IL CORRIERE DELLA COLLERA

 

e sulle misure adottate dal Governo per contrastarne gli effetti

Camera dei deputati, 22 marzo 2022

L’informativa che il Governo rende oggi alla Camera dei deputati è strutturata sui seguenti punti:

I numeri principali relativi all’evoluzione del consumo di gas italiano sono i seguenti :

• sostanzialmente stabili negli ultimi venti anni, pari a 76 bcm (miliardi di metri cubi) nel 2021.
• produzione nazionale di gas naturale si è ridotta, per il calo naturale dei giacimenti a l’assenza di investimenti in ricerca e produzione, da circa 15 bcm nel 2001 a circa 3 bcm nel 2021. 
•  importazioni dalla Russia sono incrementate sia in valore assoluto che in percentuale sui consumi, dai circa 20 bcm (25% dei consumi) del 2011 ai 29 bcm del 2021 (38% dei consumi).

Dal punto di vista delle infrastrutture di importazione, l’Italia dispone di un sistema per l’approvvigionamento e il trasporto diversificato e abbastanza resiliente rispetto ad altri Stati membri UE, alimentato prevalentemente con gas prodotto all’estero e importato o trasportato via mare come Gas naturale liquefatto (GNL) e scaricato presso terminali di rigassificazione (il totale dei flussi di importazione tramite i terminali di rigassificazione ammonta al 13%, per 9,8 bcm, a fronte di una capacità massima di questi terminali di 16 bcm/ anno). Le infrastrutture di importazione principali sono:

•  gasdotto TAG, che attraversa l’Austria, per l’importazione di gas proveniente dalla Russia attraverso l’Ucraina, che si connette alla Rete Nazionale dei Gasdotti a Tarvisio (40% dei flussi di importazione, per 29,1 bcm).
• gasdotto TRANSITGAS, che interconnette la rete di trasporto tedesca e quella francese alla rete italiana attraverso la Svizzera (punto di ingresso di Passo Gries). (3% dei flussi di importazione, per 2,2 bcm, con una capacità massima riscontrata negli anni passati fino a 12 bcm. Il limite principale per l’incremento su questa rotta è rappresentato dal fatto che in caso di crisi il gas proveniente dal Nord Europa sarebbe utilizzato prevalentemente dagli stessi Paesi nordici).
•  (29% dei flussi di importazione, per 21,2 bcm, con una capacità massima riscontrata negli anni passati fino a 27 bcm).
•  con una capacità attualmente massimizzata).
•  a tutela residuale del settore civile, e circa 12 miliardi di metri cubi sono destinati allo stoccaggio “commerciale” di gas di proprietà dei traders. 

Gli scenari di possibile interruzione delle forniture di gas dalla Russia pongono problemi diversi – e quindi diversi possibili rimedi – in funzione della durata dell’eventuale interruzione.

• , a partire dal prossimo inverno, sarebbe necessario sostituire completamente 30 bcm di gas russo con altre fonti. Sebbene questo sia possibile in un orizzonte minimo di 3 anni, tramite le misure strutturali sotto descritte, per almeno i prossimi due inverni sarebbe complesso assicurare tutte le forniture al sistema italiano e occorre dotarsi di strumenti di accelerazione molto efficaci per gli investimenti che servono.

È opportuno ricordare che le problematiche di sicurezza sono da valutare sia in ‘integrale’ su base annua che tenendo conto di stagionalità ed esigenze ‘alla punta’.

Nel corso delle ultime settimane il Governo si è mobilizzato per attivare misure con impatto a breve-medio termine, anche con missioni nei Paesi produttori (Qatar, Algeria, Angola, Congo), che si stima possano portare complessivamente a ridurre la dipendenza per circa 20 bcm l’anno:

