Bollette, bonus sociale prorogato fino al 30 settembre 2023

Prorogato fino al 30 settembre 2023 il Bonus sociale per aiutare i meno abbienti a pagare le bollette.

Ricordiamo che l’art.1, commi da 17 a 19, della legge n. 197 del 2022 (legge di bilancio 2023) ha modificato i requisiti di accesso nel settore elettrico e in quello del gas aumentando da 12.000 a 15.000 euro il valore soglia dell’ISEE per accedere alle agevolazioni per l’anno 2023 con riferimento ai clienti domestici economicamente svantaggiati.

“Sono state prorogate le agevolazioni relative alle tariffe per la fornitura di energia elettrica – sostiene Marco Cuchel, presidente dell’Associazione Nazionale Commercialisti – riconosciute ai clienti domestici economicamente svantaggiati o in gravi condizioni di salute e la compensazione per la fornitura di gas naturale deve essere rideterminata dall’Arera”.

La misura prevede inoltre la riduzione dell’aliquota IVA al 5% alle somministrazioni di gas metano usato per combustione per usi civili e industriali contabilizzate nelle fatture emesse per i consumi stimati o effettivi nei mesi di luglio, agosto e settembre 2023.

Prevista la riduzione al 5 per cento dell’aliquota IVA anche in relazione alle forniture di servizi di teleriscaldamento nonché somministrazioni di energia termica prodotta con gas metano in esecuzione di un contratto servizio energia.

“Per tutto il terzo trimestre inoltre – prosegue Cuchel – è previsto l’azzeramento delle altre aliquote degli oneri generali di sistema per il settore gas”.

Nessuna proroga per il contributo straordinario, sotto forma di credito d’imposta, a favore delle imprese per l’acquisto di energia elettrica e gas naturale.

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Claudio Descalzi

Eni e Var Energi acquisiscono Neptune Energy Group. Descalzi: “Portafoglio di elevata qualità e a bassa intensità carbonica”

Eni S.p.A annuncia che insieme a Vår Energi ASA ha raggiunto un accordo per l’acquisizione di Neptune Energy Group Limited. Neptune è una società indipendente, leader nell’esplorazione e produzione, con un portafoglio globale di asset prevalentemente a gas e attività in Europa occidentale, Nord Africa, Indonesia e Australia. La produzione di Neptune è competitiva in termini di costo e ha un basso livello di emissioni. Neptune è stata fondata nel 2015 da Sam Laidlaw e attualmente è controllata da China Investment Corporation, da fondi gestiti da Carlyle Group e CVC Capital Partners e da alcuni manager della società. Eni acquisirà l’intero portafoglio di Neptune con esclusione delle attività in Germania e in Norvegia. Le attività in Germania saranno scorporate dal perimetro prima dell’operazione, mentre le attività in Norvegia saranno acquisite da Vår direttamente da Neptune ai sensi di uno share purchase agreement separato. L’Acquisizione Vår si perfezionerà immediatamente prima dell’Acquisizione Eni, e i proventi derivanti dalla vendita del Neptune Norway Business rimarranno nel Neptune Global Business, acquisito da Eni. Vår è una società quotata alla Borsa di Oslo e detenuta al 63% da Eni.

“Attraverso questa operazione Eni acquisisce un portafoglio di elevata qualità e a bassa intensità carbonica, con un’eccezionale complementarità a livello strategico e operativo. Riteniamo che il gas sia una fonte energetica ponte cruciale per la transizione energetica globale, e siamo impegnati ad aumentare la nostra quota di produzione di gas naturale al 60% entro il 2030. Neptune contribuirà al nostro portafoglio prevalentemente con risorse gas”. Così l’Amministratore Delegato di Eni, Claudio Descalzi, ha commentato l’acquisizione, insieme a Var Energi, di Neptune Energy Group Limited. “Inoltre – aggiunge -, la sovrapposizione geografica e operativa è sorprendente: aumenta la dimensione di Vår Energi, società di cui Eni detiene la maggioranza; apporta una maggiore produzione di gas e ulteriori opportunità CCUS nel Mare del Nord; consolida la posizione di Eni come prima compagnia internazionale in Algeria, fornitore chiave di gas per i mercati europei; incrementa la presenza di Eni nell’offshore dell’Indonesia, con forniture all’impianto di GNL di Bontang e ai mercati nazionali. Ci aspettiamo inoltre che questi volumi addizionali di gas garantiscano ulteriori opportunità di ottimizzazione per le attività GGP di Eni. L’operazione aggiungerà circa 4 miliardi di metri cubi di gas da destinare ai consumatori europei. Un ulteriore aspetto cruciale dell’operazione è il basso costo delle nuove forniture e l’incremento di flusso di cassa che porta a Eni. Questo supporta il nostro impegno nell’offrire un dividendo attraente e solido e il programma di buyback a sostegno della distribuzione del 25-30% del CFFO ai nostri azionisti. La natura e le sfide della transizione energetica richiedono una risposta focalizzata, e questa operazione evidenzia in particolare due aspetti importanti della strategia finanziaria di Eni: la flessibilità e l’opzionalità che la nostra elevata liquidità e il nostro basso leverage offrono, e il nostro innovativo modello satellitare che contribuisce ad accedere a capitali dedicati“.

