Pichetto Fratin: informativa sulle iniziative in relazione al rincaro dei costi dell’energia per famiglie e imprese

(AGENPARL) – Roma, 23 Gennaio 2025

Signor Presidente, onorevoli colleghi, in relazione al tema dell’informativa, preme rappresentare che l’attuale contesto di mercato è attraversato da fattori di rischio che meritano attenzione.

La crescente domanda di energia in atto in Asia, i rischi della frammentazione delle supply chain a livello europeo, le tensioni geopolitiche in alcune aree del mondo (Ucraina e Medioriente) e i possibili impatti derivanti dalle situazioni politiche internazionali implicano, tra i diversi effetti, il persistere di condizioni di volatilità dei mercati energetici e di possibili speculazioni.

Con riferimento ai mercati all’ingrosso del gas e dell’energia elettrica inizio a relazionarvi sulle dinamiche dei costi relativi al gas naturale.

Negli ultimi mesi, i prezzi del gas in Italia e in Europa sono aumentati a causa di vari fattori, come la fine del contratto di transito del gas tra Gazprom e l’Ucraina, e la riduzione dei flussi di gas provenienti da Algeria e Azerbaijan, nonché l’offerta stagnante di GNL.

Dal 1° gennaio 2025, le forniture di gas russo tramite l’Ucraina sono cessate, comportando una riduzione a livello europeo di 15 miliardi di metri cubi annui, pari al 5% delle importazioni complessive dell’intero continente del 2024.

Questo ha colpito principalmente Slovacchia e Austria, con ripercussioni parziali sui prezzi in Italia. (A riguardo, si precisa che nel 2024 l’Italia ha importato da Tarvisio 5 MLD di Smc di gas)
Da qualche mese, il flusso di gas dall’Algeria è diminuitoattestandosi su valori tra 50 e 60 milioni di metri cubi al giorno, rispetto agli 80-90 milioni di metri cubi precedenti. Inoltre, il gas azero via TAP è calato di un terzo nelle ultime due settimane, presumibilmente a causa di problemi di produzione in Azerbaijan.

Questi eventi hanno portato ad un maggiore utilizzo degli stoccaggi e ad un aumento delle importazioni dal Nord Europa, influenzando i prezzi del gas in Italia anche in riferimento al prezzo sui mercati europei.

Per quanto riguarda il GNL (ossia Gas Naturale Liquefatto),nel 2024 esso ha costituito il 38% dell’import di gas nell’Unione Europea in calo rispetto al 42% del 2023.

La flessione è stata causata dalla maggiore convenienza dei flussi via gasdotto, dalla maggiore disponibilità di gas stoccato e dalla domanda asiatica in crescita.
 
Il 2024 si è chiuso con livelli di stoccaggio di gas in Europa inferiori rispetto ai due anni precedenti, a causa degli alti consumi per riscaldamento e produzione termoelettrica. La domanda è aumentata per via delle temperature inferiori agli anni passati e della scarsa ventosità, con relativa minore produzione da parte degli impianti eolici.

Questi fattori hanno aumentato la domanda di produzione termoelettrica a gas, in primis in Germania, con effetti immediati sull’offerta di gas nei mercati dell’Unione Europea.

Per quanto riguarda i prezzi, il prezzo spot del gas in Italia nel 2024 ha registrato il secondo calo annuo consecutivo dal 2022, raggiungendo i 36,4 €/MWh, un prezzo notevolmente inferiore a quello registrato mediamente nel 2022 e nel 2023,seppur ancora superiore rispetto al prezzo di mercato ante-Covid.

A dicembre 2024, il prezzo è salito a 47,6 €/MWh, con aspettative simili per i prossimi tre mesi.

Il prezzo del gas italiano ha seguito il trend del mercato olandese e del relativo indice TTF, il quale costituisce il riferimento sul mercato europeo, e che ha toccato il massimo di 45 €/MWh a dicembre, con aspettative di rialzo per il prossimo trimestre (il prezzo registrato ieri è stato pari a 50 €/MWh).

Rispetto all’indice TTF, il prezzo italiano mantiene un differenziale legato ai costi di trasporto in media di circa 2 €/MWh.

La guerra in Ucraina ha determinato non solo tensioni immediate sui costi dell’energia ma ha anche modificato la struttura di approvvigionamento nazionale ed europea.

A seguito del conflitto, venendo meno l’importazione del gas dalla Russia, la fonte marginale (che fa il prezzo) nei mercati europei è divenuta il GNL.

