PROIEZIONI DI DOMANDA E OFFERTA DI GAS NEL PERIODO 2017-2035

Gli scenari previsionali di domanda e offerta gas sono sviluppati, per il piano decennale di sviluppo, da Snam tenendo conto degli indirizzi di politica energetica ed ambientale previsti a livello europeo e mondiale. Ne risulta che le previsioni alla base del piano siano sostanzialmente conformi a quelle presentate nel piano di sviluppo della rete a livello europeo. Di seguito vengono indicati i criteri alla base degli scenari utilizzati.

 

L’evoluzione della domanda di gas in Italia nell’orizzonte 2017-2035 sarà influenzata dalle scelte di politica energetica ed ambientale che saranno adottate per il raggiungimento degli obiettivi di contenimento delle emissioni, penetrazione delle rinnovabili e risparmio energetico previsti° a livello nazionale e comunitario. In particolare il nuovo “2030 Climate&Energy Framework” definisce a livello comunitario per il 2030 gli obiettivi vincolanti di riduzione delle emissioni (-40%) e penetrazione delle rinnovabili (+27%), oltre all’obiettivo di risparmio energetico (non inferiore al 27%).

I percorsi per il raggiungimento di tali obiettivi possono essere differenti, e dipendono dalle tecnologie considerate nell’evoluzione dei consumi settoriali e dalle scelte di utilizzo di alcune fonti rinnovabili rispetto ad altre nel processo di decarbonizzazione dell’energia.

 

Snam ha elaborato uno scenario di evoluzione della domanda gas che raggiunge gli obiettivi previsti dal “2030 Climate&Energy Framework” privilegiando una strategia di decarbonizzazione che ottimizzi le risorse e infrastrutture esistenti e il ruolo del gas nella generazione elettrica, attraverso lo sviluppo del biometano, fonte rinnovabile programmabile che può essere vettoriata attraverso la rete di trasporto gas alle centrali termoelettriche a ciclo combinato. L’utilizzo del biometano nella generazione termoelettrica a ciclo combinato consente infatti che tale tecnologia, caratterizzata da elevato rendimento, abbia una parte attiva nella progressiva decarbonizzazione del mix di generazione elettrico contribuendo all’ottimizzazione dei costi che il sistema dovrà sostenere per accogliere ed integrare le fonti rinnovabili.

Lo scenario si fonda su una ripresa del quadro macroeconomico e della domanda elettrica già dal 2016, con una crescita attesa del PIL pari allo 0,8% sul periodo 2017-2035. In tale contesto, la domanda gas in Italia potrà crescere sul decennio 2017 – 2035 di circa lo 0,9% medio annuo in uno scenario di evoluzione del mix energetico del paese coerente con gli obiettivi ambientali previsti. Nello scenario, oltre al contributo positivo alla domanda di gas derivante dallo sviluppo del biometano, si considera il progressivo incremento dell’uso del gas (compresso e liquefatto) nei trasporti, favorito dall’inasprimento, dal 2020, dei limiti emissivi per i motori. In particolare, per il biometano, si può prevedere un contributo alla domanda di gas naturale fino a circa 4 miliardi di metri cubi al 2026 (10,4 miliardi al 2035), con una crescita significativa a partire dal 2022. I volumi di biometano previsti tengono conto dello sviluppo di una filiera agricolo/industriale per la produzione di biometano sia da matrice agricola sia da rifiuti. Il biometano è una fonte rinnovabile caratterizzata da una maggiore programmabilità rispetto a fotovoltaico ed eolico e che può contribuire ad un utilizzo più efficiente dell’infrastruttura gas e del parco di generazione elettrico a ciclo combinato con risparmio di costo sul sistema della trasmissione elettrica.

 

La crescita della domanda di gas è trainata principalmente dai consumi del settore termoelettrico legati alla ripresa economica che, seppur modesta, sostiene la domanda elettrica, che si prevede aumenti mediamente di circa lo 0,5% all’anno.

In tale contesto, i consumi di gas nel settore della produzione di energia elettrica possono crescere in media annua dell’1,5%, in particolare laddove si sviluppi il contributo del biometano di cui sopra.

