Wiki Gas

L’approvvigionamento di gas del nostro Paese comprende l’attività di estrazione su territorio italiano (4%) e l’importazione (96%).

Nel 2021, le importazioni complessive sono state pari a 72,7 mld/mc. Tramite gasdotti sono stati importati 62,9 mld/mc (pari all’86,5% del totale import). Il principale importatore è stata la Russia con 29,1 mld/mc, seguita dall’Algeria (21,1 mld/mc), dall’Azerbaijgian via TAP (7,2 mld/mc), dalla Libia (3,2 mld/mc) e dal Nord Europa (2,2 mld/mc) o di Gas Naturale Liquefatto (GNL) via nave (13,5%).

Le importazioni di GNL – che può essere rigassificato tramite processi fisici per essere immesso nella rete del gas – sono state pari a 9,8 mld/mc complessivi provenienti dai terminali di Cavarzere (7,3 mld/mc), Panigaglia (1,1 mld/mc) e Livorno (1,4 mld/mc).

In considerazione dell’attuale situazione geopolitica, il sistema di approvvigionamento italiano sta cambiando assetto, valorizzando le rotte da sud (Algeria, TAP), portando i tre terminali di rigassificazione esistenti a un pieno utilizzo (Panigaglia ha una capacità annua di 3,5 mld/mc, Cavarzere 9 mld/mc, Livorno 3,75 mld/mc) e sviluppando nuova capacità di rigassificazione.

A inizio 2023 dovrebbe entrare in esercizio la prima unità galleggiante di rigassificazione, con una capacità di 5 mld/mc; la seconda FSRU, con analoga capacità, dovrebbe entrare in esercizio entro fine 2024.

È previsto inoltre il potenziale raddoppio della produzione nazionale di gas.

L’obiettivo del nostro Paese è quello di raggiungere l’indipendenza dalla forniture russe entro il 2025, sostituendo gli attuali volumi grazie a 25 mld/mc di diversa provenienza, allo sviluppo delle fonti rinnovabili e a iniziative di efficienza energetica.

Il biogas è una miscela di gas (prevalentemente metano, poi anidride carbonica e azoto) prodotti dalla digestione anaerobica di biomasse – quali scarti agro-forestali, colture dedicate, liquami zootecnici, scarti della lavorazione agroindustriale, rifiuti organici urbani – per opera di batteri detti metanigeni. Questo processo consente di utilizzare il metano che altrimenti verrebbe rilasciato in atmosfera con un risparmio evidente in termini di emissioni. La percentuale di metano presente nel biogas varia da un minimo del 50% fino ad un massimo dell’80% a seconda del tipo di biomassa utilizzata e delle condizioni di processo.

Il biometano – fonte rinnovabile come il solare e l’eolico – è il risultato della raffinazione e purificazione del biogas. Si ottiene dalla digestione anaerobica di sottoprodotti agricoli, agroindustriali e dai rifiuti organici. L’upgrading avviene tramite rimozione di acqua, CO2, contaminanti come silossani, anidride solforosa e ammoniaca. Grazie a questo trattamento, il biometano è impiegabile in loco o nella rete del gas naturale senza la necessità di apportare modifiche agli impianti.

Tecnologia per la produzione di energia elettrica da combustibili in forma gassosa, che si fonda sull’utilizzo congiunto di una turbina a gas e di una turbina a vapore.

Il ciclo a gas produce energia elettrica utilizzando la combustione del gas naturale, mentre il secondo ciclo permette la produzione dell’energia recuperando il calore contenuto nei gas in uscita dalla turbina mediante l’ausilio di una turbina a vapore.

Le centrali a ciclo combinato permettono un uso particolarmente efficiente del combustibile e, nello stesso tempo, consentono un limitato impatto ambientale in termini di emissioni inquinanti.

Il dispacciamento del gas è l’attività che consente di avere un equilibrio tra domanda e offerta di gas nell’intero territorio nazionale. Tale equilibrio è fondamentale, dal momento che soltanto grazie al dispacciamento operato dal gestore è possibile mantenere un funzionamento corretto del sistema gas nel nostro Paese. In Italia il dispacciamento – che assicura una corretta distribuzione del gas ai consumatori – viene affidato per il 94 per cento della rete nazionale al gestore Snam Rete Gas, la cui rete di metanodotti raggiunge i 35mila chilometri. L’attività di dispacciamento del gas ha un suo peso specifico nella bolletta, i cui corrispettivi fissi sono determinati dall’ARERA (Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente) e sono uguali per ciascun fornitore.

La distribuzione è l’attività di trasporto del gas naturale attraverso le reti di distribuzione locale per la consegna ai clienti finali. Comprende l’attività di costruzione, sviluppo e gestione degli impianti (manutenzione ordinaria e straordinaria, pronto intervento, sicurezza) e l’attività di misura.

