Ecco di seguito l’audizione alla Camera di Roberto Cingolani, ministro della transizione verde, sul tema dell’energia.
Diventati dipendenti
“I numeri principali relativi all’evoluzione e al consumo di gas italiano sono questi: i consumi di gas naturale sono rimasti sostanzialmente stabili negli ultimi vent’anni, con una media di 76 miliardi di metri cubi nel 2021; hanno avuto oscillazioni, in realtà, fra poco più di 70 e 86, ma il valore medio è rimasto sostanzialmente questo.
Nello stesso periodo, la produzione nazionale di gas naturale si è ridotta, sia per il calo naturale dei giacimenti in sfruttamento, sia per l’assenza di investimenti in nuove ricerche e produzione e si è passati da 15 miliardi di metri cubi nel 2001 a 3 miliardi di metri cubi nel 2021. Pertanto, siamo diventati quasi completamente dipendenti dalle importazioni.
Rigassificatori coprono solo il 13 per cento
Oggi, oltre il 95 per cento del gas naturale consumato in Italia viene importato dall’estero.
In particolare, le importazioni dalla Russia si sono incrementate, sia in valore assoluto, sia in percentuale.
Si è passati dai circa 20 miliardi di metri cubi, pari a, grosso modo, il 25 per cento dei consumi, nel 2011, agli attuali 29 miliardi di metri cubi nel 2021, pari al 38 per cento dei consumi.
Dal punto di vista delle infrastrutture di importazione, l’Italia dispone di un sistema per l’approvvigionamento e il trasporto che è diversificato e abbastanza resiliente rispetto ad altri Stati membri europei. Esso è alimentato prevalentemente con gas prodotto all’estero e importato o trasportato via mare come gas naturale liquefatto, il GNL, e scaricato presso terminali di rigassificazione.
Tenete conto che il totale dei flussi di importazione tramite terminali di rigassificazione ammonta a circa il 13 per cento del totale, cioè 9,8 miliardi di metri cubi, a fronte di una capacità massima che questi terminali potrebbero garantire, che è pari a 16 miliardi di metri cubi. Tipicamente, questi terminali di rigassificazione lavorano circa il 60 per cento del tempo.
Cinque gasdotti esteri per l’energia dell’Italia
Ci sono poi cinque gasdotti.
Per mezzo del TAG, che attraversa l’Austria, avviene l’importazione dalla Russia, attraverso l’Ucraina. Si connette alla rete nazionale dei gasdotti del Tarvisio.
In esso, passano 29,1 miliardi di metri cubi, che sono il famoso circa 40 per cento di flussi di importazione russa.
Poi, c’è il Transitgas che interconnette la rete di trasporto tedesca e francese alla rete italiana, attraverso il punto di Passo Gries, in Svizzera. Questo copre il 3 per cento dei flussi di importazione.
Oggi, sono 2,2 miliardi di metri cubi, ma avrebbe una capacità massima, riscontrata negli anni passati, sino a 12 miliardi di metri cubi. Da tenere in conto che il limite principale per l’incremento su questo gasdotto è rappresentato dal fatto che, in caso di crisi, il gas proveniente dal Nord Europa sarebbe utilizzato prevalentemente dagli stessi Paesi nordici.
Il terzo è il gasdotto Transmed che attraversa il canale di Sicilia, da Capo Bon, in Tunisia, fino a Mazara del Vallo. Importa gas algerino per circa il 29 per cento dei flussi di importazione, vale a dire oltre 21 miliardi di metri cubi, con una capacità massima, riscontrata negli anni passati, che potrebbe essere estesa sino a 27 miliardi.
C’è poi il Greenstream, che si connette alla Rete nazionale dei gasdotti a Gela e che importa nel nostro Paese gas prodotto in Libia, per un totale di circa il 4 per cento dei flussi di importazione: sono 3,2 miliardi di metri cubi e questa capacità è massimizzata, quindi non abbiamo margini per aumentarla. Infine, il gasdotto TAP di interconnessione tra Grecia e Italia, attraverso l’Albania, che si connette alla Rete nazionale dei gasdotti presso Melendugno in Puglia.
Questo trasporta, tramite la Turchia, anche gas proveniente dall’Azerbaigian. Il TAP ha una capacità massima di 8,5 miliardi di metri cubi all’anno, quindi attualmente trasporta circa il 10 per cento del flusso di importazione, all’incirca 7,2 miliardi ed è leggermente sotto la portata massima.