Lo sviluppo della filiera del biometano consente infatti di:

-    aumentare i consumi di gas delle centrali elettriche di circa il 34% nel periodo, limitando la crescita delle loro emissioni climalteranti al 5% (*) contribuendo in tal modo ad una generazione elettrica efficiente industrialmente ed ambientalmente sostenibile;

-    aumentare i volumi trasportati fino a 10,4 miliardi di metri cubi aggiuntivi al 2035, incrementando il ruolo dell’infrastruttura gas come “partner” dello sviluppo delle rinnovabili.

Per il settore dei trasporti ci si attende una considerevole crescita del CNG per l’autotrazione fino a 7,9 miliardi di metri cubi al 2035 (+6,8 miliardi rispetto al 2016). L’espansione gas naturale in questo settore è favorito da vincoli emissivi più stringenti dal 2020 per le auto e dallo sviluppo del GNL come combustibile per il trasporto pesante su gomma e nel trasporto marittimo, secondo gli indirizzi previsti dalla direttiva 2014/94/EU “Deployment Alternative Fuel Infrastructure” 

La penetrazione del biometano nell’autotrazione, in particolare nel CNG, contribuisce a soddisfare gli obblighi europei di consumo di biocarburanti sostenibili nel settore dei trasporti.

Nell’arco temporale considerato, nel settore residenziale e terziario ci si attende invece una riduzione prospettica dei consumi dell’1% medio annuo legata all’incremento dell’efficienza energetica degli edifici, all’efficientamento dei sistemi di riscaldamento con sostituzione delle caldaie tradizionali con caldaie a condensazione ed alla penetrazione delle fonti rinnovabili nel settore del riscaldamento attraverso biomasse, solare termico, e progressiva diffusione delle pompe di calore elettriche.

Nel settore industriale, è prevista una riduzione dei consumi dell’1,2% medio annuo, legata a un recupero di efficienza che supera la dinamica di crescita connessa con la crescita economica.

(*) L’intensità carbonica del gas utilizzato nella produzione elettrica diminuisce del 28%, passando da 1,95 kgCO2/mc nel 2016 a 1,41 kgCO2/mc nel 2035.

 

La tabella sottostante riporta il dettaglio dei consumi annuali attesi per segmento di mercato.

 

 

TABELLA 11A : PROIEZIONE DOMANDA DI GAS NATURALE E BIOMETANO IN ITALIA

High case Scenario

miliardi di Smc @ 10,6 kWh/Smc 2016 2020 2026 2030 2035 VAR. %  media annua 2016-2026 VAR. %  media annua 2016-2035
Residenziale e Terziario 28,9 28,2 27,2 25,9 23,8 -0,6% -1,0%
Termoelettrico 23,3 23,2 28,2 31,5 31,2 1,9% 1,5%
Industria 14,6 14,1 13,1 12,4 11,6 -1,1% -1,2%
Altri settori (*) 2,1 3,6 8,3 11,4 14,3 14,9% 10,8%
Consumi e Perdite 2,0 2,1 2,5 2,7 2,6 2,1% 1,5%
TOTALE DOMANDA 70,9 71,3 79,2 83,8 83,5 1,1% 0,9%

(*) Comprende i consumi dei settori Agricoltura e Pesca, Sintesi Chimica e Autotrazione.

 

Qualora non si verificassero le condizioni sopraesposte per lo sviluppo del biometano come fonte rinnovabile programmabile nella generazione elettrica, il raggiungimento degli obiettivi di riduzione delle emissioni e di penetrazione delle rinnovabili sarebbe affidato soprattutto alla crescita di fotovoltaico ed eolico per la generazione elettrica con un prevedibile rilevante incremento dei costi di trasmissione e gestione della flessibilità sul sistema anche a seguito del necessario mantenimento per back-up di centrali a ciclo combinato (Low Case Scenario).

In questo caso la domanda di gas in Italia sarebbe in leggera diminuzione (-0,4% medio annuo), raggiungendo al 2035 i 65,7 miliardi di metri cubi. Il contributo del biometano sarebbe limitato ad una produzione non superiore a 1,3 miliardi di metri cubi destinati all’utilizzo come biocarburante nei trasporti. Nel settore termoelettrico la domanda complessiva di gas vedrebbe una diminuzione dello 0,7% medio annuo (-0,3% nel decennio 2016-2026 e -1,1% nel decennio successivo), raggiungendo al 2035 i 20,3 miliardi di metri cubi. La tabella sottostante riporta il dettaglio dei consumi annuali attesi per segmento di mercato in questo secondo caso di maggior sviluppo delle fonti rinnovabili non programmabili.

