CARATTERISTICHE GENERALI DELL OPERA

Transcript

1 INDICE Pagina ELENCO DELLE FIGURE V 1 INTRODUZIONE 1 2 CARATTERISTICHE GENERALI DELL OPERA NATURA DEI SERVIZI OFFERTI LOCALIZZAZIONE DELL IMPIANTO CRITERI GENERALI DI PROGETTAZIONE CARATTERISTICHE DEL GNL IMPORTATO 6 3 MOTIVAZIONI DEL PROGETTO E CONTESTO ENERGETICO DI RIFERIMENTO CONSIDERAZIONI AMBIENTALI CORRELATE ALL UTILIZZO DI GAS NATURALE MERCATO EUROPEO DEL GAS NATURALE, SITUAZIONE ATTUALE E IPOTESI DI SVILUPPO Situazione Attuale Prospettive della Domanda di Gas RETE TRANSEUROPEA DEL GAS E PROGETTI PRIORITARI ANALISI DELLA DOMANDA E DELL OFFERTA DI GAS NATURALE IN ITALIA Quadro Energetico Nazionale Evoluzione della Domanda di Gas Naturale in Italia Ipotesi di Copertura della Domanda di Gas e Relazioni con il Progetto INDUSTRIA DEL GAS NATURALE IN ITALIA Approvvigionamento (Importazione e Produzione) Trasporto Stoccaggio Dispacciamento Distribuzione e Vendita 40 4 MOTIVAZIONI TECNICHE DELLE SCELTE PROGETTUALI E ANALISI DELLE ALTERNATIVE TIPOLOGIA DI OPERA Terminale/Metanodotto Terminale Onshore/Offshore LOCALIZZAZIONE DELL IMPIANTO OFFSHORE LOCALIZZAZIONE DEL PUNTO DI SPIAGGIAMENTO DELLA CONDOTTA OFFSHORE SCELTE STRUTTURALI E DI PROCESSO Vaporizzatori Recupero del Calore dai Fumi del Turbogas tramite Cogenerazione TERMINALE GNL REQUISITI OPERATIVI E PRINCIPALI COMPONENTI 51 Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. i

2 INDICE (Continuazione) Pagina 5.2 DESCRIZIONE DEL PROCESSO Sistema di Scarico delle Metaniere Stoccaggio del GNL Sistema di Recupero del Gas di Boil-Off Pompe ad Alta Pressione Vaporizzatori Sistema Gas Combustibile Rete di Scarico d Emergenza SISTEMI AUSILIARI Centrale Elettrica Gas Combustibile Correzione dell Indice di Wobbe Gasolio Impianto Azoto Impianto Aria Compressa Unità di Elettro-Clorazione Impianto Acqua Industriale e Acqua Potabile Sistema di Trattamento delle Acque di Scarico Sistema Acqua Antincendio CARATTERISTICHE DEL GBS Descrizione Generale Caratteristiche Strutturali CONDOTTA DI COLLEGAMENTO ALLA CABINA DI MISURA ONSHORE DESCRIZIONE DEL TRACCIATO CARATTERISTICHE TECNICHE GENERALI Condotta Sistemi di Protezioni dalle Azioni Corrosive TEMPI E FASI DEL PROGETTO MODALITA REALIZZATIVE DEL GBS Costruzione del GBS Lavori da eseguire in Sito prima dell Arrivo del GBS Trasporto del GBS al Sito Finale Installazione del GBS MODALITÀ REALIZZATIVE DELLA CONDOTTA Fasi di Realizzazione Preparazione dell Approdo Costiero Varo e Posa della Condotta in Mare (Varo Convenzionale) Interramento della Condotta Aree di Lavoro Approdo Costiero COLLAUDO IN OPERA DECOMMISSIONING DEL TERMINALE GNL 80 Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. ii

3 INDICE (Continuazione) Pagina 7.5 CRONOGRAMMA DELLE ATTIVITÀ Terminale GNL Condotta Offshore INTERAZIONI CON L AMBIENTE EMISSIONI IN ATMOSFERA Fase di Costruzione Fase di Esercizio EMISSIONI SONORE Fase di Costruzione Fase di Esercizio PRELIEVI IDRICI Fase di Costruzione Fase di Esercizio SCARICHI IDRICI Fase di Costruzione Fase di Esercizio PRODUZIONE DI RIFIUTI Fase di Costruzione Fase di Esercizio UTILIZZO DI MATERIE PRIME E RISORSE NATURALI Fase di Costruzione Fase di Esercizio TRAFFICO MEZZI Fase di Costruzione Fase di Esercizio PROVVEDIMENTI PROGETTUALI PER LA MITIGAZIONE DELL IMPATTO DELL INTERVENTO MISURE DI OTTIMIZZAZIONE DELL INSERIMENTO NEL TERRITORIO E NELL AMBIENTE MISURE DI COMPENSAZIONE DEGLI IMPATTI SISTEMI DI MONITORAGGIO MONITORAGGIO DEGLI EFFLUENTI Emissioni in Atmosfera Scarichi Idrici MONITORAGGIO AMBIENTALE Fase di Cantiere Fase di Esercizio SISTEMA DI GESTIONE AMBIENTALE 102 Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. iii

4 INDICE (Continuazione) Pagina 11 ASPETTI RELATIVI ALLA SICUREZZA MISURE DI PREVENZIONE E SISTEMI DI RILEVAZIONE Misure di Prevenzione dalle Perdite di GNL Sistemi di Rilevazione SINTESI DELL ANALISI DI RISCHIO DEL TERMINALE 111 RIFERIMENTI FIGURE Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. iv

5 ELENCO DELLE FIGURE Figura No. Titolo 1.1 Inquadramento a Vasta Scala 3.1 Punti di Ingresso e di Uscita dalla Rete Nazionale dei Gasdotti 3.2 Rete dei Metanodotti di Trasporto al 31 Ottobre Rete dei Metanodotti di Trasporto al 31 Ottobre 2004 (Dettaglio) 4.1 Alternative Progettuali, Localizzazione del Terminale 4.2 Alternative Progettuali, Condotta Offshore e Punto di Spiaggiamento 5.1 Terminale GNL, Planimetria 5.2 Terminale GNL, Sezioni 5.3 Terminale GNL, Manovra di Accosto delle Navi 5.4 Terminale GNL, Schema Semplificato a Blocchi 5.5 Schema dello Zavorramento 6.1 Condotta Offshore, Sezione Tipo 6.2 Condotta Onshore, Sezione Tipo 7.1 Cronoprogramma delle Attività 7.2 Posa della Condotta a Mare 7.3 Interro della Condotta a Mare 7.4 Realizzazione dello Spiaggiamento 8.1 Flussi in Ingresso e in Uscita dal Terminale Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. v

