CRISI ENERGETICA 2022

CRISI ENERGETICA 2022
(Ing. Giovanni Pavone)
L’aumento spropositato del costo del gas naturale si è manifestato in tutta la sua
drammaticità nel mese di marzo 2022. In tale periodo il prezzo ha raggiunto un valore
medio di circa 1,34 €/Smc contro un prezzo di un anno prima di circa 0,27 €/Smc e di
0,16 €/Smc dell’anno precedente (2020).
Analogamente sul fronte dell’energia elettrica si sono verificati forti aumenti dei prezzi,
in particolare nel mese di aprile 2022 si è registrato un prezzo medio di circa 270
€/MWh con un massimo di 526 €/MWh il 7 marzo 2022! Nel 2020 il prezzo medio era
di circa 35 €/MWh!

I consumi di energia elettrica in Italia nel 2020 sono stati di circa 310 TWh, di cui circa
il 90% di produzione nazionale, di questa il 57% prodotta con centrali termoelettriche
ed il restante 43% da fonti rinnovabili. La quota termoelettrica è quasi totalmente
generata utilizzando gas naturale, circa 25 miliardi di mc/anno. Quindi risulta evidente
lo stretto legame del prezzo del gas con quello dell’energia elettrica!
L’impennata dei prezzi dell’energia è stata descritta quale conseguenza diretta della
guerra in Ucraina. Non è esattamente così, determinanti lo sono state le reazioni magari
troppo affrettate del governo italiano e della UE! I prezzi dell’energia elettrica e dei
combustibili hanno iniziato a crescere a fine 2019, alle prime avvisaglie di tensione
con la Russia dovute all’ostruzionismo degli USA, della Commissione UE e di alcuni
Paesi dell’Europa Orientale all’attivazione del gasdotto Nord Stream2. Vedi articolo
apparso il 30 ottobre 2019 sul Il Sole 24 Ore.

Andamento prezzo gas naturale anno 2021 (c€/Smc)

I contrasti e le ostilità all’avvio del Nord Stream2 sono aumentati sempre di più
determinando una crescente incertezza sulla fornitura di gas russo e quindi causando
una conseguente forte instabilità dei prezzi!

La crisi energetica è servita!
Con essa si è compromesso irreversibilmente sul nascere la ripresa industriale dopo il
crollo provocato dalle misure governative al COVID-19! L’analisi del Centro Studi di
Confindustria ha confermermato la brusca discesa del PIL 2022 all’1,9% rispetto alle
stime del + 4,0% dell’ottobre 2021, a rischio gli effetti positivi del PNRR, prospettive
cupe e fortemente insufficienti le misure del Governo sul caro-energia!

VULNERABILITA’ ENERGETICA DELL’ITALIA

La situazione è molto delicata per l’Italia, il sistema nazionale del gas è alimentato per
oltre il 95% da gas di importazione.

Secondo i dati del MITE, il consumo di gas naturale nel 2021 in Italia è stato di 76,1
miliardi di mc di cui importati 72,8 miliardi di mc.

L’importazione viene effettuata quasi totalmente tramite 6 gasdotti internazionali e 3
impianti di rigassificazione dalla Russia, Nord Africa, Azerbaijan e Nord Europa.

