Gli eventi succedutisi a livello europeo a partire dalla seconda metà del 2003, dai black-out ai rincari dei prezzi del petrolio e dei suoi derivati, pongono l'accento, qualora ce ne fosse stato bisogno, su quanto sia critico il settore energetico in rapporto all'economia di un intero Sistema Paese.

Ciò è da attribuirsi soprattutto al fatto che l'energia costituisce una commodity per sua natura destinata ad una forte domanda, cui fa fronte una difficoltà di approvvigionamento causata dalla necessità di adeguate infrastrutture di produzione, trasporto e stoccaggio. Di conseguenza, tale commodity implica investimenti di tipo "capital intensive".

Inoltre, la necessità di approvvigionamento energetico induce a sua volta uno sviluppo tecnologico sui molteplici settori coinvolti, dando vita ad un notevole indotto. Tutti gli investimenti riguardanti la filiera energetica sono soggetti, infine, a fattori geopolitici che si traducono inevitabilmente in un complesso di interrelazioni di non facile gestione.

Uno degli aspetti cruciali del settore è quello di garantire l'efficiente incontro di domanda e offerta, al fine di apportare benefici sia dal punto di vista dell'apertura dei mercati che da quello della sicurezza degli approvvigionamenti.

In questo quadro, l'Italia sta decisamente puntando su una diversificazione mirata degli investimenti e il nostro paese, anche grazie alla sua posizione geografica e al consolidato background tecnico, si prefigura tra quelli con un significativo potenziale di sviluppo. In particolare, la presa di coscienza della necessità di uno sfruttamento razionale delle risorse, la rinuncia al nucleare e la crescente opposizione ad utilizzi incrementali del carbone hanno portato ad indirizzare gli impegni di politica energetica verso uno sfruttamento crescente del gas naturale per usi civili ed industriali, tanto che a partire dalla seconda metà degli anni ottanta i tassi di crescita della domanda annuale hanno superato di gran lunga quelli delle altre fonti primarie.

Il consumo di gas nel 2003 è stato di oltre 76 miliardi di metri cubi (Gm3), in aumento del 9,3% rispetto al 2002, e le sinergie con il settore elettrico, attuali e previste, non fanno che rafforzare il trend delineato.

La piena apertura del mercato del gas naturale alla concorrenza è avvenuta il 1° gennaio 2003, con la conclusione degli adempimenti previsti dall'ordinamento nazionale per l'attuazione della Direttiva europea 98/30/CE. L'apertura effettiva del mercato sul lato della domanda (qualunque utente, anche residenziale, può scegliere il suo fornitore di gas sulla rete di distribuzione esistente) non costituisce però da sola condizione sufficiente per un'effettiva liberalizzazione del mercato. E' essenziale, anche perché confermato dalle esperienze di liberalizzazione di altri paesi, che la concorrenza si dispieghi nel modo più ampio possibile sul lato dell'offerta. Ed è ciò che si è cercato di compiere a livello europeo attraverso l'emissione della nuova Direttiva 2003/55/CE, che integra la precedente ed illustra, tra l'altro, una proposta di regolazione delle condizioni di accesso alla rete di trasmissione del gas.

Tuttavia, in controtendenza a quanto emerge da questa situazione, prospezione, ricerca e coltivazione, attività che rientrano nella produzione (upstream), hanno registrato nel territorio nazionale una flessione costante dal 1994 ad oggi.

E' chiaro come il progressivo declino produttivo dei campi maturi sia terrestri che marini e la mancata messa in produzione delle nuove risorse, in primis quelle dell'Alto Adriatico, abbiano un peso elevato su questa involuzione.

Le riserve rimanenti certe di gas nel territorio nazionale sono 164 Gm3 e quelle potenziali 218 Gm3. Tuttavia, senza un'adeguata attività di ricerca che trasformi le "potenziali" in "certe" - e considerando gli attuali livelli di produzione - l'indice di vita delle riserve certe di gas è di meno di 10 anni. Il numero di pozzi perforati esplorativi e di coltivazione, che è il dato più indicativo in materia di upstream, ha toccato nel 2002 il minimo storico degli ultimi trent'anni. Ma ancor più significativo è il crollo delle attività di esplorazione, essenziali per incrementare le riserve, e il dato relativo alle prospezioni geofisiche praticamente azzerate. Si tratta, quindi, di una situazione di crisi, accentuata da previsioni di produzione al 2010 che parlano di estrazione di gas al di sotto dei 5 miliardi di m3, contro i 14,9 miliardi del 2002 e i 20,4 miliardi del 1995.