 

TABELLA 11B : PROIEZIONE DOMANDA DI GAS NATURALE E BIOMETANO IN ITALIA

Low case Scenario

miliardi di Smc @ 10,6 kWh/Smc 2016 2020 2026 2030 2035 VAR. %  media annua 2016-2026 VAR. %  media annua 2016-2035
Residenziale e Terziario 28,9 28,2 27,2 25,9 23,8 -0,6% -1,0%
Termoelettrico 23,3 22,1 22,5 22,6 20,3 -0,3% -0,7%
Industria 14,6 14,1 13,1 12,4 11,6 -1,1% -1,2%
Altri settori (*) 2,1 2,9 4,9 6,5 8,0 9,1% 7,4%
Consumi e Perdite 2,0 2,0 2,2 2,2 2,1 1,0% 0,1%
TOTALE DOMANDA 70,9 69,3 70,0 69,6 65,7 -0,1% -0,4%

(*) Comprende i consumi dei settori Agricoltura e Pesca, Sintesi Chimica e Autotrazione.

 

A fronte dell’andamento atteso della domanda annua si stima che, anche in prospettiva ed in modo indipendente dagli scenari di domanda annua considerati, la domanda giornaliera non subirà rilevanti variazioni rispetto ai valori massimi storici registrati fino al 2012 (record storico registrato il giorno 6 febbraio 2012 pari a 472 milioni di metri cubi). In particolare, nello scenario “low”, è necessario considerare il ruolo di back-up della generazione termoelettrica a gas in relazione allo sviluppo della generazione elettrica da fonti rinnovabili intermittenti.
Nella tabella seguente viene riportato il dettaglio della domanda massima giornaliera registrata e del massimo prelievo storico termoelettrico (registrato il 19-07-2007).

 

TABELLA 12: VALORI GIORNALIERI MASSIMI DI  PRELIEVO GIORNALIERO DA RETE NAZIONALE

milioni di Smc /giorno @ 10,6 kWh/Smc 6-02-2012 Max assoluto termoelettrico
Reti di distribuzione 302,88  
Industriale 46,43  
Termoelettrico 110,31 127,60
Altro (*) 12,52  
TOTALE 472,14  

(*) include riconsegnato ad altre reti di trasporto ed esportazioni.

 

Le importazioni di gas continueranno ad essere la fonte primaria di copertura della domanda e potranno incrementare in modo più significativo a fronte di un crescente ruolo di transito del sistema gas italiano, incentivato dai progetti di sviluppo delle infrastrutture di importazione e di esportazione sulla rete.

Si stima quindi un incremento delle importazioni di gas per la copertura del solo fabbisogno domestico di circa 5,6 miliardi di metri cubi nel periodo 2016-2035, con un contributo addizionale di circa 5 miliardi dal 2023 (incrementabile fino a circa 8 miliardi, nel caso di domanda interna più bassa) per l’esportazione verso nord (possibile sia a Passo Gries sia a Tarvisio).

Il previsto aumento della produzione nazionale di gas è dovuto alla crescita del biometano, il cui contributo, come già riportato, si stima possa essere pari a 10,4 miliardi di metri cubi nel 2035.

L’offerta di gas dai campi “convenzionali” di produzione nazionale, vede infatti diminuire il proprio contributo sull’intero periodo (circa -4% medio annuo sul periodo 2016 – 2035).

 

TABELLA 13A: PROIEZIONE OFFERTA DI GAS NATURALE E BIOMETANO IN ITALIA

High case Scenario

miliardi di Smc @ 10,6 kWh/Smc 2016 2020 2026 2030 2035 VAR. %  media annua 2016-2026 VAR. %  media annua 2016-2035
Importazioni 65,1 66,1 75,1 76,8 75,5 1,5% 0,8%
Produzione Nazionale 5,6 6,2 9,2 12,1 13,1 5,2% 4,6%
Esportazioni -0,3 -1,1 -5,1 -5,1 -5,1 34,4% 16,8%
TOTALE OFFERTA* 70,4 71,3 79,2 83,8 83,5 1,2% 0,9%

