Il Gas Market Package: le prospettive del gas naturale nell Unione europea

POLICY BRIEF

g

AUTORI

Giusy Massaro, Michele Masulli, Domenico Salerno

Il Gas Market Package: le prospettive del gas naturale nell’Unione europea

N.1/2022 Policy Brief - Area Energia

Abstract

Il gas gioca un ruolo certamente rilevante nel sistema energetico europeo e, pertanto, un ruolo altrettanto importante è chiamato a svolgere nella lotta al cambiamento climatico. Il Pacchetto su Idrogeno e Gas decarbonizzati, di recente adottato dalla Commissione Europea, si propone di facilitare l'adozione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio e contribuire, in questo modo, al raggiungimento dell’obiettivo della neutralità climatica entro il 2050.

Nella prima parte di questo documento si descrivono la rilevanza e le dinamiche principali che riguardano il gas naturale nel sistema energetico europeo, oggi messo alla prova dalla guerra in Ucraina e dalle ostilità con la Russia, il primo e più stabile fornitore europeo di metano. Il gas naturale spiega, infatti, circa un quarto del mix energetico, è la fonte con cui viene prodotto un quinto dell’energia elettrica e soddisfa oltre un quinto dei consumi finali di energia dell’Unione europea. Ancor maggiore è il peso del gas nel sistema energetico nazionale, sia con riguardo alla produzione che ai consumi finali. A causa di un andamento decrescente della produzione e di una contestuale crescita delle importazioni, si è registrato un costante incremento nel grado di dipendenza dell’Unione Europea dalle forniture di gas extra UE, ancor più accentuato nel nostro Paese, dove supera il 90%. Infine, viene mostrata anche la dinamica dei prezzi che, dopo alcuni anni in calo, hanno osservato una crescita estremamente significativa, evidenziando l’evoluzione dei meccanismi di definizione dei prezzi e la stretta correlazione tra i prezzi del gas e quelli dell’elettricità.

Nella seconda parte del paper l’attenzione viene posta sulle politiche UE di decarbonizzazione del mercato del gas ed in particolare sul “Pacchetto su Idrogeno e Gas decarbonizzati”. Uno dei principali obbiettivi del pacchetto è la creazione di un mercato europeo dell'idrogeno che, nelle proiezioni della Commissione, entro il 2050 dovrebbe diventare il principale gas utilizzato all’interno dell’Unione con una quota del 40,5% sui consumi. Infine, l’ultima parte dell’analisi si concentra sulla dimensione italiana, individuando le iniziative maggiori previste a livello nazionale per sostenere lo sviluppo della filiera dell’idrogeno e dei biogas.

POLICY BRIEF

1.

1.1 Le quantità

In ambito europeo, il gas spiega circa un quarto del mix energetico e un quinto di quello elettrico (Fig.

1). Peso ben più rilevante gioca il gas nel sistema energetico italiano, dove rappresenta il 42% del mix energetico ed è la fonte con cui viene prodotta poco meno della metà dell’energia elettrica.

Fig.1: Il gas nel mix energetico europeo e italiano (2020)

Fonte: Eurostat

Fig.2: Il peso del gas nei consumi finali di energia

Fonte: Eurostat

36% 36%

25%

42%

11%

11% 4%

5% 7%

13% 11%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

UE Italia

Mix energetico

2% 3%

20%

13% 48%

25% 6%

12% 17%

26% 25%

2% 1%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

UE Italia

Mix elettrico

Altro

Rinnovabili e biofuel Idroelettrico Nucleare Carbone Gas naturale Petrolio

2% 5% 3%

22% 33%

1%

32%

35% 10% 91%

12%

12%

11%

6%

20%

23% 34%

2%

25%

5% 7% 8%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

UE 27

Calore Elettricità

Rinnovabili e biofuel Petrolio

Gas

Combustibili fossili

31% 34%

3%

52%

31%

7%

89% 6%

10%

2%

4%

21%

23%

43%

3%

19%

4% 11% 3%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Italia

POLICY BRIEF

Inoltre, il gas soddisfa oltre un quinto dei consumi finali di energia dell’Unione europea, quasi un terzo di quelli nazionali (Fig. 2). Nello specifico, il gas gioca un ruolo particolarmente rilevante nei settori industriale e residenziale (33% e 32%). A livello nazionale, dal gas dipende oltre il 50% dei consumi finali della clientela residenziale; meno determinante è nell’ambito dei trasporti, dove il petrolio è ancora la fonte prevalente, quasi esclusiva.

