Ci si è invece convinti che l’ottava economia mondiale abbia le proprie fondamenta nel turismo, nell’agricoltura e nella moda, ovviamente. A chi scrive vengono in mente, con un sorriso, le parole pronunciate da Indro Montanelli, intervistato da Alain Elkann, con le quali l’ormai anziano giornalista descriveva gli italiani come un popolo di sarti, di albergatori, i migliori quando si tratta dei mestieri servili. Nulla di più falso, ovviamente, ma chissà per quale motivo si tratta di una convinzione ampiamente diffusa in tutta la Penisola, forse anche per la tragica e irresponsabile gestione, salvo gli anni di Marchionne, dell’unica manifattura di cui i media si sono interessati, ovvero il settore automobilistico.

La produzione industriale italiana e il nuovo piano Transizione 5.0

Non è quindi raro imbattersi in giornalisti e scrittori, anche di notevole caratura, che descrivono l’Italia come un paese “industrialmente in disarmo”, nonostante la produzione industriale sia cresciuta in maniera solida e costante negli ultimi anni, scontando tuttavia le tensioni commerciali internazionali, la pandemia, l’aumento vertiginoso dei costi delle materie prime, i colli di bottiglia nelle catene di approvvigionamento e l’incremento del costo del denaro, oltre che l’invasione dell’Ucraina (mentre la guerra di Gaza non sta avendo effetti economici rilevanti e ancora non è chiaro quale sia l’impatto degli attacchi degli Houthi nel Mar Rosso).

Cosa riguarda, quindi, l’articolo 38 di cui sopra? Si tratta del nuovo piano Transizione 5.0, il quale prevede la possibilità di usufruire di un credito d’imposta che può variare dal 35% al 45% per le imprese che investono nei campi dell’innovazione tecnologica, digitale e ambientale.  Questo IRA in miniatura ricalca Industria 4.0, varato nel 2016, con l’aggiunta degli elementi ecologici ed energetici, ed è in gran parte finanziato attraverso fondi europei.

Una spinta ad investire sulle nuove tecnologie produttive

Concretamente, significa incentivare in maniera decisa le aziende manifatturiere a investire in beni strumentali che permettano loro di automatizzare e digitalizzare i processi produttivi, oltre che di renderli più efficienti dal punto di vista ambientale e dei consumi.

La misura assume un’importanza ancora maggiore se si sottolinea che in molti di questi campi le imprese italiane dominano il mercato: per quanto riguarda il settore delle macchine utensili e dei robot industriali, ad esempio, solo Cina, Germania e Giappone sono superiori in termini di volumi prodotti ed esportati, ed in ogni caso l’Italia rappresenta un’eccellenza per quanto riguarda gli standard tecnologici.

Infatti, dopo il letargo industriale cominciato con il governo D’Alema e conclusosi con il III governo Berlusconi, non solo le aziende italiane si sono viste costrette a razionalizzare numerosi aspetti della produzione per rimanere competitivi nei confronti dei concorrenti, soprattutto tedeschi, ma anche il Governo, spesso o latitante o eccessivamente pervasivo, si è deciso a intervenire per migliorare il contesto operativo.

L’impresa funziona se funziona il Sistema Paese

Il Sistema Paese è infatti ormai considerato un elemento fondamentale in tutte le più recenti teorie commerciali, da Krugman a Porter: in termini di competitività, un’impresa singolarmente non può superare una certa soglia, mentre è compito dello Stato far sì che l’ambiente circostante favorisca ed incentivi, non sussidi, la produzione. Dunque, l’avvio del piano Industria 4.0 ha permesso alla manifattura italiana di accrescere la propria produttività rivolgendosi, a monte, a un mercato interno e a una filiera i cui processi di trasformazione si svolgono per la maggior parte sul territorio nazionale.

Un settore proiettato sull’esportazione poteva finalmente contare su una solida componente interna. Purtroppo, nelle ultime Leggi di Bilancio non sono stati inseriti i rifinanziamenti necessari e il credito d’imposta è sceso dal 50% iniziale, al 40% e infine al 20%. Ora, però, il piano Transizione 5.0 si prevede sarà determinante per la definitiva affermazione del vero Made in Italy, la cui resilienza e capacità non solo di adattarsi ma anche di reagire hanno sorpreso molti osservatori, anche rispetto alle industrie tedesche, giapponesi e cinesi, alle cui spalle vi sono strutture statali e burocratiche decisamente più efficienti nel supporto al sistema produttivo.

I rischi e le opportunità del piano Transizione 5.0

Tuttavia, a differenza delle misure precedenti, vengono incentivati anche gli investimenti nel campo energetico e ambientale, che sono settori in cui l’Italia vanta sì dei protagonisti, Eni ed Enel su tutti, ma con filiere che si perdono nell’Estremo Oriente, non solo per quanto riguarda l’approvvigionamento delle materie prime (le ormai celebri terre rare), ma soprattutto per la loro lavorazione e trasformazione, con il rischio quindi di destinare risorse pubbliche, anzi europee, al finanziamento di produzioni estere.

Di più, il vantaggio competitivo per le imprese derivante dall’efficientamento energetico potrebbe risultare decisamente minore rispetto ad altri impieghi, ma in ogni caso si tratta di un dibattito ancora molto acceso e divisivo, nonostante le netta presa di posizione della Commissione e del Parlamento europei, almeno in questo mandato.

di Federico Collavini

L'articolo Made in Italy: sì, ma quale? proviene da Il Caffè Keynesiano.

La ragione è che cambiare fornitori significa disinvestire e reinvestire nuovi capitali, anche ingenti, velocemente e tal volta questo è proprio materialmente impossibile, come ci insegnano alcune risorse chiave necessarie per la transizione energetica e per l’indipendenza dell’UE.

La bolla della yellowcake. Dal boom al tracollo del nucleare

All’inizio di questo Secolo il prezzo della yellowcake, nome tecnico per l’U3O8, che è poi la polvere da cui inizia il processo di produzione dell’Uranio per le centrali nucleari, era pari a circa 10$ per libbra, mentre alla fine del 2007 superava i 140$ per libbra. Era l’effetto dell’Uranium Bubble, come la definirono i Media, e in buona sostanza indicava l’allineamento di tre fattori: bassa quantità di Uranio estratto (100 mln di libbre contro le 180 richieste dal mercato), pochi grandi estrattori di yellowcake e la necessità del mondo di sostituire i combustibili fossili.

Come ogni bolla che si rispetti, anche quella dell’U3O8 si basava su pochi semplici e ripetitivi passaggi: un momento di stagnazione nel settore, con relativi disinvestimenti e pochi grandi produttori attivi, l’impennarsi della domanda (in questo caso generata dall’ingresso della Cina nella WTO e dalla crescita della domanda globale di merci), la corsa ai prezzi con l’ingresso di speculatori, ed infine la normalizzazione del mercato come conseguenza del nuovo equilibrio tra domanda e offerta (lo si è visto anche con il mercato del gas del biennio 2022/2023).

Dalle stelle alle stalle. Dopo Fukushima nulla è più stato come prima

La bolla dell’Uranio ha poi visto un tracollo rovinoso, come ogni volta che si verificano simili abbagli, e il prezzo della yellowcake è rientrato nei ranghi, intorno ai 45$ a libbra. Questo per via anche del collasso finanziario prodotto dai mutui subprime, un’altra bolla di dimensioni mastodontiche, che tra il 2007 e 2008 ha condotto a una contrazione della domanda globale, il che ha significato meno domanda, meno beni prodotti, meno energia consumata.

Poi è sopraggiunta la ripresa, la crescita degli ordini e del prezzo dell’U3O8 che ha ripreso a correre, raggiungendo un altro picco, quello dei 72$ alla libbra del Gennaio del 2011, poi l’imprevedibile: Fukushima. Era l’11 Marzo del 2011 e una scossa di terremoto di magnitudo 9 della scala Richter, nell’Oceano Pacifico, che ha generato uno tsunami con onde alte 10 metri spinte a 750 km/h verso le coste del Giappone. Da qui l’impatto con la centrale nucleare di Fukushima e il tracollo dei sogni di gloria del nucleare.

L’atomo silente risvegliato dall’invasione Russa.

Oltre alle vittime e al disastro ambientale, Fukushima ha rappresentato l’ennesimo stop alla corsa al nucleare (dopo Chernobyl), persino in quei Paesi che l’avevano sposato, come la Germania, i quali hanno fatto dietro front. E se non fosse stato per l’invasione della Russia ai danni dell’Ucraina, forse nessuno ne avrebbe più parlato per un altro mezzo secolo. Ma l’impennarsi dei prezzi energetici e la ripresa della domanda post pandemica hanno riacceso l’atomo e spinto le miniere di tutto il mondo a riprendere ad estrarre la yellowcake, anche alla luce delle nuove e promettenti tecnologie sperimentali, come quella dei reattori modulari.

Small Modular Reactor (SMR) è questo il loro nome tecnico, sono delle mini centrali (se paragonate a quelle classiche), per via delle dimensioni, che oscillano tra i 20/25 metri di altezza e i 5/6 di diametro e in grado di generare una potenza elettrica di 300 MW. Per ora si tratta di una tecnologia ancora sperimentale e su cui puntano diversi Paesi, tra cui l’Italia.

La corsa al nucleare dell’UE

Meloni punta sul nucleare e sulla costruzione di 15/20 impianti SMR, con l’avvio dei lavori nel 2030 e la loro conclusione 5 anni dopo. Una scelta in linea con la Francia, che mira a costruire altri 14 reattori, (ad oggi ne ha già all’attivo 56, anche se diversi datati) e più in generale con l’UE, che sul nucleare vuole investire tra i 350 e i 450 mld di euro (da qui al 2050). L’obiettivo è abbattere le fossili e rendersi indipendenti dal ricatto altrui (specialmente se russo) e in effetti gli attuali 100 reattori europei generano il 22% dell’energia consumata dall’Unione.

Ed anche il Regno Unito crede nell’atomo, tanto che Rishi Sunak ha dichiarato che vuole quadruplicare l’energia prodotta dalle centrali oltre Manica, per raggiungere i 24 GW entro il 2050. Piano molto ambizioso e che si scontra, come d’altra parte anche per quelli dell’UE, con la realtà dei fatti.

