Le cause strutturali alla base della crisi del gas dello scorso inverno non sono di immediata soluzione: interventi risolutivi sulle interconnessioni e sulla realizzazione di nuovi terminali di rigassificazione non potranno essere attuati prima del 2008. Pertanto anche nei prossimi due inverni potrebbe ripresentarsi una situazione di crisi da fronteggiare con misure urgenti, tese al contenimento della domanda e all’incremento dell’approvvigionamento.
Nel presente lavoro si analizza la situazione degli approvvigionamenti e dei consumi di gas naturale per il prossimo inverno, con particolare riferimento agli scenari di maggiore criticità. A questo riguardo, ferma restando la situazione infrastrutturale, vengono analizzati alcuni scenari di domanda e approvvigionamento per i 5 mesi invernali (Novembre÷Marzo), determinati in base al valore di alcune “variabili esogene”. In particolare, gli scenari di domanda sono definiti facendo riferimento a:

□ Condizioni meteoclimatiche dell’inverno, sia a livello nazionale che a livello continentale. Queste influenzano sia il consumo per riscaldamento sia il consumo termoelettrico, per il loro effetto sull’import/export di energia elettrica. Nel presente lavoro sono state prese in esame tre differenti condizioni: l’inverno climaticamente medio (media degli ultimi 43 anni), l’inverno con condizioni climatiche rigide aventi probabilità di verificarsi una volta ogni vent’anni (inverno molto rigido) e l’inverno con condizioni climatiche uguali a quelle del 2005-2006 (inverno rigido).

□ Livello di produzione idroelettrica, legata alle precipitazioni dello specifico anno. Una maggiore disponibilità di risorse idriche (idraulicità), porta ad una maggiore produzione idroelettrica e quindi ad una corrispondente minore produzione termoelettrica. Al riguardo si considerano due differenti situazioni: bassa idraulicità, uguale a quella dell’inverno 2005-2006, ed idraulicità media, corrispondente alla media del quinquennio 2000 – 2004.

Combinando i valori delle suddette condizioni esogene, vengono quindi generati 6 differenti scenari di domanda.
Per quanto riguarda l’approvvigionamento, si considerano due scenari caratterizzati da una diversa quantità di gas importato nel periodo invernale. Tale differenza si suppone dovuta ad un diverso grado di utilizzazione della capacita di trasporto delle interconnessioni. In particolare, nel primo scenario si prevede che le interconnessioni abbiano un livello di utilizzo medio, mentre nel secondo scenario il grado di utilizzo aumenta per effetto dell’obbligo alla massimizzazione delle importazioni nel periodo invernale, imposto dal Ministero.
Combinando gli scenari di domanda e approvvigionamento si ottengono 12 diversi scenari domanda-approvvigionamento, ciascuno dei quali viene analizzato rispetto al volume di stoccaggio richiesto per bilanciare il saldo tra domanda e la quantità di gas disponibile dalle importazioni e dalla produzione nazionale.

2. La domanda di gas nel periodo invernale²
La domanda di gas viene analizzata rispetto alle tipologie di consumo contenute nei rapporti mensili del MSE, e cioè:

□ Servizi e Usi Domestici
□ Settore Termoelettrico, con consumi ripartiti per sola produzione di energia elettrica e produzione combinata di calore
□ Settore Industriale
□ Settore Autotrazione
□ Perdite e consumi

L’analisi viene svolta in prima istanza trascurando gli effetti di misure di emergenza per la riduzione dei consumi. Si valutare il ricorso a tali misure per far fronte all’eventuale criticità (insufficienza) dello stoccaggio in ciascun scenario analizzato³.

2.1 Servizi e usi domestici
Questi consumi sono relativi a clienti allacciati alle reti di distribuzione⁴. Essi utilizzano il gas prevalentemente per fini di riscaldamento. La loro curva di consumo è quindi fortemente differenziata nei diversi mesi dell’anno, con un marcato picco nel periodo invernale.
Per meglio valutare l’influsso delle condizioni meteoclimatiche sui consumi per servizi e usi domestici, si è soliti suddividere il consumo di questi utenti in due parti:

□ Consumo di base (o continuativo): include quei consumi che si possono considerare all’incirca costanti in tutti i giorni dell’anno (ad esempio per uso cottura, acqua calda sanitaria, attività continuative artigianali e del terziario) o che comunque non riguardano il riscaldamento.
□ Consumo per riscaldamento: è il consumo esplicitamente destinato alle necessità di riscaldamento per tutte le tipologie di edifici (destinati ad uso abitativo, servizi, uso industriale, ecc.).

