Pnrr, Giorgetti: Avanti anche con rincari, centreremo obiettivi. Gentiloni: Bene governo

Caro energia e rincari sulle materie prime pesano non poco sui tempi del Pnrr. Nelle ultime settimane è emersa l’ipotesi che si possa sforare il traguardo del 2026 per la realizzazione delle opere, dati i ritardi nella spesa in molte amministrazioni locali, che hanno anche bisogno di essere rafforzate anche nelle competenze tecniche. La Commissione europea, in questi giorni a Roma con una task force di esperti e tecnici per valutare l’implementazione del Pnrr, si dice pronta a valutare alcuni adeguamenti dei costi su progetti specifici. Ma il ministro dell’Economia, Giancarlo Giorgetti, è certo di riuscire a centrare gli obiettivi previsti entro l’anno. E se da un lato Confindustria bacchetta, lamentando uno “smarrimento” dello spirito iniziale e le riforme “ferme”, dall’altro il commissario europeo per l’Economia, Paolo Gentiloni, loda lo “sforzo straordinario” del governo. Il Pnrr doveva imprimere “una spinta aggiuntiva a nuovi investimenti. Noi invece l’abbiamo soprattutto volto a finanziare opere già previste, perché ci difetta capacità di progettare e realizzare progetti nuovi in pochi anni“, striglia il presidente degli industriali Carlo Bonomi. Manca il partenariato fra pubblico e privato, osserva, “si dovevano risolvere i colli di bottiglia amministrativi e ordinamentali che il Paese soffre da decenni. Ma le riforme non si stanno facendo, questa è la realtà“. Più ottimista il commissario Gentiloni, che dà atto al governo Draghi di aver lavorato bene, ma non risparmia i complimenti per Giorgia Meloni: “Il governo attuale sta lavorando altrettanto bene. Il livello d’impegno delle nostre amministrazioni è straordinario”, afferma, invitando a interpretare il Piano come una “missione nazionale”. “Correggendo quello che c’è da correggere, possiamo fare un passo in avanti storico per l’Italia”, è convinto.

A chi sostiene che non sia conveniente realizzare le opere in questo momento, perché costerebbero molto di più del periodo pre-guerra, Giorgetti risponde di andare avanti: “Ribadisco l’importanza di accelerare l’attuazione del Pnrr pur in presenza di ostacoli quali il rialzo dei prezzi dei materiali con le sue inevitabili conseguenze sui costi finali delle opere pubbliche”, insiste. Oggi stesso, diventa operativo il decreto del Mef che assegna oltre 8 miliardi di euro del Fondo per le opere indifferibili consentendo, attraverso stanziamenti aggiunti per fronteggiare l’aumento dei prezzi legati ai materiali e al caro energia, di avviare entro il 31 dicembre le procedure di affidamento degli interventi previsti dal Pnrr e dal Pnc. “E’ un segnale concreto che va nella direzione di sbloccare la realizzazione di interventi infrastrutturali strategici, assegnando risorse aggiuntive per contrastare gli extracosti energetici e dei materiali causati dall’impennata dell’inflazione”, spiega il titolare del dicastero. Ricordando poi che “un ulteriore finanziamento per coprire gli aumenti dei prezzi delle opere pubbliche è già previsto nel disegno di legge di bilancio per il 2023”. I traguardi per quest’anno, garantisce Giorgetti, saranno rispettati: “Ad oggi abbiamo raggiunto tutti gli obiettivi previsti (51 del 2021 e 45 relativi al primo semestre del 2022), attraverso l’impegno di tutte le amministrazioni coinvolte e il sostegno dei servizi della Commissione europea che ci affianca nel processo di attuazione del piano e valuta l’efficace conseguimento degli obiettivi entro le scadenze previste. Grazie a questi risultati, abbiamo presentato la prima e la seconda richiesta di pagamento alla Ce nei tempi previsti. Questo ci ha permesso di ricevere un totale di 42 miliardi di euro (a cui vanno aggiunti i 24,9 miliardi di euro ricevuti quale prefinanziamento iniziale)”.

Di una necessità di dare una “brusca accelerata” parla anche il ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica, Gilberto Pichetto Fratin, che però invita a non sottovalutare il problema dell’inflazione. “Alcuni cambiamenti li dobbiamo certamente fare. Sono cambiate le finalità, alcuni punti possono essere migliorati”, sostiene. Solo per il Mase, l’inflazione all’8-10% pesa circa 5 miliardi in più: “Il nostro ministero ha a disposizione 34 miliardi per gli obiettivi del Pnrr. La sfida è metterli a regime, cioè creare le condizioni perché tutti possano essere messi nelle condizioni di spenderli e portare gli obiettivi a termine. Quando sono state previste le opere del Pnrr, non avevamo l’8-10% di inflazione. E su quelle che sono le opere del nostro ministero, che sono materiali, l’effetto del maggior costo delle materie prime è dirompente. Ho chiesto una stima: dai 34,7 miliardi a oggi per realizzare le stesse opere si può ragionare sui 39 miliardi”.