Infrastrutture: quando la volontà e solo uno degli elementi in gioco

Un primo punto di disgiunzione tra il dire e il fare riguarda i costi per la costruzione di nuovi reattori e il tempo effettivo che essi richiedono. Sunak, infatti, rilancia il tema del nucleare, ma non accenna ai ritardi che sta subendo l’impianto Hinkley Point C, a cui lavora il colosso dell’atomo francese EDF. Qualche numero può aiutare a far luce: l’impianto doveva costare 18 mld £ ed essere consegnato nel 2025, mentre ore ne costerà tra i 31-35 mld £ (con uno scenario che lo vede raggiungere anche i 45 mld £) e verrà consegnato tra il 2029 e il 2031.

Sarà un caso isolato? Tutto il contrario. EDF è in ritardo sulla consegna anche in casa, ovvero in Francia, e in Finlandia, sia per ragioni legate al periodo pandemico (colli di bottiglia), sia per motivi tecnici (un conto è il progetto, un altro è la sua realizzazione effettiva). Ed oltre al tema dei reattori, ritorna anche quello del loro approvvigionamento.

L’Uranio Kazako e i conflitti nel Sahel

Ad oggi la produzione di Uranio è nelle mani di pochi grandi Paesi e se l’arricchimento dell’atomo parla russo l’estrazione non va molto più lontano visto a trainarla è il Kazakistan, grazie all’azienda Kazatomprom. Non è un caso che il Presidente francese Emmanuel Macron a inizio Novembre scorso, a seguito del colpo di Stato in Niger, sia andato proprio in Kazakistan per rafforzare la sua partnership con Astana.

Dopo tutto la multinazionale francese Orano possiede (con una quota di maggioranza) ben tre miniere in Niger, di cui una, The Imouraren mine, che è considerato il secondo più vasto sito minerario di Uranio al mondo (si stima ne contenga circa 179.000 t). E sino ad Agosto, come riportato da Le Monde, la Francia (con EDF) importava il 20% del suo Uranio proprio dal Niger, mentre un altro 46% proviene da Kazakistan (27%) e Uzbekistan (19%).

Esclusi gli ex possedimenti russi (Kazakistan e Uzbekistan), l’Occidente dipende dall’estrazione di Uranio del Canada e dell’Australia. Con il primo che è marcato stretto dagli Stati Uniti (con cui condivide il confine) e l’Australia che per portare il carico in UE deve passare dal Mar Rosso o doppiare il Capo di Buona Speranza. In questo momento non proprio uno scenario idilliaco, peggiorato dal fatto la Russia detiene ancora il monopolio per la produzione dell’Haleu (“High-assay low enriched uranium”), necessario per i reattori di nuova generazione.

L’atomo russo e la guerra in Ucraina

Il 24 Febbraio prossimo saranno trascorsi già due anni dall’invasione Russa in Ucraina e nonostante i tentativi fatti per arginare la dipendenza dell’Occidente dalle materie prime russe la strada pare ancora in salita, soprattutto per quanto riguarda l’energia. Si è infatti sempre parlato molto di come il gas e il petrolio russo avrebbero – ed hanno – condizionato le economie europee, ma poco si è scritto dell’Haleu e della posizione strategica del Cremlino nella catena di arricchimento dell’Uranio.

Grazie al colosso Rosatom, la Russia rappresenta il primo produttore al mondo di Uranio arricchito al mondo, tant’è che un quinto del fabbisogno dell’UE e degli Usa attuale proviene proprio da Mosca. L’arrivo delle sanzioni e il protrarsi del conflitto in Ucraina hanno imposto investimenti stellari, da parte dell’UE e degli Usa, per recuperare l’indipendenza energetica su una risorsa ad oggi chiave, com’è l’Uranio e dire basta a Putin.

Il problema, oltre ai costi dell’U3O8, che ha risfondato il tetto dei 100$ a libbra, è che la fonte energetica dei reattori di quarta generazione (quegli SMR su cui punta anche l’Italia) è l’Haleu ed è ancora un monopolio russo.

Gli Usa investono sull’indipendenza dell’atomo. La corsa all’Haleu

Per fronteggiare la Russia l’Occidente, con una cordata che comprende 21 Paesi, si è data l’obiettivo di triplicare la propria capacità nucleare da qui al 2050. Tuttavia, come riporta il Financial Times, questo è forse uno dei momenti peggiori per tentare questa impresa: alti tassi, alti prezzi, forte speculazione; inoltre, il nucleare resta una fonte molto più costosa – già di partenza – rispetto alle altre in commercio.

Nonostante tutto questo, però, Biden sta comunque tentando questa via e lo scorso Novembre, tramite il Congresso, ha finanziato progetti per la produzione di Haleu e SMR per 2,2 mld di dollari. D’altronde, in questa corsa tecnologica gli Usa rincorrono Cina e Russia, con quest’ultima che ha già in programma la costruzione di 30 reattori in giro per il mondo e ciò le permetterà di esercitare un forte soft power: che è poi la linfa di questa nuova corsa all’atomo.

Le supply chain che facevano e fanno ancora girare il mondo

La recente rinnovata espansione del settore nucleare, le promesse sull’Haleu e sugli SMR, dovrebbero far riflettere sulla distanza che c’è tra le idee e la realtà. Il processo di de-globalizzazione non avviene e non avverrà in una notte, né in due anni, come dimostra il blocco del transito marittimo imposto dagli Houthi. Il mondo funziona ancora con le regole del passato e questo è oggi un problema con il quale non ci si riesce a confrontare seriamente.

La tentazione, come nel caso del gas e adesso della corsa al nucleare, è ragionare sul breve-medio termine, senza modificare una struttura, quella della globalizzazione, che continua e continuerà a condizionare le scelte dei grandi Paesi del mondo, anche su temi centrali come quello dell’indipendenza energetica.

di Claudio Dolci

L'articolo La nuova corsa all’atomo proviene da Il Caffè Keynesiano.

Ad oggi è evidente che l’IRA giocherà un ruolo chiave nella ridurre le emissioni di un Paese che soltanto nel 2022 ha rilasciato in atmosfera 5.000 milioni di tonnellate di CO2 (circa il 15% delle emissioni globali). Questa è indubbiamente una buona notizia. Ma ormai è altresì chiaro ai più che il carattere protezionistico della manovra americana potrebbe sottrarre all’Europa il ruolo di protagonista della transizione verde, richiamando imprese e investimenti verso il Nuovo Continente. Cerchiamo di addentrarci nei contenuti della manovra e nei risultati importanti che è già riuscita a conseguire in questi primi 15 mesi.

Come nasce e come funziona l’Inflation Reduction Act

L’Inflation Reduction Act è stata promossa dai senatori democratici Schumer e Manchin con l’obiettivo di contrastare gli effetti dell’inflazione, di ridurre il deficit federale e di incentivare le fonti di energia pulita. Sembra paradossale che una manovra che contiene gli ingenti sussidi che elencheremo possa mirare a una riduzione netta del deficit stimata attorno ai 238 miliardi. Tuttavia, l’intero assetto dell’IRA si basa su un aumento sostanziale dei risparmi sulla salute, derivante dall’abrogazione della norma trumpiana sugli sconti sui farmaci e da un cap all’inflazione sui prezzi dei medicinali, e su un forte aumento dei ricavi federali.

L’IRA prevede infatti l’applicazione della tassa minima globale del 15% sulle imprese, il rafforzamento dell’ Internal Revenue Service, con l’obiettivo di consolidare il processo di riscossione delle tasse, e altre misure di contorno, come l’accisa del 1% sui riacquisti di azione proprie. Tra le fonti di spesa, il fulcro della manovra sono gli incentivi per energia e clima, mentre in secondo piano vi sono le spese volte ad aumentare l’assistenza sanitaria (108 miliardi).

Le preoccupazioni dell’UE sugli effetti dell’IRA

I circa 400 miliardi che l’IRA investe nella transizione energetica sono il vero motivo di preoccupazione per l’Unione Europea. Gli Stati Uniti dovrebbero mettere a disposizione delle aziende americane coinvolte nella produzione di energia pulita ben 260 miliardi di dollari sotto forma di crediti di imposta. Questi non dovrebbero servire a supportare soltanto tecnologie ormai consolidate come l’eolico, il solare, le batterie ad accumulo e le macchine elettriche, ma anche tecnologie emergenti come l’idrogeno verde, il biofuel e il carbon capture and storage (CCS).

Allo stesso tempo il governo federale mira a redistribuire risorse con dei finanziamenti diretti attraverso alcune delle sue agenzie. Per esempio, il Department of Energy (DoE) dovrebbe mettere a disposizione 82 miliardi in forma di sovvenzioni e 40 miliardi in forma di prestiti, dando un impulso ancora maggiore agli investimenti privati nel settore delle rinnovabili e dell’energia pulita. Bisogna domandarsi a questo punto se gli Stati Uniti riusciranno veramente a guadagnarsi un vantaggio competitivo nella transizione energetica e a ridurre le emissioni di CO2.

I primi effetti dell’IRA sull’energia rinnovabile

Uno studio condotto da ING ha analizzato gli effetti dell’IRA a 12 mesi dall’ inizio della sua implementazione, mostrando che la risposta alle ingenti risorse introdotte c’è stata ed è degna di nota. Secondo l’analisi del gruppo bancario olandese, solamente nelle prime 50 settimane dall’attivazione della manovra, nel settore elettrico statunitense sono stati annunciati investimenti per un valore di 271 miliardi di dollari. Il grafico che segue ci mostra la loro ripartizione tra nuovi progetti e opere manifatturiere, accordi di forniture e altri investimenti ad essi collegati.

Investimenti annunciati in elettricità pulita negli Stati Uniti

Source: “One year on: America’s Inflation Reduction Act is closer to reshaping the US clean energy industry”, ING (2023)

Se vogliamo convertire la portata degli investimenti in nuova capacità elettrica, l’aspettativa dopo soltanto 50 settimane è quella di vedere connessi alla rete 185 GW di elettricità pulita nei prossimi anni. Valore che ad oggi rappresenta l’80% dell’attuale produzione elettrica da fonti rinnovabili negli Stati Uniti.

Gli effetti dell’IRA sul settore dell’Automotive

Concentrandoci invece sui dati relativi a due industrie specifiche, quella dei veicoli elettrici e quella dell’idrogeno, possiamo apprezzare ancora meglio la spirale di effetti che l’IRA ha innescato. A luglio 2023, l’Inflation Reduction Act aveva attratto un totale di 72 miliardi di dollari di investimenti privati nell’industria dei veicoli elettrici (EV). Ovviamente, gli investimenti non riguardano soltanto le aziende che producono EV, ma l’intera value chain, come mostra il grafico sottostante.

