A dicembre dello scorso anno è stato pubblicato in Gazzetta Ufficiale italiana il cosiddetto Decreto Energia. Nel testo si parla di “Disposizioni urgenti per la sicurezza energetica del Paese, la promozione del ricorso alle fonti rinnovabili di energia, e il sostegno alle imprese a forte consumo di energia in materia di ricostruzione nei territori colpiti dagli eccezionali eventi alluvionali verificatisi a partire dal 1° maggio 2023”.
Il 12 dicembre scorso il decreto è stato assegnato alle Commissioni Ambiente e Attività produttive della Camera, le quali, a partire dal 14 dicembre 2023, hanno convocato audizioni finalizzate a riesaminarne il testo prima della conversione in legge.
I lavori delle Commissioni hanno portato il 23 gennaio alla modifica del testo originario del decreto in uno dei suoi aspetti più critici: l’introduzione di un onere economico di 10€ per ogni kW di impianti rinnovabili installato (> 20kW).
Tale norma, legata all’intento di introdurre una compensazione economica per le Regioni che ospitano gli impianti, avrebbe penalizzato lo sviluppo delle fonti rinnovabili incrementandone i costi di produzione, risultando peraltro contraddittoria rispetto agli obiettivi di riduzione dei costi dell’energia elettrica e la promozione delle rinnovabili.
Il testo conferma comunque di impiegare a tale scopo 200 milioni di euro provenienti dalla vendita delle aste ETS. L’introduzione di compensazioni per le Regioni può rappresentare un incentivo per lo sviluppo delle rinnovabili, contribuendo a superare le resistenze nel rilascio delle autorizzazioni. Questo, tuttavia, non deve essere alternativo allo sforzo di migliorare il processo autorizzativo delle rinnovabili, come peraltro previsto dalle riforme connesse al programma RepowerEU, introducendo responsabilità per le Regioni e assicurando meccanismi di garanzia nel processo autorizzativo in grado di assicurare il raggiungimento degli obiettivi di sviluppo come indicati nel PNIEC.
L’attuale versione del decreto, sulla quale il Governo ha posto la questione di fiducia, è approdata in Aula alla Camera per l’approvazione in prima lettura. Una volta approvato, il testo sarà trasmesso al Senato per l’approvazione definitiva entro il 7 febbraio.
ECCO in Parlamento
Il 18 dicembre, ECCO ha partecipato all’audizione informale in Parlamento, nella quale abbiamo esposto alcune criticità e proposte relative alle “Misure in materia di energia”.
Sono quattro gli articoli dove abbiamo riscontrato maggiori criticità:
- Articolo 1, relativo alla promozione delle rinnovabili e riduzione dei costi dell’energia tramite autoproduzione.
- Articolo 2, che introduce l’impropria definizione di interventi strategici di pubblica utilità, indifferibili e urgenti, per i nuovi terminali on-shore di gas.
- Articolo 4, che, come abbiamo visto, rischiava di introdurre un onere per lo sviluppo degli impianti rinnovabili.
- Articolo 7, che impropriamente include il settore termoelettrico tra i fruitori del potenziale di CCUS che andrebbe riservato ai settori hard to abate.
In merito all’articolo 1, la norma introduce un meccanismo tramite il quale il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) anticipa ai clienti energivori la disponibilità di energia elettrica al prezzo di produzione delle rinnovabili (che è sensibilmente inferiore al prezzo di mercato), a fronte di un impegno a realizzare nei successivi tre anni un impianto rinnovabile di potenza minima di 1 MW. Tal potenza, è stata ridotta a 200 kW, come proposto da ECCO. Tale meccanismo permette infatti di fruire da subito dei vantaggi di prezzo delle rinnovabili lasciando più tempo ai consumatori finali di realizzare l’impianto, completare le autorizzazioni, ed evitare alti prezzi delle forniture. Questo permette di superare una barriera all’autoproduzione perché introduce una forte motivazione a impegnarsi a realizzare un impianto rinnovabile a fronte di una disponibilità immediata di energia a basso prezzo.
