La regolazione europea del mercato del gas tra transizione energetica ed emergenza geopolitica

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Il nuovo Positio Paper di Laboratorio Ref riassume il Pacchetto con cui la Commissione europea propone di adeguare il mercato del gas agli obiettivi della decarbonizzazione, introducendo i nuovi gas rinnovabili e in particolare l’idrogeno.

Raramente il gas naturale è stato così clamorosamente al centro dell’attenzione in Europa, sia da parte delle massime autorità politiche che dei media. Il motivo è ovviamente la guerra che, contrapponendo la Russia, principale Paese esterno fornitore dell’UE, all’Ucraina, principale territorio di transito di tali forniture, ha generato enormi preoccupazioni circa la disponibilità attuale e futura di questa preziosa materia. Le preoccupazioni si sono riflesse in aumenti senza precedenti dei prezzi, peraltro già in forte crescita per la decisa ripresa dei consumi in uno scenario (quasi) post-pandemico, a fronte di limitazioni dell’offerta maturate nel corso della stessa, e ad una debole disponibilità di gas in stoccaggio rispetto alle medie storiche.

Il conflitto ha infine esacerbato le tensioni di mercato, anche perché la corsa alle sanzioni e alla riduzione dei rapporti economici con Mosca ha portato a considerare da un lato l’ipotesi di estendere tali sanzioni alle importazioni di gas naturale e di altri combustibili fossili e dall’altro il rischio che le forniture fossero bloccate come forma di ritorsione verso le sanzioni in altri settori. Nonché di pressione verso le nazioni che, nel conflitto, stanno sostenendo Kiev.

Non solo: per le istituzioni europee, la crisi è giunta mentre erano state appena lanciate le proposte di riforma del mercato del gas, pensate nell’ottica della decarbonizzazione e miranti a definire un quadro regolatorio propizio alla transizione dal gas naturale verso altri gas, di natura rinnovabile, tra i quali l’idrogeno. In tutto, l’Europa sta cercando di operare su due linee direttrici: quella che considera l’obiettivo della decarbonizzazione (dai tempi lunghi) e quella che deve dare risposte immediate all’emergenza dettate da una situazione drammatica e in continuo cambiamento.

Fonte: Laboratorio Ref Ricerche

Mercato europeo del gas e proposte di riforma

Il mercato europeo del gas è governato da una serie di provvedimenti – Direttive e Regolamenti – tra loro strettamente collegati che vanno a definire tanto il quadro generale come aspetti tecnici particolari, competenze dei vari attori, regolazione del mercato e delle tariffe e questioni di trasporto e distribuzione. Si tratta di un corpus normativo non solo consistente per numero, ma anche dalla genesi non sempre facile, frutto di processi negoziali e iter legislativi talvolta assai lunghi e complessi. Questa ragione, unita alla convinzione che i risultati ottenuti nel tempo siano da considerare soddisfacenti, non ha indotto a proporre drastici cambiamenti che rimettessero in discussione quanto approvato, nonostante la presenza di noti aspetti critici da riformare. Negli ultimi dieci anni, infatti, l’aumento medio dei prezzi ha svantaggiato i piccoli consumatori rispetto a quelli all’ingrosso; inoltre risulta necessario potenziare la sicurezza dell’offerta anche attraverso un maggiore controllo sulla gestione degli stoccaggi.

In questo quadro, la finalità principale del Pacchetto Gas è rivolta a rendere il settore adatto a contribuire agli obiettivi fondamentali della decarbonizzazione. Ciò avviene con un certo ritardo rispetto al settore elettrico, per almeno due ragioni. Una prima riguarda la posizione della politica europea, a lungo bloccata da un dibattito spesso dominato da posizioni favorevoli alla rapida eliminazione del gas dal futuro panorama energetico europeo poiché combustibile fossile.

Dall’altra parte, l’industria del gas ha impiegato molto più tempo di quella elettrica a riconoscere la possibilità e l’opportunità di un suo ruolo nell’ambito di una politica di decarbonizzazione, che andasse al di là della sostituzione di combustibili a maggiore impatto come il carbone e i prodotti petroliferi. Solo negli ultimi anni gli operatori sembrano aver accettato la possibilità e l’opportunità di produrre, trasportare ed utilizzare gas di tipo rinnovabile, facendo valere i propri vantaggi strutturali rispetto all’energia elettrica: in particolare i notevolmente minori costi di trasporto e stoccaggio, attraverso modalità di integrazione con il settore elettrico (quali le tecnologie power to gas) e con quello petrolifero, oltre che attraverso le soluzioni di sequestro, stoccaggio e riutilizzo del carbonio. Si tratta di un’ampia gamma di soluzioni tecnologiche, spesso innovative ed in competizione tra loro, il cui futuro è tutt’altro che scontato.

