Ambiente

lunedì 15 ottobre 2007

Autorità per l’ energia elettrica e il gas Audizione alla Camera dei Deputati X Commissione Attività Produttive, Commercio e Turismo. Problematiche relative all’ autosufficienza ed alla sicurezza del sistema gas naturale in Italia

Autorità per l’energia elettrica
e il gas Audizione alla Camera dei Deputati X Commissione Attività Produttive,
Commercio e Turismo. Problematiche relative all’autosufficienza ed alla
sicurezza del sistema gas naturale in Italia

Memoria presentata dal Presidente
dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas Dott. Ing. Alessandro Ortis. Roma,
3 Ottobre 2007

Signor Presidente,

Onorevoli Deputati,

desidero
innanzitutto ringraziare la
Commissione per aver voluto ascoltare l’Autorità per l’energia
elettrica e il gas sul tema, assai delicato, dell’emergenza gas e sulle
possibili azioni da intraprendere per contrastarla.

Nel passato tale emergenza è
stata affrontata con procedure tendenti a tamponare gli squilibri nel breve
periodo; esse vanno integrate urgentemente da soluzioni a carattere strutturale
ed a valenza temporale di più lungo termine. Infatti
altre soluzioni da adottare nell’immediato, e che ci mettano al riparo da
future difficoltà, non sono praticabili. È utile ricordare che in Italia: i)
dal 1990 al 2006 la domanda di gas è cresciuta ad un tasso medio del 3.7%/anno
e le previsioni per i prossimi 10-20 anni sembrano confermare incrementi annui
superiori al 2%; ii) la produzione nazionale di gas ha cominciato a calare
dalla seconda metà degli anni ’90, con un decremento annuale del 5,5% dal 1995
al 2006, mentre nello stesso periodo l’importazione è cresciuta al tasso del
7,5%/anno.

Bilanciamento domanda – offerta

Per valutare le criticità del
sistema gas italiano è necessario analizzare il bilanciamento della domanda e
dell’offerta non solo a livello annuale ma anche giornaliero, in quanto la
domanda di gas naturale è molto variabile in funzione delle esigenze di
riscaldamento civile. Pochi dati sono necessari per tale valutazione.

L’offerta massima a livello
giornaliero è pari alla somma delle capacità di importazione e di produzione
nazionale, nel complesso circa 280 milioni di metri cubi al
giorno (Mmc/g), nonché della capacità tecnica di erogazione dello stoccaggio,
circa 270 Mmc/g. Tuttavia tale offerta massima, pari quindi a circa 550 Mmc/g,
si realizza solo nel momento in cui gli stoccaggi sono completamente pieni. Infatti l’offerta del sistema degli stoccaggi declina
rapidamente in funzione del grado di utilizzo degli stoccaggi stessi.

Poiché in inverno la domanda di
gas naturale nei giorni feriali (nei quali è più elevato il consumo del settore
elettrico e dell’industria) è mediamente superiore di circa 80 Mmc/g alla
attuale capacità di produzione e importazione, il ricorso agli stoccaggi è
indispensabile in modo sistematico e non occasionale, e quindi al termine di un
inverno mediamente freddo l’offerta da stoccaggi si
riduce a circa 120 Mmc/g. Complessivamente quindi l’offerta massima a fine
inverno può scendere ai 400 Mmc/g, mentre la domanda può ancora raggiungere
punte superiori ai 450 Mmc/g in caso di freddo

particolarmente
intenso.

Appare quindi evidente che, in
caso di punte di freddo intenso alla fine della stagione invernale, l’attuale
sistema dell’offerta non è in grado di fronteggiare compiutamente la domanda.
Naturalmente le iniziative molto opportunamente poste già in atto dal Governo,
quali la massimizzazione delle importazioni sin da novembre e il sistema di
interrompibilità della domanda industriale, consentono di mitigare il rischio,
essendo finalizzate a preservare la capacità dello stoccaggio e quindi ad
erogare una offerta adeguata anche alla fine del
periodo invernale.

Ma è altrettanto evidente che in
questa situazione se ai rischi del clima si sommassero
altre cause di riduzione dell’offerta invernale, quale ad esempio
l’interruzione accidentale delle importazioni da uno dei principali metanodotti
(che hanno capacità dell’ordine degli 80 Mmc/g), il sistema potrebbe non essere
in grado di far fronte alla domanda.