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In Francia si lavora di notte per risparmiare energia ed evitare blackout

“Bravi a tutti, 19% di risparmio”: nella fabbrica di ruote Accuride vicino a Troyes, in Francia, i dipendenti ora lavorano di notte per ridurre il consumo di elettricità e il rischio di interruzioni di corrente. All’esterno dell’edificio, uno schermo mostra il livello di consumo energetico del giorno precedente e si congratula con i team per i loro sforzi. Nei magazzini di La Chapelle-Saint-Luc si producono ruote in acciaio per veicoli commerciali e passeggeri e ruote per metropolitane per tutto il mondo. Le macchine srotolano gigantesche bobine di lamiera, mentre i cerchioni viaggiano su nastri trasportatori come se fossero autostrade interconnesse.

I 240 dipendenti dello stabilimento Accuride Wheels di Troyes – una filiale del gigante industriale americano Accuride – lavorano solitamente su due turni (2 da 8 ore ciascuno) dalle 5 del mattino alle 9 di sera. Ma da novembre le linee di produzione funzionano per tre settimane dalle 13 alle 5 del mattino, un ritmo che sarà imposto anche a metà dicembre e gennaio. “Abbiamo spostato volontariamente la nostra produzione per ‘cancellare’ 3,6 MWh di consumo dal fabbisogno nazionale, durante il picco mattutino delle 8.00-12.00, questo è l’equivalente del consumo di mille abitazioni”, ha indicato Hugues Dugrés, direttore generale.

Oltre all’impennata record delle tariffe, la produzione di energia elettrica francese è storicamente bassa perché quasi la metà dei reattori nucleari è spenta. Secondo Franceinfo, altri siti industriali, come Toshiba a Dieppe o Setforge e Ascométal in Lorena, hanno riorganizzato o riorganizzeranno la loro produzione. In Accuride, la motivazione non è finanziaria, insiste Dugrés, per il quale la riorganizzazione riflette una “responsabilità sociale” e la preoccupazione di proteggere lo strumento industriale. Dietro di lui, una macchina per lo stampaggio che produce parti metalliche da una sottile lastra di metallo: “In caso di improvvisa carenza di approvvigionamento, potrebbe rimanere bloccata per diverse ore o addirittura per diversi giorni, e non possiamo correre questo rischio”.

La bolletta energetica dello stabilimento è passata da 1,8 milioni di euro nel 2021 a oltre 4,4 milioni di euro nel 2022. La riorganizzazione della scorsa settimana ha portato a un risparmio di quasi 10mila euro. Ma la somma è in parte riassorbita dagli aumenti salariali per il lavoro notturno, dice Alexis Beck, energy manager del sito di Troia. “L’elettricità è la terza spesa storica della nostra linea di produzione”, dopo l’acciaio e gli stipendi, ma “quest’anno l’energia sarà sicuramente equivalente alla spesa per gli stipendi”, afferma.

Per Didier Le Beller, delegato sindacale FO, “tutti giocano perché non abbiamo necessariamente una scelta, ma non è facile, ci sono persone per le quali questo crea grossi problemi” alla vita familiare. Secondo EDF, il passaggio ai turni di notte è una delle formule scelte dai produttori per affrontare la crisi energetica. Da parte sua, RTE afferma che sta lavorando con le aziende per evitare i blackout, con una serie di “gesti ecologici”.

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Rinnovabili

Il mondo delle rinnovabili contro la Manovra: “Così andiamo in crisi”

La legge di bilancio non piace al mondo dell’energia, specie quello delle rinnovabili, che chiede subito una revisione del tetto al prezzo dell’energia fissato a 180 euro/Mwh e soprattutto una modifica del contributo di solidarietà sui cosiddetti extra-profitti. Secondo Anev, l’Associazione nazionale energie del vento, il governo colpisce doppiamente le rinnovabili sia con il ‘cap’ a livello di prezzi di vendita a 180 euro (che sembrerebbe peraltro sommarsi al già vigente cap a 65 euro/MWh) sia con l’extra-tassazione degli utili al 50%, sovrapponendo così due misure che sono concettualmente distinte e in contrasto tra loro. Infatti, con il cap ai ricavi vengono meno i presupposti per extra-profitti, perciò tale misura era stata pensata solo per il settore oil e gas che infatti non è soggetto al revenue cap. La misura relativa al prelievo fiscale straordinario come contributo solidaristico, calcolato sugli utili di impresa, all’art.14 del Regolamento del Consiglio dell’Unione Europea n.2022/1854, è riservata alle imprese operanti nei soli settori petrolifero, del gas naturale, del carbone e della raffinazione e non al settore rinnovabili – sottolinea Anev – come invece ha voluto l’esecutivo italiano, unico tra gli Stati membri ad applicare tale prelievo alle rinnovabili.

