GNL: domanda, costi e criticità Indagine preliminare

GNL: domanda, costi e criticità Indagine preliminare Il Cantiere di Algeciras Elab. da Corriere della Sera Magazine n. 29 20/07/06 Stampato il 29 novembre 2006

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Presentazione del rapporto Questo rapporto che raccoglie i risultati di uno studio promosso dall ex Ministero Attività Produttive e approvato dal CdA SSC vuole essere una base di discussione per identificare aspetti critici, considerazioni o suggerimenti su possibili soluzioni tecniche nei vari segmenti della filiera. Il rapporto è stato realizzato dal gruppo di lavoro SSC filiera GNL col contributo di: Ing. Paolo BERGAMASCHI (Edison) consigliere del CdA SSC; Dr.ssa Paola COMOTTI (SSC); Dr. Giacomo PINELLI (SSC); Dr.ssa Tiziana ZERLIA (SSC); Coordinamento: Tiziana ZERLIA Si ringraziano i colleghi ing. Nicola MAZZEI e ing. Antonella MAZZEI per il contributo su aspetti specifici legati alla sicurezza inseriti nell ultimo capitolo. Novembre 2006 3

INDICE Introduzione 7 1. Prospettive di domanda ed offerta di gas naturale in Europa ed Italia 9 Introduzione 10 a. Evoluzione dei consumi a.1 La situazione europea a.2 La situazione italiana 11 b. Previsione di domanda di gas naturale in Europa 15 c. Previsione di domanda di gas naturale in Italia 17 d. La struttura dell approvvigionamento in Europa d.1 Produzione continentale d.2 Le infrastrutture di importazione d.3 Lo stoccaggio e. La struttura di approvvigionamento in Italia e.1 Produzione nazionale e.2 Le infrastrutture di importazione e.3 Lo stoccaggio 19 27 Riferimenti bibliografici 36 2. Nuovi progetti di Esportazione di GNL 38 a. Aspetti generali 39 b. Paesi già presenti sul mercato del GNL 43 c. Paesi emergenti sul mercato del GNL 45 Riferimenti bibliografici 47 3. Costi della filiera del GNL 48 Introduzione 49 4

a. Visione generale dei costi della catena GNL 50 a.1 Aspetti generali a.2 Costi b. Costi del GNL e condizioni di competitività 56 c. Processi di liquefazione: tecnologia e costi 59 d. Il trasporto marittimo 66 e. Processo di rigassificazione: tecnologia e costi 72 Riferimenti bibliografici 76 4. Problematiche relative all installazione di terminali GNL 77 Introduzione 78 a. Legislazione e normativa tecnica 80 b. Considerazioni sulla allocazione della struttura 83 c. Descrizione del terminale 86 c.1 Pontile di attracco e discarica navi metaniere c.2 Serbatoi: capacità, tipologia e caratteristiche c.3 Impianto di rigassificazione c.4 Sezione BOIL OFF c.5 Sezione di correzione finale gas c.6 Sistemi ausiliari e di controllo e sicurezza c.7 Opere civili accessorie c.8 Condotte di trasporto postgassificazione c.9 Esperienza italiana: rigassificatore di Panigaglia d. Aspetti legati alla sicurezza 94 e. Iter autorizzativo 98 Appendice A Gas naturale e GNL: caratteristiche e composizione; aspetti tecnico-normativi e legislativi ad essi correlati 100 Appendice B Sintesi norma UNI EN 1473/2000 108 Appendice C Sintesi norma UNI EN 1160/1998 113 Appendice D Serbatoi per GNL 114 Appendice E Descrizione di fenomeni chimico-fisici di interesse nella manipolazione del GNL Riferimenti bibliografici 121 117 5

5. Infrastrutture per l energia e conflittualità locali: possibile ruolo SSC 123 Introduzione 124 a. Cause e conseguenze: qualche via d uscita 125 Scheda 1 GNL e informazione: è vero che? 130 Scheda 2 GNL e sicurezza: cenni sulla situazione a livello internazionale 132 Riferimenti bibliografici 135 6

Introduzione L approvvigionamento via nave di Gas Naturale Liquefatto (GNL) sta ricevendo sempre maggiore attenzione come dimostra la crescita significativa degli scambi internazionali che nell ultimo decennio hanno registrato tassi di incremento annui superiori al commercio via gasdotto. Trainata dalla riduzione dei costi e dal miglioramento dell efficienza in tutti i segmenti della filiera, l affermazione del GNL come fonte di approvvigionamento energetico per il gas naturale ha tra i suoi punti di forza anche valutazioni di tipo strategico riconducibili - in definitiva - alla flessibilità della filiera GNL favorita da: - assenza di legame fisico (pipe) tra produttore e consumatore; - maggiore concorrenzialità grazie alla pluralità dell offerta (diversificazione dei soggetti e delle aree geografiche di approvvigionamento); - più ampie garanzie, in un ambito di crescente liberalizzazione dei mercati, di forniture più flessibili ai prezzi più vantaggiosi. Per l Italia queste considerazioni assumono particolare valenza a fronte dei consumi crescenti di gas naturale, trainati dal settore termoelettrico, dell esigenza di diversificare le fonti di approvvigionamento e di migliorare la funzionalità complessiva del sistema energetico nazionale. Lo stesso Piano di emergenza gas, messo a punto dal Ministero dello Sviluppo Economico nello scorso giugno, individua nella realizzazione di nuovi terminali GNL una delle misure più efficaci per affrontare la crisi strutturale del sistema gas italiano. Nel seguito, dopo una panoramica sull evoluzione dei consumi e delle infrastrutture di importazione in funzione della previsione di domanda di gas naturale a medio-lungo termine (in Europa e in Italia), vengono tratteggiati due aspetti determinanti per il decollo della filiera GNL: la valutazione economica e le problematiche di sicurezza che accompagnano l installazione di terminali GNL. A queste ultime, in particolare, viene dedicata speciale attenzione sia facendo il punto della situazione sulla normativa tecnica nazionale già disponibile sull impiego sicuro del GNL sia puntando ad incrementare le conoscenze interne per assumere progressivamente, anche rispetto a questo argomento, un ruolo autorevole e indipendente 7

a supporto del complesso processo di comunicazione/concertazione in corso che mira ad attenuare le forti opposizioni locali nei confronti della realizzazione delle infrastrutture energetiche. Gli elementi informativi acquisiti costituiscono per la SSC il presupposto di base sia per divulgare una corretta informazione mirata a migliorare la percezione dei problemi ambientali sia per pianificare azioni successive che possono anche comportare attività sperimentali dedicate. 8

