1. Energia

Politiche settoriali

Il punto di partenza

L’energia è un fattore chiave del divario di competitività dell’Unione Europea rispetto alle altre regioni del mondo. Questo si è verificato fin dai primi anni 2000, ma il divario si è recentemente aggravato a causa della crisi energetica. Alla base di questo divario ci sono ragioni strutturali che si sono esacerbate negli ultimi due anni.

Il divario di competitività dell’UE

L’UE soffre a causa di un grave divario rispetto ai suoi partner commerciali in termini di competitività dei livelli dei prezzi dell’energia, che variano notevolmente tra gli Stati membri. Anche la volatilità dei prezzi è un fattore significativo, che ostacola le industrie ad alta intensità energetica e l’intera economia.

I prezzi al dettaglio e all’ingrosso del gas sono attualmente da tre a cinque volte superiori a quelli degli Stati Uniti, mentre storicamente i prezzi nell’UE sono stati da due a tre volte superiori a quelli degli Stati Uniti. I prezzi al dettaglio dell’elettricità, in particolare per i settori industriali, sono attualmente da due a tre volte superiori a quelli degli Stati Uniti e della Cina. Storicamente, i prezzi al dettaglio dell’elettricità nell’UE sono stati fino all’80% più alti di quelli degli Stati Uniti, mentre restavano intorno allo stesso livello di quelli della Cina.

La crisi energetica ha esacerbato le differenze di prezzo tra gli Stati membri dell’UE. Mentre in passato in Europa i prezzi dell’elettricità al dettaglio per l’industria convergevano nel tempo, la crisi energetica ha invertito questa tendenza. Ciò è dovuto in gran parte all’eterogeneità delle misure nazionali applicate dagli Stati membri per affrontare la crisi e all’impatto diseguale della strumentalizzazione dell’approvvigionamento energetico dell’UE da parte della Russia. Questi fattori hanno avuto un impatto anche sui prezzi dell’energia al dettaglio pagati dai consumatori, che variavano da oltre 250 euro/MWh in alcuni Stati membri a meno di 100 euro/MWh in altri. Il divario tra i prezzi energetici più alti e quelli più bassi negli Stati membri dell’UE è raddoppiato nel 2022 ed è aumentato ancora del 15% nel 2023.

Il divario di competitività dell’UE rispetto ai suoi partner commerciali non è solo legato ai prezzi molto elevati, ma anche all’alto livello di volatilità e imprevedibilità dei prezzi nell’UE rispetto ad altre regioni del mondo. Dopo quasi un decennio di volatilità dei prezzi limitata, alla fine del 2019 e all’inizio del 2022 la volatilità dei mercati del gas naturale è aumentata in modo significativo, spinta prima dalla pandemia da COVID-19 e poi dalla crisi energetica [cfr. Figura 3]. Ciò si è tradotto in un’elevata volatilità dei mercati dell’energia elettrica, influenzata anche dalla minore produzione di energia idroelettrica e nucleare nel 2022. Gli alti livelli di volatilità dei mercati energetici, che sembrano essere diventati più strutturali, rappresentano una minaccia reale per la competitività dell’UE. L’elevata volatilità crea incertezza, aumenta i costi di copertura e può essere dannosa per le decisioni di investimento nel settore energetico. Questo genera un’incertezza ancora maggiore, anche dal punto di vista della sicurezza degli approvvigionamenti, e aumenta il costo della transizione energetica (a causa della copertura necessaria). Inoltre, l’elevata volatilità dei mercati energetici può portare a entrate statali e investimenti pubblici irregolari.

I prezzi elevati dell’energia hanno un impatto sugli investimenti complessivi, che si ripercuotono progressivamente sull’intera economia. Nel 2023, circa il 60% delle aziende europee ha dichiarato che i prezzi dell’energia rappresentano un ostacolo importante per gli investimenti, ovvero oltre 20 punti percentuali in più rispetto alle aziende statunitensi [i]. L’aumento dei prezzi nel periodo 2021-2023 ha avuto un impatto importante sul welfare e sui bilanci pubblici. Come illustrato nella Figura 4, i settori industriali (in particolare le industrie ad alta intensità energetica) sono particolarmente sensibili alle variazioni del prezzo del gas naturale e dell’elettricità, poiché rappresentano una quota sostanziale dei consumi [per un’analisi più completa, si veda il capitolo sulle industrie ad alta intensità energetica]. I costi energetici sono il fattore decisivo che determina la competitività di queste attività nell’UE rispetto ad altre regioni del mondo.

Infine, la combinazione di un’elevata percentuale di importazioni e prezzi elevati comporta un forte freno alle risorse dell’UE rispetto ai suoi concorrenti. Secondo l’Agenzia Internazionale per l’Energia (AIE) [ii], la spesa per l’importazione di energia da combustibili fossili dell’UE è aumentata da 341 miliardi di euro nel 2019 a 416 miliardi di euro nel 2023 (circa il 2,7% del PIL) [cfr. Figura 5]. Questi fondi potrebbero essere sfruttati meglio dall’UE per investire nelle infrastrutture, nell’innovazione, nell’istruzione e in altri settori, che sono essenziali per le economie sviluppate per mantenere il loro vantaggio competitivo nei mercati globali. Nel 2023, la spesa totale dell’UE per l’importazione di combustibili fossili (carbone, gas e petrolio) ammontava a 390 miliardi di euro. Si tratta di un aumento del 90% rispetto alla media storica del periodo 2017-2021, dovuto principalmente all’aumento dei prezzi, dato che i volumi sono aumentati in media solo del 7%. La spesa dell’UE per i combustibili fossili norvegesi ha superato i 50 miliardi di euro sia nel 2022 che nel 2023, circa tre volte di più rispetto alla media 2017-2021, principalmente a causa dell’aumento dei prezzi, dato che i volumi sono aumentati solo di due terzi. La spesa dell’UE per i combustibili fossili russi è quasi raddoppiata nel 2022 rispetto ai livelli precedenti, raggiungendo oltre 120 miliardi di euro, prima di tornare a meno di 30 miliardi di euro nel 2023 (con un calo del 60% rispetto alla media 2017-2021) come risultato di sforzi di diversificazione senza precedenti [iii].

Le cause del divario di competitività dell’UE

Il divario competitivo dell’UE è dovuto a molteplici fattori, dalla disponibilità di risorse endogene allo sviluppo delle infrastrutture e alle regole di mercato. Le cause principali includono:

La dipendenza dell’UE dalle importazioni di gas e l’esposizione ai mercati spot.

L’UE è il più grande importatore mondiale di gas e di gas naturale liquefatto (GNL), ma il suo potenziale potere di contrattazione collettiva non è sufficientemente sfruttato [nota 1]. Questo è particolarmente evidente nel caso dei gasdotti, dove la possibilità di reindirizzare i flussi di gas è più limitata, come dimostrano gli ultimi infruttuosi sforzi russi. Le importazioni totali di gas naturale dell’UE sono scese da 334 miliardi di metri cubi (93% del fabbisogno) nel 2021 a 290 miliardi di metri cubi nel 2023. Inoltre, i flussi commerciali di gas sono stati diversificati per ridurre la dipendenza dalla Russia, con un calo delle importazioni russe nell’UE dal 40% nel 2021 all’8% delle importazioni totali di gas nel 2023. Ciononostante, nell’UE il gas naturale viene acquistato da una miriade di attori pubblici e privati senza sfruttare il potere di mercato dell’Europa.

Durante la crisi del 2022, la concorrenza all’interno dell’UE per il gas naturale tra attori disposti a pagare prezzi elevati ha contribuito a un aumento eccessivo (e non necessario) dei prezzi. Questo aumento dei prezzi, in un contesto di flussi limitati a causa dei colli di bottiglia infrastrutturali, non si è tradotto in un’offerta aggiuntiva. Al culmine della crisi, le strozzature interne alla rete e la concorrenza interna all’UE per l’acquisto e lo stoccaggio del gas prima dell’inverno hanno determinato un aumento dei prezzi molto più marcato rispetto all’Asia (nel periodo luglio-agosto 2022, il TTF ha registrato una media di 40 euro/MWh al di sopra del Japan Korea Marker (JKM)). Se le aziende europee avessero avuto accesso a prezzi legati all’Henry Hub forniti su base cost-plus, il guadagno teorico per l’economia europea sarebbe stato dell’ordine di 50 miliardi di euro, con enormi risparmi per i bilanci pubblici e un minore impatto sull’economia generale.

In quanto importatori netti di gas, il Giappone e la Corea presentano analogie con l’UE, ma esistono notevoli differenze. In Corea, la società statale Korea Gas Corporation (KOGAS) mantiene un monopolio di fatto, importando circa il 90% del GNL del Paese, contribuendo in linea di principio a contrattare sulle importazioni e a minimizzare i costi generati lungo la catena del valore. In Giappone, la Japan Organization for Metals and Energy Security (JOGMEC), di proprietà statale, investe nella produzione a monte di combustibili fossili e minerali in tutto il mondo. La JOGMEC fornisce capitale azionario e assicurazione di responsabilità civile a società giapponesi per progetti upstream e terminali di ricezione del GNL, garantendo in linea di principio un accesso sicuro all’energia a prezzi più vicini ai costi di produzione.

Attualmente l’UE dipende dai mercati spot per l’acquisto di gas naturale più dei suoi concorrenti. I contratti di gas a lungo termine in vigore nell’UE nel 2022 rappresentavano l’82% delle sue importazioni totali di gas (rispetto al 91% del 2019). Tuttavia, se si considerano i contratti di GNL a lungo termine, la quota (sul totale delle importazioni di GNL) ha raggiunto solo il 60% [iv]. Il passaggio ai mercati globali del GNL è necessario per ridurre questa dipendenza, ma rischia di rendere l’UE soggetta alla volatilità dei mercati globali del GNL.

Con la riduzione delle forniture dei gasdotti dalla Russia, viene acquistato più gas sui mercati spot del GNL (dato che il GNL ha parzialmente sostituito il gas dei gasdotti) sia nell’UE che a livello globale. Nel 2023, il 42% delle importazioni di gas dell’UE è stato importato sotto forma di GNL, rispetto al 20% del 2021. Tradizionalmente, sui mercati spot i prezzi del GNL erano più alti di quelli del gas dai gasdotti (non solo a causa dei costi di liquefazione e di trasporto [nota 2], ma anche per la necessità di competere con altre destinazioni). Nel 2022, le spedizioni di GNL dagli Stati Uniti sono state più costose di circa il 50% rispetto alla media del gas di gasdotto importato nell’UE [v].

Anche il gas acquistato con contratti a lungo termine è in gran parte indicizzato ai mercati spot. Prima e dopo la crisi, le imprese extra-UE erano più attive nella stipula di contratti a lungo termine rispetto alle imprese europee. Una delle ragioni principali è la riluttanza delle industrie ad alta intensità di gas a sottoscrivere contratti a lungo termine sul mercato al dettaglio per ridurre gli ostacoli in caso di delocalizzazione, cambio di combustibile o miglioramento dell’efficienza energetica. Questa incertezza spinge gli importatori di gas a fare affidamento sul mercato spot e ad adeguare facilmente il proprio portafoglio di importazioni in relazione alla domanda finale di gas.

I mercati spot nell’UE riflettono sempre più gli sviluppi globali e sono influenzati dalle interruzioni dell’offerta e dai picchi di domanda in Asia. Sebbene non abbiano un impatto nel breve termine, le recenti decisioni del governo statunitense di limitare lo sviluppo della capacità di esportazione di GNL potrebbero determinare una riduzione dei prezzi del gas naturale negli Stati Uniti nel medio termine (a causa dell’abbondante offerta interna) e un aumento dei prezzi sui mercati globali. Questo porterebbe l’Henry Hub a raggiungere lo spread TTF [vi].

La necessità dell’UE di importare gas naturale diminuirà gradualmente, ma ci vorrà del tempo. Secondo l’AIE, la domanda di gas naturale dell’UE dovrebbe scendere dell’8-25% entro il 2030, rispetto ai 330 miliardi di metri cubi del 2023 [nota 3]. Tuttavia, esiste un divario tra ciò che l’UE ha garantito contrattualmente e ciò che verrà importato nel tempo [vii] [viii].

I prezzi marginali del gas e del carbone incidono sui prezzi dell’elettricità.

L’UE ha una quota relativamente alta di gas naturale nel suo mix energetico e una quota in diminuzione di carbone. In questo modo si ottengono la flessibilità e la fornitura necessarie, con differenze tra gli Stati membri. Nel 2023, l’UE ha prodotto 2710 TWh di elettricità. Quasi il 45% di questa cifra proveniva da fonti rinnovabili. I combustibili fossili rappresentavano il 32,5% e l’elettricità nucleare oltre il 20% della produzione totale. Il gas è stato il principale combustibile fossile utilizzato per generare elettricità (14,7%), seguito dal carbone (12,7%).

I meccanismi di mercato nell’UE si basano su prezzi marginali spot. Nel Mercato unico dell’UE, ben funzionante e interconnesso, il gas naturale determina il prezzo durante una quota molto più ampia di ore, in proporzione alla quota che rappresenta nel mix energetico. Il gas naturale è stato l’elemento che ha determinato il prezzo per il 63% del tempo nel 2022, nonostante la sua quota nel mix elettrico sia solo del 20% [cfr. Figura 6]. Dalla seconda metà del 2021 si è osservata una maggiore correlazione tra i prezzi del gas e dell’elettricità. Due effetti correlati hanno portato a prezzi più alti, indotti in primo luogo dall’efficienza delle centrali elettriche a gas (le centrali meno efficienti fissano il prezzo più caro) e in secondo luogo dal fatto che il gas rappresenta regolarmente la centrale marginale nella determinazione dei prezzi dell’elettricità. Alti prezzi del gas significheranno quindi alti prezzi dell’elettricità almeno fino alla metà degli anni 2030, quando i generatori a combustibile fossile saranno gradualmente sostituiti nel mix energetico. Sebbene il gas abbia un impatto diretto solo su una parte limitata dell’economia (le industrie ad alta intensità di gas rappresentano circa il 4% del PIL totale dell’UE [nota 4]), il suo ruolo nella generazione di elettricità implica che gli aumenti dei prezzi del gas naturale possono avere un impatto sull’intera economia.

Esistono inoltre differenze significative nei prezzi dell’energia all’ingrosso tra gli Stati membri, dovute in parte a diversi mix e sviluppi delle reti. I prezzi più bassi sono legati non solo alla presenza nel sistema di un maggior numero di fonti inframarginali (come le rinnovabili), ma anche all’aggiunta di una generazione più diversificata (in termini di tecnologie diverse) e meno costosa (ad esempio rinnovabili, idroelettrico, nucleare). Considerando le differenze dei prezzi del giorno precedente (day-ahead) tra Spagna e Germania nel 2023, appare evidente che un mix energetico diversificato (rinnovabili, idroelettrico, nucleare, capacità di importazione di GNL, ecc.) può garantire prezzi più bassi e offrire un vantaggio competitivo. Un altro esempio illustrativo è il confronto dei prezzi in Italia e in Svezia durante la recente crisi del gas, durante la quale i prezzi dell’Italia erano costantemente tra i più alti dell’UE, mentre quelli della Svezia erano tra i più bassi. Tra le regioni che soffrono di prezzi più alti ci sono anche quelle dell’Europa centrale e orientale con una quota maggiore di industrie ad alta intensità energetica, con disparità a livello di vendita all’ingrosso che vengono trasferite alla vendita al dettaglio del settore industriale.