Secondo i termini concordati, Neptune Global Business avrà un Enterprise Value pari a $2,6 miliardi, mentre Neptune Norway Business avrà un Enterprise Value pari a circa $2,3 miliardi. Al 31 dicembre 2022, il debito netto del Neptune Global Business (pro-forma per la vendita del Neptune Norway Business) era pari a circa $0,5 miliardi. Il corrispettivo netto finale per le operazioni di Eni e Vår sarà pagato in contanti al momento del loro completamento. L’Acquisizione Eni sarà finanziata attraverso la liquidità disponibile. L’operazione rappresenta un’opportunità eccezionale per Eni, consentendole di integrare le proprie attività in aree geografiche chiave, di sostenere l’obiettivo del 60% di produzione di gas naturale e di raggiungere un livello di zero emissioni nette (Scope 1 + 2) nel business Upstream entro il 2030. L’operazione è in linea con la strategia di Eni di fornire alla società energia accessibile, sicura e a basse emissioni, per la quale il gas naturale rimane una fonte importante. L’acquisizione di Neptune è coerente con il framework operativo e finanziario di Eni e con gli obiettivi definiti nel Piano 2023-2026, consentendo di incrementare gli utili e i flussi di cassa, nonché di creare valore addizionale per gli azionisti.

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Gas e inflazione in caduta libera, ma Lagarde vuole limitare la domanda e inasprire il credito

Gas e inflazione in caduta libera in Europa. Il metano ad Amsterdam ha perso oltre il 13,5% durante la seduta, arrivando a toccare 23,2 euro per megawattora, un livello che non si vedeva da due anni. Il crollo continua da mesi: -8,6% settimanale, -38% mensile e -72,3% rispetto a un anno fa. Il record di 349 euro per megawattora sembra un incubo passato e sepolto. Le scorte sono piene al 68,6% nell’intera Ue, il doppio rispetto a un anno fa, e in Italia e Germania – i Paesi più gasivori – la percentuale di riempimento degli stoccaggi supera il 74% al 30 maggio.

Gas in picchiata, prezzi al consumo pure. Il tasso di inflazione nell’eurozona è scesa al 6,1% a maggio, in calo rispetto al 7% del mese precedente e al di sotto delle aspettative del mercato del 6,3%. Il tasso ha raggiunto il livello più basso dal febbraio 2022, ultimo mese considerabile pre-guerra in Ucraina. Il calo è stato guidato appunto dalla frenata (-1,7%) dei prezzi dell’energia, dopo un +2,4% ad aprile. Inoltre, c’è stato un rallentamento delle pressioni sui costi per cibo, alcol e tabacco (12,5% contro 13,5%), beni industriali non energetici (5,8% rispetto a 6,2%) e servizi (5% da 5,2%). Persino il tasso di inflazione core, che esclude energia, cibo, alcol e tabacco, è diminuito più del previsto, raggiungendo il 5,3%. Mese su mese, la variazione dell’inflazione è nulla, mentre in Germania, Francia e Spagna si è assistito a un -0,1% congiunturale. L’Italia ha alzato la media col suo +0,3% mensile.