Le principali vie del gas in Italia

TAG – (Trans Austria Gas) pipeline che dalla Russia trasporta gas naturale dal confine
Slovacchia-Austria presso Baumgarten an der March fino a Arnoldstein nel sud
dell’Austria, vicino al confine con l’Italia. Il gas naturale proveniente dalla Russia è
trasportato e consumato in Italia e Austria. Il TAG ha una capacità di trasporto di 107
milioni di metri cubi/giorno.
TRANSITGAS (da 59 milioni di metri cubi/giorno), metanodotto ubicato in Svizzera
ed è lungo quasi 300 km. Da Wallbach si connette al gasdotto Trans Europa Naturgas
Pipeline, e termina a Passo Gries, punto di interconnessione con la rete Snam Rete Gas.
Inoltre è collegato anche con la rete francese di Gaz de France.
TTPC – (Trans Tunisian Pipeline Company) da 108 milioni di metri cubi/giorno che
trasporta il gas di origine algerina verso l’Italia. Il gasdotto, si legge sul sito dell’Eni, è
costituito da due linee da 48″, la prima operativa dal 1983 e la seconda dal 1994, che
attraversano il Mediterraneo per approdare a Mazara del Vallo in Sicilia dove ha inizio
il sistema di trasporto di Snam Rete Gas.
GREENSTREAM da 46,7 milioni di metri cubi/giorno, lungo 520 km che collega la
Libia con l’Italia.
TAP – Il gasdotto TAP (Trans Adriatic Pipeline) da 24,68 milioni di metri cubi/giorno,
interconnessione tra Grecia e Italia via Albania dall’Azerbaijan. L’infrastruttura
energetica dovrebbe riversare nelle reti nazionali 10 miliardi di metri cubi di gas
IGI Poseidon tra Grecia e Italia, della Società IGI-Poseidon, controllata da Edison e
DEPA, da 26,4 milioni di metri cubi/giorno;
Terminal off-shore di Porto Levante (Rovigo), trasforma il GNL proveniente dal
Qatar, circa 7 miliardi di m3
, ma ha un potenziale aggiuntivo di altri 3-4 miliardi.
Terminal di Panigaglia, nel Golfo della Spezia, che processa GNL proveniente da
Africa e Nord Africa, in particolare dall’Algeria. Ha oggi una capacità di
rigassificazione di 3,4 miliardi di m3
, che non può essere ampliata.
Terminal di GNL al largo delle coste tra Livorno e Pisa. Ha oggi una capacità di
rigassificazione di 3,75 miliardi di m3
, solo parzialmente utilizzata. Si potrebbe
incrementare.
Progetto autorizzato del terminale di rigassificazione di Porto Empedocle in Sicilia
della società Nuove Energie (ENEL) da 8 miliardi di mc;
Progetto autorizzato del terminale di rigassificazione di Gioia Tauro, in Calabria, di
Sorgenia ed Iren, da 8 – 12 miliardi mc;
Per realizzare i due progetti di Porto Empedocle e Gioia Tauro servirebbero circa tre
anni al costo di un miliardo ciascuno, secondo le stime delle due aziende.A tutto ciò si
aggiunge un’importante rete di stoccaggio gas naturale con una capacità complessiva
di circa 20 miliardi di mc.

Produzione nazionale gas e relative potenzialità
Dai dati forniti dal MISE, in Italia nel 2021 si sono estratti 3,34 miliardi di metri cubi
di gas naturale. Il ministro Roberto Cingolani recentemente ha dichiarato di voler
implemetare di altri 2,2 miliardi di metri cubi per un totale di oltre 5,5 miliardi di metri
cubi di gas.
Secondo i dati del Mise la regione in cui si estrae più gas è la Basilicata (olte 1 miliardo
di metri cubi). Seguono Sicilia, Emilia Romagna e Molise. Per quanto riguarda i
giacimenti in mare la zona “migliore” è l’Adriatico: le coste al largo dell’Emilia Romagna
e, più in basso, le acque di fronte a Marche e Abruzzo.
In particolare per quanto riguarda la Sicilia , nell’articolo del 15.03.2022 riportato su
“ragusaoggi” l’assessore all’Energia e ai Servizi di pubblica utilità della Regione
Siciliana, dott.ssa Daniela Baglieri, dichiara: “La Sicilia detiene 9 centrali di raccolta
e trattamento di idrocarburi, 6 permessi, 13 concessioni e circa 160 pozzi attivi. Nel
2021 la produzione siciliana di gas naturale è stata di 160 milioni di metri cubi in 7
concessioni, è in decremento rispetto al 2020 e si concentra essenzialmente nelle aree
di Gagliano Castelferrato e Bronte. Hanno durata stimata di circa 15 anni. Le riserve
di gas sulla terraferma sono stimate in 971 milioni di metri cubi e più di 7 miliardi di
metri cubi nel Canale di Sicilia. E’ evidente che la produzione è del tutto irrisoria
rispetto al potenziale che c’è”.