(*) Non comprende la variazione delle scorte


TABELLA 13B: PROIEZIONE OFFERTA DI GAS NATURALE E BIOMETANO IN ITALIA

Low case Scenario

miliardi di Smc @ 10,6 kWh/Smc 2016 2020 2026 2030 2035 VAR. %  media annua 2016-2026 VAR. %  media annua 2016-2035
Importazioni 65,1 64,4 72,9 73,0 69,8 1,1% 0,4%
Produzione Nazionale 5,6 6,0 5,1 4,7 4,0 -0,8% -1,7%
Esportazioni -0,3 -1,1 -8,1 -8,1 -8,1 40,8% 19,7%
TOTALE OFFERTA* 70,4 69,3 70,0 69,6 65,7 -0,1% -0,4%

(*) Non comprende la variazione delle scorte

 

 

COERENZA SCENARI DI DOMANDA CON ALTRI SCENARI ITALIANI ED EUROPEI

 

Gli scenari di riferimento per le previsioni di domanda gas in Europa rilevanti per il presente documento sono quelli predisposti da ENTSOG nell’ambito dell’elaborazione del piano europeo di sviluppo della rete (di seguito TYNDP). Gli scenari ENTSOG tengono in considerazione gli scenari elaborati dalla Commissione Europea (EUCO 30 e target europei 2050), rispetto ai quali prevedono il rispetto dei target di politica energetica e ambientale stabiliti a livello comunitario. Anche gli scenari elaborati dall’International Energy Agency (IEA – World Energy Outlook) risultano rilevanti per l’elaborazione degli scenari ENTSOG, in quanto utilizzati come riferimenti per i prezzi dei fuel (petrolio, gas, carbone) e delle emissioni di CO2.

I risultati degli scenari ENTSOG sono elaborati sulla base delle informazioni fornite da ciascun membro dell’associazione nell’ambito di un processo di raccolta dati organizzato a cadenza biennale, in linea con i cicli di elaborazione del TYNDP. A partire dal TYNDP 2018, è stato previsto a livello europeo un coordinamento tra ENTSOG ed ENTSOE volto a definire, attraverso un processo congiunto di elaborazione e consultazione, un set di scenari di riferimento comune alle due associazioni e basato su potenziali e differenziate evoluzioni del panorama energetico, economico e tecnologico (c.d. “storylines”). Tale processo congiunto prevede che ENTSOG e ENTSOE concordino in maniera qualitativa i principali parametri che caratterizzano ciascuno scenario secondo la rispettiva storylines di base quali, a titolo esemplificativo: crescita economica, variazioni attese nella domanda di gas ed elettricità, grado di raggiungimento degli obbiettivi di politica energetica ed ambientale, sviluppi tecnologici etc. Infine, i membri delle due associazioni elaborano le rispettive stime di domanda di gas e elettricità in coerenza con gli scenari congiuntamente concordati.

Il processo – di tipo “bottom-up” – per gli usi finali del gas, è integrato con le valutazioni ENTSOE per la domanda termoelettrica di gas ed è finalizzato a garantire quanto più possibile la coerenza tra piani europei e nazionali, con particolare riferimento alle previsioni - sia di picco che annuali – di domanda gas. Le “storylines” elaborate in ambito europeo, infatti, sono riconducibili a scenari di evoluzione coerenti con quelli considerati da Snam Rete Gas nell’ambito dell’elaborazione dei propri piani di sviluppo.

Gli scenari di evoluzione della domanda  utilizzati nel presente Piano risultano quindi essere sostanzialmente allineati con le proiezioni di domanda gas raccolte da ENTSOG e valide per il sistema italiano nella redazione del TYNDP 2018 (pubblicate sul sito dell’associazione*). In particolare gli scenari “high case” e “low case” sono coerenti rispettivamente con gli scenari “Sustainable Transition” e “Distribuited Generation”, che verranno utilizzati nel TYNDP 2018.

In analogia con la decisione di ENTSOG e ENTSOE di sviluppare scenari energetici congiunti a livello europeo, si segnala che anche a livello nazionale è in corso di definizione un processo di coordinamento fra SNAM e l’operatore della rete di trasmissione dell’energia elettrica Terna.