“Questo affastellamento di norme non fa che creare confusione e incertezze regolatorie che scoraggiano gli investimenti nel settore. Poi non comprendiamo per quale motivo solo il settore dell’energia e in particolare quello delle rinnovabili debba pagare tale balzello visto che era già stato pesantemente bastonato dal precedente governo”, attacca Simone Togni, presidente di Anev. “Ci aspetteremmo un trattamento più equo anche nel mondo elettrico tra tutti gli operatori e non solo quelli da Fer (Fonti energia rinnovabile. ndr), se gli utili li fanno altri e le tasse vanno sempre a colpire solo noi c’è qualcosa che non funziona. I piani del Governo in tema di Fer annunciati ad Ecomondo a Rimini nei giorni scorsi, di voler facilitare la realizzazione di ben 70GW da rinnovabili, ebbene questi non sono realizzabili in questo contesto poiché gli investitori scapperanno da un Paese che penalizza oltremisura gli investimenti nel settore delle rinnovabili. È necessario che il Parlamento modifichi la legge di bilancio – conclude il rappresentante del mondo eolico – introducendo i dovuti correttivi a valle di una interlocuzione approfondita con le associazioni del settore”.

Anche Assopetroli-Assoenergia e Assocostieri, attraverso un comunicato, bocciano il contributo di solidarietà straordinario, mettendo in luce le criticità per gli operatori della logistica e della distribuzione dei prodotti petroliferi, tra i quali vi sono anche numerose Pmi. “La norma – ricordano le associazioni – trae origine dall’art.15 del Regolamento Ue 2022/1854 che, però, individuava un diverso perimetro di applicazione del contributo, includendo esclusivamente le imprese che operano nel settore dell’estrazione, della raffinazione del petrolio e della fabbricazione di prodotti di cokeria. Non è una casualità che il Regolamento europeo, a differenza della norma presente in Legge di Bilancio, abbia escluso il settore della distribuzione dei carburanti. Gli operatori della logistica e della distribuzione, infatti, sono collocati nella parte intermedia della catena e sono pertanto dei meri ‘price taker’, che subiscono le decisioni di prezzo scelte a monte della filiera industriale. Queste imprese, per tale ragione, sono strutturalmente e tecnicamente impossibilitate a generare extraprofitti“.

Più duro l’intervento di Assoebios, Associazione operatori elettrici da bioliquidi sostenibili, che accusa: “Il governo vuole dare il colpo di grazia alle fonti rinnovabili. Mentre i consumi di energia e gas aumentano vorticosamente a causa dell’abbassarsi delle temperature, il governo pensa di mettere un tetto al prezzo dell’energia, non solo per il fotovoltaico e l’eolico, ma anche per le biomasse e i bioliquidi sostenibili fortemente penalizzati dal vertiginoso aumento dei costi delle materie prime”. Per Luca Miris, presidente dell’associazione “l’energia prodotta con il carbone, oggi, viene pagata dai cittadini 500 euro al megawattora, mentre all’ipotetica energia pulita prodotta con i bioliquidi sostenibili viene imposto un prezzo massimo inferiore alle quotazioni dei mercati elettrici, rendendo di fatto, insostenibile la produzione, costringendo quindi gli impianti a fermarsi“.

Infine Assoidroelettrica, davanti al presidente di Arera, ha fatto presente che “il combinato tra siccità ed ingiusti prelievi sta mettendo in grande difficoltà i bilanci delle società che producono energia da fonte idrica – si legge in un comunicato –, è indispensabile rivedere la misura del prelievo così da garantire l’esatto contrario di quanto sta accadendo oggi, ovvero, lo sviluppo del comparto e non certo la consegna, per molti, dei libri in tribunale“.

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Assolombarda: Rischi energia per il 90% delle imprese Monza-Brianza

L’approvvigionamento e il costo dei materiali e della componentistica oltre ai prezzi dell’energia rappresentano per quasi il 90% delle imprese fattori di ‘medio-alto’ rischio. Circa l’80% degli intervistati indica anche il reperimento delle figure professionali ricercate. Sono queste alcune evidenze che emergono dall’edizione 2022 di TOP500+, il progetto di ricerca e di analisi economico-finanziaria delle 800 maggiori imprese per fatturato, realizzato dal Centro Studi di Assolombarda e promosso in collaborazione con PwC Italia e con il sostegno di Banco Bpm. Per il 2023 la quota di imprese di Monza e Brianza che prevede un incremento del fatturato scende al 47%, il 33% indica stabilità, suggerendo cautela e incertezza rispetto all’evoluzione del contesto locale e internazionale, il 20% invece prevede un fatturato in diminuzione.

Per il 90% circa delle imprese, le materie prime e l’energia restano i rischi più significativi. Rispetto al 2022, però, si intensifica la percezione del rischio per i prezzi energetici che per il 77% delle imprese è ‘alto’ nel 2023 rispetto al 61% nel 2022. Si allentano, invece, i rischi dovuti alle strozzature degli input produttivi: nel 2023 rischio ‘alto’ per il 53% delle imprese, il 61% per quest’anno, rivela l’edizione 2022 di TOP500+.

Cresce, inoltre, il timore per una domanda insufficiente, in coerenza con le stime di crescita globale ridimensionate. Per il 73% delle imprese è un rischio ‘medio-alto’, così come quello per i vincoli finanziari, indicato dal 56% delle aziende.