Investimenti annunciati nell’industria dei veicoli elettrici

Source: “One year on: America’s Inflation Reduction Act is closer to reshaping the US clean energy industry”, ING (2023)

Per quanto riguarda l’idrogeno, invece, sono stati annunciati investimenti che dovrebbero portare a una capacità di 6,5 millioni di tonnellate l’anno (Mtpa) di idrogeno blu e 2,4 Mtpa di idrogeno verde. Si tratta di una crescita rispettivamente del 30% e di tre volte e mezza rispetto a quanto annunciato prima dell’implementazione dell’IRA, garantendo al Paese entro il 2030 un raddoppiamento della produzione totale di idrogeno.

Geopolitica, concorrenza tra Vecchio e Nuovo mondo: la sfida tra America e UE

Ciò che più di tutto spaventa l’Unione Europea, tuttavia, è legato alla natura protezionistica dell’IRA, che nel tentativo di sviluppare delle supply chain domestiche dell’energia clean e di battere la concorrenza cinese, rischia di affossare le aziende europee o quantomeno di incentivarne la rilocalizzazione. Attraverso rigide regole di ammissibilità per i livelli più alti di crediti d’imposta, infatti, l’IRA mira a portare buona parte delle supply chain connesse alle rinnovabili e, soprattutto, ai veicoli elettrici nel Nord America.

Tutto ciò, come già detto, nell’ottica di contrastare il dominio della Cina nel settore dell’energia pulita. Pechino ad oggi controlla il 77% della capacità produttiva globale di celle per batterie, l’88% della capacità produttiva di energia solare fotovoltaica e una media del 50% della capacità produttiva di energia eolica ed elettrolizzatori.

Alcuni effetti dell’introduzione dell’IRA sulle supply chain si possono scorgere nel fatto che quest’anno General Motors ha annunciato una joint venture con la società mineraria Lithium Americas per ottenere l’accesso esclusivo al litio da un sito minerario nel Nevada. Sempre nel 2023 si è stabilito che Ford ricevesse un prestito di 9,2 miliardi di dollari dal DoE (il più grande prestito singolo nella storia del DoE) per sviluppare impianti di batterie in collaborazione con la società di batterie SK Innovations nel Tennessee e nel Kentucky. Anche Tesla, BMW, VW, Hyundai, Honda e altri stanno investendo nella produzione di batterie. Ma si potrebbero citare molti altri esempi di come le scelte di Washington incentivino la creazione di supply chain locali e favoriscano le imprese americane.

Gli effetti dell’IRA sull’ambiente

È probabile che nonostante le risorse messe in campo, gli Stati Uniti non riescano lo stesso a raggiungere gli obiettivi di riduzione delle emissioni stabiliti a Parigi. Grazie agli effetti dell’IRA, tuttavia, si stima che il Paese possa riuscire a tagliare le emissioni tra il 43 e il 48 % entro il 2035, un risultato comunque insperato prima dell’introduzione della manovra.

Ciò che è certo è che i timori dell’Unione Europea in merito alla portata degli investimenti in energia pulita e in supply chain locali sono del tutto fondati. Se gli Stati Uniti riusciranno a essere ancora più dettagliati ed efficaci nella presentazione delle linee guide per avere accesso agli incentivi, è probabile che a breve parleremo di risultati ancora migliori di quelli esposti. All’Unione Europea, quindi, non resta altro che lavorare a una risposta coesa e importante.

di Guglielmo de Puppi

L'articolo I primi risultati dell’Inflation Reduction Act (IRA): la manovra che spaventa l’Europa proviene da Il Caffè Keynesiano.

La transizione energetica e lo sviluppo delle fonti rinnovabili rappresentano un’opportunità fondamentale per affrontare la lotta ai cambiamenti climatici, ma anche per diminuire la dipendenza dai combustibili fossili e dai Paesi che li producono, per creare crescita, innovazione e lavoro in diversi settori. L’Italia, come molti altri stati consapevoli dei benefici di un’economia green, si sta impegnando a favorire la transizione con incentivi e meccanismi di supporto. Il Report 2023 di Legambiente, tuttavia, evidenzia come, nonostante la potenza delle rinnovabili installata aumenti di anno in anno, il nostro Paese si muova ancora troppo lentamente per raggiungere gli obiettivi prefissati per il 2030. Ecco, dunque, che i tanto attesi decreti FER 2 and FER X, con cui il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica (MASE) intende modificare il già esistente decreto Fonti Energetiche Rinnovabili (FER 1) e lanciare una nuova fase per le fonti rinnovabili, rappresentano una vera e propria chiave di volta per la transizione energetica italiana.

I decreti FER 2 e FER X. Che cosa sono e perché sono così importanti?

Secondo i dati raccolti da Legambiente, al 31 dicembre 2022 le fonti rinnovabili avevano una potenza installata di quasi 64 GW, coprendo il 32% del fabbisogno nazionale di energia elettrica. Tuttavia, l’aumento considerevole di 3035 MW registrato nel 2022 (+124% rispetto al 2021) non sembra essere compatibile con l’obiettivo di installare di altri 85 GW di rinnovabili entro il 2030. Il grafico di seguito mostra chiaramente come la media annuale di installazioni necessaria per il raggiungimento dei target nazionali si attesti intorno ai 10 GW, più di tre volte quanto osservato nel 2022.

A dispetto dei bassi livelli di installazioni, le richieste di connessione alla rete per impianti a fonti rinnovabili continuano a crescere, superando di molto l’obiettivo di 85 GW. Al 31 Gennaio 2023 Terna aveva ricevuto 303 GW di richieste di connessione, con un grande balzo in avanti dell’eolico offshore (108 GW di richieste), risorsa il cui sviluppo dipende in toto dalle modalità di incentivazione pubbliche. Dei 303 GW, il 40% è di impianti fotovoltaici, il 25% di impianti eolici onshore ed il 35% di impianti eolici offshore, con una concentrazione delle domande principalmente al Sud e nelle Isole.

L’alto livello di richieste di connessione dimostra la volontà di molte imprese locali, e non, di sposare la causa della transizione energetica. In effetti l’Italia ha un potenziale rinnovabile non indifferente, con sole e vento in abbondanza. Questa disponibilità di risorse permette di produrre elettricità pulita con ritorni di gran lunga maggiori per chi produce. Allo stesso tempo, la differenza tra richieste e installazioni evidenzia la presenza di ostacoli importanti allo sviluppo delle rinnovabili, e quindi la necessità di un intervento pubblico che le renda più competitive rispetto ai combustibili fossili. Per questo motivo nel corso degli ultimi tre decenni le rinnovabili sono state incentivate con appositi meccanismi di supporto.

L’azione degli incentivi a favore delle rinnovabili

Dal 2019 il decreto Fonti Energetiche Rinnovabili è diventato il punto di riferimento per l’incentivazione delle diverse tecnologie rinnovabili, coerentemente con gli obiettivi fissati dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima (PNIEC) per quanto riguarda l’efficienza energetica, la riduzione delle emissioni di CO₂ , la sicurezza energetica e lo sviluppo sostenibile. Con l’avvento di nuove tecnologie, il cambiamento dei costi di produzione, gli shock che stanno interessando le supply chain, la revisione del FER 1 è diventata una necessità. Ed è in quest’ottica che gli ultimi due governi hanno lavorato alla redazione di due decreti, FER 2 e FER X, che debbano rafforzare e cambiare i maccanismi di supporto alle fonti rinnovabili, avviandoci verso una fase nuova. Naturalmente, per raggiungere i già più volte citati obiettivi del 2030 (+ 85 GW di FER).

In particolare, lo schema di Decreto FER 2, a completamento del Decreto FER 1, è dedicato alle fonti meno mature e con costi di investimento e di produzione più elevati.  Il FER 2 mira a incentivare la riattivazione di impianti dismessi ma ancora fruibili, come alcuni impianti geotermici, ma anche la realizzazione di nuovi impianti eolici offshore floating, a biomasse, a biogas e solare termodinamico, per esempio. Tutti gli incentivi saranno rivolti a progetti che abbiano caratteristiche di innovazione e ridotto impatto sull’ambiente e sul territorio. L’attuazione del decreto, mediante le varie procedure d’asta che saranno bandite periodicamente dal GSE, consentirà di incentivare complessivamente 4.020MW di impianti.

Per i progetti che non superino i 300kW il meccanismo di supporto sarà la classica tariffa omnicomprensiva (Feed-in Tariff). Gli impianti di potenza maggiore a 300kW, invece, avranno accesso a maccanismi di incentivazione del tipo Contract for Difference. In questo caso, le tariffe vengono determinate in base alla differenza tra la tariffa spettante determinata in esito alle aste competitive e il prezzo orario dell’energia elettrica zonale.  Le scelte del governo in materia di strike price (prezzo massimo d’asta), indicizzazione e costi di ampliamento della rete elettrica (per ora quasi del tutto a carico delle imprese che realizzano gli impianti) saranno fondamentali nel favorire l’ingresso sul mercato e la competitività di queste nuove tecnologie.

L’8 agosto il MASE ha posto in consultazione un nuovo decreto, il FERX, con il quale intende modificare le pratiche e i meccanismi di incentivo degli impianti rinnovabili con costi di generazione vicini alla competitività di mercato. Si intendono, per capirci, fotovoltaico, eolico onshore, idroelettrico e il trattamento di gas residuati dai processi di depurazione. Se l’Italia si pone come obiettivo di produrre da fonti rinnovabili una quota di energia pari al 55% entro il 2030, è chiaro che anche con le tecnologie ormai consolidate sul mercato il passo di installazione vada aumentato. È per questo che il decreto FERX mira a semplificare le procedure amministrative, a sostenere ricerca e innovazione, ad incrementare la trasparenza di bandi e gare, con il fine di rendere gli investimenti nel settore sempre più attraenti. Inoltre, il FERX sembrerebbe introdurre delle importanti novità che potrebbero rappresentare il futuro dell’incentivazione. Innanzitutto, mira a diminuire i rischi connessi alla produzione elettrica, riducendo le limitazioni che la rete attuale impone ai produttori (curtailment risk). In secondo luogo, permette al produttore di scegliere se legare a meccanismi di incentivo tutta la potenza dell’impianto, oppure una parte soltanto. Lascia così aperte le porte a soluzioni miste che facciano affidamento sia a CfD che a contratti di vendita privati (come, per esempio, delle corporate PPA). Infine, per far fronte ai crescenti costi imposti dalle disruptions delle supply chain e dall’inflazione, introduce meccanismi di indicizzazione dei CfD.

