La quasi totalità degli scenari energetici predisposti da organismi internazionali e centri di ricerca prevedono al 2040 un ruolo crescente del gas naturale nel mix del fabbisogno: all’interno di questo dato si confrontano dinamiche assai diverse che, in particolare, vedono la Cina come consumatore con un sensibile tasso di crescita e l’Unione Europea con una diminuzione moderata, ad eccezione di scenari di rapida transizione verso la decarbonizzazione, dove la riduzione dei consumi di gas naturale appare più pronunciata.

Il PNIEC (Piano Nazionale Integrato per l’Energia ed il Clima), con un orizzonte temporale al 2030, riconosce un ruolo rilevante al gas, pur con una contrazione dei consumi di circa il 20% rispetto al 2017. Contrazione innestata con una previsione, assai ottimistica, di compensazione della quota di generazione elettrica a carbone (32 TWh nel 2017) interamente con quella rinnovabile (prevalentemente solare ed eolica).

Sempre il PNIEC nella sua parte iniziale, consapevole del gravoso onere (15 miliardi di euro nel 2017) originato dal sostegno alle rinnovabili e all’efficienza energetica, pone in evidenza l’esigenza di contemperare gli obiettivi di natura ambientale con quelli di sostenibilità economica. Questa sottolineatura non trova, però, rilievo e vincolo di coerenza nelle successive parti di policy.

Tale consapevolezza avrebbe dovuto condurre, tra l’altro, a rispondere a questa domanda: quale è il modo più sostenibile economicamente ed efficace temporalmente per decarbonizzare l’Italia? Il gas, sia fossile che rinnovabile, sarebbe stata per diversi settori probabilmente la risposta!

Invece a tale fonte viene riservato uno spazio limitato, residuale sia nel suo ruolo di efficace compagno di viaggio delle rinnovabili nella fase di transizione verso la piena decarbonizzazione sia nelle indicazioni di politiche per come garantirne un approvvigionamento adeguatamente diversificato ed a prezzi competitivi.

Viene trascurata l’incomprimibilità dell’uso del gas in diversi processi industriali: questi ne coprono il 23% della domanda complessiva e per esigenze tecniche non possono sostituirlo con il vettore elettrico. Analogamente, pare poco valorizzato il potenziale che il gas potrebbe giocare nel contenimento delle emissioni nel settore dei trasporti: navale, trasporto pesante e leggero. Si tratta di una soluzione già oggi ampiamente accessibile, a prezzi contenuti e con costi di potenziamento delle infrastrutture largamente inferiori a quelli generabili con un piano massiccio di punti di ricarica elettrica (con i relativi impatti sulle reti di distribuzione). La forte attenzione alle emissioni del settore trasporti, con uno stress comunicativo sensibile sulle auto elettriche, cosiddette a zero emissioni, viene solo leggermente controbilanciata dalla moderata rappresentazione dell’impatto emissivo derivante dal riscaldamento nel settore dell’edilizia residenziale ed uffici. Un parco di caldaie a gasolio o comunque ad efficienza limitata, abbinato ad un sistema di controlli sulle temperature inesistente rappresenta un vulnus importante per gli equilibri ambientali, in particolare dei centri urbani.

Senza presunzione di originalità, si ricorda che manca assolutamente una indicazione del “come” gli obiettivi delle rinnovabili, con i rilevanti investimenti necessari, siano perseguibili in un orizzonte temporale comunque di poco più di un decennio. Il biometano, rinnovabile e a zero emissioni, rimane confinato a volumi ridotti e comunque incentivato per il solo settore della autotrazione quando in molte altre realtà europee esso beneficia da circa 15 anni di regimi di sostegno adeguati.

Rispetto alla precedente SEN, la marginalizzazione del gas si evidenzia con la scomparsa della prospettiva di promuovere il ruolo di hub del mercato italiano: una maggiore liquidità del mercato e nuovi fonti di approvvigionamento a sud del paese, per non parlare della produzione nazionale (in verità già “scomparsa” dal radar della SEN del precedente governo) come contributori di  un prezzo più competitivo del gas, tale da annullare anche lo spread con i mercati nord europei non è più un obiettivo da perseguire. La riduzione dello spread viene ricondotta di fatto alla possibilità di riattivazione del gasdotto TENP nonché alle tariffe di trasporto che regolano il transito dai mercati nord europei. Di questi giorni, il dato dell’impatto per l’Italia, apparentemente poco rivedibile, del nuovo sistema di tariffe di trasporto e transito tedesco, stimato con un costo di circa 500 milioni di €/anno. Ci si affida, infine, ad una ottimizzazione della capacità di importazione del GNL nei terminali esistenti, attribuendo un ruolo rilevante alla realizzazione di una serie di depositi costieri di GNL, di importanza critica in particolare per la Sardegna. La riduzione o chiusura della rotta di approvvigionamento algerina, pur in presenza dell’apporto delle forniture garantite dal 2020 dal gasdotto TAP, potrebbero aumentare i rischi di approvvigionamento, in particolari contesti congiunturali.

Infine, se la spinta su una crescita delle fonti rinnovabili unita alla componente della elettrificazione conduce ad un’attenzione sul potenziamento della rete elettrica, si rileva una mancata riflessione sull’adeguatezza e potenziamento delle reti del gas: viene data come immodificabile la connotazione storica di essere un “sistema a valle” ovvero consumatore dell’insieme delle importazioni, trascurando pertanto gli investimenti di Snam per consentire un reverse flow da sud verso nord (si ricordano anche le stime di Snam derivanti, per la prima volta, dalle tariffe di transito). Manca un’analisi della stabilità delle rotte di importazione, persistenza dei relativi gasdotti e, infine, un riferimento ai potenziali benefici per i consumatori e gli enti locali dal riassetto del mercato della distribuzione del gas che deriverebbe dal processo di gare per le concessioni di ambito territoriale, cosiddetto ATEM.