È stata presentata in questi giorni a Bruxelles dalla Commissione europea la quinta lista dei Progetti di Interesse Comune (PCI). Lista che include progetti infrastrutturali considerati chiave per completare il mercato interno europeo dell’energia e aiutare l’Unione a raggiungere i suoi obiettivi di politica energetica e climatica.
Secondo Kadri Simson, Commissaria per l’Energia dell’Unione europea, quest’ultima revisione è forse la più importante proposta finora, poiché mette al centro la modernizzazione e l’integrazione dei sistemi energetici nel rispetto degli obiettivi di decarbonizzazione del Green Deal Europeo.
Durante la conferenza di presentazione della lista è stato firmato l’accordo per il finanziamento di 300 milioni, da parte della Connecting Europe Facility (CEF), lo strumento di finanziamento per investimenti infrastrutturali a livello europeo, al progetto ELMED-TUNITA, un progetto di interconnessione elettrica tra Italia e Tunisia sviluppato da TERNA e dalla tunisina STEG, che dovrebbe essere completato entro il 2028. Si tratta del primo finanziamento da parte della CEF a una infrastruttura tra uno stato membro dell’Unione e un paese partner. Ciò pone l’attenzione pubblica verso la regione del Mediterraneo e al suo ruolo nella transizione.
Per rispettare gli obiettivi di decarbonizzazione europei e supportare la transizione energetica verso un sistema energetico basato sulle fonti rinnovabili, la regione mediterranea svolgerà un ruolo cruciale. Un’Europa decarbonizzata difficilmente potrà realizzarsi senza un Mediterraneo decarbonizzato. Il processo di elettrificazione dei consumi finali, ormai avviato (si pensi alla diffusione delle pompe di calore negli edifici o ai veicoli elettrici nei trasporti), porterà nei prossimi anni a uno switch nel fabbisogno energetico europeo, in cui l’elettricità andrà ad accrescere il suo contributo a scapito di gas e petrolio, come descritto dall’Agenzia Internazionale dell’Energia (AIE) nel suo ultimo World Energy Outlook.
In questo scenario, il Mediterraneo, includendo sia i paesi del Sud Europa che la regione del Nord Africa, con il suo elevato potenziale tecnico di energia solare ed eolica, è ipotizzabile possa diventare una piattaforma rinnovabile per la produzione e lo scambio di energia elettrica, in grado di supportare e sostenere la transizione energetica dell’intera regione.
Il progetto ELMED-TUNITA è in realtà solo uno dei progetti che nel breve termine possono interconnettere la regione del Mediterraneo. Il Med -TSO, l’organismo che dal 2013 riunisce 17 operatori nazionali della regione, prevede infatti, nel suo Masterplan 2030, l’espansione della rete elettrica europea verso sud e verso est e la creazione di un mercato Trans-Mediterraneo per l’elettricità, analizzando la fattibilità di 19 nuove interconnessioni in 16 paesi della regione.
Dalla prospettiva italiana, il progetto ELMED-TUNITA rappresenta una nuova fase nella storia delle relazioni Euro-Mediterranee nel solco di una partnership non predatoria, rappresentata dal Piano Mattei, come sottolineato dall’ambasciatore Stefano Verrecchia durante la firma dell’accordo di finanziamento.
Reti elettriche per la stabilità della regione
Il progetto di una rete elettrica mediterranea è sicuramente tra i più ambiziosi nella storia delle relazioni Euro-Mediterranee. Reso ancora più importante alla luce di una prospettiva di maggior sicurezza e stabilità della regione. Già nel 2009 il consorzio industriale DESERTEC ha sviluppato il masterplan ‘Desert Power 2050’. L’obiettivo era quello di sfruttare l’alto potenziale di irraggiamento nel deserto tramite centrali con pannelli solari a concentrazione (solare termodinamico) nel Nord Africa, al fine di esportare l’energia prodotta verso centri di consumo europei. Il consorzio DESERTEC, a trazione tedesca, è fallito sulla base di presupposti tecnologici e politici, ma la questione di una rete elettrica mediterranea integrata resta un punto nodale, al di là dei fallimenti del passato.