La produzione di gas nell’UE 27 è andata diminuendo negli anni (Fig. 3). Nel 2020 si è attestata a circa 53 miliardi di metri cubi, circa un terzo del gas prodotto trent’anni prima. Al contrario, le importazioni sono cresciute, più o meno costantemente, raggiungendo i circa 400 miliardi di metri cubi, il doppio di quanto importato nel 1990. La forbice creatasi nell’andamento delle due grandezze (produzione e importazioni) è ancor più pronunciata con riguardo al mercato italiano (Fig. 4), dove le importazioni risultano più che raddoppiate nel trentennio a fronte di una produzione ridotta di oltre il 75%.

Fig.3: Produzione e importazioni di gas nell’UE 27 (milioni di metri cubi)

Fonte: Eurostat

0 100,000 200,000 300,000 400,000 500,000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Produzione Import

POLICY BRIEF

Fig.4: Trend di produzione e importazioni di gas, in Europa e in Italia (1990=100)

Fonte: Eurostat

Un andamento del genere ha, di conseguenza, determinato un incremento nel grado di dipendenza del nostro Paese e dell’Unione Europea tutta dalle forniture di gas extra UE. In particolare, l’Italia ha mostrato un grado di dipendenza permanentemente superiore alla media europea (Fig.5). Se nel 1990 il 64,3% dei consumi italiani di gas (48,9% di quelli europei) erano soddisfatti dalle importazioni nette, nel 2020 tale valore ha raggiunto addirittura il 92,7%, frutto peraltro di un calo rispetto al 95% del 2019.

Anche la dipendenza dell’UE è costantemente cresciuta: nel 2020, il gas importato (al netto delle esportazioni) ha soddisfatto l’82,2% dei consumi europei. Anche in questo caso, si è registrato un calo, più accentuato di quello italiano (-5,8 p.p. vs. -2,3 p.p.).

Fig.5: Il grado di dipendenza dall’estero

Fonte: Eurostat

È possibile, inoltre, ponderare l’indice di dipendenza del gas importato per la quota ricoperta dal gas nei consumi interni di energia (Fig. 6). Ci sono, infatti, Stati UE dipendenti dalle importazioni di gas in misura

0 50 100 150 200 250 300

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

UE 27 - Produzione Italia - Produzione UE 27 - Import Italia - Import

0%

20%

40%

60%

80%

100%

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

UE 27 Italia

POLICY BRIEF

molto consistente, ma che fanno ricorso in quantità limitata al gas per i propri consumi di energia. Al contrario, si segnala come per l’Italia il combinato disposto dall’elevata quota di importazioni e dalla significativa presenza del gas naturale nel mix energetico acuisca la dipendenza dall’estero come per nessuno nell’Unione europea.

Fig. 6: Indice di dipendenza del gas importato ponderato per la quota del gas sui consumi di energia primaria nei Paesi europei* (%, 2019)

Fonte: Elaborazioni I-Com su dati Eurostat

*non sono riportati la Danimarca, in quanto esportatore netto di gas naturale, e Cipro per assenza di consumo di gas naturale

1.2 I prezzi

Oltre all’andamento delle quantità, al fine di avere un quadro del sistema europeo del gas, è utile guardare a quelli dei prezzi. La Figura 6 mostra la dinamica dei prezzi negli ultimi quindici anni, in ambito UE (con un’evoluzione per l’Italia che non si discosta particolarmente da quella europea). Ad eccezione del calo registrato nel 2010, i prezzi sono sostanzialmente cresciuti tra il 2007 e il 2013, in misura maggiore per la clientela non residenziale rispetto a quella non residenziale. Dal 2014 in poi, fatta eccezione per il 2019, i prezzi hanno sperimentato un calo progressivo, che ha interessato principalmente i clienti industriali, con il risultato che al primo semestre 2021, i prezzi per i clienti residenziali risultavano di solo il 3% inferiori ai prezzi del 2007, mentre la clientela non residenziale ha beneficiato, al primo semestre 2021, di prezzi del gas ridotti del 20% rispetto ai livelli del 2007.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