Il consumo di base viene stimato come media dei consumi di gas dei mesi di giugno e settembre. Si assume infatti che in tali mesi il consumo non includa la componente per il riscaldamento (in quanto assente), né risenta particolarmente di flessioni della eventuale quota di consumo industriale o dei servizi dovute al periodo di ferie.
I valori a consuntivo del consumo per riscaldamento sono determinati in maniera indiretta, scorporando dal consumo complessivo della rete di distribuzione (valore misurato) il valore del consumo di base, determinato come descritto sopra.
Per stimare il consumo per riscaldamento in differenti condizioni meteoclimatiche è necessario rifarsi ad una metodologia che correli il consumo alla condizione meteoclimatica stessa. A questo scopo nel presente lavoro si fa riferimento alla metodologia ed ai risultati ottenuti da CESI RICERCA nell’ambito dell’attività di Ricerca di Sistema “Metodologie per la previsione del fabbisogno di gas” e pubblicati in [1].
In primo luogo occorre individuare una variabile meteorologica rappresentativa della situazione meteoclimatica. Nella pratica operativa corrente la variabile meteorologica a cui vengono correlati i consumi per riscaldamento è costituita dai “gradi giorno” giornalieri, definiti come il complemento a 18°C della media tra la temperatura giornaliera massima e minima rilevate in un dato luogo⁵.
L’impiego dei gradi giorno consente di esprimere in modo semplice il concetto di “volume di freddo” in un determinato periodo (ad es. sull’intero inverno), come somma dei gradi giorno delle giornate di quel periodo.
Per passare dai valori locali di temperatura (nella pratica operativa Snam Rete Gas fa riferimento alla temperatura rilevata in 18 osservatori meteorologici) ad una grandezza significativa della situazione meteorologica nazionale si utilizza la media pesata dei gradi giorno rilevati localmente (in ciascun osservatorio), applicando come peso la quota di consumo di gas degli utenti localizzati nelle zone baricentrate su ciascun osservatorio. In questo modo si determina la “temperatura nazionale giornaliera” espressa in gradi giorno. Sommando le temperature nazionali giornaliere di tutti i giorni del periodo invernale si ottiene il valore dei gradi giorno stagionali.
Per calcolare la previsione del consumo per riscaldamento in diverse condizioni climatiche, si procede nel seguente modo:
1. Tramite l’analisi statistica delle serie storiche delle temperature, si determina il valore di gradi giorno stagionali corrispondenti alle tre condizioni climatiche considerate (inverno medio, rigido e molto rigido).
2. Si trasforma il valore di gradi giorno stagionali nel consumo stagionale di gas corrispondente a ciascuna condizione climatica.

In Tabella 1 si riportano i valori dei gradi giorno stagionali relativi alle tre condizioni meteoclimatiche considerate. I valori, ripresi da [1], sono stati calcolati facendo riferimento alla serie storica dei gradi giorno stagionali degli ultimi 43 inverni, rilevati nei 18 osservatori considerati da Snam Rete Gas⁶.
 

TABELLA 1

Successivamente, come detto, dal valore dei gradi giorno stagionali si calcola il corrispondente consumo per riscaldamento, secondo la procedura seguente:

a. Si determina il consumo mensile di base, come media dei consumi dei mesi di giugno e settembre precedenti.

b. Si calcola il “gradiente” del consumo per riscaldamento relativo all’ultimo inverno. Esso è pari al rapporto tra il consumo per riscaldamento dell’ultimo inverno e i gradi giorno stagionali relativi allo stesso periodo. Applicando la suddetta procedura ai dati di consumo di gas per servizi e uso domestico degli ultimi due anni pubblicati dal MSE, si ottengono i valori di gradiente riportati nell’ultima riga di Tabella 2.
 