Vedendo questi numeri c’è da chiedersi però se Christine Lagarde li abbia visti, prima di parlare al ‘Deutscher Sparkassentag 2023’ di Hannover. “Oggi l’inflazione è troppo alta ed è destinata a rimanere tale per troppo tempo. Siamo determinati a riportarlo al nostro obiettivo a medio termine del 2% in modo tempestivo. Questo è il motivo per cui abbiamo aumentato i tassi al nostro ritmo più veloce di sempre e abbiamo chiarito che abbiamo ancora terreno da percorrere per portare i tassi di interesse a livelli sufficientemente restrittivi”, sostiene la presidente della Bce. In realtà, “questo rapido aggiustamento politico ci ha messo oggi in una posizione diversa. Pensa a un aeroplano che sale all’altitudine di crociera. All’inizio, l’aereo deve salire ripidamente e accelerare rapidamente. Ma man mano che si avvicina alla sua quota target, può ridurre l’accelerazione e mantenere la sua velocità attuale. L’aereo deve salire abbastanza in alto per raggiungere la sua destinazione, ma non così in alto da superarla“, ha aggiunto. Quindi è possibile aspettarsi una discesa? Non proprio…

“Non vi sono prove evidenti che l’inflazione sottostante abbia raggiunto il picco”, ha sottolineato l’ex numero uno del Fmi. “Per essere sicuri di aver impostato la giusta politica monetaria, vogliamo vedere l’inflazione tornare al 2% nelle nostre proiezioni in modo tempestivo”, che secondo le previsioni degli economisti dell’Eurotower dovrebbe accadere nella “seconda metà del 2025”. Per cui avanti con la stretta. “E’ nostra responsabilità limitare la domanda abbastanza da prevenire una spirale” aumento prezzi-aumento stipendi. “Ciò dovrebbe, a sua volta, portare a una crescita dei margini più lenta e a minori richieste salariali, riducendo al contempo la pressione sul mercato del lavoro“. Inoltre, ha scandito Lagarde, “vogliamo che le condizioni di finanziamento si inaspriscano”, nonostante “nell’ultima indagine sui prestiti bancari della Bce, il ritmo dell’inasprimento netto degli standard creditizi” abbia raggiunto “il livello più alto dalla crisi del debito sovrano nel 2011”. Ma questo “è l’effetto desiderato della nostra politica”. In realtà – ha concluso la presidente della Banca centrale europea – “condizioni di finanziamento più rigide potrebbero già limitare la spesa totale delle famiglie, costringendole a sostituirsi tra i settori. E la spesa per beni durevoli sarà probabilmente più influenzata dai costi di finanziamento più elevati, poiché alcuni di questi vengono generalmente acquistati a credito. Al contrario, almeno per questa estate, i nostri sondaggi sui consumatori mostrano che una politica monetaria più restrittiva non influirà sui programmi di vacanza delle persone“.

“Parole sconcertanti”, commenta Stefano Patuanelli, senatore del Movimento 5 Stelle ed ex ministro nei governi Conte e Draghi.

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Il price cap del gas: cosa è e come funziona il meccanismo

Dopo mesi di incontri e discussioni, l’Unione Europea a dicembre ha raggiunto un accordo sul price cap, o tetto del prezzo, per il gas. In vigore dal 15 febbraio, la durata prevista è di 12 mesi. Ma di cosa si tratta esattamente? Si riferisce a una forma di regolamentazione del prezzo, in cui viene stabilito un limite massimo al costo che può essere addebitato ai consumatori per l’acquisto del gas. Il meccanismo è stato introdotto per proteggere i consumatori da aumenti eccessivi dei prezzi e per garantire che i fornitori di gas operino in modo equo e trasparente.

L’attivazione del price cap è automatica se si verificano due condizioni contemporaneamente: quando il prezzo del gas sul mercato olandese TTF supera i 180 euro per Megawattora per 3 giorni lavorativi e quando il prezzo TTF mensile è superiore di 35 euro rispetto al prezzo di riferimento del GNL sui mercati globali per gli stessi tre giorni lavorativi. Queste le due condizioni (‘trigger’) per attivare il meccanismo vero e proprio di correzione del mercato (che si attiverà in automatico con solo un “avviso di correzione del mercato” da parte dell’agenzia Acer), che avrà invece una componente dinamica, come richiesto da alcuni Paesi come l’Italia.