Queste sono le nostre infrastrutture in pipeline, in gasdotto. Poi abbiamo il Terminale di rigassificazione di Panigaglia, il Terminale di rigassificazione off-shore Adriatic LNG, installato al largo di Rovigo, e il Terminale galleggiante di rigassificazione OLT, al largo di Livorno. Questi garantiscono quel 13 per cento circa che vi ho detto poc’anzi di gas liquido.
Giacimenti di stoccaggio
Di questo sistema dei gasdotti e dei rigassificatori fanno parte anche i giacimenti di stoccaggio di gas naturale, che devono assicurare il bilanciamento tra i consumi invernali ed estivi, per circa 18 miliardi di metricubi. Di questi, una parte è destinata allo stoccaggio strategico ed è utilizzabile solo in caso di emergenza prolungata e a tutela residuale del settore civile e circa 12 miliardi di metri cubi sono destinati a stoccaggio commerciale di gas di proprietà dei traders.
Tipicamente, questo viene usato nelle stagioni fredde, nelle quali abbiamo il massimo tiraggio: a dicembre, gennaio e febbraio si arriva intorno agli 8 o 9 miliardi di metri cubi, poi d’estate c’è una diminuzione, quando lo stoccaggio si svuota e, in autunno, si deve riprendere il riempimento.
Il gas russo passa da Tarvisio
A fronte di questa situazione, il punto sono i 29 miliardi di metri cubi che, in questo momento, in media, arrivano dalla Russia attraverso il terminale che si allaccia al Tarvisio. Vediamo quali sono gli scenari di possibile interruzione delle forniture di gas dalla Russia. Questi scenari cambiano in funzione della durata dell’eventuale interruzione. Nel breve termine, grazie all’atteso miglioramento delle condizioni climatiche, si stima una riduzione della domanda per uso civile di circa 40 milioni di metri quadri al giorno: questo è quello che succede in questo periodo dell’anno in cui le temperature migliorano e si staccano sostanzialmente i riscaldamenti, in condizioni di freddo standard.
Interrompere ora si può
“Una completa interruzione dei flussi dalla Russia in questo momento, da oggi, non dovrebbe comportare problemi di fornitura interna. Eventuali picchi di domanda potrebbero essere assorbiti, modulando opportunamente volumi e stoccaggio, che sono, comunque, ridotti in questo momento dell’anno, o con altra capacità di import. Problemi per assicurare la fornitura a tutti i consumatori potrebbero avvenire solo in caso di un picco inatteso di freddo eccezionale a fine marzo o di contestuali altri eventi catastrofici su rotte di importazione.
Rischioso inverno
Nel medio termine, invece – e questa è la fase più delicata -, è necessario riempire gli stoccaggi al 90 per cento, quindi procurarsi circa 12 miliardi di metri cubi entro il prossimo inverno. L’attivazione con successo delle misure di breve e medio termine, descritta nel seguito, serve per controbilanciare le criticità oggi legate ai prezzi elevati. Vi ricordo che, in questo momento, abbiamo circa 1,5 euro per metro cubo (marzo 2022), rispetto alla media che era di 30 centesimi per metro cubo l’anno scorso.
Quindi, se dobbiamo stoccare 10 miliardi di metri cubi, mentre l’anno scorso avremmo speso 2 o 3 miliardi, adesso ne spenderemmo 15 e, quindi, c’è un problema di impegno economico che è estremamente rilevante. Questo ovviamente scoraggia lo stoccaggio.
Aste deserte
Devo dirvi che noi abbiamo lanciato già le prime aste, dopo l’emanazione del decreto ministeriale sullo stoccaggio: a seguito dei risultati di bassa partecipazione, abbiamo capito che questa criticità è parecchio difficile da superare, è difficile anche attraverso una rateizzazione della fase di stoccaggio e occorrerà intervenire per il riempimento con una regolazione ad hoc, che solleciti la risposta da parte degli operatori e, in mancanza, con un soggetto di ultima istanza.
A questo proposito, si possono usare anche valori negativi di incentivo: ci sono cose che stiamo studiando con ARERA.
Tre anni per essere indipendenti dalla Russia
Nel lungo termine, a partire dal prossimo inverno, sarebbe necessario sostituire completamente i circa 30 miliardi di metri cubi di gas russo con altre fonti. Sebbene questo sia possibile in un orizzonte minimo di circa tre anni, tramite le misure strutturali che vi dirò fra breve, almeno per i prossimi due inverni, sarebbe complesso assicurare tutte le forniture al sistema italiano e, pertanto, sarà necessario dotarsi di strumenti di accelerazione molto efficaci per gli investimenti che servono.
