Conoscere per reagire. Gas: mercato, consumi e limiti

Savona - Correva l’autunno 2021 e i titoli dei quotidiani annunciavano un inverno all’insegna della precarietà energetica a causa dell’aumento dei prezzi: la “morsa energetica” si stava acuendo con la decisione di non prendere più gas metano della Russia, sino ad allora il più grande fornitore di gas dell’Unione Europea, con una quota del 40-45% sulle importazioni. Il timore di rimanere senza gas era sempre maggiore. Veniva così varato un piano di contenimento dei consumi di gas, scongiurando il peggio e insieme a esso una nuova strategia nazionale ed europea di import del gas.

Ma alcune azioni erano già state avviate negli anni precedenti. Tra queste l’apertura – avvenuta nel 2020 – del TAP – Trans Adriatic Pipeline, ovvero la parte del Corridoio Meridionale del Gas, che lo trasporta in Europa dalla frontiera greco turca, l’aumento delle importazioni di GNL (gas naturale liquefatto) e l’accordo dell’Italia che avrebbe garantito maggiori forniture algerine.

Ciò che è avvenuto durante lo scorso inverno, seguendo il trend degli ultimi anni, è che i livelli di stoccaggio registrati a posteriori sono stati i più alti di sempre: l’offerta infatti non solo ha coperto il fabbisogno di gas sia di privati che delle aziende, ma ne ha accumulato più di quanto ne servisse. Come è stato possibile? E perché nonostante ciò i progetti per ampliare gli impianti dedicati all’aumento di gas in Italia continuano? Proviamo a comprendere meglio le logiche del gas, quali i suoi protagonisti nello scenario nazionale e non solo e quali sono i suoi limiti.

IL PREZZO DEL GAS

Il petrolio ha dominato sovrano per diversi decenni il mercato dell’energia, facendo diventare “l’oro nero” una “valuta” in grado di influenzare anche gli altri mercati. Da qualche anno però, come anticipato, in questo mercato è entrato un rivale: il gas. Me ne ha parlato Filippo Taglieri, campaigner energia e infrastrutture di ReCommon, che lo ha descritto così: «Il mercato del gas è stato sino a poco tempo fa il sogno nascosto di ogni liberista, in quanto sregolato, ovvero dotato di una serie di misure introdotte per deregolamentarlo e renderlo più libero possibile».

Facciamo allora un passo indietro per capire meglio. Uno degli elementi principali quando si parla di gas è il TTF – acronimo di Title Transfer facility –, ovvero il punto di scambio virtuale che ha sede in Olanda e che è diventato da anni il punto di riferimento del mercato a livello europeo. È proprio qui che si decidono gli standard che vanno poi a influenzare e regolamentare tale mercato in tutti i paesi dell’UE.

Nel 2021 il titolo ha subito un aumento improvviso – fra il primo trimestre del 2022 e quello del 2021 c’è stato un aumento del 94% del prezzo –, evidenziandone il suo più grande limite: «È un mercato – mi spiega Taglieri – che non può essere sospeso per eccesso di rialzo o di ribasso e ciò vuol dire che in una finestra temporale molto ristretta è possibile assistere a un rialzamento del prezzo improvviso e senza tetti massimi fissati precedentemente».

Come ha spiegato infatti bene il mio collega Andrea Degl’Innocenti nella rassegna stampa dedicata a questo argomenti qualche settimana fa, «anche fra i mercati, quello del TTF olandese non è considerato particolarmente affidabile, perché è piccolo e vengono scambiati volumi di gas relativamente contenuti fra pochi attori e questo fa sì che sia un mercato volatile, soggetto a speculazioni e a grosse variazioni di prezzo. Basta che un grande attore muova una grossa quantità di capitale per far variare significativamente il prezzo».

Aggiunge poi: «L’ulteriore problema nel caso del prezzo del gas è che questo determina a cascata anche il costo dell’elettricità in Italia – così come in diversi altri paesi –, per via di un sistema di calcolo del prezzo che lega quest’ultimo alla fonte di elettricità più costosa, indipendentemente da quanta se ne produca con essa».

Si tratta inoltre di un mercato in cui si scambiano soprattutto futures, ovvero dei contratti a termine che rappresentano un impegno a comprare qualcosa – in questo caso il gas – in un determinato momento e a condizioni prefissate. I futures non sono influenzati dalla domanda e dall’offerta del presente, ma da quella che si suppone sarà nel futuro. Ma visto che anche i futures contribuiscono a influenzare il prezzo attuale, quest’ultimo si baserà quindi su informazioni della situazione attuale, sommate alle previsioni del futuro. Questo è dunque il motivo per cui il prezzo può continuare a salire anche quando i depositi sono pieni.