Dai dati illustrati si evince che
un sistema del gas adeguato alla attuale domanda dovrebbe disporre di almeno
130 Mmc/g aggiuntivi di offerta; questo è un valore molto rilevante se
confrontato con gli investimenti in corso. Basti considerare che il
rigassificatore di Rovigo apporterà appena 25 Mmc/g aggiuntivi, mentre gli
ancora attesi potenziamenti dei metanodotti da Russia e Algeria contribuiranno
nel complesso per circa 35 Mmc/g.

Infrastrutture, sicurezza e
adeguatezza

La situazione di deficit
infrastrutturale è quindi con tutta evidenza grave e duratura,
visto che altre realizzazioni ( nuovi stoccaggi, rigassificatori e nuovi
metanodotti) sono attualmente incerte e comunque spostate nel tempo, mentre è
previsto che la domanda di punta continui a crescere ad un ritmo di almeno 10
Mmc/g all’anno.

Occorre quindi con urgenza aprire
un secondo fronte nella lotta all’emergenza, il più importante, quello
strutturale: nuova capacità attraverso il potenziamento dei gasdotti,
indipendenza della rete di trasporto del gas, costruzione di nuovi
rigassificatori, significativo potenziamento degli stoccaggi.

Da un lato, quindi, dovremo
ancora assumere, come da due anni a questa parte, misure tempestive atte a
mettere al riparo il sistema e gli utenti finali da rischi immediati,
dall’altro dobbiamo attrezzarci con celerità per affrontare la vera sfida, che
è quella di incidere alla radice del problema con misure strutturali. Esse,
comunque, dispiegheranno i propri effetti non prima di
un triennio e sul rischio emergenza peserà ogni giorno di ritardo.

A titolo di esempio concreto di
quanto la soluzione dell’emergenza vada cercata nello
sblocco delle infrastrutture, mi limiterò a citare il caso della Gran Bretagna,
che si è trovata solo due inverni fa ad affrontare una grave crisi negli
approvvigionamenti – anche se generata da cause diverse. Ebbene, dopo
l’emergenza sono stati attuati investimenti in gasdotti, rigassificatori e
stoccaggi ed il prossimo inverno è prevista una ulteriore
maggiorazione di 70 Mmc/g rispetto a quanto fatto in più dallo scorso anno. Già
nei primi mesi di quest’anno gli operatori pubblicizzavano ribassi nelle
forniture determinati dalla nuova capacità rapidamente realizzata.

Da tempo l’Autorità per l’energia
va sottolineando, anche con segnalazioni al Parlamento e al Governo, l’urgenza
di assicurare al sistema produttivo e agli utenti finali un mercato del gas in
grado di garantire sia la continuità che l’economicità delle forniture, con
un’offerta capace non solo di seguire la dinamica della domanda (in costante
crescita), ma di anticiparla proattivamente con un "fisiologico"
eccesso di offerta; eccesso presente in tutti i settori veramente competitivi,
e senza il quale nessun mercato può definirsi concorrenziale ed espletare la
propria funzione calmierante sui prezzi. E’ infatti
evidente che solo una situazione infrastrutturale di piena sicurezza può
supportare lo sviluppo di un compiuto mercato concorrenziale.

Il settore del gas naturale versa
in una condizione critica da entrambi i suddetti punti di vista: la sicurezza e
l’adeguatezza degli approvvigionamenti appaiono da anni a rischio e, anche in conseguenza
di ciò, la concorrenza non ha maturato una dinamica tale da garantire vantaggi
per i clienti finali.

Per di più, è necessario
considerare che anche alla maggior parte del fabbisogno interno di energia
elettrica si fa fronte con centrali alimentate a gas naturale; pertanto, le
"strozzature" strutturali nel sistema del gas determinano forti
impatti sul sistema elettrico, vanificando in parte gli effetti positivi, in
termini di sicurezza e di prezzi, ottenuti grazie alla liberalizzazione del
settore elettrico.

Criticità e relative cause

Per individuare gli interventi
necessari per fronteggiare in modo strutturale la critica situazione del
settore del gas naturale non si può prescindere anche da un’analisi delle cause
che la hanno determinata.