6 RAPPORTO STUDIO DI IMPATTO AMBIENTALE QUADRO DI RIFERIMENTO PROGETTUALE TERMINALE OFFSHORE DI RIGASSIFICAZIONE DI GNL ALPI ADRIATICO E CONDOTTA A MARE GOLFO DI TRIESTE 1 INTRODUZIONE Il gruppo Endesa, uno dei principali operatori energetici mondiali, attraverso la sua filiale Endesa Europa ha costituito la Società Terminal Alpi Adriatico S.r.l. per realizzare un terminale marino di ricevimento e rigassificazione di GNL (Gas Naturale Liquefatto) nel Golfo di Trieste, nel Mar Adriatico settentrionale. Il Terminale sarà ubicato circa 13 km a Ovest della città di Trieste ad una profondità del mare di 24 metri circa (si veda la Figura 1.1). L impianto, che sarà realizzato per garantire una capacità di movimentazione di 8 miliardi di Sm 3 /anno di gas, prevede la realizzazione di: il Terminale marino, che consente di svolgere le seguenti attività: accosto e ormeggio delle metaniere che trasportano il GNL, - stoccaggio del GNL in idonei serbatoi ubicati all interno della struttura del terminale, - rigassificazione del GNL, il metanodotto di collegamento con la rete nazionale, costituito da: - una condotta sottomarina della lunghezza di circa 12 km, dal Terminale alla costa. Il punto di spiaggiamento è situato in una zona intermedia tra la Foce dell Isonzo e le Bocche di Primero, in Comune di Grado (GO), - una condotta a terra della lunghezza di circa 19 km, dallo spiaggiamento fino al punto di immissione nella rete, individuato presso l esistente stazione Snam Rete Gas presso Villesse (GO). In prossimità del punto di spiaggiamento della condotta è prevista la localizzazione della stazione di misura fiscale del gas. Oggetto del presente documento, che costituisce il Quadro di Riferimento Progettuale dello Studio di Impatto Ambientale (SIA) che è stato predisposto, sono: il Terminale marino; D'APPOLONIA S.p.A. Via San Nazaro, Genova, Italia Telefono Fax dappolonia@dappolonia.it - Web Site:

7 il metanodotto di collegamento con la rete nazionale, dal Terminale alla stazione di misura fiscale del gas (considerata la localizzazione di quest ultima, a circa 100 m dalla costa, il tratto in esame coincide sostanzialmente con la condotta offshore). Il Quadro di Riferimento Progettuale dello Studio di Impatto Ambientale fornisce la descrizione del progetto e le soluzioni adottate sulla base degli studi preliminari effettuati nonché i rilasci nell ambiente e le interazioni dell opera con l ambiente e il territorio. Inoltre riassume le ragioni che hanno guidato la definizione del progetto e descrive le motivazioni tecniche delle scelte progettuali ed i provvedimenti adottati per migliorare il suo inserimento nell ambiente. Le informazioni presentate nel rapporto rispondono a quanto indicato dal DPR 2 Settembre 1999, No. 348, Regolamento recante Norme Tecniche concernenti gli Studi di Impatto Ambientale per talune Categorie di Opere, con riferimento agli impianti di gassificazione e liquefazione (punto 6. dell Allegato I). Il presente Quadro di Riferimento Progettuale si articola come segue: il Capitolo 2 illustra le caratteristiche generali dell opera; il Capitolo 3 riporta un analisi relativa al grado di copertura della domanda e dell offerta del gas naturale e le ipotesi di evoluzione del rapporto domanda/offerta, nonché il sistema di approvvigionamento del gas naturale in Italia con riferimento alla situazione attuale e alle linee future di sviluppo; il Capitolo 4 riporta le motivazioni che hanno portato ad effettuare le scelte progettuali relative a: - tipologia di opera, - localizzazione dell impianto offshore, - scelte strutturali e di processo, - localizzazione del punto di spiaggiamento della condotta offshore; nei Capitoli 5 e 6 è descritto in dettaglio il progetto proposto, con riferimento al Terminale marino (Capitolo 5) e alla condotta offshore (Capitolo 6); nel Capitolo 7 è presentata l articolazione delle attività di realizzazione dell opera; nel Capitolo 8 è presentato il quadro complessivo delle interazioni dell opera con l ambiente e il territorio sia durante la costruzione che il fase di esercizio; nel Capitolo 9 sono descritti i provvedimenti progettuali per la mitigazione e la compensazione dell impatto dell intervento; Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 2

8 il Capitolo 10 riporta le misure di gestione e controllo che si prevede di adottare in fase di esercizio dell impianto; il Capitolo 11 riporta alcune considerazioni in merito agli aspetti di sicurezza (prevenzione e principali risultati delle valutazioni di sicurezza effettuate per l opera). Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 3

9 2 CARATTERISTICHE GENERALI DELL OPERA 2.1 NATURA DEI SERVIZI OFFERTI Il progetto del Terminale Alpi Adriatico prevede la realizzazione di un terminale marino di ricevimento e rigassificazione di GNL (Gas naturale liquefatto a temperatura di -162 C) che Endesa intende costruire nel Golfo di Trieste, al largo di Monfalcone a circa 10 km dalla costa. Il GNL dopo essere stato riportato in fase gassosa verrà inviato alla rete nazionale di metanodotti. Le opere a progetto devono garantire le seguenti attività: accosto e ormeggio delle navi metaniere; scarico delle navi metaniere e invio del GNL ai serbatoi di stoccaggio; stoccaggio del GNL; rigassificazione; invio del gas naturale alla rete. Il terminale comprenderà una struttura in cemento armato costruita mediante la tecnologia GBS (Gravity Base Structure). Sulla sua sommità alloggeranno le apparecchiature richieste per la pressurizzazione, vaporizzazione, condizionamento del gas naturale, ormeggio e scarico delle metaniere, nonché i servizi ausiliari necessari per il funzionamento degli impianti e i servizi dedicati al personale operativo e di controllo. La struttura in calcestruzzo sarà inoltre utilizzata per il contenimento dei serbatoi di stoccaggio del GNL. Completerà l opera il metanodotto sottomarino di circa 12 km fino al punto di spiaggiamento in Comune di Grado e il metanodotto a terra di circa 19 km fino al punto di immissione nella Rete Nazionale in prossimità di Villesse. Con questo terminale si potranno importare in Italia circa 8 miliardi di Sm 3 /anno (GSm 3 /anno) di gas. Il presente progetto si inserisce nell ambizioso programma industriale di repowering che Endesa Italia sta portando avanti con la modifica delle sue centrali, dove la maggior parte della potenza installata funzionante ad olio combustibile è in corso di Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 4