Italia Malta Ungheria Belgio Germania Spagna Slovacchia Lituania Lettonia Portogallo Austria UE-27 Grecia Croazia Repubblica Ceca Irlanda Lussemburgo Francia Bulgaria Polonia Paesi Bassi Slovenia Estonia Romania Finlandia Svezia

POLICY BRIEF

Fig.7: Andamento dei prezzi negli ultimi 15 anni nell’UE 27 (I semestre; 2007=100)

Fonte: Eurostat

Tali cali non sono, però, destinati a durare: da diversi mesi il costo del gas sta subendo un fortissimo aumento. Al 6 gennaio 2022, il prezzo del TTF, benchmark per il mercato europeo del gas, fosse a quota di 97 €/MWh, più di cinque volte superiore rispetto a dodici mesi prima (18 €/MWh) ¹. Il processo di riallineamento al livello dei prezzi pre-crisi (attorno ai 20 €/MWh), complice in ultimo la guerra in Ucraina, si prevede molto lento e della durata di diversi anni (Fig. 8).

Fig. 8: Andamento prezzo contratti futures TTF (€/MWh)

Fonte: Barchart (dati 1/3/2022)

1 Oxford Institute for Energy Studies, “Key Themes for the Global Energy Economy in 2022”, gennaio 2022

60 70 80 90 100 110 120 130 140

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Clientela residenziale Clientela non residenziale

0 20 40 60 80 100 120

Apr-22 Jul-22 Oct-22 Jan-23 Apr-23 Jul-23 Oct-23 Jan-24 Apr-24 Jul-24 Oct-24 Jan-25 Apr-25 Jul-25 Oct-25 Jan-26 Apr-26

POLICY BRIEF

La vulnerabilità all’andamento dei prezzi è aggravata dalle modalità di formazione del prezzo sui mercati del gas. Se all’inizio degli anni 2000, quasi l’80% del gas naturale in Europa veniva venduto sulla base di contratti indicizzati al prezzo del petrolio, oggi, al contrario, è di gran lunga prevalente la contrattazione sui mercati spot, secondo la modalità definita gas-on-gas competition (Fig. 9).

Fig.9: La formazione del prezzo del gas in Europa (2005-2020)

Fonte: International Gas Union

L’Europa è tra le aree del mondo dove la gas-on-gas competition ha acquisito le percentuali più consistenti del mercato. Se in periodo di riduzione dei prezzi nei mercati spot, questa modalità è risultata vantaggiosa, comportando risparmi sul costo delle forniture, lo stesso non si può dire quando i prezzi sugli hub del gas hanno cominciato salire in maniera significativa. Da un’analisi IEA (Fig. 10), si evidenzia come il differenziale positivo tra i prezzi di importazione del gas e i prezzi che si sarebbero registrati se il totale delle forniture di gas fossero state indicizzate al prezzo del petrolio ha prodotto per l’Unione europea risparmi per 70 miliardi di euro circa tra il 2010 e il 2021. Tuttavia, da quando, nella seconda metà del 2021, il differenziale si è invertito, si sono registrate perdite nell’ordine dei 30 miliardi di euro rispetto a una situazione 100% oil-indexed.

A causa dell’elevata presenza di gas naturale nel mix di generazione elettrica e delle modalità di formazione del prezzo dell’elettricità all’ingrosso (secondo il sistema del prezzo marginale), la correlazione tra prezzi del gas e prezzi dell’energia elettrica all’ingrosso risulta positiva e strettissima, pressoché pari a 1 (Fig. 11). Pertanto, livelli così elevati dei prezzi del gas continueranno a mantenere alta la pressione sui prezzi dell’elettricità.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2005 2010 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Oil-indexed Gas-on-gas competition Altri

POLICY BRIEF

Fig.10: Differenza tra i prezzi di importazione e i prezzi 100% oil-indexed nell’Unione europea (2010- 2022)