L’introduzione di questi due decreti e la ridefinizione dei sistemi di incentivazione rappresentano un’occasione fondamentale per lanciare in Italia una nuova fase per le fonti rinnovabili. Una nuova fase dove il processo di installazione delle tecnologie già competitive procede molto più spedito e coerentemente con gli obiettivi ambiziosi che il nostro Paese si è posto. Una nuova fase dove tecnologie innovative appaiono sul mercato e offrono un solido contribuito alla diversificazione del nostro mix energetico. I fallimenti dei maccanismi d’asta che hanno interessato negli ultimi tempi sia l’Italia che i Paesi del Nord Europa, ci fanno capire come questo momento così delicato necessiti di interventi mirati. I benefici della transizione energetica, del resto, iniziano ad apparire evidenti anche ai più scettici. Attendiamo, dunque, con interesse e curiosità l’implementazione di questi due nuovi decreti.

di Guglielmo De Puppi

L'articolo L’ AVVIO DI UNA NUOVA FASE PER LE RINNOVABILI IN ITALIA proviene da Il Caffè Keynesiano.

Quando si è parlato dei prezzi del gas negli ultimi mesi, i media e le istituzioni hanno fatto sempre riferimento alle conseguenze negative che i rincari hanno indotto sui consumatori e più in generale sull’economia. È innegabile che il rialzo dei prezzi del gas naturale abbia avuto delle ripercussioni sociali rilevanti. Si pensi, ad esempio, al modo in cui ha colpito in maniera regressiva le famiglie meno abbienti, riducendo il loro potere di acquisto e rafforzando ormai già consolidate diseguaglianze. Si pensi anche all’impatto su imprese e attività produttive che hanno dovuto chiudere i battenti o si sono salvate grazie a misure di supporto pubbliche. Ed è vero anche che l’aumento sostanziale dei prezzi ha favorito un rallentamento generale dell’economia, limitando i consumi (i consumatori possono spendere meno in altri beni). A volte però bisognerebbe rimarcare anche gli effetti benefici che i rialzi dei combustibili fossili possono avere per la transizione energetica, per esempio. Cercherò quindi di riassumere i segnali e gli incentivi che il mercato del gas ha lanciato nell’ultimo periodo, provando ad avanzare la tesi che dei prezzi elevati possono ridurre i consumi (e quindi la dipendenza dal gas) e favorire gli investimenti in rinnovabili.

Il mercato del gas, come tutti i mercati che non siano regolati, risponde alle dinamiche della domanda e dell’offerta. Se la domanda cresce i prezzi aumentano. Se c’è uno shock di offerta, come quello avuto in seguito all’invasione russa dell’Ucraina, i prezzi aumentano. Con tutti i difetti del caso, il mercato del gas lancia attraverso i propri prezzi dei segnali fondamentali che in base all’elasticità della domanda dei consumatori, ne modificano più o meno le scelte. Durante l’inverno scorso, quando i prezzi sono lievitati drasticamente, i consumatori hanno risposto riducendo i loro consumi. Certo, le temperature più alte rispetto alle medie stagionali, hanno influito notevolmente. Ma ciò non toglie che molti Paesi Europei siano stati in grado di ridurre la domanda di gas quando era più urgente farlo.

Un grafico pubblicato in un articolo di Matteo Villa (“Gas: la transizione traballa?”, 2023), ricercatore presso L’Istituto per gli Studi di Politica Internazionale (ISPI), ci può aiutare a comprendere meglio quanto successo a livello di consumi tra il 2021 e maggio 2023. La linea arancione mostra la riduzione dei consumi cumulata nel periodo dal 1° agosto 2022 a oggi. “Come si può notare i consumi di gas naturale calano fino a una cifra vicina al -20% rispetto allo stesso periodo del 2021, per poi stabilizzarsi”. La linea blu, invece, analizza l’andamento dei risparmi con una media mobile a 30 giorni. Attraverso quest’ultima possiamo osservare l’andamento dei risparmi di gas soprattutto nel corso dell’autunno e inverno scorsi. É in questo periodo che si sono concentrati i massimi risparmi. E se è vero l’anomalia termica ha contribuito con temperature al di sopra delle medie storiche (+1,7°C a novembre e +2,1°C a dicembre 2022), i massimi risparmi succedono a delle fasi di rialzo dei prezzi del gas.

Consumi di Gas 2022/23 Vs 2021

Fonte: ISPI

Come sottolinea Matteo Villa, “dallo stesso grafico si può notare anche la variabilità sempre più pronunciata dei “recuperi”, ovvero del ritorno dei consumi di gas naturale in Italia verso i valori del 2021”.  Particolarmente interessante è la risalita dei consumi da fine aprile a oggi. Siamo infatti rapidamente passati da un -25% al -7% dell’ultima settimana con una tendenza di crescita dei consumi che non si è ancora arrestata. Anche in questo caso il fattore prezzo è rilevante.

Se i prezzi intorno ai 130 €/MWh, in autunno, e 70 €/MWh, in inverno, avevano incentivato i consumatori italiani a ridurre i consumi, i prezzi di oggi, intorno ai 30 €/MWh, sono troppo bassi per farlo. Si tratta di un campanello d’allarme in primis per la transizione energetica, che conta su una riduzione sostanziale dell’utilizzo dei combustibili fossili (e per quanto il gas naturale sia meno inquinante, contribuisce in larga parte alle emissioni di CO₂ in atmosfera). Ma in secondo luogo anche per l’inverno che sta arrivando, che ci vedrà di nuovo senza (o quasi) gas russo.

L’aumento del prezzo del gas non è quindi risultato utile soltanto per il suo effetto sui consumatori. I prezzi elevati hanno anche reso gli investimenti in fonti rinnovabili più redditizi e interessanti, creando così un secondo canale attraverso cui incentivare la transizione energetica. Il grafico sottostante ci può aiutare a comprendere meglio questa dinamica. Si tratta di un semplice modello di equilibrio tra domanda e offerta nel breve periodo nel mercato elettrico. Come spesso succede, i costi variabili del gas (superiori a gran parte degli altri combustibili fossili e alle rinnovabili, per le quali questi ultimi sono nulli) determinano il prezzo di mercato (market clearing price). Maggiore è il prezzo del gas, maggiore è il prezzo di equilibrio (come detto il prezzo del gas quasi sempre detta l’equilibrio tra domanda e offerta), maggiore è l’introito per tutti gli impianti energetici che hanno costi variabili minori. Nel caso qui sotto riportato, andranno a beneficiare di un aumento del prezzo di equilibrio gli impianti a carbone, lignite e il nucleare. Ma il più grande guadagno arriverà a chi possiede fonti rinnovabili i cui costi di produzione sono nulli. Ecco che l’aumento del prezzo del gas favorisce ancora una volta la transizione energetica rendendo gli investimenti in rinnovabili più appetibili.

Equilibrio del Mercato Elettrico

Fonte: Hertie School

Concludendo, l’aumento dei prezzi del gas può essere uno strumento molto utile nel lungo periodo per incentivare la transizione energetica. L’azione preventiva sui consumi e l’effetto sugli investimenti in rinnovabili sono esempi che ci mostrano il lato positivo del rialzo dei prezzi avuto negli ultimi mesi. Si tratta di dinamiche di mercato che i politici non dovrebbero osteggiare ma incoraggiare, in quanto vanno nella direzione da noi tutti sperata. Allo stesso tempo, come è stato sottolineato in partenza, le conseguenze di aumenti così sostanziali possono essere molto forti in una società che purtroppo dipende ancora in larga parte da questo combustibile fossile. Invece di annullare gli incentivi di mercato, le istituzioni dovrebbero cercare di limitare gli effetti regressivi sulle famiglie e sulle imprese, che potrebbero farci pagare a caro prezzo i vantaggi della transizione energetica.

di Guglielmo De Puppi

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Il mercato dell’elettricità wholesale (all’ingrosso) e retail (al dettaglio)

Lasciando perdere per un attimo il mercato del gas e, più in generale, dei combustibili fossili, esaminiamo il percorso dell’elettricità a partire dai produttori. In Europa così come negli Stati Uniti la produzione elettrica è stato liberalizzata verso la fine del secolo scorso. In un contesto competitivo, coloro che hanno degli impianti di produzione, che siano alimentati a rinnovabili o risorse fossili, vendono i loro prodotti nel mercato all’ingrosso (wholesale market). Tra i compratori del mercato all’ingrosso abbiamo grandi consumatori industriali, che per risparmiare preferiscono stipulare contratti a lungo termine direttamente con i produttori, e i così detti rivenditori al dettaglio, ovvero quelle aziende che si occupano di portare l’elettricità nelle nostre case.

Il mercato al dettaglio (retail market) è il secondo mercato che troviamo seguendo il flusso commerciale dell’elettricità. Ed è qui che avviene la vendita al consumatore finale (fatta eccezione per i grandi consumatori), nonché dove si determina il prezzo della bolletta. Se nel mercato all’ingrosso il prezzo dell’elettricità rispecchia per lo più quelli che sono i costi di investimento e di produzione (quindi anche dei combustibili), nel mercato al dettaglio, invece, oltre a tali voci di spesa devono essere incluse anche quelle di trasmissione e di distribuzione, con annesse tassazioni.

Il grafico ci mostra come una tipica bolletta tedesca (del periodo precrisi energetica) possa essere suddivisa nei suoi vari costi, passando dal mercato all’ingrosso, là dove l’elettricità viene immessa in rete dai produttori, al mercato al dettaglio, dove l’elettricità raggiunge i consumatori finali.  Volendo essere precisi, ci sarebbe anche un terzo mercato dell’elettricità, quello dei system services. Si tratta di un mercato di scambio di servizi chiave per il sistema elettrico, anche se ha un impatto limitato sui prezzi finali. Il suo ruolo, infatti, è quello di tenere l’intero sistema che regola l’approvvigionamento energetico in costante equilibrio, evitando così cali di frequenza che potrebbero causare dei blackout.

Il divario dei prezzi e le analogie tra energia elettrica e petrolio

La relazione tra mercato all’ingrosso e al dettaglio dell’elettricità è simile a quella tra il prezzo di un barile di greggio e quello indicato alla pompa di benzina. Se ci pensiamo bene, durante il lockdown i prezzi del petrolio al barile sono stati negativi per diversi giorni, ma il prezzo alla pompa è sempre rimasto oltre la soglia dell’euro al litro. E ormai capita spesso anche che i prezzi dell’elettricità possano andare sotto la soglia dello zero (anche settimanalmente). Nessun consumatore si è però mai visto recapitare un compenso per l’elettricità consumata o andare a fare benzina gratis. In tal senso, il paragone col petrolio può aiutarci a comprendere il divario tra i prezzi, anche se, come detto sopra, l’elettricità ha delle caratteristiche assai peculiari. In primis, non essendo facilmente immagazzinabile, ci deve essere un equilibrio continuo tra elettricità prodotta e consumata. Il petrolio può essere stoccato in barili, navi etc. mentre l’energia elettrica (salvo gli esperimenti di gigantesche batterie) viene consumata o dispersa.