TABELLA 2

Si noti che nell’ultimo inverno il gradiente di consumo per riscaldamento è aumentato di circa il 2,8% rispetto all’inverno precedente, in virtù di una maggior penetrazione del riscaldamento a gas.

c. Si calcola il consumo per riscaldamento nel periodo invernale nelle diverse condizioni meteoclimatiche, moltiplicando i corrispondenti gradi giorno stagionali corrispondenti a ciascuna condizione meteoclimatica analizzata per il gradiente di consumo per riscaldamento dell’anno precedente, opportunamente corretto per il fattore di crescita previsto per il prossimo inverno.

Applicando la procedura sopra descritta è possibile stimare il consumo di gas per servizi e uso domestico nella stagione 2006-2007 per le tre condizioni meteoclimatiche considerate (cfr. Tabella 3). Si noti che il consumo di base è stato supposto uguale a quello dell’inverno 2004-2005 (leggermente superiore a quello dell’inverno 2005-2006), mentre il valore del gradiente è quello dell’inverno 2005-2006 aumentato del 2,5%.
 

TABELLA 3

Come si vede la differenza di consumo per riscaldamento tra un inverno medio ed un inverno con condizioni meteoclimatiche molto rigide è pari a 2,5 GSmc circa.

2.2 Il settore termoelettrico

2.2.1 Produzione di sola energia elettrica

La previsione di domanda di gas naturale nel settore termoelettrico nell’inverno 2006-2007 è stata determinata per ciascuno dei sei scenari di domanda di gas illustrati nell’introduzione.
Le assunzioni di base valide in ciascuno dei sei scenari di domanda sono le seguenti:

□ Aumento della domanda elettrica (cosiddetta “energia richiesta dalla rete”) di circa il 3% rispetto all’ultimo inverno, per un valore complessivo nei cinque mesi considerati pari a 146 TWh.

□ Proseguimento del riassetto del parco di produzione, attraverso la messa in servizio di nuovi impianti a ciclo combinato. Il parco termoelettrico “dispacciabile”⁷ per l’inverno 2006-2007 è caratterizzato, rispetto al 2005, dall’entrata in servizio di 10 nuovi gruppi a ciclo combinato alimentati a gas, dal ripristino del gruppo 4 a carbone di Brindisi Nord. Complessivamente, oltre il 66% della potenza del parco termoelettrico dispacciabile è alimentata a gas naturale.

□ Le autoproduzioni, caratterizzate prevalentemente da produzione termoelettrica a gas (circa 4650 MW) e da una quota del 5% di idroelettrico, rimangano costanti sui valori registrati nel corso dell’inverno 2005-2006, pari a 7,8 TWh.

□ La produzione netta di tutte le fonti rinnovabili escluso l’idroelettrico, per il periodo considerato, è pari a 6,8 TWh

□ La produzione da impianti CIP6 assimilati per il periodo considerato ricalca quella dell’anno precedente, e è pari a 17,4 TWh, di cui circa il 50% è prodotto da impianti alimentati a gas naturale.

Complessivamente, il parco elettrico alimentato a gas naturale è pari al 66,7 % del parco termoelettrico alimentato da combustibili fossili.
Per quanto riguarda la producibilità idroelettrica al netto del pompaggio e le importazioni di energia elettrica sono state prese in considerazione le seguenti condizioni, che caratterizzano i 6 scenari individuati:

□ Producibilità idroelettrica (al netto del pompaggio):

* Produzione idroelettrica ridotta, dovuta ad una scarsa piovosità: è stata presa a riferimento la situazione dell’inverno 2005-2006, in cui la producibilità netta da apporti naturali è stata pari a 14,9 TWh.
* Produzione idroelettrica normale, cioè relativa ad un inverno con piovosità media, con producibilità netta da apporti naturali pari a 18,1 TWh.

□ Import/export elettrico:

* Nessuna riduzione del saldo import/export rispetto a quanto verificatosi fino all’inverno 2004-2005⁸: lo scenario corrisponde a condizioni meteoclimatiche medie, che non determinano tensioni sulla domanda elettrica nei paesi confinanti. In questo scenario l’energia elettrica importata nei 5 mesi invernali è pari a circa 26 TWh.