Nella giusta direzione l’abbassamento della potenza minima da installare, tuttavia la norma dovrebbe essere esplicitamente estesa non solo ai clienti energivori (elettrici), ma a tutti i clienti industriali. Lo sviluppo dell’autoproduzione delle rinnovabili è infatti direttamente connessa alla possibilità di sfruttare il potenziale di elettrificazione dei processi produttivi. Tale potenziale di elettrificazione, che andrebbe a sostituire consumi di gas grazie all’apporto di rinnovabili elettriche, non coincide necessariamente con i clienti energivori a cui è riservato il meccanismo previsto dall’articolo 1. Unire sviluppo delle rinnovabili al processo di elettrificazione rappresenta una soluzione ottimale per la riduzione dei costi di produzione industriale, miglioramento della competitività, e raggiungimento degli obiettivi clima. Nel testo della nostra Audizione e nella nostra analisi sul PNIEC vengono riportati i potenziali di elettrificazione e i relativi contributi in termini di riduzione di CO2.
La tariffa elettrica
Elemento, tuttavia, molto critico della norma riguarda il trasferimento degli oneri di tale meccanismo sulle componenti Asos della tariffa elettrica. La nostra analisi evidenzia come la tariffa elettrica, soprattutto nel settore industriale non energivoro (dove risiede una parte consistente del potenziale di elettrificazione), sia fortemente discriminata rispetto alla tariffa gas per l’imposizione di componenti fiscali e parafiscali. Tale struttura tariffaria, che nei fatti assorbe con la fiscalità e para-fiscalità gli importanti miglioramenti di efficienza dati dagli investimenti in elettrificazione, rappresenta una barriera a uno dei processi chiave della decarbonizzazione del settore industriale.
Nella nostra nota viene evidenziata la necessità di mettere mano alla fiscalità dei prodotti energetici, riequilibrando la fiscalità e la para-fiscalità dei diversi vettori agli obiettivi di politica energetica e climatica. Questo è estremamente urgente in considerazione del processo di integrazione dei diversi settori energetici – trasporti, riscaldamento, produzione di calore industriale – che nel processo di decarbonizzazione trasferiranno i propri consumi sul settore elettrico.
Un ruolo per il gas nazionale?
L’articolo 2 conferma il GSE come soggetto responsabile ad avviare le procedure per l’approvvigionamento di lungo termine di gas naturale di produzione nazionale a prezzi ragionevoli ai clienti finali industriali energivori, qualificando come “interventi strategici di pubblica utilità, indifferibili e urgenti le opere finalizzate alla costruzione e all’esercizio di terminali di rigassificazione di gas naturale liquefatto on-shore e le connesse infrastrutture […]”.
La nostra analisi, riportata nel testo dell’audizione e di prossima pubblicazione integrale in uno studio dedicato al mercato del gas in Italia, mette in dubbio il carattere di strategicità di pubblica utilità, indifferibile e urgente di terminali on-shore e relative infrastrutture. I dati del mercato gas negli ultimi anni, gli obiettivi della politica energetica e climatica, gli scenari delle policy e degli operatori, nonché le infrastrutture già realizzate e in fase di completamento per la diversificazione dagli approvvigionamenti russi, non evidenziano alcuna necessità di infrastrutture on-shore di gassificazione. Nuovi investimenti in infrastruttura in gas naturale, peraltro on-shore e dunque non trasferibili in altro luogo-paese, anziché essere incentivati devono essere attentamente valutati in relazione alla loro utilità. Manca nel testo del decreto un supporto analitico e di scenario che giustifichi la necessità di considerare strategici, indifferibili e urgenti i terminali on-shore. L’utilità di tali infrastrutture è fortemente dubbia, introduce ulteriori rischi derivanti da investimenti nel fossile, porta a un incremento delle tariffe gas, vincola l’uso del suolo e lo sviluppo dei territori in infrastrutture inutili con impatti negativi su ambiente e occupazione.