La rete di distribuzione è lunga 268mila chilometri, raggiunge 7.298 Comuni (92% dei Comuni italiani) e serve oltre 24 milioni di clienti. La distribuzione del gas naturale è un servizio pubblico locale gestito storicamente a livello comunale tramite l’affidamento a un gestore privato o società pubblica. Il settore sta evolvendo verso una gestione sovracomunale, articolata in 177 ambiti territoriali.

L’estrazione del gas naturale avviene con diverse fasi, che implicano uno studio a monte del giacimento per poi passare successivamente alle operazioni di estrazione. Il gas naturale giace quasi esclusivamente all’interno di rocce nel sottosuolo ricoperte da uno strato impermeabile (solitamente di argilla) che ne impedisce la fuoriuscita spontanea. Queste rocce vengono anche definite, per l’appunto, rocce serbatoio.

Il primo passo delle attività di estrazione consiste sempre in un approfondito studio di identificazione del giacimento, delle sue dimensioni e della sua profittabilità attraverso una ricostruzione 3D del sottosuolo mediante l’utilizzo di un sistema sismico a riflessione.

Segue una fase di perforazioni aggiuntive del terreno per identificare con più precisione le dimensioni del giacimento e del volume di gas naturale presente in esso.

L’ultima fase è quella di sviluppo e di estrazione, in cui vengono definiti i pozzi di produzione.

Il gas naturale è oggi la terza fonte di energia più utilizzata al mondo ed è la principale materia prima con cui sono alimentati i sistemi di riscaldamento e le cucine nelle nostre abitazioni. Il gas naturale è un combustibile fossile formato per effetto della fossilizzazione (o mineralizzazione) di resti organici di animali e vegetali. È composto da un mix di idrocarburi che varia da giacimento a giacimento: in massima parte si tratta di metano, ma possono essere presenti anche altri idrocarburi come propano e butano, e altri gas, tra i quali azoto, anidride carbonica, elio, ecc.

Il gasdotto è una condotta utilizzata per il trasporto del gas fino al consumo da parte del cliente finale. L’insieme dei gasdotti costituisce l’infrastruttura nazionale per il trasporto del gas importato dall’estero fino alle reti di distribuzione locale che arrivano al cliente finale. Il gas viene trasportato a pressioni diverse: in alta pressione sulla rete di trasporto, in basse pressioni sulla rete di distribuzione per la consegna diretta al consumatore. I punti di entrata in importazione attualmente sono nove, collocati in corrispondenza delle interconnessioni con i metanodotti di importazione (Tarvisio, Gorizia, Passo Gries, Mazara del Vallo, Gela, Melendugno) e dei terminali di rigassificazione di GNL (Panigaglia, Livorno e Rovigo).

Sostanze inquinanti presenti nell’atmosfera (anidride carbonica, protossido di azoto, metano, ozono e i clorofluorocarburi o CFC) che tendono a bloccare l’emissione di calore dalla superficie terrestre. La loro concentrazione crescente nell’atmosfera produce un effetto di riscaldamento della superficie terrestre e della parte più bassa dell’atmosfera.

Il GNL (Gas Naturale Liquefatto) è una miscela di idrocarburi costituita prevalentemente da metano (90-99%). Altri componenti secondari sono l’etano, il propano e il butano. Il GNL si ottiene sottoponendo il gas naturale, estratto da giacimenti sotto la superficie terrestre, a un processo di liquefazione a una temperatura di circa -162 °C che consente la riduzione del volume del gas di circa 600 volte. Il GNL appare essenzialmente come un fluido incolore e inodore, con una densità pari a circa la metà di quella dell’acqua.

La liberalizzazione del settore del gas è un processo – avviato su impulso dell’Unione Europea nel 2000 – che ha portato all’introduzione di un nuovo modello concorrenziale nel mercato italiano dell’energia e che permette a ciascun consumatore di scegliere il proprio venditore tra una pluralità di offerte. Attualmente nel settore energetico italiano vi è la compresenza di un mercato libero e di un mercato cosiddetto tutelato, dove il prezzo del gas è definito e aggiornato da ARERA. Il cliente finale è libero di scegliere se restare nel mercato tutelato o passare al mercato libero, scegliendo un’offerta anche più economica o che risponda meglio ai suoi bisogni, presentando ulteriori servizi accessori.

La prospettiva è quella di una completa liberalizzazione del mercato energetico, con un superamento del prezzo regolato definito da ARERA.  Attualmente tale scadenza è fissata, per il gas naturale, al 1° gennaio 2023.