• Riduzione significativa del saldo import /export, dovuta a condizioni meteoclimatiche rigide che interessano l’Italia e i paesi confinanti, generando tensioni sulla domanda elettrica di questi ultimi. Quantitativamente, il saldo nazionale import-export di energia elettrica è stato posto uguale a quello dell’inverno 2005-2006: l’energia elettrica importata nei 5 mesi invernali è quindi pari a 15,6 TWh.
• Riduzione molto significativa del saldo import /export, a causa di un inverno molto rigido a livello europeo (inverno rigido con frequenza ventennale). Il fenomeno della riduzione del saldo con i paesi confinanti è ulteriormente amplificato rispetto al caso precedente:si ipotizza una riduzione di un ulteriore 5% sulla sola frontiera Nord, portando il saldo ad un valore di 14,8 TWh.

I sei scenari di produzione elettrica sopra descritti sono stati analizzati mediante un simulatore del mercato elettrico, che esegue un dispacciamento ottimo idrotermico su un periodo di un anno, perseguendo la minimizzazione dei costi variabili di combustibile. In tal modo si simula l’esercizio più efficiente del sistema elettrico, ottenendo, tra l’altro, le produzioni dalle diverse fonti di combustibile in ciascun mese dell’anno, e quindi il consumo di gas naturale per produzione termoelettrica nel periodo invernale. I consumi di gas per produzione termoelettrica sono riassunti nella Tabella 4⁹:
 

TABELLA 4

2.2.2 Produzione di calore combinato con energia elettrica
Si tratta dei consumi di gas per la produzione di calore combinata con la produzione di energia elettrica. L’andamento di tali consumi negli ultimi tre inverni, ottenuto rielaborando i dati mensili pubblicati dal MSE, è riportato in Tabella 5:

TABELLA 5

Si ipotizza che per il prossimo inverno tale consumo abbia un incremento pari a quello dello scorso anno, in virtù dell’entrata in servizio nel corso dell’anno di alcuni impianti cogenerativi. Sotto questa ipotesi il consumo stimato è pari a 1,76 GSmc.

2.3 Il settore industriale
Si tratta dei consumi dei clienti industriali allacciati sia alle reti di distribuzione, sia alla rete di trasporto. In Tabella 6 è riportato il consumo del settore industriale negli ultimi tre inverni, ottenuto rielaborando i dati mensili pubblicati dal MSE.

TABELLA 6

Si ipotizza che tale consumo sia scarsamente influenzato dalle condizioni climatiche, mentre risenta di fattori congiunturali (ad es. andamento del PIL, modifiche nelle produzione industriale, ecc.).
Come si può notare, negli ultimi 3 inverni si è registrata una progressiva riduzione dei consumi, con una diminuzione marcata nell’ultimo inverno, in buona parte da attribuirsi agli interventi di interrompibilità messi in atto dal gennaio 2006 per contrastare la crisi del gas.
Per il prossimo inverno si ipotizza che il consumo di gas per i clienti industriali sia leggermente inferiore all’inverno 2004-2005, cioè 8,90 GSmc.

2.4 Autotrazione
Sono i volumi erogati dai distributori stradali alle auto private e alle flotte di autobus di aziende pubbliche, oltre ai volumi erogati dai distributori aziendali interni alle proprie flotte di automezzi (bus, autocompattatori, ecc.). In Tabella 7 è riportato il consumo per autotrazione negli ultimi tre inverni, ottenuto rielaborando i dati mensili pubblicati dal MSE.
 

TABELLA 7

Si ipotizza che la crescita dei consumi di circa il 10% che si è registrata nell’ultimo inverno prosegua anche per il prossimo inverno, portando quindi ad un valore stimato pari a 0,22 GSmc.

2.5 Perdite e consumi
Le perdite sulla rete di trasporto nazionale (esclusi gli stoccaggi) nel periodo invernale sono state valutate come differenza tra i dati mensili di approvvigionamento e di vendita pubblicati dal MSE, e sono pari a 0,200 GSmc.

2.6 Riassunto delle previsioni di consumo nel periodo invernale
In Tabella 8 sono riassunte le previsioni di consumo relative a 6 differenti scenari di domanda, differenziati in base alle seguenti condizioni:

□ Situazione meteoclimatica, che influenza il consumo di gas per riscaldamento per servizi e usi civili.
□ Livello delle importazioni di energia elettrica, che influenza la quantità di energia elettrica prodotta da impianti nazionali, e in particolare da cicli combinati a gas.
□ Livello di idraulicità, che influenza la quantità di energia prodotta da impianti idroelettrici e, indirettamente, quella da impianti termoelettrici chiamati a sopperire la carenza di energia idroelettrica.