Vi ricordo ovviamente che noi parliamo di valori medi, ma qui il problema è rappresentato dai valori di punta: ovviamente d’estate è tutto molto più semplice; nei periodi particolarmente intensivi per il gas possono esserci dei picchi di consumo che sono estremamente elevati e noi dobbiamo garantire quelli.
Dove trovare il gas alternativo
Vediamo quindi le possibili misure per incrementare la sicurezza del sistema nel breve e medio termine, che è quello che vi ho appena detto essere il più critico.
Nel corso delle ultime settimane, il Governo si è mobilitato per attivare misure con impatto a breve-medio termine, anche con missioni nei Paesi produttori (Qatar, Algeria, Angola e Congo), che si stima portino complessivamente a ridurre la dipendenza per circa 20 miliardi di metri cubi l’anno (all’incirca 20 bcm l’anno rispetto ai 29 bcm che vorremmo raggiungere per l’indipendenza dalla Russia).
L’incremento di importazioni del gas algerino, in particolare con le infrastrutture attuali, è ipotizzabile sino a 9 miliardi di metri cubi l’anno. Per quanto riguarda l’incremento di importazioni sull’infrastruttura TAP attuale, vi può essere un aumento di circa 1,5 miliardi di metri cubi l’anno, tramite interventi sulle centrali di spinta localizzate in Albania e Grecia, ovviamente avendo questi volumi aggiuntivi dall’Azerbaigian.
Terzo punto: massimizzazione dell’utilizzo dei terminali GNL a disposizione.
Come vi raccontavo poc’anzi, è ipotizzabile un maggiore utilizzo di questi terminali anche in periodi dell’anno in cui tipicamente non sono utilizzati e questo ci potrebbe dare circa 6 miliardi di metri cubi annuali in più. Queste sono cose che possiamo fare in tempi brevissimi e stiamo già lavorando su queste direzioni.
Vi è poi l’incentivazione all’iniezione di gas in stoccaggio, per far sì che il ciclo di riempimento degli stoccaggi – che si sta ora avviando in previsione del prossimo periodo invernale – sia più rapido ed efficace possibile e per garantire ovviamente le misure di risparmio di gas di cui abbiamo parlato. In questo caso svilupperemo strumenti regolatori ad hoc perché, dovendo anticipare, lo faremo anche in modo tale che diventino più attrattive le aste.
Carbone piano d’emergenza
Quinto punto: come previsto dal Piano di emergenza nazionale del gas, qualora un’emergenza si venisse a verificare, noi possiamo incrementare la produzione di energia a carbone o olio per periodi definiti, con un risparmio stimato di 3 o 4 miliardi di metri cubi all’anno.
Ovviamente questo è un caso di emergenza con centrali esistenti, non aprendo centrali nuove, centrali che sono destinate al phase out nei prossimi anni, che però potrebbero, in caso di emergenza, essere riattivate a più alto regime.
Interruzioni programmate al sistema industriale
Con principale riferimento ai prossimi periodi invernali, oltre alle misure che vi ho descritto sopra, si potrebbe intervenire anche con misure di controllo della domanda e di accelerazione dell’efficientamento energetico. Esistono piani di misure di flessibilità sui consumi di gas (come l’interrompibilità nel settore industriale, che agisce per brevi periodi settimanali in caso di picchi della domanda) e sui consumi di gas del settore termoelettrico, dove esistono misure di riduzione del carico in modo controllato e misure di contenimento dei consumi in tutti gli altri settori.
Energia elettrica dal Nord Europa
E poi c’è la possibilità di incrementare l’importazione di energia elettrica dal Nord Europa per ridurre il consumo di gas nel parco termoelettrico italiano e questo fa parte dell’interconnessione europea.
Si tratta ovviamente di livelli di emergenza crescente, io ve li dico tutti perché sono tutti eventualmente nel piano complessivo di emergenza.
Misure a lungo termine
Terzo punto della comunicazione di oggi è rappresentato dalle possibili misure strutturali per eliminare la dipendenza delle importazioni dalla Russia in tempi più lunghi e quindi sostanzialmente stabili. Il Governo ha avviato una riflessione su misure strutturali per eliminare la dipendenza di importazioni dalla Russia, in linea con le proposte del pacchetto europeo in corso di finalizzazione, il “REPowerEU: Joint European Action for more affordable, secure and sustainable energy”: al momento c’è una parte di questa direttiva che è fuori, che riguarda il retail e il supporto a cittadini e micro imprese. Sta per uscire – si parla di pochi giorni – la seconda parte che riguarda le metodologie di controllo sui costi dell’importazione e altri metodi più strutturali.
