Bruxelles – Dopo l’intesa di massima tra i leader Ue al Consiglio del 20-21 ottobre, la discussione sul pacchetto di misure contro la crisi energetica si sposta ora sul piano tecnico e dal primo vertice dei 27 ministri responsabili per l’Energia esce già un’indicazione concreta: l’obiettivo è il via libera definitivo al Consiglio straordinario del 24 novembre. Quello di oggi è stato un “pezzo importante del puzzle”, ha confermato il ministro dell’Industria della Repubblica Ceca e presidente di turno del Consiglio dell’Ue, Jozef Síkela, annunciando la decisione di indire fra un mese il prossimo vertice ministeriale straordinario per “adottare il pacchetto” di misure proposte dalla Commissione lo scorso 18 ottobre. In caso di fumata nera ci sarà ancora quello ordinario del 19 dicembre a disposizione.
La proposta di regolamento su cui si sono iniziate a concentrare le discussioni tra i ministri è tripartita. Primo, interventi per contrastare l’aumento dei prezzi del gas, come un ‘price cap’ dinamico per le transazioni sulla principale borsa del gas di Amsterdam, in attesa di un nuovo parametro complementare al Ttf solo per il Gnl. Secondo, una base giuridica per avviare e rendere obbligatori gli acquisti congiunti di gas da parte delle imprese europee. Terzo, nuove regole di solidarietà tra gli Stati membri di fronte al rischio di tagli all’approvvigionamento.
Dal primo round di confronto tra i ministri dell’Ue è emersa una generale tendenza a “concentrarsi sugli acquisti congiunti di gas”, ha messo in chiaro il ministro ceco, a cui ha fatto eco la commissaria europea per l’Energia, Kadri Simson, con una precisazione: “Se arriverà l’accordo in Consiglio, saremo pronti ad acquistare 13,5 milioni metri cubi di gas per la prossima stagione, ma anche di più se vogliono i Paesi membri”. La priorità rimane “unire le nostre forze sul mercato globale”, ha puntualizzato Simson: “È nell’interesse di tutti”.
Sul corridoio dinamico per i prezzi del gas è soprattutto l’Italia rappresentata dal nuovo ministro all’Ambiente e Sicurezza Energetica, Gilberto Pichetto Fratin, a spingere: “La discussione è stata ampia, la Commissione si è impegnata a considerare tutte le proposte a parità di condizione, anche quella sul corridoio”, ha spiegato il ministro al termine del vertice: “C’è stata una richiesta da parte dei Paesi di urgenza dell’intervento e di dare una risposta in tempi brevi“, tenendo in considerazione che “la nostra priorità resta l’emergenza prezzi per tutelare famiglie e imprese”.
Secondo quanto specificato dal ministro ceco Síkela, i Ventisette hanno “sostenuto l’introduzione di un corridoio dinamico per evitare picchi in caso di panico su mercati”, ma ci sono state anche “posizioni divergenti sul tetto al prezzo del gas e sul meccanismo di correzione del Ttf“. Da parte sua, la commissaria Simson ha messo in chiaro che “proponiamo un tetto dinamico sul Ttf da utilizzare subito contro i prezzi elevati” e che, parallelamente, la proposta dell’esecutivo Ue prevede di chiedere all’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (Acer) di sviluppare “entro il 31 marzo un indice complementare al Ttf, che rispecchi la situazione del mercato attuale” e che “sarà pronto per la prossima stagione di riempimento degli stock”.
Il non-paper della Commissione Ue
Una parte consistente delle discussioni tra i 27 ministri dell’Energia si è basata sul non-paper della Commissione fatto circolare in mattinata, in cui viene riassunta l’analisi costi-benefici di una possibile introduzione a livello europeo del meccanismo di sovvenzione iberico (che abbassa i prezzi dell’elettricità da tutte le fonti sovvenzionando quella più costosa, ovvero il gas). Dal documento dell’esecutivo comunitario emergono tutta una serie di criticità di complessa risoluzione, che mettono in ombra i benefici comunque rilevati.
