L'Antitrust ha deciso di avviare un’istruttoria sull’acquisizione di Edison Stoccaggio da parte di Snam. L’operazione segue l’avvio di trattative in esclusiva a febbraio ed è stata comunicata da Snam il 25 luglio scorso per un valore di circa 560 milioni di euro. Coinvolge 1,1 miliardi di metri cubi di capacità complessiva di Edison Stoccaggio basata sui tre impianti di Cellino (TE), Collalto (TV) e San Potito e Cotignola (RA). In gioco una RAB (regulatory asset base) stimata a circa 500 milioni di euro con un ebitda stimato in circa 52 milioni di euro alla fine di quest'anno.

Di conseguenza già a luglio Snam stimava un accrescimento degli utili dell’1,5-2,0% dalla nuova controllata. Il deal porta a 18 miliardi di metri cubi la capacità di stoccaggio di gas di Snam, indicata come il 17% della capacità di stoccaggio dell’intera Europa (compresa la riserva strategica di 4,5 miliardi di metri cubi).

Snam, il monopolio regolamentato degli stoccaggi al vaglio dell'Antitrust

L’Istruttoria dell’Antitrust pare quindi un atto dovuto perché il primo operatore di gran lunga del “mercato” dello stoccaggio di gas Snam (tramite Stogit), con circa il 90-95% in Italia, compra il secondo che ha il 5-10%, quindi diventa in pratica monopolista.

Al tempo stesso la natura stessa del mercato degli stoccaggi del gas richiede un approccio particolare, perché il mercato è fortemente regolamentato e l’”incumbent”, ossia l’operatore leader non ha a disposizione molte delle leve che in altri casi potrebbero minacciare la posizione dei consumatori e generare problematiche concorrenziali.

A partire dal prezzo del gas che è fissato non da Snam, ma dal regolatore o dal mercato stesso ex post, come nello stoccaggio di modulazione. Il settore del gas per la sua strategicità estrema in Italia è insomma estremamente regolato proprio per garantire la sicurezza nazionale e le forniture civili, quindi non opera, a questo livello, nelle usuali condizioni di mercato.

L’indagine dell’Antitrust si focalizza quindi sulle conseguenze che si potrebbero avere per operatori coinvolti dall’operazione come gli shipper, i grandi rivenditori di gas ai privati, che paventano la perdita di flessibilità oggi garantita da Edison Stoccaggio nel passaggio sotto il controllo di Snam. Tutto lascia immaginare però che, forse con qualche correttivo specifico, l’operazione andrà avanti. D’altronde la stabilità di Snam è uno dei pilastri dell’intero ecosistema industriale italiano per diversi aspetti, attuali e prospettici.

Snam, le sfide del gas e il rischio di un inverno molto caro

Ieri in una intervista a la Repubblica, l’amministratore delegato della società che gestisce la rete nazionale del gas, Stefano Venier lo ha implicitamente rivendicato a più riprese, prestando ancora una volta una prospettiva all’intero mercato. Se il livello nazionale degli stoccaggi di gas - per restare in tema- è attualmente superiore all’84%, quindi sui livelli di un anno fa (85,52%) è una buona notizia per tutta l’economia italiana che spesso dipende dal prezzo del gas per il prezzo generale dell’elettricità (soprattutto per il potere sul pricing dei ribilanciamenti) e a sua volta crea un ambiente favorevole o sfavorevole all’industria manifatturiera sulla base di questa voce di costo fondamentale.

Ma anche i consumi sono naturalmente influenzati dal costo della bolletta che per le famiglie negli anni scorsi ha registrato vampate inusitate.

Oggi siamo lontani dai record che hanno accompagnato la fine del Covid prima e la guerra in Ucraina dopo, ma, come dice lo stesso Venier, CEO di Snam, il sistema non è ancora del tutto in equilibrio.

A la Repubblica il manager ha dichiarato che: “In Europa a novembre c’è stata una caduta della produzione di energia elettrica da rinnovabili. E a fronte di un calo del 25% di queste fonti, si è dovuto aumentare del 30% il termoelettrico, facendo crescere improvvisamente la domanda e il prezzo del gas. Le rinnovabili non sono programmabili, per cui è necessario avere un mix di fonti e infrastrutture ben bilanciato”.

Gas, si teme un inverno di forti rincari

Questo per spiegare i timori sempre più diffusi sull’aumento dei prezzi del gas (e dell’elettricità in Italia). Non soltanto l’allarme del think tank italiano Ecco che denuncia: “Prezzo del gas il prossimo inverno sarà il più caro di sempre”, ma anche quello contestuale di tanti altri osservatori internazionali.

Per esempio una decina di giorni fa Brian Dabbs sulla E&E News di Politico si chiedeva se non ci fosse il rischio che il balzo dei prezzi del gas naturale che un numero crescente di analisti ipotizza non rischiasse di far deragliare l’agenda politica del presidente eletto degli Stati Uniti Donald Trump. Il costruttore che si insedierà alla Casa Bianca il prossimo 20 gennaio ha infatti messo al centro della propria campagna elettorale “il taglio della bolletta energetica degli Stati Uniti del 50% nei primi 12 mesi” (in realtà il New York Times raccoglie una promessa a 18 mesi, ma non è il semestre che cambia in questo contesto). Dabbs si appoggia per i timori invernali sulle previsioni ufficiali dell’EIA, l’Agenzia per l’energia degli Stati Uniti che nella sua prospettiva di breve termine aveva previsto un balzo dei prezzi del gas dai 2 dollari per milione di BTU a una media di circa 3 dollari da novembre e per tutta la stagione invernale. In pratica un raddoppio del costo del gas Usa contro il dimezzamento promesso dall’era Trump (non ancora cominciata). Si tratta di bazzecole per l’Europa dove il corrispettivo di 45,25 €/MWh significa più di 4 volte la peggiore stima USA, ma negli Stati Uniti i costi energetici politicamente contano. Di certo anche qui le acque restano insidiose.