Ciò ha di fatto comportato che il prezzo europeo del gas sia dipendente da logiche globali e non dipenda più strettamente dall’andamento stagionale del fabbisogno europeo.

In questo contesto, un elemento di possibile mitigazione del prezzo del gas è il previsto aumento della capacità di liquefazione mondiale, che crescerà di 47 milioni di tonnellate nel 2025, più del triplo rispetto all’incremento registrato nel 2024.

I volumi maggiori (42 Milioni di tonnellate) arriveranno dall’entrata in operatività dei progetti statunitensi e canadesi. Questo dato aiuterà il mercato a superare l’attuale fase di contrazione dell’offerta, alla base delle cause di relativa volatilità del prezzo del gas in Europa.
 
Tra le azioni che stiamo studiando per l’abbassamento del prezzo del gas va menzionata quella concernente l’anticipazione delle aste relative al gas stoccato.
Gli stoccaggi gas consentono di immagazzinare e rilasciare il gas a costi contenuti, permettendo di ridurre le tensioni sui prezzi. Si accumula gas a prezzi bassi e si rilascia a prezzi alti, spostando così una parte della domanda in periodi a prezzo più basso, ed evitando di far salire i prezzi nei periodi in cui ladomanda risulta maggiormente concentrata. Al tempo stesso gli stoccaggi, riducendo la domanda nei periodi critici, permettono di mettere in sicurezza il sistema.

Generalmente il gas viene acquistato nel periodo compreso tra aprile ed ottobre e rilasciato nel periodo invernale, quando la domanda è maggiore.

Attualmente però, per via delle tensioni geopolitiche in corso e delle possibili speculazioni, esiste il rischio per il 2025 che i prezzi all’ingrosso del gas, nella prossima estate, siano superiori a quelli del prossimo inverno, come avvenutodurante la crisi energetica del 2022, incidendo negativamente sulle dinamiche del mercato dello stoccaggio.

A tal proposito, proprio al fine di mitigare gli effetti connessi a queste dinamiche, stiamo valutando con gli Uffici del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica la possibilità di anticipare le tempistiche delle aste di assegnazione almeno per una parte della capacità di stoccaggio.

L’anticipo delle tempistiche permetterà, da una parte, di sfruttare eventuali situazioni che potrebbero verificarsi tra febbraio e marzo, in cui il differenziale tra i prezzi a termine estivi e quelli della prossima stagione invernale si rivelino più favorevoli, dall’altro, di consentire il mantenimento di maggiori volumi di gas stoccato, nel caso in cui il prezzo attuale resti più basso di quello atteso per l’estate
Inoltre, ricordo che per contenere il costo del gas naturale delle imprese maggiormente esposte al problema del caro energia, è stato introdotto il cosiddetto Gas Release.

L’implementazione di tale misura permetterà incrementare la produzione nazionale di gas naturale da destinare, a un prezzo calmierato, ai clienti finali industriali a forte consumo energetico appartenenti ai settori manifatturieri maggiormente colpiti dall’aumento dei prezzi del gas (es. chimica, carta, ceramica e cemento).

Nel frattempo, in sede europea, ci stiamo battendo perché siano messi a punto meccanismi strutturali funzionali a prevenire che eventuali fenomeni speculativi determinino l’aumento dei prezzi del gas sul TTF.

Infine, anche in una prospettiva di più ampio periodo, il governo continuerà a diversificare le fonti di approvvigionamento per ridurre la dipendenza da singoli fornitori, come ha fatto dal suo insediamento.
 
Per quanto riguarda l’elettricità, nel 2024, in Italia il prezzo medio annuo all’ingrosso è sceso a 108,5 €/MWh, indiminuzione di 18,7 €/MWh rispetto all’anno precedente.
Tuttavia, i valori medi delle ultime settimane hanno superato i 130 €/MWh, (ieri era pari 145€/MWh): la situazione attuale, sebbene ancora lontana dai picchi del 2022, è oggetto d’attenzione da parte del Governo.

In Italia, il prezzo dell’energia elettrica è determinato nel 70% delle ore dalla generazione termoelettrica a gas, nonostante questa pesi poco più del 40% sulla generazione complessiva.Per questa tipologia di impianti, al costo della materia prima gas si somma il costo della CO2, che sul mercato ETS ha fatto registrare nel 2024 il prezzo medio di circa 65 €/tonn,equivalente a circa 25 €/MWh. Tale extracosto si riflette per il 70% delle ore su tutta la generazione elettrica, indipendentemente dalla fonte di generazione.