10 conversione in impianti a ciclo combinato facendo fronte all incremento del consumo in metano previsto a circa 6 GSm 3 nell anno LOCALIZZAZIONE DELL IMPIANTO L ubicazione del terminale è prevista nel Mar Adriatico, ai largo delle coste della Regione Friuli Venezia Giulia, nel Golfo di Trieste. La localizzazione di progetto del terminale e individuabile nel punto di coordinate: Latitudine: Longitudine: Il Terminale sarà quindi ubicato in prossimità delle acque internazionali slovene, da cui dista circa 1 km. L area di localizzazione prescelta soddisfa i seguenti requisiti: non risultano vincoli di concessioni preesistenti o quant altro; le condizioni del fondo marino sono adeguate; le condizioni meteo marine risultano adeguate; la distanza dalla costa del terminale minimizza l impatto visivo; la distanza dalla costa ottimizza le condizioni di sicurezza; la profondità del mare (circa 24 m) è adeguata per la manovra delle navi, senza richiedere opere di dragaggio sul fondo marino, evitando così possibili impatti naturalistici nell area. 2.3 CRITERI GENERALI DI PROGETTAZIONE Il terminale è stato progettato per: trattare una varietà di GNL di differente provenienza; spedire gas naturale ad alta pressione (GNL vaporizzato) al metanodotto in accordo alle specifiche richieste; recuperare il gas evaporato (boil-off gas); Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 5

11 scaricare GNL con il ritorno dei vapori di gas naturale alla nave metaniera; mantenere le linee di scarico fredde mediante ricircolo del GNL dai serbatoi di stoccaggio. Il terminale sarà equipaggiato di quanto necessario per la sicurezza e la salvaguardia ambientale in accordo alle leggi e agli standard applicabili e sarà realizzato utilizzando tecnologie sperimentate. Le infrastrutture ed apparecchiature installate saranno di elevata qualità e affidabilità. 2.4 CARATTERISTICHE DEL GNL IMPORTATO Le caratteristiche chimico-fisiche del GNL che verrà presumibilmente importato sono riportate nella tabella sottostante (Saipem-Vinci, 2006a). Componente UdM Valore Pesante Leggero Normale Metano % Etano % Propano % i-butano % n-butano % i-pentano % n- Pentano % Azoto % Wobbe Kcal/Sm 3 12,744 12,286 12,479 Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 6

12 3 MOTIVAZIONI DEL PROGETTO E CONTESTO ENERGETICO DI RIFERIMENTO L utilizzo di gas naturale può dare un significativo contributo al miglioramento della qualità dell aria ambiente in considerazione delle sue caratteristiche chimico-fisiche, per la possibilità di trasporto in reti sotterranee e di impiego in tecnologie ad alta efficienza e basse emissioni, non solo in impianti fissi ma anche come carburante per autotrazione. Il gas naturale presenta evidenti vantaggi anche per la riduzione delle emissioni di gas serra. Il Protocollo di Kyoto richiede una politica di cambiamento climatico per i paesi dell'unione Europea, con modifiche sostanziali nella struttura del mercato dell'energia. La sostituzione di combustibili fossili con il gas naturale rappresenta pertanto uno degli obiettivi della politica energetica in diversi paesi sia nella produzione di elettricità che negli usi finali, ivi incluso l'impiego come combustibile per veicoli. Si noti che, secondo le stime Eurogas, ogni punto percentuale aggiuntivo nella quota gas del consumo energetico dell'unione significherà una riduzione dell'1% delle emissioni totali di CO 2. In ambito europeo il consumo di gas naturale è in continua crescita e le stime Eurogas indicano, per gli Stati membri UE, la tendenza verso un aumento dell utilizzo di gas che dovrebbe assestarsi intorno ai 500 Mtep nel 2020 (attualmente il consumo è pari a circa 350 Mtep), con una forte quota di importazione. Secondo Eurogas, al 2010 la massima dipendenza dalle importazioni ipotizzabile per i paesi della UE viene stimata pari al 61% nel 2010 per arrivare al 75% nel Anche a livello nazionale si è registrato negli ultimi anni un incremento dei consumi del gas naturale e si prevede un suo ulteriore deciso incremento, previsto tra i più alti in Europa, passando dagli attuali 77 Miliardi di m 3 ad oltre Miliardi di m 3 previsti nel , con una quota di consumi coperta dalle importazioni fino ad oltre il 95% (contro l attuale 82%). Tale crescita sarà abbinata ad una progressiva riduzione della produzione nazionale alla luce dell elevata maturità geologica che rende impossibile la scoperta e sfruttamento di nuove riserve che possano reintegrare in modo significativo quelle già sfruttate. I volumi di gas necessari a fronteggiare l incremento di domanda, sia a livello nazionale che comunitario, dovranno quindi essere approvvigionati attraverso un potenziamento delle infrastrutture di importazione. La crescita del mercato prevista per i prossimi anni e la necessità di ricorrere ad importazioni addizionali richiederanno perciò nuovi investimenti infrastrutturali per il sistema gas Italia e, più in generale, per il sistema UE: nuovi metanodotti, nuovi terminali di rigassificazione, Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 7