CAPITOLO 1 Prospettive di domanda ed offerta di gas naturale in Europa ed Italia Introduzione a. Evoluzione dei consumi a.1 La situazione europea a.2 La situazione italiana b. Previsione di domanda di gas naturale in Europa c. Previsione di domanda di gas naturale in Italia d. La struttura dell approvvigionamento in Europa d.1 Produzione continentale d.2 Le infrastrutture di importazione d.3 Lo stoccaggio e. La struttura di approvvigionamento in Italia e.1 Produzione nazionale e.2 Le infrastrutture di importazione e.3 Lo stoccaggio Riferimenti bibliografici 9

Introduzione A fronte di una rapida e continua crescita della domanda mondiale di energia, tutte le stime previsionali sui futuri scenari energetici sono concordi nell identificare il gas naturale come fonte energetica primaria con i più alti ritmi di crescita. Questo quadro generale vede fortemente coinvolta l Europa e più in particolare l Italia, Paese per il quale la costante crescita dei consumi di gas naturale sarà accompagnata da una sempre maggiore dipendenza dalle importazioni. I limiti di una dipendenza energetica come quella italiana sono stati messi in evidenza dall emergenza gas dello scorso inverno; esperienza che ha messo in risalto anche la fragilità del nostro sistema di approvvigionamento di gas naturale, affidato quasi esclusivamente a gasdotti. In questo contesto, e in presenza di un mercato energetico caratterizzato da crescenti tensioni, è diventato quindi necessario individuare nuove modalità di approvvigionamento del gas naturale che, oltre a soddisfare il costante aumento della domanda, siano in grado di garantire la sicurezza dell approvvigionamento stesso. L evoluzione dei consumi di gas naturale in Europa e in Italia e le relative strutture di approvvigionamento, che in funzione di tale evoluzione si vanno delineando, vengono discusse nei paragrafi seguenti. I dati previsionali presentati nel seguito si basano su pubblicazioni di numerose e accreditate fonti di informazioni nazionali e internazionali [1-21]. 10

a Evoluzione dei consumi a.1 - La situazione europea Le caratteristiche qualitative e le elevate prestazioni ambientali unitamente ai vantaggi competitivi, in termini di costi di investimento ed efficienza energetica, derivanti dal suo uso nella produzione di energia elettrica, hanno portato, nel corso degli ultimi anni, il gas naturale ad assumere un ruolo sempre più importante tra le fonti energetiche primarie. Nel corso del 2004 nei Paesi della EU 15, a fronte di una fornitura totale di energia primaria (TPES) superiore ai 1500 Mtoe, il contributo del gas naturale alla copertura del fabbisogno energetico ha superato il 24%, confermando un andamento ormai consolidatosi nell ultimo decennio che indica il gas naturale come fonte energetica primaria che ha mostrato i tassi di crescita più elevati. Figura 1 EU15: contributo fonti fossili alla fornitura di energia primaria (%) [1] 45 40 35 30 25 20 15 10 1995 2002 2003 2004 gas naturale petrolio carbone altro La dinamica di crescita dei consumi di gas naturale nei Paesi EU 15 è ben evidenziata dalla successiva Figura 2. Complessivamente nel 2004 nei Paesi della EU 15 i consumi di GN hanno superato i 450 miliardi m 3 (+ 2.8% rispetto ai consumi dell anno precedente) e rappresentano in termini di volume la seconda fonte energetica dopo il petrolio. A livello EU 15 la crescita del consumo di gas naturale è fortemente influenzato dall andamento del mercato dei sette principali Paesi consumatori (Regno Unito, Germania, Italia, Olanda, Francia, Spagna e Belgio) che, nell insieme, rappresentano circa il 93% dei consumi totali. In linea generale i consumi di gas naturale, che variano significativamente da un Paese membro all altro, sono condizionati dal grado di maturità raggiunto dal mercato di 11

Figura 2 Consumo gas naturale EU 15 (miliardi m 3 ) [1] 460 440 420 400 2000 2001 2002 2003 2004 riferimento, dallo sviluppo di infrastrutture, dal clima, dalla struttura produttiva e dalla disponibilità di fonti energetiche alternative. Significativa in tal senso l ampia variabilità che emerge confrontando i dati relativi a Francia (che dispone di energia nucleare), Olanda (produttore di gas naturale, autosufficiente) e Spagna (completamente dipendente dall estero per gli approvvigionamenti e con una rete di gasdotti limitata), Paesi per i quali, nel 2004 l incidenza del gas naturale nella copertura del fabbisogno energetico nazionale è stata rispettivamente del 14.6%, del 44.8% e del 17.6%, a fronte di una media EU15 del 24.3%. Per quanto riguarda gli impieghi specifici del gas naturale, a livello europeo l incremento nei consumi ha riguardato tutti i settori dell economia. Limitando l osservazione al periodo 2001-2003 (Figura 3), se il settore civile, in termini di volume di gas consumato, continua a rappresentare il settore di maggior impiego per il gas naturale, il settore termoelettrico è quello che ha mostrato la dinamica di crescita più elevata. Nel periodo considerato infatti, il consumo di gas nel settore termoelettrico è cresciuto del 17%, contro il 5% del settore domestico civile e 1% di quello industriale. Figura 3 EU 15: consumo gas naturale per settore(miliardi m 3 ) [1] 180 160 140 120 100 80 2001 2002 2003 termoelettrico industriale domestico civile 12

a.2 - La situazione italiana Analogamente a quanto visto per l Europa il gas naturale sta assumendo anche a livello nazionale un ruolo preponderante, tanto che la sua domanda si sta progressivamente avvicinando a quella del petrolio. Nel 2004, dopo una crescita continua che ha caratterizzato l ultimo decennio, il consumo di gas naturale in Italia ha superato gli 80 miliardi di m 3, confermandosi a livello europeo il terzo mercato per volumi di GN consumato dopo Gran Bretagna e Germania. Nel corso degli anni il contributo del gas naturale alla copertura del fabbisogno energetico nazionale (27.8% nel 1995) è gradualmente cresciuto fino a raggiungere il 35% del 2004 (Figura 1), dato che colloca l Italia tra i pochi Paesi per i quali tale indicatore è superiore alla media UE. Figura 1 Italia: contributo fonti fossili alla fornitura di energia primaria (%) [1] 60 50 40 30 20 10 0 1995 2002 2003 2004 gas naturale petrolio carbone altro Come evidenzia la Figura 2, a ulteriore conferma dell andamento osservato, nel corso del 2005 il consumo complessivo di gas naturale [2] in Italia ha raggiunto gli 86 miliardi di m 3, evidenziando una crescita del 7% rispetto all anno precedente ( +22% se riferita al periodo 2000-2005). Analizzando nel dettaglio la composizione dei consumi a livello nazionale, che peraltro confermano il significativo contributo del gas naturale nel soddisfare la domanda energetica nei settori industriale e civile, si può notare come l effetto trainante della crescita riscontrata nel periodo 2001-2004 (Figura 3) sia in larga parte attribuibile al ruolo dominante che ha assunto il gas naturale nella produzione termoelettrica, settore nel 13