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Studio Parlamento Ue: crisi temporanea per energia, ma impossibile prevedere sviluppi

Il caro-bollette non sarà per sempre, perché conseguenza di fattori temporanei. Ma per famiglie e imprese, al pari della politica, il punto centrale della questione è la durata del fenomeno, indubbiamente problematico. Perché se sulla natura dell’aumento dei prezzi dell’energia non ci sono dubbi, sui tempi invece non vi sono certezze ma solo auspici. A mettere insieme buone e cattive notizie è un’analisi condotta dal centro ricerche del Parlamento europeo per conto della commissione Affari economici. E da una parte si cerca di rassicurare, mercati, imprese e consumatori. “L’attuale crisi energetica dell’Europa può essere considerata temporanea, in quanto non ha cause strutturali ma geopolitiche, che possono essere rimosse e addirittura dar luogo a un contraccolpo dei prezzi dell’energia in caso di cessate il fuoco o, auspicabilmente, di risoluzione del conflitto”. Però… C’è un però. “Al momento nessuno può prevedere con ragionevole approssimazione la probabilità e la tempistica di questo positivo sviluppo geopolitico”.

Bisogna rassegnarsi all’idea che il caro-energia persisterà ancora, con tutto ciò che ne deriva. Sui cartellini merceologici, innanzitutto. Perché gli shock nei costi produzione, “tipicamente dovuti a prezzi più elevati delle materie prime o degli input energetici”, sono tali che “le imprese possono produrre tanto quanto prima, allo stesso livello di margini, a condizione che possano trasferire i costi più elevati sui prezzi di vendita”. E’ la classica legge economica della domanda e dell’offerta. Se entrambe restano invariate ma i costi di produzione aumentano, anche i prezzi aumentano.

Qui si pone il dilemma della politica nazionale, visto che tutto ciò che riguarda mercato del lavoro ricade tra le competenze degli Stati membri. Indicizzare i salari al costo della vita rischia di alimentare la spirale inflattiva. Così come le misure di contrasto al caro-bollette. Gli analisti dell’europarlamento mettono in guardia sul “rischio che le autorità di bilancio di alcuni Paesi sfruttino il coordinamento monetario-fiscale per effettuare interventi di politica inflazionistica”. E’ quello che viene definito “l’elefante nella stanza”. Servirebbe dunque una politica coordinata, soluzione facile a dirsi ma assai meno a farsi.
I membri Ue con la moneta unica sono consapevoli dell’importanza di non agire in ordine sparso, e in tal senso la Banca centrale europea può fornire un valido sostegno. Però, di fronte al problema dell’aumento dei costi dell’energia e dell’alta inflazione che ne deriva, “la Bce non ha altra scelta se non quella di procedere sulla base del ‘meeting-by-meeting’ (volta per volta, ndr)”, rileva il documento di lavoro. Questo “rende piuttosto problematico qualsiasi tentativo di coordinare le proprie mosse con le altre banche centrali”, e non solo quelle degli Stati membri.

Se la sfida della crisi energetica si pone certamente per l’Unione europea, per altri soggetti si pone in modo diverso. Vuol dire che “la possibilità per la Bce di coordinare le proprie azioni con la Federal Reserve è ulteriormente complicata dal fatto che gli Stati Uniti sono (dal 2019) un esportatore netto di energia, mentre l’area euro è un forte importatore di energia”. Anche per questo il caro-bollette, almeno per ora, resterà un assillo per famiglie e imprese, e motivo di lavoro per la politica, nazionale ed europea.

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Bioenergia

Da Eni a Coldiretti: la rivoluzione agricola per produrre energia

La seconda vita dell’agricoltura. Produrre energia e aiutare l’Italia ad avvicinarsi a quell’indipendenza energetica messa a dura prova in questo periodo per colpa principalmente del gas. La transizione energetica potrebbe dunque passare dai campi. La via l’ha indicata Ettore Prandini, presidente di Coldiretti, dal Forum Forum Internazionale dell’Agricoltura e dell’Alimentazione a Villa Miani a Roma. E un importante accordo tra Eni e l’ex Bonifiche Ferraresi apre la via all’utilizzo di terreni abbandonati per produrre sementi da biocarburanti.
Tre le linee d’attacco di Coldiretti: biocombustibili, idroelettrico e solare.
Fa notizia il primo distributore di biogas per il rifornimento delle auto, realizzato nell’azienda agricola Bosco Gerolo, a Rivergaro, in provincia di Piacenza, gestito interamente da donne. “Con lo sviluppo del biometano agricolo Made in Italy ‘dalla stalla alla strada’ è possibile arrivare a produrre il 6% del fabbisogno di gas nazionale rispetto all’attuale 3%. Con il Pnrr sono stati stanziati 1,9 miliardi di euro per gli impianti biogas e biometano ed è ora necessario attivare i decreti attuativi – sottolinea Prandini -, riducendo la dipendenza del Paese dall’estero e fermando i rincari che stanno mettendo in ginocchio le imprese. Attualmente sono oltre 2.000 gli impianti a biogas in Italia di cui l’80% in ambito agricolo, dove sono stati creati 12mila posti di lavoro per investimenti pari a 4,5 miliardi di euro”.

