Strategia energetica nazionale

Giugno 2017

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La Strategia Energetica Nazionale 2017

La Strategia Energetica Nazionale 2017

StrategiaLa strategia energetica nazionale (SEN2017), promossa dai Ministeri dello Sviluppo e dell'Ambiente, la cui consultazione pubblica si è conclusa martedì 12 Settembre 2017, è mirata ad aumentare la competitività del Paese, migliorare la sicurezza degli approvvigionamenti ed elaborare politiche ambientali di lunga durata. Obiettivo dell’Unione Europea è difatti quello di costruire una Unione energetica che assicuri una sostenibilità di prezzi e di politiche di integrazione. Sono stati introdotti diversi obiettivi sfidanti al 2030 come il Clean Energy Package che si focalizza su proposte normative per le rinnovabili ed il mercato elettrico e sulla necessità di convertire i panieri energetici degli stati membri fino al 27% in Fonti Rinnovabili. ObiettiviAssecondando gli impegni presi in sede internazionale, la SEN2017 si svilupperà su tre canali principali, economico, ambientale e geopolitico: Economico - Ridurre i gap di prezzo fra Italia ed Europa, in particolare Nord Europa, assecondando quest’esigenza senza diminuire la produttività industriale del mercato unico europeo. Ambientale - Gli obiettivi sanciti a livello internazionali dalla COP21 impongono di massimizzare l’interconnessione e l’allineamento dei paesi europei (e non) a standard di produzione low-carbon.Geopolitico – Implementare politiche di interconnessione e sviluppo dei fattori produttivi esogeni ed endogeni del sistema Italia, in uno sviluppo armonico previsto in milestones temporali al 2025, 2030 e 2050.ScopoIn questo Doc interattivo facciamo il punto delle priorità proposte dalla SEN2017 con particolare riferimento agli ambiti di efficienza energetica, sviluppo economico e politiche di cooperazione. Un focus particolare è dedicato alle aree geografiche per maggiore attinenza geopolitica alla relativa risorsa energetica di riferimento.

POLITICHE DI PREZZO

EFFICIENZA ENERGETICA

GOVERNANCE

SARDEGNA

NORD AFRICA

FRANCIA

TRIVENETO

GRECIA

LIGURIA

TOSCANA

GOVERNANCE

ContestoL’attività di governance europea ruoterà attorno al coordinamento ed alla progressiva integrazione delle strategie di politica energetica/climatica, a livello nazionale, regionale e comunitario. Sulla base della proposta di regolamento governance, la prima versione del Piano energia e clima dovrebbe essere trasmessa alla CE entro il 1° gennaio 2018. La Commissione svolgerà l’aggregazione dei piani nazionali a livello europeo e avranno luogo le discussioni per eventuali modifiche con ogni Stato Membro, con una possibile revisione dei target nel 2024 dei Piani nazionali decennali, per il periodo 2021/2030, che sostituiranno alcuni degli obblighi di pianificazione attualmente in vigore. La proposta di regolamento governance richiede una rendicontazione biennale dei Piani Nazionali (progress report). La stesura di tale progress report sarà in capo al MISE e al MIPAAF, in collaborazione con gli organismi pubblici di pertinenza, nell’ambito di una politica europea, non solo degli Stati membri. Molto significativa è l’accelerazione impressa alla dimensione regionale con l’introduzione dei regolatori regionali in particolare nel Mercato Elettrico. Ciò potrebbe tradursi nella istituzione di una cabina di regia segua in modo sistemico i temi trattati dal piano energia e clima, per coordinare e semplificare l'insieme delle azioni e delle misure in capo ai vari soggetti pubblici coinvolti, stimolando la creazione delle possibili filiere produttive. Questa cabina dovrà promuovere un dialogo “orizzontale” tra le Amministrazioni centrali, coinvolgendo le Regioni.

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POLITICHE DI PREZZO

GasUno degli elementi di potenziale criticità per lo sviluppo di un mercato liquido ed integrato è la struttura tariffaria di tipo entry-exit. Nel nuovo assetto settoriale l’inclusione del costo di trasporto nel prezzo all’ingrosso dà un segnale potenzialmente distorcente circa la convenienza relativa delle diverse fonti di approvvigionamento, penalizzando in particolare i paesi europei periferici come l’Italia. Con riferimento al finanziamento tramite tariffa di nuove infrastrutture strategiche ciò dovrebbe essere condizionato ad una valutazione positiva dei c.d. “Progetti di Interesse Comune” da parte del governo italiano condizionata alla possibilità di una loro remunerazione attraverso meccanismi di cross-border cost allocation. Si rileva che il gap di prezzo rispetto all’energia elettrica si riscontra in generale rispetto alla media europea e in particolare rispetto alla Francia. La causa di tale differenza va ricercata in un maggiore prezzo dell'energia all'ingrosso.