Figura 2 - Consumo gas naturale Italia (miliardi m 3 ) [1,2] 90 80 70 60 50 40 2000 2001 2002 2003 2004 2005 quale, nel periodo considerato, i consumi di gas naturale sono cresciuti del 26.7%, a fronte di una crescita complessiva del 13.6%. Quanto affermato è reso ancora più evidente dalle stime relative al 2005, dalle quali emerge che rispetto all anno precedente a fronte di un aumento lordo di circa il 7% del consumo di gas naturale, si registra una crescita quasi doppia (superiore al 13%) del consumo di gas naturale nel settore termoelettrico. Figura 3 Italia: consumo gas naturale per settore (miliardi m 3 ) [1,2] 35 30 25 20 15 2001 2002 2003 2004 2005 termoelettrico industriale domestico civile 14

b Previsione di domanda di gas naturale in Europa A livello mondiale il consumo di gas naturale è destinato a crescere ad un ritmo superiore rispetto a quello delle altre fonti primarie di energia. Secondo le previsioni della EIA [3] il consumo globale di gas naturale nel mondo, nel periodo 2002-2025 dovrebbe crescere ad una media annuale del 2.3%, contro l 1.9% stimato per il petrolio e il 2.0% per il carbone, passando dagli oltre 2500 miliardi di m 3 consumati nel 2002 ai circa 4400 miliardi di m 3 previsti per il 2005. L incremento più consistente lo faranno registrare i Paesi in fase di transizione economica dell Europa dell Est e dell ex Unione Sovietica (+63%) e i Paesi asiatici in via di sviluppo (+129%), mentre i mercati delle cosiddette economie mature, come Nord America ed Europa Occidentale, pur rimanendo in termine di volume i più grandi consumatori di gas naturale, nell arco temporale considerato mostreranno nel loro complesso un tasso di crescita più contenuto (45%). Volendo delimitare l osservazione al contesto europeo, in riferimento alla crescita dei consumi l analisi degli scenari attribuisce un ruolo di primo piano ai Paesi dell Est, i quali sembrerebbero avviati a consistenti opere di metanizzazione del territorio e ad usare in modo crescente il gas naturale anche per la generazione elettrica. Questa nuova prospettiva, che avrà un forte impatto sull offerta di gas naturale e di riflesso sulle infrastrutture di importazione e sui sistemi di interconnessione tra i vari Paesi, ci induce quindi ad estendere l osservazione all Europa allargata a 30 stati membri. E abbastanza evidente che a fronte di un mercato così esteso, con una dinamica di forte crescita e soprattutto in un orizzonte temporale ampio, le stime che vengono prospettate possono differire in modo significativo da una fonte all altra e le previsioni di consumo di gas naturale presentare un ampio intervallo di variabilità [1,3,4,5,6,7]. Prendendo a riferimento il periodo 2002-2020, si possono quindi prefigurare due possibili scenari (Figura 1): uno di crescita minima (+1.8% annuo complessivo rispetto al 2002), per così dire di mantenimento, con i consumi di gas che dovrebbero raggiungere i 600 miliardi di m 3 nel 2010 per poi superare i 700 miliardi di m 3 nel 2020 e uno di massima, di un mercato più dinamico (+2.5% annuo), che vedrebbe i consumi di gas naturale raggiungere i 630 miliardi di m 3 già nel 2010 per avvicinare gli 800 miliardi di m 3 nel 2020. Confermando una tendenza già riscontrata in questi ultimi anni, anche in prospettiva futura questa crescita sarà sostenuta principalmente dal settore termoelettrico, che farà leva sostanzialmente sulla forte domanda elettrica dei Paesi in crescita economica e sulla 15

Figura 1 EU 30: previsioni di consumo di gas naturale (miliardi m 3 ) 900 750 600 710 600 516 516 630 800 450 300 150 0 EU 30 (minimo) EU 30 (massimo) 2002 2010 2020 crescente affermazione di tecnologie di conversione ad alta efficienza (CCGT). Si stima che nel periodo 2002-2020, a fronte di una relativa stagnazione dei consumi nei settori industriale, l incidenza dei consumi di gas naturale nel settore termoelettrico a livello EU 30 dovrebbe crescere dal 28% del 2002 a circa il 35% del 2020. Ovviamente sull effettiva capacità di affermazione del gas naturale nel settore termoelettrico, e di conseguenza sulla reale portata della crescita dei consumi, incideranno una serie di fattori quali il prezzo dei combustibili, le scelte di politica energetica di alcuni Paesi (in particolare l eventuale ricorso al nucleare e alle energie rinnovabili), le difficoltà economiche che potrebbero incontrare alcuni Paesi nella costruzione di nuovi impianti. 16

c Previsione di domanda di gas naturale in Italia L incidenza del gas naturale sul fabbisogno energetico nazionale ha avuto negli ultimi 15 anni un ruolo in continua crescita. Grazie al crescente impiego in tutti i settori economici, dal residenziale all industriale al terziario fino alla produzione termoelettrica, nel 2004 i consumi di gas naturale hanno raggiunto gli 80 miliardi di m 3, contribuendo per il 34% alla copertura della domanda energetica nazionale. Per quanto riguarda il futuro (Figura 1), gli scenari tendenziali al 2020 sembrano confermare le tendenze registrate negli ultimi anni, per cui, in un contesto caratterizzato da una crescente domanda elettrica, si dovrebbe assistere ad una leggera ma graduale diminuzione dei consumi di petrolio, ad una sostanziale stabilità dei consumi di combustibili solidi, ma soprattutto ad un significativo aumento dei consumi di gas naturale che al 2020 dovrebbe coprire circa il 40% del fabbisogno energetico nazionale e rappresenterebbe in termini di volume la prima fonte di energia primaria. Figura 1 - Contributo percentuale delle varie fonti energetiche alla copertura del fabbisogno nazionale: dati storici e previsioni [8] Alla luce delle prospettive europee e sulla base delle numerose stime previsionali proposte [2,8,9,10], anche a livello nazionale è quindi possibile ipotizzare due scenari di crescita nei consumi di gas naturale (Figura 2). Dal primo, più conservativo, emerge un evoluzione piuttosto blanda dei consumi (+2% annuo rispetto al 2004), in linea con la crescita media attribuita alle cosiddette economie mature dell Europa occidentale. In questa ipotesi il fabbisogno di gas naturale per l Italia 17