Il problema della complessità dei prezzi, poi, emerge anche dal fatto che all’interno di questi “macro” mercati che abbiamo descritto (wholesale e retail), ci sono a loro volta dei “micro” mercati che giocano un ruolo determinante sui prezzi. Per esempio, all’interno del mercato all’ingrosso abbiamo prodotti caratterizzati da maturities molto diverse. Ad esempio, ci sono contratti a lungo termine, attraverso cui i produttori vendono gran parte dell’elettricità prodotta e che sono poi quelli che rendono però più difficile un calo di prezzi repentino. D’altro canto, chi distribuisce l’energia elettrica ne determina il prezzo in funzione dei costi d’approvvigionamento che ha dovuto sostenere. Chi ha comprato energia a prezzi bassi ci ha guadagnato durante la bolla del 2022, ma coloro che hanno stipulato contratti durante quel periodo ora deve rientrare dei costi ed è difficile che decidano di vendere sottocosto. Inoltre, ci sono da considerare anche mercati spot, dove l’elettricità viene venduta quotidianamente (day-ahead auction) o anche addirittura momentaneamente (intra-day trading). Ed anche in questi casi l’oscillazione dei prezzi gioca un ruolo nel calcolo del prezzo della bolletta.

La realtà dei Media e quella del mercato dell’energia elettrica

Se soltanto all’interno di uno dei mercati più importanti dell’elettricità c’è così tanta differenza sia in termine di prezzi, sia di prodotti, è evidente che comprendere le dinamiche del mercato nella sua interezza risulta molto difficile. È per questo che si assiste spesso ad errori nelle previsioni o ad annunci shock. Per quanto riguarda le tendenze dei prossimi mesi è molto probabile che si assisterà a un importante calo dei prezzi in bolletta, dovuto sia all’arrivare della bella stagione sia alla normalizzazione dei prezzi del gas (effetto che si può ben comprendere attraverso il merit order model). In un contesto così incerto com’è quello attuale, soprattutto in campo energetico, occorre fare attenzione agli annunci troppo belli per essere veri e ricordarsi che il legame causa-effetto si presta a interpretazioni superficiali e per questo fallaci.

di Guglielmo De Puppi

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I nodi sono fatti così, crescono nell’incuria e ignorano il pettine che prima o poi, almeno si spera, li rimetterà in riga. Tra le necessità ambientali, la mancata volontà sociale e gli errori politici, la matassa verde si sbroglia difficilmente. Lo dimostra il recente contesto europeo e geopolitico, in cui da giorni si parla della direttiva europea sulle case green e quella sullo stop ai motori diesel e benzina, nonché del piano IRA voluto da Biden e in ultimo il blocco alla cessione dei crediti del superbonus 110. Tutti questi elementi politico-economici altro non sono che nodi posti di fronte al grande pettine del riscaldamento globale, il quale impone a tutti quelli che negli anni hanno detto “tanto c’è tempo” una brusca retromarcia, che però costerà caro ai conti pubblici e privati.

Il primo elemento da cui partire è l’UE, che dopo anni di discussioni e rinvii per i veti incrociati, ha finalmente trovato la forza politica per attuare un piano su larga scala di riduzione delle emissioni, il “Fit For 55”. L’obiettivo di questo piano è quello di ridurre, entro il 2030,  del 55% le emissioni di C02 rispetto ai livelli registrati nel 1990. Un’idea che trova la sua logica in un altro dato: dal 1990 ad oggi è stata immessa nell’atmosfera una quantità di CO2 pari a quella prodotta in tutti i secoli precedenti (come ha ricordato Chicco Testa sul Foglio). Se si continuerà con il trend degli ultimi 30 anni, fatta eccezione per il periodo pandemico (l’unico in cui si sia verificato un calo delle immissioni), l’obiettivo di contenere le temperature entro i 2°C rispetto all’era pre-industriale fallirà miseramente. Tenuto conto poi che l’attuale coalizione europea vacilla, le elezioni del 2024 sono vicine, e che il contesto geopolitico della pax americana non sta meglio, l’UE ha deciso di imprimere un cambio di passo. Le case degli europei dovranno consumare meno, quindi entro il 2033 dovranno rientrare nella classe energetica D, ed entro il 2035 non sarà più possibile acquistare veicoli a benzina e diesel, meglio un auto elettrica. Le proposte sono buone, ma scontano entrambe dei problemi di fondo che si collegano al caso del superbonus 110 in Italia, e dell’IRA negli Usa.

Il cratere creato dai bonus edilizi nei conti pubblici italiani

Giorgia Meloni ha dovuto mandare giù una medicina molto amara, sotto la prescrizione puntuale del suo Ministro dell’Economia, Giorgetti, che posando lo sguardo sull’ultima colonna di destra dei conti pubblici ha fatto una scoperta: i bonus edilizi sono costati 110 miliardi di euro. La soluzione? Basta sconti in fattura e cessioni del credito, si prosegue solo con la detrazione nella dichiarazione dei redditi. Manco a dirlo le associazioni di categoria sono già sul piede di guerra, l’Ance, il Cna e Confartigianato mostrano i numeri dietro il “gratuitamente” di Giuseppe Conte: 25.000 imprese che non sanno come cedere il credito, 90.000 cantieri fermi e 150.000 lavoratori che vagano nell’incertezza del domani. D’altro canto, spulciando i risultati dei bonus edilizi si scopre come la maggior parte dei benefici economici sia finita al ceto medio, coloro che possiedono una casa indipendente, e come il rapporto tra euro speso e beneficio energetico sia materia di leggenda. Per Giorgetti il Superbonus e gli altri incentivi all’edilizia hanno sottratto e sottrarranno dal portafoglio di ogni italiano circa 2.000€. Conte, invece, rivendica i successi dell’iniziativa avviata sotto il suo esecutivo, “Pil cresciuto del 6,7% nel 2021 e del 3,9% nel 2022. Il Superbonus, come confermato da Censis e Nomisma, ha consentito la creazione di 900 mila posti di lavoro” (come riporta il sito Open). Come sempre vale la legge del pollo di Trilussa, i numeri non dicono tutto.

Vero, il Superbonus è stato tra i motori della ripresa post-pandemica ed ha rappresentano una misura volta a sostenere l’investimento per eccellenza degli italiani, la casa. Ma, è vero anche che le truffe dietro i bonus sono state eclatanti ed efferate, per non parlare della regressività della misura (niente tetto ISEE). Giorgetti ha avuto gioco facile a difendere lo stop voluto dal governo Meloni, gli è bastato citare Draghi “Il problema non è il superbonus. Il problema — disse Draghi — sono i meccanismi di cessione che sono stati disegnati. Chi ha disegnato quei meccanismi senza discrimine e senza discernimento, è lui, o lei o loro, i colpevoli di questa situazione per cui migliaia di imprese stanno aspettando i crediti”. Preso atto di come sono stati sin qui gestiti i bonus edilizi, c’è il concreto rischio che per rendere più efficienti le 9 milioni in classe energetica G, occorrerà che ogni italiano prenda mano al portafoglio; la stima iniziale parla di 1.400 miliardi di euro.

Stop alla vendita di auto diesel e benzina.

Anche ammesso che si trovino i soldi per ristrutturare il parco immobiliare italiano, è assai difficile che dopo un simile esborso vi sia ancora lo spazio finanziario per dire basta ai motori diesel e benzina, eppure anche qui il pettine ha già dichiarato il giorno in cui incontrerà il suo nodo: 2035. La maggioranza Ursula non ha retto il voto e il Parlamento europeo ha approvato la misura con 340 si e 279 no. Qui i problemi, a differenza del dossier case green, sono tre. Il primo riguarda il costo sociale di questa iniziativa, che secondo quanto dichiarato da Thierry Breton, comporterà un taglio di 600.000 posti di lavoro in tutta l’UE e visto che le auto elettriche richiedono meno componenti, solo una parte di questi lavoratori troverà un nuovo impiego nel settore dell’automobile. E questo è il problema minore, perché il secondo, assai più complesso, riguarda l’elettrificazione di tutta l’infrastruttura stradale, ovvero le colonnine e l’energia che esse richiederanno per sostenere il parco auto circolante. Un esempio? Delle 36.722 colonnine di ricarica presenti in Italia, ben il 19% non è in funzione, perché non collegate alla rete. Servirebbero poi 150GW per ricaricare la rete e mantenerla attiva. Ora, vista la difficoltà che c’è già ora per rispettare gli obiettivi del Pnrr in materia ambiente, occorreranno correre e per davvero. Sempre ammesso che si riesca a superare indenni il terzo ostacolo: il mercato.

È da tempo che i principali marchi automobilistici stanno attuando una politica di investimento sui segmenti di lusso, tra cui quello dell’auto elettrica, in antitesi rispetto a quanto avviene oggi negli Stati Uniti e questo è un problema. Luca de Meo, CEO di Renault, non ha infatti gradito la variazione di prezzo, verso il basso, dei prezzi praticati da Tesla ed ha commentato con durezza la scelta dell’azienda di Elon Musk: “This is destroying value for the customer, for sure, when you do this.” In realtà la questione è un’altra, se calano i prezzi di Tesla, che guida il mercato dell’elettrica, allora devono diminuire anche quelli dei competitor come Renault. Ma quest’ultima, che nel 2022 ha fatto registrare il +5,6% sul suo margine operativo e perlopiù, il 40%, con la vendita di veicoli in fascia alta, non ha nessuna intenzione di abbassare i prezzi e riposizionarsi così velocemente. Una tematica, questa, che coinvolge quasi tutti i produttori di auto, Renault infatti è il terzo per auto elettriche, quindi gli altri se la passano anche peggio (fatta eccezione per Tesla e Toyota).

Se gli USA arrancano?