Idrogeno, il “nuovo” gas

Tra queste, la produzione, trasporto ed uso dell’idrogeno come vettore energetico appaiono destinati a svolgere il ruolo principale, sia pur senza trascurare il contributo di altri gas rinnovabili come il biogas o biometano derivante dall’agricoltura e dal ciclo dei rifiuti urbani (si veda anche Position Paper n. 185).

Viene poi riconosciuto il ruolo giocato dall’idrogeno prodotto a basso contenuto di carbonio nella Transizione e si accetta la prospettiva dello sviluppo di una rete di trasporto parallela a quella del gas, anche se ancora non ci sono previsioni quantitative ufficiali.

In questo quadro, il Pacchetto Gas da un lato mantiene l’ossatura fondamentale del mercato, dall’altro la estende all’idrogeno e agli altri “nuovi” gas rinnovabili, con norme specifiche volte a favorirne lo sviluppo e l’adozione.

Per quanto riguarda l’accesso dell’idrogeno, viene stabilito un limite generale del 5% per la miscelatura nelle reti del gas naturale, fatta salva la possibilità per gli Stati membri di prevedere limiti diversi al loro interno o previo accordo tra di essi. L’accesso al mercato, in particolare agli hub che si dovrebbero formare in analogia a quelli del gas naturale, dovrà essere consentito anche a partire dall’eventuale connessione alle reti di distribuzione. Per quanto concerne l’unbundling, esso è atteso dall’inizio, in modo da evitare la formazione di operatori integrati che controllino sia la produzione e la vendita che il trasporto e la distribuzione, con la separazione proprietaria delle reti di trasporto quale soluzione normale. Tuttavia, fino al 2030, le reti dell’idrogeno potranno evitare le tariffe regolate e prevedere invece un sistema di accesso negoziato, purché trasparente e non discriminatorio. Sarà concesso l’automatico trasferimento delle licenze ed autorizzazioni già in possesso dei gestori di rete del gas naturale nel caso che queste siano destinate al trasporto di idrogeno (repurposing).

Uno degli aspetti maggiormente controversi è certamente il finanziamento dello sviluppo delle reti. Si prevede sia la possibilità di sussidi incrociati dalle reti gas, che probabilmente fornirebbero buona parte dei finanziamenti; sia la possibilità di meccanismi di compensazione tariffaria, in particolare (dopo il 2030) per lo sviluppo di interconnessioni mancanti tra diversi sistemi nazionali. Questa previsione potrebbe tuttavia portare qualche Paese (e i suoi operatori) ad attendere gli incentivi, ritardando di fatto lo sviluppo del mercato e la competizione nello stesso. Entrambe sono state criticate dai regolatori.

Consumatori e sicurezza dell’offerta

La nuova proposta di direttiva deve evitare che si creino situazioni nelle quali i piccoli consumatori siano svantaggiati rispetto ai grandi, come accaduto dopo la liberalizzazione. Si prevede il potenziamento degli obblighi di trasparenza dei prezzi, l’incentivazione ad una maggiore pubblicità delle offerte in concorrenza, l’estensione delle garanzie per i consumatori in materia di trasparenza delle bollette, confrontabilità e cambio dei fornitori e possibilità di reclami (la cosiddetta “qualità commerciale” del servizio). Poiché tali garanzie sono già state aumentate per il settore elettrico con la nuova direttiva 2019/944, l’approccio adottato è quello di rispecchiarle per i consumatori gas.

Tra le innovazioni introdotte vi sarebbe quella sulla sicurezza dell’offerta, soprattutto alla luce dei forti aumenti dei prezzi verificatisi nel 2021. Viene esplicitamente riconosciuta la possibilità per gli Stati membri di imporre misure per il riempimento degli stoccaggi, anche tramite gare o con obblighi a carico dei gestori di rete, fino ad affidare a questi ultimi la piena gestione. Gli stoccaggi dovranno essere messi a disposizione degli altri Paesi membri in caso di emergenza, al fine di assicurare il gas ai consumatori protetti (tipicamente famiglie e servizi pubblici essenziali) indipendente dallo stato in cui si trovano: per tali forniture di emergenza è esplicitamente previsto il pagamento delle forniture.