raggiungerebbe i 91 miliardi di m 3 nel 2010, i 98 nel 2015 e supererebbe i 100 miliardi di m 3 nel 2020. Il secondo scenario invece prevede una crescita più marcata (circa 2.5% annuo); in questo caso necessiterebbero 96 miliardi di m 3 di gas naturale già nel 2010, 106 nel 2015, mentre nel 2020 la domanda è prevista attorno ai 120 miliardi di m 3. Analogamente a quanto previsto a livello europeo, anche in Italia la maggior penetrazione del gas rispetto alle altre fonti, pur riguardando tutti i settori economici, si prevede sarà sostenuta principalmente dal settore termoelettrico, settore nel quale il petrolio va assumendo un ruolo sempre più marginale mentre il carbone è stimato in lieve crescita solo nel breve periodo. L elemento discriminante sulla reale portata della crescita dei consumi di gas naturale sarà quindi rappresentato in senso generale dalla crescita del settore elettrico e in particolare dalla composizione del parco elettrico e dalla reale affermazione delle nuove tecnologie ad alta efficienza (CCGT). Figura 2 Italia: previsioni di consumo di gas naturale al 2020 (miliardi m 3 ) 140 105 98 101 91 80.6 80.6 96 106 120 70 35 0 minimo massimo 2004 2010 2015 2020 18

d La struttura dell approvvigionamento europea d.1 - Produzione continentale A fronte di un evoluzione dei consumi in continua crescita, il mercato europeo del gas naturale ha visto crescere di pari passo la sua dipendenza dalle importazioni. Come evidenzia la Figura 1 la produzione interna complessiva di gas naturale dei paesi EU30, che fino a qualche anno fa rappresentava più del 50% del gas presente sul mercato europeo, nel periodo 2000-2004 ha presentato un ritmo di crescita (+7%) sensibilmente inferiore a quello delle importazioni (+23%) [3]. Figura 1 Andamento produzione indigena vs. importazioni per EU 30 (miliardi m 3 ) 400 350 300 250 2000 2001 2002 2003 2004 produzione import totale Questa parziale tenuta della produzione continentale (produzione stimata a grandi linee stabile nel periodo 2002-2020 attorno ai 300 miliardi m 3 / anno) è in gran parte dovuta alla Norvegia, la cui produzione nazionale in continua crescita (nel periodo 2000-2004 è aumentata del 52%) ha bilanciato la sostanziale stagnazione della produzione complessiva di Germania, Italia, Regno Unito e Olanda. Le riserve di questi 4 Paesi, che assieme alla Norvegia detengono circa il 90% della produzione totale, sono tali da far ritenere che sia stato ormai raggiunto il potenziale massimo dei giacimenti e che l inesorabile crescita della domanda di gas naturale potrà essere soddisfatta solo ricorrendo alle importazioni. 19

d.2 - Le infrastrutture di importazione Nel 2004, a livello EU 30, le importazione di gas naturale hanno superato i 350 miliardi m 3, contribuendo per oltre il 60% al fabbisogno complessivo di gas naturale. Del quantitativo importato l 89% è giunto in Europa via tubo, il resto (11%) come GNL. La crescita della domanda, che come abbiamo visto prima potrebbe toccare gli 800 miliardi m 3 nel 2020, presenta due aspetti che meritano particolare attenzione, il primo legato alla disponibilità di offerta del gas naturale, il secondo relativo alla capacita infrastrutturale di approvvigionamento. Osservando la Tabella 1, nella quale vengono riportati i quantitativi disponibili all esportazione sul mercato dell EU 30, ripartiti per aree geografiche, appare evidente che Algeria, Russia e Norvegia continueranno ad essere i principali fornitori di gas per i Paesi europei; tuttavia, tenuto conto della crescita dei consumi, in un Europa allargata a 30 Paesi membri la sicurezza dell approvvigionamento energetico, in tema di forniture di gas naturale, dovrà svilupparsi attraverso il ricorso a nuovi giacimenti in zone geograficamente più lontane dall Unione Europea e su questa opzione dovrà basarsi lo sviluppo infrastrutturale. Tabella 1 - Potenziali esportatori di gas naturale verso EU30 (miliardi m 3 ) 2000 2010 2020 Norvegia 50 100 120 Algeria 60 90 115 Libia 1 11 35 Egitto 0 12 25 Russia 130 200 200 Azerbaidjan 0 15 30 Turkmenistan 0 0 10 Iran 0 10 30 Qatar 1 5 10 UAE 1 2 2 Yemen 0 2 4 Iraq 0 10 20 Nigeria 1 15 20 Trinidad & Tobago 1 5 10 Fonte: Observatoire Mediterraneen de l Energie, 2001 [11] 20

In linea con la decisione n.1229/2003/ce con la quale il Parlamento Europeo ha definito un insieme di orientamenti relativi alle reti transeuropee nel settore dell energia, lo sviluppo che vanno assumendo in ambito EU 30 le infrastrutture di importazione di gas naturale si pongono sostanzialmente gli obiettivi di: favorire l effettiva realizzazione del mercato interno dell energia introdurre il gas in nuove regioni riducendo l isolamento delle regioni insulari, isolate e periferiche incrementare le capacità di trasporto e di interconnessione dei vari mercati rafforzare la sicurezza dell approvvigionamento. Stabilito che le risorse risultano ampiamente sufficienti alla copertura del fabbisogno interno al netto della produzione, il vero nodo da sciogliere è rappresentato dallo sviluppo della capacità infrastrutturale. Tabella 2 EU30: Potenziamento infrastrutture di importazione di gas naturale [1,10,11,12] POTENZIAMENTO GASDOTTI capacità di trasporto o di rigassificazione (miliardi m 3 /anno) Espansione gasdotto YAMAL 1 (Russia-Germania via Bielorussia e Polonia) 2006 10 Espansione GME (dall Algeria alla Spagna via Marocco) - 2007 10 Nuovo gasdotto BLUESTREAM (Russia-Turchia) - 2007 16 Aumento capacità gasdotto Norvegia- UK - 2007 15 Nuovo gasdotto Norvegia-Germania (via Danimarca) - 2008 15 Espansione TAG (Russia-Italia via Austria) - 2008-2009 6.5 Espansione TRANSMED (Algeria-Italia) 2008-2009 6.5 Nuovo gasdotto NABUCCO (Turchia-Austria via Bulgaria, Romania, Ungheria) - 2009 25-30 Nuovo gasdotto GALSI (Algeria-Italia) > 2010 8 a Nuovo gasdotto Turchia Grecia - 2010 10 Nuovo gasdotto Russia-Germania (attraverso il Mar Baltico) - 2010 20 Nuovo gasdotto Algeria - Spagna (progetto MEDGAS) - 2010 10 Nuovo gasdotto IGI (Grecia-Italia) > 2010 8 TERMINALI GNL progetti di espansione/nuova realizzazione Francia (Fos Gavaou) 7.8 Regno Unito (Isle of grain, Milford Haven, Coryton) fino a 40 Spagna (El Ferrol, Sagunto, Cartagena, Barcellona) fino a 20 Italia (Rovigo, Brindisi, Rosignano, Gioia Tauro, San Ferdinando..ecc) fino a 90 Grecia ((Revithoussa) fino a 3 Belgio (Zeebrugge) 2.6 a - Il Sole 24 Ore, 17 novembre 2006 21