Siamo tutti in attesa, stiamo lavorando con la Commissione, in contatto giornaliero. Al primo posto vi è la nuova capacità di rigassificazione su unità galleggianti ancorate in prossimità di porti, che può essere realizzata in 12-18 mesi. Questo potrebbe fornire da 16 a 24 miliardi di metri cubi di gas.
Unità galleggianti
E’ chiaro che le unità galleggianti hanno il vantaggio che possono essere utilizzate finché servono e poi possono essere tolte in qualsiasi momento, quindi non sono infrastrutture permanenti, però diciamo che possono fornire un grandissimo contributo all’autonomia energetica dalla Russia.
L’aspetto critico adesso è arrivare in tempo a contrattualizzare le poche navi esistenti nel mondo che sono in grado di svolgere questo servizio.
Tutti i grandi Paesi energivori si stanno muovendo in questa direzione. Oggi noi abbiamo dato ufficialmente l’incarico a Snam, l’indirizzo per la negoziazione all’acquisto di una FSRU, navi da rigassificazione, e al noleggio di una seconda unità.
Queste infrastrutture saranno poi oggetto di un prossimo DPCM di identificazione come impianti strategici.
Con le rinnovabili grandi risparmi
Secondo livello di azione: sviluppo dei progetti rinnovabili off-shore e on-shore, in particolare considerando che ci sono oltre 40 gigawatt di richieste di connessione per progetti off-shore e numerosi interventi relativi alla liberalizzazione del fotovoltaico per autoconsumo sino a 200 kW e all’applicazione dell’agrofotovoltaico per rendere la filiera Agrifood il più possibile indipendente energeticamente. Noi stimiamo che questo tipo di accelerazione possa garantire un ulteriore risparmio annuo di 3 miliardi di metri cubi di gas naturale, quindi ogni anno questa è una quantità che si somma.
Terzo: sviluppo del biometano, rispetto al quale, con la recente disposizione, abbiamo previsto una crescita importante; dovremmo raggiungere il 16 per cento di questi synthetic fuel prima del 2030 previsto dall’Europa.
Questo equivale ad un potenziale di circa 2,5 miliardi di metri cubi di risparmio al 2026. Abbiamo poi, come ricorderete, un’azione che riguarda l’incremento della produzione nazionale di 2,2 miliardi di metri cubi di gas su aree esistenti, Canale di Sicilia e Marche, consentendo di arrivare ad una produzione nazionale fino a circa 5 miliardi di metri cubi, e introduzione di meccanismi di ritiro di tale produzione nazionale da parte del gruppo GSE a prezzi equi, che possono essere assegnati in primis ad aziende energivore e a piccole e medie imprese.
Il raddoppio della TAP
Infine, si può considerare il raddoppio della capacità della TAP; tecnicamente è possibile incrementare le importazioni via TAP di circa10 miliardi di metri cubi/anno. Ovviamente questo richiede 45 mesi di lavori e tutta una serie di grossi interventi a livello internazionale, e quindi si tratta di un intervento molto massiccio che eventualmente in futuro potrà essere considerato.
Il boom dei prezzi
La tensione sui mercati ha determinato, dopo la forte diminuzione avvenuta nel corso del 2020, un vertiginoso aumento dei costi dell’energia.
Per quanto riguarda il mercato del gas naturale, il prezzo al punto di scambio virtuale, il PSV del gas naturale in Italia, è passato da 20 euro per megawattora, che corrispondeva a circa 20 centesimi di euro per metro cubo, nel gennaio del 2021 a 160 euro per megawattora, corrispondente a 1,7 euro per metro cubo.
La cosa che vi avevo detto prima, ripeto, è chiarissima: se devo stoccare 10 miliardi di metri cubi a 20 centesimi, devo anticipare 2 miliardi; a 1,7 euro ne devo anticipare 17 di miliardi. Credo non ci sia bisogno di altre considerazioni.
Questi sono i numeri delle prime settimane di marzo: è un aumento di quasi 8 volte, con punte giornaliere che hanno superato i valori record di 200 euro per megawattora negli scorsi mesi. Adesso il prezzo si è ridotto a valori di poco superiore a 100 euro per megawattora, devo dire anche in seguito alla forte pressione che abbiamo fatto in Europa, parlando di un price cap europeo, cioè si è cominciato a dire che gli Stati membri vogliono riflettere su qualche cosa che metta un po’ un limite a questi numeri. C’è stata una discesa che un po’ aiuta.