È particolarmente notevole il fatto che le misure relative agli stoccaggi potranno essere adottate non solo su base nazionale, ma anche per diversi Paesi appartenenti al medesimo gruppo di rischio. È stata decisa la ripartizione dei relativi costi tra nazioni e la definizione di criteri di prelievo, con un meccanismo di risoluzione di eventuali controversie. Su base volontaria, gli Stati membri potranno organizzare acquisti comuni di gas al fine di riempire gli stoccaggi strategici – un concetto che viene così accettato a livello comunitario.

L’aumento vertiginoso dei prezzi (anche prima della guerra)

Il 2021 ha visto un aumento senza precedenti dei prezzi del gas, che hanno raggiunto livelli record, con punte giornaliere di oltre 10 volte i livelli minimi raggiunti nel 2020 all’apice della pandemia, quindi, collocandosi su valori superiori di 5 volte alla media degli ultimi dieci anni.

Questi livelli non sono giustificati dai costi in nessuna area produttiva del mondo, ma sono dovuti ad una scarsità di materia riconducibile a diversi fattori quali: temperature più fredde nell’Asia nord-orientale, la scarsità dell’offerta, rallentata a causa della pandemia e dell’incertezza connessa alle politiche ambientali, ma anche dal debole riempimento degli stoccaggi in Europa, specialmente di quelli controllati da Gazprom, e dall’elevato svuotamento estivo perseguito dai traders a fronte della crescita dei prezzi spot e, infine dalla ripresa economica mondiale, superiore alle previsioni, in particolare della Cina.

Per la prima volta, il prezzo del gas è salito al di sopra di quello del greggio in termini di potere calorifico equivalente, nonostante i consistenti aumenti che hanno riguardato anche il secondo.

Una situazione già così tesa non poteva che essere ulteriormente esasperata dallo scoppio della guerra in Ucraina. Mentre le forniture russe non sono state finora intaccate dalle sanzioni, e sono anzi cresciute rispetto al 2021, il timore che gli eventi bellici spingano l’Occidente o la stessa Russia a bloccarle ha fatto nuovamente schizzare i prezzi, con punte di oltre 220 €/MWh, per poi vedere una relativa e precaria stabilizzazione intorno a 100 euro.

L’esplosione dei prezzi – con ripercussioni anche sui mercati elettrici – ha provocato effetti complessi su imprese e consumatori, spesso difficilmente calcolabili e tutt’altro che univoci nell’ambito di ciascuna categoria. D’altra parte, anche dal lato dei consumatori il quadro è complesso. Con la liberalizzazione dei mercati, molti hanno scelto modalità contrattuali che prevedono prezzi fissi o un’indicizzazione solo parziale ai prezzi spot. Per esempio, in Italia, secondo dati dell’autorità di regolazione, l’84% dei clienti del mercato libero dell’energia elettrica e il 74% del gas ha scelto contratti a prezzo fisso per almeno un anno, risultando quindi temporaneamente protetti dall’evoluzione dei prezzi internazionali dei combustibili; anche se il beneficio potrebbe essere significativamente ridotto alla scadenza dei contratti stessi.

Un “tetto ai prezzi” è possibile?

In questi mesi tormentati, il poter porre un limite europeo ai prezzi del gas per contenerne gli aumenti è stato oggetto di dibattito quasi quotidiano. Ad oggi (inizio giugno 2022) nulla è stato ancora deciso, sebbene nelle premesse al nuovo Pacchetto Gas, si ammetta che vi possano essere “tetti” (caps) temporanei e circoscritti a clienti vulnerabili. Si tratta di un’apertura da parte della Commissione che in un recente passato – prima dell’invasione russa – aveva sempre escluso questa via perché contraria ai principi della libera concorrenza.

Certamente, al di là delle divergenze di posizione tra Paesi e di opinione tra economisti sulla soluzione più adeguata da adottare, la fissazione di prezzi massimi – nella pratica – è un compito estremamente difficile. L’ipotesi di fissare i prezzi in linea con i costi medi di approvvigionamento, in un contesto in cui il mercato è suddiviso in una pletora di operatori, non è praticabile come quando vi era un solo fornitore, o almeno un operatore dominante da prendere come riferimento. Si tratterebbe di fissare prezzi diversi per ciascun operatore e probabilmente per ciascun Paese, ma questo richiederebbe il blocco della concorrenza, a meno di consentire agli operatori con costi inferiori di svuotare le quote di mercato di quelli con costi maggiori. Si avrebbe dunque un totale rovesciamento dei principi del mercato europeo, che non appare possibile neppure su base temporanea.