Lo scarso sviluppo di soluzioni contrattuali a lungo termine (come i mercati dei PPA, gli accordi a lungo termine per l’acquisto di energia elettrica) ostacola i benefici derivanti dalla crescente diffusione delle fonti energetiche rinnovabili (FER).

Contratti a lungo termine più stabili, come gli accordi a lungo termine per l’acquisto di energia elettrica (PPA, Power Purchase Agreement), hanno il potenziale per ridurre l’esposizione del settore industriale e coprire i rischi dei prezzi elevati e volatili, fornendo certezza dei prezzi ai grandi operatori industriali. Con l’indice dei prezzi dei PPA al di sotto dei prezzi all’ingrosso, i PPA aziendali possono sostenere l’acquisto di elettricità da fonti rinnovabili in molti Paesi europei [cfr. Figura 7].

Nell’UE, i PPA contrattati sono aumentati del 40% nel 2023 [nota 5] rispetto al 2022, con un incremento concentrato in Spagna e Germania, sostenuto dalla domanda del settore IT [ix]. Secondo le stime della Banca europea per gli investimenti (BEI), il mercato dei PPA commerciali rappresenterà tra i 140 e i 290 TWh entro il 2030 [nota 6]. Alcuni Stati membri (ad esempio, Svezia e Spagna) rappresentano le migliori pratiche nell’UE, con una solida pipeline per il raggiungimento degli obiettivi in materia di energie rinnovabili, una chiara propensione del mercato per i PPA per ridurre l’esposizione al rischio commerciale e un’elevata partecipazione di offtaker diversificati (aziende, utility). Le misure normative per favorire la maturità di questi mercati di PPA includono
i) la standardizzazione dei contratti, riducendo i costi di transazione e ampliando il bacino di offtaker,
ii) la messa in comune di domanda e offerta e lo sviluppo di PPA ibridi (che incorporano asset di flessibilità), che consentono strutture di acquisto più personalizzate e attenuano il rischio di prezzo, e
iii) la riduzione al minimo delle distorsioni dei programmi di aiuti di Stato sul mercato dei PPA.

Tuttavia, nell’UE non si è ancora sviluppato in modo significativo un maggiore utilizzo dei PPA. Una delle ragioni principali risiede nelle condizioni finanziarie. La mancanza di garanzie finanziarie per il rischio di controparte, insieme alla limitata propensione al rischio del mercato (inclusi prezzi, profilazione dei costi, liquidità, ecc.), all’affidabilità creditizia delle aziende, alla mancanza di standardizzazione e alla complessità sono tutti fattori che limitano l’uso dei PPA nell’UE. Nonostante i benefici previsti, sono stati stipulati solo volumi marginali come PPA ibridi, PPA per la produzione di idrogeno verde e PPA multi-acquirente (aggregazione della domanda tra operatori più piccoli), il che richiede ulteriori misure. Per quanto riguarda le aziende che cercano e stipulano i PPA, la maggior parte di esse è impegnata nel settore delle tecnologie dell’informazione, dove l’energia non è un fattore produttivo primario. Per quanto riguarda le industrie ad alta intensità energetica, l’adozione è ancora in fase emergente.

Gli Stati Uniti hanno sviluppato prima il loro mercato dei PPA, che si attesta su livelli costantemente più elevati rispetto all’UE. I volumi cumulativi di PPA negli Stati Uniti sono pari al doppio rispetto a quelli dell’UE. Il 2023 è stato il primo anno in cui si è registrata una maggiore capacità nei nuovi PPA nell’UE rispetto agli Stati Uniti (dati BNEF fino a novembre 2023). Gli operatori industriali che aumentano la quota di consumo di elettricità coperta da PPA rinnovabili richiederanno anche nuovi investimenti in efficienza energetica, processi produttivi più flessibili, cambio di combustibile e rilocalizzazione industriale. Le PMI non consumano individualmente una quantità sufficiente di elettricità, né hanno la visibilità a lungo termine o le capacità interne per sottoscrivere i PPA. Tuttavia, sta emergendo un nuovo mercato per i PPA multi-acquirente, che può anche contribuire a risolvere i problemi di credito che sia gli sviluppatori di progetti che gli acquirenti devono affrontare per avere accesso ai finanziamenti.

Parallelamente, l’autoconsumo sta determinando un’ulteriore crescita della diffusione dell’energia solare nell’UE. Gli impianti residenziali, commerciali e industriali destinati principalmente all’autoconsumo rappresentano i due terzi delle installazioni solari dell’UE ogni anno [x]. L’autoconsumo offre alle aziende l’opportunità di sfruttare la convenienza dell’energia solare per ridurre le bollette energetiche. Nonostante la disponibilità di pannelli solari più economici e un quadro legislativo europeo favorevole, sono sorti ostacoli relativamente all’accesso limitato alla rete.

Sebbene gli autoconsumatori non richiedano tecnicamente il potenziamento della rete per l’installazione di pannelli solari, la proliferazione di queste installazioni in una specifica area di distribuzione pone problemi di bilanciamento per gli operatori di sistema, portando anche a costi di rete aggiuntivi che hanno un impatto sulla bolletta energetica finale. Queste sfide comportano ritardi nei collegamenti di rete negli Stati membri [nota 7].

 Costi del carbonio più elevati rispetto ad altre regioni del mondo.

Poiché la produzione di energia elettrica rientra nell’ambito di applicazione del sistema di scambio delle quote di emissione (ETS) dell’UE, la sua intensità di carbonio è calcolata nei costi di produzione dell’elettricità. Dato che le centrali che determinano i prezzi marginali spesso sfruttano una tecnologia ad alta intensità di carbonio, nel prezzo viene incorporata l’intensità di carbonio (pari a 20-25 EUR/MWh per la generazione a gas nell’UE [nota 8] [cfr. Figura 8]). I costi del carbonio hanno rappresentato circa il 10% del prezzo dell’elettricità industriale al dettaglio nell’UE nel 2023.

Nell’UE è un costo elevato e volatile. In California, questo costo si aggira intorno ai 10-15 euro/MWh (mentre la maggior parte degli altri stati americani non ha un sistema di scambio di emissioni) e a meno di 10 euro/MWh in Cina [nota 9].

 Maggiore volatilità e mercati finanziari non trasparenti per l’energia.

Gli aspetti finanziari (ad esempio la concentrazione nei mercati di negoziazione) e comportamentali dei mercati dei derivati del gas (ad esempio la negoziazione algoritmica) possono, soprattutto in combinazione con condizioni di mercato più rigide come quelle dell’UE, esacerbare la volatilità e amplificare l’impatto degli shock della domanda e dell’offerta o di quelli percepiti. La maggior parte delle attività di trading è svolta da poche società non finanziarie (SNF). Recenti prove presentate dall’Autorità (ESMA) indicano che esiste una concentrazione significativa a livello di posizione e di sede negoziale e che la concentrazione è aumentata nel 2022 [xi]. Le posizioni short detenute dalle prime cinque società non finanziarie sono aumentate notevolmente (di quasi il 200%) tra febbraio e novembre 2022.

Il mercato è caratterizzato da un elevato grado di concentrazione, con poche SNF che rappresentano la maggior parte delle attività di negoziazione dei derivati. L’ESMA e la Banca centrale europea (BCE) hanno identificato i rischi di liquidità e di concentrazione come una delle principali vulnerabilità del trading di futures sull’energia, insieme alla frammentazione dei dati sulle transazioni e alle lacune nei dati. La forte dipendenza da strumenti compensati a livello centrale impone ai partecipanti al mercato dei derivati sulle materie prime di depositare un margine iniziale [nota 10]. L’impiego dei margini comporta un significativo fabbisogno di liquidità per i partecipanti al mercato dei derivati sulle materie prime, fattore che a sua volta può aumentare la concentrazione in tali mercati.

Mentre le entità finanziarie regolamentate (ad esempio, banche d’investimento, fondi d’investimento, partecipanti al mercato di compensazione) sono soggette a regole di condotta e prudenziali, molte entità che negoziano derivati sulle materie prime possono contare su esenzioni, tra cui l’esenzione dall’autorizzazione come società d’investimento sottoposta a vigilanza. Questa esenzione si applica a condizione che l’attività di negoziazione di derivati dell’entità rimanga accessoria rispetto all’attività commerciale principale dell’entità a livello di gruppo (esenzione per attività ausiliarie, AAE). I principali beneficiari di questa esenzione, soprattutto sui mercati dei derivati del gas naturale, sono sia le utility di servizi energetici con sede nell’UE sia le società di trading di materie prime extra-UE. Negli ultimi anni, le società energetiche hanno assunto sempre più il ruolo di market-maker nei mercati dei derivati sulle materie prime energetiche. A ciò si aggiunge l’elevato grado di concentrazione del mercato, dove una manciata di società controlla oltre il 50% del valore nozionale totale dei derivati in circolazione. Secondo la BCE, l’AAE può rappresentare una sfida per la stabilità finanziaria.

Inoltre, la delimitazione giuridica tra la sorveglianza della fornitura futura e spot di energia porta a una divisione delle competenze e alla frammentazione della vigilanza tra le autorità energetiche e finanziarie, oltre a causare una frammentazione dei set di dati disponibili.

In un’impennata senza precedenti, il reddito netto dei principali trader di materie prime ha registrato una crescita notevole, raddoppiando nel 2021 e più che quadruplicando nel 2022 rispetto ai livelli storici [cfr. Figura 10]. Questa straordinaria performance finanziaria sottolinea la natura dinamica del mercato delle materie prime in questo periodo, con gli operatori che hanno sfruttato le condizioni di mercato favorevoli e volatili per ottenere profitti.

Le strozzature fisiche della rete possono aumentare durante la transizione energetica. 

Le strozzature fisiche della rete sia per il gas naturale che per l’energia elettrica impediscono l’emergere di un vero Mercato unico. L’integrazione dei mercati dell’elettricità e del gas in Europa ha dimostrato di poter ridurre le variazioni di prezzo tra gli Stati membri e di portare a significativi risparmi di costo per i consumatori, compresa l’industria, stimati in circa 34 miliardi di euro all’anno solo per l’elettricità [xii]. Ma diversi colli di bottiglia impediscono ancora di coglierne appieno i vantaggi.

Ad esempio, durante la crisi energetica si è verificata una congestione delle infrastrutture del gas. Ciò ha fatto seguito alla necessità di reindirizzare i flussi di gas dalle storiche rotte est-ovest, progettate per convogliare il gas dei gasdotti russi, a rotte prevalentemente ovest-est per convogliare le importazioni di GNL. Le limitate infrastrutture di importazione del GNL e le interconnessioni transfrontaliere hanno aggravato le impennate dei prezzi del gas, portando a spread storicamente elevati tra i diversi mercati dell’UE (fino a superare i 100 euro/MWh nell’estate del 2022, da spread regolarmente inferiori a 1 euro/MWh in passato). La concorrenza per accedere alle capacità scarse porta a costi aggiuntivi pagati in aggiunta alle normali tariffe di rete; l’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER) riferisce che i ricavi da congestione dei gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) dell’UE sono passati da 55 milioni di euro nel 2021 a 3,4 miliardi di euro nel 2022 [nota 11].

Parallelamente, l’infrastruttura della rete elettrica dell’UE si trova ad affrontare le sfide esistenti e nuove determinate dall’elettrificazione dell’economia. Le reti devono adattarsi a un sistema elettrico più interconnesso, decentralizzato, digitalizzato e flessibile. Si prevede che i costi di rete aumenteranno notevolmente nel prossimo decennio nell’UE, soprattutto a causa dei crescenti requisiti di investimento nelle infrastrutture e per evitare l’aumento delle perdite di rete associate. Ad esempio, il gestore dei sistemi di trasmissione TenneT prevede che le tariffe di rete tedesche aumenteranno del 185% entro il 2045 [xiii].

Nonostante l’eolico e il solare abbiano profili di produzione intermittente relativamente complementari [nota 12], una diffusione squilibrata delle due tecnologie nell’UE (esacerbata dalle maggiori difficoltà del settore eolico) potrebbe esercitare una pressione supplementare sulla rete. Inoltre, poiché le aree geografiche con una produzione ottimale di energia rinnovabile non coincidono necessariamente con i luoghi in cui si trova la domanda, le reti diventeranno più limitate e incapaci di trasmettere appieno tutta l’elettricità rinnovabile disponibile.

Questa distribuzione asimmetrica può aumentare notevolmente la necessità di ridispacciamento (adeguamento dei programmi dei generatori per ottenere un dispacciamento fisicamente fattibile). Entro il 2040, queste limitazioni nella rete potrebbero implicare un contenimento della produzione da fonti rinnovabili fino a 310 TWh. Si tratta di una cifra fino a dieci volte superiore a quella del 2022. I costi di ridispacciamento potrebbero variare da 50 a 100 miliardi di euro entro il 2040, più di 20 volte superiori a quelli del 2022 [xiv].

La maggior parte degli investimenti nella rete avverrà all’interno dei confini, sia a livello di trasmissione che di distribuzione, ma anche le interconnessioni giocheranno un ruolo fondamentale. Il “Grid Delay Scenario” (Scenario di ritardo della rete) dell’AIE stima che un’insufficiente diffusione delle reti a livello globale limiterebbe l’adozione delle energie rinnovabili, aumenterebbe le emissioni e porterebbe a un raddoppio dell’utilizzo di gas e carbone entro il 2050 [xv]. Sarebbero necessari investimenti sostanziali nelle reti di distribuzione e trasmissione, stimati dalla Commissione europea in oltre 500 miliardi di euro per questo decennio [xvi]. La sfida delle reti non è solo una sfida di pianificazione o di investimento. Ci sono progetti di investimento a lunghissimo termine e i complessi processi di autorizzazione provocano ritardi e cancellazioni dei progetti, trattenendo gli investimenti necessari.

In particolare, le reti di trasmissione dovranno collegare grandi e crescenti quantità di generazione rinnovabile intermittente con i centri di consumo. Per quanto riguarda le reti di trasmissione, il Piano decennale di sviluppo della rete (TYNDP) della Rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione di energia elettrica (ENTSO-E) stima che nei prossimi sette anni l’infrastruttura di trasmissione transfrontaliera dovrebbe raddoppiare, con l’incorporazione di ulteriori 23 GW di capacità entro il 2025 e di altri 64 GW entro il 2030 [xvii].