ElettricoNel settore sono stati posti in essere interventi di rilievo per i grandi energivori. Per ridurre il differenziale di prezzo pagato dalle imprese italiane rispetto alle altre economie manifatturiere europee, contestualmente al nuovo sistema di tariffa in vigore dal 1° gennaio 2018, sarà adottata la clausola europea che consente di parametrare il pagamento degli oneri connessi alle energie rinnovabili al valore aggiunto lordo (VAL) dell’impresa. Il nuovo sistema, prevede, tra l’altro, l’applicazione della clausola VAL alle imprese che hanno un costo dell’energia superiore al 20% dello stesso VAL. Per le altre imprese saranno per ora mantenute classi di agevolazione basate sul rapporto produttivo energia elettrica/fatturato). CarburantiPer ciò che riguarda il settore carburanti, è la componente fiscale ad avere un peso significativo sul prezzo finali, poiché è stato sostanzialmente raggiunto l’obiettivo dell’azzeramento degli stacchi con l’Europa del prezzo industriale al netto delle imposte, con differenziali anche negativi per il gasolio.

ContestoL'Italia, nonostante le misure assunte negli ultimi anni, mantiene ancora un gap di costo sia per quanto riguarda il prezzo del gas che dell'energia elettrica, con diretto impatto sulla competitività delle aziende e del potere d’acquisto delle famiglie, specie quelle in condizioni di povertà energetica. In particolare sul gas naturale, sebbene in diminuzione, rimane significativo il gap di costo tra indice nord europeo ed italiano, che per il 2016 è stato circa pari a 2 €/MWh.

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EFFICIENZA ENERGETICA

ResidenzialeIn ambito residenziale il principale ostacolo all’efficientamento è dato dall’elevato costo degli investimenti iniziali, anche a causa della mancanza di sistemi di credito agevolato. La SEN 2017 propone di ottimizzare il meccanismo delle detrazioni fiscali con interventi volti a modulare la percentuale di detrazione in relazione al risparmio atteso, su interventi di:• deep renovation, accoppiando allo strumento meccanismi di incentivazione per l'edilizia antisismica e agli sviluppi del progetto casa Italia, • elaborare un sistema di incentivazione fiscale integrato con le detrazioni per la riqualificazione energetica introducendo massimali unitari di spesa per ogni singola tipologia di intervento con relativa estensione della portabilità del titolo di credito di imposta al fine di agevolare il coinvolgimento degli operatori e degli Istituti finanziari.

TrasportiPer il settore trasporti non è previsto alcun meccanismo d’incentivazione a livello statale. Saranno quindi di riferimento i target della normativa europea “Europe on the Move”, tra cui la riduzione del fabbisogno di mobilità attraverso la promozione degli strumenti di smart working e trasporto collettivo, nonché servizi di mobilità ad alto contenuto tecnologico, privilegiando un approccio tecnologicamente neutro, così come previsto dalla Direttiva DAFI sulla realizzazione di un'infrastruttura per i combustibili alternativi e dal DEF 2017, in contesto urbano e nazionale.

ContestoNell’ambito dell’efficienza energetica l’obiettivo della SEN2017 è di favorire le iniziative per la riduzione dei consumi col miglior rapporto costi/benefici, nonché di dare impulso alle filiere italiane che operano nel contesto dell'efficienza energetica a partire dal settore dell'edilizia. La principale fonte di consumo è il riscaldamento domestico (45%), mentre il settore più energy intensive è quello dei trasporti.

TerziarioLe criticità di sistema per il settore sono individuate nell'elevato costo degli investimenti iniziali. A fronte di ciò si prevede:• la promozione di adeguati strumenti di sostegno di riqualificazione energetica degli edifici commerciali, • la riqualificazione del parco immobiliare pubblico con lo sviluppo del Programma per la Riqualificazione Energetica degli Edifici della Pubblica Amministrazione Centrale (PREPAC)

CONSULTA IL FOCUS SUL SETTORE TRASPORTI

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Favorire il trasporto collettivoContestualmente alla promozione del cambiamento modale, nel settore dei trasporti è importante favorire un uso efficiente dei mezzi collettivi, pubblici e condivisi. La SEN 2017 intende quindi promuovere lo sviluppo di servizi alla mobilità a elevato contenuto tecnologico, in grado di favorire il superamento del modello tradizionale di trasporto, incentrato sull’utilizzo e possesso dell’auto privata.Coerentemente e in attuazione degli obiettivi di sviluppo delle infrastrutture di trasporto e logistica, si intende dare impulso al cambiamento modale attraverso iniziative tese alla riduzione della mobilità privata a favore del trasporto collettivo (car pooling).