Negli scenari di domanda considerati le prime due condizioni sono state considerate correlate: si è assunto cioè che ad un inverno rigido in Italia corrisponda un inverno rigido nel resto d’Europa. Pertanto in questa condizione meteoclimatica si avrà sia un incremento dei consumi di gas per riscaldamento (servizi e usi domestici), sia un aumento dei consumi per produzione termoelettrica dovuto prevalentemente alla riduzione delle importazioni di energia elettrica.
 

TABELLA 8

3. L’approvvigionamento
Su base annua l’approvvigionamento nazionale di gas è costituito dalle importazioni (più dell’86% nel 2005) e dalla produzione nazionale. Circoscrivendo l’attenzione al solo periodo invernale, occorre annoverare tra le fonti disponibili per il consumo anche il gas degli stoccaggi (stoccaggio di modulazione e stoccaggio strategico). Infatti la riserva di stoccaggio, costituita nel periodo aprile – ottobre, viene utilizzata nel periodo novembre – marzo, quando la domanda stagionale eccede le disponibilità delle importazioni e della produzione nazionale.

Di seguito si analizzeranno separatamente gli apporti dati delle le tre suddette fonti, riferendosi al periodo invernale.

3.1 Le importazioni
La capacità tecnica delle infrastrutture di importazione di gas per l’inverno 2006-2007 risultante dal recente Comunicato del MSE [3] è riportata in Tabella 9. Essa è distinta per capacità di trasporto dei gasdotti e capacità del terminale LNG di Panigaglia.

TABELLA 9

Rispetto allo scorso inverno si registra un incremento di 12 MSmc/giorno della capacità di trasporto al confine italiano del gasdotto dalla Russia.
Nell’inverno 2005-2006 l’utilizzo della capacità di trasporto delle interconnessioni è stato il seguente:

□ Nel bimestre novembre – dicembre 2005 il livello di utilizzo è stato pari a 0,86 per i gasdotti e a 0,65 per il terminale di rigassificazione di Panigaglia.

□ Nel trimestre gennaio – marzo 2006 il livello di utilizzo si è elevato rispettivamente a 0,92 e a 0,80, grazie al regime di massimizzazione delle importazioni imposto a partire da fine dicembre 2005.

In base ai suddetti valori, per l’inverno 2006-2007 saranno presi in considerazione due differenti scenari di approvvigionamento (vedi Tabella 10), caratterizzati dai seguenti livelli di utilizzo delle infrastrutture di importazione:

□ Scenario con utilizzo normale delle importazioni. Si assume che non sia richiesta la massimizzazione delle importazioni; in questo caso il coefficiente di utilizzo delle infrastrutture nel bimestre novembre-dicembre sarà analogo a quello del primo bimestre dello scorso inverno (0,86 e 0,65), mentre nel trimestre successivo sarà leggermente inferiore a quello del corrispondente periodo dello scorso inverno, quando si era in presenza di obbligo di massimizzazione delle importazioni. In questo scenario i valori dei coefficienti di utilizzo varranno rispettivamente 0,90 e 0,75.

□ Scenario con utilizzo massimo delle importazioni. Si assume che venga imposto l’obbligo di massimizzare le importazioni per tutto il periodo invernale¹⁰; in questo caso nel periodo gennaio-marzo i coefficienti di utilizzo saranno pari a quelli dello stesso periodo dello scorso inverno (0,92 e 0,80), mentre per il periodo novembre-dicembre i coefficienti saranno leggermente più bassi (0,90 e 0,75) in quanto nella prima metà di novembre gli stoccaggi sono ancora pieni e generalmente in questo periodo le condizioni climatiche non sono tali da determinare consumi giornalieri che necessitino della quantità massima di gas importabile.

TABELLA 10

Applicando i suddetti coefficienti di utilizzo alle capacità di trasporto riportate in Tabella 9 si ottengono le quantità di gas importato nel periodo 1/11 – 31/3 di cui alla Tabella 11.
 