Non c’è dubbio che, lato domanda,
poco è stato fatto nel passato per contenere il tasso di crescita del metano,
sia negli usi finali che in quello elettrico. Negli usi finali, civili od
industriali, solo negli ultimi anni si è rilanciata un’azione per l’uso
efficiente dell’energia che tuttavia, per avere effetti consistenti, dovrà
essere proseguita e rafforzata. Nel settore elettrico il tumultuoso sviluppo
delle nuove ed efficienti centrali a ciclo combinato non è stato accompagnato
da un adeguato sviluppo anche delle altre tipologie produttive, rinnovabili e
convenzionali.

Lato offerta
gas, accanto al rapido declino della produzione nazionale, quasi nessuna delle
pur numerose iniziative per la realizzazione di nuove infrastrutture di
approvvigionamento o stoccaggio si è concretamente attuata. A questo proposito,
è di queste ore la pubblicazione in Gazzetta Ufficiale delle Misure urgenti in
materia di finanza pubblica, di sviluppo ed equità sociale, il cui articolo 46
prevede alcune semplificazioni nella costruzione e l’esercizio di terminali di
rigassificazione di GNL, situati anche al di fuori dei siti industriali. Si
tratta di misure che costituiscono certamente un primo passo avanti, ma dalle
quali non possiamo aspettarci la pienasoluzione delle criticità attuali o una
forte accelerazione nella costruzione di nuove infrastrutture di adduzione.

Certamente un ruolo importante,
in questo stallo di investimenti, è quello delle opposizioni locali, problema
sul quale è opportuno intervenire non attraverso meccanismi di semplice imposizione ma attraverso regole che coinvolgano il territorio
non solo in termini di responsabilità, ma anche di convenienze e penalizzazioni
conseguenti alle decisioni assunte. Tuttavia ridurre il problema della scarsità
degli investimenti a quello delle opposizioni locali è una semplificazione che
non rappresenta compiutamente la realtà.

Anche nel settore elettrico fino
a pochi anni or sono si attribuiva la scarsità degli investimenti solo a
problemi locali, salvo poi veder emergere il più imponente programma
realizzativo d’Europa. Naturalmente quello che è successo non è dovuto al fatto che nel settore elettrico,
improvvisamente, ogni problema locale sia stato risolto; prova ne sia che in
alcune località gli operatori hanno rinunciato agli investimenti. In realtà nel
settore elettrico si sono realizzate le condizioni sufficienti per l’ingresso
di nuovi operatori, ovvero:

una rete
di trasporto indipendente; l’imparzialità dell’accesso alla rete e della
gestione del dispacciamento è garantita da un soggetto, Terna, che non ha alcun
conflitto di interessi con i produttori, mentre nel gas questi servizi
essenziali sono erogati da Snam Rete Gas che è posseduta da ENI, il principale
concorrente di eventuali nuovi entranti; l’imparzialità è affidata solo al
controllo ex post dell’Autorità e dell’Antitrust (che possono sanzionare, come
già avvenuto in vari casi, ma non impedire ex ante comportamenti
anticoncorrenziali);

un
mercato organizzato (borsa elettrica) indipendente; il Gestore del Mercato
Elettrico, società pubblica, gestisce il mercato il cui esito è alla base del
dispacciamento effettuato da Terna; nel gas è impossibile realizzare un mercato
organizzato credibile (la borsa del gas) in quanto il suo esito dovrebbe essere
oggi necessariamente gestito da Snam Rete Gas, un’azienda controllata da uno
dei concorrenti in gioco, per giunta il dominante.

Se queste caratteristiche del
settore elettrico non verranno riprodotte anche in
quello del gas difficilmente si potrà assistere ad un consistente rilancio
degli investimenti.

Nel settore del gas esistono
peraltro condizioni aggiuntive connesse al fatto che l’Eni non solo è
l’operatore dominante in tutte le attività della filiera, ma controlla anche
tutte le infrastrutture estere di accesso al mercato italiano. Infatti:

i nuovi
entranti dipendono dall’Eni o in ragione dell’approvvigionamento del gas, sul
quale riconoscono a quest’ultimo un significativo mark up sulle cessioni oltre
confine, o almeno in ragione degli indispensabili servizi (trasporto all’estero
e in Italia, stoccaggio) per operare nel mercato;

la
capacità di stoccaggio, quasi interamente dell’ENI (Stogit), difficilmente può
essere sviluppata senza regolare con più efficacia l’utilizzo dei giacimenti
esauriti, anch’essi nella quasi totale disponibilità dell’ENI.