Come evidenziato nella Tabella 2, le principali iniziative in atto, volte al potenziamento della capacità di importazione, sono indirizzate lungo due direttrici: realizzazione di nuovi gasdotti, alcuni dei quali di collegamento tra reti attualmente separate, ed espansione dei gasdotti esistenti sviluppo della capacità di ricezione di GNL attraverso la realizzazione di terminali di rigassificazione. Una visione integrata del sistema europeo delle infrastrutture di trasporto del gas che si verrà a creare è rappresentata in Figura 2 [3]. Per quanto riguarda i gasdotti, il Nord Africa (Egitto, Algeria e Libia), grazie al potenziamento delle proprie infrastrutture che garantiscono le esportazioni verso l Europa Occidentale (Spagna e Italia), vedrà accresciuto il proprio ruolo, mentre un consistente aumento nella capacità di trasporto globale sarà determinato dalla creazione dei nuovi corridoi d importazione nelle aree del Mediterraneo Orientale e del Baltico. In particolare lo sviluppo dei nuovi metanodotti, che vedranno la Turchia in una posizione privilegiata e strategica rispetto all Europa, rendendola di fatto un importante punto di transito per le forniture provenienti dalla Russia e dal bacino del Mar Caspio, consentiranno lo sfruttamento di riserve finora irraggiungibili, rompendo l isolamento di alcuni rilevanti Paesi produttori. Sulla base dei progetti avviati si stima che la capacità di importazione via metanodotto dovrebbe aumentare di oltre 100 miliardi di m 3 entro il 2010 e di ulteriori 60 miliardi di m 3 entro il 2020. Anche in relazione ai terminali GNL, infrastrutture che richiamano sempre maggior interesse soprattutto per gli aspetti strategici connessi, sono numerosi i progetti sia in fase di realizzazione, sia ancora in fase di studio. Sono quasi tutti concentrati nell Europa occidentale e la loro entrata in esercizio raddoppierebbe (approssimativamente) l attuale capacità europea di rigassificazione, stimata in circa 75 miliardi di m 3 /anno. Val la pena comunque sottolineare che molti di questi progetti sono semplici proposte, ancora in una fase istruttoria, per cui al momento, limitandoci alle infrastrutture in costruzione per le quali è prevista l entrata in funzione entro il 2010, l effettivo incremento derivante dai nuovi terminali GNL è valutabile in circa 80 miliardi m 3 di gas naturale [14]. 22

Figura 2 visione integrata del sistema europeo delle infrastrutture per il trasporto di gas naturale [1] 23

Complessivamente quindi, come riassunto nella Tabella 3, la capacità infrastrutturale di importazione dell EU 30, stimata in circa 330 miliardi m 3 nel 2003 [15], dovrebbe crescere in modo consistente superando i 500 miliardi m 3 già nel 2010, volume destinato a salire negli anni successivi per i completamento degli altri gasdotti in fase di progettazione. Tabella 3 Stima dell evoluzione della capacità di importazione europea (miliardi m 3 ) 2005 2010 2020 Domanda (min-max) miliardi Sm 3 /anno - 600-630 710-800 Produzione continentale 300 300 300 Capacità infrastrutturale di importazione 330 330 330 Potenziamento gasdotti + terminali gnl (<2010) 190 190 Potenziamento gasdotti (>2010) 60 Capacità infrastrutturale di importazione totale 520 580 Alla luce delle ipotesi (ottimistiche) prospettate, la crescita infrastrutturale dell approvvigionamento di gas naturale nell EU 30 sembrerebbe in grado di far fronte alla domanda interna. Bisogna tuttavia evidenziare che i dati relativi alla capacità di importazione sono da intendersi come volumi potenziali in quanto possono risentire di qualche incertezza dovuta in parte ai tempi di realizzazione delle infrastrutture, in parte al fatto che esiste sempre un deficit tra la portata nominale di un gasdotto e quella reale. Non è dunque da escludere, soprattutto di fronte ad uno scenario di forte crescita e in un arco temporale ampio come il 2020, una possibile discrepanza tra domanda e capacità di importazione. Resta il fatto che il crescente incremento della dipendenza dell EU 30 dalle importazioni extra europee rende indifferibile il potenziamento delle infrastrutture di importazione che diventano l elemento decisivo per poter sostenere la crescita dei consumi, anche in funzione della necessità di diversificare le fonti di approvvigionamento in modo da garantire sicurezza e stabilità nelle forniture. 24

d.3 - Lo stoccaggio Il gas naturale prodotto o importato viene iniettato in depositi di stoccaggio, generalmente ubicati in prossimità delle aree di consumo, costituiti prevalentemente da giacimenti di idrocarburi esausti. Il gas viene iniettato nei depositi di stoccaggio prevalentemente nel periodo estivo ed estratto in quello invernale. Esistono tre tipologie di servizio di stoccaggio: stoccaggio di modulazione finalizzato a soddisfare l andamento giornaliero, stagionale o di punta dei consumi stoccaggio minerario necessario per motivi tecnici ed economici per consentire lo svolgimento ottimale della coltivazione di giacimenti di gas naturale nel territorio italiano stoccaggio strategico finalizzato a sopperire a situazioni di mancanza o riduzione degli approvvigionamenti o crisi del sistema gas Il gas naturale presente nel deposito di stoccaggio può essere suddiviso in: cushion gas quantitativo minimo indispensabile di gas presente nel giacimento in fase di stoccaggio che è necessario mantenere sempre nel giacimento e che ha la funzione di consentire l erogazione dei restanti volumi senza pregiudicare nel tempo le caratteristiche minerarie del giacimento working gas volume di gas che si può effettivamente estrarre o immettere in uno stoccaggio; si ottiene togliendo alla capacità totale dello stoccaggio il cushion gas La disponibilità di un servizio di stoccaggio, prerequisito fondamentale per operare nel mercato del gas, costituisce una variabile strategica basilare in quanto consente di adeguare l offerta alle fluttuazioni della domanda garantendo la stabilità della fornitura a fronte della stagionalità cui sono soggetti i consumi di gas naturale. La dotazione di un adeguata capacità di stoccaggio inoltre garantisce sicurezza e disponibilità di gas anche in condizioni di emergenza. La situazione degli stoccaggi di gas naturale in Europa, riassunta nella Tabella 4, è stata di recente esaminata dall ERGEG (European Group for Electricity and Gas), organo consultivo della Commissione Europea. Ne è uscito un quadro piuttosto preoccupante, in cui si segnala la criticità in termini di capacità disponibili, evidenziando un problema intrinseco di inadeguatezza delle infrastrutture di stoccaggio [16]. La sicurezza del sistema gas europeo, già messa a dura prova nello scorso inverno, non può quindi prescindere dall incremento della capacità di stoccaggio, azione peraltro individuata nella già citata decisone n.1229/2003/ce come uno degli assi prioritari a supporto dello sviluppo organico infrastrutturale del settore gas nell Unione Europea. 25