A riguardo, si segnala che dal 2018 è stato registrato un deciso aumento dei prezzi della CO2, che sono passati da un valore medio di 7 €/ton nel periodo 2012-2017 a 65 €/ton nel 2024.

Questo trend è attribuibile a interventi normativi dell’UE, come l’introduzione della Riserva Stabilizzatrice del Mercato, progettata per ridurre l’offerta di quote e aumentare l’efficacia del sistema.

La dipendenza dall’estero è rimasta stabile, con un saldo di 52,7 TWh su un fabbisogno complessivo di oltre 312 TWh. I differenziali di prezzo con Francia e Germania sono aumentati rispetto alla fase pre-Covid, con differenze di circa 50 €/MWh con la Francia e 30 €/MWh con la Germania.

Le differenze nei prezzi tra i diversi paesi risentono anche delle specificità dei mix energetici locali.

Al fine di contenere l’aumento dei prezzi dell’elettricità, il Governo è impegnato su più fronti, con interventi sia di impatto più immediato sia di natura più strutturale, in linea tra l’altro con i target previsti dal PNIEC, con gli obiettivi PNRRe con la normativa europea di settore.

In tale contesto le direttrici di intervento riguardano:
Da un lato, misure per accelerare lo sviluppo di nuova capacità da fonti rinnovabili, sia attraverso gli strumenti di sostegno sia attraverso misure di contesto volte a promuovere condizioni di mercato più favorevoli e procedure amministrative più chiare, rapide ed efficaci.

Dall’altro, misure per mitigare il prezzo di generazione termoelettrica.

Con riferimento al primo punto, si evidenzia che la potenza FER installata nel 2024, dai dati ad oggi disponibili, risulta pari a circa 7,5 GW installati a fronte dei 5,8 GW del 2023.

Con riferimento agli strumenti di sostegno, sta per partire il meccanismo di incentivazione per le tecnologie più mature (fotovoltaico ed eolico) previsto dal cosiddetto FER X, che rappresenta il più importante strumento di sostegno delle fonti rinnovabili mai adottato in Italia.

Tra le misure di contesto per favorire l’accelerazione dello sviluppo della capacità FER, particolare attenzione meritano quelle riguardanti l’attività di semplificazione e riorganizzazione dei procedimenti amministrativi delle FER.

Si tratta di un tema essenziale che richiama l’attenzione sulla necessità della collaborazione e del coinvolgimento attivo di tutti i livelli di governo e in particolare delle regioni, interessate dall’attuazione della disciplina delle cosiddette aree idonee.

Particolare menzione nell’ambito dell’azione di semplificazione merita la revisione del testo unico sulle rinnovabili che ha introdotto le zone di accelerazione sia marine che terrestri. Che daranno un impulso all’istallazione delle FER.

È inoltre in fase di definizione una proposta normativa per la risoluzione delle criticità legate alla congestione virtuale della rete che sarà presentata nelle prossime settimane.

Entrando nel merito del disaccoppiamento tra il prezzo finale della fonte marginale e il costo dell’energia per il consumatore, preme evidenziare che è necessario adottare misure volte ad evitare che si creino rendite ingiustificate.

Infatti, a fronte di meno di 100 TWh di energia elettrica prodotta da impianti alimentati a gas naturale, l’energia elettrica che viene valorizzata al prezzo fissato dagli impianti a gas è ben più del doppio.

Queste misure devono

• essere efficaci già nel breve termine senza intaccare le regole di funzionamento dei mercati spot europei e nazionali;
• essere inattaccabili sotto il profilo della legittimità;
• non scoraggiare i necessari investimenti nelle FER;
• essere effettive (ovvero intercettare effettivamente una quantità elevata di energia: si ricordi che la misura adottata dal precedente governo ha finito per interessare solo 15 TWh rispetto ai 100 TWh inizialmente ipotizzati).

A tal fine, come già ribadito, nei prossimi giorni avvieremo un tavolo di confronto con tutte le forze politiche per raccogliere proposte che vadano in questa direzione.

In questo quadro, l’uso di soluzioni basate su contratti a lungo termine – come per l’appunto PPA o contratti per differenza – può aiutare ad attenuare il legame tra il costo della fonte marginale gas e il costo dell’energia per gli utenti finali.