Dalla presentazione del Desert Power 2050 il contesto energetico e i presupposti globali sono molto cambiati. Alla luce dei target del Green Deal europeo, del RePowerEU e del pacchetto Fit for 55 e in un’ottica di transizione ordinata e sostenibile per l’intera regione, le reti restano un punto strategico. Lo sviluppo di una rete mediterranea può rappresentare certamente un punto di partenza, grazie a mutui benefici economici ma anche geopolitici e sociali che derivano dalla coesione infrastrutturale. I benefici delle interconnessioni trans-nazionali e trans-regionali sono infatti ben riconosciuti. L’espansione su aree più vaste riduce i costi e assicura una maggiore affidabilità della fornitura di energia. Le reti transfrontaliere possono gestire le variazioni stagionali o giornaliere, risolvendo i problemi di sovraccarico periodico della rete causato dai picchi di produzione e regolamentare la domanda e l’offerta. L’efficientamento delle infrastrutture contribuirebbe ad alleviare le carenze croniche di energia in alcune aree della sponda sud del Mediterraneo. Secondo uno studio prodotto dall’European Network of Transmission System Operators (ENTSO-E), l’organo di coordinamento degli operatori nazionali europei, la Spagna potrebbe diventare nel 2050 un importante balancer regionale: esportando elettricità durante i mesi estivi e importandola durante i mesi invernali. Questo contribuirebbe a stabilizzare l’intera rete maghrebina.
Reti elettriche nel Mediterraneo: la situazione attuale
Oggi, due cavi ad alta tensione collegano già Spagna e Marocco, che scambiano elettricità sulla base di accordi commerciali bilaterali. Un’ulteriore espansione tra i due paesi sarà operativa entro il 2026, in aggiunta a un secondo cavo con una capacità di 1 GW tra Marocco e Portogallo. Nel Mediterraneo Orientale, due progetti di interconnessione, EuroAfrica e EuroAsia, anche quest’ultimo confermato nella nuova lista dei PCI, dovrebbero connettere Grecia e Cipro rispettivamente a Egitto e Israele. In questo caso, però, dispute sulla sovranità dei confini marittimi tra Cipro, Grecia e Turchia e il conflitto turco-cipriota potrebbero rappresentare due ostacoli importanti. Un ulteriore cavo tra Grecia ed Egitto, il GREGY, è in fase di design ed è stato anch’esso incluso tra i nuovi PCI. Si tratta di un cavo di oltre mille chilometri posato sul fondo marino tra Egitto e Grecia, con una capacità di 3000MW. Anche in questo caso, un accordo tra Turchia e Libia sulle acque territoriali in risposta all’esclusione della Turchia dall’EastMed Gas Forum garantirebbe alla Turchia la sovranità delle acque a ovest di Creta e Rodi e potrebbe rallentare lo sviluppo del progetto.
Una rete Euro-Mediterranea decarbonizzata
Nonostante queste criticità, i progetti per una rete Euro-Mediterranea sono già presenti, come dimostrato dal Master Plan MED-TSO. Una espansione dell’infrastruttura è infatti necessaria per garantire la realizzazione di un sistema integrato Euro-Mediterraneo decarbonizzato. Uno degli ultimi rapporti dell’AIE sottolinea come lo sviluppo delle reti elettriche sia fondamentale per la decarbonizzazione dei sistemi energetici e avverte che proprio le reti possono diventare il collo di bottiglia della transizione, in mancanza di investimenti e strumenti regolatori adeguati. Un ritardo nello sviluppo delle reti equivale infatti a un ritardo nel processo di decarbonizzazione, in quanto rallenterebbe l’uscita dalle fonti fossili. Dello stesso avviso è anche il settore industriale e dei gestori europei, che sottolinea come la rapida espansione delle rinnovabili non seguita da un altrettanto rapida espansione dell’infrastruttura elettrica abbia creato code di progetti in attesa di connessione alla rete.
Nel Mediterraneo, nonostante i nuovi PCI, sul fronte delle reti il processo di integrazione è ancora lontano dall’essere raggiunto. Ad oggi nella regione sono presenti tre zone interconnesse:
- La regione sincrona dell’Europa continentale (CESA), coordinata dall’ENTSO-E su mandato dell’Unione Europea, e che assicura l’equilibrio dell’intera rete europea;
- Nel Mediterraneo occidentale, la regione sincrona del Maghreb, che comprende i paesi nordafricani di Marocco, Algeria, Tunisia e Libia raggruppati sotto l’ombrello del COMELEC (il Comitato Maghrebino dell’Elettricità);
- Nel Mediterraneo Orientale, la Turchia è connessa alla CESA attraverso un cavo con la Grecia (400kV) e due con la Bulgaria (entrambi da 400kV).
Attualmente, qualsiasi progetto di interconnessione tra queste zone deve tenere conto di differenze sostanziali che derivano dallo loro sviluppo storico. Nonostante l’esistenza del COMELEC, in Nord Africa il mercato dell’elettricità non è liberalizzato e gli scambi avvengono sulla base del mutuo aiuto. Il caso della Turchia è invece diverso. Il Paese ha iniziato il suo processo di adesione all’Unione europea nel 2005 ed è stato accolto come paese osservatore alla Comunità Energetica nel 2006, per essere poi integrato come regione sincrona nel 2015, con l’operatore nazionale TEIAS attualmente osservatore nel ENTSO-E.