Da tempo Coldiretti insiste poi sul piano laghetti per la realizzazione di oltre 220 invasi che darebbero la possibilità di rendere irrigui quasi 500.000 ettari. I laghetti artificiali consentirebbero peraltro di produrre energia da fonti rinnovabili, sia attraverso la realizzazione di circa 350 impianti fotovoltaici galleggianti, sia attraverso il processo di produzione idroelettrico. In totale 7 milioni di megawattora all’anno.
Sul solare il Pnrr ha stanziato 1,5 miliardi di euro, di cui il 30% è stato utilizzato con il primo bando. “Servono ora correttivi per aiutare le imprese a fare questi investimenti e garantire energia al Paese. Dal prossimo 1° gennaio la normativa europea sugli aiuti di stato per il settore agricolo consentirà l’incremento delle percentuali di contributo pubblico dalle attuali soglie del 50% per le regioni del Sud e del 40% per il Nord, portando tutto al 65%. Ma ciò va assicurato anche a chi ha fatto già domanda”, ha sottolineato il presidente di Coldiretti. Per l’installazione di pannelli fotovoltaici sui tetti sono coinvolte circa 20mila stalle e cascine: una superficie complessiva di 4,3 milioni di metri quadri che può valere 0,43 Gw, il tutto senza consumare terreno fertile.

Proprio su terreni non produttivi insiste il nuovo accordo firmato da Eni e Bf, l’ex Bonifiche Ferraresi, per valutare lo sviluppo di colture a uso energetico in Italia, recuperando appunto aree degradate, abbandonate o inquinate, senza entrare in competizione con la filiera alimentare. “Oggi diamo vita ad una nuova iniziativa che prevede lo studio e la successiva messa in produzione dei primi 2.000 ettari nazionali di terreni adibiti alle coltivazioni di semi oleaginosi”, spiega Federico Vecchioni, amministratore delegato di Bf. Nel dettaglio a inizio 2023 si intende avviare una fase pilota finalizzata alla coltivazione delle sementi, come il cartamo e la brassica da cui estrarre l’olio vegetale da conferire alle bioraffinerie di Eni (a Venezia e a Gela), per la successiva trasformazione in biocarburanti. Le bioraffinerie sono oggi alimentate per l’85% da materie prime di scarto risultanti da oli esausti di cucina, grassi animali e altre biomasse, consentendo di produrre biocarburanti HVO (Hydrotreated Vegetable Oil) in grado di abbattere, a seconda della carica utilizzata, tra il 60 e il 90% delle emissioni di CO2 rispetto al mix fossile di riferimento. La materia prima arriverà anche dall’Africa dove la società energetica guidata da Descalzi ha realizzato e sta implementando agri-hub in Kenya (dove si prevede una produzione di 20.000 tonnellate nel 2023 di oli vegetali), Congo (ricino da terreni agricoli abbandonati e degradati), Mozambico, Angola, Ruanda, Costa d’Avorio e Benin. Eni ha inoltre annunciato uno studio per la possibile realizzazione di una terza bioraffineria all’interno del sito industriale di Livorno che potrebbe avvenire entro il 2025, massimizzando così le sinergie con le infrastrutture già disponibili.

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eolico

La rivoluzione energetica incorona Spagna e Portogallo nuove potenze europee

La penisola iberica potrebbe sostituire l’attuale polo industriale dell’energia del Nord Europa, poiché Spagna e Portogallo possono contare su abbondante sole, venti forti e infrastrutture del gas mature, nonché su una vasta gamma di competenze industriali e manageriali. Con una fornitura di gas affidabile dal Nord Africa, prezzi dell’energia elettrica inferiori rispetto al resto d’Europa e un gasdotto di energia rinnovabile che si distingue nel continente, Madrid e Lisbona hanno il potenziale per evolversi in una nuova potenza energetica europea. A rivelarlo è una ricerca di Rystad Energy, società indipendente di ricerca energetica e business intelligence con sede in Norvegia.

Già adesso la Spagna è diventata il terzo esportatore di energia elettrica in Europa nei primi tre trimestri del 2022, dietro solo a Svezia e Germania. Le ragioni? Grande carenza nella produzione di energia in Francia, da dove la Spagna normalmente importa energia, oltre al tetto massimo iberico sulla produzione di energia a gas. Questo ha permesso di abbassare i prezzi dell’elettricità spagnoli e portoghesi rispetto a quelli francesi per gran parte di quest’anno e, a sua volta, ha reso le esportazioni di energia ancora più competitive.

Sul fronte gas invece, non dipendendo dal flusso russo, la penisola riceve la maggior parte del suo metano attraverso gasdotti dall’Algeria e attraverso contratti di importazione a lungo termine per il gas naturale liquefatto. Si stima che le esportazioni di gas algerino verso la Spagna raggiungeranno i 14,6 miliardi di metri cubi (Bcm) nel 2022 e la capacità di rigassificazione di Spagna e Portogallo insieme rappresenta circa 68 Bcm l’anno, ovvero un terzo della capacità di rigassificazione totale dell’Europa. Madrid ha già trasportato circa 1,7 Bcm di gas durante i primi 10 mesi del 2022 attraverso i due gasdotti esistenti – Irun-Biriatou e Larrau-Villar de Arnedo – al confine tra Spagna e Francia. Si tratta di quattro volte il volume esportato nello stesso periodo dell’anno scorso.