1. . In particolare, con le infrastrutture attuali è ipotizzabile un incremento fino a 9 bcm/ anno. 
2. In particolare, con le infrastrutture attuali è ipotizzabile un incremento di circa 1,5 bcm l’anno (5 mmc/ giorno) tramite interventi sulle centrali di spinta in Albania e Grecia, a patto di avere a breve tali volumi aggiuntivi dall’Azerbaijan. 
3. a disposizione. In particolare, è ipotizzabile un maggiore utilizzo dei terminali italiani anche nei periodi dell’anno in cui tipicamente non sono utilizzati (con possibile incremento complessivo di 6 bcm/anno). Questo implica la disponibilità di GNL aggiuntiva e un migliore utilizzo dei terminali (e.g. come da recenti intese con Qatar).
4. Per far sì che il ciclo di riempimento degli stoccaggi che si sta ora avviando in previsione del prossimo periodo invernale sia il più rapido ed efficace possibile e per garantire che le misure di risparmio di gas di cui sopra abbiano l’effetto di ottenere l’effettiva iniezione di gas in stoccaggio (altrimenti potrebbero risolversi solo in un minore import) è necessario ricorrere, attraverso strumenti regolatori, a una serie di misure che realizzino tale possibilità.
5. previsto dal Piano di emergenza nazionale del gas per i casi di emergenza è possibile incrementare la produzione a carbone o olio per periodi definiti con risparmio di 3-4 bcm/ anno di gas naturale. Con principale riferimento ai prossimi periodi invernali, oltre le misure sopra descritte si potrebbe inoltre intervenire anche con:
6. e di accelerazione dell’efficientamento energetico. In particolare, sono ipotizzabili misure di flessibilità sui consumi di gas (e.g. interrompibilità nel settore industriale, che però può agire per brevi periodi settimanali in caso di picchi della domanda) e sui consumi di gas del settore termoelettrico (dove pure esistono misure di riduzione del carico in modo controllato) e misure di contenimento dei consumi negli altri settori. 
7. dal Nord Europa, per ridurre il consumo di gas del parco termoelettrico italiano.

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 ‘REPowerEU: Joint European Action for more affordable, secure and sustainable energy’ che includono:

1. (dall’ottenimento delle autorizzazioni) per circa 16-24 bcm. L’aspetto critico adesso è arrivare in tempo a contrattualizzare le poche navi esistenti in grado di svolgere questo servizio, verso cui si sono diretti operatori e Governi di vari Paesi. Il MITE ha già dato a Snam l’ indirizzo per la negoziazione all’acquisto di una FSRU e al noleggio di una seconda unità, infrastrutture che saranno oggetto di un prossimo DPCM di identificazione come impianti strategici. 
2.  In particolare, considerando gli oltre 40 GW di richieste di connessione per progetti offshore e i numerosi interventi relativi alla liberalizzazione del fotovoltaico per autoconsumo sino a 200 kW, e all’agrofotovoltaico si prevede un risparmio annuo di circa  3 bcm di gas naturale al’anno.

• , con potenziale di circa 2,5 bcm di risparmio al 2026.
• . In particolare, è possibile incrementare le importazioni via TAP per circa 10 bcm/ anno. Per far questo, sono necessari circa 45 mesi per incremento dei primi 2 bcm (tramite interventi in Albania) e circa 65 mesi per l’incremento di ulteriori 8 bcm (ulteriori interventi in Albania e Grecia e alcuni interventi sulla rete italiana). Ovviamente prerequisito è un accordo di fornitura di gas di lungo periodo con il Governo azero.

La tensione sui mercati ha anche determinato, dopo la forte diminuzione avvenuta nel corso del 2020, un vertiginoso aumento dei costi dell’energia:

Occorre, a questo punto, svolgere alcune considerazioni sull’andamento dei prezzi del gas e dei carburanti, in attesa di poter disporre delle correzioni alle elaborazioni dell’ISTAT.

Con riferimento al costo del gas, i dati che riporto a questa Assemblea sono quelli comunicati dall’Agenzia dei monopoli, dai quali risulta che:

Euro per mc	Marzo 2021	Luglio 2021	Dicembre 2021	Febbraio 2022
Gas naturale	0,2	0,2	0,5	0,6
Dutch TTF	0,2	0,4	1,2	1,6

In particolare, 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 indicizzati e da volumi di importazione modulabili.

In particolare, i prezzi dei carburanti

Per quanto riguarda i carburanti per autotrazione, analoga correlazione tra prezzi dei contratti futures e prezzi all’importazione vale per il greggio, con una sostanziale coincidenza dei due valori per il gasolio e per la benzina (seppur, in tal caso, in minor misura). Trattandosi dei due prodotti principali acquistati dai consumatori finali, oltre agli andamenti dei costi all’importazione (o alla fabbricazione), assume particolare interesse anche l’andamento del prezzo “alla pompa”, al netto delle imposte.

Rilevazione del 21/03/2022 (Media settimanale dei prezzi dal giorno 14/03/2022 a 20/03/2022).

Benzina	2.137,19
Gasolio auto	2.124,56
GPL	876,81
Gasolio riscaldamento	1.791,40

Il costo alla pompa della benzina si compone di diverse voci.

Di seguito i dati riferiti alla benzina rilevati dal MiTE il 21 marzo 2022.