Gli interconnettori sono essenziali per raggiungere gli obiettivi dell’UE in materia di energie rinnovabili e decarbonizzazione. La diversità dei mix energetici e dei modelli meteorologici in Europa crea l’opportunità di una maggiore integrazione delle fonti rinnovabili, a condizione che gli Stati membri possano contare sugli scambi transfrontalieri per migliorare la sicurezza dell’approvvigionamento, ridurre i costi complessivi del sistema e limitare la dipendenza da impianti di riserva e dalla flessibilità [nota 13].

Inoltre, gli scambi transfrontalieri svolgono un ruolo fondamentale nella stabilizzazione dei prezzi dell’elettricità, mitigando la volatilità. Durante la crisi energetica dovuta alla strumentalizzazione dell’approvvigionamento energetico dell’UE da parte della Russia, la volatilità dei prezzi sarebbe stata circa sette volte superiore se i mercati nazionali fossero stati isolati [xviii]. In quanto Importanti progetti di comune interesse europeo (IPCEI), gli interconnettori possono essere finanziati a livello UE dal Meccanismo per collegare l’Europa (CEF).

La risposta alle esigenze del sistema porterà a una riduzione dei costi di circa 9 miliardi di euro all’anno nel 2040, di gran lunga superiore rispetto al costo degli investimenti nella rete europea, pari a 6 miliardi di euro all’anno per il 2040 [xix]. Le reti di distribuzione devono espandersi in modo significativo per modernizzarsi e accogliere le nuove risorse (energie rinnovabili distribuite, infrastrutture di ricarica dei veicoli elettrici) in modo intelligente e digitalizzato. Circa il 40% delle reti di distribuzione europee ha più di 40 anni e deve essere modernizzato. Allo stesso tempo, le reti di distribuzione dovranno collegare nuove risorse che aggiungano flessibilità al sistema. Le simulazioni evidenziano un contenimento quasi raddoppiato (ovvero 62 TWh in più all’anno, pari all’energia totale prodotta dalla nuova capacità solare creata nel 2023) tra uno scenario di piena flessibilità della rete di distribuzione e uno scenario senza flessibilità caratterizzato da vincoli di rete. Il settore stima che entro il 2030 saranno necessari circa 375-425 miliardi di euro di investimenti nelle reti di distribuzione [xx].

Anche la domanda di componenti della rete (ad esempio cavi, convertitori e sottostazioni) è destinata ad aumentare e a superare la capacità produttiva in Europa. Entro il 2050 sarà necessario rinnovare oltre 7 milioni di km di linee elettriche a tutti i livelli di tensione per la distribuzione e la trasmissione, nonché oltre 43.000 km di cavi aggiuntivi a livello di trasmissione [xxi]. Nonostante la leadership mondiale dell’industria di produzione delle reti dell’UE, i promotori dei progetti di rete segnalano tempi lunghi e crescenti per l’approvvigionamento di componenti specifici della rete, talvolta di diversi anni, anche per gli IPCEI più urgenti [xxii]. Sostenere l’industria di produzione delle reti dell’UE e affrontare gli attuali ostacoli (ad esempio la mancanza di standardizzazione, l’accesso alle materie prime, i rischi per la sicurezza associati ai fornitori di Paesi terzi) è essenziale per ridurre i ritardi legati alla catena di fornitura dei componenti di rete e consentire un’adeguata diffusione dell’infrastruttura di rete.

Un processo di autorizzazione lungo e incerto per le nuove reti e forniture di energia. 

Le autorizzazioni rappresentano un collo di bottiglia significativo per lo sviluppo delle infrastrutture necessarie. Sia lo sviluppo della generazione di energia (come le fonti rinnovabili) che quello delle reti sono progetti di investimento che richiedono diversi anni tra gli studi di fattibilità e il completamento del progetto.

In alcuni Stati membri, l’intero processo di rilascio delle autorizzazioni per i grandi progetti di energia rinnovabile può richiedere fino a nove anni (le autorizzazioni per i progetti solari possono richiedere in media fino a due anni e quelle per i parchi eolici fino a nove). Sebbene l’UE abbia sviluppato iniziative per velocizzare le autorizzazioni (sia nelle proposte di emergenza dell’articolo 122 che nella Direttiva RED III), l’attuazione delle autorizzazioni a livello nazionale e regionale incontra ancora ostacoli significativi, ad esempio dovuti alla mancanza di capacità amministrativa e di digitalizzazione.

La legislazione ambientale nazionale ed europea comporta requisiti complessi che ritardano la valutazione dell’impatto di un progetto per la costruzione e il funzionamento di impianti di energia rinnovabile e della rete elettrica. Anche l’autorizzazione delle reti deve progredire parallelamente allo sviluppo delle energie rinnovabili per consentire la decarbonizzazione ed evitare che questo elemento diventi il prossimo collo di bottiglia. Ad esempio, l’Agenzia tedesca per l’energia eolica onshore (Fachagentur Windenergie) riporta un aumento del ritardo per la connessione alla rete dopo l’approvazione dei progetti eolici in Germania da un anno nel periodo 2011-2017 a due anni nel periodo 2018-2022 [xxiii].

Per quanto riguarda l’autorizzazione delle fonti energetiche rinnovabili (FER) [xxiv], le lunghe e complesse procedure di autorizzazione rappresentano un ostacolo cruciale per la diffusione delle energie rinnovabili. Esistono ampie differenze tra gli Stati membri, con l’analisi dell’impatto ambientale che rappresenta una parte significativa della durata del processo di autorizzazione:

• Per gli impianti fotovoltaici (PV) su tetto, la durata del processo varia da un mese e mezzo a Malta a 10 mesi in Bulgaria
• Per gli impianti fotovoltaici a terra, la durata riportata varia da un anno in Bulgaria a 4 anni e 6 mesi in Grecia, Irlanda e Spagna hanno processi che durano più di tre o addirittura quattro anni

Per l’eolico onshore, nella maggior parte degli Stati membri il processo di autorizzazione dura circa sei anni. La Lettonia (con 2 anni e 8 mesi) e la Finlandia (con tre anni) hanno gli iter più brevi. Gli iter più lunghi sono stati registrati in Grecia e Irlanda, rispettivamente con otto e nove anni. Quasi nessuno Stato membro riesce a concludere l’iter di autorizzazione entro due (o tre) anni, come indicato nella RED II. Va sottolineato che le tempistiche indicate nella RED II includono il tempo necessario per superare le sfide legali e per completare la valutazione dell’impatto ambientale. Le migliori pratiche di implementazione sono state individuate nelle seguenti aree:

• Strumenti online e digitalizzazione (Paesi Bassi, Italia, Portogallo, Spagna)
• Valutazione dell’impatto ambientale (Italia, Lituania, Francia, Portogallo)
• Notifica semplice o PV su piccola scala (Repubblica Ceca, Bulgaria)
• Principio di interesse pubblico prevalente (Germania, Repubblica Ceca, Francia)
• Uso del suolo e aree di accelerazione (Lituania, Bulgaria, Romania, Portogallo, Spagna)
• Silenzio-assenso per i progetti FER (Portogallo, Spagna)
• Riduzione della burocrazia (Germania) [nota 14]

Tuttavia, ci sono alcuni elementi positivi. Diversi Stati membri hanno registrato aumenti a due cifre nel volume di autorizzazioni rilasciate per l’eolico onshore dall’entrata in vigore dell’articolo 122 del Regolamento di emergenza sulle autorizzazioni [xxv].

Sussidi e tassazione più elevata e non omogenea. 

I prezzi industriali al dettaglio dell’energia nell’UE sono influenzati da tasse, imposte e oneri. Ognuno di questi serve a scopi distinti [nota 15]. Se combinati, possono rappresentare una parte sostanziale del costo finale pagato dai consumatori e sono più alti rispetto ad altre regioni.

Nel 2022, nell’UE sono stati raccolti circa 200 miliardi di euro di tasse e oneri di rete da tutti i consumatori di elettricità e gas (circa 40 miliardi di euro dal settore industriale). Di questi, le tasse riscosse all’interno dell’UE da tutti i consumatori di elettricità e gas ammontavano a circa 85 miliardi di euro (di cui circa 18 miliardi di euro dal settore industriale, di cui 13 miliardi di euro dal solo consumo industriale di elettricità) [nota 16].

In particolare, i costi delle materie prime (comprese le emissioni di CO₂ pagati dai produttori di elettricità ad alta intensità di carbonio) rappresentano il 55% dei prezzi al dettaglio dell’elettricità per uso domestico nel 2022 e il 78% dei prezzi industriali. Escludendo i costi di CO₂ pagati dai produttori (stimati tra il 15 e il 20% dei costi delle materie prime nel 2022), il costo di produzione è dell’ordine del 45% per le famiglie e del 65% per i prezzi industriali al dettaglio. Gli oneri residui sono stati all’incirca equamente ripartiti tra rete e tasse.

Esistono variazioni significative tra gli Stati membri per quanto riguarda le tasse, che raggiungono oltre il 30% nella fascia più alta, mentre alcuni Stati membri applicano imposte inferiori al 5%, o addirittura imposte negative [cfr. Figura 11]. Le tasse ambientali e sulle fonti rinnovabili per l’elettricità e il gas nell’UE sono quelle in cui si osservano le maggiori disparità tra gli Stati membri.

Inoltre, l’approccio frammentato dell’UE agli aiuti di Stato rischia di minare il Mercato unico e di svantaggiare gli Stati membri più piccoli che non possono permettersi di partecipare a una corsa alle sovvenzioni. Entro la fine del 2022, alle imprese dell’UE sono stati concessi 93,5 miliardi di euro di aiuti di Stato anticrisi, prevalentemente legati all’energia, di cui il 76% dalla Germania, il 9% dalla Spagna e il 5% dai Paesi Bassi [xxvi].

A differenza dell’UE, gli Stati Uniti non applicano alcuna imposta federale sul consumo di elettricità o gas naturale, ma hanno oneri di rete più alti. Il prezzo industriale medio dell’elettricità negli Stati Uniti è stato di 80 EUR/MWh nel 2022, con il costo delle materie prime stimato [nota 17] al 62% del prezzo totale al dettaglio e gli oneri di rete al restante 38% (gli Stati Uniti non applicano imposte federali sui prezzi dell’elettricità e del gas per uso industriale, ma possono incorporare alcune tasse locali negli oneri di rete) [xxvii], [xxviii] . Con l’Inflation Reduction Act (IRA), gli Stati Uniti offrono anche agevolazioni fiscali a lungo termine per sostenere gli investimenti nelle tecnologie pulite e nell’autoproduzione, con una conseguente riduzione complessiva della pressione fiscale sull’industria.

La prospettiva per il futuro

Senza un’azione adeguata, si prevede che il divario di competitività dell’UE persista o aumenti, a causa della mancanza di combustibili nazionali a basso costo e di risorse fiscali limitate. La decarbonizzazione del sistema energetico è un’opportunità per l’UE di ridurre la sua dipendenza dai combustibili fossili per garantire la sua competitività, l’accessibilità e la sicurezza dell’approvvigionamento. Tuttavia, ci vorrà del tempo per raccogliere tutti i frutti della transizione energetica. Le crisi future potrebbero avere un impatto sull’UE in modi diversi rispetto alla crisi energetica del 2022-2023. Mentre questa crisi è stata determinata dalla strumentalizzazione della fornitura di combustibili fossili da parte della Russia, le crisi future potrebbero derivare dalla necessità di affrontare i colli di bottiglia nell’elettrificazione e l’intermittenza del sistema, con conseguenti aumenti dei costi di sistema. L’UE deve quindi essere pronta ad affrontare un sistema energetico che potrebbe essere meno flessibile, che richiede investimenti massicci per evitare le strozzature e che in futuro potrebbe registrare prezzi più alti e volatili.

La decarbonizzazione del sistema energetico e la transizione verde potrebbero migliorare la competitività dell’UE in due modi. In primo luogo, hanno il potenziale per ridurre radicalmente la dipendenza dalle importazioni. Il Piano per l’obiettivo climatico 2040 stima tra 190 e 240 miliardi di metri cubi di importazioni di gas entro il 2030, rispetto ai 334 miliardi di metri cubi del 2021. In secondo luogo, potrebbero favorire l’impiego massiccio di fonti energetiche pulite con bassi costi marginali di produzione, come le rinnovabili e il nucleare.

Ci vorrà del tempo prima che la decarbonizzazione abbia un forte effetto di ribasso sui prezzi dell’energia. Nel breve termine, la sfida che l’Europa dovrà affrontare è il fatto che i pieni benefici della transizione a un’energia pulita per la competitività dell’UE si concretizzeranno solo quando le energie rinnovabili combinate con il nucleare avranno una regolare determinazione dei prezzi e i relativi investimenti nelle reti, nello stoccaggio e nella flessibilità saranno completati (e ammortizzati), in modo che il sistema possa essere gestito in modo efficiente dal punto di vista dei costi. Nel medio termine, per avere un impatto positivo sui prezzi, la produzione di energia da combustibili fossili deve essere eliminata in modo significativo dal mix energetico dalle fonti rinnovabili, in combinazione con adeguati investimenti in infrastrutture, flessibilità e soluzioni di stoccaggio.

Entro il 2030, anche se si prevede un aumento della quota delle rinnovabili dal 46% al 67% nel mix di produzione di energia elettrica dell’UE, si prevede che le ore in cui la generazione basata su combustibili fossili fissa i prezzi rimarranno sostanzialmente le stesse del 2022 [xxxiii]. Nel frattempo, le rinnovabili contribuiranno a sostituire progressivamente le centrali a gas più costose, contenendo i prezzi elevati. Tuttavia, con l’aumento della produzione di energia rinnovabile, le aspettative di una maggiore cannibalizzazione dei prezzi [nota 22] e la volatilità dei prezzi possono scoraggiare gli investimenti nelle energie rinnovabili e rallentare la transizione energetica. È quindi fondamentale che l’adozione delle energie rinnovabili sia accompagnata da adeguati investimenti nelle reti, nella flessibilità e nello stoccaggio.

Le esigenze di flessibilità aumenteranno notevolmente da qui al 2050. Questo fabbisogno sarebbe pari al 30% della domanda elettrica totale dell’UE nel 2050, rispetto al 24% del 2030 e all’11% del 2021 [xxxiv]

Allo stesso tempo, il passaggio a un sistema energetico decarbonizzato avrà un impatto anche su altre componenti della bolletta energetica. Tra questi, gli oneri di rete che finanziano i massicci aggiornamenti della rete necessari per la transizione verde, gli oneri di flessibilità, le tasse e le imposte che finanziano gli investimenti pubblici nelle energie rinnovabili, nello stoccaggio e nel rafforzamento della sicurezza dell’approvvigionamento.