13 nuovi stoccaggi, etc. sono infatti necessari non solo per sostenere i previsti tassi di crescita del mercato, ma anche in funzione della necessità di diversificazione dei mercati di origine del gas al fine di garantire la sicurezza e la stabilità delle forniture. 3.1 CONSIDERAZIONI AMBIENTALI CORRELATE ALL UTILIZZO DI GAS NATURALE Il gas naturale è costituito prevalentemente da metano (CH 4 ), da piccole quantità di idrocarburi superiori, azoto molecolare e anidride carbonica, in percentuali diverse a seconda della provenienza. Il gas naturale, da quando viene estratto dal sottosuolo a quando viene trasferito all utente finale, necessita solo di un minimo trattamento. Le caratteristiche del combustibile influiscono in maniera rilevante sulle emissioni di inquinanti atmosferici sia per utenze industriali che per utenze civili, in quanto: le emissioni di composti solforati, polveri, idrocarburi aromatici e metalli prodotti dalla combustione di gas naturale sono trascurabili; a parità di energia utilizzata la CO 2 prodotta dalla combustione del gas naturale risulta inferiore rispetto a quella prodotta dagli altri combustibili, come analizzato meglio in seguito; la possibilità di utilizzare il gas naturale in applicazioni e tecnologie ad alto rendimento come le caldaie a condensazione, gli impianti a cogenerazione e i cicli combinati per la produzione di energia elettrica consente una significativa riduzione delle emissioni di CO 2 per unità di energia prodotta. Un ciclo combinato (rendimento del 56-58%) rispetto al ciclo a vapore (rendimento di circa il 40%) consente, a parità di potenza prodotta, riduzioni di CO 2 del 50% rispetto ad un impianto tradizionale a olio combustibile e del 60% rispetto ad un impianto alimentato a carbone; in un impianto a ciclo combinato la produzione di NOx è circa il 50% di un impianto a carbone della stessa potenza. La maggiore parte dei rapporti ambientali e/o energetici prodotti recentemente (IEA, 2003) mette in luce la continua e crescente importanza del gas naturale. Il terzo rapporto di valutazione del quadro intergovernativo sui cambiamenti climatici (Third Assessment Report of the Intergovernmental Panel on Climate Change-IPCC) ha rilevato anche che, almeno fino al 2020, è previsto che il gas naturale giochi un ruolo importante nella riduzione delle emissioni in atmosfera. Per esempio, considerando semplicemente la quantità di carbonio prodotta per unità di energia, per il gas naturale tale valore risulta essere di 15.3 tc/tj, mentre per il petrolio di 20.0 tc/tj e per il carbone si ha un intervallo di tc/tj, a Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 8

14 seconda del tipo di carbone consumato, in base a quanto indicato dalle Linee Guida IPCC (IEA, 2003). Una valutazione più approfondita delle emissioni di carbonio dai diversi combustibili necessita di un analisi dell intero ciclo di vita, tramite il confronto di tutte le emissioni dovute non solo al consumo ma anche a tutta la filiera del gas, dalle attività di ricerca e coltivazione fino ai consumatori finali. Sulla base delle numerose ricerche effettuate relative alle emissioni dell intera filiera del gas (IEA, 2003) si evidenzia che il gas naturale emette meno inquinanti, a parità di kwh prodotti, di altri comuni combustibili, sia per quanto riguarda la CO 2 (circa la metà del carbone e quasi un terzo rispetto alla lignite) che per quanto riguarda SO 2, NO x e polveri sottili. Anche per quanto riguarda le emissioni di gas ad effetto serra l uso del metano comporta minori emissioni di CO 2 : tali emissioni sono costituite dal metano stesso, principalmente immesso in atmosfera per perdite di vario genere dal sistema, e dagli N 2 O, rilasciati durante la combustione, generalmente espressi in termini di CO 2 equivalente. Nella seguente figura sono rappresentate, in funzione delle perdite del sistema (produzione, trasporto, distribuzione e consumo del metano), le emissioni di CO 2 equivalente derivanti dall uso del metano come combustibile e quelle derivanti dall uso di carbone e olio combustibile (IEA, 2003). Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 9

15 L esame della figura mostra che l uso del metano comporta minori emissioni di CO 2 equivalente rispetto agli altri due combustibili presi in considerazione. Considerando perdite complessivamente stimate pari a circa l 1.1% rispetto ai volumi trasportati (IEA, 2003), si hanno infatti circa 380 g/kwh di CO 2 emessa, contro i quasi 600 g/kwh dell olio combustibile e i quasi 800 g/kwh del carbone. Per avere, nell uso del metano, le stesse emissioni di gas serra dovute all uso dell olio combustibile (break even point), si dovrebbero avere perdite pari a circa il 9% (ossia 8 volte superiori a quelle stimate). Le perdite dovrebbero essere ancora maggiori (16 % circa) nel confronto con il carbone (IEA, 2003). Il gas naturale presenta quindi evidenti vantaggi anche per la riduzione delle emissioni di gas serra. Il Protocollo di Kyoto, che ha siglato l'impegno di ridurre il livello dei gas ad effetto serra riscontrato nel 1990 dell'8% entro il , richiede una politica di cambiamento climatico per i paesi dell'unione Europea, con modifiche sostanziali nella struttura del mercato dell'energia. Il fattore determinante a favore del gas naturale è quindi rappresentato dall'alto grado di accettabilità ambientale che lo distingue da altri combustibili fossili; oltre ai vantaggi in precedenza descritti in termini di riduzione delle emissioni si evidenzia infine che: nella fase di produzione del gas naturale gli impatti ambientali sono minori rispetto agli altri combustibili; l utilizzo di stoccaggi sotterranei in giacimenti esauriti e la fornitura diretta all utente finale con tubazioni interrate permette di evitare gli impatti ambientali connessi con lo stoccaggio e il trasporto del carbone e dei prodotti petroliferi. La sostituzione di combustibili fossili con il gas naturale rappresenta pertanto uno degli obiettivi della politica energetica in diversi paesi sia nella produzione di elettricità che negli usi finali, ivi incluso l'impiego come combustibile per veicoli. Si noti che, secondo le stime Eurogas, ogni punto percentuale aggiuntivo nella quota gas del consumo energetico dell'unione significherà una riduzione dell'1% delle emissioni totali di CO MERCATO EUROPEO DEL GAS NATURALE, SITUAZIONE ATTUALE E IPOTESI DI SVILUPPO Nel seguito è riportata la caratterizzazione del mercato europeo del gas naturale (situazione attuale e prospettive future di sviluppo). L analisi condotta fa riferimento a: Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 10