Fonte: IEA

Fig.11: Correlazione tra i prezzi dell’elettricità e del gas (feb 21 – gen 22)

Fonte: Elaborazione I-Com su dati GME

I prezzi al dettaglio non potranno che risentire della stessa dinamica. Lo si è osservato nei mesi scorsi, nonostante corposi interventi sulla componente fiscale della bolletta disposti da diversi Stati UE. Basti guardare a cosa è accaduto in Italia nel giro di solo un anno: con riferimento alla clientela domestica, i prezzi a partire dal primo gennaio 2022, secondo quanto comunicato dall’ARERA, sono raddoppiati (o quasi) rispetto ai prezzi relativi allo stesso periodo dello scorso anno (Fig. 12).

0 50 100 150 200 250 300

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4

PUN

PSV

POLICY BRIEF

Fig. 12: Il prezzo del gas in Italia nell’ultimo anno, per un consumatore domestico tipo in regime di tutela (c€/m³)*

Fonte: ARERA

*condizioni economiche di fornitura per una famiglia con un consumo annuale di 1.400 m³, in c€/m³

2.

Il sistema del gas contribuirà al percorso di transizione energetica, anche secondo i più sfidanti scenari di decarbonizzazione. Si può considerare, ad esempio, lo scenario IEA che mira conseguire il net zero entro il 2050 (Fig. 13). Esso prevede, rispetto ai livelli del 2020, che il consumo globale di gas naturale si riduca all’incirca a un quarto. In compenso, l’idrogeno e i gas low-carbon e rinnovabili sperimenteranno un trend consistente di crescita. Le molecole, pertanto, saranno pienamente parte dei mix energetici dei prossimi decenni.

Il Pacchetto su Idrogeno e Gas decarbonizzati, presentato dalla Commissione il 15 dicembre 2021, si inserisce in questo quadro. Il pacchetto è composto da un regolamento e una direttiva volte a effettuare una serie di proposte legislative utili alla decarbonizzazione del mercato del gas nell’Ue, facilitando l'adozione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio.

0 20 40 60 80 100 120 140 160

1/1/2021 4/1/2021 7/1/2021 10/1/2021 1/1/2022

POLICY BRIEF

Fig. 13: Consumo globale di gas nello scenario Net Zero dell’IEA (EJ)

Fonte: IEA

Secondo un’analisi della Commissione Europea sugli scenari di decarbonizzazione, i combustibili gassosi rivestiranno infatti un’importanza cruciale all’interno del mix energetico dell’Unione. Nel corso del prossimo ventennio è previsto un processo di sostituzione che porterà i gas fossili a ridurre gradualmente il proprio peso sui consumi comunitari, passando dal 95% del 2025 a poco più del 20% del 2050, a vantaggio di biogas, e-gas e idrogeno (Fig. 14). Quest’ultimo, in particolare, nelle proiezioni della Commissione al 2050 diventerà il principale gas utilizzato all’interno dell’Unione con una quota del 40,5% sui consumi.

In virtù di ciò, uno dei principali obiettivi del pacchetto è quello di stimolare la creazione di un mercato europeo dell'idrogeno che possa a sua volta facilitare la realizzazione infrastrutture dedicate alla produzione e agli scambi transfrontalieri. L’applicazione delle nuove regole è prevista in due fasi, una precedente e una successiva al 2030, e riguarderanno in particolare l'accesso alle infrastrutture dell'idrogeno, la separazione delle attività di produzione e trasporto dello stesso e la fissazione delle tariffe di mercato. Per promuovere la realizzazione di infrastrutture dedicate all'idrogeno, il coordinamento transfrontaliero, la costruzione di reti di interconnessione e l’elaborazione di regole tecniche specifiche è prevista la creazione di una nuova struttura di governance a cui parteciperanno gli operatori di rete comunitari denominata European Network of Network Operators for Hydrogen (ENNOH).