La componente fiscale è tra le più alte d’Europa: pari al 52%, è composta da

•  tassa fissa pari a 0,728 € a litro: rappresenta il 34% del prezzo alla pompa;
•       pari al 0,386 € a litro e pari al 22% del prezzo Netto (anche detto prezzo industriale questo ultimo risultato pari a 1,023 € al litro) 

Il prezzo netto o industriale rappresenta quindi il 48% del prezzo alla pompa ed è così suddivisibile:

• che rappresenta circa il 35% del prezzo finale ed è dato dal prezzo internazionale della benzina sul mercato PLATTS e sul quale incide anche l’effetto del cambio euro / dollaro;
•  che rappresenta circa il 13% del prezzo finale e serve per remunerare tutti i passaggi della filiera distributiva che comprende sia spese di stoccaggio che di scorte obbligatorie, trasporto, remunerazione del gestore di distribuzione e altri oneri e tasse). Anche il costo dell’energia utilizzato della filiera incide su questo valore.

Per mitigare l’incremento del brent, Stati Uniti e Unione Europea hanno operato una oil release. In tale contesto, l’Italia ha aderito alla proposta, su base volontaria, di rilascio coordinato di una quota delle proprie scorte petrolifere promossa dall’Agenzia internazionale dell’Energia, con un contributo di 2,041 milioni di barili, con l’obiettivo di ridurre il picco di prezzi a cui stiamo assistendo a causa degli effetti indiretti di riduzione dell’offerta della Russia conseguenti alle sanzioni applicate a seguito dell’invasione dell’Ucraina.

Per l’Italia si tratta di circa 277.000 tonnellate di greggio che comprendono, oltre alla quantità standardstabilita per il nostro Paese, anche un ulteriore 25 per cento a copertura della quota di quei paesi che non hanno aderito. 

Inoltre, al fine di contenere l’impatto sui consumatori finali, il Governo ha attuato l’ipotesi di praticare sui carburanti un’accisa mobile, che porterà ad una riduzione per il prossimo mese di 25 centesimi di euro al litro, coperto con l’extragettito degli ultimi mesi del 2021 e dei primi mesi del 2022 (DM in corso di firma o di pubblicazione).

Il Governo e il Parlamento sono intervenuti 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 superiore a 15   miliardi di euro in tre trimestri che ARERA ha attuato per le componenti regolate e che hanno permesso di:

•  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 (decreto-legge n. 73 del 2021, decreto-legge n. 130 del 2021, decreto-legge n. 4 del 2022 e decreto-legge n. 17 del 2022).
•  alle famiglie che versano in gravi difficoltà economiche, che in virtù del provvedimento hanno visto completamente compensato l’aumento tariffario (2,5 milioni di famiglie aventi diritto a bonus sociali elettricità e 1,54 milioni di famiglie a bonus gas) (decreto-legge n. 130 del 2021 e decreto-legge n. 17 del 2022).
•  destinato a usi civili e industriali al 5% (decreto-legge n. 130 del 2021 e decreto-legge n. 17 del 2022).
• sotto forma di credito di imposta, a favore delle imprese energivore e delle imprese a forte consumo di gas naturale (decreto-legge n. 17 del 2022).
• (decreto-legge n. 17 del 2022).
• particolarmente gravate dagli aumenti dei prezzi dell’energia (decreto-legge n. 17 del 2022).
•  con potenza superiore a 20 kW, senza intervenire sugli impianti, per così dire, “domestici” o comunque per autoproduzione di famiglie e piccole imprese, al fine di contenere la maggiore reddittività dei produttori di energia da FER. Maggiore redditività derivante dalla circostanza che, a fronte di un innalzamento del prezzo dell’energia offerta sul mercato, detti produttori, alcuni dei quali peraltro beneficiari di incentivi fissi, non hanno subito maggiori costi di produzione (decreto-legge n. 13 del 2022). In particolare, con l’ultimo decreto questa misura riguarda esclusivamente impianti pre-2010 e impianti a incentivo fisso.

In parallelo è stata avviata una discussione a livello europeo su possibili misure STRUTTURALIper contenere l’incremento dei prezzi tramite il pacchetto REPowerEU, quali ad esempio:

In questo contesto, il Governo italiano ha proposto misure strutturali che includono:

In tale contesto, si sottolinea che le misure del PNRR contribuiscono in modo strutturale alla riduzione della dipendenza energetica ed all’efficientamento del sistema (e.g. tramite l’accelerazione delle rinnovabili elettriche, il rafforzamento dell’efficientamento energetico, la diffusione del biometano).

Non si prevedono al momento ritardi rispetto al percorso stabilito. Nei prossimi giorni (5 – 10) saranno infine avviate alcune procedure importanti, tra i quali la realizzazione degli impianti di trattamento/riciclo nei settori produttivi individuati nel Piano d’azione per l’economia circolare dell’UE, che interessanofiliere energivore.