Le cause principali di questa crisi sono il quadro normativo dell'attività di esplorazione e produzione, decisamente penalizzante, e le complicazioni burocratiche che rendono eccessivo il rischio dell'investimento in Italia. Le strutture procedimentali e i tempi previsti in teoria non differiscono da quelli di altri paesi più avanzati del mondo. Si tratta però di avere la certezza di tali tempi, uguali per tutti gli operatori, al netto degli accordi su singoli progetti, uguali per tutte le Regioni, uguali per tutte le attività previste dal programma lavori. La certezza delle procedure è particolarmente importante in quanto stiamo considerando la prospettiva di un operatore/investitore per il quale la sicurezza sui tempi di ritorno degli investimenti non è una variabile indipendente.

L'effetto di questa situazione è che molte società straniere hanno già abbandonato l'Italia e molti investimenti sono stati riconsiderati o bloccati con la conseguenza di una forte riduzione delle attività. L'upstream si pone infatti in un quadro internazionale estremamente competitivo, in cui il potere di attrazione degli investimenti di alcuni paesi è eccezionale, soprattutto per la qualità degli asset, misurata in termini di previsione di idrocarburi recuperabili. D'altro canto le riserve dei bacini sedimentari italiani - definiti "maturi" perché già abbondantemente studiati, esplorati e coltivati - presentano ancora alcuni aspetti allettanti e lo sarebbero ancor più se gli operatori, aiutati anche da nuovi "arrivi", fossero incentivati a cimentarsi in alcuni progetti ad alto rischio minerario ma con obiettivi molto interessanti. Basterebbe citare a questo proposito le alte profondità, oltre i 6000 metri, della catena siciliana e dell'Appennino - sull'esempio della Val d'Agri - e le acque profonde dell'offshore ionico.

Un recupero dell'attività per la valorizzazione delle risorse del sottosuolo interessa certamente il Paese per i suoi risvolti in materia di sicurezza degli approvvigionamenti, benefici per la bilancia dei pagamenti, attività imprenditoriale e occupazione indotta. Nel momento in cui viene lanciata la discussione sulla competitività complessiva del sistema nazionale, è fondamentale soffermarsi sulle tecnologie di trasporto del gas naturale, un settore nel quale le aziende italiane detengono posizioni di assoluto primato a livello mondiale. L'attività d'importazione rappresenta del resto la fonte di approvvigionamento più importante. L'entrata del gas naturale in Italia avviene principalmente via pipeline in tre punti di accesso alla rete nazionale: Tarvisio, Passo Gries e Mazara del Vallo da cui entra il gas proveniente rispettivamente da Russia, Nord Europa e Algeria.

Dalla figura 1 è evidente come l'importazione attraverso gasdotto sia molto forte e generalmente regolamentata da contratti rigidi di lunga durata del tipo "take or pay". Questi ultimi garantiscono sicuramente un ritorno degli investimenti per i titolari dell'infrastruttura ma sono anche causa di scarsa flessibilità del sistema e difficoltà di entrata nel mercato per piccoli e medi operatori.

Tra i gasdotti sottomarini è ormai ultimata la realizzazione del progetto Green Stream, che porterà 8 Gm3/anno di gas libico attraverso il Canale di Sicilia, mentre un secondo progetto (GALSI), ancora in fase di studio di fattibilità, prevede l'importazione di ulteriori 8 Gm3/anno di gas algerino attraverso la Sardegna, consentendo la metanizzazione dell'isola entro il 2008. Tale progetto prevede la realizzazione di due linee con diametro esterno di 24 pollici, in partenza dall'Algeria per approdare a Cagliari lungo un percorso per lunghi tratti caratterizzato da profondità superiori ai 2500 metri. Da questo punto di vista, molte sono le analogie con il Blue Stream, caratterizzato da due linee di collegamento tra le coste russa e turca del Mar Nero lunghe 390 km e completate nel 2002, che ha come operatori Gazprom ed Eni (Saipem e Snamprogetti come main contractors rispettivamente dei lavori off-shore e dei servizi di ingegneria). Ciò a conferma delle posizioni di primo piano raggiunte dalle aziende italiane nel settore.

