, il mercato è sempre più integrato dal punto di vista dei prezzi, grazie alla crescente rilevanza del ruolo degli hub di scambio. Questa dinamica evolutiva si è riflessa nell indicizzazione dei prezzi dei contratti di acquisto gas, sempre più slegati dall andamento del prezzo del petrolio. Permangono però, ancora differenze tra i diversi mercati dell Unione Europea. Tali differenze sono legate all impossibilità di trasmettere i segnali di prezzo tra i diversi hub del gas in maniera ottimale, a causa degli squilibri infrastrutturali tra le diverse aree. Questi squilibri possono essere superati soltanto attraverso la costruzione di nuove interconnessioni, specialmente in quelli che sono definibili come potenziali colli di bottiglia del sistema. 32