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 italiano (Strategia Energetica Nazionale del 2017), 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, a meno degli indirizzi contenuti nella SEN (ad esempio il coal phase-out al 2025). Di seguito vengono indicati i criteri alla base degli scenari utilizzati.

Lo scenario si fonda su una ripresa del quadro macroeconomico e della domanda elettrica già dal 2017, con una crescita attesa del PIL pari allo 0,9% sul periodo 2017-2035. La domanda di gas in Italia rimane al di sopra dei 70 miliardi di metri cubi fino al 2030, assumendo poi al 2035 un valore pari a 69 miliardi di metri cubi. Nell’arco temporale considerato, nel settore residenziale e terziario ci si attende una riduzione prospettica dei consumi dell’1,5% 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 termoelettrico la domanda complessiva di gas vede una diminuzione del 1% medio annuo (-0,2% nel decennio 2017-2027 e -2,0% nel periodo successivo), raggiungendo al 2035 i 21,2 miliardi di metri cubi. I consumi del settore termoelettrico risentono del forte sviluppo delle rinnovabili intermittenti che, nel lungo termine, compensano la crescita di domanda gas del settore dovuta alla totale fuoriuscita dal carbone del 2025.

Nel settore industriale, è prevista una riduzione dei consumi dello 0,3% medio annuo, legata a un recupero di efficienza che supera la dinamica di crescita connessa con la crescita economica.

All’interno di questo scenario è previsto un contributo del biometano, con uno sviluppo della produzione fino a circa 2,5 miliardi di metri cubi al 2035 destinati all’utilizzo come biocarburante nei trasporti, contribuendo a soddisfare gli obblighi europei di consumo di biocarburanti sostenibili nel settore dei trasporti. 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.

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

 

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

MILIARDI DI SMC @ 10,6 KWh/SMC

2017

2022

2027

2030

2035

 VAR. %
media annua
2017-2027

 VAR. %
media annua
2017-2035

RESIDENZIALE E TERZIARIO

29,5

27,8

26,2

24,9

22,4

-1,2%

-1,5%

TERMOELETTRICO

25,4

22,9

24,8

21,3

21,2

-0,2%

-1,0%

INDUSTRIA

15,7

16,4

16,0

15,6

14,9

0,2%

-0,3%

ALTRI SETTORI (*)

2,1

2,4

4,7

6,9

8,1

8,5%

7,9%

CONSUMI E PERDITE

2,5

2,4

2,5

2,4

2,3

0,1%

-0,5%

TOTALE DOMANDA

75,2

71,9

74,3

70,9

68,9

-0,1%

-0,5%

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


In uno scenario di decarbonizzazione più sfidante, come in discussione a livello europeo all’interno del Piano Energia e Clima che prevede un target di rinnovabili (32,5%), efficienza energetica (32%) e riduzione delle emissioni (-40%) a livello comunitario al 2030, il biometano può giocare un ruolo ancora più rilevante, con una produzione potenziale per l’Italia di 9 miliardi di metri cubi al 2035. Infatti, il biometano è una fonte rinnovabile programmabile che può essere vettoriata attraverso la rete di trasporto gas, immagazzinata negli impianti di stoccaggio e usata sia per usi civili e trasporto, ma anche nella generazione elettrica, contribuendo in maniera decisiva alla progressiva decarbonizzazione del mix di generazione elettrico e all’ottimizzazione dei costi di integrazione (reti e batterie) che il sistema dovrà sostenere per accogliere ed integrare le fonti rinnovabili. In questo contesto legislativo, l’Italia e gli altri stati membri dell’Europa sono chiamati a elaborare e formalizzare entro il 2019 un nuovo Piano Clima Energia Nazionale.

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 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 @ 10,6 KWH/SMC 6-feb-2012 Max assoluto
termoelettrico

RETI DI DISTRIBUZIONE

302,9

 

INDUSTRIALE

46,4

 

TERMOELETTRICO

110,3

127,6

ALTRO (*)

12,5

 

TOTALE

472,1

 

(*) Include riconsegnato ad altre reti di trasporto ed esportazioni 


Le importazioni di gas continueranno ad essere la fonte primaria di copertura della domanda e, insieme all’incremento della produzione nazionale, potranno sostenere il crescente ruolo di transito del sistema gas italiano, promosso dai progetti di sviluppo delle infrastrutture di importazione e di esportazione sulla rete.

Si stima quindi un incremento delle importazioni di gas per l’esportazione verso nord (possibile sia a Passo Gries sia a Tarvisio) fino a 5 miliardi dal 2023. In questo scenario, l’incremento dei flussi in entrata viene più che compensato dal calo delle importazioni per la copertura del fabbisogno domestico, portando quindi il totale delle importazioni a calare dello 0,1% medio annuo. L’offerta di gas dai campi “convenzionali” di produzione nazionale, vede diminuire il proprio contributo sull’intero periodo (circa -3% medio annuo sul periodo 2017 – 2035), mentre il biometano raggiunge una produzione di circa 2,5 miliardi di metri cubi al 2035.  

 

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

MILIARDI DI SMC @ 10,6 KWh/SMC

2017

2022

2027

2030

2035

 VAR. %
media annua
2017-2027

 VAR. %
media annua
2017-2035

IMPORTAZIONI

69,3

67,5

73,5

69,9

68,3

0,60%

-0,10%

PRODUZIONE NAZIONALE

5,2

6,47

5,85

6,08

5,77

1,10%

0,50%

ESPORTAZIONI

-0,3

-2,11

-5,11

-5,11

-5,11

31,70%

16,50%

TOTALE OFFERTA*

74,3

71,9

74,3

70,9

68,9

0,00%

-0,40%

(*) 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.

Lo scenario di evoluzione della domanda utilizzato nel presente Piano risulta quindi essere sostanzialmente allineato 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 (1). In particolare lo scenario è coerente con lo scenario “Distribuited Generation”.

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.


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.
 

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

  • Best Estimate 2020 e 2025
    La domanda di gas per Usi finali e Non-network considerata nel “Best Estimate”  è  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  di  circa  16  miliardi  di  metri  cubi. 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. 
  • Sustainable Transition
    La domanda di gas per Usi finali e Non-network considerata nel “Sustainable Transition ” è 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 di 28,9 bcm e 27,3 bcm rispettivamente al 2030 e al 2040.

  • Distributed Generation
    La domanda di gas per Usi finali e Non-network considerata nel “Distributed Generation ” è di 46,0 miliardi di  metri cubi  al 2030 e di 41,5 miliardi  di  metri  cubi  al  2040.  Per quanto riguarda  il  settore  Termoelettrico, la domanda di gas al 2030 ed al 2040 nello scenario Distributed Generation vale  rispettivamente  20,8  e  20,4  miliardi  di  metri  cubi.  

  • Global Climate Action
    Lo scenario  Global  Climate  Action  è  stato  elaborato  solo  per  il  2040  e considera una domanda di gas per Usi finali e Non-network di 43,7 miliardi di  metri cubi. La domanda di gas per generazione di  energia  elettrica considerata nel “Global Climate Action ” risulta di 19,5 bcm al 2040.