Trasporto merci su stradaPer quanto concerne, invece, il trasporto merci su strada, si ritiene significativo il potenziale di risparmio energetico derivante dall’ottimizzazione logistica. A tal fine sarà promossa la diffusione di nuove tecnologie ITS (Intelligence Transport Systems).

VERSO UNA MOBILITA' SOSTENIBILE

Iniziative per la PAUlteriori iniziative saranno intraprese attraverso la valorizzazione e il rafforzamento delle iniziative di regolamentazione locale. In particolare si favorirà la regolazione e tariffazione della sosta come strumento per condizionare la scelta della modalità di trasporto, soprattutto nelle aree urbane centrali. A parità di gettito, potranno essere gradualmente rivisti i sistemi fiscali sul trasporto (tassa immatricolazione, tassa di possesso, imposte sui carburanti, etc.) per favorire i veicoli più efficienti e a minore emissioni climalteranti ed inquinanti.

Parco veicolare privatoAlla luce poi della nota anzianità del parco veicolare privato italiano, la SEN2017 dispone di valutare l'introduzione di strumenti di promozione del miglioramento delle prestazioni energetico e ambientali del parco circolante, ricorrendo altresì a meccanismi di incentivazione fiscale basati sull'introduzione di massimali unitari di spesa utili per lo svecchiamento del parco circolante. A parità di gettito complessivo si introduce infine una possibile riduzione progressiva delle accise su benzina nel settore trasporti e un contestuale incremento di quelle sul gasolio per riflettere il reale impatto ambientale in termini di emissioni dei due carburanti.

METANO: ENERGIA PER LA SARDEGNA

ContestoLa metanizzazione della Sardegna è un tema centrale della politica energetica del Governo, essendo tale Regione l’unica completamente priva di accesso alla rete del gas naturale. Per l’attuazione di tale obiettivo sono state prospettate tre ipotesi alternative:1) la fornitura di gas naturale via gasdotto dall’Italia peninsulare (Toscana);2) la realizzazione di una rete di depositi costieri di gas naturale liquefatto (GNL) di piccola taglia(SSLNG - Small Scale Liquid Natural Gas) ubicati nei bacini di maggior consumo quali Cagliari,Sassari ed Oristano, per la ricezione via mare del GNL;3) la realizzazione di un impianto di stoccaggio galleggiante (FRSU) con rigassificazione del GNL e immissione in una rete interna di trasporto e distribuzione, con possibilità di reloading del GNL tramite bettoline per l’avvio a depositi costieri.Analisi costi-beneficiIn fase di redazione del documento finale della SEN sarà sviluppata l’analisi costi-benefici del programma di metanizzazione della Sardegna, inclusi gli aspetti socio-ambientali. I criteri da seguire per l’analisi comprenderanno lo studio degli impatti sul sistema e sugli investitori privati in relazione sia ai costi e agli oneri della metanizzazione, sia ai benefici economico-occupazionali diretti e indiretti, nonché ai benefici ambientali.

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SICUREZZA ENERGETICA: STRATEGIE LOCALI PER ESIGENZE GLOBALI

ContestoL'esame dei segnali provenienti dai mercati esteri e degli scenari di evoluzione dei sistemi elettrici in Europa e nei Paesi limitrofi, indica che lo sviluppo della capacita di interconnessione dell'Italia interessa: • la frontiera Nord (Francia, Svizzera, Austria e Slovenia), a fronte di un differenziale di prezzo che tenderà a mantenersi generalmente elevato; • la frontiera con il Sud Est Europa (SEE), per le interconnessioni in sfruttamento. • il Nord Africa di rilevanza strategica potendo fornire uno strumento addizionale per ottimizzare l'uso delle risorse energetiche, considerando in particolare la situazione algerina.