Infine, le crisi e le sfide future potrebbero essere diverse dall’ultima crisi energetica. In futuro le tensioni sul mercato del gas naturale dovrebbero attenuarsi. Secondo le ultime previsioni dell’AIE, l’offerta globale di GNL dovrebbe crescere del 25% tra il 2022 e il 2026. Si prevede che il 70% dell’aumento dell’offerta si concentrerà nel periodo 2025-2026 [xxxv]. Allo stesso tempo, si prevede che la domanda di gas naturale nell’UE diminuirà, grazie agli sforzi di decarbonizzazione, fino a 190 bcm entro il 2030, esercitando una pressione al ribasso sui prezzi. Sebbene nella seconda metà di questo decennio l’offerta di gas possa essere abbondante, con il previsto aumento della capacità globale di GNL, l’UE non dovrebbe arrestare la propria transizione, ma accelerare sull’onda di questa opportunità. L’UE deve quindi trarre insegnamento dalla recente crisi energetica, in quanto potrebbero verificarsi tensioni nei mercati dell’energia elettrica dovute ad altre ragioni, come i colli di bottiglia nell’elettrificazione dell’economia e i costi di sistema.

Le energie rinnovabili devono tenere il passo con la domanda di elettrificazione, nonostante i problemi legati alle autorizzazioni, l’aumento del costo del capitale e le potenziali sfide della catena di approvvigionamento. Secondo le stime del settore [xxxvi], il costo di costruzione dei parchi eolici offshore è aumentato del 40% (al 2023) nell’UE nel corso degli ultimi due anni. Anche l’aumento dei tassi di interesse influisce negativamente sugli investimenti: si stima che un aumento del 3,2% dei tassi di interesse faccia aumentare i costi dei progetti offshore del 25% [xxxvii].

L’accelerazione della diffusione delle energie rinnovabili non porterà i benefici attesi se la rete rappresenterà il prossimo collo di bottiglia. Inoltre, le reti, la flessibilità e le soluzioni di stoccaggio devono progredire in parallelo per consentire la decarbonizzazione. Per ogni euro speso in Europa per l’energia pulita nel periodo 2022-2040, saranno necessari 0,9 euro di investimenti nella rete per raggiungere gli obiettivi climatici dell’UE [xxxviii] . Gli ingenti investimenti necessari (solo quelli per la rete elettrica richiederanno circa 90 miliardi di euro all’anno tra il 2031 e il 2040) potrebbero far lievitare la bolletta per le famiglie e le imprese, a meno che non vengano sviluppati modelli di pianificazione e finanziamento adeguati.

L’intelligenza artificiale (IA) ha un enorme potenziale per accelerare la transizione dell’UE verso un sistema energetico più pulito e decentralizzato, migliorando al contempo l’efficienza energetica e l’affidabilità del sistema. I sistemi energetici diventano sempre più complessi e integrati tra i vettori energetici e i settori di uso finale e, parallelamente, cresce l’esigenza di strumenti più potenti per pianificare e gestire i sistemi energetici in continua evoluzione. Tuttavia, la diffusione dell’IA comporta delle sfide, ad esempio dal punto di vista della sicurezza e dell’aumento significativo della domanda di energia. I data center da soli sono responsabili del 2,7% della domanda di elettricità dell’UE (fino a 65TWh nel 2022). Entro il 2030, il loro consumo dovrebbe aumentare del 28% [xxxix].

La produzione e l’importazione di idrogeno dovranno svolgere un ruolo specifico nella decarbonizzazione dei settori cosiddetti “hard-to-abate” (ovvero i settori particolarmente difficili da decarbonizzare) come i trasporti, le industrie chimiche e metallurgiche, oltre a consentire all’industria di approvvigionarsi di idrogeno da regioni ricche di fonti rinnovabili. L’UE deve affrontare la sfida articolata di realizzare il pieno potenziale dell’energia da idrogeno. In primo luogo, i costi livellati determinati dal CAPEX degli elettrolizzatori e dai prezzi dell’energia elettrica sono molto elevati, il che attualmente rende il lato economico impegnativo senza sovvenzioni. In secondo luogo, il trasporto dell’idrogeno è costoso. È necessario sviluppare ulteriormente le infrastrutture e creare cluster industriali competitivi.

L’impegno dei cittadini è essenziale per il successo della transizione. Senza un sostegno mirato, le disuguaglianze sociali potrebbero aumentare, poiché il costo della transizione può colpire in modo sproporzionato le famiglie a basso reddito, con un conseguente aumento della povertà energetica, dell’alienazione dei cittadini e dei disagi alle PMI. Ad esempio, il Piano per l’obiettivo climatico 2040 mostra che l’evoluzione dei costi energetici per le famiglie è caratterizzata da un aumento dei costi legati al capitale per l’acquisto di elettrodomestici più efficienti e per il miglioramento dell’isolamento energetico delle abitazioni, illustrando come la mancanza di programmi di sostegno potrebbe rallentare il ritmo della transizione e rischiare di lasciare indietro famiglie, industrie e territori vulnerabili. Sono quindi fondamentali quadri di sostegno ben progettati per garantire che la transizione energetica sia giusta e inclusiva, oltre che economicamente vantaggiosa, in quanto l’aumento degli investimenti consente di risparmiare sugli acquisti di energia più avanti nel tempo.

Obiettivi e proposte

Per gestire le sfide di competitività che l’UE deve affrontare, è necessario perseguire due obiettivi in parallelo:

• In primo luogo, è necessario ridurre il costo dell’energia per l’utente finale. I benefici economici della decarbonizzazione devono essere anticipati e trasferiti a tutti i consumatori.
• In secondo luogo, la decarbonizzazione deve essere accelerata. Per raggiungere questo obiettivo, tutte le tecnologie e le soluzioni disponibili (come le energie rinnovabili, il nucleare, l’idrogeno, le batterie, la gestione della domanda, lo sviluppo delle infrastrutture, l’efficienza energetica e le tecnologie CCUS) devono essere sfruttate adottando un approccio tecnologicamente neutrale e sviluppando un sistema complessivamente efficiente in termini di costi.

Le proposte illustrate in questa sezione mirano a:

i) massimizzare le risorse endogene a basso costo;
ii) garantire un approvvigionamento competitivo e un potenziale di diversificazione;
iii) mantenere incentivi adeguati per attrarre le risorse finanziarie necessarie; iii) rivedere la segmentazione dei mercati e passare a strutture di prezzo più vicine ai costi;
iv) armonizzare il trattamento (ad esempio, tassazione, sovrattasse e aiuti di Stato) in particolare per i settori esposti alla concorrenza internazionale.

Le proposte sono organizzate in tre gruppi: proposte per il gas naturale, per il settore elettrico e proposte “orizzontali”.

Proposte per il gas naturale

Le proposte chiave nei settori del gas naturale consentiranno di sfruttare ulteriormente il potere di mercato dell’UE per tradurre i benefici per i consumatori e la transizione verso i gas verdi in modo efficiente dal punto di vista dei costi.

Stabilire collaborazioni con partner commerciali affidabili e diversificati, rafforzando anche i contratti a lungo termine.

I primi passi chiave per agire in modo coordinato a livello dell’UE sarebbero:

• Sviluppare una strategia globale a livello UE, coordinarsi con gli Stati membri su come gestire il gas naturale durante la transizione e su come assicurarsi il gas naturale (provenienza, volumi e condizioni) per i prossimi 20 anni. Queste indicazioni dovrebbero guidare i partenariati e lo sviluppo di infrastrutture strategiche. Oggi, questo aspetto è in mano agli Stati membri e ai mercati globali, ogni Stato membro è responsabile della propria sicurezza di approvvigionamento. Durante la crisi energetica, gli Stati membri hanno condiviso le loro strategie per il gas naturale rispettivamente nel Gruppo di coordinamento del gas e nel Gruppo di coordinamento dell’elettricità. Queste discussioni si sono concentrate principalmente sugli sviluppi della crisi a breve termine. Non esiste una strategia chiara ed esplicita a livello europeo per quanto riguarda la provenienza del gas durante la transizione energetica e il modo in cui gestire i volumi rimanenti di gas russo importato. Il concetto di sicurezza dell’approvvigionamento dell’UE deve essere sviluppato a lungo termine. È necessaria una revisione del Quadro sulla sicurezza dell’approvvigionamento, considerando la nuova esposizione sui mercati globali, insieme a un approccio coordinato dell’UE sugli investimenti in materia di sicurezza dell’approvvigionamento. In termini di governance, il Consiglio dei Ministri dell’Energia sarebbe nella posizione ideale (come l’ECOFIN per la governance economica) per gestire questo aspetto.
• Costruire partnership con partner commerciali affidabili e diversificati, compresi accordi a lungo termine per coprire le quantità di base per ridurre progressivamente il fabbisogno di importazioni in vista del 2050. Ciò contribuirebbe a ridurre l’esposizione ai mercati spot globali (privilegiando il gas di gasdotto per le molecole finali). In seguito al lavoro svolto nell’ambito di REPowerEU, si dovrebbe sviluppare un rapporto strategico più stretto per garantire fonti di approvvigionamento a lungo termine, diversificazione e un nuovo approccio alla sicurezza degli approvvigionamenti (compresa la sicurezza informatica e la protezione delle comunicazioni tra i TSO). Le future importazioni si concentrerebbero in primo luogo sul gas di gasdotto sicuro e conveniente, che sarebbe più economico se approvvigionato a “costo di produzione più mark-up”, pur mantenendo la flessibilità e l’opzione dell’approvvigionamento di GNL. Si dovrebbero valutare accordi a lungo termine con i partner (ad esempio la Norvegia) per assicurare prezzi fissi preferenziali e volumi garantiti per diversi anni da affidare a società private. Accordi a lungo termine sotto forma di memorandum d’intesa (MoU) tra l’UE e i partner internazionali dovrebbero fornire un quadro generale per la firma di contratti privati. L’infrastruttura del gas nell’UE dovrebbe essere adattata per garantire che i volumi associati possano essere importati e distribuiti in tutta l’Unione. È importante che questi contratti siano firmati dalle società più vicine all’utente finale che si occupano dell’effettivo flusso fisico (industrie o TSO), per evitare un mark-up intermedio che potrebbe aumentare i prezzi.
• La produzione nazionale potrebbe inoltre svolgere un ruolo fondamentale per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti e per evitare l’influenza degli sviluppi geopolitici, fornendo le molecole finali di gas negli anni 2040 e 2050. La produzione interna nell’UE è diminuita rapidamente negli ultimi anni, dimezzandosi negli ultimi dieci anni e riducendosi del 7,2% su base annua solo nel 2022. Nonostante ciò, è importante che gli Stati membri valutino il ruolo che l’approvvigionamento interno svolge per la sicurezza delle forniture e la stabilizzazione dei prezzi nell’UE.

Incoraggiare un progressivo allontanamento dall’approvvigionamento a spot.

• Per ridurre l’esposizione dell’UE alla volatilità del mercato spot e sfruttare le potenziali pressioni al ribasso sui prezzi, sarebbe utile promuovere la sottoscrizione di contratti a lungo termine da parte delle aziende europee che incorporino formule di prezzo che riflettano una minore indicizzazione spot. In assenza di politiche di mitigazione, l’Europa potrebbe continuare a essere esposta al mercato spot negli anni a venire. I mercati globali del GNL possono sperimentare cicli periodici di eccesso di offerta e scarsità, a seconda delle incertezze del mercato, come l’evoluzione della domanda di gas nelle economie emergenti, i cicli di investimento nei paesi produttori o gli eventi geopolitici; in questo scenario, è consigliabile mantenere la diversità in termini di prezzi, durata del contratto o fonti. Per quanto riguarda i prezzi, le misure potrebbero includere:
  • L’indicizzazione dei contratti dovrebbe passare a formule più vicine a un costo fisso predeterminato, piuttosto che scommettere sulla stabilità del mercato spot nei prossimi due decenni.
  • Sulla base di un’analisi approfondita che fornisca una maggiore trasparenza sui costi di produzione del gas da parte dei Paesi partner e sulle tariffe di trasporto standard, una raccomandazione della Commissione potrebbe proporre di passare a un approccio coordinato a livello europeo di “costo di produzione più mark-up” per le industrie dell’UE quando si negoziano i contratti con Paesi terzi. La raccomandazione potrebbe inoltre offrire chiarezza alle industrie su come assicurarsi contratti a lungo termine direttamente con gli esportatori per evitare (per quanto possibile) gli intermediari e l’acquisto sul mercato spot.

Rafforzare gli acquisti congiunti. 

La Piattaforma dell’UE per l’energia potrebbe sviluppare strumenti finanziari (sovvenzioni, prestiti e garanzie):

• Sostenere l’acquisto congiunto tramite gli appalti. L’attuale strumento dell’UE AggregateEU non effettua acquisti congiunti, ma aggrega la domanda. Attualmente funziona come strumento di matchmaking che mette in relazione la domanda aggregata con l’offerta disponibile sul mercato. In futuro, la Piattaforma dell’UE per l’energia potrebbe fare un ulteriore passo avanti e garantire l’acquisto congiunto di gas. Un’unica entità acquirente dell’UE (sostenuta finanziariamente e che agisce per conto delle imprese dell’UE) potrebbe acquistare gas di gasdotto e/o GNL (indicizzato all’Henry Hub, ad esempio) per quantità di base e gestire aste per i volumi a prezzi fissi predeterminati (“costo di produzione più mark-up”) per le imprese europee, rispettando la concorrenza interna all’UE. Questi contratti sarebbero l’attuazione concreta dei MoU con i governi stranieri. L’aggregazione dei profili di domanda (ad esempio, legati alla domanda dell’industria ad alta intensità energetica) faciliterebbe la gestione delle fluttuazioni a breve termine del mercato. L’adozione di un modello di questo tipo potrebbe rendere più gestibili i rischi della transizione energetica (ad esempio, la diminuzione dei volumi della domanda di gas più rapida in alcuni Paesi rispetto ad altri, i contratti a lungo termine arenati).
• Fornire un’assicurazione contro le oscillazioni del mercato. La Piattaforma potrebbe sviluppare un meccanismo di copertura sostenuto a livello governativo per proteggere le imprese che sottoscrivono contratti a lungo e medio termine dall’estrema volatilità del mercato. Le imprese potrebbero pagare una tariffa per l’accesso a questo strumento e, in cambio, qualsiasi gas acquistato nell’ambito di questo strumento potrebbe essere venduto ai consumatori finali in Europa su una base cost-plus. Il rischio principale per qualsiasi impresa europea che sottoscrive un contratto a lungo termine è che il gas alla fine non sia necessario (o che non possa essere rivenduto con profitto). Si potrebbero sviluppare prodotti finanziari sostenuti dal settore pubblico per proteggere gli acquirenti da questi rischi (ad esempio, una variazione dei prezzi delle materie prime al di là dell’orizzonte in cui è possibile la copertura, o un calo della domanda che comporta per le aziende il pagamento di una penale per non aver acquistato il gas oggetto di contratto). Una garanzia collettiva degli Stati membri potrebbe sostenere questi prodotti. I costi per gli Stati membri si concretizzerebbero solo in caso di eventi estremi come quelli citati. Questo schema potrebbe abbassare rapidamente i prezzi e proteggere l’economia dell’UE.