Per cambiare i prezzi occorre intervento europeo
Per quanto riguarda i prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso, voi sapete che l’energia elettrica è agganciata al prezzo marginale del gas, e quindi, se ho un gas molto costoso, alla fine anche l’elettricità mi viene a costare moltissimo.
C’è una formulina abbastanza semplice che lega i due numeri. Il PUN, prezzo unico nazionale, ha registrato valori record: nelle ultime settimane si sono raggiunti i valori più elevati da quando la Borsa italiana è stata costituita: ha superato 600 euro per megawattora.
Negli ultimi giorni i valori si sono attestati attorno ai 300 euro per megawattora, quindi grosso modo due volte e due, due volte e quattro il prezzo del gas.
Questo anche come diretta conseguenza dei prezzi del gas naturale, che determinano il costo marginale degli impianti di generazione elettrica a gas. Questi prezzi fissano, quindi, il prezzo del mercato all’ingrosso nella maggior parte delle ore.
È ovvio che occorre un intervento a livello europeo, non italiano, perché non possiamo agire come un mercato nazionale; è chiaro che possiamo indicare il problema, ma la terapia purtroppo non è immediata, perché questo è un problema che hanno tutti i Paesi europei, in misura leggermente diversa in funzione dell’energy mix.
Ovviamente, nel nostro caso, essendo dipendenti esclusivamente dalle nostre rinnovabili e dal gas, soffriamo più di altri Paesi che hanno un energy mix più ampio, ma il costo è sostanzialmente alto da tutte le parti. Quindi, questo richiede un intervento europeo, che, se volete, è di market engineering. Dobbiamo rivedere un po’ questo mercato, che fa il prezzo del gas, e da lì, a cascata, c’è il prezzo dell’elettricità.
L’andamento dei prezzi del gas
Vediamo l’andamento dei prezzi di gas e carburanti: occorre, a questo punto, svolgere alcune considerazioni anche sul prezzo dei carburanti. Noi stiamo attendendo i dati dell’Istat, che necessitano di alcune correzioni; recentemente, anche ARERA non aveva dati disponibili. In questo momento, ci basiamo sul riferimento al costo del gas grazie ai dati riportati dall’Agenzia delle accise, monopoli e dogane, che ha un database molto aggiornato. Per i prezzi del gas, i prezzi reali in importazione del gas naturale sono influenzati dalla vigenza di contratti a lungo termine, in alcuni casi pluridecennali, caratterizzati da prezzi che sono indicizzati e da volumi di importazione modulabili. Cosa succede? Nel marzo 2021, quindi un anno fa, il gas naturale si vendeva, come vi dicevo poc’anzi, a 20 centesimi per metro cubo, e il TTF, il mercato olandese di riferimento, aveva, in quel momento, un valore di 20 centesimi al metro cubo.
Quindi, c’era una certa coincidenza che, nel luglio del 2021, quindi da marzo a luglio, pochi mesi dopo, vedeva ancora il gas naturale a 20 centesimi per metro cubo e il TTF olandese a 40 centesimi. E fin qua, un fattore 2 fa abbastanza parte della dinamica di un mercato competitivo.
A dicembre 2021 il gas naturale saliva a 50 centesimi per metro cubo, questo è il prezzo di importazione, e il TTF olandese era già a 1,2 euro, per arrivare a febbraio 2022, in cui il gas naturale era a 0,6 e il Dutch TTF era a 1,6. Quindi, per essere chiaro: in un anno, da marzo 2021 a marzo 2022, il costo dell’importazione è da 20 centesimi a 60 centesimi, la valutazione del mercato TTF, che fa il prezzo in Europa, a cui si aggancia il PUN, l’elettricità, eccetera, è andata invece da 0,2 a 1,6.
È evidente che questo aumento sia da guardare, perché è quello che ci sta creando l’aumento su tutta la filiera dei prezzi. A partire dai mesi di luglio e agosto del 2021, lo scostamento, quindi, tra il prezzo all’importazione e il prezzo osservato sui mercati mostra un divario che non ha precedenti, probabilmente – queste sono alcune considerazioni che ci ha fatto l’Agenzia – per via di un considerevole incremento del valore dei futures. Si tratta, con ogni probabilità, di dinamiche legate a contrattazioni a fini di hedging e probabilmente anche a qualche speculazione da parte di operatori finanziari.