Il prezzo del gas comprende una componente determinata dall’Autorità e relativa alle attività regolate. Nel mercato tutelato, ARERA definisce e aggiorna anche il costo della materia prima; nel mercato libero è determinata liberamente dal venditore. Il prezzo finale visualizzato sulla bolletta del gas è quindi costituito da diversi elementi, alcuni sono legati alle condizioni contrattuali stipulate con il fornitore scelto, mentre altri sono relativi alle tariffe definite da ARERA.

Il prezzo totale è composto da:

• la spesa per la materia gas naturale: comprende gli importi fatturati relativamente alle diverse attività svolte dal venditore per fornire il gas naturale al cliente finale ed è a sua volta costituita dalle componenti di approvvigionamento gas naturale nei mercati all’ingrosso (Cmem e CCR), dalla componente di commercializzazione al dettaglio (QVD) e dalla componente legata alla rinegoziazione dei contratti (Cpr). Rappresenta la parte variabile del prezzo del gas e dipende dal costo della materia prima e dalle condizioni applicate dall’operatore selezionato. Nel mercato tutelato queste voci di costo sono aggiornate dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, mentre nel mercato libero è invece il venditore a offrire un determinato prezzo e gli eventuali sconti e promozioni.
• la spesa per il trasporto e la gestione del contatore: comprende gli importi fatturati per le diverse attività che consentono ai venditori di consegnare ai clienti finali il gas naturale, le componenti tariffarie relative al servizio di distribuzione e misura del gas e al trasporto, definite da ARERA.
• la spesa per oneri di sistema: comprende corrispettivi destinati alla copertura di costi relativi ad attività di interesse generale per il sistema gas che vengono pagati da tutti i clienti finali del servizio gas (ad es. risparmio energetico, bonus gas).
• le imposte stabilite dallo Stato: comprendono l’accisa, imposta sul gas consumato con aliquota che varia in base alle soglie di consumo, l’addizionale regionale e l’IVA, che si applica sull’importo totale della bolletta con un’aliquota del 10% per i consumi fino a 480 metri cubi/anno e del 22% su quelli successivi e sulle quote fisse.

È una parte della catena del GNL, ossia il processo che consente il trasporto del gas naturale liquefatto sulle navi metaniere. Il gas viene sottoposto a un processo di liquefazione (a temperature di -161 °C) per diventare un fluido incolore e inodore, trasportabile via nave. Giunto a destinazione, il gas viene scaricato nel terminale di rigassificazione, dove viene riscaldato, riportato allo stato gassoso e successivamente immesso nella rete dei metanodotti.

La rete nazionale di gasdotti è costituita da tubazioni, normalmente di grande diametro, che trasferiscono quantità di gas dai punti di ingresso del sistema (importazioni e principali produzioni nazionali) ai punti di interconnessione con la rete di trasporto regionale e con le strutture di stoccaggio. Ne fanno parte anche alcuni gasdotti interregionali funzionali al raggiungimento di importanti aree di consumo. La rete di trasporto regionale, formata dalla restante parte dei gasdotti, permette invece di movimentare il gas naturale in ambiti territoriali delimitati, generalmente su scala regionale, per la fornitura del gas ai consumatori industriali e termoelettrici e alle reti di distribuzione urbana.

Complessivamente la rete italiana del gas naturale è lunga oltre 300mila km, di cui 35mila facenti parte della rete di trasporto e 268mila reti di distribuzione locale.

Lo stoccaggio è il deposito in giacimenti del sottosuolo del gas naturale prelevato dalla rete di trasporto nazionale e successivamente reimmesso nella rete in funzione delle richieste di mercato. È una parte importante della filiera in quanto garantisce la continuità della fornitura, compensando le differenze tra domanda e offerta e assicurando le riserve strategiche per fronteggiare situazioni eccezionali: come, ad esempio, adsperiodi particolarmente freddi (maggiore esigenza di gas per il riscaldamento).

Il nostro Paese ha una capacità di stoccaggio di oltre 17 miliardi di metri cubi.

L’attività di trasporto del gas naturale avviene attraverso una rete che comprende soprattutto gasdotti ad alta pressione. Il gas viene immesso nella rete di trasporto nazionale (circa 35mila chilometri) presso i punti di entrata che comprendono sia le linee di importazione dalla Russia, dal Nord Europa, dal Nord Africa e dall’area Balcanica, sia gli impianti di rigassificazione e sia i centri di produzione e di stoccaggio dislocati in Italia. Il gas arriva fino ai punti di riconsegna connessi alle reti di distribuzione locale e alle grandi utenze industriali e termoelettriche.

La vendita è l’attività di fornitura commerciale del gas naturale ai clienti. Le imprese di vendita possono operare sia sul mercato all’ingrosso, acquistando gas allo scopo di rivenderlo ad altri venditori che sul mercato al dettaglio, comprando il gas per destinarlo al consumo dei clienti finali.