 

(*) https://www.entsog.eu/publications/tyndp#ENTSOG-TEN-YEAR-NETWORK-DEVELOPMENT-PLAN-2018

 

SCENARI TYNDP ENTSOG

Gli scenari inclusi nel TYNDP per il lungo termine sono tre: Sustainable Transition, Distributed Generation e Global Climate Action. A questi si aggiunge uno scenario di breve termine: Best Estimate 2020 e Best Estimate 2025 (con sensitivity della competizione tra gas e carbone). Dei tre scenari di lungo termine, lo scenario più favorevole al gas è il Sustainable Transition, scenario che risulta allineato allo scenario HIGH CASE di Snam.

Di seguito si presenta il confronto tra gli scenari sviluppati per il Piano Decennale 2017-2026 e gli scenari del TYNDP18 di ENTSOG e ENTSO-E, per quanto riguarda la domanda di gas.

 

  • Best Estimate 2020 e 2025

La domanda di gas per Usi finali e Non-network considerata nel “ Best Estimate” è allineata allo scenario HIGH CASE, con una domanda complessiva di 48 miliardi di metri cubi al 2020 e di 50,5 miliardi di metri cubi al 2025. Per il settore termoelettrico il “Best Estimate” stima al 2020 una domanda di gas è più bassa di circa 7 miliardi di metri cubi, per un’ipotesi di produzione da combustibili solidi circa doppia di quella stimata nello scenario HIGH CASE.  Per il 2025 nel “Best Estimate” si considerano due ipotesi di merit order nella competizione tra le fonti: gas before coal (GBC) che massimizza la generazione da gas e coal before gas (CBG) che massimizza la generazione da carbone. Lo scenario HIGH CASE è allineato con l’ipotesi gas before coal, adottando uno scenario di prezzi che permette lo switch delle centrali a carbone meno efficienti. I due scenari al 2025 mostrano una differenza di volumi di circa 1 miliardo di metri cubi.

 

  • Sustainable Transition 2030 e 2040 

La domanda di gas per Usi finali e Non-network considerata nel “ Sustainable Transition ” è allineata allo scenario HIGH CASE, con una domanda complessiva di 52,3 miliardi di metri cubi al 2030 e di 51,7 miliardi di metri cubi al 2040. La domanda di gas per generazione di energia elettrica considerata nel “ Sustainable Transition ” risulta invece leggermente più bassa rispetto allo scenario HIGH CASE con differenze  di 2,5 bcm e 1,7 bcm rispettivamente al 2030 e al 2040. Tali differenze sono imputabili a una diversa ipotesi di efficienza media del parco a gas sull’orizzonte considerato, che nell’HIGH CASE è più bassa rispetto al Sustainable Transition.

 

  • Distributed Generation 

Lo scenario Distributed Generation è in linea con il LOW CASE per quanto riguarda la domanda Industriale (intesa come insieme di Industria, Agricoltura e pesca, Consumi e perdite e Usi non energetici) e si discosta leggermente negli altri settori. In particolare, le differenze maggiori si riscontrano nella domanda del settore Civile (-2,4 bcm al 2030 e -4,9 bcm al 2040 rispetto al LOW CASE) e sono imputabili a un più spinto efficientamento energetico (1% annuo tra il 2025 e il 2040) che abbassa la domanda complessiva di energia del settore. La penetrazione del gas nel settore dei Trasporti contemplata nello scenario Distributed Generation è più spinta rispetto a quella del LOW CASE (+1,2 bcm al 2030 e +2 bcm al 2040). Per quanto riguarda il settore Termoelettrico, la domanda di gas dello scenario Distributed Generation è più stabile rispetto al LOW CASE, come conseguenza di una ipotesi di crescita maggiore della domanda elettrica che sostiene il ricorso alla generazione da combustibili fossili. La domanda di gas al 2030 ed al 2040 nello scenario Distributed Generation vale rispettivamente 20,8 e 20,4 miliardi di metri cubi, a fronte di una domanda termoelettrica del Low Case che negli stessi anni vale 22,6 e 18,9 miliardi di metri cubi.  

 

  • Global Climate Action 

Lo scenario Global Climate Action è stato elaborato solo per il 2040 ed è molto simile come domanda complessiva di gas allo scenario Distributed Generation, valgono pertanto le considerazioni già riportate nel confronto precedente tra Low Case e Distributed Generation.