Tuttavia, anche negli States, patria della Tesla e del piano IRA di Biden, non tutto luccica grazie a fonti rinnovabili e i problemi da risolvere per una transizione energetica veloce sono molti. Il primo riguarda l’approvvigionamento delle terre rare e dei materiali per fabbricare le auto elettriche, poiché sono perlopiù in mano alla Cina con la quale gli Usa hanno da poco alimentato il conflitto in chiave tecnologica. Come riportato dal Financial Times “Together, China and Europe produce more than 80 per cent of the world’s cobalt, while North America makes up less than 5 per cent of production, according to the IEA. China also accounts for 60 per cent of the world’s lithium refining.” L’altro problema riguarda la forza lavoro e il tasso d’occupazione, ancora molto alto, che riguarda il mercato del lavoro americano. Serviranno infatti almeno mezzo milione di operai solo per far fronte all’attuale penuria e occorreranno standard di lavoro più alti, soprattutto in termini di garanzie e stipendi, perché è questo ciò che chiedono gli americani dopo decenni di globalizzazione. Ma sarà possibile?

Il pettine non perdona. I rischi che la transizione proceda troppo lentamente.

Sia il contesto europeo, sia quello americano ed italiano, stanno affrontando la transizione energetica con foga, ma i problemi sul tavolo, ovvero i nodi, sono tutt’altro che inclini a lasciarsi sciogliere. In UE mancano le risorse finanziarie per aiutare gli Stati dell’unione a gettare il cuore oltre l’ostacolo e senza questi soldi è difficile che Paesi come l’Italia possano seguire le nuove direttive green, anzi, è facile che le sabotino in seno al Consiglio. Il secondo problema riguarda il mercato, il quale oggi sembra intravedere la fine della crisi energetica imposta dalla guerra in Ucraina e che per questo potrebbe tornare a scommettere sul petrolio e il gas. C’è poi il problema del mercato dell’automotive, il quale guadagna ancora moltissimo dalla vendita di prodotti in fascia alta, per cui ha poco o nessun interesse a produrre auto utilitarie full electric per operai; tant’è che in Italia il parco auto elettrico si attesta a un modestissimo 2,6% e non ci sono i soldi per incentivi a pioggia stile Superbonus 110. Infine, senza potersi avvalere delle filiere della globalizzazione, abbandonate per ragioni geopolitiche, prima ancora che sanitarie, è difficile che la transizione non sollevi, anche in Europa, problemi inerenti al mercato del lavoro domestico.

di Claudio Dolci e Guglielmo De Puppi

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Che cosa stabilisce il regolamento sugli extra-profitti varato dall’Ue?

Il Regolamento del 6 ottobre 2022 stabilisce la creazione di due meccanismi volti a ricavare risorse economiche che possano tutelare i consumatori finali di energia: in primo luogo un contributo di solidarietà temporaneo per le imprese e le organizzazioni che svolgono attività nei settori del petrolio greggio, del gas naturale, del carbone e della raffineria; poi, un tetto (anche esso temporaneo) ai ricavi straordinari di mercato dei produttori che hanno costi marginali più bassi (per esempio i produttori delle rinnovabili, i cui costi di produzione dell’elettricità corrispondono per lo più ai costi inziali di investimento). Il contributo di solidarietà è una sorta di imposta che in circostanze impreviste e straordinarie permette la generazione di entrate supplementari a favore delle autorità nazionali. Il tetto, invece, rappresenta un limite massimo ai ricavi di mercato dei produttori di energia elettrica. Attualmente è fissato a 180€ per MWh, un livello che secondo le autorità europee è significativamente superiore ai costi di produzione dell’energia (LCOE) e che quindi non mette a rischio la possibilità di recuperare i costi di investimento per i produttori.

Chiariamo subito alcuni aspetti importanti per capire la natura delle decisioni dell’UE. Innanzitutto, in nessuna sezione del Regolamento Europeo citato si fa riferimento alla parola tasse. Si tratta di un elemento chiave, in quanto l’Unione Europea non ha competenza fiscale diretta (per qualsiasi decisione in merito a una tassa europea ci vorrebbe l’unanimità in Consiglio, risultato abbastanza improbabile da raggiungere oggi giorno). C’è poi anche una considerazione più strettamente politica: parlare di tasse è sempre altamente impopolare. L’avversione per misure fiscali dirette potrebbe compromettere la riuscita della misura. Perciò, chiunque si riferisca ai meccanismi sopra descritti come tasse sui ricavi o sulle aziende produttrici di energia, commette un errore (anche se quella è la sostanza).

Va compreso, poi, che trattandosi di un regolamento europeo, la misura del Consiglio rappresenta un atto giuridico direttamente applicabile in tutti gli Stati Membri (deve essere applicato in tutti i suoi elementi nell’Unione Europea). Italia e Germania si sono adoperate per tradurre al più presto le scelte del consiglio europeo in azioni concrete. L’Italia ha elaborato molto sul contributo di solidarietà, introducendolo ancor prima che l’Europa lo indicasse come via necessaria. La Germania, invece, ha sviluppato accuratamente un tetto ai ricavi, con meccanismi volti a preservare gli incentivi economici più importanti. Ecco perché questi due Paesi costituiscono degli esempi molto interessanti.

La risposta di Italia e Germania al tema degli extra-profitti

Il contributo di solidarietà in Italia è stato introdotto dal governo Draghi. Sappiamo tutti quanto l’ex premier si è battuto a livello nazionale ed europeo affinché misure di rilievo fossero attuate per mitigare gli effetti della crisi energetica (il price cap sul gas è sicuramente una vittoria che può ascriversi). Il contributo di solidarietà come inizialmente pensato avrebbe dovuto portare nelle casse dello stato oltre 10 miliardi di euro. Tuttavia, i numerosi ricorsi delle aziende energetiche hanno fatto si che l’Italia riuscisse a ricavarne solamente 1.5 mld di euro. Il contributo temporaneo è stato introdotto col decreto Taglia-prezzi, modificato una prima volta con il decreto Aiuti e di nuovo con la nuova legge di bilancio del governo Meloni. Ma come funziona quindi il contributo di solidarietà italiano?

Le aziende coinvolte devono versarlo soltanto qualora l’incremento di reddito complessivo sia superiore di almeno il 10% rispetto alla media dei redditi complessivi conseguiti nei quattro periodi d’imposta precedenti al 2023. Se l’incremento di reddito supera la soglia indicata, allora il produttore dovrà versare il 50% dell’incremento di reddito complessivo allo Stato (il 25% prima della nuova legge di bilancio, anche se applicato a una platea di attori più ampia). La misura (Contributo Straordinario), secondo le stime del Sole 24 Ore, dovrebbe portare a bilancio circa 2.5 miliardi di euro nel 2023, coinvolgendo circa 7000 imprese.

Attraverso la legge di bilancio approvata il 29 dicembre scorso l’Italia ha ufficialmente avviato l’attuazione anche del tetto ai ricavi. Secondo quanto si può apprendere dal testo pubblicato in gazzetta ufficiale il tetto riguarderà principalmente impianti a fonti rinnovabili non rientranti nel Contributo Straordinario, ma anche impianti alimenti da fonti non rinnovabili come i produttori di elettricità che utilizzano torba, lignite o petrolio greggio. Per l’applicazione del tetto il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) calcola la differenza tra il prezzo di riferimento di 180€ per MWh stabilito dall’Unione Europea, e un prezzo di mercato pari alla media mensile del prezzo zonale orario. Se la differenza (180-X) è negativa il produttore deve versare al GSE l’importo corrispondente. Sembra esserci una certa flessibilità rispetto alla tecnologia presa in considerazione (per le fonti con costi di produzione superiore alla soglia di 180 euro, il valore di riferimento viene stabilito secondo criteri specifici dall’ARERA), anche se la Germania a riguardo ha sviluppato un piano molto più dettagliato.

Il governo tedesco, infatti, ha elaborato un sistema per limitare i ricavi estremamente dinamico e flessibile, in cui la soglia dei 180 euro per MWh è quasi assente. Il grafico qui sotto ci aiuta a comprenderne l’intuizione. Il tetto è specifico alla tecnologia considerata (più basso per le rinnovabili dove i costi di produzione sono minori, più alto per petrolio e carbone). Allo stesso tempo si tratta di un tetto mobile, che varia con i prezzi delle commodity. Gli elementi che più caratterizzano la soluzione tedesca sono altri due, tuttavia. Il fatto che soltanto il 90% degli extraprofitti sia soggetto alla misura è fondamentale per coprire i produttori dal rischio legato ai costi aggiuntivi che potrebbero insorgere e all’incertezza connessa alla produzione, ma soprattutto per preservare l’incentivo a produrre quando i prezzi dell’elettricità sono alti e c’è scarsità di offerta (questo incentivo potrebbe essere eliminato dal tetto ai ricavi, che non permetterebbe più di guadagnare di più nei momenti in cui i prezzi sono più alti). Il tetto ai ricavi tedesco, infine, tiene in forte considerazione le strategie di hedging attuate dai produttori. Nel mercato dell’elettricità stipulare contratti per la vendita e trasmissione di elettricità nel futuro è molto comune, in quanto offre delle garanzie sia ai produttori che ai consumatori. Esistono contratti di vendita per elettricità che precedono l’effettiva produzione anche di 2/3 anni. Tenere conto dei prezzi stabiliti in questi contratti, correggendo l’importo che i produttori devono versare, è fondamentale (se i contratti sono stipulati a prezzi più bassi di quelli attuali di mercato bisogna tenerne conto).

Per quanto riguarda il contributo di solidarietà temporaneo la Germania è stata meno creativa, applicando pedissequamente quanto indicato dall’Europa. Le aziende produttrici che abbiano superato almeno del 20% la media dei profitti relativi all’intervallo 2018-2021 dovranno versare il 33% dei profitti per gli anni 2022/3.

Nel cercare di descrivere nella maniera più semplice possibile la logica del Regolamento europeo del 6 ottobre 2022, abbiamo discusso e spiegato le applicazioni dei suoi due meccanismi principali da parte di Italia e Germania. Entrambi i Paesi si sono impegnati nell’attuare le scelte di Bruxelles, fornendo degli spunti di riflessione interessanti. La riuscita di queste misure, da valutare nei prossimi mesi, sarà fondamentale per reperire risorse preziose e alleviare i cittadini e le imprese dai costi delle bollette. L’Unione Europea stima che un indotto da oltre 100 miliardi di euro possa essere reperito se il contributo di solidarietà e il tetto ai ricavi funzioneranno come previsto. Una somma decisamente importante, soprattutto per i Paesi come l’Italia che, altrimenti, incontrerebbero grandi difficoltà nel trovare risorse adeguate ad aiutare i cittadini. Ricordiamo che una buona parte della legge di bilancio è stata dedicata ai rialzi in bolletta. Per quanto ancora il governo potrà destinare risorse per la crisi energetica? Attendiamo con impazienza giugno per una prima valutazione delle politiche dettate da Bruxelles e implementate da Germania e Italia.

di Guglielmo De Puppi

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Che cosa hanno deciso le democrazie occidentali?