Cittadini danneggiati
È chiaro che stiamo pagando un prezzo che non ha nulla a che vedere con il costo della materia prima, e questa è una cosa che, in questo momento, è al vaglio di tutti gli Stati membri e della Commissione europea, perché sta danneggiando cittadini, imprese e competitività e sta frenando anche la ripresa dopo questo periodo tremendo del COVID, e, francamente, non ci voleva.
Per quanto riguarda i prezzi dei carburanti per autotrazione, vi è un’analoga correlazione tra prezzi dei contratti futures e prezzi all’importazione, vale per il greggio, però c’è una sostanziale coincidenza tra questi due valori per il gasolio e per la benzina, seppure, in alcuni casi, in minor misura. Si tratta di due prodotti principali acquistati dai consumatori finali e ha particolare interesse, anche qui, andare a vedere il prezzo alla pompa, che poi è quello che noi riscontriamo di giorno in giorno, al netto delle imposte.
Il prezzo del carburante
Voi sapete che, nell’ultima settimana di marzo, dal 14 al 20 di marzo – l’ultima che abbiamo vissuto – ,abbiamo fatto una media settimanale: la benzina era a 2,14, il gasolio a 2,12, il Gpl a 0,86. Nella settimana 10-14 marzo, la benzina è aumentata del 13 per cento e il diesel è aumentato del 21 per cento, però gli aumenti del prezzo del carburante riflettono solo in parte quelli del petrolio, che, dopo aver toccato 128 dollari l’8 marzo, è invece sceso a 98 nella stessa settimana. Quindi, la benzina saliva, il petrolio scendeva. C’è sempre un po’ di ritardo: un adeguamento in salita è sempre molto rapido, quello in discesa è un po’ più lento. Si osserva regolarmente che questo adeguamento è un po’ ritardato.
Il costo della pompa della benzina si compone di diverse voci: la componente fiscale, che è fra le più alte d’Europa, è ben oltre il 50 per cento; c’è un’accisa fissa, pari a circa 0,72, 0,73 euro al litro, che, più o meno, è il 34 per cento del prezzo alla pompa; poi c’è l’IVA, che è il 22 per cento del netto (anche detto prezzo industriale) e il prezzo netto contiene la materia prima – il greggio -, che rappresenta il 35 per cento del prezzo finale. Quindi, se anche il greggio ha una grande oscillazione, questa oscillazione vale per il 35 per cento del prezzo alla pompa.
Costi raffinazione e trasporto
Ma ci sono anche altre voci, che, per esempio, riguardano i costi della raffinazione e i costi del trasporto. Se il carburante da autotrazione costa di più, portarlo costa di più; se il gas e l’elettricità costano di più, costa di più anche raffinare e, quindi, diventa un sistema complesso, per cui uno si ritrova con dei prezzi molto alti alla fine, che fanno sempre capo al prezzo del gas, al prezzo dell’elettricità. Ovviamente, poi dobbiamo sempre metterci che, probabilmente, forse qualcuno ci guadagna di più, però, in generale, la dinamica è abbastanza complessa ed è quella che vi ho appena detto.
Per mitigare l’incremento del Brent, quindi l’incremento della parte materiale – olio – gli Stati Uniti e l’Unione europea hanno operato una oil release molto recente. Noi, in particolare, abbiamo contribuito con 2,04 milioni di barili, con l’obiettivo di ridurre il picco dei prezzi a cui stiamo assistendo. 2,04 milioni di barili non è molto, sono 277 mila tonnellate, a fronte di 8,8 milioni di tonnellate di riserva, però è stato un primo indicatore della comunità internazionale. Non è tanto la quantità totale che è stata rilasciata, quanto l’impatto di fare una oil release per cercare di controllare i prezzi.
Gli interventi del Governo
Come sapete, adesso è appena partita la nuova disposizione dell’accisa mobile: laddove vi è un aumento del gettito IVA connesso all’aumento del carburante, questo gettito viene utilizzato per compensare una corrispondente riduzione delle accise, e questo dovrebbe dare questi 25 centesimi per litro di riduzione che è, al momento, per 40 giorni, perché è una cosa che viene fatta dinamicamente, ma, comunque, al momento, è la riduzione più grossa che abbiamo registrato in Europa. Certo, i prezzi sono saliti talmente tanto che tutti ci rendiamo conto che è un numero, in valore assoluto, abbastanza alto, in valore relativo, purtroppo, la crescita dei prezzi è esponenziale.