Verso una nuova cooperazione energetica
Eppure, l’attuazione completa del Masterplan del MED-TSO, se raggiunta, garantirebbe una maggiore sicurezza energetica, il potenziamento degli scambi tra i paesi della regione euro-mediterranea e una collaborazione strutturale a garanzia di un dialogo politico necessario agli equilibri dell’area. Questi progetti devono però essere approcciati tenendo conto sia degli aspetti tecnici che delle strategie nazionali di sviluppo.
Dal punto di vista operativo, importanti barriere legali e regolatorie esistono nella regione. In particolare laddove le autorità nazionali operano in uno schema legislativo comune (attraverso istituzioni sovranazionali come l’Agenzia dell’Unione Europea per la Cooperazione dei Regolatori dell’Energia (ACER)) e adottano policy comuni, come la TEN-E, che introduce piani strategici per l’integrazione delle infrastrutture di reti nell’Unione, e i paesi della sponda sud, dove il mercato dell’elettricità soffre di importanti carenze regolatorie.
Idealmente, un sistema mediterraneo interconnesso dovrebbe avere anche obiettivi climatici comuni alle due sponde, per non avere distorsioni in termini di prezzi dell’energia elettrica. Questo attualmente non accade. Nonostante nell’ambito dell’quasi tutti i paesi del Nord Africa abbiano presentato Nationally Determined Contributions (NDCs) con impegni di riduzione delle emissioni e sviluppo delle rinnovabili (il target cumulativo di capacità rinnovabile regionale è di circa 80 GW entro il 2035), le differenze con l’Europa in termini di ambizioni e investimenti rimangono rilevanti. Questo divario nei target di decarbonizzazione tra sponda nord e sud esporrebbe un ipotetico sistema interconnesso a un duplice rischio. Da un lato, l’import di elettricità a basso prezzo dal Nord Africa (che in mancanza di sufficiente capacità rinnovabile si baserebbe verosimilmente sulla produzione da combustibili fossili come carbone e gas naturale, viste le importanti riserve presenti nell’area) potrebbe far “aggirare” i target europei, come ad esempio la Direttiva RED III, che prevede un obiettivo del 42,5% per lo share di rinnovabili nei consumi finali. Teoricamente questo rischio è prevenuto dal Meccanismo di Adeguamento delle Emissioni di Carbonio (CBAM) dell’Unione, che iniziato da ottobre di quest’anno il suo periodo transitorio e che entrerà in vigore a tutti gli effetti nel 2026.
Dall’altro lato, un sistema interconnesso basato sulle rinnovabili, ma in cui è presente un divario in termini di capacità installata, espone la zona con meno capacità, in questo caso sempre il Nord Africa, al rischio di non riuscire a soddisfare la propria domanda interna tramite la produzione domestica e dover ricorrere all’import dall’Europa, con i prezzi che ne conseguono. Lo stesso CBAM però rappresenterebbe una leva per accelerare la transizione nella sponda sud del Mediterraneo, oggi rallentata dai prezzi bassi del gas naturale domestico.
Una maggiore cooperazione nell’ambito del MED-TSO è quindi necessaria per prevenire possibili effetti distorsivi e armonizzare gli standard e i criteri minimi di operabilità. La realizzazione del potenziale rinnovabile in Nord Africa e nell’intera regione dipenderà, infatti, anche dalla flessibilità che il sistema potrà garantire, ovvero dalle misure implementate per integrare nuove fonti nella rete. Mentre l’Europa si prepara a ristrutturare l’infrastruttura elettrica in vista del crescente apporto delle rinnovabili con un investimento dal 584 miliardi, i fondi messi a disposizione per la cooperazione oltre i confini dell’Unione restano insufficienti.
Eppure, strumenti finanziari che possono supportare questo processo esistono. Oltre alla già citata CEF e al suo ruolo nel progetto ELMED-TUNITA, il Fondo Europeo per gli Investimenti strategici, la Banca Europea per la Ricostruzione e lo Sviluppo, e la Banca Europea per gli Investimenti possono contribuire nel finanziamento dei progetti transfrontalieri. Idealmente, un piano di sviluppo olistico di una rete Mediterranea dovrebbe includere sia l’implementazione delle infrastrutture di rete, sia sistemi di stoccaggio, batterie, pompaggi, e sistemi power-to-X. Tuttavia, la realizzazione di una infrastruttura di questo tipo richiede cambiamenti culturali, riforme e la costruzione di fiducia reciproca tra i paesi. Non può inoltre prescindere da una visione comune della transizione energetica come un’opportunità di sviluppo equo e condiviso che rispetti, allo stesso tempo, gli obiettivi di decarbonizzazione europei e le prospettive di crescita economica dei paesi del Nord Africa, per far sì che i fallimenti del passato rappresentino una lesson learnt per la cooperazione energetica del futuro.
Foto di gianlucamuscelli