Tema green. Rystad Energy prevede che la quota di energie rinnovabili nel mix energetico iberico aumenterà dal 48% nel 2021 al 64% nel 2025 e al 79% nel 2030, ponendo la penisola iberica in pole position nella transizione energetica europea.

Come pioniere nell’industria eolica del Vecchio Continente, la Spagna è attualmente il secondo produttore di energia rinnovabile nella Ue. La penisola iberica ha attualmente più di 50 gigawatt di capacità installata, di cui oltre il 60% proveniente dall’eolico onshore, e non finirà qui. La regione ha piani ambiziosi e, con il Piano nazionale integrato per l’energia e il clima, Madrid mira a ottenere il 74% della sua energia da fonti rinnovabili entro il 2030. Le installazioni solari fotovoltaiche sono aumentate rapidamente negli ultimi anni e si prevede un’ulteriore accelerazione. Se tutto andrà come previsto, le installazioni solari fotovoltaiche raggiungeranno le installazioni eoliche onshore e costituiranno più della metà dell’energia rinnovabile della regione entro il 2030. In Portogallo, l’eolico offshore è destinato a un futuro brillante – sostiene Rystad Energy – poiché il governo ha annunciato il mese scorso che aumenterà l’obiettivo eolico offshore del Paese da 6 GW a 10 GW entro il 2030. Lisbona è anche sulla buona strada per ospitare il primo progetto eolico offshore galleggiante commerciale senza sovvenzioni con la domanda di autorizzazione di BayWa per un impianto da 600 megawatt al largo della costa lusitana.

C’è poi una novità, legata al nuovo progetto chiamato BarMar, ovvero un gasdotto sottomarino da Barcellona a Marsiglia che sostituirà gradualmente il metano fossile con gas rinnovabili come l’idrogeno verde. I primi ministri di Portogallo, Spagna e Francia si incontreranno a dicembre per discutere il finanziamento del progetto. Non è la prima volta che l’idrogeno viene inserito nell’agenda per l’esportazione del potenziale rinnovabile della penisola iberica per aiutare l’Europa a liberarsi dal gas. Un altro corridoio per il commercio di idrogeno verde – ricorda Rystad Energy – è stato infatti pianificato da Cepsa tra Algeciras in Spagna e Rotterdam nei Paesi Bassi, mentre Shell progetta una catena di approvvigionamento di idrogeno tra Sines in Portogallo e Rotterdam.

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Strada in salita per il price cap Ue sul gas. Pichetto: Criteri, non numeri

La strada verso un tetto europeo al prezzo del gas resta in salita. L’ultimo Consiglio energia non ha portato i frutti sperati (e attesi dalla scorsa estate), ma l’Italia non ha alcuna intenzione di mollare la presa. Anzi, il ministro dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, Gilberto Pichetto Fratin, elenca almeno un risultato ottenuto dalla riunione di ieri a Bruxelles. Perché “abbiamo unanimemente sgombrato il campo da quella ipotesi“, dice riferendosi alla proposta della Commissione Ue di fissare un price cap per il metano a 275 euro per megawattora. Cifra che non convince praticamente nessuno, né i Paesi favorevoli alla misura né quelli sfavorevoli. Perché “se noi applicassimo quella proposta – spiega il responsabile del Mase – sarebbe inefficace nel modo assoluto, quindi perfettamente inutile“.

La fascia indicata da Bruxelles per il price cap, dunque, “non funziona, è inapplicabile” insiste. “Se prendessimo questa proposta di regolamento e la collaudassimo, o se volessimo fare una simulazione su cosa è avvenuto durante l’estate, sarebbe inefficace“, ribadisce Pichetto. Ricordando, invece, qual è stata l’idea portata al tavolo dall’Italia: “Abbandoniamo un numero di tetto, determiniamo invece dei parametri di intervento, allo scopo fondamentale di predisporre un intervento unitario da parte dell’Ue per evitare la speculazione“. Un vero e proprio “corridoio dinamico, che dovrebbe funzionare con una differenza rispetto ai prezzi medi di un certo periodo sull’oscillazione rispetto agli sbalzi“. Questo perché “non riusciamo a frenare il valore della quotazione internazionale, ma gli sbalzi e la speculazione possiamo frenarli“.

Da par suo, la Commissione europea fa sapere che non ne presenterà una nuova, ma la procedura seguirà l’iter normale. A chiarirlo è il portavoce, Eric Mamer, durante il briefing con la stampa, precisando che la proposta dell’esecutivo comunitario è stata già presentata al Consiglio Ue e che “non abbiamo dato indicazioni sul fatto che presenteremo una nuova proposta. Il processo legislativo seguirà la normale procedura“, per cui la proposta della Commissione europea può essere emendata e modificata. La puntualizzazione arriva dopo il Consiglio straordinario dell’energia, in cui i ministri hanno rimandato alla prossima riunione (che dovrebbe tenersi il 13 dicembre) la decisione sul meccanismo di correzione del mercato.