Bonus energia
Misure per contenere l’incremento dei prezzi di energia elettrica e gas naturale. Il Governo e il Parlamento sono intervenuti, come ricorderete, negli ultimi trimestri, per attutire l’impatto dei rincari per 29 milioni di famiglie e 6 milioni di imprese, con un mix di misure per un valore che ha superato i 15 miliardi di euro in tre trimestri e che ARERA ha attuato per le componenti regolate che hanno permesso di: annullare transitoriamente gli oneri di sistema in bolletta per tutti i clienti, anche mediante destinazione del gettito delle quote di emissione di CO2 e impiegando fondi di bilancio per finanziare oneri non afferenti al sistema energetico; potenziare il bonus sociale delle famiglie che versano in gravi difficoltà economiche (agganciato all’ISEE), che, in virtù del provvedimento, hanno visto completamente compensato l’aumento tariffario (2,5 milioni di famiglie aventi diritto ai bonus sociali elettricità e 1,54 milioni di famiglie con bonus gas); riduzione dell’IVA sul gas destinato a usi civili e industriali al 5 per cento; introduzione di contributi straordinari sotto forma di credito d’imposta a favore di imprese energivore e imprese a forte consumo di gas naturale; introduzione di interventi a favore del settore dell’autotrasporto (qui siamo ancora nel decreto n. 17); inoltre, si è cercato di sostenere le esigenze di liquidità delle imprese particolarmente gravate dagli aumenti dei prezzi dell’energia e di intervenire sull’elettricità prodotta dagli impianti rinnovabili con potenza superiore a 20 chilowatt, particolarmente quegli impianti che usufruivano, ante 2010, di un incentivo fisso, circa 300 euro per megawattora, cui si sommava il costo esponenzialmente alto a cui si vendeva l’energia per via dell’agganciamento al prezzo del gas; da ultimo, con il decreto n. 21, il più recente, sono stati previsti ulteriori interventi per far fronte al rincaro energetico mediante il contenimento dei costi sostenuti per gasolio e benzina, quali la riduzione delle aliquote di accisa sulla benzina e sul gasolio impiegato come carburante e l’erogazione di un bonus carburante ai dipendenti, con una riduzione – come vi raccontavo poc’anzi – di 25 centesimi sulle accise dal 21 marzo al 30 aprile, per 40 giorni.
Poi, è stato sviluppato, a favore delle imprese che hanno subito aumenti dei costi di luce e gas superiori al 30 per cento, un contributo sotto forma di credito d’imposta, che è aumentato rispetto ai precedenti; è stato incrementato il credito d’imposta in favore delle imprese energivore e gasivore ed è stato esteso il bonus sociale elettricità e gas, elevando il limite ISEE da 8 mila a 12 mila euro (ARERA stima che di questo intervento potranno beneficiare ulteriori 1,2 famiglie, per un totale di 5,2 milioni di famiglie bisognose); quale misura per favorire la liquidità delle imprese è stata prevista la rateizzazione delle bollette per i consumi energetici sino a 24 mesi ed è stato istituito un apposito fondo di garanzia PMI; è stata, infine, prevista la cedibilità al sistema bancario del credito d’imposta, per un massimo di 3 cessioni, riconosciuto alle imprese energivore e alle imprese a forte consumo di gas naturale.
Mercato complesso
In parallelo, è stata avviata una discussione a livello europeo. Adesso vorrei fare una brevissima digressione. Tutto quello che avete sentito ha creato un nesso fra i decreti n. 17 e n. 21, è di natura essenzialmente fiscale e parafiscale ed è sostanzialmente immediato. Noi abbiamo pronte anche misure strutturali, però, come vi dicevo durante le fasi precedenti della presentazione, non possiamo, in un mercato complesso come quello dell’energia e del gas a livello europeo, prendere delle misure di capping o misure particolari in autonomia, come se fossimo un mercato autonomo, rischiamo semplicemente di perdere l’attrattività verso gli esportatori. Stiamo, giornalmente e attivamente, lavorando con la Commissione europea per studiare questi meccanismi di capping, che devono mettere d’accordo 27 Paesi, con istanze completamente diverse. Siamo a buon punto; ci dicono dalla Commissione che, entro fine mese, ci sarà la seconda parte della REPowerEU, quella che riguarda appunto l’import con regole generali e, sulla base di queste regole generali, che, sostanzialmente, introdurranno delle forme di calmierazione del mercato, di qualcosa di simile al price cap, regole che non permettano questi incrementi selvaggi dei costi, a quel punto sarà più facile mettere in campo anche le misure strutturali che devono essere, però, compatibili con la nuova normativa europea, perché, come vi dicevo sin dall’inizio, questo è un problema europeo, non lo possiamo trattare come un problema nazionale, anche se siamo un po’ più deboli, perché, oggettivamente, il nostro energy mix ci ha indebolito e alcune scelte del passato non ci hanno reso particolarmente resilienti.