Una volta soddisfatte le condizioni e attivato il meccanismo, in sostanza non saranno consentite transazioni sul gas al di sopra di un cosiddetto “limite di offerta dinamica“, che si definisce come il prezzo di riferimento calcolato sulla base degli indici globali dei prezzi del Gnl, più un massimo di 35 euro/MWh. L’intesa raggiunta dagli Stati Ue, però, prevede che se il prezzo di riferimento del GNL è sotto ai 145 euro, il limite di offerta dinamica rimanga comunque pari alla somma di 145 euro e 35 euro (per arrivare alla soglia di 180).

Una volta attivato, il limite dell’offerta dinamico sarà applicato per almeno 20 giorni lavorativi, ma con la possibilità di disattivarlo o sospenderlo in ogni momento attraverso due procedure diverse. Quando il limite di offerta dinamica è inferiore a 180 euro/MWh per tre giorni lavorativi consecutivi, verrà automaticamente disattivato, così come di fronte a un’emergenza regionale o dell’intera Ue dichiarata dalla Commissione europea (ad esempio, in caso di razionamento del gas). Di fronte a rischi per la sicurezza dell’approvvigionamento energetico, la stabilità finanziaria, i flussi di gas all’interno dell’Ue o rischi di aumento della domanda di gas, invece, alla Commissione europea resta il potere di adottare una decisione di esecuzione e sospendere il meccanismo di correzione del mercato nell’immediato.

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Cosa è il disaccoppiamento dei prezzi gas-elettricità

Nel mondo in continua evoluzione dell’energia, un concetto che sta guadagnando sempre più attenzione è il disaccoppiamento del costo del gas da quello dell’elettricità. Il termine rappresenta una nuova direzione che il settore energetico sta prendendo, con implicazioni significative per l’economia e l’ambiente. Il prezzo del gas e dell’elettricità sono strettamente correlati. Il costo dell’elettricità dipende in gran parte dai prezzi del gas naturale, poiché molte centrali elettriche vengono alimentate proprio da questo combustibile. Il prezzo del gas naturale, in realtà, determina anche quello dell’elettricità prodotta con altre fonti, comprese quelle rinnovabili: la ragione dipende dal modo in cui funziona il mercato energetico europeo. A inizio degli anni 2000, legare il costo dell’energia prodotta da rinnovabili a quelli del gas aveva il vantaggio di incentivare gli impianti green garantendo margini di guadagno maggiore e compensando gli investimenti iniziali per realizzare impianti eolici o solari. Un modo per agevolare la diffusione degli impianti verdi. E questo soprattutto perché sul mercato viene venduta prioritariamente energia prodotta con costi marginali minori, cioè quella per la quale un aumento della produzione influisce meno sul costo per l’azienda produttrice. Visto che sono gratuite, l’elettricità prodotta da fonti rinnovabili come la luce del sole e il vento, quando disponibile, è sempre la prima a essere scelta.

Ma l’invasione dell’Ucraina da parte della Russia, le conseguenti sanzioni europee contro Mosca e la necessità degli Stati membri dell’Ue di ‘smarcarsi’ dalla dipendenza dal gas russo, hanno portato alla richiesta di una separazione di questi costi, consentendo a ciascun settore di determinare i propri prezzi in base alle dinamiche di mercato specifiche. Il sistema infatti ha retto fino a che il prezzo del gas non si è impennato portandosi dietro anche quello dell’elettricità. In Italia circa la metà dell’elettricità è prodotta da centrali a gas che garantiscono quella continuità che al momento le rinnovabili non hanno (il sole non c’è di notte). Se il prezzo del gas vola però l’aumento si ripercuote sul prezzo dell’elettricità prodotta, anche da rinnovabili, quindi a costi molto più bassi. Il disaccoppiamento parte dall’idea di consentire a ogni fornitore un prezzo in base ai costi di produzione. Oggi il prezzo del gas viene determinato al Ttf, il mercato di riferimento per l’Europa. Il costo per megawattora nell’ultimo anno è lievitato, salvo ora tornare su i 30 euro per effetto del price cap. Come tutte le Borse, anche quella del gas di Amsterdam, è volatile e soggetta alla speculazione aumentata con l’attacco russo all’Ucraina e le dispute sulle forniture all’Europa. Per questo paesi europei come Spagna, Portogallo, Italia e Grecia, dove il prezzo dell’elettricità è cresciuto di più, stanno chiedendo di riformare il mercato energetico per ‘disaccoppiare’ il prezzo del gas da quello dell’energia in generale, e vendere quella prodotta da fonti rinnovabili a prezzi più equi.