Il 5 dicembre scorso i Paesi del G7 e l’Ue hanno posto sia l’embargo sul petrolio russo, sia un price cap sul prezzo al quale quest’ultimo può essere commercializzato verso altri Stati. Con l’embargo si impedisce alle navi russe di portare il loro carico di petrolio in Europa e nelle principali democrazie occidentali e successivamente si prevede di arrestare anche l’oleodotto Druzhba che ad oggi rifornisce l’Ungheria, Slovacchia e Repubblica Ceca. Una mossa che nei fatti imporrà una riorganizzazione delle diverse supply chain che smistano l’oro nero, il quale, se di origine russa, dovrà dirigersi altrove per poi magari essere raffinato, rimpacchettato con nuovo foglio di via per poi riapprodare proprio in quei Paesi che hanno posto l’embargo. In alternativa, la Russia dovrà occuparsi lei stessa della raffinazione e poi esportate il greggio così lavorato, una strategia che però ha i mesi contati, visto che dal 5 febbraio 2023 anche benzina e diesel russi saranno soggetti ad embargo.

Insieme a questa misura le democrazie occidentali hanno deciso di imporre un price cap, con tutte le eccezioni del caso dato che nessuno può impedire a un Paese terzo, come può essere il Brasile, l’India o la Cina, di acquistare petrolio russo. Pertanto la misura può essere così tradotta: se la Russia vuole commerciare il proprio petrolio sopra i 60$ al barile, questa è la soglia limite stabilita dall’accordo, le navi atte al suo trasporto non saranno assicurate dalle principali compagnie che ne tutelano il transito. Un po’ com’era stato anche con lo Swift utilizzato per bloccare le banche russe, anche in questo caso si è scelto di sfruttare a proprio vantaggio la forza dominante che le compagnie assicurative occidentali esercitano sul mercato del trasporto delle merci via mare. Ben il 90/95%% dei servizi assicurativi per questo genere di trasporti è infatti in mano ai Paesi del G7.

L’idea di quest’ultimi, e con essi dell’Ue, è quella di limitare gli introiti delle esportazione di materie prime russe che possono essere facilmente sostituibili con quelle di altri Paesi, ma in questo piano d’azione ci sono almeno tre falle che meritano attenzione.

I limiti dell’embargo e del price cap al petrolio russo.

La prima è che il mercato globale, per sua stessa natura, limita l’efficacia delle sanzioni, soprattutto quando esse investono materie prime importanti ed i Paesi che ne esportano in maggiori quantità. La Russia, infatti, è membro dell’Opec+, in quanto secondo esportatore al mondo per petrolio, con una quota pari all’8,3% di greggio a livello mondiale, dopo l’Arabia Saudita (16,5%), e seguita dal Canada (7,5%), dall’Iraq (7,3%), dagli Emirati Arabi Uniti (7,1%) e via discorrendo. Gli Usa, giusto per citare il Paese capofila del G7 (e non solo), grazie allo Shale oil riescono oggi ad aggiudicarsi un sesto posto a livello globale con una quota di esportazione pari al 4,2%, mentre la produzione nazionale è la prima al mondo (con il 17% e 706 milioni di tonnellate di greggio). Di fatto, pur essendo i primi produttori di greggio a livello mondiale (secondo quanto attesta lo IEA) gli Usa utilizzano la maggior parte di quanto estratto per sostentare la propria crescita e ciò attribuisce, di rimbalzo, maggior potere contrattuale agli altri Paesi esportatori. Com’è noto, infatti, la domanda e l’offerta di petrolio, sono perlopiù gestite dal cartello globale dell’Opec ed dell’Opec+, che all’occorrenza possono decidere di diminuire la produzione giornaliera per mantenere alto il prezzo. Ed in questo scenario la Russia ha gioco facile proprio in virtù del suo secondo posto nella classifica di Paese esportatore che le consente di reperire altri partner verso cui dirigere il propri prodotti petroliferi ed esercitare la propria forza al tavolo dei grandi produttori di greggio. Come arginare un potere simile? L’idea è quella del price cap legato alle assicurazioni marittime, ma il problema è di chi controlla quest’ultime.

La controffensiva russa al price cap e all’embargo: il ruolo delle democrature

Subito dopo l’avvio dell’invasione dell’Ucraina, e le successive contestazioni da parte delle democrazie occidentali, la Russia ha intensificato le proprie esportazioni verso Paesi terzi. Come riportato dal Sole24Ore “mentre rispetto all’anno precedente le esportazioni russe verso la UE calavano di 1,5 milioni di barili al giorno, ancor prima dell’embargo, quelle verso la Cina aumentavano di 225.000 barili al giorno, per un totale di 1,9 milioni; l’India acquistava 965.000 barili in più, per 1,1 milioni totali; la Turchia cresceva di 320.000 barili a 540.000”. Il caso di maggior rilievo è sicuramente quello dell’India, che è passata ad acquisti ingenti di oro nero grazie allo sconto praticato dalla Russia.

La domanda di petrolio nel mondo (Mt: milioni di tonnellate)

IEA: “key World Energy Statistics 2021” – Crude oil net importers: pp.13

Se oggi il Brent, indicatore del prezzo del petrolio estratto nel Nord Europa, supera tranquillamente i 75$ al barile, (oggi 80,69$) quello russo, invece, viene svenduto sul mercato asiatico con uno sconto che oscilla tra i 25/35$ al barile (come riportato dall’ISPI). E a questo prezzo i margini di guadagno russo restano comunque elevati: circa 600.000$ al giorno (nonostante il price cap). Emerge così con forza il limite dei 60$ decisi dalle democrazie occidentali: un prezzo troppo alto e assai vicino a quello a cui viene già oggi commercializzato il greggio russo, come criticato dallo stesso Zelensky.

Rimane poi aperta la questione del chi controlla cosa e come si può arginare un bene che viaggia sul mare (terza falla). Già perché mentre l’Ue e il G7 decidevano il da farsi, Putin ha dato mandato per costruire un’imponente flotta fantasma (come rivelato dal Financial Times) che ad oggi conta già più di 100 petroliere acquistate da armatori anonimi. Si tratta di navi a fine carriera, quindi con età compresa tra i 12 e i 15 anni, di grande stazza, capaci di trasportare anche 700.000 barili di greggio l’una. Ci sarebbe sempre il limite dell’assicurazione marittima, ma anche qui ci sono già almeno un paio di ostacoli che ne rendono difficile l’applicazione. Come riportato da Massimo Nicolazzi su ISPI, “Un trasportatore e/o un assicuratore non hanno di regola né il diritto né l’obbligo di conoscere il prezzo effettivo cui il carico per cui prestano servizio è venduto. Qui soccorre l’OFAC, con le sue linee guida del 22 novembre scorso. Le linee guida definiscono shippers e assicuratori come Tier 3 Actors e prevedono che “Tier 3 Actors must obtain and retain customer attestations, in which the customer commits that for the service being provided, the Russian oil was purchased or will be purchased at or below the relevant price cap”. Insomma, siamo all’autocertificazione, fate voi quanto affidabile ed efficace”. Per di più già oggi la Turchia, grande sponsor della pace tra Ucraina e Russia, nonché importatrice del greggio di quest’ultima, sta fermando le petroliere europee che transitano dal Bosforo e non quelle del Cremlino (come riportato da Futura d’Aprile su Domani). E come se tutto ciò non inficiasse già abbastanza il piano delle democrazie, il Financial Times ha poi riportato l’indagine svolta dall’Ong Global Fishing Watch la quale sostiene come le navi cisterna russe stiano attuando le stesse manovre di occultamento già impiegate da Venezuela ed Iran tramite una falsificazione dei dati del trasponder di bordo. A ciò si aggiunge la già rodata pratica di transhipment effettuati a largo e che permetto di far passare il greggio da una petroliera ad un’altra, rendendo pressoché impossibile scovarne l’origine. In realtà, come racconta lo stesso Nicolazzi su ISPI, dalla composizione del greggio si può intuire quale sia il Paese d’origine, ma anche qui occorrerebbe prima di tutto la volontà e i mezzi per fare analisi e imporre le sanzioni così come decise dalle democrazie occidentali.

Qual è l’effetto dell’embargo e del price cap sul petrolio russo?

Purtroppo non basta dire gatto per averlo messo nel sacco. Le sanzioni sul petrolio russo non stanno avendo l’effetto sperato e con il superamento delle misure draconiane imposte da Xi in materia di sanità pubblica è facile che peggiorino pure. Come raccontato da Alberto Ciò sul Foglio “Se la domanda si manterrà sostenuta e la Cina uscirà dal suo pesante lockdown sarà inevitabile un rialzo dei prezzi. Parimenti difficile potrebbe essere per l’Europa trovare fornitori alternativi al greggio russo, specie se l’Opec confermerà il taglio della sua produzione complessiva, e ancor più da febbraio ai prodotti petroliferi. Morale: la sensibile riduzione degli acquisti europei di petrolio russo già avvenuta nel corso dell’anno e la fissazione di elevati sconti da parte di Mosca ad acquirenti non europei a livelli prossimi al tetto di 60 doll/bbl non dovrebbero comportare pesanti contraccolpi per le finanze russe, così disattendendo gli obiettivi che i paesi europei miravano a conseguire”.