Misure strutturali
Quindi, è stata avviata una discussione a livello europeo sulle possibili misure strutturali, quella del REPowerEU. Queste contengono misure per mitigare l’impatto sui prezzi dei clienti residenziali e per le piccole imprese, e le regole per gli aiuti di Stato che consentano di far fronte agli elevati costi energetici delle imprese. È evidente che, in questo momento, le regole sugli aiuti di Stato non ci aiutano a dare una mano, soprattutto, ai grandi Paesi manifatturieri, perché possono essere confuse con aiuti di Stato. Capite bene che Italia, Germania, Francia, insomma le grandi manifatture sono le più interessate; tenete anche conto che Spagna e Portogallo hanno prevalentemente LNG e molta rinnovabile, altri hanno energy mix con due, tre specie diverse. Quindi, la soluzione non potrà che essere, come sempre succede, fra i 27, una soluzione di ragionevole compromesso, che dia a tutti la possibilità, però, di salvaguardare l’interesse nazionale in un frame, in un quadro energetico europeo. Come ricorderete – perché sono uscite note sui giornali -, si è parlato anche di misure per la tassazione degli extraprofitti delle energetiche. Nelle prime bozze europee – adesso vedremo se sarà confermato -, si parlava di 200 miliardi l’anno a livello europeo, l’utilizzo dei fondi ETS da destinare alla mitigazione dei costi dell’energia; noi l’abbiamo già fatto, in realtà, in Italia, se non sbaglio, 30 miliardi all’anno.
Price Cap
In questo contesto, il Governo italiano ha proposto misure strutturali che includono un price cap a livello europeo temporaneo sulle transazioni di gas naturale all’ingrosso. Questa misura, oltre a portare beneficio diretto ai consumatori di gas, porterebbe anche notevoli benefici sui prezzi del mercato elettrico all’ingrosso, perché, come vi dicevo in precedenza, gas ed elettricità sono strettamente collegati. Come illustrato, il prezzo marginale viene fissato, in molte ore, da generazione termoelettrica a gas, quindi, se controlliamo quello, abbiamo un beneficio importante. E, poi, stiamo discutendo, in maniera molto forte, il disaccoppiamento dei prezzi di vendita dell’energia prodotta da tecnologie rinnovabili. Capite bene che non ha molto senso che un megawattora di energia rinnovabile debba essere venduto a prezzi esageratamente elevati, indotti dal prezzo del gas, perché in questo momento, in primis, si tratta veramente di due energie diverse e, in secundis, questa regola di mercato vent’anni fa aveva senso, perché vent’anni fa il gas costava poco e, quindi, era utile agganciare le rinnovabili al gas, per accelerarne l’evoluzione, adesso, è il contrario, per paradosso, e quindi non ha alcun senso agganciare le rinnovabili al gas. Questo, come si suole dire è market design e non lo possiamo fare da soli, lo dobbiamo fare con i 27, è un’operazione europea, complessa.
Il ruolo del Pnrr
Concludo, dicendo che in questo contesto le misure del PNRR contribuiscono in modo strutturale alla riduzione della dipendenza energetica e all’efficientamento del sistema. L’accelerazione delle rinnovabili elettriche, il rafforzamento dell’efficientamento energetico, la diffusione del biometano, ma persino i recentissimi bandi che hanno avuto grande successo – vi anticipo, se ricordo bene, 4 volte il budget messo a gara, di progetti nuovi -, sono tutte cose che contribuiscono al risparmio energetico. Solo, per esempio, la circolarità riguarda, in larghissima misura, le filiere energivore; quindi, riuscire a potenziare la circolarità delle filiere energivore è di per sé un risparmio e questo per noi è fondamentale per confermare che manteniamo la rotta al 55 per cento, acceleriamo le rinnovabili, dobbiamo garantire la resilienza e la sicurezza e i 29 miliardi di metri cubi di gas li portiamo a casa senza variare le nostre Missioni e, pregando che non succeda nulla sugli scenari di guerra e che questa cosa orrenda che sta succedendo si calmi, si chiuda il prima possibile, potremmo passare indenni questo periodo, sia pure con qualche sacrificio, qualche scossone e continuare la nostra rotta alla decarbonizzazione, da un lato, ma anche la nostra rotta di crescita economica, dall’altro.