In questo ultimo periodo abbiamo assistito in Europa a nuove misure, tra cui la definizione di un tetto massimo al prezzo, e quella dell’installazione di nuovi impianti, i quali si prevede che normalizzeranno la situazione, allineando sostanzialmente l’andamento dei titoli del gas sia a Henry Hub – l’hub di distribuzione sul sistema di gasdotti – che ai prezzi rilevati per i fini del Market Correction Mechanism – ovvero il meccanismo europeo per verificare le eventuali condizioni di applicazione del tetto massimo del prezzo. Il TTF dovrebbe quindi avviarsi verso una maggior normalizzazione e ciò potrebbe diminuirne la sua volatilità, ma l’andamento futuro dei prezzi sui diversi mercati nazionali, tra cui quello italiano, è ancora da definirsi.

IL PSV E IL SUO RUOLO

Un ruolo determinante nella definizione del prezzo di vendita del gas al consumatore finale lo ricopre il Punto di Scambio Virtuale (PSV), che è “un luogo immateriale nel sistema della Rete Nazionale di Gasdotti, situato tra i punti di entrata e uscita del gas, dove gli utenti autorizzati possono effettuare operazioni di scambio e trasferimento di gas su base giornaliera” [ fonte Pronto Bolletta]. Il PSV viene gestito da Snam Rete Gas che è il gestore della rete di trasporto dei gasdotti nazionali.

Il PSV svolge un ruolo cruciale nella determinazione del prezzo del gas sul mercato italiano, formandosi in base all’offerta e alla domanda. Il Prezzo PSV funge infatti da riferimento per il costo del gas, riflettendo le tendenze del mercato nazionale e fornendo un indicatore affidabile del valore corrente del gas. Il PSV rappresenta dunque il prezzo di riferimento del gas sul mercato all’ingrosso in Italia, mentre il TTF è l’indice per il prezzo di riferimento del gas in Europa. Il PSV è comunque molto influenzato dal TTF e tende a seguirlo, come è logico. Da circa un anno Arera (Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente) ha dato un peso maggiore al PSV nel determinare il costo in bolletta.

Perché non è così semplice definire il prezzo gas? Innanzitutto perché dipende dall’andamento del mercato energetico, che varia di continuo a seconda dei fornitori presenti sul mercato libero che possono aumentare o diminuire il prezzo in base alla concorrenza. Ne consegue quindi che i mercati dei paesi estrattori di gas non sono stabili in quanto sono soggetti a continue oscillazioni a seconda dei costi e delle condizioni con cui viene effettuata l’estrazione, a cui si aggiunge la variabile della maggiore o minor domanda degli acquirenti.

CARBONE VS GAS

Ma perchè in questi ultimi anni si parla sempre più di gas? Ho provato a chiederlo a Filippo di ReCommon: «Sono molti anni che approfondiamo il tema del gas e abbiamo assistito consapevolmente alla narrazione tossica effettuata da molti media che proponeva il gas come soluzione ai problemi contemporanei legati all’inquinamento e al fabbisogno energetico».

«Questa comunicazione fallace si basava sulla convinzione che solo la CO₂ impattasse sui cambiamenti climatici, mentre il metano no. In realtà venne capito solo tempo dopo che gli studi erano stati letti parzialmente: si calcolava infatti quanto inquinasse bruciare carbone in 50 anni e quanto impatta nello stesso periodo di tempo il metano. In realtà però il metano è molto più volatile, pertanto le stesse misurazioni su un arco temporale inferiore dimostrarono l’esatto contrario, ovvero che il metano è anche 80/100 volte più climalterante della CO₂».

Il metano presente in atmosfera è per lo più proviente da fughe nei vari processi di estrazione e lavorazione, ma in aggiunta ad esso si deve tener conto che il gas, per produrre energia, viene bruciato pertanto il metano (CH4) reagisce con l’ossigeno (O2) e rilascia in atmosfera ulteriore CO₂.

In Europa esistono due grandi gruppi di interesse del gas: si chiamano ENTSO-E ed ENTSO-G. La prima racchiude le maggiori utility energetiche del mercato elettrico e la seconda di quello del gas. Vengono anche chiamate transport system operator, società che vengono incaricate dagli Stati di effettuare il servizio pubblico di trasporto del gas.