Ma perché dovremmo prestare attenzione al disaccoppiamento? Innanzitutto, dal punto di vista economico, la soluzione sembra offrire un maggiore grado di flessibilità nella gestione dei costi energetici. Le imprese e i consumatori possono prendere decisioni più consapevoli, scegliendo le fonti energetiche più convenienti e adattabili alle loro esigenze. Ad esempio, se il prezzo del gas naturale aumentasse, le imprese potrebbero optare per una maggiore dipendenza dall’elettricità, proveniente magari da fonti rinnovabili, riducendo così anche il proprio impatto ambientale.

Ed è proprio qui che entrano in gioco gli aspetti più utili per una transizione ecologica, a cui sempre più si sta guardando. Il disaccoppiamento del costo del gas da quello dell’elettricità offre la possibilità di promuovere un uso più sostenibile dell’energia. Mentre il gas naturale può essere considerato una fonte di energia relativamente pulita rispetto ai combustibili fossili tradizionali, l’energia elettrica proveniente anche da fonti rinnovabili è completamente priva di emissioni di CO2 durante la fase di utilizzo. Pertanto, separare i costi significa consentire una maggiore adozione di energia elettrica verde, riducendo l’impatto ambientale complessivo del nostro sistema energetico.

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Una nanospugna cattura e rivela i gas radioattivi pericolosi e inquinanti

Una nanospugna in grado di assorbire e rivelare i gas radioattivi pericolosi per la salute umana e inquinanti per l’ambiente. È il nuovo materiale scintillatore poroso realizzato dai ricercatori del dipartimento di Scienza dei materiali dell’Università di Milano-Bicocca. I risultati della ricerca, guidata dai professori Angelo Monguzzi, Angiolina Comotti, Silvia Bracco e Anna Vedda, sono stati riportati nell’articolo ‘Efficient radioactive gas detection by scintillating porous metal-organic frameworks’, recentemente pubblicato sulla rivista Nature Photonics.

Dalle sostanze prodotte nelle centrali nucleari fino all’utilizzo come agenti di contrasto negli esami diagnostici in medicina, i gas radioattivi giocano un ruolo importante in diversi ambiti della società. Il loro monitoraggio e la loro gestione rappresentano aspetti cruciali per la nostra sicurezza. L’esposizione al radon, per esempio, può essere estremamente dannosa per la salute umana. Ma le caratteristiche di questo gas naturale – è inodore e incolore – lo rendono difficile da individuare. E ancora, negli impianti nucleari è fondamentale rilevare tempestivamente eventuali perdite di gas, così come essenziale è la gestione in sicurezza dei rifiuti radioattivi in modo da evitare rischi per la salute dell’uomo e dell’ambiente. Il nuovo materiale sviluppato dagli scienziati di Milano-Bicocca risulta utile in tutti questi ambiti in quanto è in grado di rivelare con estrema accuratezza e sensibilità anche quantità estremamente piccole di gas radioattivo.

“Gli attuali rivelatori, basati su scintillatori liquidi, necessitano di preparazioni laboriose e costose, e la loro sensibilità è fortemente limitata dalla solubilità dei gas. La sfida tecnologica dalla quale siamo partiti – spiega il professor Monguzzi – è stata quella di individuare nuovi materiali scintillatori solidi che fossero contemporaneamente in grado di concentrare il gas radioattivo ed emettere luce visibile, rivelata con elevata sensibilità“.

La nanospugna scintillante messa a punto nel dipartimento di Scienza dei materiali è in grado di catturare gli atomi di gas radioattivi, con cui interagisce emettendo luce. Questo processo consente di misurare le sostanze pericolose con maggiore precisione e di individuarne quantità molto più piccole rispetto al passato.

“Il nostro materiale ha dimostrato una sensibilità superiore rispetto ai rivelatori attualmente disponibili in commercio. Proseguiremo quindi la nostra ricerca seguendo un programma di sviluppo fino a realizzare un prototipo in grado di sostituire le tecnologie in uso per la rivelazione di queste sostanze con un dispositivo più semplice, meno costoso e molto più performante“, conclude la professoressa Comotti.

