Strategia Energetica Nazionale – stima di approvvigionamento del gas naturale sulla base dei dati del Ministero per la Transizione Ecologica

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STRATEGIA ENERGETICA NAZIONALE – STIMA DI APPROVVIGIONAMENTO DEL GAS NATURALE SULLA BASE DEI DATI DEL MINISTERO PER LA TRANSIZIONE ECOLOGICA

a cura di Ing. Vincenzo Michele Mamuscia

Con la collaborazione di Dott. Roberto Rocchi

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Figura 1 Gas Infrastructure Europe System Development Map Particolare delle esistenti infrastrutture di trasporto, rigassificazione e stoccaggio dell’Italia Centro Settentrionale.

Figura 2 Gas Infrastructure Europe System Development Map Particolare dell’Italia Centro Meridionale.

Nell’ambito dei consumi energetici nazionali, il gas naturale, dopo alcuni decenni di rincorsa del petrolio, occupa (dal 2015, per l’esattezza) la quota predominante per gli impieghi. I dati inerenti alla “Domanda di energia primaria” indicati nel “Rapporto annuale sull’efficienza energetica 2021”, presentato il 2 dicembre scorso dall’ENEA (per i dati consolidati del 2019) riferisce che: “il gas naturale rappresenta la fonte energetica principale per il Paese. Nel 2019 il consumo è stato di 60,9 Mtep, pari al 39,2% della domanda complessiva di energia primaria. Seguono il petrolio che con 54,0 Mtep, stabile negli ultimi anni, che ha soddisfatto il 34,8% della domanda di energia, e le fonti rinnovabili con 29,5 Mtep (19% del totale della domanda).” L’Italia importa il gas naturale attraverso cinque principali Punti di entrata relativi a condotte che attraversano i suoi confini, provenienti dalle principali aree di produzione continentale e tre terminali di rigassificazione (GNL) alimentati da navi gasiere. A fine anno 2020, con l’entrata in esercizio del TAP (Trans Adriatic Pipeline), è stata aggiunta capacità di importazione della produzione dell’Azerbaigian, contribuendo a diminuire la vulnerabilità dell’approvvigionamento rispetto a crisi geopolitiche che possono insorgere nelle aree già storicamente legate all’importazione del gas in Italia. I dati relativi all’importazione via TAP, pubblicati dalla società SNAM Rete Gas che ha il controllo operativo dei Punti di entrata e di uscita interconnessi con l’estero, mostrano l’utilizzo orario della condotta ormai a regime (Rif.to: https://www.snam.it/it/trasporto/dati-operativi-business/flussi commerciali/?gas_ day=20211210). La Direzione Generale Infrastrutture e Sicurezza del Dipartimento Energia del neonato Ministero della Transizione Ecologica ha fra i propri compiti istituzionali, fra gli altri, quello della raccolta ed elaborazione dei dati del settore energetico e minerario. Nelle pagine del sito internet ministeriale sono pubblicati i Bilanci del gas naturale già oggetto di elaborazione degli Uffici del Dipartimento Energia precedentemente allocato nel Ministero dello sviluppo economico. Dalle tabelle, scaricabili dal sito, è possibile conoscere la produzione, le importazioni / esportazioni e i consumi di gas naturale che sono stati effettuati nel periodo dal 2003 al 2020. Si nota che proprio nel corso di tale periodo sono entrati in esercizio per l’approvvigionamento di gas naturale le condotte dalla Libia (2004), il rigassificatore a largo di Rovigo con terminale a terra a Cavarzere (VE), il rigassificatore a largo di Livorno, aggiungendosi agli altri preesistenti “Entry Point”.