Sono infine da menzionare nel
settore del gas altre criticità connesse alla ancora eccessiva numerosità delle
concessioni di distribuzione; in particolare:

le gare
ad evidenza pubblica per la concessione della licenza di distribuzione di gas
naturale pongono eccessiva enfasi sul corrispettivo dovuto dal gestore del
servizio al Comune concedente, piuttosto che garantire il rispetto di chiari e
precisi vincoli in materia di investimenti e qualità dei servizi;

salvo
che in alcune limitate aree urbane del Paese, non si sono sviluppati soggetti
con strategie atte a contendere il mercato civile; conseguentemente i clienti
domestici si trovano spesso nella condizione di non potere operare un’effettiva
scelta del proprio fornitore, che continua generalmente ad essere l’attuale
monopolista locale;

non
esistono in tutti gli ambiti territoriali misure adeguate per proteggere i
clienti finali caratterizzati da situazioni di disagio economico; la normativa
attuale, che prevede che i comuni possano applicare, alle forniture di metano,
un sovrapprezzo da destinarsi a vantaggio dei consumatori più disagiati, è
utilizzata in misura ancora marginale.

Interventi a carattere
strutturale

Per far fronte
in modo strutturale alle criticità del settore del gas naturale è quindi
necessario un intervento radicale basato prioritariamente al perseguimento di
tre condizioni: a) una capacità di stoccaggio proporzionata alle esigenze del
sistema (sia in termini di sicurezza che di sviluppo della concorrenza); b )
una rete di trasporto di maggiore capacità ed indipendente; c ) un celere e
significativo potenziamento delle infrastrutture di interconnessione con
l’estero della rete nazionale, anche in funzione di una diversificazione dei
Paesi produttori/fornitori, attraverso nuovi gasdotti e almeno 4
rigassificatori iniziali.

Stoccaggio

La capacità di stoccaggio
disponibile, quasi interamente del Gruppo ENI, risulta essere largamente
insufficiente a soddisfare interamente la domanda: nell’anno termico 2007/2008
è rimasta insoddisfatta una domanda di spazio di stoccaggio per la
"modulazione" dei clienti civili pari a circa il 31% della capacità
disponibile e un’ulteriore domanda per la "modulazione" di clienti
diversi da quelli civili pari a circa il 32% della capacità disponibile.

Come già sottolineato nella
nostra recente Segnalazione a Parlamento e Governo del 24 luglio scorso, negli
ultimi anni non è entrato in esercizio alcun nuovo campo di stoccaggio, malgrado il Ministero dello Sviluppo economico: abbia già
selezionato alcuni giacimenti in terraferma (in fase di avanzata coltivazione,
suscettibili di essere tecnicamente ed economicamente adibiti a stoccaggio);
abbia provveduto da tempo ad avviare i procedimenti amministrativi per giungere
(al termine della procedura di verifica ambientale) all’assegnazione agli
operatori interessati di quattro concessioni (per una capacità complessiva di
stoccaggio pari a circa 2,5 miliardi di metri cubi); abbia, per altri cinque
campi, avviato le procedure per l’individuazione degli operatori assegnatari.

Inoltre la stessa attuale
capacità di stoccaggio si ridurrà ulteriormente già dal prossimo inverno, per
il venir meno, almeno parzialmente, di alcune capacità già autorizzate e che avrebbero garantito almeno il mantenimento di tutte le
disponibilità esistenti.

Questo scenario si verifica in un
contesto nel quale sarebbe tecnicamente ed economicamente fattibile in pochi
anni un sostanziale raddoppio delle capacità di stoccaggio.