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Tornano gli oneri di sistema in bolletta ma ci aiuta il crollo del prezzo del gas

Il Ttf olandese è tornato a circa 30 euro per megawattora, un livello che non si vedeva da un paio d’anni. Mentre però il prezzo del gas crolla, rincara ancora la bolletta. Un incremento contenuto, quello che sarà stabilito a inizio giugno da Arera sui consumi relativi a maggio, ma pur sempre un aumento. Tornano infatti a pieno regime gli oneri di sistema. Già ad aprile la tariffa nel mercato tutelato era cresciuta del 22% dopo tre mesi di forti ribassi in scia al crollo del prezzo del metano. Ad aprile, tuttavia, lo sconto governativo era rimasto, benché ridotto dai 30 ai 10 centesimi al metro cubo, mentre adesso scomparirà del tutto. Si torna quindi a pagare questa voce che vale il 5% della bolletta per incentivare le rinnovabili, finanziare i bonus per i clienti meno abbienti o aiutare le grandi industrie energivore.

L’aumento comunque, grazie all’ulteriore calo dei prezzi del gas non sarà corposo come quello del mese scorso. La materia prima, in base al Psv (punto di riferimento del metano in Italia) calcolato dal Gme, è calata da 45 euro/Mwh di media di aprile agli attuali 36,9 euro. Proprio grazie a questo ribasso di oltre 8 euro si riuscirà quasi a compensare l’eliminazione dell’ultimo sconto statale in bolletta, quantificabile in circa 11 centesimi per metri cubo. Alla fine, se i prezzi all’ingrosso rimarranno più o meno questi, il costo salirà complessivamente del 2-4% circa.
Per capire l’impatto annuale del ritorno degli oneri di sistema una simulazione di Segugio.it prende come riferimento due profili di consumo, una coppia e una famiglia composta da cinque persone, e calcola il ritorno degli oneri in fattura, così come stabilito dal decreto Bollette a partire dall’1 aprile. Per il gas il rialzo è calcolato in circa 500 euro per la coppia e in oltre 800 euro per la famiglia. Il rincaro percentuale è compreso tra il +33% e il +46%, in base al profilo di consumo considerato. Secondo una prima stima, dunque, una coppia dovrà affrontare una spesa di circa 600 euro in più all’anno, mentre una famiglia dovrà tenere conto di un rincaro di circa 950 euro all’anno.

Nel mercato libero invece le tariffe sono stabilite dalle condizioni contrattuali secondo diversi criteri. Per il 2023, nonostante gli interventi del governo, la spesa energetica complessiva delle imprese del terziario risulterà superiore del 35% rispetto ai livelli pre-crisi, spiegava Confcommercio pochi giorni fa. Ci sono tuttavia diverse promozioni competitive – sottolinea Sos Tariffe – con gas metano a costo bloccato per 12 o 24 mesi, per un risparmio sul breve e sul lungo periodo, oppure con tariffe indicizzate rispetto al Psv, l’indice di riferimento del mercato all’ingrosso del gas in Italia che registra aggiornamenti su base mensile. Per il mese di maggio 2023 è possibile attivare tariffe a prezzo bloccato a partire da 0,71 euro/Smc e con condizioni tariffarie fisse per almeno i primi 12 mesi di fornitura. Le tariffe indicizzate rispetto al Psv, invece, prevedono un costo del gas pari a 0,479 euro/Smc e con un prezzo che si aggiorna ogni mese in base all’andamento dell’indice di riferimento.

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19 Mag I gasdotti e i flussi di gas verso l’Italia e l’Europa

Nella videografica GEA una panoramica sui gasdotti che arrivano in Italia e sui flussi delle importazioni di gas.

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La ripartizione delle forniture di gas all’Italia: cala flusso da Nord e da Sud

Nel primo trimestre 2023 è stata decisa la riduzione dei consumi italiani di gas, calati del 18,9% a 20,7 miliardi di metri cubi dai 25,6 miliardi di metri cubi dello stesso periodo del 2022. Nel periodo sono diminuiti i consumi residenziali (-17,1% a 11,6 miliardi di metri cubi), quelli termoelettrici (-26,9% a 5,3 miliardi di metri cubi), gli industriali (-13,2% a 3 miliardi di metri cubi). Alla base dei ribassi le temperature superiori alle medie stagionali e gli effetti del piano nazionale di contenimento dei consumi di gas. La tendenza ha evitato problemi di approvvigionamento di metano, nonostante il forte calo di flussi dalla Russia e nonostante nel primo trimestre siano stati estratti 778 milioni di metri cubi nel nostro Paese, cioè il 5,5% in meno di produzione nazionale nei confronti dei primi tre mesi del 2022. Complessivamente tra gennaio e marzo il flusso di gas da Nord è sceso di 3,5 miliardi di metri cubi rispetto allo scorso anno e quello da Sud è calato di 0,3 miliardi di metri cubi, mentre invece è salito di un miliardo il volume di Gnl. Ecco la ripartizione delle forniture all’Italia.