Sono poi previsti ulteriori potenziamenti delle importazioni dall'Algeria e dalla Russia. In particolare, proprio quest'ultima sembra poter diventare la partner preferenziale per nuovi accordi di lunga durata, in considerazione dei rapporti sempre più stretti tra i due governi. Vi è poi attualmente un unico terminale di rigassificazione, localizzato a Panigaglia (figura 1), la cui capacità è però limitata a soli 3,5 Gm3/anno. Nonostante i miglioramenti tecnologici degli ultimi anni, un impianto LNG presenta costi piuttosto elevati soprattutto a causa della gestione della flotta navale. Il vero vantaggio competitivo di un impianto di rigassificazione risiede sicuramente nel fatto di poter diversificare le fonti di approvvigionamento ma soprattutto nel regime regolamentale. Esso prevede una priorità di accesso all'infrastruttura per chi paga l'investimento pari all'80% della capacità di rigassificazione dell'impianto per 20 anni, ma al contempo garantisce l'accesso di terzi per il restante 20%. Questi possono sviluppare contratti di fornitura spot che rendono più flessibile l'intero sistema con benefici per la liquidità dei prezzi di mercato. A ciò si aggiunge il fatto che il titolare dell'impianto è vincolato a criteri di trasparenza dei prezzi di accesso alla struttura e al principio use-it-or-lose-it, ovvero all'obbligo di rimettere sul mercato tutta la capacità non utilizzata.

Attualmente in Italia sono stati presentati vari progetti di impianti di rigassificazione, dei quali però solo due, Brindisi e off-shore di Rovigo, hanno ottenuto le autorizzazioni necessarie per l'effettiva realizzazione. Questi due terminali, la cui entrata in esercizio è prevista non prima del 2007, avranno una capacità complessiva di circa 10-12 Gm3/anno. Altri progetti sono al vaglio in alcuni poli industriali che hanno facile accesso al mare e che presentano particolari potenzialità nell'indotto collegato all'industria del freddo, cosa che permetterebbe un ulteriore abbassamento dei costi e la nascita di nuove opportunità a livello economico e lavorativo.

Per garantire un omogeneo sviluppo del sistema ed un'effettiva liberalizzazione del Mercato, l'Antitrust ha posto dei vincoli precisi alle aziende importatrici e distributrici di metano, limitando progressivamente il ruolo di monopolista detenuto da Eni. In quest'ottica e alla luce del contributo del gas naturale alla produzione di energia elettrica (oltre il 44%), tra gli operatori che segnano i maggiori margini di crescita non si può non segnalare l'Enel. Come si nota dalla figura 2, l'azienda leader nella produzione e distribuzione di energia elettrica ha presentato una fitta rete di progetti di impianti LNG, cui si deve aggiungere la compartecipazione alla realizzazione del terminale di Brindisi già autorizzato, al fine di garantirsi il ritorno degli investimenti in atto. L'obiettivo di Enel è di rendere sempre più efficiente la gestione delle filiere per entrambi i settori. Infatti, lo sfruttamento di sinergie, sia nell'approvvigionamento che nella distribuzione e vendita di elettricità e gas mediante un'offerta combinata ai clienti idonei, costituisce il presupposto per un miglioramento della gestione, sia in termini di costo che di qualità del servizio con l'obiettivo di preservare e fidelizzare maggiormente la clientela esistente. Ciò vale per Enel ma in misura contrapposta anche per Eni, che in quest'ottica di diversificazione degli investimenti sul suolo italiano tende a sfruttare le imponenti quantità di gas di cui dispone per acquisire quote di mercato nel campo della produzione e vendita di energia elettrica.

Per concludere, lo scenario descritto e il previsto aumento dei consumi portano alla necessità di potenziare il sistema delle infrastrutture di approvvigionamento del gas senza perdere d'occhio la produzione nazionale, ancora fonte di buone opportunità. D'altra parte, la creazione di un sistema più flessibile non può prescindere da una semplificazione dell'attuale quadro legislativo, anche perché la possibilità di allocare quantità significative di gas consentirebbe agli operatori di sfruttare singole opportunità e favorirebbe le sempre più frequenti sinergie con il settore della generazione elettrica. Ciò si tradurrebbe in vantaggi significativi soprattutto per i clienti finali, poiché permetterebbe una maggiore liquidità del prezzo del gas svincolandolo parzialmente dal petrolio e gettando quindi le basi per un sistema veramente concorrenziale, sulla scia di quanto avvenuto nel settore delle telecomunicazioni.

Fonti e riferimenti

1. ENEA - Rapporto Energia e Ambiente - 2003.
2. http://www.assomineraria.org
3. Magaldi M., Blasi A., Boi V., Goncalves F., Zucchini F. - Gas e Infrastrutture: scenari e prospettive - 2003.
4. World Energy Investment Outlook - 2004.

(16/11/04)