Sempre restando al vertice di ieri, Pichetto rivela un altro dettaglio: “Non c’è stato il muro contro muro, ma la disponibilità a ragionarci sopra, a valutare, a tentare di trovare soluzioni di mediazione e equilibrio“. Dunque la situazione non è così tesa come sembra agli osservatori esterni: “Il clima è che almeno ci parliamo – aggiunge il ministro -, che questo arrivi a una soluzione lo vedremo strada facendo“. Almeno “il fatto positivo è che già ieri sera le strutture tecniche, in modo informale, si parlavano. E non è qualcosa da non considerare“.

Sul fronte interno, poi, Pichetto torna sulla vicenda del rigassificatore galleggiante da installare a Piombino entro la prossima primavera, per accogliere le nuove forniture di Gnl provenienti dall’Algeria. Il Comune ha presentato ricorso al Tar, ma il ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica annuncia l’opposizione del governo: “Noi abbiamo bisogno di quei 4-5 miliardi di metri cubi” o “la difficoltà per il 2023 ci sarebbe tutta“. Non avere il 4% di gas da Piombino vorrebbe dire “non riuscire a riempire gli stoccaggi o fare tanta fatica e dover cercare soluzioni alternative“. Un lusso che l’Italia proprio non può permettersi.

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Terna: A ottobre consumi elettrici in calo, +56% produzione col carbone

A ottobre diminuisce la domanda di elettricità (24,6 miliardi di kWh, -6,6% sul 2021), ma in totale, nei primi dieci mesi dell’anno, è in crescita dello 0,5%. E se da una parte tra gennaio e ottobre, rispetto all’anno precedente, la capacità di rinnovabili è cresciuta rispetto al 2021 del 143%, dall’altra aumenta la produzione di elettricità con il carbone: a ottobre +56,6% rispetto allo stesso mese dell’anno scorso. E’ la fotografica scattata da Terna, la società che gestisce la rete di trasmissione nazionale

Considerando che ottobre 2022 ha avuto lo stesso numero di giorni lavorativi (21) e una temperatura media mensile superiore di circa 2,8°C rispetto a ottobre del 2021, il dato della domanda elettrica, destagionalizzato e corretto dall’effetto della temperatura, risultata in calo del 6,3%. La temperatura del mese di ottobre, infatti, apporta un contributo modesto alla variazione del fabbisogno elettrico. A livello territoriale, la variazione tendenziale di ottobre è risultata ovunque negativa: -7,1% al Nord, -6,7% al Centro e -5,3% al Sud e nelle isole.

Nel mese di ottobre 2022 la domanda di energia elettrica italiana è stata soddisfatta per l’85,7% con la produzione nazionale e per la quota restante (14,3%) dal saldo dell’energia scambiata con l’estero. La produzione nazionale netta è risultata pari a 21,3 miliardi di kWh, in diminuzione del 4,6% rispetto a ottobre 2021.

Le fonti rinnovabili hanno prodotto complessivamente 6,9 miliardi di kWh, coprendo il 28% della domanda elettrica, con le seguenti variazioni rispetto a ottobre dello scorso anno: fotovoltaico +17,6%, eolico -35,9%, idrico -36,8% e geotermico -3,2%. La produzione delle fonti rinnovabili è stata così suddivisa nel mese di ottobre: 30,4% fotovoltaico, 26% idrico, 15,4% eolico, 21,6% biomasse e 6,6% geotermico. Pur a fronte di una significativa riduzione del fabbisogno, il calo complessivo della produzione delle fonti rinnovabili e dell’import ha comportato una variazione positiva della generazione termica (+2,6% rispetto a ottobre del 2021).

In questo ambito, è proseguito il programma di massimizzazione della produzione a carbone messo in atto dal Governo per il contenimento dei consumi di gas: nel mese di ottobre la produzione a carbone è cresciuta, infatti, del 56,6% rispetto allo stesso periodo del 2021. Il saldo import-export ha visto una variazione complessiva pari a -16,5%, dovuta a una diminuzione dell’import (-10,1%) e una crescita dell’export (+107,9%). Secondo le rilevazioni Terna illustrate nel report mensile, considerando tutte le fonti rinnovabili, nei primi 10 mesi del 2022 l’incremento di capacità in Italia supera complessivamente i 2.350 MW, registrando una notevole crescita (+143%) rispetto allo stesso periodo del 2021.

Photo credit: Terna

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In Europa è stallo sul price cap. Verso Consiglio Energia il 13/12

Permessi alle rinnovabili, price cap e solidarietà sul gas. Per i ministri europei riuniti a Bruxelles al Consiglio energia straordinario l’adozione formale dei due regolamenti di emergenza sull’accelerazione dei permessi alle rinnovabili (presentato dalla Commissione europea lo scorso 9 novembre) e il regolamento sulla solidarietà del gas (proposto lo scorso 18 ottobre) deve andare di pari passo con un accordo politico sul ‘meccanismo di correzione del mercato’, proposto dalla Commissione in forma di tetto temporaneo al prezzo del gas. Solo che un accordo politico sul controverso ‘price cap’ proposto dalla Commissione europea questa settimana non c’è ancora e dunque i ministri europei hanno deciso di rimandare la decisione formale anche sui due regolamenti di emergenza.