16 il comunicato stampa di Eurogas emesso nei primi mesi del 2005 ed intitolato Natural Gas Consumption in Europe in 2004 ; la relazione annuale di Eurogas riferita al periodo Situazione Attuale Nel 2003 il consumo totale di gas naturale in Europa (Paesi UE) è stato pari a circa 425 Gm 3, facendo riscontrare una crescita rispetto al 2002 (consumo totale 409 Gm 3 ) del 4% (Eurogas, 2004). Il continuo trend di crescita dei consumi di gas ha raggiunto un valore complessivo negli ultimi cinque anni pari al 10% circa; tale aumento dei consumi, peraltro registrato anche in periodi di scarsa crescita economica o caratterizzati da condizioni climatiche generalmente favorevoli, è conseguenza dei benefici ambientali ed economici legati all utilizzo del gas naturale, che è diventata la fonte con le più alte prospettive di crescita nel mercato dell energia. Le principali ragioni della crescita riscontrata nel 2003 sono così riassumibili: aumento continuo degli operatori in tutti i settori che sfruttano il gas naturale; condizioni climatiche meno temperate rispetto al 2002; tale situazione, riscontrata specialmente all inizio del 2003, ha causato un aumento soprattutto per quel che riguarda i consumi domestici; significativo incremento dell utilizzo di gas quale combustibile legato alla produzione di energia nella maggior parte dei paesi europei; tale incremento risulta principalmente ascrivibile a due fattori: - competitività del gas, - alta efficienza delle turbine a gas utilizzate nei cicli combinati e conseguenti aspetti positivi sotto il profilo della tutela ambientale; stabile crescita della domanda da parte del settore industriale in conseguenza del lieve miglioramento della situazione economica rispetto al Nella seguente tabella è brevemente riassunto lo sviluppo del consumo di gas naturale nei paesi dell Europa Occidentale negli ultimi due anni (Eurogas, 2004). Consumo di Gas Naturale nei Paesi OCSE Fonte: Eurogas (2004) Nazione (1) Anno 2002 Anno 2003 Anno 2004 Variazione Variazione [Bcm] [Bcm] [Bcm] Austria % 0.3 % Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 11

17 Consumo di Gas Naturale nei Paesi OCSE Fonte: Eurogas (2004) Nazione (1) Anno 2002 Anno 2003 Anno 2004 Variazione Variazione [Bcm] [Bcm] [Bcm] Belgio % 1.7 % Svizzera % 2.4 % Repubblica Ceca % % Germania % 1.2 % Danimarca % % Spagna % 16.0 % Francia % 3.9 % Finlandia % -3.3 % Grecia % 10.1 % Ungheria % % Italia % 3.8 % Irlanda % % Lussemburgo % 12.7 % Olanda % 1.3 % Portogallo % 23.9 % Svezia % 0.9 % Slovacchia % % Turchia % 0.0 % Regno Unito % 3.1 % Totale % 2.8% Nota: (1) La Norvegia, nonostante sia uno dei maggiori produttori di gas, ha un consumo interno trascurabile. La tabella evidenzia un aumento dei consumi piuttosto diffuso nei paesi europei, in particolare: alcuni paesi evidenziano una crescita decisamente sopra alla media: nel 2003 Austria, Belgio, Finlandia, Grecia, Italia e Spagna hanno fatto registrare tassi di crescita dei consumi compresi tra 7.7% e 13.3%, mentre nel 2004 i paesi nei quali sono stati registrati i maggiori tassi di crescita sono Grecia, Lussemburgo, Spagna e Portogallo con valori compresi tra 10 % e 23 %; alcuni paesi sono contraddistinti da aumenti ancora considerevoli ma con tassi più contenuti e compresi tra 2.5% e 6.8% (Ungheria, Svizzera, Germania, Francia, Danimarca e Repubblica Ceca nel 2003; Francia, Regno Unito e Italia nel 2004); nel 2003 cinque stati hanno fatto registrare aumenti nulli o poco significativi e in alcuni casi lievi decrementi (Irlanda, Svezia, Lussemburgo, Olanda e Regno Unito), mentre nel 2004 gli stati con consumi sostanzialmente invariati sono nove: Austria, Belgio, Svizzera, Repubblica Ceca, Germania, Irlanda, Olanda, Svezia e Turchia; Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 12

18 nel 2003 in due stati (Portogallo e Slovacchia) c è stata una sensibile diminuzione del consumo di gas; nel 2004 sensibili riduzioni dei consumi sono state registrate in Finlandia e Slovacchia. La fornitura totale (produzione interna e importazione) di gas naturale in Europa (Paesi UE) nel 2003 è stata pari a 424 Gm 3 ; questo valore risulta lievemente inferiore (1 Bcm) alla domanda che viene soddisfatta sfruttando i quantitativi stoccati; la produzione interna (inclusa quella della Norvegia) rimane la maggiore fonte di approvvigionamento coprendo circa i 2/3 del totale, il restante quantitativo viene importato e proviene prevalentemente da Russia ed Algeria Prospettive della Domanda di Gas Secondo le stime di Eurogas la domanda di gas naturale dovrebbe crescere sostenuta dall estensione della rete di distribuzione nei paesi a minore sviluppo e dalla diffusione crescente delle centrali a ciclo combinato, sia nei mercati maturi sia in quelli in rapida espansione; infatti già circa un quarto del consumo europeo di energia primaria è basato sul gas naturale, come si può dedurre dalla tabella seguente (Eurogas, 2003). Nazione Petrolio Comb. Solidi Consumi in Mtep (Anno 2002) Fonte: Eurogas (2003) En. Gas Nucleare Idroelettrica Elettrica Fonti Rinnovabili Altre Fonti Totale Importata Austria Belgio Svizzera Repubblica Ceca Germania Danimarca Spagna Francia Finlandia Grecia Ungheria Italia Irlanda Lussemburgo Olanda Portogallo Svezia Slovacchia Turchia Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 13

19 Nazione Petrolio Comb. Solidi Consumi in Mtep (Anno 2002) Fonte: Eurogas (2003) En. Gas Nucleare Idroelettrica Elettrica Importata Fonti Rinnovabili Altre Fonti Totale Regno Unito Totale Paesi UE Totale Le stime Eurogas indicano la tendenza verso un aumento dell utilizzo di gas che dovrebbe assestarsi intorno a 500 Mtep nel 2020 (attualmente il consumo è pari a circa 350 Mtep); nelle tabella seguente è brevemente schematizzato l andamento della domanda di gas naturale riferita all orizzonte temporale compreso tra il 2002 ed il 2020 per quel che riguarda gli Stati Membri dell Unione Europea (Eurogas, 2003). Anno Previsioni sull Andamento della Domanda di Gas negli Stati Membri UE Fonte: Eurogas (2003) Produzione Importazione da Altre Fonti Interna Gasdotto Approvvigionamento Domanda Totale Gas [Mtep] Percentuale Gas rispetto En. Primaria [Mtep] [Mtep] [Mtep] % % % % % Le previsioni Eurogas evidenziano che: nell Europa Occidentale si prevede che la domanda di energia primaria crescerà fino a 1,600 Mtep al 2010 e raggiungerà 1,700 Mtep al La domanda totale di energia aumenterà ad un tasso considerevolmente più basso rispetto a quello del prodotto interno lordo e ciò grazie a significativi miglioramenti dell efficienza in tutti gli usi energetici; la percentuale di utilizzo delle fonti energetiche cambierà sostanzialmente nei prossimi 20 anni, in quanto si prevede un uso crescente del gas naturale, con una conseguente diminuzione dei combustibili tradizionali quali petrolio e carbone. In particolare il tasso di crescita del gas naturale sarà superiore a quello degli altri combustibili e la sua quota salirà a circa il 25% nel 2010; Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 14