Sviluppare ulteriormente le infrastrutture strategiche di importazione selettiva e migliorare il coordinamento della gestione dello stoccaggio in Europa.

• Gli Stati membri potrebbero coordinare ulteriormente il riempimento strategico dello stoccaggio di gas naturale per i prossimi inverni, per evitare che gli operatori dell’UE entrino in concorrenza tra loro. L’UE dovrebbe sfruttare il suo Regolamento sullo stoccaggio in vigore fino al 2025 estendendolo ulteriormente. Il coordinamento del riempimento dei siti di stoccaggio (o almeno di una parte strategica dello stoccaggio) tra gli Stati membri dovrebbe essere fatto in modo da limitare il rischio di riempimento simultaneo e la possibilità per i fornitori di sfruttare obiettivi rigidi e palesi per gonfiare i prezzi.
• Fornire controgaranzie statali per ridurre il rischio di stoccaggio del gas in Ucraina e integrare le soluzioni di stoccaggio del gas dell’UE. L’Ucraina detiene una capacità di stoccaggio del gas significativa e competitiva che potrebbe essere ulteriormente utilizzata dall’UE (circa il 10% della capacità di stoccaggio dell’UE). L’UE potrebbe sfruttare ulteriormente la capacità disponibile in Ucraina per sostenere il proprio fabbisogno di stoccaggio, riducendo il rischio degli asset basati sulle controgaranzie statali. Un’ulteriore capacità di stoccaggio aiuterebbe l’UE a bilanciare le variazioni stagionali della domanda e a rassicurare i mercati sui rischi di scarsità durante l’inverno, contribuendo a ridurre e stabilizzare ulteriormente i prezzi.
• Sviluppare un’infrastruttura strategica selettiva per le importazioni. Con lo sviluppo di infrastrutture per l’importazione di GNL (70 miliardi di metri cubi di nuova capacità di rigassificazione tra il 2022 e il 2024) e di flussi inversi, i principali rischi che si sono verificati sul mercato a causa della drastica riduzione delle forniture di gas russo sembrano essere stati in gran parte mitigati. Tuttavia, potrebbero essere ancora necessarie alcune infrastrutture aggiuntive per diversificare ulteriormente l’approvvigionamento dell’UE [nota 24]. Inoltre, in futuro potrebbe essere necessario riconvertire le infrastrutture strategiche di importazione per utilizzare o trattare i combustibili emergenti della transizione energetica [nota 25]. Il finanziamento dovrebbe essere soggetto a un approccio basato sul valore dell’opzione che consideri gli scenari di investimento e la loro probabilità (ad esempio, che l’infrastruttura venga riconvertita in futuro), piuttosto che utilizzare un approccio basato sul valore attuale netto (VAN)
• Sviluppare ulteriormente una strategia chiara per ottimizzare la riconversione, la riqualificazione e la disattivazione delle infrastrutture esistenti. Data l’interazione tra i mercati dell’energia elettrica e del gas naturale, gli sviluppi delle reti devono essere considerati in modo integrato. Ciò potrebbe contribuire a evitare gli asset “incagliati”, a mantenere la flessibilità e a soddisfare le esigenze infrastrutturali per i gas alternativi rinnovabili e a basse emissioni di carbonio per la transizione verde (ad esempio per la generazione di energia con idrogeno, biometano e CCUS), anche per quanto riguarda le necessarie best practice sui livelli di finanziamento.

Migliorare la qualità dei dati e delle previsioni.

Esiste un margine significativo per migliorare la qualità, l’interoperabilità, la diffusione e la disponibilità tempestiva dei dati e delle statistiche sull’energia per consentire all’UE di fornire maggiore certezza al mercato durante la transizione energetica. La disponibilità di dati affidabili e coerenti rappresenta un elemento centrale per il successo della transizione energetica.

• Mappare e affrontare le esigenze e le lacune relative ai dati sull’energia per consentire ai responsabili politici di sostenere la transizione energetica, nonché il monitoraggio della sicurezza dell’approvvigionamento e dell’accessibilità economica. La mappatura dovrebbe inoltre concentrarsi sull’individuazione delle carenze relative alla granularità e alla tempestività dei dati.

Centralizzare tutte le fonti pubbliche e aperte di dati energetici (ad esempio ENTSO-G, ENTSO-E, ACER ed Eurostat) in un hub o piattaforma comune per i dati energetici. Ciò potrebbe fornire una maggiore accessibilità e diffusione dei dati pubblici di qualità esistenti per supportare una migliore comprensione dei mercati energetici da parte delle industrie. Inoltre, stimolerebbe una migliore armonizzazione dei dati dell’UE e un’ulteriore copertura da parte dei soggetti interessati. L’EIA statunitense (Energy Information Administration) potrebbe fornire un modello per queste iniziative.

Regolamentare ulteriormente i mercati finanziari dell’energia

Con un unico regolamento di negoziazione comunitario e limitare la possibilità di comportamenti speculativi: limiti alle posizioni finanziarie, tetti dinamici e obbligo di negoziazione nell’UE.

• Integrare ulteriormente il quadro normativo e di vigilanza dei mercati finanziari dell’energia. L’obiettivo della vigilanza integrata del mercato è quello di garantire che la negoziazione dei derivati sull’energia possa sopportare i livelli più elevati di volatilità dei prezzi previsti (con conseguenti richieste di margini più elevate e più frequenti) senza una perdita di volumi delle transazioni (conservazione della liquidità) e aumentare la resilienza complessiva degli scambi nell’energia. A tal fine, come primo passo, la cooperazione tra l’ACER e l’ESMA dovrebbe essere ulteriormente approfondita sulla base dello scambio di informazioni e della standardizzazione del monitoraggio e della vigilanza.
• In futuro, un organismo di coordinamento composto dalle autorità di regolamentazione dei mercati dell’energia e dei derivati a livello europeo (ACER e ESMA) dovrebbe coordinare la vigilanza integrata dei mercati dell’energia e dei derivati dell’energia. Il collegio di vigilanza eliminerebbe ogni possibile sovrapposizione o duplicazione della vigilanza tra le autorità di regolamentazione dell’energia e quelle finanziarie, e potrebbe inoltre eliminare gli strati di vigilanza intermedia a livello nazionale e talvolta regionale. Il collegio di vigilanza avrebbe sia i poteri di accertamento che quelli politici necessari per prevenire, individuare e perseguire i comportamenti anticoncorrenziali, gli abusi di mercato e altre pratiche che alterano la regolarità del commercio dell’energia.

La supervisione integrata del mercato consentirebbe inoltre un migliore monitoraggio dei segnali di prezzo nei vari mercati di scambio dell’energia, compreso un approccio armonizzato alla condivisione dei dati di mercato. Inoltre, aumenterebbe la trasparenza sulle transazioni e sulle posizioni, oltre a garantire l’adozione di misure di salvaguardia organizzative e operative simili per i mercati spot e dei future. Estenderebbe inoltre i requisiti di base del “regolamento di negoziazione” della MiFID ai mercati spot, anticipando i modelli di trading insoliti e consentendo un’azione correttiva più rapida ed efficiente.

Ulteriori poteri di coordinamento delle politiche e della vigilanza a livello di UE includono:

• Il potere di rivedere le regole sui limiti alle posizioni finanziarie (ad esempio, imporre limiti più severi, prevedere limiti diversi a seconda del tipo di trader, estendere i limiti di posizione ai derivati regolati fisicamente, ecc.) o altre misure di gestione delle posizioni necessarie a sostenere una regolare determinazione dei prezzi, la compensazione e il regolamento dei future sull’energia. I limiti di posizione sono fissati per prevenire gli abusi o le manipolazioni di mercato (ad esempio, un grande titolare di posizioni che “mette all’angolo il mercato”). Il loro scopo è quello di sostenere condizioni regolari di determinazione dei prezzi e di regolamento, anche evitando posizioni che possono distorcere il mercato, e di garantire la convergenza tra i prezzi dei derivati nel mese di consegna e i prezzi spot della commodity sottostante. I limiti di posizione nell’UE non si applicano al mercato spot della commodity sottostante il derivato. Negli Stati Uniti, le materie prime energetiche soggette a limiti di posizione, insieme alle materie prime agricole, comprendono i contratti per il gas naturale Henry Hub, la benzina e il petrolio greggio. Attualmente, i limiti di posizione per i contratti Henry Hub sono fissati a 2.000 contratti. Mentre nell’UE esistono limiti di posizione per i derivati finanziari, i derivati con regolamento fisico negoziati in una struttura di negoziazione organizzata, a differenza degli Stati Uniti, non sono soggetti a limiti di posizione.
• Il potere di rivedere la regolamentazione esistente sui limiti di prezzo (ad esempio, imporre limiti più severi, minore discrezionalità per le sedi negoziali nel fissare i limiti, aggiornamento più o meno frequente dell’orizzonte temporale storico, ecc). Queste misure potrebbero garantire un intervallo di prezzo massimo (in aumento o in diminuzione rispetto al prezzo di regolamento del giorno precedente) per un determinato contratto future in ogni sessione di negoziazione.
• Il potere di avviare o approvare ulteriori requisiti di liquidità e di gestione del rischio nei confronti dei partecipanti non regolamentati ai mercati dei derivati energetici compensati a livello centrale. Le attività di trading dovrebbero essere svolte da società che operano nell’UE. Come minimo, tutti i partecipanti al mercato (indipendentemente dal loro domicilio) devono comunicare le loro operazioni (e le loro posizioni) alle autorità di regolamentazione dell’UE.
• Il potere di richiedere e raccogliere dati sulle transazioni e sulle posizioni relative ai derivati energetici negoziati fuori borsa (OTC, over-the-counter), come i forward o gli swap sull’energia, da tutti i partecipanti al mercato dei future. Le autorità di regolamentazione dell’UE non hanno una visione delle posizioni OTC che i partecipanti alle borse dei future regolamentate hanno aperto in un dato momento (il che implica che queste posizioni OTC non sono aggregate in nessun controllo della gestione delle posizioni o, in ultima analisi, nel calcolo dei limiti di posizione).
• Il potere di avviare o approvare tetti dinamici che tengano conto di circostanze di livelli di prezzo estremi, in particolare in situazioni in cui i prezzi spot o dei derivati dell’energia dell’UE si discostano significativamente dai prezzi globali dell’energia (sulla base dell’esperienza del Meccanismo di correzione del mercato) [nota 26]). Durante la crisi energetica, nell’agosto del 2022 i prezzi del gas naturale nell’UE si sono discostati dai prezzi globali del gas (raggiungendo uno spread di 100 EUR/MWh). Ciò non era giustificato in quanto l’offerta era limitata e gli attori dell’UE che versavano fondi aggiuntivi non hanno aumentato i volumi di gas nell’UE.
• Una revisione dell’”esenzione per le attività ausiliarie”. I beneficiari dell’esenzione per le attività ausiliarie operano sia sul mercato spot che su quello dei derivati [nota 27]. Le entità non finanziarie (tipicamente del settore energetico) possono negoziare in derivati sull’energia senza essere autorizzate come società d’investimento (la cosiddetta “esenzione dalle attività ausiliarie”). Non sono quindi soggette allo stesso livello di vigilanza e ai requisiti più severi. Mentre i prezzi dei mercati spot e dei future su derivati del gas sono intrinsecamente legati da book di negoziazione e dall’arbitraggio, ci sono anche momenti in cui, per varie ragioni, i mercati spot e dei future possono divergere. Durante la crisi, sono state sollevate preoccupazioni sulla condotta potenzialmente distorsiva di alcuni grandi operatori. Farli rientrare nel campo di applicazione della regolamentazione finanziaria può aumentare la trasparenza del mercato e ridurre il rischio di comportamenti scorretti.

Decarbonizzare progressivamente, passando all’H2 e ai gas verdi nell’industria quando è economicamente conveniente.

La domanda di energia industriale si basa sui combustibili fossili per fornire calore e come materia prima per produrre prodotti chimici, fertilizzanti e materie plastiche. Laddove possibile, l’elettrificazione diretta è il modo più efficiente dal punto di vista energetico e dei costi per sostituire il consumo di combustibili fossili, ad esempio per quanto riguarda le esigenze di riscaldamento. Il biometano o l’idrogeno pulito possono offrire opzioni decarbonizzate per sostituire i combustibili fossili come calore ad alta temperatura o materie prime. Non si prevede che la produzione su larga scala di idrogeno pulito e la sua diffusione in sostituzione dei combustibili fossili diventino efficienti dal punto di vista energetico o dei costi nel medio termine. Come discusso nel capitolo relativo alle Industrie ad alta intensità energetica, è necessario un sostegno in termini di politiche per consentire agli offtaker industriali di fornire livelli minimi di idrogeno e per permettere loro di prendere le decisioni di investimento necessarie per decarbonizzare i loro processi industriali durante questo decennio.

Per sostenere una rapida produzione e diffusione dell’idrogeno, gli Stati membri potrebbero utilizzare i proventi delle quote ETS per un’ulteriore decarbonizzazione. I proventi dell’ETS vengono già utilizzati per promuovere la diffusione di idrogeno e CCUS nell’ambito del Fondo per l’innovazione, che fornisce sovvenzioni per entrambe le tecnologie. Inoltre, il premio verde offerto dalla Banca dell’idrogeno viene già utilizzato a questo scopo per promuovere la produzione di idrogeno.

Anche lo sviluppo di infrastrutture per l’idrogeno che colleghino gli offtaker industriali con i produttori sarà fondamentale. Le raffinerie e gli impianti di fertilizzazione sono già grandi consumatori di idrogeno. Tuttavia, l’idrogeno che consumano è prodotto utilizzando gas naturale (per lo più locale). La sostituzione della fornitura di idrogeno di origine fossile richiederebbe in genere elettrolizzatori di grandi dimensioni (su scala gigawatt – l’equivalente della capacità di una centrale nucleare), che richiederebbero diversi gigawatt di potenza. È quindi fondamentale che l’infrastruttura per l’idrogeno sia disponibile per gli offtaker industriali.

Questo è importante per due motivi. In primo luogo, la disponibilità di infrastrutture consentirà la produzione di idrogeno in luoghi dove le fonti rinnovabili sono abbondanti e la produzione è più economica. In secondo luogo, consentirà di creare un mercato più liquido e competitivo, con prezzi più bassi per i produttori e i consumatori.

Garantire che i meccanismi di formazione del prezzo del gas naturale riflettano maggiormente i costi delle diverse condizioni di approvvigionamento.