GASDOTTI NORD. Due sono i gasdotti attivi che portano gas nella Penisola. A Tarvisio arriva il tubo che parte dalla Russia, attraversa l’Ucraina e la Mitteleuropea fino a entrare nell’estremo nordest italiano. Nel primo trimestre sono entrati da questa infrastruttura 1,4 miliardi di metri cubi, in calo del 73,6% dall’anno precedente. In controtendenza invece il flusso da Passo Gries, al confine svizzero, che porta il metano proveniente dall’Europa del Nord: +35,7% a 2,3 miliardi di metri cubi.

GASDOTTI SUD. Tre sono gli impianti che garantiscono forniture all’Italia. In Sicilia arrivano due tubi: uno proveniente dall’Algeria che, attraverso la Tunisia, arriva poi a Mazara del Vallo, uno che invece dalla Libia sbarca il metano a Gela. Il primo, nonostante un rafforzamento dei patti di collaborazione tra governo italiano e quello algerino, ha visto una diminuzione degli approvvigionamenti dell’1,3% attestandosi a 5 miliardi di metri cubi: si tratta comunque della principale forniture di metano all’Italia. Il secondo invece ha segnalato un balzo dei rifornimenti del 34,5% a 672 milioni di metri cubi. Il terzo gasdotto che garantisce metano all’Italia è il Tap, che dall’Azerbaigian attraversa il Sud Europa e giunge a Melendugno in Puglia. Nel primo trimestre di quest’anno ha garantito 2,5 miliardi di metri cubi, in crescita del 6,3%.

GNL IN CRESCITA. Prima della recente entrata in funzione del rigassificatore di Piombino, l’Italia aveva tre impianti capaci di trasformare allo stato gassoso il gas liquefatto e immetterlo in rete. Il principale, in funzione da oltre un decennio, è l’Adriatic Lng al largo delle coste rodigine in Veneto, controllato principalmente da ExxonMobile e Qatar Terminal: le sue forniture da inizio anno fino al 31 marzo hanno segnato un rialzo del 13,3% garantendo 2,2 miliardi di metri cubi. Gli altri due rigassificatori si trovano nell’area tirrenica settentrionale. In Liguria l’impianto di Panigaglia ha visto una crescita del 555,4% di operazione, che gli hanno permesso di sfornare 0,9 miliardi di metri cubi. L’Olt (Offshore LNG terminal) di Livorno ha visto una più contenuta attività (+7,2%) che ha permesso al nostro Paese di utilizzare 1 miliardo di metri cubi.

MENO EXPORT. Il calo della domanda di gas ovviamente non è solo italiana, ma europea. Tant’è che le esportazioni di metano, nei primi tre mesi del 2023, sono calate del 31% a 626 milioni di metri cubi.

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L’indipendenza dal gas russo entro il 2025 è a portata di mano

Secondo un nuovo rapporto dell’Oxford Sustainable Finance Group, parte della Smith School of Enterprise and the Environment dell’Università di Oxford, l’Ue può sostituire il gas naturale russo con tecnologie verdi entro il 2028. Si stima che fino al 90% dell’investimento aggiuntivo richiesto, in aggiunta alla spesa attualmente prevista per il Green Deal europeo, potrebbe essere recuperato nei prossimi trent’anni eliminando la necessità di acquistare gas. Dato che il gas russo rappresentava circa la metà dell’approvvigionamento di gas naturale dell’Unione europea nel 2021, ciò avrebbe un impatto positivo significativo sulla sicurezza energetica e sulla decarbonizzazione, affermano gli autori. “La transizione dal gas russo all’energia pulita non solo è realizzabile, ma offre molteplici vantaggi. La sostituzione del gas naturale con l’energia eolica e solare elimina la necessità di pagare per il gas in futuro“, spiega Gireesh Shrimali, coautore del rapporto e responsabile della ricerca sulla finanza di transizione presso l’Oxford Sustainable Finance Group. “Eliminando la dipendenza dall’importazione di un combustibile fossile con prezzi e offerta volatili, l’Ue può alleviare i problemi di sicurezza energetica, affrontare la crisi del costo della vita attraverso i costi energetici e portare avanti i propri obiettivi per raggiungere zero emissioni nette e affrontare la crisi climatica“.