0 20 40 60 80 100 120 140 160

2000 2010 2020 2030 2040 2050

Gas naturale Gas per steam reforming Biogas e biometano Idrogeno

POLICY BRIEF

Fig. 14: Scenario sul consumo totale di gas nell’Unione europea (Mtep)

Fonte: Commissione Europea (modello PRIMES, scenario MIX - 15 dicembre 2021)

Un altro elemento chiave della proposta è la promozione della concorrenza lungo tutta la catena del valore dell'idrogeno. Per questa ragione, analogamente a quanto accade nel mercato del gas e dell'elettricità, gli operatori di rete dell’idrogeno sono soggetti ad unbundling e a certificazioni da parte delle autorità nazionali di regolazione. Secondo le indicazioni europee gli Stati membri dovrebbero garantire il rispetto di tale obbligo entro il 31 dicembre 2024. Viene tuttavia lasciata una certa flessibilità sulle modalità di applicazione dell’unbundling. I singoli paesi potranno infatti decidere se adottare un proprio metodo, un sistema ISO (Independent System Operator), in cui le società di fornitura di energia possono possedere formalmente reti di trasmissione dell’idrogeno, ma devono lasciarne la completa gestione ad una società indipendente o un sistema ITO (Independent Transmission system Operator), in cui i fornitori possono ancora possedere e gestire reti dell’idrogeno, ma devono farlo tramite una società controllata che prende tutte le decisioni operative indipendentemente dalla società madre.

Al fine di favorire la concorrenza ed evitare discriminazioni, la direttiva prevede inoltre che l'accesso alle reti di trasporto dell'idrogeno a terze parti (TPA) sia soggetto a un regime regolamentato e basato su tariffe pubbliche. Tali tariffe e le metodologie rilevanti per il loro calcolo devono essere preventivamente approvate dalle autorità nazionali di regolazione. Tuttavia, a differenza di quanto accade per il gas naturale, gli Stati membri disporranno di una certa flessibilità poiché potranno adottare, fino al 31 dicembre 2030, un sistema TPA negoziato. Questo sistema prevede che si svolga una negoziazione tra le parti “in buona fede e secondo criteri oggettivi trasparenti e non discriminatori”, anziché essere predeterminate dall'autorità nazionale di regolazione. Viene inoltre fissata a 20 anni la durata massima dei contratti per la capacità di trasporto dell’idrogeno.

0 50 100 150 200 250 300 350

2025 2030 2035 2040 2045 2050

Gas Fossile Biogas E-Gas Idrogeno

POLICY BRIEF

La proposta prevede, inoltre, che alle reti di trasporto e di distribuzione, al fine di assicurare l'integrazione del livello sistema di distribuzione nazionale, si applichi un sistema di “entrata-uscita”

secondo uno specifico regime di bilanciamento tra i vari gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio.

In linea di principio, gli utenti della rete dovrebbero essere in grado di prenotare capacità continua presso i punti di ingresso e di uscita della stessa rete. L'organizzazione dell'allocazione della capacità tra il sistema di trasmissione e quello di distribuzione è rimessa alle decisioni dei singoli Stati membri.

La direttiva avanzata dalla Commissione introduce altresì un sistema obbligatorio di certificazione per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio, sia prodotti sul territorio nazionale che importati. A tal fine, la norma conferisce alla Commissione il potere di adottare atti delegati per identificare la metodologia utile a valutare la riduzione delle emissioni di gas a effetto serra da combustibili a basse emissioni di carbonio analizzandone l’intero ciclo di vita. Al fine di favorire l'immissione di tali gas nelle reti, la misura prevede che venga applicato uno sconto del 75% alle tariffe d’ingresso. Inoltre, i gas rinnovabili ed a basse emissioni di carbonio beneficeranno di uno sconto del 100% sulle tariffe transfrontaliere per facilitare gli scambi nel mercato europeo e sfruttare i punti di produzione più promettenti. La Commissione si riserva la possibilità di riesaminare tali sconti tariffari dopo cinque anni dall'entrata in vigore del regolamento.

Passando ad analizzare lo scenario italiano, data l’importanza che si prevede abbia nelle prospettive energetiche continentali, il PNRR ha destinato 3,19 miliardi allo sviluppo di una filiera nazionale dell’idrogeno. Di questa cifra, circa 2 miliardi di euro sono destinati alla riconversione a idrogeno dei settori hard-to-abate (come l’acciaio, il cemento, il vetro e la carta), altri 500 milioni sono stanziati per promuovere la produzione di idrogeno nelle aree industriali dismesse (oggetto di un avviso pubblico nel dicembre scorso) e i restanti 690 milioni a sperimentazioni sull’utilizzo del nuovo vettore nei trasporti ed alla ricerca e sviluppo.