20 la domanda di gas raggiungerà i 437 Mtep al 2010 (pari a circa 530 Miliardi di Sm 3 ) e 489 Mtep (590 Miliardi di Sm 3 ) al 2020, corrispondente ad un tasso di crescita medio annuo pari a 2% per l intero periodo ; si noti che tale tasso è doppio rispetto al tasso d aumento dell energia primaria e che la maggior parte dell aumento avverrà entro il 2010; la domanda di gas aumenterà sia nei paesi dove il gas naturale ha già un ruolo fondamentale, come in Italia, Germania e Regno Unito, sia in quelli dove attualmente il gas non è ancora usato in modo estensivo (Portogallo e Grecia), e dove si prevede che aumenterà considerevolmente il suo ruolo nel prossimo futuro; il consumo di gas nel settore residenziale/commerciale rimarrà il più importante (38%), seguito dalla produzione di energia elettrica (35%), mentre il settore industriale vedrà ridotta la sua quota a circa il 25%; i punti chiave nello sviluppo del settore residenziale/commerciale sono rappresentati da: - sviluppo della rete, - incremento dell intensità del consumo energetico per famiglia che è particolarmente basso nei paesi del Mediterraneo, caratterizzati da inverni miti; è previsto un forte incremento nel settore della produzione dell energia elettrica che assorbirà circa il 40% dell aumento totale della domanda; un nuovo incremento potrebbe derivare dalla riduzione del ruolo dell energia nucleare in alcuni paesi; il settore industriale, grazie ad un consumo specifico più alto rispetto a quello dei settori residenziale e commerciale, è generalmente il primo mercato a svilupparsi, ed è anche il più maturo in molti paesi. Quindi la domanda di gas naturale rimarrà abbastanza stabile in linea con la tendenza nella produzione industriale; la produzione dei paesi dell Unione non riuscirà a coprire l incremento atteso della domanda. La differenza dovrà quindi essere soddisfatta dalle importazioni legate allo sviluppo di nuove risorse ed attingendo prevalentemente agli esportatori tradizionali quali Russia, Algeria e Norvegia. Secondo Eurogas, al 2010 la massima dipendenza dalle importazioni ipotizzabile per i paesi della UE viene stimata pari al 61% nel 2010 per arrivare al 75% nel 2020, come sintetizzato nella tabella seguente (Eurogas, 2003), che riporta la massima quota di importazione prevedibile per gli attuali Stati membri dell Unione Europea e per i paesi europei aderenti all OCSE con riferimento al Periodo Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 15

21 Massima Quota di Importazione Prevedibile Fonte: Eurogas (2003) Quota Import Gas Paesi UE 43% 53% 61% 68% 75% Quota Import Gas Paesi Europei OCSE 31% 36% 45% 54% 61% In ogni caso, le prospettive di sviluppo dei consumi, unitamente al progressivo incremento della dipendenza da fonti di approvvigionamento extra-europee, riconducibile al graduale esaurimento delle riserve dei Paesi UE, rendono sempre più stringente la necessità di procedere ad una reale integrazione dei singoli mercati nazionali, allo scopo di superare i rischi connessi all attuale scarsità di coordinamento nell operatività dei diversi sistemi. In particolare, l interoperabilità delle reti di trasporto e il potenziamento delle infrastrutture di importazione divengono un aspetto cruciale per sostenere i previsti tassi di crescita del mercato, anche in funzione della necessità di diversificazione dei mercati di origine del gas al fine di garantire la sicurezza e la stabilità delle forniture. La creazione di un adeguato sistema integrato di gasdotti, terminali di rigassificazione e impianti di stoccaggio rappresenta, in prospettiva, il fattore chiave per completare la transizione dal vecchio assetto monopolistico al nuovo contesto competitivo. 3.3 RETE TRANSEUROPEA DEL GAS E PROGETTI PRIORITARI L Unione Europea (UE) ha da tempo intrapreso azioni volte a garantire il futuro approvvigionamento di gas all Unione. Il gas è spesso trasportato verso l Europa su lunghe distanze. I gasdotti rientreranno sempre di più in due diverse categorie: gasdotti di approvvigionamento per il trasporto di gas verso l UE e gasdotti interni per trasportare il gas di importazione all interno dell UE (Commissione Europea Direzione Generale per l Energia e i Trasporti, 2004). Data la crescente domanda di gas l UE ha identificato, nel Trans-European Energy Network (TEN-E), le infrastrutture prioritarie da realizzare. L adozione di nuovi strumenti normativi per accelerare la preparazione dei progetti e facilitare il loro iter durante le lunghe procedure di autorizzazione è stata anche oggetto, a Dicembre 2003, di una proposta di decisione del Parlamento Europeo e del Consiglio che stabilisce orientamenti per le reti transeuropee nel settore dell energia e abroga le decisioni 96/391/CE e 1229/2003/CE [SEC (2003) 1369] I progetti prioritari per le infrastrutture di importazione del gas sono i seguenti: NG 1. Regno Unito Europa continentale settentrionale, compresi Paesi Bassi, Danimarca e Germania Polonia Lituania Lettonia Estonia Finlandia Russia: gasdotto North Transgas e gasdotto Yamal-Europa, per il trasporto di Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 16