“Per contro la produzione siciliana di petrolio greggio è stata di 400mila tonnellate
con sei concessioni e proviene quasi esclusivamente dall’area di Gela, dove la vita utile
dei giacimenti è stimata in 15 anni rispetto a un periodo di vita utile di 55 anni, e
dall’area di Ragusa dove l’orizzonte produttivo è di circa 10 anni”.
Secondo le previsioni del governo i 2,2 miliardi di metri cubi di nuovo gas (ma c’è una
stima più ottimista che parla di 2,5 miliardi di metri cubi) dovrebbero essere recuperati in
tre aree. La parte del leone dovrebbe farla il Canale di Sicilia. Da due nuovi
giacimenti, battezzati Argo e Cassiopea, dovrebbe arrivare l’80% del nuovo gas. E il
resto? Un ulteriore 15% dovrebbe arrivare setacciando le riserve nelle acque fra Emilia
Romagna e Marche. Si torna al sud per l’ultimo 5%, da recuperare nei fondali del Mar
Ionio, nelle acque prospicienti Crotone.
Questi giacimenti non potranno essere attivati prima della fine del 2023.
Circa dieci anni addietro erano state stimate fra riserve certe e potenziali di circa 350
miliardi di metri cubi di gas. Inoltre si osserva che fino a 30 anni fa in Italia si estraevano
20 miliardi di metri cubi di gas naturale all’anno, quasi 7 volte quelli attuali.
Come superare la crisi energetica?

Non esiste un’unica soluzione ma più soluzioni da mettere in atto subito e
contemporaneamente.

La green economy tra chi la propone e chi la insegue.
Il primo passo per la transizione energetica è il cambiamento dei tradizionali paradigmi
imprenditoriali e la consapevolezza del potenziale che il settore delle energie
rinnovabili può offrire in termini di opportunità e rendimenti.
Un tema che sembra sia stato ben recepito dai grandi imprenditori mondiali che hanno
abbracciato la green economy e messo in moto un solido processo di cambiamento del
proprio core business. Molti sono coloro che hanno indirizzato le loro strategie
sull’investire nella sostenibilità.
Ecco alcuni esempi più significativi: Warren Buffett, l’oracolo di Omaha, uno degli
uomini più ricchi al mondo e massimo esperto di finanza, con la sua Berkshire
Hathaway Energy ha già investito e sta investendo fortemente sul sostenibile, oggi uno
dei maggiori produttori di energia eolica negli Stati Uniti. Da non dimenticare il gigante
dell’E-commerce Amazon, Bezos che ha intrapreso il percorso di decarbonizzazione
dell’azienda attraverso alcune attività come l’utilizzo del fotovoltaico per l’energia
elettrica e lo sviluppo di metodologie legate al trasporto sostenibile come i furgoncini
elettrici. Non da ultimo il presidente Pulpan che dalla camera di commercio
internazionale CCIISS è impegnato nella implementazione di un sistema green davvero
innovativo per l’avvio di un piano per lo sviluppo economico e generare anche il vero
senso di responsabilità con l’obiettivo finale di passare dall’attuale 40% di energia
rinnovabile all’80% entro il 2024 fino al 100% previsto entro il 2030 con zero
emissioni di CO2.

Diplomazia e politiche di distensione.
E’ fondamentale non trascurare mai il principio fondamentale di una sana strategia
commerciale:
pluralità di fornitori e diversificazioni delle fonti!
Dall’analisi del fabbisogno energetico italiano e delle potenzialità di
approvvigionamento risulta fattibile la sostituzione del gas russo con l’aumento
dell’importazione del gas dagli altri Stati attraverso graduali aumenti contrattuali e la
realizzazione di nuove infrastrutture oltre al rafforzamento di quelli esistenti. Ma i
tempi necessari per la realizzazione di un tale piano non sono assolutamente immediati!
Occorrerebbero alcuni anni mentre la necessità di garantire il fabbisogno di gas
per il prossimo anno termico ha tempi decisionali di pochi mesi, cioè prima della
fine di settembre prossimo (2022)!!!