Tabella 4 - Capacità tecniche e disponibili di stoccaggio (monitoraggio ERGEG marzo 2006) working capacity ( miliardi m 3 ) Austria 2.8 Belgio 0.7 Bulgaria* 0.6 Croazia 0.6 Repubblica Ceca 2.1 Danimarca 0.8 Francia 11.1 Germania 18.9 Ungheria 3.4 Italia 13.2 Olanda 5.1 Polonia* 1.7 Romania* 3 Slovacchia 1.7 Spagna 2.3 Turchia* 1.6 Regno Unito 3.5 totale 73.1 * dati riferiti a fine 2004 26

e La struttura dell approvvigionamento in Italia e.1 - Produzione nazionale Nel corso degli ultimi anni il contributo della produzione nazionale alla copertura del fabbisogno totale di gas naturale ha manifestato un costante declino. Nel 2004 la produzione nazionale di gas naturale, attestatasi a 13 miliardi di m 3, ha rimarcato un ulteriore contrazione, pari al 6.5% rispetto all anno precedente, confermando un andamento ormai consolidatosi nel corso degli ultimi anni che ha portato la quota di gas nazionale sul totale dei consumi a ridursi rapidamente passando dal 22% del 2000 al 16% del 2004. Figura1 Andamento della produzione nazionale di gas naturale dal 1950 [17] (miliardi m 3 ) Come evidenzia la Figura 1, la consistente flessione, iniziata dopo il picco produttivo del 1994 (20.6 miliardi di m 3 ) sembra proiettarsi anche nel prossimo futuro [17]. Sulla riduzione nella produzione di gas, in prima battuta legata all esaurimento delle riserve, concorre anche il mancato sfruttamento di nuovi campi, peraltro consistenti nel nostro Paese ( al 31.12.2004 le riserve recuperabili ammontano a circa 178 miliardi m 3 ). Secondo l AEEG, allo stato attuale, le problematiche nei settori delle produzione di idrocarburi, problematiche legate soprattutto a complessità burocratiche che si devono affrontare per ottenere l autorizzazione allo sfruttamento di nuovi giacimenti, hanno portato nel loro complesso un sostanziale declino delle attività di esplorazione e il rallentamento di molti progetti di investimento. 27

Sebbene un possibile mutamento di tendenza potrebbe venire dall introduzione della nuova normativa (legge n. 239/04) sul riordino del settore energetico, a fronte di tali previsioni, che attribuiscono alla produzione nazionale un ruolo sempre più marginale, il fabbisogno di gas naturale sarà sempre più dipendente dalle importazioni. 28

e.2 - Le infrastrutture di importazione Nel 2004 le importazioni hanno superato i 67 miliardi di m 3 (+8% rispetto all anno precedente) ed hanno contribuito complessivamente a coprire l 84% del consumo totale di gas naturale. Del gas complessivamente importato il 97% è giunto in Italia via gasdotto, il restante 3% sotto forma di GNL. E abbastanza evidente che anche in prospettiva, con la domanda di gas in forte crescita, considerato l andamento decisamente declinante della produzione nazionale, le infrastrutture di importazione che già rivestono un ruolo cruciale e piuttosto problematico data l attuale limitata capacità rappresenteranno un vero e proprio elemento critico. Allo stato attuale la capacità infrastrutturale di importazione dell Italia è di circa 81 miliardi Sm 3 /anno, volumi che nell immediato, anche a seguito dell emergenza gas dello scorso inverno, rappresentano un fattore di criticità che desta preoccupazione in relazione alla capacità di coprire nel breve termine la domanda di gas. Come ha individuato la commissione ministeriale d inchiesta istituita per fronteggiare l emergenza, la situazione venutasi a creare lo scorso inverno, che di fatto ha messo in allarme il sistema italiano del gas aprendo una fase di emergenza, ha cause strutturali che sono sostanzialmente riconducibili al declino della produzione nazionale, ma soprattutto al deficit delle infrastrutture finalizzate all approvvigionamento del gas e all insufficiente disponibilità di stoccaggio; il tutto aggravato dalla concomitante rapida crescita dei consumi di gas [18]. Inoltre, se consideriamo quanto sia strategicamente importante avere un margine sufficientemente ampio tra capacità infrastrutturale e domanda, tanto da poter garantire anche eventuali picchi stagionali di domanda o interruzione di flussi (si ritiene che la capacità ottimale sia pari alla capacità minima necessaria aumentata del 20%)[10], la crescente domanda di gas che caratterizzerà i prossimi anni rende necessario un potenziamento della rete infrastrutturale esistente. Le azioni previste per fronteggiare questa necessità sono sostanzialmente proiettate in due direzioni: realizzazione di nuovi gasdotti e potenziamento di alcuni già esistenti (sono progetti ritenuti prioritari anche dalla Commissione Europea e riguardano lo sviluppo delle grandi dorsali di importazione europea da Russia, Nord Africa e Medio Oriente) realizzazione di nuovi terminali di rigassificazione del GNL (ritenuti da più parti indispensabili sia per garantire diversificazione e maggior flessibilità delle fonti di approvvigionamento sia per contribuire alla sicurezza dell offerta) 29

Per meglio valutare lo sviluppo che va assumendo il sistema nazionale di approvvigionamento di gas naturale in Italia nelle Tabelle 1a e 1b vengono riassunte le infrastrutture di importazione di gas naturale suddivise in gruppi in funzione di tipologia e stato di avanzamento. Per ogni infrastruttura esistente o in progettazione viene riportata una capacità di trasporto, intesa come capacità nominale annua di trasporto o rigassificazione. Tabella 1a Situazione delle infrastrutture nazionali di importazione di gas naturale INFRASTRUTTURE ESISTENTI Punto di ingresso Gasdotto TAG (Austria-Italia) - Tarvisio Gasdotto TRANSITGAS (Svizzera Italia) Passo Gries Gasdotto TRANSMED (Tunisia-Italia) Mazara del Vallo Gasdotto GREEN STREAM (Libia-Italia) - Gela Gorizia Terminale GNL - Panigaglia capacità nominale di trasporto o di rigassificazione (miliardi m 3 /anno) 32.2 a 21 a 29.4 a 8.3 a 0.73 a 3.6 b INCREMENTO CAPACITA PREVISTO Potenziamento TAG (2008-2009) Potenziamento TRANSMED (2008-2009) Nuovo terminale GNL Porto Levante (Rovigo) offshore (2008) GALSI (> 2010) IGI (> 2010) 6.5 c 6.5 c 8 d 8 e 8 d a fonte: Relazione annuale AEGG 2006; dato calcolato sulla base del dato di capacità giornaliera conferibile b 17500 m 3 liq/giorno per 340 giorni/anno per 600 c fonte: Relazione annuale AEGG 2006 d fonte: Prospettive di sviluppo delle infrastrutture di approvvigionamento e stoccaggio del gas naturale Ministero Sviluppo Economico, giugno 2006 e Il Sole 24 Ore, 17 novembre 2006 30