Oltre agli investimenti economici il piano italiano prevede una riforma destinata alla “Semplificazione amministrativa e riduzione degli ostacoli normativi alla diffusione dell’idrogeno” che avrà lo scopo di identificare le norme tecniche di sicurezza per la produzione, il trasporto, lo stoccaggio e utilizzo del vettore, semplificare, attraverso la creazione di uno sportello unico, le procedure per la realizzazione di piccoli impianti di produzione di idrogeno verde e regolare la partecipazione degli impianti di questo tipo ai servizi di rete. La norma dovrà identificare inoltre un sistema di garanzie di origine per l’idrogeno rinnovabile al fine di segnalarne il prezzo ai consumatori e definire le norme per la realizzazione di stazioni di rifornimento di idrogeno lungo i principali snodi di trasporto (strade, autostrade, porti ecc.).

Oltre alla sopracitata riforma è prevista l’introduzione di incentivi fiscali a sostegno della produzione di

POLICY BRIEF

idrogeno verde, da includere in un più ampio progetto di revisione della tassazione dei prodotti energetici e delle sovvenzioni ai combustibili fossili.

Nel Piano di Ripresa e Resilienza italiano trova spazio anche lo sviluppo del biometano a cui sono destinati 1,92 miliardi di euro. Gli interventi previsti sono destinati a: riconvertire e migliorare l’efficienza degli impianti biogas agricoli esistenti verso la produzione totale o parziale di biometano da utilizzare sia nel settore del riscaldamento e raffrescamento industriale e residenziale sia nei settori terziario e dei trasporti; supportare la realizzazione di nuovi impianti per la produzione di biometano; promuovere la diffusione di pratiche ecologiche nella fase di produzione del biogas; promuovere la sostituzione di veicoli meccanici obsoleti e a bassa efficienza con veicoli alimentati a metano/biometano; migliorare l’efficienza in termini di utilizzo di calore e riduzione delle emissioni di impianti agricoli di piccola scala esistenti per i quali non è possibile accedere alle misure di riconversione. Nell’ultima relazione sullo stato di attuazione del PNRR, il Mite ha inoltre previsto che nel corso dei prossimi mesi saranno lanciati bandi anche su misure che non presentano milestone & target nel primo semestre 2022, tra questi quelli relativi allo per lo sviluppo del biometano. La roadmap del Ministero prevede infatti che entro il 31 dicembre 2023 venga raggiunto il primo target di 0,6 miliardi di metri cubi di biometano prodotti. A fine 2021, secondo i dati Snam, i 54 punti di immissione in rete di biometano presentavano una capacità totale di 479 milioni di metri cubi l’anno e una capacità conferita di 289 milioni di metri cubi.

Conclusioni

In ambito europeo, il gas naturale svolge una funzione di rilievo. Ha via via acquisito quote di consumo dalle fonti tradizionali a maggiore intensità di carbonio, avvantaggiandosi allo stesso tempo del fatto che le nuove rinnovabili non siano ad oggi in grado di garantire da sole l’adeguatezza del sistema elettrico e che l’elettrificazione riguardi ancora una parte contenuta degli usi finali. Il gas naturale spiega, quindi, circa un quarto del mix energetico e un quinto di quello elettrico e soddisfa un quinto dei consumi finali.

Ruolo ancor più rilevante gioca il gas nel sistema energetico italiano, dove rappresenta il 42% del mix energetico, quasi la metà dell’energia elettrica e soddisfa in maniera prevalente i consumi, specie quelli residenziali. Mentre la produzione di gas nell’UE 27 è andata diminuendo negli anni - nel 2020 si è attestata a circa un terzo del gas prodotto trent’anni prima - le importazioni sono cresciute, più o meno costantemente, raggiungendo i circa 400 miliardi di metri cubi, il doppio di quanto importato nel 1990.