Sarebbe saggio e lungimirante non chiudere mai totalmente una porta ma lasciare
sempre uno spiraglio con l’obiettivo di rasserenare i rapporti. Non conviene a nessuno
un clima di ostilità permanente!
Occorre saggia prudenza con abbinati eccezionali doti diplomatiche per scongiurare
disastri economici incalcolabili!

Aumento delle importazioni e rafforzamento infrastrutture.
La missione dell’A.D. dell’ENI, Descalzi insieme al ministro degli Esteri Di Maio,
costituisce un tentativo di richiesta di incrementare i volumi importati dagli altri Stati
esteri: Algeria, Quatar, Congo e Angola.
Si tratta adesso di attendere la risposta, che dovrà essere verificata nei fatti e nel tempo.
Strutturalmente è possibile aumentare la capacità di flusso del gas importato secondo
i seguenti incrementi:
Trasmed da 16/22 miliardi mc a 30 miliardi di mc.
Greenstream da 3/5 miliardi di mc a 8/9 miliardi di mc
TAP, il gasdotto Trans-Adriatico che arriva dall’Azerbaijan alle coste pugliesi (a
Melendugno nel Salento), da circa 5 miliardi di mc a 10-12 miliardi mc.
Transitgas, che trasporta il gas proveniente dal Nord Europa, potrebbe assicurare
forniture aggiuntive di 3-5 miliardi di mc.
Implemento dei volumi importati e trattati di GNL fino a circa 20 miliardi di mc.
La regione Sicilia è attraversata da un flusso continuo e costante di circa 19/27 miliardi
di mc aumentabili fino a 38/39 miliardi di mc!
Aumento produzione nazionale idrocarburi
Facilitare e cercare di raddoppiare la produzione nazionale di gas naturale, consolidare
la produzione locale di greggio e promuovere la ricerca di nuovi pozzi in Italia e
all’estero da parte delle Società partecipate.
Efficientamento energetico del parco immobilitare pubblico
La maggior parte del patrimonio immobiliare pubblico versa in cattive condizione e
necessita di urgenti interventi di ristrutturazione o quanto meno di manutenzione
straordinaria, che permetterebbero se effettuati con particolare rispetto dei criteri di uso
razionale dell’energia, un rilevante risparmio energetico gestionale e conseguente
riduzione di impatto ambientale (LCA- Life Cycle Assessment).
SBUROCRATIZZAZIONE
Di vitale importanza ed urgenza la semplificazione reale e tangibile di tutte le
procedure autorizzative relative a qualsiasi intervento di risparmio energetico o utilizzo
di fonti rinnovabili: FV, Eolico, Geotermia, Solare termico, Solare termodinamico,
Biogas, Biomasse solide e liquide, ricerca scientifica, ecc….
Promozione produzione nazionale di energia elettrica.
Promuovere la costruzione diffusa su tutto il territorio nazionale di impianti per la
produzione di biometano da rifiuti urbani (FORSU) e scarti agricoli.
Riconoscimento degli oli esausti alimentari quali biocombustibile e relativa
incentivazione.
Adeguamento ai nuovi prezzi di mercato dell’energia degli incentivi all’utilizzo delle
fonti rinnovabili e relativo prolungamento temporale di almeno 10 anni per consentire
il revamping degli impianti e evitarne lo spegnimento.
Facilitare la realizzazione di impianti FV su capannoni industriali e edifici adibiti a
deposito merci.
Provvedere con un efficace sistema di controllo il recupero e utilizzo di biomasse
legnose forestali tutelando i boschi dal rischio incendi.
Nell’ottica della diversificazione delle fonti sarebbe auspicabile prendere in
considerazione il nucleare, quantomeno implementando la ricerca tecnologica con
particolare attenzione alla fusione.