La spesa totale in conto capitale della “corsa per sostituire” il gas russo con energie rinnovabili e pompe di calore entro il 2028 è di 811 miliardi di euro. Questo totale include una spesa pianificata di 299 miliardi di euro per l’energia pulita nell’ambito del Green Deal europeo e un investimento aggiuntivo in energie rinnovabili e pompe di calore di 512 miliardi di euro. Una frazione significativa dell’investimento richiesto può essere ripagata dalla conseguente riduzione della spesa per il gas. A seconda delle ipotesi sui prezzi del gas naturale, il rapporto rileva che i risparmi potrebbero variare dal 40% fino al 90%.

Per l’Italia la situazione è leggermente diversa. Il gas è ancora il combustibile dominante nel mix energetico, con una quota del 48%, seguito dalle energie rinnovabili (34%), dal carbone (10%) e dall’idroelettrico (8%). La transizione per tanto sarebbe più lunga e probabilmente più costosa in termini di costi per investimenti in rinnovabili e maggiore rinuncia al metano per produrre elettricità, ora che tra l’altro i prezzi sono in netta discesa rispetto ai picchi di un anno fa. L’Italia rappresenta il Paese più sicuro per quanto riguarda l’approvvigionamento di gas, soprattutto perché riceve la materia prima da 5 gasdotti tutt’ora funzionanti, mentre ad esempio la Germania si è vista chiudere il rifornimento dalla Russia da Nord e da Est.

Dalla Russia tuttavia, complice la guerra e le risposte di Putin alle sanzioni, nel primo trimestre di quest’anno sono entrati da questa infrastruttura 1,4 miliardi di metri cubi, in calo del 73,6% dall’anno precedente. Potenzialmente sarebbero poco più di 5,5 miliardi di metri cubi per fine 2023, un crollo verticale nei confronti degli ultimi due anni. Se nel 2021 il maggiore partner per l’importazione era stata appunto Mosca con 29,1 miliardi di metri cubi transitati da Tarvisio, nel 2022 la quota di gas russo è scesa del 61% a 11,2 miliardi di metri cubi. Ora siamo a metà dello scorso anno. Per cui la sostituzione del gas russo, prevista per l’inverno 2024-2025 da Claudio Descalzi, amministratore delegato di Eni, è a portata di mano.

Il calo dei consumi di gas, circa un 20% nei primi mesi di quest’anno, agevola il raggiungimento dell’obiettivo. Target che sarà centrato grazie a due nuovi rigassificatori, uno già in funzione da pochi giorni a Piombino e l’altro che dovrà iniziare ad operare l’anno prossimo a Ravenna. Entrambi, a regime, dovrebbero garantire circa 10 miliardi di metri cubi.

Complessivamente, sosteneva sempre Descalzi pochi mesi fa “per il 2023-2024 porteremo 17,6 mld di forniture addizionali, che saliranno nel 2024-2025 a 22 miliardi. Bisogna pensare che solo 2 anni fa l’Algeria dava all’Italia circa 21 miliardi, adesso ha dato 25, arriveremo a 28 miliardi l’anno prossimo e poi nel 24-25 supereremo ancora l’import”. Giorgia Meloni, insieme proprio al numero uno del Cane a sei zampe, negli ultimi mesi ha siglato accordi pluriennali con Algeria e Libia per assicurarsi flussi di gas. A tal fine Snam è al lavoro per incrementare la capacità di trasporto di metano dal Sud Italia verso il Nord. A gennaio, durante la presentazione del piano strategico 2022-2026, Stefano Venier, Ceo del gruppo energetico, aveva spiegato che la capacità giornaliera della tratta adriatica “è di 135 milioni metri cubi al giorno e attualmente è usata per 100 milioni. Con il completamento del gasdotto Adriatico potremmo arrivare a una capacità di 155 milioni, potendo così trasportare un maggiore flusso dal Tap e dall’Algeria”.

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