Secondo le nostre valutazioni, i volumi di domanda di gas nazionale non giustificano la necessità di stanziare nuovi investimenti destinati all’espansione di nuove infrastrutture. L’analisi di bilancio tra la domanda e l’offerta di gas del mercato europeo dimostra che la sicurezza e la flessibilità degli approvvigionamenti di gas naturale possono essere garantite mediante la capacità infrastrutturale esistente o programmata. Sulla base di tali considerazioni, la realizzazione di nuovi terminali di rigassificazione non può essere definita come un intervento strategico di pubblica utilità, indifferibile, e urgente. Peraltro, l’eventuale scelta di nuovi terminali di rigassificazione dovrebbe essere indirizzata esclusivamente verso strutture galleggianti (off-shore), dal momento che il calo della domanda – italiana ed europea – di nuova capacità di rigassificazione aumenta il rischio di costruire “stranded assets”, ossia beni destinati a perdere valore nel corso degli anni.
La cattura e lo stoccaggio del carbonio
In ultimo, l’articolo 7 ordina che venga disposto uno studio propedeutico sulla normativa vigente relativa alla filiera Carbon Capture, Utilization and Storage (CCUS), allo scopo di delineare un quadro normativo di riferimento funzionale allo sviluppo della filiera CCUS. L’obiettivo della norma è di fornire alle imprese del settore termoelettrico o con processi hard to abate strumenti di decarbonizzazione dei propri processi produttivi efficaci ed efficienti, proteggendole dal rischio di un aumento dei costi di produzione e dalle annesse problematiche di competitività. La nostra lettura suggerisce di non includere il settore termoelettrico tra i fruitori del potenziale di CCUS nazionale, per assicurare accesso al limitato potenziale ai processi industriali che non hanno a disposizione opzioni tecnologiche di decarbonizzazione, quali ad esempio il cemento che rappresenta un’importante settore industriale in Italia.
Attualmente, il settore termoelettrico dispone di un portfolio di tecnologie alternative più efficaci ed efficienti (fonti rinnovabili, accumuli, integrazione della rete, gestione della domanda, etc.) che concorrono al conseguimento degli obiettivi di decarbonizzazione al 2035. La posizione negoziale per la 28ª Conferenza delle Parti (COP28) della Convenzione Quadro delle Nazioni Unite sui Cambiamenti Climatici (UNFCCC) del Consiglio dell’Unione Europea, peraltro, resa nota il 17 ottobre 2023, ribadisce che le tecnologie di riduzione delle emissioni, quali, per esempio, la CCS, “non dovrebbero essere utilizzate per ritardare l’azione per il clima in settori in cui sono disponibili alternative di mitigazione praticabili, efficaci, ed efficienti in termini di costi, in particolare in questo decennio critico.
In conclusione, la norma più negativa del Decreto sicurezza energetica – l’onere allo sviluppo delle fonti rinnovabili – è stata stralciata. Il meccanismo di anticipazione dell’energia in autoproduzione rappresenta un valido strumento di promozione delle rinnovabili, ma va esteso ai settori con il maggior potenziale di elettrificazione e accompagnato da una revisione della fiscalità e parafiscalità dei prodotti energetici, energia elettrica e gas in particolare. Infine, manca una connessione tra il Decreto sicurezza energetica e il Piano Nazionale Integrato Energia e Clima. Questo a nostro avviso determina l’introduzione di norme in contraddizione con gli obiettivi di politica energetica-ambientale nazionale, quali considerare strategici gli impianti on-shore, includere il termoelettrico nel potenziale CCUS, non vedere in nessi tra autoproduzione rinnovabile e processo di elettrificazione.
Foto di Matthew Henry