Tabella 1

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Nel grafico esplicativo (Figura 3), realizzato con i dati ministeriali dei Bilanci del gas naturale pubblicati per il periodo dal 2003 al 2020 (Rif.to: https://dgsaie.mise.gov.it/bilancio-gas-naturale), si evidenziano i dati relativi all’esportazione del gas naturale (mediamente pari allo 0,003% della produzione-importazione); il riferimento italiano non è ancora rilevato. Si nota che una minima incisione derivi dalla variazione delle scorte. Pertanto, la curva cumulativa degli approvvigionamenti riflette il fabbisogno della risorsa energetica del Paese per ciascuno degli anni considerati. Nel periodo in esame si osserva un valore di utilizzo massimo di oltre 80 miliardi di metri cubi standard in corrispondenza dell’anno 2006 e un minimo corrispondente a circa 65 miliardi di metri cubi standard dell’anno 2014. L’area posta alla base per soddisfare il fabbisogno di gas è quella relativa al contributo della Produzione Nazionale che mantiene un tendenziale declino per tutto il periodo considerato. Le aree sovrapposte, riguardanti le importazioni per Punto di entrata, evidenziano l’insorgenza dell’import libico con l’avvio dell’esercizio del Greenstream nel 2004, nonché la sua decrescita a partire dall’anno 2011, coincidente con la fine del regime di Gheddafi. Le importazioni di GNL, con l’entrata in funzione dei due maggiori terminali (nel 2009 e nel 2015), cominciano a rendere significativo il contributo all’importazione del gas naturale prodotto in altre aree continentali (Qatar, Nigeria, ecc.). Vale la pena ricordare che nel periodo precedente, fin dalla fine degli anni ’70, il GNL costituiva già una modalità di importazione tramite il terminale di Panigaglia (SP). L’importazione di gas dall’Algeria, ancora di maggiore rilevanza all’inizio degli anni 2000, inverte il suo ruolo a favore dell’importazione di gas dalla Russia che diventa l’importazione predominante del periodo attuale. L’importazione di gas dal Nord Europa (Olanda e Norvegia) assume valori gradualmente minori. Per interpretare l’andamento della cumulativa rappresentata nel grafico sono di aiuto i dati ministeriali dei quantitativi distribuiti su reti secondarie ai settori della distribuzione (civile e terziario), industriale e termoelettrico, raccolti per regione e pubblicati in tabelle disponibili nei siti internet prima citati. Raggruppando tali dati relativi ai tre principali impieghi sopra indicati (dati disponibili fino al 2019), si ripropone nel grafico che segue (Figura 4) l’andamento cumulativo già osservato in precedenza mettendo in luce che le maggiori variazioni di utilizzo nel periodo in esame sono intervenute proprio nel settore termoelettrico. Nel periodo in osservazione si riscontra una generale tendenza alla diminuzione del fabbisogno di gas, culminata nel calo avvenuto nel corso del 2014, in concomitanza dell’incremento delle Rinnovabili utilizzate per la produzione dell’energia elettrica. Negli anni successivi, l’in-

Figura 3 Approvvigionamento di gas anni 2003 – 2020.

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Figura 4 (*) i dati (MSm3) si riferiscono alle quantità distribuite dalla rete di SNAM Rete Gas, che rappresenta circa il 98% del totale consumato in Italia.

Figura 5 Approvvigionamento di gas – andamento mensile 2020.

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cremento del fabbisogno di gas rispetto al 2014 è dovuto al suo maggior impiego nella produzione elettrica in sostituzione di altri combustibili fossili o per la carenza produttiva di altri settori produttivi (idroelettrico). Il sistema del gas italiano, oltre che dalla rete di trasporto costituita da oltre 30.000 km di gasdotti eserciti in alta pressione, conta importanti infrastrutture, come gli stoccaggi, che permettono di soddisfare il fabbisogno nazionale anche nel corso dei periodi più freddi dell’anno in cui si manifesta un intenso utilizzo della risorsa energetica che viene richiesta soprattutto per il riscaldamento domestico. Nel grafico costruito con i dati dell’approvvigionamento mensile di gas (Figura 5 - dati di esercizio dell’anno 2020), sul tappeto della produzione nazionale (in azzurro) si sovrappone quello, assai più consistente e spesso, dell’importazione (in rosso). A contrasto dell’approvvigionamento è sovra impressa (con linea nera) la curva di domanda di gas (consumi) registrata per lo stesso anno. Si osserva che la modulazione dell’importazione non segue l’andamento stagionale dei consumi. Il consumo del semestre freddo che si presenta fra i mesi di ottobre e marzo è superiore all’importazione (limite tecnico), condizione che si inverte nel periodo centrale dell’anno durante il semestre climaticamente più temperato e caldo dei restanti mesi. L’importazione eccede la domanda nei mesi in cui i prelievi per i consumi da riscaldamento diminuiscono configurando la condizione favorevole per stoccare il gas di importazione nel suo magazzino naturale: il giacimento esaurito. Lo stoccaggio di gas naturale in sotterraneo è attività che ha avuto origine nel Paese nel 1964 con la conversione a stoccaggio del giacimento a gas in via di esaurimento di Cortemaggiore (PC). La struttura geologica di quel giacimento ed i pozzi realizzati inizialmente per la produzione resero possibile l’iniezione di gas negli strati profondi, già originariamente mineralizzati a gas e, per le particolari caratteristiche di porosità, permeabilità e saturazione in acqua degli strati rocciosi, si cominciò ad operare favorevolmente per l’esercizio di cicli di iniezione ed erogazione stagionali stoccando e recuperando il gas per i fabbisogni dell’area circostante. In breve tempo, vista la forte espansione negli anni ’60 dell’utilizzo del gas naturale nelle aree padane, l’attività fu estesa anche ad altri giacimenti che beneficiavano delle stesse idonee caratteristiche petrofisiche ricordate. Attualmente sono 13 le concessioni minerarie operative nel settore con capacità complessiva di stoccaggio di gas operativo (working gas) superiore a 19 miliardi di standard metri cubi. Volendo approfondire ancora le mappe iniziali delle infrastrutture del gas, è possibile individuare nell’area geografica di pertinenza i siti di stoccaggio in esercizio, riepilogati nella Tabella 2.