ObiettiviL’obiettivo che si propone nella SEN 2017 è di stabilire un percorso per arrivare a un “sistema gas” complessivamente più: • Sicuro• Competitivo• Flessibile - per rispondere alle crescenti esigenze di back-up e flessibilità richieste dal crescente peso delle fonti rinnovabili non programmabili • Resiliente - per fare fronte alla crescente esigenza di fronteggiare i rischi geopolitici connessi all'elevata dipendenza dagli approvvigionamenti di gas dall'estero. Le iniziative che si propongono, per il sistema del gas nazionale, valide a conseguire i risultati sopra elencati, possono essere articolate in diversi ambiti operativi identificati nel Piano di sviluppo decennale 2016-2025 di Snam (il gestore del dispacciamento gas): • Iniziative di potenziamento della flessibilità e resilienza della rete nazionale di trasporto, per fare fronte alle misure di solidarietà verso altri Stati Membri.• Iniziative di diversificazione della capacità di import, mediante gasdotti e GNL, favorendo lo sviluppo di gasdotti dall’Algeria e GNL per accedere a Paesi e rotte gas alternative alle attuali.

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ELETTRICO: UN PONTE OLTRALPE

ContestoLo sviluppo delle fonti rinnovabili sta comportando un cambio d’uso nel parco termoelettrico, che sta assumendo un ruolo prettamente di backup del sistema, marginalizzando molti impianti. Le riforme a livello nazionale ed europeo riguardano principalmente, con diversi livelli di maturità:• il mercato del giorno prima (MGP)• il mercato infragiornaliero (MI)

ScenariLo scenario e il contesto elettrico rappresentato fanno propendere per azioni volte a promuovere: 1. nel breve-medio termine, la completa abilitazione alla partecipazione ai mercati della generazione rinnovabile anche distribuita e la piena valorizzazione della domanda e delle altre risorse di flessibilità ,2. nel medio-lungo periodo, l’introduzione di nuovi strumenti contrattuali di lungo termine e la transizione verso un diverso modello di mercato in cui domanda e offerta partecipano al mercato e al dispacciamento attraverso nuove forme organizzative che prevedano un ruolo più attivo dei DSO per la gestione della sicurezza del sistema. 3. Uno specifico ambito d'intervento riguarderà le procedure e i sistemi di comunicazione tra i gestori di rete (sia trasmissione sia distribuzione) ed eventuali modelli organizzativi di carattere gestionale. 4. Nuovi standard di controllabilità e osservabilità tra il gestore della rete trasmissione e gli utenti del dispacciamento.

Nuovo ModelloIl nuovo modello di mercato (con l’introduzione del Capacity Market) ,viene incontro alle esigenze di integrazione delle rinnovabili e della domanda attiva producendo vantaggi, sul disegno di mercato italiano a pronti e sul mercato dei servizi. In tale ambito è in fase di valutazione l’introduzione anche nel mercato italiano dei prezzi negativi. A questo proposito sono previste in sede europea l’adozione di linee guida che prevedano l’entrata in operatività di piattaforme uniche per lo scambio di servizi tra gestori di rete (TSO) dal 2019. Queste norme di mercato devono essere coadiuvate da implementazioni infrastrutturali poiché i rischi più alti sono di overgeneration, quando non adeguatamente accompagnato da un’evoluzione e ammodernamento delle reti di trasmissione e di distribuzione.

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GAS: UN CORRIDOIO DI LIQUIDITA’

ContestoPrincipale problematica del mercato del gas italiano e la presenza di contratti oil indexed e contratti a lungo termine con clausole take-or-pay favorisce la formazione di prezzi che non sono rappresentativi delle logiche di mercato gas con equilibrio offerta. Al fine di aumentare la liquidità del mercato del gas italiano e favorire l’allineamento dei prezzi all’ingrosso tra gli indici di mercato (tra PSV italiano e TTF nord europeo) attraverso:• Iniziative volte a migliorare la liquidità "fisica" del sistema gas italiano, incrementando il contributo dei contratti long term con formule di prezzo ancorate ai prezzi italiani del PSV e del mercato spot nelle dinamiche di definizione dei prezzi • Misure per favorire la competizione tra fonti marginali, ed in particolare tra i mercati più liquidi del Nord Europa ed il GNL disponibile su base spot nel Mediterraneo, che favorirebbe l’azzeramento dello spread tra TTF e PSV.•L’introduzione di Market Maker, che si impegnano volontariamente, fronte di una riduzione dei corrispettivi per la partecipazione al mercato, a fornire liquidità agli scambi, contribuendo al raggiungimento di una migliore significatività e rappresentatività dei prezzi stessi del gas naturale. La presenza di uno o più Market Maker ha potenzialmente un impatto considerevole nel favorire l’attività di hedging e di trading: diminuendo il costo di smobilizzo delle posizioni, garantendo liquidità e trasparenza pre-trade al mercato, assorbendo eccessi di domanda e offerta, abbassando di fatto i costi di partecipazione al mercato per gli operatori e attraendo altri operatori, alla ricerca di una controparte negoziale.