• Prezzi del gas europei che riflettano il costo delle diverse condizioni di approvvigionamento sono essenziali per promuovere la competitività dell’UE, date le disparità di prezzo tra le diverse fonti. Durante la crisi energetica del 2022, l’UE ha creato un parametro di riferimento per il GNL basato su consegne reali che si avvicinavano al costo effettivo del GNL nell’UE. Sulla base del benchmark ACER, che offre un riferimento credibile per il prezzo del GNL nell’UE per l’indicizzazione dei contratti e le strategie di copertura, nuovi parametri di riferimento sui prezzi di importazione dai gasdotti dell’UE e sui prezzi di acquisto industriali dell’UE potrebbero contribuire a garantire meccanismi di formazione dei prezzi che riflettano al meglio le condizioni di approvvigionamento. Ciò potrebbe anche sostenere strategie di indicizzazione e di copertura dei contratti del gas più competitive e migliorare il potere negoziale (promuovendo la trasparenza) dell’industria europea e degli altri consumatori di gas. Una maggiore trasparenza sui prezzi di acquisto industriali e sui prezzi di importazione dai gasdotti favorirebbe anche politiche più mirate e acquisti congiunti.
• Consentire pienamente l’armonizzazione delle norme per migliorare la corrispondenza dei costi delle tariffe di rete. Attualmente, il commercio transfrontaliero di gas tra operatori di mercato situati in diversi Stati membri viene ricaricato più volte (al momento dell’iniezione, del prelievo e anche alle frontiere delle aree di ingresso e/o di uscita), a seconda del numero di frontiere politiche o di sistema che si ritiene il gas abbia attraversato. Ciò comporta il cosiddetto “pancaking” delle tariffe di rete. L’attuazione di nuovi meccanismi, simili al meccanismo di compensazione tra TSO (ITC) per l’elettricità, potrebbe riflettere meglio i costi reali della rete [xliii] .
• Approfondire le indagini antitrust nell’ambito della politica di concorrenza dell’UE (ad esempio con un’indagine settoriale) sui mercati dell’elettricità e del gas, nonché sulle importazioni di energia nell’UE. Ciò potrebbe contribuire a scoraggiare i comportamenti anticoncorrenziali e la tacita collusione tra le aziende.

Agevolare le industrie esposte alla concorrenza internazionale ad accedere a fonti energetiche competitive.

• Sviluppare strumenti di comparazione dei prezzi che facciano riferimento ai prezzi industriali al dettaglio offerti dai diversi rivenditori negli Stati membri per aumentare la trasparenza e la concorrenza sul mercato al dettaglio. Una maggiore trasparenza sui contratti offerti dai rivenditori potrebbe aumentare la competitività degli operatori industriali che non si approvvigionano direttamente di gas naturale e migliorare le decisioni informate sulle opportunità di decarbonizzazione. I rivenditori potrebbero avere maggiori incentivi a trasferire un calo dei prezzi all’ingrosso per proteggere la loro quota di mercato in mercati più competitivi e trasparenti.

Proposte per l’elettricità

Le proposte chiave nei settori dell’elettricità dovrebbero contribuire ad accelerare l’offerta di fonti di produzione di energia più economiche (consentendo lo sviluppo delle energie rinnovabili, pur mantenendo ed espandendo l’offerta di energia nucleare e idroelettrica). Inoltre, queste proposte contribuirebbero a svincolare la remunerazione delle fonti rinnovabili e dell’energia nucleare dalla produzione di combustibili fossili (come il gas naturale) attraverso contratti a lungo termine (ad esempio PPA e CfD bidirezionali) per limitare l’impatto delle variazioni dei prezzi dei combustibili fossili sui prezzi dell’elettricità. Sosterrebbero inoltre lo sviluppo delle reti e delle infrastrutture di flessibilità necessarie per evitare colli di bottiglia o intermittenze che causano un aumento dei prezzi dell’energia, riducendo al minimo i costi complessivi del sistema.

Semplificare e snellire i processi amministrativi e di autorizzazione per accelerare la diffusione delle energie rinnovabili, delle infrastrutture di flessibilità e delle reti.

A breve termine, attuando le disposizioni vigenti e rafforzando la capacità amministrativa degli Stati membri, questi ultimi devono:

• Recepire e attuare la legislazione esistente in materia di autorizzazioni per le energie rinnovabili. È necessario concentrarsi maggiormente sulla digitalizzazione dei processi nazionali di autorizzazione in tutta l’UE e sul sostegno alla formazione delle autorità nazionali preposte alle autorizzazioni per le energie rinnovabili.
• Affrontare il problema della mancanza di risorse da parte delle autorità preposte alle autorizzazioni per le energie rinnovabili. Ad esempio, le spese amministrative per le procedure dovrebbero essere rafforzate per garantire che le autorità preposte al rilascio dei permessi dispongano di capacità adeguate (ad esempio il personale) per rilasciare tempestivamente i permessi per i progetti.
• A medio termine, è possibile intraprendere un’azione legislativa più incisiva a livello dell’UE per accelerare le autorizzazioni per i progetti infrastrutturali e di flessibilità correlati e per le reti necessarie a integrare ulteriori capacità FER nel sistema energetico. Sarà necessario migliorare le autorizzazioni per le reti a livello di trasmissione, ma anche a livello di distribuzione, dove si riscontra una chiara debolezza a livello europeo (ad esempio, assenza di scadenze chiare per la pianificazione o l’autorizzazione).
• L’UE dovrebbe rendere le zone di accelerazione per le energie rinnovabili (RAA) e le valutazioni ambientali strategiche la regola per l’espansione delle rinnovabili (sostituendo le singole valutazioni ambientali per progetto). L’UE dovrebbe sviluppare una legislazione in modo che, quando viene effettuata una valutazione macroambientale in una specifica regione dell’UE, tutti i progetti che si applicano nella regione vengano approvati in tempi più brevi (ad eccezione delle regioni Natura 2000).
• L’UE dovrebbe prendere in considerazione altri aggiornamenti mirati della legislazione ambientale dell’UE (ad esempio la direttiva sulla valutazione dell’impatto ambientale, la direttiva quadro sugli uccelli, sugli habitat, sulle acque e potenzialmente la direttiva VAS) per gli impianti e le reti di energia rinnovabile. Considerare l’inclusione di esenzioni limitate (nel tempo e nel perimetro) nelle direttive ambientali dell’UE (ad esempio la Direttiva Habitat e la Direttiva Uccelli) fino al raggiungimento della neutralità climatica. I requisiti per l’esenzione devono essere soddisfatti a determinate condizioni (ad esempio, impianti che non mettano in pericolo la popolazione e misure di mitigazione).
• La normativa rivista dovrebbe nominare autorità nazionali di ultima istanza per garantire l’autorizzazione dei progetti nel caso in cui non ci sia risposta da parte delle autorità locali dopo un tempo predeterminato (ad esempio 45 giorni).
• Potrebbe estendere le misure di accelerazione della Direttiva sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili (RED) e il regolamento di emergenza alle reti di distribuzione di calore, ai generatori di calore, alle infrastrutture per l’idrogeno (compreso lo stoccaggio) e alle infrastrutture CCUS.
• Aste a livello europeo per la flessibilità transfrontaliera e la capacità di energia rinnovabile. A causa delle loro dimensioni, alcuni progetti (ad esempio i grandi impianti eolici offshore nel Mare del Nord) potrebbero richiedere una procedura UE, evitando quelle a livello locale. Un 28° regime per i grandi progetti, schemi transfrontalieri per l’acquisto di flessibilità e aste transfrontaliere congiunte degli Stati membri per le energie rinnovabili potrebbero ridurre significativamente i costi e migliorare l’efficienza dei flussi transfrontalieri di elettricità.

Promuovere l’aggiornamento della rete e gli investimenti nelle reti per affrontare l’elettrificazione dell’economia ed evitare le strozzature.

• Sviluppare una strategia globale a livello UE, coordinata con gli Stati membri, per le esigenze di sviluppo delle infrastrutture strategiche (ad esempio, interconnessioni intra ed extra-UE, progetti ibridi offshore) e per i finanziamenti relativi all’importazione extra-UE di elettricità e di altre fonti energetiche pulite. Ciò contribuirebbe a promuovere l’accesso a fonti energetiche a prezzi accessibili e un sistema energetico dell’UE più diversificato. Data l’interazione tra l’energia elettrica e altri vettori energetici (come il gas naturale, l’idrogeno, il calore e il carbone), gli sviluppi della rete devono essere considerati in modo integrato. Si potrebbe sviluppare un esercizio di pianificazione a livello UE sulle esigenze di rete e di flessibilità, prevedendo ciò che deve essere costruito nei prossimi 20 anni, sulla base del piano decennale dell’ENTSO-E. Considerata l’entità della sfida legata all’elettrificazione, gli attuali piani decennali dell’ENTSO-E forniti a livello nazionale dovrebbero essere rafforzati.
• Guidare un coordinamento più profondo tra gli operatori di rete nazionali e transfrontalieri e i progettisti di rete per garantire l’efficienza degli investimenti, compresa una maggiore armonizzazione dei Piani di sviluppo della rete. Il coordinamento dovrebbe includere previsioni di investimento anticipate per evitare la duplicazione degli sforzi e garantire che gli investimenti entrino in funzione in modo tempestivo, senza creare strozzature, e assicurare risultati efficienti al costo più basso.
• Semplificare i permessi per facilitare la costruzione delle reti, anche digitalizzando le procedure locali e nazionali per la concessione dei permessi.

Per quanto riguarda le interconnessioni rilevanti dell’UE, l’UE potrebbe:

• Fornire un 28° regime per le interconnessioni. Si potrebbe sviluppare una procedura unica per gli Importanti progetti di comune interesse europeo (IPCEI), riducendo la durata delle procedure nazionali e locali e integrandole in un unico processo. Per le reti offshore, che sono destinate a espandersi in modo significativo, dovrebbero essere esplorati nuovi approcci, come la designazione di enti regionali dedicati al loro sviluppo.
• Istituire un coordinatore europeo permanente incaricato di fornire assistenza per l’ottenimento e/o il rilascio dei permessi necessari. Il coordinatore dovrebbe monitorare i progressi nel processo di concessione dei permessi e facilitare la cooperazione regionale per garantire il sostegno politico alle infrastrutture transfrontaliere da parte di tutti gli Stati membri interessati.
• Rafforzare lo strumento di bilancio dell’UE dedicato esclusivamente alle interconnessioni. La realizzazione delle interconnessioni richiede meccanismi di fornitura dell’UE. I progetti di interconnessione rilevanti dell’UE sono stati sviluppati anche con il sostegno del Meccanismo per collegare l’Europa (CEF), finanziando circa il 30% delle infrastrutture che rientrano nel CEF, per un totale di circa 6,9 miliardi di euro di cofinanziamento dell’UE [xliv]. Nel contesto del prossimo Quadro finanziario pluriennale (QFP), l’UE dovrebbe rafforzare questo meccanismo. I fondi erogati a specifici Stati membri invece che a progetti concreti non sempre portano ai risultati desiderati. I progetti di interconnessione sostenuti dal CEF dovrebbero beneficiare di un 28° regime normativo che consenta procedure e autorizzazioni semplificate e che eviti la possibilità che i progetti vengano bloccati da singoli interessi nazionali. Sarebbe inoltre necessario sviluppare una governance a livello UE per realizzare progetti di interesse comune europeo che forniscano beni pubblici europei per evitare l’attuale stallo delle interconnessioni in diverse regioni europee.
• Garantire un’equa distribuzione dei costi nei quadri di investimento collaborativi per realizzare progetti infrastrutturali transfrontalieri i cui benefici possono estendersi al di là degli Stati membri che ospitano fisicamente i progetti. Tali investimenti devono essere equi, basati su un principio di equa distribuzione dei costi, mentre le analisi dei costi e dei benefici e le attività di ripartizione e allocazione dei costi devono basarsi su calcoli tecnici solidi. Per i nuovi progetti di interconnessione ibrida offshore, è necessario basarsi sugli orientamenti sui quadri di investimento collaborativi per i progetti energetici offshore [xlv] per garantire che gli Stati membri, le autorità nazionali di regolamentazione e gli operatori di sistema raggiungano accordi di condivisione dei costi per il raggiungimento degli obiettivi regionali dei Paesi UE in materia di energie rinnovabili offshore.
• Sviluppare modelli di finanziamento innovativi e meccanismi competitivi per sostenere l’adozione di reti e interconnessioni che non si traducano direttamente in un aumento dei prezzi per i consumatori (meccanismi di pay-back). Dato che le reti sono investimenti a lungo termine con un ammortamento molto lungo (una vita economica media di 20-50 anni), il loro carattere di monopoli naturali e la fornitura di beni pubblici europei le rendono un candidato naturale per meccanismi di finanziamento che utilizzano il debito a lungo termine. Insieme alla BEI e alle Banche di promozione nazionali, la Commissione dovrebbe sviluppare strumenti finanziari che mobilitino il capitale privato per gli investimenti nelle reti, per limitare la misura in cui i loro costi si traducono in prezzi più alti per i consumatori o in un maggiore finanziamento da parte dei bilanci pubblici. Questi strumenti potrebbero includere:
  • Garanzie pubbliche per ridurre il rischio di prestiti a lungo termine per gli investitori di capitale privato e affrontare i rischi di rifinanziamento associati alla lunga durata economica degli asset di rete.
  • Un prodotto finanziario dedicato, fornito ad esempio dalla BEI, per sostenere gli investimenti nelle reti (ad esempio prestiti sindacati che diluiscono il rischio per i finanziamenti privati a lungo termine).
  • Il finanziamento azionario o quasi-azionario come ulteriore tipo di soluzione finanziaria. L’implementazione di un modello con una maggiore partecipazione privata richiede cambiamenti nella legislazione, ridefinendo le responsabilità tra le diverse entità, come gli organismi di regolamentazione e le società di trasmissione e distribuzione, per limitare i rischi associati alle infrastrutture critiche di proprietà privata.
  • Per rendere finanziariamente fattibili i nuovi interconnettori, devono essere perseguite tutte le possibilità di una maggiore condivisione dei costi tra gli Stati membri, che dovrebbero andare a diretto vantaggio dello sviluppo della rete.
• Promuovere la standardizzazione dei componenti chiave della rete per ridurne il costo, accelerare la diffusione e aumentare la produzione dei produttori incoraggiando le economie di scala e l’interoperabilità. Sulla base del Piano d’azione europeo per le reti, le parti interessate (TSO, DSO e produttori) dovrebbero sviluppare standard comuni per le apparecchiature di rete da diffondere in tutta l’UE per affrontare i ritardi e le inefficienze derivanti dalla mancanza di standardizzazione negli attuali appalti relativi alle reti nell’UE.

Svincolare la remunerazione delle FER e del nucleare dalla produzione di combustibili fossili attraverso contratti a lungo termine (PPA e CfD bidirezionali) per limitare l’impatto del gas naturale sui prezzi dell’elettricità.