TABELLA 11

 
3.2 La produzione nazionale
La produzione nazionale rimane costante giornalmente per ottimizzare l’erogabilità dei giacimenti. Dalla metà degli anni ’90 ad oggi la produzione nazionale ha fatto segnare un calo piuttosto marcato, con un tasso medio di riduzione annua del 8%. Per il prossimo inverno si ipotizza una produzione di circa 0,88 GSmc/mese, in linea con il trend di diminuzione degli ultimi anni. Conseguentemente, la produzione prevista nel periodo novembre 2006 – marzo 2007 è pari a 4,4 GSmc.

Il volume complessivo di gas di importazione e di produzione nazionale previsto per l’inverno 2006-2007 è riassunto in Tabella 12:

TABELLA 12

3.3 Gli stoccaggi
Per l’anno termico 2006-2007 le società Stogit e Edison Stoccaggio hanno fornito i valori di stoccaggio strategico e stoccaggio minerario, di modulazione e per il bilanciamento della rete riportati in Tabella 13.

TABELLA 13

Si noti che, rispetto allo scorso anno, si registra un modesto ma importante aumento del volume di stoccaggio di modulazione (alcune centinaia di milioni di Smc), dovuto ad un’azione di potenziamento e razionalizzazione del sistema.

4. Confronto tra domanda e approvvigionamento

Il confronto viene effettuato per ciascuno dei 12 scenari costituiti dalle coppie domanda / approvvigionamento. In particolare, per ciascuna coppia si determina il prelievo da stoccaggio che è necessario per soddisfare la domanda di gas.

4.1 Andamento del prelievo da stoccaggio nell’inverno 2005-2006
I prelievi dagli stoccaggi dell’inverno 2005-2006, secondo quanto pubblicato in un recente documento del MSE [2], hanno avuto il seguente andamento:
1. In situazione normale (senza gli interventi predisposti dal Ministero per far fronte alla crisi) si sarebbe arrivati ad un utilizzo massimo pari a 10,9 GSmc (raggiunto a metà marzo), con un utilizzo di stoccaggio strategico pari a 3,3 GSmc.
2. A seguito delle azioni intraprese per fronteggiare la crisi del gas (varie forme di interrompibilità, deroghe all’utilizzo di impianti ad olio combustibile, contenimento dei consumi civili) l’impegno è stato limitato a 9,3 GSmc (raggiunto il 17/03/2006), di cui 1,2 GSmc di stoccaggio strategico. A fine marzo, a seguito della diminuzione dei consumi nella seconda metà del mese e della costanza delle importazioni, lo stoccaggio strategico è aumentato, rispetto al valore minimo raggiunto, di circa 0,4 GSmc (corrispondentemente a fine mese lo svaso complessivo dello stoccaggio era pari a 8,9 GSmc, con lo stoccaggio strategico intaccato per 0,8 GSmc).

4.2 Utilizzo dello stoccaggio negli scenari considerati
Come ben evidenziato nell’andamento dello scorso inverno, la diminuzione dei consumi a fine inverno unitamente al profilo costante delle importazioni, fa sì che una parte del gas approvvigionato nella seconda metà del mese di marzo vada a ripristinare gli stoccaggi. Pertanto il periodo di massimo utilizzo dello stoccaggio solitamente si colloca intorno alla metà di marzo; a fine marzo si registra un lieve incremento rispetto a tale valore minimo, per effetto del riempimento che inizia nella seconda metà del mese.

 
L’analisi che segue evidenzia, per ciascuno dei 12 scenari, il massimo svaso da stoccaggio (cioè il valore previsto a metà marzo), ipotizzando che la quantità di stoccaggio reintegrata nella seconda metà del mese sia pari, rispettivamente, a 0,2 GSmc nel caso di importazioni normali, e a 0,4 GSmc per importazioni massimizzate.

I grafici di Figura 1 e 2 riportano i prelievi massimi da stoccaggio nei 12 scenari analizzati. Su ciascun grafico sono indicati con linea tratteggiata le quantità di stoccaggio di modulazione (linea gialla) e di stoccaggio di modulazione più strategico (linea rossa) disponibili per il prossimo inverno.

Il grafico di Figura 1 riporta la situazione relativa a importazioni normali. Come si può notare, in 5 dei 6 scenari di domanda considerati, per far fronte alla domanda è necessario intaccare lo stoccaggio strategico, in due casi per quantità assai rilevanti (fino a 4 GSmc). Pertanto trova piena giustificazione la decisione del MSE di imporre la massimizzazione delle importazioni nel periodo invernale.