La riunione straordinaria dell’energia (il quarto sotto la presidenza dell’Ue in mano alla Repubblica ceca) si è chiusa dopo circa quattro ore di discussione con una intesa informale sul “contenuto dei due regolamenti“, ma senza un accordo di fatto. L’idea è quella di arrivare ad adottarli formalmente al prossimo Consiglio straordinario dell’Energia che si terrà probabilmente il 13 dicembre (deve ancora essere ufficializzata la data), quando la presidenza di Praga spera di raggiungere un accordo politico sulla proposta di meccanismo di correzione del mercato, che sbloccherà il via libera anche sugli altri due pacchetti. Nessuno si sarebbe aspettato un accordo politico oggi sulla proposta di price cap, appena due giorni dopo la presentazione dei dettagli sul tetto da parte della Commissione europea. La presidenza ceca aveva “messo le mani avanti” su questo, spiegando che un accordo era improbabile ma che ci sarebbe stato un primo scambio di opinioni sulla questione. Ma in pochi si sarebbero aspettati che gli Stati avrebbero deciso di rimandare anche la decisione sulle altre due misure di emergenza, su cui un accordo politico già c’è e “su cui non serviranno ulteriori negoziati”, ha assicurato il ministro ceco per l’industria e il commercio, Jozef Sikela, in conferenza stampa.

Nei fatti, c’è una maggioranza di Paesi Ue – tra cui l’Italia, la Spagna, la Polonia – a cui i termini della proposta della Commissione europea non piacciono. Bruxelles propone di fissare un prezzo massimo “di sicurezza” da applicare in automatico sulle transazioni di gas sul mercato olandese di fronte a picchi di prezzo. Il meccanismo, nell’idea di Bruxelles, scatterebbe in automatico quando sono soddisfatte due condizioni contemporaneamente: quando il prezzo del gas sul TTF supera i 275 euro per megawattora (MWh) per un periodo di due settimane e quando i prezzi del gas sul TTF sono superiori di 58 euro rispetto al prezzo di riferimento del GNL per 10 giorni consecutivi nelle due settimane di scambi. Le condizioni per attuarlo in automatico sono talmente difficili da realizzare, che il meccanismo potrebbe non entrare in funzione mai e lo ha ammesso la stessa Commissione europea.

Gli Stati – come ha ricordato la commissaria europea per l’energia, Kadri Simson, in conferenza stampa – hanno il potere di cambiare le cifre contenute nella proposta, possono emendare il regolamento del Consiglio. Ma gli Stati stessi rimangono divisi su come impostare il tetto al prezzo del gas contro speculazione e volatilità dei prezzi. Per il momento la discussione dei ministri è stata molto superficiale, tanto che non si è pensato ancora a una vera e propria contro-proposta ma il lavoro tecnico dovrebbe iniziare nei prossimi giorni.

A Bruxelles resta l’ottimismo sul fatto di riuscire a trovare un accordo al prossimo Consiglio energia su tutte e tre le misure. Sul price cap “la discussione è stata accesa, ci sono posizioni diverse ma è stata una discussione aperta che funzionerà da punto di partenza per trovare un accordo” a dicembre, ha assicurato il ministro ceco. I tempi sono stretti, ma dalla presidenza di Praga c’è ottimismo che si possa arrivare all’accordo il 13, senza dover rimettere la questione sul tavolo dei capi di stato e governo che si riuniranno al Vertice Ue a Bruxelles il 15 e 16 dicembre.

Ne è convinto anche il ministro dell’Ambiente e della sicurezza energetica, Gilberto Pichetto Fratin, secondo cui dal clima registrato oggi al Consiglio un’intesa il 13 è verosimile, “perché c’è tutta la volontà da parte di tutti i paesi di raggiungere l’obiettivo di un accordo”. Rispondendo a una domanda su quale potrebbe essere una soglia di tetto accettabile per l’Italia il ministro ha chiarito che la convergenza tra i ministri deve essere trovata non solo sulle cifre del tetto, quanto sui criteri per attivarlo. “Si tratta di trovare un punto di convergenza, possiamo anche fare a meno di fissare un prezzo ma se i criteri sono chiari per raggiungere il nostro obiettivo, ovvero quello di intervenire evitando una speculazione“. Per la ministra spagnola per la transizione, Teresa Ribera, l’impressione è che “all’interno del Consiglio ci sia stata un’ampia maggioranza sul fatto che, per quanto riguarda la fissazione di un tetto al prezzo del gas, dovrebbe essere un riferimento dinamico e non statico“. Le parole di Ribera confermano che più che su un tetto fisso gli Stati membri potrebbero orientarsi su un corridoio dinamico ai prezzi del gas, come nei fatti chiede il mandato politico alla Commissione Ue dell’ultimo Consiglio europeo del 20-21 ottobre. Una banda di oscillazione dei prezzi, non un tetto fisso, potrebbe mettere d’accordo anche i Paesi che mostrano di avere ancora diverse riserve, come Germania e Olanda.

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