• Scindere la remunerazione delle FER e del nucleare dalla generazione da combustibili fossili, basandosi sugli strumenti introdotti nell’ambito del nuovo assetto del mercato dell’energia elettrica (ad esempio utilizzando PPA e CFD bidirezionali). Inoltre, sviluppare un quadro di sostegno che consenta di estendere progressivamente i PPA e i CFD a tutte le fonti rinnovabili e agli asset nucleari in modo armonizzato. Garantire meccanismi competitivi a lungo termine (ove possibile) per contrattare le risorse con prezzi sempre più vicini ai costi.
• Mantenere il sistema di prezzi marginali per garantire l’equilibrio efficiente del sistema energetico. Ciò contribuirebbe a inviare segnali di prezzo accurati che spingano la generazione e il consumo al momento e nel luogo giusti nel breve termine.
• Durante i periodi di crisi, prevedere un tetto ai ricavi di mercato per le inframarginali come quello introdotto durante la crisi con un regolamento ai sensi dell’articolo 122. Allo stesso tempo, occorre garantire che il livello del tetto preservi la redditività degli operatori e non ostacoli gli investimenti nelle energie rinnovabili.

Sostenere i PPA per gli utenti industriali.

• La BEI e le Banche di promozione nazionali potrebbero fornire controgaranzie e prodotti finanziari specifici per i PPA degli utenti industriali. I piccoli consumatori o fornitori hanno spesso un accesso limitato ai PPA. Hanno difficoltà a dimostrare la loro bancabilità e la capacità di onorare gli obblighi senza un rating di credito adeguato. Aumentare la disponibilità di garanzie per il rischio di controparte finanziaria è quindi fondamentale.
• Aumentare la disponibilità di garanzie per il rischio di controparte finanziaria. Se la diversificazione dei fornitori e delle condizioni contrattuali aiuta a minimizzare il rischio di violazione o di inadempienza, le garanzie potrebbero ulteriormente avvantaggiare gli offtaker riducendo i rischi di credito.
• Garantire meccanismi competitivi a lungo termine (ove possibile) e sviluppare piattaforme di mercato nazionali per contrattare le risorse e riunire la domanda tra produttori e offtaker. Il mercato dei PPA ha l’inconveniente di essere meno trasparente rispetto ai mercati organizzati. Gli Stati membri possono ovviare a questo problema creando piattaforme di mercato nazionali e aggregando la domanda e l’offerta di PPA tra i produttori e gli offtaker che attualmente hanno scarso accesso al mercato dei PPA. Se necessario, questo può essere combinato con le garanzie di cui sopra per coprire il rischio di controparte finanziaria per i PPA stipulati utilizzando tali piattaforme. Inoltre, il sostegno agli investimenti iniziali da parte degli acquirenti di PPA potrebbe limitare il ricorso ai prestiti da parte dei produttori, riducendo in modo significativo il costo del progetto, soprattutto in un contesto di tassi di interesse elevati.
• Favorire l’aggregazione della domanda di energia rinnovabile da parte dei consumatori industriali per ridurre i costi operativi attraverso PPA aziendali, ad esempio sotto la supervisione di un ente pubblico che agisca come acquirente e venditore unico per le aziende partecipanti, attenuando i costi di adeguamento della domanda industriale ai profili variabili di generazione rinnovabile.
• La personalizzazione dei PPA in base al profilo di consumo degli acquirenti e la loro natura bilaterale limitano la rivendita dei contratti PPA e la diffusione di mercati in cui i PPA possono essere acquistati e venduti. Al di là dei contratti PPA volontari standardizzati, l’UE potrebbe sviluppare standard per i PPA per consentire l’adozione dei mercati dei PPA. Gli sforzi dovrebbero concentrarsi anche sul consentire l’adozione di un mercato europeo dei PPA, standardizzando i contratti tra gli Stati membri ed eliminando le barriere ai flussi transfrontalieri.

Incoraggiare l’autoproduzione da parte di utenti ad alta intensità energetica.

• Gli Stati membri devono recepire e attuare la legislazione, gli orientamenti e le raccomandazioni esistenti. Gli Stati membri devono inoltre continuare a promuovere ed eliminare gli ostacoli all’autoconsumo, come previsto dalla Direttiva sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili (RED) e dal regolamento sull’assetto del mercato dell’energia elettrica (EMD).
• Sviluppare un quadro di riferimento per adattare le tariffe di rete per l’autogenerazione in modo che riflettano più accuratamente il costo complessivo del sistema. Le tariffe di rete dovrebbero garantire un’equa remunerazione dell’autogenerazione per favorirne lo sviluppo, visti i benefici per la rete e la decarbonizzazione dell’UE. Parallelamente, le tariffe di rete dovrebbero garantire il mantenimento di un incentivo finanziario che rifletta il costo complessivo del sistema. Ciò contribuirà a incoraggiare l’autoconsumo dell’energia prodotta (anche attraverso iniziative di condivisione dell’energia [xlvi]) piuttosto che la sua immissione in rete, che potrebbe comportare un aumento dei costi di bilanciamento per i consumatori.
• Favorire un quadro di riferimento per un accordo di connessione flessibile, in base al quale gli operatori di sistema possano connettere i consumatori industriali anche quando il sistema non ha una capacità sufficiente a coprire l’intero consumo. In questo sistema, gli operatori industriali dovrebbero pianificare la copertura del proprio approvvigionamento attraverso l’autogenerazione e lo stoccaggio nei momenti in cui il loro consumo supera la capacità della loro connessione alla rete. Il quadro dovrebbe garantire che gli operatori industriali siano adeguatamente compensati per i vincoli associati alle connessioni flessibili, offrendo tariffe di rete più basse e accorciando i ritardi di connessione, riducendo i loro costi energetici complessivi.

Rafforzare l’integrazione dei sistemi, lo stoccaggio e la flessibilità della domanda per tenere sotto controllo i costi totali del sistema con una diffusione competitiva delle energie rinnovabili.

• Garantire una pianificazione integrata tra energie rinnovabili, flessibilità, batterie, stoccaggio, idrogeno e altri attori del settore energetico per evitare investimenti inefficienti.
• Garantire procedure di gara competitive per le aste delle rinnovabili che includano criteri non di prezzo che rafforzino l’integrazione del sistema. Le aste competitive per le rinnovabili dovrebbero garantire una diffusione rapida, efficiente e sostenibile delle rinnovabili, rafforzando la competitività del settore. Aste ben congegnate e, in particolare, l’inclusione di criteri non di prezzo che premino la qualità e l’integrazione del sistema possono sostenere un’industria competitiva, mantenendo al contempo i costi di sistema sotto controllo.
• Sviluppare una mappatura delle esigenze di flessibilità dell’UE e una strategia che promuova gli investimenti in risorse di flessibilità. Parallelamente, l’adozione delle fonti rinnovabili dovrebbe essere coordinata in modo da poter gestire il significativo aumento della loro produzione, limitando al contempo l’impatto dei requisiti di flessibilità sui prezzi finali dell’elettricità. Eliminare gli ostacoli alla flessibilità, sia a breve termine che stagionale, e stimolare l’adozione di tecnologie emergenti, come la gestione della domanda, le soluzioni di accumulo avanzate e la digitalizzazione della rete. Le imprese possono essere incentivate (ad esempio attraverso pagamenti) a produrre principalmente quando l’offerta è sufficiente e i prezzi dell’elettricità sono più bassi. Inoltre, le famiglie possono offrire flessibilità dal lato della domanda per spostare il consumo di energia nel tempo. Rispetto ad altri mercati mondiali, la partecipazione delle industrie ad alta intensità energetica alla flessibilità e alla gestione della domanda nell’UE è ancora poco sviluppata. In un contesto di mercato dominato dalla volatilità delle fonti rinnovabili, la loro partecipazione ha il potenziale per ridurre significativamente l’esposizione ai prezzi.
• Creare un meccanismo di compensazione standardizzato per la flessibilità della domanda industriale, per stimolare finanziariamente la competitività dell’industria dell’UE. La gestione della domanda industriale può ridurre i costi complessivi del sistema energetico, favorire l’integrazione delle fonti rinnovabili e migliorare la flessibilità complessiva della rete, riducendo al contempo i costi dell’energia per l’industria. Sebbene alcuni Stati membri abbiano introdotto meccanismi in tal senso, questi non sono standardizzati e il prezzo di mercato della “flessibilità volontaria della domanda” non è chiaro dal punto di vista del Mercato unico.
• Accelerare il processo di autorizzazione dei meccanismi di capacità e degli strumenti di flessibilità e garantire che la progettazione di questi meccanismi sia una componente strutturale standardizzata del mercato elettrico. Ciò include incentivi finanziari e requisiti normativi adeguati per incentivare le soluzioni di flessibilità, come le batterie e la riduzione della domanda. Una maggiore capacità flessibile e pulita e l’accessibilità economica incoraggeranno una più ampia adozione delle fonti di energia rinnovabili, consentiranno lo stoccaggio dell’energia, l’equilibrio tra domanda e offerta e garantiranno la stabilità della rete.
• Sviluppare ulteriormente e progressivamente [29] segnali di prezzo localizzati nei mercati dell’elettricità che riflettano il valore locale dell’energia. La formazione dei prezzi dell’elettricità in futuro dovrebbe riflettere meglio i vincoli di rete sottostanti, piuttosto che i confini nazionali. Le proiezioni di mercato mostrano che segnali di prezzo localizzati più forti possono ridurre i costi di gestione dei futuri sistemi elettrici europei. Le informazioni sui costi dei prezzi localizzati dovrebbero essere disponibili per gli operatori di mercato e potrebbero orientare le decisioni relative all’offerta, alla domanda (es. industriale) e agli investimenti infrastrutturali. L’introduzione progressiva di segnali di prezzo localizzati nei sistemi elettrici ridurrebbe gradualmente la necessità di contenere la produzione da fonti rinnovabili, attivando al contempo la costosa produzione da combustibili fossili per il ridispacciamento. Un passo avanti in questa direzione potrebbe essere l’introduzione di tali segnali localizzati nelle aste per le fonti rinnovabili e nella definizione degli oneri di rete. Un più ampio spostamento verso la tariffazione locale dovrebbe essere combinato con le necessarie disposizioni transitorie per gestire l’impatto in regioni specifiche che attualmente soffrono ancora di una generazione insufficiente e di strozzature infrastrutturali.
• Incentivare (ad esempio attraverso un corretto meccanismo di compensazione per i consumatori) l’introduzione su larga scala della ricarica bidirezionale per i veicoli elettrici (EV). Ciò contribuirà a garantire che la crescente flotta di veicoli elettrici dell’UE diventi una risorsa di flessibilità per la rete, riducendo i costi complessivi del sistema.

Agevolare le industrie esposte alla concorrenza internazionale ad accedere a fonti energetiche competitive dell’UE.

• Richiedere ai fornitori di fornire una quota minore predefinita della loro produzione sovvenzionata pubblicamente attraverso i PPA al “costo di produzione più mark-up” a industrie specifiche esposte alla concorrenza internazionale. Potrebbe anche presentarsi sotto forma di un rilascio di CfD.
• Sviluppare strumenti di comparazione dei prezzi che facciano riferimento ai prezzi dell’elettricità industriale al dettaglio offerti da diversi rivenditori negli Stati membri. Ciò potrebbe contribuire ad aumentare la trasparenza e la concorrenza nel mercato al dettaglio.

Mantenere l’approvvigionamento nucleare e accelerare lo sviluppo del “nuovo nucleare” (compresa la catena di approvvigionamento interna).

• A breve termine, adottare un approccio efficiente in termini di costi per l’ampliamento degli impianti nucleari (nel pieno rispetto delle preoccupazioni in materia di sicurezza e protezione). La vasta maggioranza degli impianti nucleari è già stata costruita e ammortizzata. Pertanto, può essere sensato estendere la loro vita utile per beneficiare di costi di generazione più bassi nel mix energetico. In altri casi, l’estensione degli impianti richiederebbe un significativo sforzo di investimento. Questo sforzo dovrebbe essere commisurato ai benefici attesi per l’economia, ad esempio il suo potenziale per aumentare la sicurezza dell’approvvigionamento e ridurre i prezzi dell’energia.
• A medio e lungo termine, sviluppare catene di valore industriale dell’UE per l’impiego efficiente in termini di costi delle tecnologie nucleari consolidate e del “nuovo nucleare” (SMR e AMR), nei casi in cui gli Stati membri desiderino perseguire queste tecnologie. Nel 2024, la Commissione ha lanciato l’Alleanza industriale europea sui reattori modulari di piccole dimensioni per facilitare e coordinare la cooperazione delle parti interessate a livello dell’UE per lo sviluppo, la dimostrazione e la diffusione dei reattori modulari di piccole dimensioni come soluzione tecnologica valida e competitiva per la decarbonizzazione del sistema energetico europeo. I primi progetti dovrebbero essere realizzati negli anni 2030.
• Assegnare un ulteriore sostegno finanziario alla R&I nelle nuove tecnologie nucleari come gli SMR, anche da parte della BEI.
• Facilitare e coordinare le future esigenze di ricerca e innovazione, in particolare per quanto riguarda gli AMR. Questo obiettivo dovrebbe essere raggiunto nell’ambito del programma di ricerca e formazione dell’Euratom e con l’istituzione di un’accademia delle competenze nucleari.
• Sostenere le autorità nazionali di regolamentazione della sicurezza nucleare, anche attraverso lo sviluppo di un quadro di riferimento per la standardizzazione e per le sandbox normative. Ciò garantirebbe un processo di autorizzazione fluido e solido e contribuirebbe a ridurre i costi specifici del sito e i rischi per gli investitori.

Promuovere le tecnologie di cattura, utilizzo e stoccaggio del carbonio (CCUS) come uno degli strumenti necessari per accelerare la transizione verde dell’UE.

Negli anni a venire, sarà essenziale evitare il blocco del parco di produzione di energia elettrica a combustibili fossili nel sistema energetico dell’UE.

• Ciò potrebbe essere realizzato attraverso interventi di riqualificazione, aumentando al contempo la flessibilità del sistema energetico per far fronte a una quota crescente di generazione da fonti rinnovabili. Nel caso della bioenergia, si potrebbero persino prevedere centrali elettriche a “emissioni negative”. Tuttavia, affinché questa soluzione possa essere sviluppata su scala, è necessario un ulteriore sostegno affinché la bioenergia diventi competitiva dal punto di vista dei costi.
• I proventi dell’ETS potrebbero contribuire a sostenere lo sviluppo di soluzioni CCUS nei settori che rientrano nell’ambito di applicazione dell’ETS, compresa la produzione di energia. I proventi dell’ETS potrebbero essere utilizzati per fornire un sostegno al capitale o pagamenti di premi per colmare l’attuale divario di competitività rispetto al prezzo di mercato senza ricorrere alle soluzioni CCUS.

Proposte orizzontali

Ulteriori proposte includono la tassazione, i regimi di sostegno dei prezzi, l’innovazione e la governance del settore energetico da una prospettiva “orizzontale”.

Abbassare e livellare la tassazione energetica e l’uso strategico delle misure fiscali per ridurre il costo dell’energia.