ProposteAl fine di ridurre lo spread dei prezzi la prima iniziativa che si intende promuovere nel breve termine è favorire l'accesso alla capacità di import dai mercati del Nord Europa, attraverso l'introduzione del "Corridoio di Liquidità. L'allineamento dei prezzi tra PSV e TTF, a meno del costo variabile di trasporto tra i due hub, dovrebbe portare un beneficio per il sistema. Lo scenario di mercato per il gas, si sposterà progressivamente dai contratti long-term Take-or-Pay verso forniture spot approvvigionate dai principali hub europei, mentre la sicurezza e la competitività di approvvigionamento dipenderà sempre di più dalla capacità di mettere in competizione rotte e Paesi alternativi, via gasdotti e GNL, che massimizzino i flussi commerciali effettivamente importabili dal mercato italiano alle migliori condizioni economiche.

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TAP: DAL CASPIO ALL’ADRIATICO

Contesto EuropeoNei prossimi anni sicurezza e resilienza del sistema gas saranno temi prioritari che l'Europa intende affrontare attraverso la costruzione di nuovi gasdotti che consentano il collegamento a nuove fonti di approvvigionamento (TANAP-TAP; East-Med-Poseidon), di nuovi impianti di rigassificazione (Dunkerque) e con l'ampliamento della capacità di stoccaggio. Oltre a ciò devono essere considerati i progetti di importazione del gas dalla Russia (aumentate del 6,7% nell’ultimo anno). Contesto ItalianoL'importanza del gas nell'ambito della sicurezza energetica è ancora più rilevante a livello nazionale, poiché l'Italia tra i paesi europei è quello con la più alta dipendenza dal gas. La dipendenza dalla Russia rimane di primario interesse dal momento che il gas russo fornisce circa il 30% della richiesta di gas in Europa. Alternative principali al gas russo sono:• Algeria: la possibilità di incrementare in futuro i volumi importanti dipende dalle negoziazioni in corso dei contratti in scadenza al 2019, che dovranno tenere conto sia della effettiva disponibilità aggiuntiva di gas per l’export e di nuovi mezzi di mercato.• Azerbaijan: il consorzio azero ShahDeniz II utilizzerà il progetto Trans Adriatic Pipeline (TAP) come rotta per il trasporto del gas azero in Europa. • OLT e Adriatic LNG.• Grecia: gasdotto IGI-Poseidon per portare in Europa gas israelo-cipriota proveniente dal progetto EastMed Gas russo.

Trans Adriatic PipelineIn particolare il gasdotto TAP (Trans Adriatic Pipeline), ritenuto di importanza strategica, ha avviato i lavori nel primo semestre del 2016, dopo aver completato la fase di aggiudicazione dei contratti di appalto, ed è atteso per il 2020 (a regime dal 2021).Il gas importato da questa infrastruttura,prodotto dai giacimenti ShahDeniz in Azerbaijan, è legato all'economia italiana da contratti long-term della durata di 25 anni. Il raddoppio della capacità del TAP, dagli attuali 10 a 20 bcma attraverso la realizzazione di due ulteriori stazioni di compressione in Grecia e Albania.PoseidonDi interesse, il gasdotto Poseidon, già autorizzato, infrastruttura in fase di sviluppo che potrebbe consentire entro il 2025 l’importazione fino a 20 bcma provenienti dai giacimenti recentemente scoperti e dalle risorse del Mediterraneo dell’est, nonché dalla Russia, attraverso la seconda linea del TurkStream.StoccaggioPer quanto riguarda la capacità di stoccaggio, in Italia negli ultimi anni sono state rilasciate concessioni per 3 nuovi impianti (Bordolano, Cornegliano, Cugno Le Macine), che potranno garantire una capacità addizionale del 25% della capacità di punta.