Tabella 2

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Tabella 3

Osservato che la sola produzione e importazione di gas naturale, nel corso dell’ordinario esercizio del sistema del gas, non è sufficiente a garantire nei mesi freddi il pieno approvvigionamento della risorsa energetica, il quantitativo di gas degli stoccaggi è reso disponibile per soddisfare, senza particolari esigenze di contenimento dei consumi, la domanda di gas che è prevalentemente concentrata nel periodo invernale (gas di modulazione). L’iniezione di gas viene effettuata ogni anno nei giacimenti semi-esauriti presenti nel sottosuolo dalla pianura padana e nell’area collinare del Veneto, nonché negli altri importanti siti minerari dell’Abruzzo-Molise, per tutto il periodo primaverile estivo. Nel periodo freddo dell’autunno e dell’inverno il flusso è invertito per garantire di soddisfare il fabbisogno del Paese, unitamente al gas di importazione e di produzione.

Il sistema degli stoccaggi del gas naturale italiano è in grado di immagazzinare ogni anno gas per la modulazione, fino a 14 miliardi di metri cubi standard (dei 19 sopra riferiti) che contribuiscono, unitamente all’importazione ed alla produzione nazionale, a soddisfare il profilo di consumo giornaliero, mensile, annuo. Inoltre, l’attività di stoccaggio garantisce la disponibilità di quantità di gas strategico, circa cinque miliardi di metri cubi standard, con l’obiettivo di sopperire a eventuali interruzioni o riduzioni degli approvvigionamenti extra-UE, o di superare crisi temporanee del sistema gas. Al riguardo la Tabella 3 riepiloga i principali periodi di crisi che si sono concretizzati nel periodo in esame. Dal punto di vista della sicurezza, i 13 stabilimenti che operano per l’iniezione e l’erogazione del gas naturale degli stoccaggi sono sottoposti alla particolare disciplina della “Direttiva Seveso III” – recepita nell’ordinamento interno con il decreto legislativo 26 giugno 2015, n°105. Il provvedimento è un vero e proprio “testo unico” in materia di controllo del pericolo di incidenti industriali rilevanti che definisce contestualmente ogni aspetto tecnico ed applicativo senza la necessità di riferimenti a successivi provvedimenti attuativi. L’Ufficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e le Georisorse (UNMIG) della Direzione Generale Infrastrutture e Sicurezza del Dipartimento Energia del Ministero per la Transizione Ecologica, contribuisce con gli altri Enti preposti all’esecuzione delle disposizioni previste dalla particolare disciplina, a compiere azione di vigilanza sulla conformità dell’esecuzione dei periodici controlli per la sicurezza delle lavorazioni compiute negli stabilimenti. Anche per le attività attuate dai Comitati tecnici regionali di quelle Regioni in cui sono presenti gli stoccaggi di gas naturale. Gli eventuali approfondimenti legati all’attività di controllo degli stabilimenti di stoccaggio possono essere compiuti tenendo a riferimento la pubblicazione – Gli stoccaggi sotterranei di gas naturale - Linee Guida per la valutazione dei Rapporti di Sicurezza (Rif.to: 237_484.pdf (mise.gov.it)). In conclusione, riassumendo i dati e considerando il periodo storico attuale, la transizione verso modelli energetici più sostenibili e accessibili, permette di considerare le risorse del Paese come possibile margine di un mercato più accessibile e maggiore autonomia rispetto alle importazioni. La soluzione ponte offerta dalla risorsa del gas naturale, in attesa di uno sviluppo strutturale di fonti energetiche rinnovabili, permetterebbe di soddisfare il fabbisogno energetico senza dover ricorrere alle importazioni. Le previsioni legate ai costi e ai quantitativi estraibili, proiettano una possibile produzione pari a circa 15 miliardi di metri cubi l’anno estraibili di gas, e la riduzione dei costi fino a 0,8 centesimi per metro cubo estratto. È evidente che soltanto i dati non siano sufficienti, poiché per raggiungere tali obiettivi è necessario sfruttare le risorse in maniera più sostenibile ed efficiente, mantenendo le promesse sull’abbattimento delle emissioni di CO2.

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