«Esistono diverse società con questo compito: in Italia è Snam, in Spagna Enagas, in Belgio Fluxy per esempio; ognuna di esse riceve un corrispettivo annuo, concordato con il paese per cui effettua il servizio, che si chiama ricavo remunerato. Attraverso tale entrata le utility energetiche si trovano assottigliate i loro costi del cosiddetto rischio di impresa e possono dunque investire i loro profitti nell’acquisto di infrastrutture. Snam in questo momento, ad esempio, possiede più di 41 mila chilometri di gasdotto e 5 infrastrutture per l’import del gas».

I CONSUMI DI GAS

I dati registrati in questi ultimi anni sul trend dei consumi di gas non supportano però la decisione di investimenti per nuove infrastrutture legate a questo mercato. Dal 2005, anno in cui abbiamo assistito al picco di consumi di gas, la domanda è in costante diminuzione. Si è infatti passati da 86 bcm (Billion cubic meters of natural gas) nel 2005 a 68,7 nel 2022. Questo trend si è confermato anche nel periodo agosto 2022-marzo 2023, quando i consumi di gas sono stati inferiori di circa 10 miliardi di metri cubi, -18% rispetto alla media 2017-2022, oltre il target UE del -15% (rispetto ai consumi medi degli ultimi cinque anni).

«Gli stati si sono impegnati a diminuire il consumo di gas entro il 2050, ma invece di muovere passi in quella direzione, stanno continuando a investire sui combustibili fossili. Il problema è che chi fa le proiezioni di consumi futuri di gas sono le stesse società che trasportano gas», commenta Elena Gerebizza – Campaigner energia e infrastrutture di ReCommon durante un’intervista.

La domanda di gas si intreccia infatti con il progresso della decarbonizzazione a cui stiamo puntando come specie umana: con l’accordo Fit for 55 l’Europa si è impegnata a una riduzione dei consumi di metano del 20% fino al 2030, e a ciò si aggiunge la corsa a net zero del 2050. Necessitiamo quindi come nazione, continente e pianeta di nuove strategie che vadano in quella direzione.

Ma ci troviamo a parlare di nuovo gas e nuove infrastrutture. “Non si possono usare le infrastrutture dalla Russia per importare gas non russo. E, al netto del ritorno a piena capacità del tubo algerino e di qualche altro potenziamento (TAP?), il sostituto immediatamente disponibile non può che essere liquido e la nuova infrastruttura per poter essere disponibile subito non può che essere galleggiante e dunque pronta e trasportabile. E così l’Europa ha fatto velocemente acquisto di una decina di rigassificatori (di cui 4 in Germania e due in Olanda e in Italia) in maggioranza già in esercizio nel 2023” [fonte Ispi].

«La nave rigassificatore attualmente a Piombino – spiega Filippo – era stata acquistata, insieme a un’altra, nel momento di emergenza gas, a seguito dell’invasione dell’Ucraina, dichiarando che sarebbe stata una misura temporanea per al massimo tre anni per riuscire a far fronte al caro prezzo del gas. In realtà abbiamo già superato due inverni senza usare queste due navi. In aggiunta crediamo sia importante anche si giustifichi l’idea di paese che si ha: il gas liquido costa anche fino a tre volte il gas in forma naturale e ciò ha un impatto economico oltre che ambientale. Dunque, quale direzione vogliamo prendere?».

NUOVE POSSIBILI STRATEGIE PER IL FUTURO

Una possibile ragione per questa incongruenza tra dichiarazioni politiche e investimenti, domanda e offerta nazionali, potrebbe essere quella di un ipotetico progetto strategico che vedrebbe il nostro Paese come un hub del mercato europeo del gas che, vista la posizione, funzionerebbe da naturale snodo commerciale e logistico. “Ad oggi sono tre le condutture sottomarine di gas che raggiungono il sud Italia e la costruzione d’impianti di rigassificazione potrebbe ulteriormente aumentare la capacità di gestione italiana. Con fornitori quali Egitto, Qatar e Israele”[fonte Econopoly]. Siamo sicuri che i rischi di una scelta di questo tipo non superino i vantaggi?

Fonti:
quifinanza.it/economia/
www.italiachecambia.org/
www.pubblicazioni.enea.it/
www.ispionline.it/

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