• Proporre un livello massimo comune di sovrapprezzo (comprese le diverse tasse, imposte e oneri di rete) in tutta l’UE. La riforma legislativa in questo settore è soggetta all’unanimità, ma si può prendere in considerazione la cooperazione tra un sottogruppo di Stati membri o una guida sulla tassazione dell’energia.
• Proporre crediti d’imposta personalizzati legati all’adozione di soluzioni energetiche pulite da parte dell’industria o regimi di ammortamento accelerato per tali investimenti. Un quadro legislativo armonizzato a livello dell’UE risolverebbe le preoccupazioni relative agli aiuti di Stato di tale misura. Rendendo questi crediti d’imposta trasferibili (come avviene negli Stati Uniti), diventerebbero ancora più interessanti per le imprese e gli investitori.

Armonizzare le agevolazioni sui prezzi ed evitare distorsioni nel Mercato unico

• Gli interventi nazionali nei mercati dell’energia dovrebbero essere limitati. Durante la crisi energetica, tutti gli Stati membri hanno introdotto misure nazionali per sostenere i cittadini e l’economia e mitigare i rischi legati alla sicurezza dell’approvvigionamento. L’ACER calcola che nel periodo 2021-2023 siano state adottate più di 400 misure di emergenza per l’elettricità e il gas [xlvii]. Gli interventi degli Stati membri durante la crisi energetica sono stati per la maggior parte effettuati unilateralmente e in modo non coordinato. La valutazione dell’ACER sulle misure di emergenza nei mercati dell’elettricità ha rilevato che gli interventi degli Stati membri nei mercati al dettaglio e all’ingrosso hanno un impatto negativo sull’integrazione del mercato. Queste misure non coordinate degli Stati membri hanno aumentato artificialmente la divergenza dei prezzi e alterato i modelli di scambio transfrontaliero (ad esempio reindirizzando artificialmente i flussi di energia elettrica attraverso le frontiere) a seguito del cambiamento dei fattori che determinano i prezzi all’ingrosso o le carenze. Gli interventi sul mercato al dettaglio hanno in alcuni casi rafforzato il ruolo degli operatori storici dominanti e ridotto la scelta dei consumatori. La crisi energetica ha dimostrato che gli approcci non coordinati degli Stati membri possono influire sulla resilienza del sistema elettrico, anche nei Paesi limitrofi. Pertanto, il coordinamento e la collaborazione sugli approcci alle misure di emergenza, ed eventualmente una relativa architettura di governance, sono necessari per evitare effetti involontari e controproducenti negli Stati membri limitrofi.
• La Commissione dovrebbe elaborare linee guida sugli aiuti di Stato che armonizzino il tipo di sostegno che è consentito fornire attraverso gli aiuti di Stato, in modo da non distorcere il Mercato unico. Ciò dovrebbe applicarsi in particolare agli asset esistenti inframarginali, in linea con la proposta rivista dell’assetto del mercato dell’energia elettrica. Se gli strumenti di cui sopra non sono sufficienti a garantire prezzi competitivi nel breve termine, gli Stati membri dovrebbero avere la possibilità di intervenire e fornire agevolazioni sui prezzi. Le condizioni per le agevolazioni devono essere armonizzate a livello UE per garantire condizioni di parità tra gli Stati membri (evitando la delocalizzazione dovuta alla capacità di spesa disomogenea degli Stati membri o a un approccio poco chiaro a ciò che è consentito dalle linee guida sugli aiuti di Stato). Le norme UE in materia di aiuti di Stato dovrebbero essere modificate per fornire un sostegno ai prezzi [nota 31]. Per evitare implicazioni negative sul bilancio, le agevolazioni sui prezzi devono essere mirate ai settori economici più esposti alla concorrenza internazionale. Dovrebbe essere stilato un elenco settoriale a livello UE, che rispecchi due criteri:
  i) l’intensità del commercio extra-UE, come misura dell’esposizione del settore alla concorrenza internazionale; e
  ii) l’intensità energetica, come mezzo per identificare i settori per i quali l’energia rappresenta la quota maggiore del valore aggiunto. Esempi di elenchi settoriali simili esistono già nella legislazione dell’UE.
  L’entità delle eventuali agevolazioni dei prezzi dovrebbe essere limitata e di natura temporanea. Gli Stati membri non dovrebbero essere in grado di garantire un determinato prezzo finale per la loro industria, ma dovrebbero offrire una percentuale di sconto sul normale prezzo di mercato. Ciò garantirà che i differenziali di prezzo relativi tra i diversi mercati nazionali siano preservati. Le agevolazioni sui prezzi dovrebbero essere concepite in modo da preservare gli incentivi per la necessaria flessibilità della domanda industriale e gli investimenti in efficienza energetica.
• Proporre orientamenti per armonizzare le metodologie tariffarie della rete elettrica all’interno dell’UE per raggiungere un maggior grado di allineamento e limitare le distorsioni delle condizioni di parità per le industrie e le nuove tecnologie (ad esempio, batterie ed elettrolizzatori) all’interno dell’UE. Con il previsto aumento delle tariffe di rete dovuto all’elettrificazione dell’economia, le differenze nelle strutture tariffarie nazionali influenzeranno ulteriormente le condizioni di parità nel tempo, richiedendo un maggior grado di allineamento sulla natura e le condizioni delle esenzioni dalle tariffe di rete e delle strutture tariffarie decrescenti.

Promuovere l’innovazione nel settore energetico.

Secondo l’AIE, il 35% delle riduzioni di gas serra necessarie per mantenere lo scenario di 1,5 °C proverrà da tecnologie attualmente non disponibili sul mercato.

• Concentrare, aumentare e accelerare i finanziamenti per la R&I nell’ambito del bilancio dell’UE per le tecnologie chiave che forniscono energia a prezzi più accessibili per raggiungere una maggiore scala. È necessario esplorare le sinergie tra le missioni e i partenariati nell’ambito del programma successivo a Horizon Europe, oltre ai finanziamenti privati. Ciò riguarderebbe in particolare:
  • Batterie su larga scala. I progressi nella tecnologia delle batterie sono fondamentali per la transizione verso le energie rinnovabili. Il miglioramento della capacità e dell’accessibilità delle batterie (ad esempio attraverso le batterie Front-of-the-Meter) incoraggerà una più ampia diffusione delle energie rinnovabili. La capacità dei sistemi di accumulo dell’energia in batteria dovrebbe quintuplicare da qui al 2030 [xlviii].
  • Produzione di idrogeno a basse emissioni e cattura del carbonio.
  • Le tecnologie di rete innovative permettono di aumentare l’utilizzo della rete e di contribuire al raggiungimento degli obiettivi di sviluppo della rete, aumentando la capacità delle singole linee elettriche, fornendo una migliore comprensione delle condizioni in tempo reale delle linee elettriche, gestendo attivamente i flussi di energia sulla rete e fornendo una migliore comprensione della stabilità in tempo reale del sistema elettrico. Ipotizzando una copertura ragionevole delle tecnologie innovative, le stime mostrano che la capacità/lunghezza della linea della rete più ampia potrebbe essere migliorata, ad esempio, del 20-40% [xlix]. Grazie alle diverse strutture di costo, le tecnologie di rete innovative si scontrano tuttavia ancora con ostacoli rispetto alle tecnologie di rete convenzionali, richiedendo un aggiornamento degli incentivi e delle soluzioni normative per favorire la diffusione dell’innovazione e fornire grandi benefici al sistema.
  • Tecnologia delle rinnovabili più economica (ad esempio per l’energia eolica e solare), compreso lo sviluppo di turbine più grandi, parchi eolici offshore su larga scala e tecnologia eolica offshore galleggiante.
  • Energia marittima.

• Promuovere l’innovazione nelle procedure di gara per le aste delle rinnovabili, compresi i criteri non di prezzo che promuovono l’innovazione, sia incrementale che dirompente, favorendo lo sviluppo di nuove soluzioni che possono ridurre i costi dell’energia o rafforzare la posizione competitiva.
• Sviluppare una strategia internazionale completa per la proprietà intellettuale e proteggere i brevetti e le innovazioni promettenti di rilevanza per l’UE.
• Contribuire a portare più velocemente sul mercato soluzioni innovative attraverso l’implementazione di sandbox normative. Le sandbox normative consentono di testare le tecnologie innovative in un ambiente controllato, anche sostenendo la ricerca deep-tech delle start-up del settore energetico e dell’energia pulita.
• Sfruttare il potenziale dell’intelligenza artificiale (IA) per guidare la doppia transizione verde e digitale del sistema energetico dell’UE. Utilizzando soluzioni di intelligenza artificiale, il sistema energetico otterrebbe nuove capacità offerte dalle tecnologie digitali emergenti e potrebbe trarre ulteriori benefici accelerando la decarbonizzazione dell’UE e il decentramento del sistema energetico.
• Sviluppare una strategia globale di innovazione dell’UE per l’energia da fusione nucleare e sostenere la creazione di un partenariato pubblico-privato per promuovere una commercializzazione rapida ed economicamente valida. Il partenariato dovrebbe mirare a creare un ecosistema stabile e prevedibile per l’innovazione industriale, facendo leva sul progetto ITER, garantendo al contempo una chiara tabella di marcia per lo sviluppo della tecnologia. La diffusione dell’energia da fusione richiederà investimenti pubblici e privati per agire in sinergia.

Sviluppare la governance necessaria per una vera Unione dell’energia.

• Rivedere la governance del Mercato unico per l’energia per garantire che le decisioni e le funzioni di mercato di rilevanza transfrontaliera siano prese ed eseguite a livello centrale. Una governance insufficiente provoca ritardi ingiustificati nella transizione e crea costi aggiuntivi per i consumatori di elettricità e le imprese. L’attuale quadro di governance del mercato interno dell’energia si è evoluto da un sistema in cui i regolatori nazionali supervisionavano i rispettivi sistemi senza che le loro decisioni normative avessero un impatto diretto sugli Stati membri confinanti. Molti poteri normativi e decisioni dipendono ancora da organismi istituiti a livello nazionale. Tuttavia, la progressiva integrazione del mercato e le crescenti sfide poste dalla transizione energetica dimostrano già i limiti di questo sistema. La crescente integrazione del mercato richiesta per la transizione verde nei prossimi anni (ad esempio, contribuendo a colmare le cruciali lacune nelle infrastrutture transfrontaliere e comuni) aggraverà questi limiti. In futuro, dato il ruolo dell’energia come bene pubblico europeo, sarà necessario sviluppare un sistema di governance più integrato per aumentare l’efficienza nelle decisioni di trade-off degli investimenti, ad esempio per l’integrazione delle energie rinnovabili, delle reti e dello stoccaggio per garantire la continuità dell’energia e ridurre i costi totali del sistema.
• Questo nuovo quadro potrebbe ispirarsi all’Unione economica e monetaria (UEM) dell’UE e potrebbe presentare le seguenti componenti:
  • Supervisione normativa centrale su tutti i processi e le decisioni di diretta rilevanza transfrontaliera. Un quadro istituzionale più forte e robusto comporterebbe il rafforzamento dei poteri di monitoraggio, indagine e decisione a livello UE, con la possibilità di fornire un controllo normativo completo su tutte le decisioni e i processi che hanno un impatto transfrontaliero diretto sugli Stati membri.
  • Compiti di natura normativa che devono essere svolti dai regolatori. L’attuale sistema riserva ancora una serie di compiti e responsabilità di natura normativa a organismi privati con interessi commerciali. Ciò è dovuto in gran parte a ragioni storiche, in quanto l’attuale mercato liberalizzato dell’energia è emerso da una serie di sistemi nazionali completamente regolamentati. Tutti i compiti di natura regolatoria dovrebbero essere svolti da agenzie di regolamentazione che agiscono nell’interesse pubblico. Un buon esempio è il modo in cui l’obbligo normativo vincolante di garantire che il 70% dell’infrastruttura di trasmissione sia utilizzato per il commercio transfrontaliero è attualmente controllato direttamente dalla ENTSO-E, un organismo che rappresenta i diversi proprietari e operatori dell’infrastruttura di trasmissione a livello nazionale.
  • Le funzioni centrali devono essere svolte a livello centrale. Diverse funzioni chiave per il funzionamento di un mercato europeo integrato sono attualmente ancora svolte da una serie di organismi nazionali. Un buon esempio è il funzionamento dell’algoritmo alla base dell’accoppiamento dei mercati dell’UE nel settore dell’elettricità, che è attualmente gestito da diversi operatori di mercato stabiliti in diversi Stati membri dell’UE a rotazione. Questo non solo limita la velocità con cui possono essere apportate le modifiche necessarie a questo algoritmo, ma rende anche molto difficile nella pratica un’adeguata vigilanza regolamentare su tale funzione chiave. La riforma dovrebbe quindi garantire che le funzioni centrali del mercato rilevanti per un mercato integrato siano svolte a livello centralizzato e soggette a un’adeguata vigilanza regolamentare.

Tabella delle Abbreviazioni

AAE	Esenzione per attività accessorie
ACER	Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia
AIE	Agenzia Internazionale per l’Energia
AMR	Reattore modulare avanzato
BEI	Banca europea per gli investimenti
BEI	Banca europea per gli investimenti
BMWK	Ministero federale tedesco per gli Affari economici e l’Azione per il clima
CCfD	Contratto di carbonio per differenza
CCUS	Cattura, utilizzo e stoccaggio del carbonio
CEF	Meccanismo per collegare l’Europa
CfD	Contratto per differenza
CO2	Anidride carbonica
DSO	Gestore del sistema di distribuzione
ECOFIN	Consiglio Affari economici e finanziari
EIA	Amministrazione dell’Informazione Energetica
ENTSO-E	Rete europea dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’energia elettrica
ENTSO-G	Rete europea dei gestori dei sistemi di trasporto del gas
ESMA	Autorità europea degli strumenti finanziari e dei mercati
ETS	Sistema di scambio delle quote di emissione
EV	Veicolo elettrico
FER	Fonti energetiche rinnovabili
GNL	Gas naturale liquefatto
HTGR	Reattore raffreddato a gas ad alta temperatura
IA	Intelligenza artificiale
IPCEI	Importante progetto di comune interesse europeo
IRA	Inflation Reduction Act
ITCO	Compensazione inter-TSO
IVA	Imposta sul valore aggiunto
JKM	MarcatoreGiappone Corea
JOGMEC	Organizzazione giapponese per i metalli e la sicurezza energetica
KOGAS	Korea Gas Corporation
LCOE	Costo livellato dell’elettricità
LFR	Reattore veloce raffreddato a piombo
LW-SMR	Tecnologia del reattore ad acqua leggera
MoU	Memorandum d’intesa
MSR	Reattore a sali fusi
NFC	Società non finanziarie
OTC	Da banco
PPA	Accordi di compravendita di energia elettrica
PV	Fotovoltaico
QFP	Quadro finanziario pluriennale
RAA	Area di accelerazione rinnovabile
RED	Direttiva sulle energie rinnovabili
SFR	Reattore veloce raffreddato a sodio
SMR	Piccolo reattore modulare
TSO	Gestore del sistema di trasmissione
TTF	Strumento di trasferimento del titolo
TYNDP	Piano decennale di sviluppo della rete
UEM	Unione economica e monetaria
VAN	Valore attuale netto
VAS	Valutazione ambientale strategica

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