Ciò ha evidentemente comportato una crescita inarrestabile del grado di dipendenza dell’Unione Europea – e dell’Italia in maniera particolare – che ha raggiunto, nel 2020, l’82,2% (addirittura il 92,7%

per l’Italia).

POLICY BRIEF

Una simile dipendenza porta inevitabilmente con sé una sostanziale incapacità di reagire a shock esogeni, quali quelli che negli ultimi mesi hanno dato avvio ad un’irrefrenabile risalita – dopo anni di calo – dei prezzi: in Italia, con riferimento alla clientela domestica, i prezzi a partire dal primo gennaio 2022 risultano raddoppiati (o quasi) rispetto ai prezzi relativi allo stesso periodo dello scorso anno.

Nonostante sempre più frequenti interventi del Governo in relazione alle componenti regolate della bolletta, l’aumento della materia prima ha prodotto un incremento della spesa energetica molto significativo per famiglie e imprese. Ad accrescere l’esposizione dei mercati europei alla volatilità del prezzo contribuisce l’evoluzione delle modalità di definizione del prezzo in Europa, dove, in misura maggiore rispetto al resto delle regioni del mondo, si è ridotto il ricorso a contratti di fornitura di medio- lungo termine a favore dell’acquisto sui mercati spot. A sua volta, la volatilità delle quotazioni del gas si riverbera sul prezzo dell’elettricità, della cui generazione il gas naturale in Italia e non solo è price maker.

Ad aggravare la dipendenza europea dalle importazioni estere di gas naturale è intervenuta la recente guerra tra Ucraina e Russia, il maggiore e più stabile fornitore di metano dell’Unione europea.

L’inasprimento delle relazioni UE-Russia implica la necessità di dover mettere in campo tutti gli sforzi possibili al fine di diversificare le fonti di approvvigionamento, mantenendo sicurezza e stabilità del sistema. Preoccupazioni particolari si pongono in relazione al prossimo inverno. Il livello degli stoccaggi di gas è attualmente ben sotto il dato storico e, complici la riduzione delle forniture russe e prezzi per l’estate (quando si riempiono gli stoccaggi) oggi eccezionalmente superiori a quelli per l’inverno, si rischiano carenza di disponibilità di gas e prezzi molto elevati per l’anno termico venturo.

L’irrobustimento dell’approvvigionamento di LNG, l’ampliamento dei volumi di gas naturale trasportati dal Nord Africa e dal Mar Caspio, il rafforzamento della produzione interna, lo sviluppo di un approccio europeo allo stoccaggio strategico, oltre che l’accelerazione sulla crescita della generazione rinnovabile, appaiono strade obbligate al fine di poter contrarre le importazioni dalla Russia senza dover temere per il proprio sistema energetico ed economico.

Ciononostante, il mercato del gas (o, dovremmo dire, dei gas) rappresenterà una parte non trascurabile del percorso di transizione ecologica. Lo testimoniano tutti i maggiori scenari energetici da qui ai prossimi decenni. Il mercato del gas, tuttavia, sperimenterà un intenso processo di greening a favore di molecole low-carbon e rinnovabili. Gli ambiziosi obiettivi europei in tema di decarbonizzazione impongono, infatti, di accelerare il processo di sostituzione dei combustibili fossili con alternative a basso impatto ambientale. Si tratta di tecnologie a diversi livelli di preparazione, ma che stanno sperimentando un rapido sviluppo e consistenti riduzioni dei costi e che potranno contribuire al processo di decarbonizzazione in diversi settori, a partire da quelli hard-to-abate. Il Pacchetto su Idrogeno e Gas decarbonizzati si inserisce in questo scenario presentando un regolamento e una direttiva volte a

POLICY BRIEF

effettuare una serie di proposte legislative utili alla decarbonizzazione del mercato del gas nell’Ue, facilitando l'adozione di gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio.