Tabella 1b Progetti terminali GNL [10] PROGETTI TERMINALI GNL capacità di rigassificazione (miliardi m 3 /anno) Brindisi 8 Al largo della costa tra Livorno e Marina di Pisa 3.5 Rosignano Marittimo (LI) - onshore 8 Gioia Tauro (RC) 12 Taranto 8 Zaule (TS) 8 Trieste - offshore 8 Rada di Augusta (SR) fino a 12 Porto Empedocle (AG) fino a 12 d Ravenna - offshore 8 Una visione d assieme di tutte le infrastrutture viene infine riportata nella Figura 2. Dal confronto tra i dati relativi alle previsioni di domanda e quelli relativi all offerta, in termini di volumi di gas naturale potenzialmente importabili sulla base dei progetti presentati, è quindi possibile ricavare la prospettiva schematizzata nella Tabella 2. Tabella 2 - Stima dell evoluzione della capacità di importazione nazionale (miliardi m 3 ) 2006 2010 2015 2020 Domanda (min-max) miliardi Sm 3 /anno 88* 91-96 98-106 101-120 Produzione nazionale 11* 8* 6* 4* Capacità da impianti esistenti 87* 87 87 87 Potenziamento TAG e Transmed, GNL Rovigo (2008) 21 21 21 IGI, GALSI (>2010) 16 16 Capacità di importazione totale* 87 108 124 124 * fonte: Prospettive di sviluppo delle infrastrutture di approvvigionamento e stoccaggio del gas naturale Ministero Sviluppo Economico, giugno 2006 31

Figura 2 Sviluppo delle infrastrutture di importazione di gas naturale- Elab. da [20] da Olanda e Norvegia dalla Russia TRANSITGAS attraversa il territorio svizzero da Wallbach fino a Passo Gries e si connette al sistema TENP per l importazione di gas olandese e con la rete di trasporto proveniente dalla Francia per l importazione di gas norvegese TAG attraversa l Austria da Baumgarten, nei pressi del confine tra Austria e Repubblica Slovacca fino a Tarvisio per importazione di gas proveniente dalla Russia IGI Interconnection Grecia-Italia che si collega al sistema Grecia-Turchia realizzando una dorsale di trasporto in Grecia con accesso alle riserve del Caucaso e del Caspio TERMINALI GNL operativi autorizzati allo studio GALSI dall Algeria raggiungerà le coste della Toscana passando attraverso la Sardegna Nel contempo verrà realizzata la metanizzazione della Sardegna, regione finora esclusa dal sistema gas TRANSMED (TTPC/TMPC) il sistema TTPC attraversa il territorio tunisino dalla frontiera con l Algeria fino a Capo Bon sul Canale di Sicilia, dove si connette con il sistema TMPC, il quale attraversa il Canale di Sicilia da Capo Bon a Mazara del Vallo per l importazione di gas algerino GREENSTREAM gasdotto di collegamento Libia-Italia dall Algeria 32

Alla luce della tempistica indicata in fase di progettazione per le nuove infrastrutture e sulla base del piano [19] messo a punto dal Ministero dello Sviluppo Economico per fronteggiare l emergenza gas, è dunque ipotizzabile che la fase di emergenza apertasi lo scorso inverno durerà ancora altri due inverni e solo nel 2008 si registrerà un considerevole aumento della capacità delle infrastrutture nazionali di importazione di gas grazie al previsto potenziamento dei gasdotti in entrata a Tarvisio (TAG) e Mazara del Vallo (TRANSMED) e al terminale GNL Rovigo. Successivamente, un ulteriore sviluppo sarà garantito dai gasdotti IGI e GALSI, attualmente in studio di fattibilità, per i quali è ragionevole supporre la loro operatività dopo il 2010. In questo contesto, soprattutto nell ottica di poter disporre di volumi di gas adeguati a coprire le importazioni previste e allo stesso tempo in grado di garantire sicurezza delle forniture anche in un ipotesi di forte crescita della domanda, un contributo fondamentale alla struttura e alla capacità di approvvigionamento del gas naturale lo possono portare i terminali GNL. La realizzazione di nuovi terminali di rigassificazione, peraltro sostenuta nel già citato Piano del MSE, oltre a contribuire alle importazioni potrebbe avere significativi aspetti strategici. Tuttavia al momento non è possibile quantificare il contributo del GNL alle importazioni di gas, e soprattutto proporre una tempistica (in ogni caso nella migliore delle ipotesi i primi potranno essere operativi non prima del 2008). Sono molti infatti i progetti allo studio, ma su alcuni permangono ancora incertezze, altri trovano forti opposizioni locali, altri ancora sono in una fase istruttoria, ma la realizzazione, anche solo parziale delle infrastrutture proposte, incrementerebbe la capacità di importazione in modo consistente, e porterebbe l offerta complessiva a valori molto superiori alla domanda interna. In tal caso l Italia, sfruttando la favorevole posizione geografica e soprattutto l interconnessione del suo mercato del gas con quello europeo, potrebbe trasformarsi da Paese importatore netto a Paese di transito, vero e proprio hub per i mercati internazionali. Del resto l idea che l Italia possa diventare uno snodo energetico è visto da molti operatori del settore e addetti ai lavori come una grande opportunità, soprattutto in relazione alle esigenze che si prospettano per l Europa. 33

e.3 - Lo stoccaggio Considerando l insieme dei siti di stoccaggio gestiti dalle due società operanti nel settore (Figura 3), per l anno termico 2004-2005 il sistema di stoccaggio nazionale ha fornito complessivamente una disponibilità in termini di spazio pari a 12.8 miliardi Sm 3 ; di questi 5.1 miliardi Sm 3 rappresentano la quota riservata allo stoccaggio strategico, mentre 7.7 miliardi Sm 3 costituiscono la disponibilità per i servizi stoccaggio minerario e di modulazione. La massima disponibilità di punta giornaliera in erogazione è di circa 252 milioni Sm 3 [17]. Figura 3 Siti di stoccaggio nazionali [20] stogit edison Per quanto riguarda il potenziamento della capacità di stoccaggio nella Tabella 3 vengono riportati i nuovi impianti di stoccaggio e il potenziamento di quelli esistenti. Si deve inoltre rilevare che il Ministero dello Sviluppo Economico, con un comunicato dello scorso settembre, ha avviato la procedura per la conversione in stoccaggio di gas naturale di cinque giacimenti in fase avanzata di coltivazione. I siti in questione sono: Bagnolo-Mella (Lombardia), Piadina (Lombardia), Rapagnano (Marche), Romanengo (Lombardia), San Benedetto del Tronto (Marche). 34