Inoltre auspicando l’obiettivo ambizioso di rifiuti zero ottenibile a medio lungo termine
è ragionevole programmare la realizzazione di un numero adeguato di
termovalorizzatori (in particolare nelle zone sprovviste: centro – sud Italia) di
conversione in energia dei rifiuti derivanti dagli scarti della differenziata e dai rifiuti
non differenziabili, che sarebbero destinati con notevoli costi di trasporto e di impatto
ambientale in discarica.
Oggi la tecnologia moderna permette di utilizzare sistemi avanzati di abbattimento
delle emissioni (leggere e pesanti) molto al disotto dei limiti di legge a tutela della
salute pubblica.
Energia, centrali senza permessi. Impianti fermi per 3 miliardi
Prima di arrivare alla transizione energetica l’Italia deve assicurarsi che ci sia la
sicurezza energetica, ossia la capacità di sostenere il fabbisogno di energia elettrica
nazionale. Dal 2008 non si costruiscono più centrali tradizionali, anzi molti impianti
obsoleti sono stati dimessi. E purtroppo lo sviluppo delle energie rinnovabili non corre
come dovrebbe. Così già dal 2019 si era pensato di far costruire nuovi centrali a gas o
perlomeno potenziare o ammodernare quelle esistenti.
Sulla rampa di lancio, con l’obiettivo di entrare in funzione entro luglio 2023, ci sono
oltre 20 impianti in grado di mobilitare investimenti complessivi fino a 3 miliardi di
euro per 4 mila megawatt di capacità. Tra questi ci sono anche i due impianti a gas a
ciclo aperto che Enel ha progettato per sostituire due delle quattro centrali a carbone
che intende chiudere prima del 2025: Fusina e La Spezia, in quest’ultimo caso con
l’obiettivo di spegnere il carbone entro il 2023, anche se Terna potrebbe autorizzarne
la chiusura già da gennaio 2022.
In tutto oltre 1.300 megawatt, per un investimento complessivo superiore a 400 milioni.
Ma in campo ci sono tutti i maggiori player italiani ed esteri: Edison, Ep, Eni, A2A ma
anche le acciaierie come Arvedi.
I lavori per questi impianti, peraltro, si tirano dietro un importante effetto sull’indotto:
basti pensare che una quota consistente delle commesse per realizzare le turbine a gas
le ha aggiudicate Ansaldo Energia, controllata all’88% da Cdp Equity.
Revisione mercato libero dell’energia elettrica e del gas
E’ evidente che bisogna rivedere seriamente il meccanismo di formazione prezzi del
mercato libero dell’energia elettrica e del gas, istituiti rispettivamente nel marzo 1999
con il Decreto Bersani (D.Lgs 16 marzo 1999) e nel 2000 con il Decreto Letta (D.Lgs
23 maggio 2000). La forte speculazione a cui è soggetto il mercato ha consentito
enormi extra profitti a molti operatori del settore, tra cui le stesse Società partecipate
dal MEF.
Il settimanale inglese The Economist, controllato al 43% dagli Agnelli, ammette:
“L’economia russa sta reagendo bene”

Eni, utili quadruplicati grazie alle super quotazioni di gas e petrolio. Risultati
record anche per Exxon e Chevron
Questo è un momento difficile in cui è necessario, nell’interesse primario della
Nazione, che i politici affrontino con competenza e straordinarie capacità, liberi da
catene ideologiche ed interessi particolari, i problemi gravi ed urgenti del paese con
assoluta responsabilità, serietà e visione lungimirante. La constatazione obiettiva del
reale miglioramento della qualità della vita di tutti i cittadini sarà la misura reale del
successo delle scelte fatte!
FONTI:
1. MISE
2. MITE
3. RAGUSAOGGI
4. IL SOLE 24 ORE
5. NAPOLI NEWS
6. IL GIORNO
7. NOTIZIE INTERNAZIONALI