Più promettente, ma meno discussa, sembra essere un maggiore uso della leva fiscale, già utilizzata sia pur timidamente in vari paesi, tra cui l’Italia, e che può valersi dell’esperienza accumulata soprattutto dalle nazioni ricche di materie prime energetiche, che da decenni hanno familiarità con le fluttuazioni dei prezzi delle fonti fossili e hanno imparato a fronteggiarle. In sostanza, molti di questi Paesi hanno una triplice tassazione delle imprese produttrici di petrolio, gas e carbone:

  • una tassa fissa commisurata alla produzione, che di fatto entra a far parte del costo della stessa (royalty);
  • la tassazione ordinaria dei profitti d’impresa, comune alla maggior parte dei settori produttivi;
  • una tassa specifica sui profitti delle vendite di combustibili fossili, calcolata sulla base di costi di produzione standard e dei prezzi di vendita, che entra in funzione solo quando si manifestano profitti straordinari con aliquote superiori.

Il gettito della tassazione straordinaria può essere utilizzato per predisporre fondi, a durata limitata, idonei a offrire una protezione temporanea a consumatori (civili e industriali) particolarmente colpiti dagli aumenti, nonché a finanziare programmi di efficienza energetica. La temporaneità consente di mantenere “in vita” tali consumatori, senza togliere loro l’incentivo ad adottare strategie industriali, contrattuali e finanziarie idonee ad affrontare meglio shock futuri, anche modificando, ove necessario, prodotti e processi produttivi o passando all’uso di fonti rinnovabili.

Conclusioni

Non vi è dubbio che il nuovo Pacchetto Gas sia un provvedimento di grande portata, che prefigura l’evoluzione del settore per molti anni a venire, con l’obiettivo di favorire la decarbonizzazione, in particolare con lo sviluppo della filiera dell’idrogeno, destinato in futuro ad essere prodotto con emissioni basse o nulle.

La grande perplessità che suscita questo approccio viene dal fatto che storicamente le grandi innovazioni hanno preso strade difficilmente immaginabili a priori, e che la regolamentazione volta a limitarne gli effetti indesiderati è intervenuta successivamente, spesso scontrandosi con nuove industrie che avevano assunto una posizione di potere di mercato.

Da un lato, la chiarezza del quadro regolatorio è utile agli investitori e punta a prevenire piuttosto che a curare le inevitabili distorsioni. Tuttavia, in questo modo, si prefigura un tipo di sviluppo, basato sull’evoluzione dell’attuale industria del gas – e in particolare quella del trasporto e della distribuzione – che potrebbe rivelarsi costoso se non velleitario. Sussiste il rischio che siano predisposte ingenti infrastrutture, finanziate in gran parte dagli attuali consumatori del gas, che potrebbero non avere l’utilizzo previsto se le condizioni di costo – e quindi la domanda – non si svilupperanno come da previsioni. A questi rischi – paventati anche dai regolatori in fase di consultazione – il pacchetto risponde rafforzando i controlli sull’efficienza delle reti e l’analisi costi-benefici degli investimenti, ma questi strumenti hanno livelli di precisione limitati. Resta l’impressione di una struttura regolatoria assai complessa – e forse non sufficientemente flessibile in relazione agli sviluppi – per un’industria che muove i primi passi, ed il cui futuro è assai incerto.

L’attuazione del pacchetto potrebbe richiedere meno tempo e sforzi di quanti furono necessari per il gas naturale, data l’esperienza precedente, la minore resistenza di interessi precostituiti e il rafforzamento dei poteri di surroga della Commissione. Tuttavia, alcuni aspetti delicati, come i meccanismi di compensazione tra gestori diversi, potrebbero essere fonte di lunghe dispute e ritardi, come avvenne ad esempio per il sistema di compensazione necessario tra gestori della trasmissione elettrica. In Europa, la percezione stessa di trasferimenti di risorse tra Paesi, anche limitate, suscita sempre grandi sospetti, ed è stata finora generalmente evitata nel settore gas.

In materia di sicurezza dell’offerta, il balzo senza precedenti dei prezzi sembra aver spinto l’Europa ad accettare l’opinione – finora minoritaria – circa l’utilità di misure di riempimento obbligatorio degli stoccaggi o di creazione di riserve strategiche, accettando così la visione finora difesa da Francia, Italia, Spagna, Ungheria e pochi altri. La guerra in Ucraina ha spinto ancor più la bilancia dalla parte della sicurezza, un po’ come la pandemia aveva portato ad infrangere il tabù del debito comune. Anche in quest’area, l’attuazione contiene numerose trappole, come quella di definire meccanismi di condivisione delle risorse disponibili e del loro costo, potenzialmente controverse.

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