La produzione cumulativa totale dei cinque siti è superiore ai 3 milardi di m 3 ; tuttavia la capacità dei futuri impianti di stoccaggio (generalmente pari al 30 40% della produzione cumulativa) dipenderà dai progetti realizzati [20]. Tabella 3 - Nuovi impianti di stoccaggio e potenziamento degli esistenti [10] Denominazione working gas (miliardi m 3 ) operatore Concessione di stoccaggio non operative Alfonsine (Emilia Romagna) 1.65 Stogit spa Bordolano (Lombardia) 1.1-1.5 Stogit spa Livelli di stoccaggio non operativi inclusi in concessioni conferite Fiume Trieste (Abruzzo/Molise) 0.6 Stogit spa Esercizio dello stoccaggio a pressioni superiori a quella originaria Settala (Lombardia) Concessioni da conferire 1.6 (di cui 0.4 per esercizio P>Pi) Stogit spa Cornegliano (Lombardia) 0.6 1.0 Ital gas Storage srl San Potito e Cotignola ( Emilia Romagna) 0.9 Edison Stoccaggio spa Cugno Le Macine e Serra Pizzuta (Basilicata) 0.7 Sinarca (Molise) 0.3 Rivara (Emilia Romagna) 3.0 società da costituire da Geogas srl Gas Plus Storage srl (60%) Edison Stoccaggio (40%) Indipendent Gas Management srl Nell ottica vista precedentemente di un potenziamento e sviluppo delle infrastrutture di trasporto e importazione di gas, l ampliamento della capacità di stoccaggio, intervento ritenuto prioritario anche dalla Commissione Europea, riveste un ruolo strategico in quanto, oltre a garantire la sicurezza di cui si diceva prima, potrebbe incrementare anche le opportunità commerciali. Di fatto, come segnalato anche dall AEEG, infrastrutture fisiche di stoccaggio adeguate ai volumi di gas naturale in gioco costituiscono un presupposto essenziale affinché l Italia diventi una base di scambio per i mercati internazionali. 35

Riferimenti bibliografici [1] Natural Gas Information 2005 IEA [2] Previsione di domanda energetica e petrolifera italiana 2006-2020 Unione Petrolifera [3] International Energy Outlook 2005, Energy Information Administration [4] Atti convegno OMC L import-export di gas naturale nell area mediterranea: il ruolo dell Italia, Ferrara, 24/03/06 [5] European Energy and transport Trend to 2030, Appendix 2 Summary energy balances and indicators - Commissione Europea, 2003 [6] Annual report 2004-2005, Eurogas [7] Atti IEA Workshop - High-Level Conference on Regulation of Natural Gas Markets, Parigi 26 gennaio 2006 [8] Scenario tendenziale dei consumi e del fabbisogno al 2020 Ministero Attività Produttive, DGERM, aprile 2005 [9] E. Curcio, Il mercato del gas naturale in Italia al 2020, convegno AIEE [10] Prospettive di sviluppo delle infrastrutture di approvvigionamento e stoccaggio di gas naturale, Ministero dello Sviluppo Economico, giugno 2006 [11] Assessment of internal and external gas supply options for the EU, evaluation of the supply, evaluation of the supply costs of new natural gas supply projects to the EU and an investigation of related financial requirements and tools - Observatoire Mediterraneen de l Energie, 2001 [12] S. Dorigoni, Economia delle fonti rinnovabili, n.2, 2004 [13] LNG Journal, agosto 2006 [14] Natural Gas Market Review 2006 IEA [15] Comunicazione della commissione al consiglio e al Parlamento Europeo sullo sviluppo della Politica energetica per l Unione Europea ampliata con i Paesi vicini e partner, Bruxelles, 13 maggio 203 [16] AEGG Comunicato stampa, 5 giugno 2006 [17] AEGG Relazione annuale 2005 [18] AEGG Relazione annuale 2006 36

[19] Come uscire dall emergenza gas, come affrontare l emergenza gas Ministero dello Sviluppo Economico, 22 giugno 2006 [20] G. Dialuce, La domanda e l offerta del gas naturale Seminario AIEE, 21febbraio 2006 [21] Staffetta Quotidiana, 26 settembre 2006 37

CAPITOLO 2 Nuovi progetti di esportazione di GNL a. Aspetti generali b. Paesi già presenti sul mercato del GNL c. Paesi emergenti sul mercato del GNL Riferimenti bibliografici 38

a Aspetti generali Il crescente interesse che a livello mondiale viene manifestato per il GNL, può essere ricondotto in prima battuta all evoluzione tecnologica che ha consentito nel corso degli anni di operare un efficace riduzione dei costi in tutti i segmenti della filiera, tanto da rendere questa modalità di trasporto del gas naturale, fino ad oggi limitata a mercati con specifiche esigenze, competitiva con il trasporto via metanodotto. Altri vantaggi specifici [1] per il mercato del gas sono sostanzialmente: maggiore flessibilità delle fonti di approvvigionamento e dei punti di consegna (in parte dovuta alla mancanza di un legame fisico tra produttore e consumatore che viene invece a crearsi con un gasdotto) possibilità di ampliare e diversificare le fonti di approvvigionamento in modo da garantirne la sicurezza e, allo stesso tempo, poter usufruire di condizioni vantaggiose in termini di prezzi possibilità di sviluppare e sfruttare risorse altrimenti irraggiungibili, aspetto particolarmente importante in un contesto di graduale allontanamento dei giacimenti di produzione L industria del GNL ha mostrato una velocità di espansione considerevole ed ha ormai raggiunto dimensioni rilevanti. A livello mondiale negli ultimi cinque anni i flussi commerciali sono aumentati del 29% (+40 miliardi di m 3 ) [2]. I paesi del bacino Asiatico, come evidenzia la Figura 1, continuano a rappresentare i principali mercati di riferimento; il solo Giappone importa oltre il 40% dei volumi complessivi di GNL commercializzato, mentre a livello europeo Spagna (circa il 12%) e Francia (7 %) rappresentano i mercati che assorbono i maggiori volumi di GNL [3]. 39