Snam, i progetti alternativi di Venier, dal biometano allo stoccaggio di CO2

Venier cita la “permacrisi”, una parola scelta dal dizionario Collins come parola del 2022 per descrivere la “sensazione di vivere in un periodo di guerra, inflazione e instabilità politica”. C’erano dentro la pandemia e gli shock della Brexit, rimangono tutti gli altri fattori, dalla guerra in Ucraina, all’instabilità politica fino al caro-vita, forse domato dalla dinamica dell’inflazione, ma ancora motore potente della politica statunitense ed europea.

L’orizzonte programmatico non può essere trascurato dunque in questa emergenza persistente e per questo un grande operatore infrastrutturale come SNAM appare inevitabilmente come la leva di nuove soluzioni.

E’ implicito nello stesso discorso di Venier, che dietro la difesa d’ufficio del gas come vettore più adatto alla transizione verso un’economia decarbonizzata, pone però anche le altre sfide della molecola, che può essere decarbonizzata per esempio tramite il biometano o con gli stoccaggi di anidride carbonica.

Non si tratta di residui ormai. Eni ha 21 impianti di biogas e uno di biometano, punta a 50 milioni di metri cubi l’anno. Snam ha nel biogas 36 impianti operativi e 2 controllate (Bioenerys Agri e Bioenerys Ambiente), ci lavorano 654 persone impegnate su biometano, progetti di decarbonizzazione ed efficienza energetica.

Le stesse persone che lavorano ai progetti del gruppo sull’idrogeno, che in teoria ha un costo di trasporto inferiore a quello dell’elettricità e favorisce il “sector coupling”, l’integrazione tra elettrico e gas. Anche i progetti sull’idrogeno di Snam sono di lungo periodo, come dimostra il 21,6% che il gruppo controlla in De Nora, leader globale degli elettrodi che potranno essere usati per l’idrogeno verde, che ha avviato la realizzazione di una gigafactory che dovrebbe raggiungere i 2 GW nel 2030 e ha individuato in Techbau il general contractor per un progetto che si estenderà su un’area di 40 mila metri quadrati.

Per l’idrogeno già Snam immagina la dorsale SoutH2 Corridor, un asset che potrebbe appunto essere europeo, ma che, senza un imprinting dalla nuova Commissione sulla neutralità tecnologica, rischia di rimanere nell’indeterminato della frontiera.

Anche la cattura dell’anidride carbonica dovrà giocare il suo ruolo nella decarbonizzazione ed è di settembre l’avvio dell’iniezione di CO2 in giacimento con Ravenna CCS, il progetto di stoccaggio di anidride avviato da ENI con Snam. Si stima possa assorbire 25 mila tonnellate di CO2 l’anno, ma i piani della Fase 2 prevedono fino a 4 milioni di tonnellate di CO2 l’anno entro il 2030 e, considerando i vari giacimenti di gas esauriti nell’Adriatico, un potenziale di 16 milioni di tonnellate l’anno. Potrebbe essere l’unica soluzione veramente percorribile per molte industrie italiane dei settori “hard to abate” come cementifici, acciaierie, raffinazione, chimica, carta, vetro e ceramica.

Molte si trovano a un passo da lì, in Emilia Romagna. Snam è già attiva nello stoccaggio con la britannica Storegga e con l’anglo-irlandese DCarbonX. Guarda su scala continentale, insomma, anche in questo campo.

Snam, le importazione di gas via mare

Così come il gas naturale liquefatto, altro asset strategico della nuova strategia europea di approvvigionamento globale sui mercati del metano. Snam ha comprato due navi, una già operativa a Piombino, dove si importa il GNL americano, l’altra pronta per attraccare a febbraio a Ravenna e quindi attivarsi ad aprile. L’adriatico è fondamentale per questo genere di attività ed è di inizio mese un altro deal di peso: l’ascesa di Snam al 30% del terminal Adriatic LNG al fianco di VTTI che ha rilevato il 70% dell’infrastruttura e porta il colosso olandese controllato da IFM Investors (45%), Vitol (45%) ed Adnoc (10%), nel cuore degli approvvigionamenti italiani ed europei di gas naturale liquefatto, in questo caso provenienti soprattutto dal Qatar e dal Nordafrica. Sperando che i prezzi scendano.

All’inizio di quest’anno il gruppo Snam ha annunciato il piano 2023-2027 con investimenti in crescita del 15% a 11,5 miliardi di euro nell’intero periodo. Ovviamente biometano, CCS, idrogeno ed efficienza energetica facevano parte del pacchetto, così come le infrastrutture cui abbiamo appena accennato. Su 900 chilometri di dorsale adriatica da sostituire e sui potenziamenti che comprendono l’allaccio della FSRU di Ravenna (la nuova nave per il gas naturale liquefatto), le centrali dual fuel, il biometano Snam intende investire ben 7,4 miliardi di euro, altri 1,4 miliardi andranno allo stoccaggio e altri 1,5 miliardi direttamente al gas naturale liquefatto di Piombino, Ravenna e alle infrastrutture smallscale previste a Panigaglia e Pignataro, nel Nord e nel Sud Italia.

Una pioggia di miliardi che però oltre che alla sfida della transizione energetica dovrà reggere alla sfida della sostenibilità economica dell’energia italiana che spesso, come visto, passa proprio per i tubi di Snam.

Venier Stefano

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