22 gas naturale, per collegare alcune delle principali fonti di gas naturale in Europa e migliorare l interoperabilità delle reti e la sicurezza dell approvvigionamento; NG 2. Algeria Spagna Italia Francia Europa continentale settentrionale: costruzione di nuovi gasdotti per il trasporto di gas naturale dall Algeria alla Spagna, alla Francia e all Italia e aumento della capacità delle reti in Spagna, in Italia e in Francia e tra questi Stati; NG 3. Paesi del Mar Caspio Medio Oriente Unione europea: nuove reti di gasdotti, per il trasporto di gas naturale, che colleghino l Unione europea a nuove fonti, compresi i gasdotti Turchia Grecia, Grecia Italia e Turchia Austria; NG 4. Terminali GNL in Belgio, Francia, Spagna, Portogallo e Italia: diversificazione delle fonti di approvvigionamento e dei punti d ingresso, compresi i connessione di terminali GNL con la rete di trasmissione; NG 5. Stoccaggi sotterranei di gas naturale in Spagna, Portogallo, Italia, Grecia e nella regione del Mar Baltico: aumento della capacità in Spagna, in Italia e nella regione del Mar Baltico e costruzione dei primi impianti in Portogallo e in Grecia; NG 6. Stati membri mediterranei circuito del gas Mediterraneo orientale: realizzazione e aumento di capacità di gasdotti per il trasporto del gas naturale tra gli Stati membri mediterranei e Libia Egitto Giordania Siria Turchia. Nell ambito del progetto NG4, che prevede la diversificazione dei punti di ingresso, si inserisce il presente progetto, che prevede la realizzazione di un nuovo terminale GNL offshore nel Golfo di Trieste ed il relativo allacciamento alla rete nazionale dei gasdotti in Comune di Villesse. 3.4 ANALISI DELLA DOMANDA E DELL OFFERTA DI GAS NATURALE IN ITALIA Quadro Energetico Nazionale L analisi presentata nel seguito, relativa alla situazione della domanda e dell offerta di energia in Italia per l anno 2003, è stata desunta dalla relazione annuale (2004) dell Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas. Sotto il profilo energetico il 2003 ha rappresentato un anno anomalo durante il quale una bassa crescita economica è stata accompagnata da un incremento dei consumi di energia relativamente molto elevato; specificamente, a fronte di un aumento del PIL Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 17

23 pari a 0.3%, i consumi di energia primaria sono cresciuti del 2.6% e quelli elettrici del 2.9%. L evoluzione del settore energetico nel suo complesso è evidenziata nella successiva tabella (AAEG, 2004) che confronta il bilancio energetico relativo al 2002 con quello del Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 18

24 Bilancio dell Energia (Mtep) (Fonte: Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas, 2004) La produzione di energia primaria è leggermente aumentata nel 2003, nonostante un ulteriore abbassamento della produzione di gas naturale e degli apporti idroelettrici, grazie al significativo aumento della produzione di greggio per l entrata a regime dei giacimenti di Val d Agri. La maggior parte del calo è stata determinata dalla riduzione della produzione di gas naturale. Questa non sembra dipendere tanto dall esaurimento delle risorse quanto dal crollo degli investimenti in esplorazione e sviluppo a partire dal 2000, al quale hanno contribuito soprattutto i vincoli normativi e la complessità delle procedure autorizzative. Malgrado il calo significativo della produzione idroelettrica, il contributo delle fonti rinnovabili in complesso è comunque leggermente cresciuto per via dell aumento dell energia da biomasse e rifiuti e dell energia eolica. A fronte del calo della produzione interna, vi è stato un aumento delle importazioni, soprattutto di gas naturale ma anche di carbone, mentre le importazioni di greggio e di semilavorati si sono marginalmente ridotte rispetto agli anni passati. Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 19

25 Le importazioni di energia elettrica sono rimaste praticamente immutate dopo i forti aumenti registrati negli ultimi anni. Al netto delle esportazioni, essenzialmente di prodotti petroliferi, le importazioni complessive sono aumentate in misura ridotta (meno di 1 Mtep) rispetto al Pertanto, il consistente aumento dei consumi è stato assicurato sostanzialmente mediante prelievo dagli stoccaggi (soprattutto di gas naturale), mentre nel 2002 ha prevalso l immissione Evoluzione della Domanda di Gas Naturale in Italia L uso del gas naturale è aumentato significativamente nel tempo rispetto all uso di altre fonti primarie tradizionali quali il legno, il carbone, il petrolio e l energia elettrica. Questo aumento è legato principalmente al minore impatto ambientale, dovuto alle minori impurità naturali presenti nel gas naturale rispetto a quelle riscontrabili in altri combustibili, al rendimento termico superiore rispetto agli altri combustibili solidi e liquidi, ai pochi problemi di manutenzione degli impianti e ad una maggiore comodità d uso. La fonte energetica gas naturale copre attualmente oltre un terzo della domanda di energia in Italia in termini di fonti primarie, anche per l importante contributo del gas alla produzione termoelettrica. Negli ultimi 30 anni la domanda complessiva di gas naturale in Italia si è più che quintuplicata: nel 1971, contando solo sulla produzione nazionale, si consumavano 13 Bcm (11 Mtep), contro i 77 Bcm (64 Mtep) del Nel quinquennio la crescita nella domanda di gas naturale è stata del 24%. Il gas naturale è attualmente impiegato per il 34% nella produzione termoelettrica, per il 27% nell industria, per il 37% nel settore civile. Solo lo 0.5% è impiegato nei trasporti e l 1.5% negli usi non energetici. La domanda di gas naturale nel 2003 ha fatto registrare una crescita del 9.4% rispetto al 2002, attestandosi oltre i 77 Miliardi di m 3. Domanda di Gas Naturale in Italia Anno 2003 Fonte: Unione Petrolifera 2004 Settore di utilizzo (Miliardi m 3 ) % sul totale Usi civili % Usi industriali % Usi termoelettrici % Sintesi chimica e Agricoltura % Autotrazione % Consumi e perdite % Totale % Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 20