Tali misure consistono nell’acquisto a lungo termine di capacità rinnovabile a prezzo fisso.

Questo consente ai consumatori finali di decarbonizzare i consumi energetici e di approvvigionarsi a costi inferiori e meno esposti alla volatilità dei mercati spot e ai produttori di disporre anche di strumenti di mercato per stabilizzare il finanziamento degli investimenti.

Anche il meccanismo del cosiddetto Energy Release introdotto da questo Governo con il DL 181/2023 si muove in questa direzione.

Tale meccanismo consiste nell’anticipazione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili nella disponibilità del GSE a prezzo calmierato a favore delle imprese energivoreconfigurandosi come un PPA di medio termine.  

In cambio, le imprese energivore hanno l’obbligo di realizzarecapacità FER pari al doppio di quella anticipata: l’obiettivo finale è spingere l’autoproduzione sostenibile da parte delle imprese energivore.

In numeri, l’anticipazione di energia elettrica pari a 23 TWh per tre anni consentirà lo sviluppo di nuova capacità per oltre 5.000 MW di nuovi impianti fotovoltaici.

Si tratta di una misura sperimentale dedicata ai soggetti energivori, che potrà fungere da apripista per un’applicazionepiù strutturale di un meccanismo di contratti a termine tra i consumatori industriali e il GSE, riguardanti l’energia elettrica da fonti rinnovabili contrattualizzata con i produttori dal GSE attraverso contratti per differenza.

Accanto all’Energy Release, stiamo lavorando allo sviluppo di una piattaforma PPA gestita da una controparte centrale, come previsto dal D.lgs 199/21, in attuazione di una delle riforme previste dal PNRR.

Si tratterà di un’ulteriore piattaforma di mercato centralizzata gestita dal Gestore del Mercato Elettrico, dove saranno negoziati contratti PPA standardizzati, anche attraverso il ruolo del GSE come garante di ultima istanza.

Sempre, con l’obiettivo di favorire il decoupling del prezzo dell’energia elettrica dal prezzo del gas, verrà inoltre valutata, nel più ampio dibattito sulla riassegnazione delle relative concessioni, anche l’opzione di una valorizzazione di una parte delle risorse idroelettriche a favore della competitività delle imprese.

Infine, stiamo lavorando su soluzioni che:

• annullino l’incidenza nel prezzo elettrico degli oneri di varia natura (ETS compresa) che oggi colpiscono il consumo di gas per la produzione termoelettrica;
• assicurino che le misure di compensazione di cui al punto precedente si trasferiscano appieno nei prezzi dell’energia elettrica su tutto il mercato;
• mantengano comunque il costo della produzione di energia elettrica con il gas a livelli che non scoraggino l’ingresso di nuova capacità rinnovabile.
   
  Da ultimo, ma non per ultimo, chiudo con le misure per i clienti domestici.
  I clienti domestici vulnerabili hanno diritto alla fornitura di energia elettrica a un prezzo che riflette i costi del mercato all’ingrosso e i costi efficienti del servizio di commercializzazione.

L’approvvigionamento centralizzato dell’energia è svolto da Acquirente Unico Spa per la successiva cessione agli esercenti il servizio di vulnerabilità.

Nei prossimi mesi, ARERA definirà le procedure d’asta per individuare i fornitori e stabilire le condizioni contrattuali ed economiche per i clienti vulnerabili.

Nel frattempo, la fornitura continua ad essere garantita dagli esercenti il servizio di maggior tutela ai prezzi definiti trimestralmente da ARERA.

La legge concorrenza 2024 prevede che i clienti domestici vulnerabili possano accedere al servizio a tutele graduali (STG) entro il 30 giugno 2025, beneficiando di condizioni di prezzo vantaggiose. Il Servizio a Tutele Graduali terminerà comunque il 1° aprile 2027, mentre il servizio di vulnerabilità rimarrà stabile e regolato dalla Autorità.

Riguardo ai vulnerabili, stiamo facendo in questi giorni una valutazione per rendere i meccanismi di gara più efficienti ed evitare che ci possano essere esiti negativi per gli interessati.
 
L’obiettivo di tutte le misure indicate è rendere strutturale la riduzione dei prezzi dell’energia. Si muove in questa direzione anche la diversificazione delle fonti di produzione a disposizione del Paese, abilitando tutte le tecnologie, incluso il nucleare.