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DECARBONIZZAZIONE: DAL NERO AL VERDE

Contesto EuropeoIl processo di de-carbonizzazione in Italia è un’esigenza sia dal punto di vista ambientale che da quello produttivo. Causa della de-carbonizzazione è ovviamente la penetrazione delle rinnovabili nel paniere energetico, oltre alla conclusione della vita tecnica di alcuni impianti e dall’andamento atteso del mercato. Sebbene alcuni operatori abbiano già iniziato la dismissione di alcune centrali a causa dei costi elevati o di esigenze ambientali.

ScenariLa valutazione condotta da Terna per il phase-out del carbone, relativo agli 8 GW attualmente operativi, si estende ad un orizzonte temporale che arriva al 2030, considerando due scenari principali per il processo, in un range temporale che si estende al 2025-2030. I. Una naturale uscita (per il raggiungimento di fine vita utile) o una riconversione di 2 GW di carbone, per gli impianti attualmente funzionanti. In uno scenario di operatività le uniche centrali a carbone mantenute operative sarebbero Lazio (in totale circa 3 GW di capacità), ed in SardegnaII. Se si dovesse raggiungere la totale dismissione delle centrali a carbone, comprese quella nel Lazio e quella in Sardegna, si prevedrebbero interventi aggiuntivi di maggiore complessità realizzativa e di diversa tempistica, che nel dettaglio sono stati stimati in:• infrastrutture per l’approvvigionamento in Sardegna (per una sostituzione parziale con produzione a gas) • costruzione di un ulteriore elettrodotto verso la Sardegna di 1.000 MW e • potenziamento dell'infrastruttura di rete nell'Isola, per permettere l’alimentazione con rinnovabili e gas.

Orizzonte temporaleRispetto ai tempi di realizzazione (2025-2030) le analisi evidenziano che la chiusura degli attuali impianti a carbone non sarebbe fattibile in condizioni di sicurezza senza aver realizzato per tempo gli interventi necessari a evitare effetti negativi. I tempi del phase-out dipendono quindi in primo luogo dalla realizzazione delle opere necessarie e ancora prima dai tempi di autorizzazione delle infrastrutture di rete. In base ai tempi necessari, un orizzonte per il phase out completo può essere il 2030. Lo stesso orizzonte appare utile anche per agire in modo coordinato con l’Europa e minimizzare gli effetti di tipo occupazionale. Uno scenario di cessazione forzata al 2025 deve considerare la realizzazione delle infrastrutture necessarie oltre a presentare verosimilmente la presenza di stranded costs a favore degli operatori per il recupero di costi non ammortizzati, in considerazione della vita utile tecnica degli impianti.

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GNL: FUTURO LIQUIDO

ContestoIl Gas Naturale Liquefatto (GNL) come fonte di approvvigionamento complementare alle forniture via gasdotto è una strategia adottata da molti Paesi. L'Italia, attualmente, ha 3 terminali di rigassificazione operativi, per una capacità complessiva di 15,2 bcma.• 2 off-shore (OLT e Adriatic LNG) • 1 on-shore (Panigaglia) La capacità di rigassificazione sarà quindi un asset fondamentale per l'Italia in futuro, perché consentirà di cogliere le opportunità di un mercato GNL che si prevede in over-supply a livello globale (così come nel Mediterraneo) e allo stesso tempo di gestire la maggior volatilità delle importazioni da Sud. Alla luce di queste considerazioni è strategico per l'Italia rivedere il proprio posizionamento sul mercato del GNL nel Mediterraneo, prima di tutto attuando una revisione del meccanismo di remunerazione dei servizi di rigassificazione (da tariffa ad asta) per migliorare la competitività degli impianti esistenti. Considerando il vantaggio logistico per i carichi importati attraverso Suez, è ragionevole ipotizzare che il prezzo medio del GNL importabile in Italia sia quindi non superiore al prezzo TTF. Se queste previsioni possono essere facilmente confermabili nel breve periodo, considerando le potenzialità di un collettore FSRU, che contribuisca a rendere competitivo il GNL con le pipelines di importazione, nel lungo periodo si rileva: • Incertezza sui volumi di fornitura in corso di rinnovo da parte dell'Algeria • Incertezza in merito alle pipeline che verranno effettivamente realizzate entro il 2030 • Incertezza sulle previsioni di domanda, in relazione al CEP ed alle politiche energetiche sviluppate Considerando l'incertezza degli scenari e l'ampia variabilità delle stime di fabbisogno è difficile ad oggi effettuare una scelta vincolante sull'assetto infrastrutturale di lungo periodo. D'altra parte la rapidità di implementazione è fondamentale per massimizzare lo sfruttamento della finestra di over-supply del mercato GNL.

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