L’inerzia di STOGIT, la società
dell’ENI che opera nello stoccaggio, non può essere imputabile né a scarsità di
risorse economiche, visto che le tariffe le consentono da anni cospicui utili
sistematicamente destinati per la quasi totalità a dividendi, né a scarsità di
risorse tecniche, visto che l’ENI gestisce impianti di ben maggiore complessità
impiantistica, né a scarsità di occasioni di investimento, dato che l’ENI
dispone di quasi tutti i giacimenti esauriti o in via di
esaurimento destinabili a stoccaggio. Lo stesso recente piano di
investimenti presentato da Stogit, in larga parte basato ancora solo su
interventi gestionali, appare di dimensione decisamente inadeguata alle
esigenze del Paese. Ne deriva chiaramente che l’inerzia è imputabile ad altre
motivazioni, di strategia di mercato dell’ENI.

Rete di trasporto

Come già evidenziato anche
dinanzi a questa Commissione, la rete di trasporto e di importazione, quasi
interamente in mano ad Eni, tende a mantenere il livello dell’offerta agli
stessi livelli della domanda, senza favorire lo scostamento delle dinamiche
commerciali dall’andamento dei flussi fisici e, in prospettiva, la nascita di
un mercato di libero scambio sul modello del rodato mercato elettrico.

Già nel febbraio 2006 la Commissione Attività
Produttive della Camera dei deputati, nelle conclusioni della propria Indagine,
aveva ravvisato come occorresse "garantire un
accesso ai terzi e un utilizzo neutrale delle infrastrutture di trasporto e di
stoccaggio, attraverso la separazione, anche proprietaria, tra l’operatore
dominante e gli operatori (Snam e Stogit) che gestiscono in regime di
sostanziale monopolio la rete di trasporto e degli stoccaggi."

Alle medesime conclusioni si era
giunti nell’ambito dell’indagine congiunta condotta nel 2004 dall’Autorità per
l’energia elettrica e il gas e l’Autorità garante per la concorrenza e il
mercato; in essa "si auspica la cessione da parte
di Eni delle quote di capitale sociale detenute in Snam Rete Gas e dell’intera
partecipazione detenuta in Stogit. Esito di tale processo dovrebbe essere la
creazione di un Independent System Operator (ISO) che detiene e gestisce le
infrastrutture di trasporto e di stoccaggio. Questa misura sembra necessaria,
inoltre, per superare i problemi regolatori e competitivi connessi alla
verifica delle condotte delle attuali società (Snam Rete Gas e Stogit) rispetto
ai terzi, e per la corretta creazione di incentivi al potenziamento delle
infrastrutture di trasporto e di stoccaggio."

Fortemente confortano, sotto
questo aspetto, le recentissime proposte legislative della Commissione europea
che fanno seguito anche a quanto affermato dal Parlamento Europeo. Tra le
misure proposte spicca infatti la decisa preferenza
per l’unbundling proprietario nella trasmissione e trasporto dell’energia, come
via primaria per dare nuova spinta al mercato e alla concorrenza.

La terziarizzazione della rete di
trasporto gas non può considerarsi un indebolimento dell’Eni, così come la
terziarizzazione, già realizzata, della rete elettrica non ha certo
ridimensionato la vitalità dell’Enel.

Da quanto evidenziato emerge con
chiarezza come la nostra richiesta, più volte reiterata,
di una separazione proprietaria della rete e degli stoccaggi dall’operatore
dominante (così come da ogni produttore o venditore, della UE o non, a monte od
a valle della filiera) non sia un estremismo teorico ma una pragmatica ed
urgente esigenza; la situazione sta dimostrando che senza una rete indipendente
non si crea un clima di fiducia negli investitori e negli operatori
utilizzatori, non si realizzano proattivamente infrastrutture, non si offre
quel minimo sovradimensionamento di capacità infrastrutturale che, in qualunque
mercato, è condizione necessaria per promuovere una competizione efficiente e
che avvantaggi i consumatori.

Potenziamento delle
interconnessioni

Dal 2000 ad oggi è stato
realizzato solo il gasdotto Greenstream dalla Libia, per un maggiore apporto
pari a 8 miliardi di mc. I potenziamenti del TAG (dalla Russia via Austria, per 6,5 miliardi di mc) e TTPC (dall’Algeria
via Tunisia, per altri 6,5 miliardi di mc) sono in corso e dovrebbero essere
operativi tra il 2008 e il 2009.

Occorre, peraltro, segnalare che
il rispetto dei termini previsti dall’accordo di ENI/Commisione Europea per il
potenziamento del TAG è fortemente a rischio per ritardi imprevisti nelle
procedure autorizzative in Austria.