Il grafico di Figura 2 riporta gli scenari in cui è prevista la massimizzazione delle importazioni. Rispetto al caso precedente la situazione è notevolmente migliorata: tuttavia permangono critici gli scenari relativi a condizioni climatiche molto rigide (inverno rigido con frequenza ventennale), con un prelievo dallo stoccaggio strategico che raggiunge i 3 GSmc.

Figura 1 : Prelievo massimo da stoccaggi nel caso di importazioni non massimizzate

Figura 2 - Prelievo massimo da stoccaggi nel caso di importazioni massimizzate

5. Considerazioni conclusive
L’analisi degli scenari svolta nel capitolo precedente evidenzia che la disposizione di massimizzazione delle importazioni emanata dal MSE in data 4/8/2006 è una misura preventiva necessaria per far fronte alle carenze del sistema gas del prossimo inverno.

L’analisi però mette anche in luce che tale misura, da sola, non è sufficiente a mettere il sistema gas al riparo dalle criticità dovute a:

□ Un inverno particolarmente freddo, che determina l’aumento dei consumi per riscaldamento e per produzione di energia elettrica.

□ Riduzioni non programmate alle importazioni dovute ai problemi sulle interconnessioni europee (vedi crisi Russia-Ucraina dello scorso inverno), che vanificherebbero le misure di massimizzazione delle importazioni.

Infatti nelle suddette situazioni lo stoccaggio strategico viene intaccato per quantità significative: ciò comporta una drastica riduzione dell’erogabilità giornaliera dagli stoccaggi nell’ultima parte dell’inverno (l’erogabilità giornaliera degli stoccaggi è infatti funzione della quantità complessiva di gas stoccato), non consentendo la copertura del fabbisogno nei giorni più freddi di fine inverno.

A tale scopo il MSE, con un secondo Decreto in data 4/8/2006, ha previsto, come ulteriore misura per fronteggiare l’eventuale carenza di gas naturale, l’obbligo per le imprese che forniscono i clienti industriali direttamente allacciati alla rete di trasporto, di concordare con detti clienti una interrompibilità delle forniture che consenta di ottenere una riduzione garantita della fornitura di gas al complesso dei propri clienti industriali, non inferiore al 10% dei quantitativi mediamente forniti nei 30 giorni precedenti.

Sono infine allo studio da parte del MSE e dell’Autorità ulteriori contromisure di contenimento dei consumi, quali ad esempio la possibilità di aumentare le tariffe di trasporto del gas per il settore termoelettrico in situazione di emergenza oppure la massimizzazione dell’impiego dell’olio combustibile in alcune centrali al posto del gas.

Le misure del secondo Decreto e quelle ancora allo studio consentiranno anche di far fronte al rischio di copertura della punta giornaliera dovuto alla riduzione dell’erogabilità giornaliera dagli stoccaggio. Particolarmente critiche sono le punte giornaliere di domanda che si presentano nella seconda parte dell’inverno (orientativamente dopo il 15 febbraio), in quanto in tale periodo l’erogazione dallo stoccaggio può essere insufficiente, specie se la quantità complessiva di gas ancora stoccato è bassa per effetto dei prelievi effettuati fino a quella data. Tali situazioni sono fronteggiabili solamente scoraggiando da un punto di vista economico il prelievo (da qui l’aumento delle tariffe di trasporto del gas per il settore termoelettrico in situazione di emergenza) oppure ricorrendo all’interrompibilità dei clienti industriali.

Riferimenti

M. Gallanti, A. Venturini, F. Bellini: “Metodologie per la previsione del fabbisogno di gas naturale per la determinazione del servizio di modulazione di punta stagionale e di punta giornaliera per il settore civile e per il settore termoelettrico”. Rapporto CESI n° A5-060490, dicembre 2005 (disponibile su www.ricercadisistema.it).
Ministero delle Attività Produttive (ora MSE): “Fine dell’emergenza del sistema nazionale del gas - Documento di sintesi”. Presentazione del 22/03/2006.
Ministero dello Sviluppo Economico: “Comunicato sulle capacità di trasporto 2006-2007”, 13/07/2006.