All’Ue non resta che prepararsi a tirare le somme anche in vista del taglio dei prodotti raffinati previsto per febbraio, che rischia di bloccare la logistica del Vecchio Continente (visto che il diesel lo si importa perlopiù dalla Russia). La prima considerazione è che senza una vera cooperazione tra Paesi amici è difficile riuscire a imporre sanzioni efficaci in un mercato globalizzato. Il petrolio interessa a tutti e l’Ue non è l’unico acquirente di facile approvvigionamento, a differenza di quanto riguarda il gas. La seconda considerazione riguarda proprio il price cap su quest’ultimo: difficile, se non impossibile, staccarsi dal gas russo a meno di non ridurre drasticamente dal domanda, cosa che ad oggi non sembra essere in agenda (almeno in Italia). Terzo, ed ultimo, lo scontro tra Occidente e autocrazie poteva essere un’occasione per rendersi indipendenti dal punto di vista energetico, magari grazie a un piano europeo finanziato col debito comune, invece ognuno è andato per la sua strada: c’è chi ha nazionalizzato, chi imposto un price cap locale e chi immesso 200 miliardi a sussidio della propria manifattura e dei cittadini. Il rischio di queste strategie a breve, se non brevissimo raggio d’azione, è che amplifichino solo il divario tra i Paesi membri dell’Ue e il risentimento che gli euroscettici nutrono nei confronto dell’Unione. L’esatto opposto di quanto si auspicava chi ha introdotto le sanzioni.

di Claudio Dolci

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La lentezza della burocrazia europea

Dopo oltre sei mesi dall’inizio del conflitto in Ucraina, infatti, non sembra esserci ancora nessun accordo in vista. Il vertice tenutosi qualche giorno fa a Praga tra i primi ministri dei Paesi Membri, non ha visto la formulazione di alcuna proposta concreta riguardo alla gestione dei prezzi del gas e dell’elettricità. Tutto ciò mentre su molte imprese e sulle famiglie con i redditi più bassi inizia a gravare il peso delle bollette. Il quale, almeno negli intenti dei promotori, doveva essere assorbito dal famigerato tetto al prezzo del gas, un’idea mesi fa fu avanzata e sostenuta con forza anche dal nostro ex-Presidente del Consiglio, Mario Draghi. Ma ad oggi che cosa si intenda esattamente con questa proposta non è chiaro, come non lo è il motivo per cui il price cap stia generando reazioni così diverse tra i vari Paesi.

Come funziona il mercato del gas in Ue e nel mondo

Per comprendere il meccanismo del price cap e le divisioni che ha suscitato, bisogna innanzitutto capire come funziona il mercato europeo del gas. Il gas arriva in Europa in due modi. Il primo è legato ai gasdotti internazionali, delle infrastrutture di trasporto fisse che vincolano attraverso contratti a lungo termine i Paesi fornitori e gli acquirenti (spesso entrambi rappresentati da società pubbliche – le utility). Il secondo è rappresentato dalle forniture via mare del gas naturale liquefatto (LNG), il quale viene rigassificato principalmente in Spagna e Inghilterra. Una particolarità dell’LNG è che può viaggiare ovunque e per questo il suo approvvigionamento è fortemente condizionato dall’incontro tra domanda e offerta, che assume perlopiù la forma della competizione tra l’Ue e i Paesi asiatici (grandi consumatori di questo prodotto). Infine, c’è un altro meccanismo che si è sviluppato nell’ultimo decennio e che negli ultimi mesi ha esposto il prezzo del gas a una maggiore volatilità. Si tratta dei mercati spot, dove i trader negoziano futures, operazioni fisiche e di cambio. I mercati spot si differenziano dai mercati a termine in quanto l’acquisto e la vendita dei beni vengono effettuati dietro pagamento immediato, invece che in differita. Non vi è pertanto differenza tra la data della transazione e quella del relativo saldo, motivo per cui il prezzo rappresenta il valore spot del bene in quell’esatto istante. L’esempio più celebre è sicuramente quello della Title Transfer Facility (TTF) olandese, le cui oscillazioni di prezzo hanno portato al record di 339 EUR/MWh dello scorso agosto.

La situazione geopolitica causata dalla guerra Ucraina e il conseguente rialzo dei prezzi (già iniziato alla fine del 2021 per altre ragioni) hanno creato la necessità di politiche che ad oggi prefiggono due distinti obiettivi. In primo luogo quello di sostenere le categorie sociali e produttive dall’impatto dei prezzi (senza energia non c’è sviluppo e crescono le tensioni interne). Il secondo, connesso al primo, è quello di ridurre la dipendenza dal gas russo (e qui si può parlare di ragioni etiche e geopolitiche). Ma in che modo il prezzo al tetto del gas può concorrere a realizzare questi due propositi? E quali potrebbero essere gli effetti sul mercato?

La proposta e gli obiettivi del price cap: le proposte a confronto

Il price cap può essere genericamente definito come una regolamentazione economica che stabilisce un limite ai prezzi che possono essere addebitati da un fornitore di servizi pubblici. Se analizziamo il mercato europeo del gas più nello specifico, sono tre i modelli di tetto al prezzo che vengono attualmente discussi.

Il modello iberico, già attuato da Spagna e Portogallo, è quello che sembra riscuotere il maggior consenso tra i Paesi Membri. Consiste nell’applicare un tetto al prezzo del gas (e conseguentemente dell’elettricità) alle forniture pagate dai consumatori. Viene dunque imposto un prezzo nelle centrali elettriche che è circa metà di quello stabilito nel mercato TTF. Nel momento in cui il prezzo a cui il gas viene acquistato all’ingrosso è superiore a quello prefissato per la vendita ai clienti finali, il governo centrale, per garantire le forniture, compensa gli attori operanti sul mercato interno. Si tratta di una misura facilmente attuabile e che sicuramente contribuisce all’obiettivo di alleviare cittadini e imprese dal rialzo dei prezzi, perché a sopperire agli scostamenti improvvisi è lo Stato e non più il consumatore. Tuttavia, gli economisti sono molto divisi riguardo al raggiungimento dell’indipendenza da Mosca. Infatti, una misura simile potrebbe in realtà aumentare la domanda di gas anziché ridurla, esponendo maggiormente l’Unione Europea ai ricatti di Putin.

La seconda opzione è di applicare un tetto soltanto al prezzo del gas russo. Dovrebbe agire sostanzialmente come un dazio, riducendo i profitti del Cremlino. Avrebbe potuto rappresentare una buona soluzione (anche se difficilmente negoziabile) se non fosse che la Russia ha ormai già ridotto, se non completamente interrotto, i flussi di gas. In questo caso ad aver giocato contro è stata l’inerzia con cui l’Ue ha affrontato il tema, procrastinando ogni decisione.

Infine, il terzo modello riguarda un limite al prezzo rivolto a tutte le importazioni di gas, includendo paesi come Norvegia, Algeria, Stati Uniti, ecc. In questo caso il sostegno alle imprese e alle categorie sociali verrebbe garantito, l’impatto sulla domanda del gas russo andrebbe valutato attentamente. Ma il problema principale di quest’ultima soluzione è di tipo geopolitico e legato al mercato del gas via nave. Infatti, fissare un price cap per tutte le importazioni, non andrebbe a impattare i contratti a lungo termine, ma il potere d’acquisto europeo sul LNG. Fissare un tetto al prezzo significherebbe favorire i paesi asiatici, diventando meno competitivi e rischiando di perdere forniture di gas che attualmente sono indispensabili. L’LNG potrebbe andare ove è più conveniente lasciando l’Ue all’asciutto, inoltre già adesso ci sono molte polemiche sui traffici marittimi di gas liquefatto. Dove armatori dalle dubbie bandiere portano in giro per il mondo petrolio e gas che altrove sarebbero banditi o pesantemente sanzionati.

La soluzione dell’Ue al problema del gas

Pro e contro di ciascun modello possono essere valutati soltanto se si accetta il price cap quale giusto strumento economico e questo è già in sé un fattore divisivo sia all’interno dell’Ue che tra gli economisti. Alcuni di loro, infatti, ritengono che il mercato del gas sia caratterizzato da importanti distorsioni, per cui un intervento del governo sarebbe giustificato in quanto volto a internalizzare l’incertezza oggi esternalizzata e al contempo generata dal mercato stesso. Altri, invece, ritengono che il price cap possa significare la fine per il libero mercato del gas così come lo abbiamo conosciuto sino ad oggi, annullando così i benefici del price signaling (un meccanismo fondamentale per veicolare informazioni a produttori e consumatori e influenzare la quantità offerta e domandata), l’utilità del commercio transfrontaliero e incentivando la domanda. Alle divisioni ideologiche, probabilmente meno determinanti nell’influenzare il dibattito europeo, si sommano poi degli interessi strategici contrastanti. In queste divergenze di prospettiva troviamo la chiave per interpretare l’impasse di questi mesi e per ritenere che un accordo sul tetto al prezzo sia quantomai difficile, in qualsivoglia delle diverse forme discusse.

In Europa possiamo distinguere chiaramente due gruppi di Paesi. I 15 stati che hanno richiesto il price cap, guidati da Italia, Francia e Spagna, i quali hanno ancora capacità di importazione e mirano a rifornire le loro riserve con gas LNG, risentendo però in maniera particolare della volatilità del TTF, dove i prezzi del gas via nave, ma anche quelli dei contratti a lungo termine, vengono oggi determinati. Per loro un tetto al prezzo rappresenterebbe un modo per avere accesso a un maggior quantitativo di gas, a prezzi più contenuti.

Vi è poi il secondo gruppo di Paesi, guidato in primis da Germania e Olanda, i cui terminali LNG hanno già raggiunto la capacità massima e non possono pertanto aumentare le loro importazioni. Per questi Stati gli alti prezzi del gas sono uno strumento fondamentale per ridurre la domanda, là dove un price cap, invece, significherebbe incentivarla senza che questa possa essere corrisposta da un’adeguata offerta. In una parola: razionamento, con tutte le conseguenze politiche, sociali ed economiche del caso. Ancora una volta l’Ue si ritrova spaccata in due: da una parte ci sono i Paesi frugali, che si sono attrezzati per ridurre i consumi, e dall’altra quelli del Sud, maggiormente esposti per la mancanza di infrastrutture (come in Italia) o per le difficoltà nel ridurre i consumi senza poter compensare il disagio che ciò comporterebbe per le fasce più esposte.

Visti interessi così lontani è difficile immaginare che il price cap possa essere attuato senza scontentare gli attori in gioco. Tuttavia, la necessità di cooperare e trovare una soluzione comune si fa sempre più stringente. Come ricorda l’AD di Eni, Descalzi, infatti, l’inverno più complesso da affrontare sarà quello del 2023/4, quando il gas russo raggiungerà in minima parte l’Europa. Per rifornire le riserve europee servirà un’azione unita e coesa sul mercato, che dia ai Paesi dell’Unione un maggior potere di acquisto, rendendoli competitivi soprattutto rispetto alle importazioni di gas LNG. E a maggior ragione oggi, a pochi giorni dall’annuncio dell’OPEC+ in merito al taglio della produzione del greggio, diventa centrale anche la costituzione di un maccanismo comune di sostegno a famiglie e imprese. È fondamentale che a soffrire le conseguenze delle recrudescenze del covid, dell’inflazione, della recessione e della guerra non siano sempre le stesse categorie sociali. Sarebbe pericoloso sia per la tenuta dell’Unione, sia per il sogno europeo.

di Guglielmo De Puppi

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