Inoltre, per garantire la
sicurezza della fornitura, contenendo la dipendenza dalle importazioni dalle
tradizionali (soprattutto d a Russia ed Algeria), appare indispensabile
diversificare gli approvvigionamenti di gas sotto il profilo sia geografico che
tipologico (ad esempio gas liquefatto via nave e proveniente da mercati non
ancora adeguatamente accessibili per il nostro Paese). Perciò
i terminali di rigassificazione rappresenterebbero un’importante opportunità,
già individuata in molti Paesi, per: attenuare le barriere all’entrata di nuovi
players; limitare il potere di mercato dell’operatore dominante; diversificare
geograficamente e tipologicamente le fonti di approvvigionamento.
Sfortunatamente questa strada non è stata intrapresa con la dovuta tempestività
e convinzione in Italia, dove l’unico terminale di rigassificazione attivo è
quello del Gruppo ENI, a capacità limitata, di Panigaglia, che contribuisce per
una quota inferiore al 5% delle importazioni.

Costi economici, ambientali e
sociali dell’emergenza

In tale situazione il Governo ha dovuto intervenire negli anni scorsi con misure urgenti
ed eccezionali per far fronte alle emergenze e ai rischi di black-out.
Peraltro, superata l’emergenza, tende anche a smarrirsi la generale percezione
dell’onerosità, in termini ambientali ed economici, delle misure stagionali
adottate. Negli scorsi anni, per garantire la copertura del
fabbisogno, sono stati adottati provvedimenti finalizzati a contenere i consumi
di gas: massimizzando l’utilizzo dell’olio combustibile nelle centrali
termoelettriche anche con deroghe ai limiti di emissione previsti dalla
normativa ambientale; riducendo le temperature ed i periodi di riscaldamento
nelle abitazioni; attivando contratti di fornitura interrompibile con
conseguenti ulteriori costi per la collettività. A titolo di esempio si
consideri che, durante l’ultima emergenza gas, sono stati
riconosciuti alla sola Enel circa 66 milioni di euro a titolo di reintegrazione
dei maggiori oneri sostenuti per l’utilizzo degli impianti di produzione
alimentati ad olio combustibile, con un conseguente aggravio pagato in tariffa
dai consumatori.

Le politiche di emergenza, oltre
ad obbligare gli esercenti a modificare il proprio mix produttivo verso
combustibili meno "puliti" e più costosi del gas, vincolano
l’Autorità ad adeguare le proprie deliberazioni in
materia, intaccando anche la stabilità regolatoria indispensabile per il
mercato.

Conclusioni

L’esperienza degli scorsi
inverni, la mancata disponibilità per l’inverno prossimo di ulteriori capacità
di importazione da gasdotti e rigassificatori, nonché la riduzione, seppur
parziale, delle attuali disponibilità di stoccaggio, sono motivo di seria
preoccupazione per l’intero sistema nazionale del gas.

Questa condizione di crisi è
aggravata dalla carenza di "nuovi entranti" in grado di promuovere
gli investimenti e rompere l’inerzia in cui versa il mercato del gas; inerzia
che non trova peraltro ragionevoli spiegazioni economiche, in considerazione
dei risultati economici e finanziari registrati dalle società del settore.

In conclusione, ci permettiamo di
sottolineare che gli elementi presentati oggi sono già stati
più volte evidenziati dall’Autorità per l’energia, così come le analisi
sul mercato del gas, che da tempo mettono in evidenza gli elementi chiave di
criticità riproposti durante questa importante e gradita Audizione.

Anche le soluzioni strutturali
necessarie sono, almeno in parte, già delineate. Si tratta di promuovere gli
investimenti e dar seguito ad alcune decisioni già prese, come quelle relative
alla terziarizzazione degli stoccaggi e della rete di trasporto gas (anche
sulla scorta del recentissimo pronunciamento della Commissione Europea), e
intervenire sollecitamente su questioni quali la certezza degli iter
autorizzativi per le infrastrutture energetiche che contribuiscano, in una
logica di lungo respiro, a garantire l’economicità, la certezza e la continuità
strategica degli approvvigionamenti e delle forniture finali ai consumatori.