In particolare, l’orientamento che connota principalmente il Pacchetto è relativo alla creazione di un mercato europeo dell’idrogeno, che nelle prospettive della Commissione è la principale alternativa ai combustibili gassosi di origine fossile. Già oggi l’Europa presenta una leadership globale nella ricerca e sviluppo dell’idrogeno, mostrando il numero più elevato di brevetti in questo ambito, in particolare nella produzione e nello stoccaggio dell’idrogeno, rispetto alle altre regioni del mondo. Un primato che potrà essere rafforzato dalla Clean Hydrogen Partnership, erede della Fuel Cell Hydrogen Joint Undertaking, che stimolerà investimenti nella filiera dell’idrogeno attraverso alleanze pubblico-privato. Sono diversi, inoltre, gli Stati europei (su tutti Germania, Paesi Bassi e Belgio) che hanno attivato intese con Paesi di altre aree geografiche ai fini dello scambio di idrogeno. Tuttavia, nell’ambito di questi accordi, gli Stati UE rivestono quasi sempre il ruolo di importatore.

Per far sì che si possa creare un mercato comunitario attorno al nuovo vettore energetico, il pacchetto punta a creare un quadro regolatorio condiviso da tutti i Paesi UE. Esso contempla l’istituzione di nuovi soggetti, misure per la promozione della concorrenza, l’integrazione dei mercati nazionali, certificazione dei gas low-carbon e incentivi al loro utilizzo. Viene istituita, quindi, una nuova struttura di governance sull’idrogeno a cui parteciperanno gli operatori di rete europei, denominata ENNOH, fondamentale per stimolare la cooperazione tra Stati Membri e gli scambi transfrontalieri. Viene creato un sistema obbligatorio di certificazione per i gas rinnovabili e a basse emissioni di carbonio che ne prenda in esame l’intero ciclo di vita. L’attribuzione di un bollino verde ai gas permette alle imprese europee di fare scelte maggiormente consapevoli riguardo alle proprie catene di fornitura, oltre a essere uno strumento fondamentale per indirizzare la finanza green verso investimenti realmente ecosostenibili. Questa misura permetterà inoltre l’attuazione di misure incentivanti, anche di natura economica, per favorire l’immissione di combustibili gassosi a basso impatto ambientali nelle reti esistenti.

Un ruolo di primo piano in questo processo di transizione è giocato dai singoli Stati Membri che devono intraprendere investimenti e revisioni normative allineate al percorso indicato dalla Commissione. I Paesi UE hanno nel Next Generation EU un insostituibile canale di finanziamento per alimentare il percorso di greening del mercato del gas. L’Italia, dove sono attive sperimentazioni di applicazione dell’idrogeno al settore ferroviario in tratte non elettrificate, ha già destinato 3,19 miliardi del proprio PNRR allo sviluppo di una filiera nazionale dell’idrogeno. Se gli obiettivi del PNRR saranno conseguiti, da qui a pochi anni inizieranno a prendere forma le prime hydrogen valley nelle aree industriali dismesse.

Tali investimenti dovrebbero essere facilitati dall’attuazione di una serie di riforme volte alla semplificazione amministrativa e riduzione degli ostacoli normativi alla diffusione dell’idrogeno. Nel

POLICY BRIEF

piano italiano è prevista inoltre l’introduzione di incentivi fiscali a sostegno della produzione di idrogeno verde, utili a stimolare l’ingresso nel mercato di attori privati.

Il PNRR italiano dedica ampio spazio anche allo sviluppo del biometano, a cui sono destinati fondi per 1,92 miliardi di euro. Secondo le previsioni della Commissione, i biogas nel 2050 rappresenteranno il 22% circa dei consumi finali europei. Per contribuire al raggiungimento di tale obiettivo il Governo italiano intende supportare la realizzazione di nuovi impianti, nonché riconvertire e migliorare l’efficienza degli impianti biogas agricoli esistenti verso la produzione totale o parziale di biometano. In questo campo l’Italia mostra un potenziale non trascurabile. Già oggi, con i suoi 2mila impianti (l'80%

dei quali è in ambito agricolo) è il secondo produttore di biogas in Europa e il quarto al mondo. Lo sviluppo di impianti di biometano potrà rispondere a diverse esigenze: dalla chiusura del ciclo dei rifiuti organici, degli scarti e dei sottoprodotti dell’agroalimentare alla produzione di energia rinnovabile alla decarbonizzazione del settore della mobilità e dei trasporti.