26 Questa crescita si confronta con due anni di stagnazione, dovuta alla sfavorevole congiuntura economica ed alle caratteristiche climatiche decisamente temperate (negli anni 2001 e 2002 le temperature medie sono risultate più elevate rispetto alla media statistica degli ultimi 20 anni). Il 2003 è stato invece caratterizzato da una stagionalità termica più vicina alle medie statistiche, addirittura con punte di freddo superiori al normale nei primi e negli ultimi mesi dell anno. La maggiore crescita si è avuta nel settore termoelettrico (+15.2%), per il soddisfacimento della richiesta di elettricità, aumentata al di sopra delle aspettative soprattutto a causa di fattori climatici. La forte calura estiva ha fatto accelerare l installazione di condizionatori d aria nelle abitazioni e negli uffici ed ha incrementato notevolmente gli usi elettrici per la catena del freddo. Questo fattore congiunturale di crescita della domanda elettrica ha di fatto trainato quasi tutto l incremento dei consumi energetici del Paese nel Da notare al riguardo che la forte diffusione di impianti di condizionamento dell aria avrà un impatto significativo anche nella dinamica della domanda elettrica nei prossimi anni, determinando il cosiddetto effetto scalino : l installazione di tali impianti determinerà infatti un forte incentivo al consumo di energia elettrica, comportando cambiamenti nelle abitudini generali dei consumatori e, conseguentemente, un potenziale livello di richiesta di energia elettrica significativamente superiore (anche in presenza di condizioni climatiche relativamente temperate) rispetto al contesto precedente. Per la copertura della domanda elettrica si è dovuto fare ampio ricorso al gas naturale: la produzione termoelettrica da gas naturale ha raggiunto una quota superiore al 45% del totale, a scapito soprattutto dei prodotti petroliferi. Anche nel terziario e nel residenziale si è avuto un forte trend di crescita di gas naturale nell anno solare 2003, rispetto al 2002 (+11.1%), in funzione di una eccezionale componente climatica essendo stato il periodo invernale particolarmente freddo (con temperature medie lievemente inferiori rispetto alla media statistica degli ultimi 20 anni e particolarmente più fredde rispetto alla media degli ultimi 10 anni). La destagionalizzazione dei dati di consumo per il gas porterebbe a registrare nel settore civile una crescita del solo 1%. Gli impieghi nel settore civile restano ancora la componente strutturale più forte della domanda nazionale di gas, mentre la più dinamica è la termoelettrica. Il settore industriale ha fatto segnare gli aumenti di domanda meno marcati, ancorati all andamento della produzione economica dell industria italiana, stagnante nel 2003 (ancor più della stessa domanda settoriale di gas). I consumi di gas naturale nel comparto dei trasporti sono ancora a livelli bassissimi, mostrando trend di crescita non esaltanti, nonostante le aspettative per il futuro; Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 21

27 probabilmente l uso del gas naturale in questo settore diverrà più marcato quando le tecnologie della trazione avranno maturato il processo di cambiamento ancora in stato embrionale. Negli anni, il peso percentuale dei consumi per usi industriali di gas naturale, inizialmente prevalente, è andato progressivamente diminuendo a favore di quelli civili e, soprattutto, di quelli termoelettrici. In particolare, la dinamica settoriale della domanda di gas naturale ha registrato tre fasi successive: una prima fase, fino agli anni 70, in cui gli impieghi erano per due terzi nel settore industriale, come fonte di energia e come materia prima, e per quasi un terzo nel settore civile, mentre i consumi per la produzione termoelettrica non raggiungevano il 10% della domanda; una seconda fase, negli anni 80, in cui si è registrato il passaggio dal consumo prevalente per gli usi industriali a quello per gli usi civili. La penetrazione del gas naturale per usi civili è stata promossa da una serie di provvedimenti di carattere politico ed economico quali l introduzione, nel 1975, di un metodo di fissazione amministrativa delle tariffe, l incentivazione di investimenti in nuove reti di distribuzione, alcuni provvedimenti normativi di incentivazione finanziaria delle opere di metanizzazione del mezzogiorno (L. 784/80 e seguenti), nonché l utilizzo delle agevolazioni fiscali che hanno consentito la creazione di un regime di prelievo preferenziale per il gas naturale rispetto ai combustibili alternativi derivati dal petrolio; una terza fase, negli anni 90, in cui si è avuta una forte crescita delle quote destinate alla produzione termoelettrica. La notevole crescita dei consumi di gas naturale per usi termoelettrici è stata determinata da una serie di fattori tra cui l abbandono della tecnologia nucleare, la diffusione delle centrali a ciclo combinato alimentate a gas naturale, che presentano livelli di efficienza superiori di oltre 15 punti percentuali rispetto alle tradizionali centrali termiche (Combined Cycle Gas Turbine, CCGT), l introduzione, con la Legge No. 9/91 e più recentemente con le Direttive UE in materia di gas ed elettricità, di una progressiva liberalizzazione dell attività di generazione di energia elettrica incentivante l impiego di tecnologie che utilizzano le cosiddette fonti alternative ed assimilabili (tra cui il gas naturale). Quest ultima tendenza è ancora fortemente in atto: dal 2000 al 2003 i consumi di gas naturale nel settore termoelettrico sono cresciuti del 15%, mentre il consumo complessivo lordo di gas naturale in Italia è cresciuto del 10%. Nel seguito vengono presentati le stime di fabbisogno al 2005 e al 2010 dell Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas (2003). Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 22

28 Stime Fabbisogno di Gas Naturale (Miliardi m 3 ) Fonte: Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas (2003) Settore Bassa Crescita Economica Alta Crescita Economica Usi Civili Industria Trasporti ed Altri Usi Generazione Elettrica TOTALE E inoltre riportato un quadro di sintesi delle previsioni relative ai consumi di gas naturale elaborate dai principali operatori del settore. Stime Base per Operatore su Fabbisogno di Gas Naturale in Italia (Miliardi di m 3 ) Operatore Anno 2010 Anno 2015 Ministero Attività Produttive 91,5 100 Associazione Italiana Economisti dell Energia Unione Petrolifera Snam Rete Gas ENI Edison ENEL IEFE In generale, la dinamica prospettica del mercato italiano del gas naturale, largamente condivisa nelle sue tendenze di fondo, dovrebbe dunque comportare un aumento dei consumi molto significativo rispetto a quello delle altre fonti energetiche primarie, passando dagli attuali 77 Miliardi di m 3 ad oltre Miliardi di m 3 previsti nel , con una quota di consumi coperta dalle importazioni fino ad oltre il 95% (contro l attuale 82%). Sintetizzando le considerazioni e le analisi presentate, si ottiene uno scenario di evoluzione della domanda di gas naturale che vede una crescita complessiva piuttosto marcata, a un ritmo medio annuo compreso tra il 2 ed il 3.5% dal 2003 al Nello stesso periodo il gas naturale dovrebbe dunque passare da una quota del 33% ad una quota di quasi il 40% dei consumi complessivi di energia in Italia in termini di fonti primarie. Il driver principale è il settore termoelettrico, chiamato a rispondere ad una domanda finale di energia elettrica in continua crescita, trainata soprattutto dai consumi nel residenziale e nel terziario. Terminal Alpi Adriatico S.r.l. Pag. 23