La Commissione considera la combinazione di diversi elementi “per meglio adattarsi alla situazione degli Stati membri dell’Ue”. In primo luogo i Ventisette “sarebbero obbligati” a pagare alle loro centrali elettriche a gas un sussidio “che copra la differenza tra il prezzo effettivo del gas osservato nella borsa Ttf [Title Transfer Facility, ndr.] del giorno prima e un prezzo target del gas per la produzione di energia”. In secondo luogo, le centrali elettriche interessate “sarebbero obbligate a ridurre il prezzo di vendita dell’elettricità sui mercati del giorno prima e infragiornaliero dell’importo ottenuto tramite il sussidio”, con un monitoraggio da parte delle autorità nazionali di regolamentazione. In questo modo “il sussidio non solo abbassa il prezzo al quale le centrali elettriche a gas vendono la loro elettricità sul mercato del giorno prima e del giorno dopo”, ma anche “il prezzo di compensazione complessivo del mercato, riducendo così i ricavi di tutte le centrali che producono elettricità con tecnologie diverse“, ovvero le tecnologie inframarginali (ma non per le centrali elettriche a carbone).
Se l’introduzione del modello iberico a livello europeo “produrrebbe un beneficio netto di circa 13 miliardi di euro“, stima la Commissione – affiancandosi ai “70 miliardi di euro del tetto inframarginale” – l’esecutivo comunitario avverte sui diversi livelli di criticità. In primis il costo della misura per gli Stati membri che “dipendono fortemente dalla produzione di energia elettrica dal gas”, come nel caso di “Germania, Paesi Bassi e Italia“. La soluzione potrebbe essere “uno schema europeo che ridistribuisca i costi della misura tra tutti gli Stati membri in linea con i benefici che ne derivano”, ma la difficoltà di progettazione è legata alla “mancanza di statistiche affidabili e di sfide politiche” a questo proposito. C’è poi anche il rischio di un “aumento del consumo di gas a seguito della misura” tra i 5 e i 9 miliardi di metri cubi di gas, ma comunque “difficile da stimare”. Sarebbe necessario fissare la sovvenzione in modo “sufficientemente alto, perché l’energia elettrica prodotta con il gas non diventi più attraente” rispetto ad altre tecnologie: “Questo è il motivo che ha spinto a fissare il prezzo di 100/120 euro al megawattora”.
Un’altra criticità è legata a un possibile “aumento dei flussi di elettricità sovvenzionata verso i Paesi terzi”, in particolare “Regno Unito e Svizzera” che comporterebbe un “aumento della produzione di energia elettrica nell’Ue utilizzando impianti a gas”. Queste esportazioni “ridurrebbero i benefici finanziari netti della misura, in quanto i sussidi pagati nell’Ue ridurrebbero essenzialmente i prezzi dell’energia elettrica per i consumatori extra-Ue”, specifica il testo, che propone due soluzioni: o “concordare con i Paesi terzi interessati un’estensione del regime oltre i confini dell’Ue”, o mettere in atto “un processo di compensazione in due fasi nel mercato all’ingrosso”, che andrebbe ad aumentare il prezzo delle esportazioni. Si tratterebbe però di un “cambiamento molto significativo” per il funzionamento dei mercati dell’energia elettrica, che richiederebbe tempistiche “significative” per gli operatori e lo scoglio di accordi internazionali che “proibiscono la creazione di prezzi di esportazione più elevati”.
Nel non-paper della Commissione viene anche specificato che l’esecutivo comunitario ha iniziato a preparare una soluzione disaccoppiare i prezzi del gas da quelli dell’elettricità “un metodo più strutturale e a lungo termine per mitigare l’effetto degli alti prezzi del gas sui prezzi dell’elettricità”. La riforma dovrebbe riguardare “solo gli elementi essenziali” che possono essere attuati “rapidamente”, concentrandosi su due lati del mercato elettrico. Da una parte “remunerare le fonti rinnovabili e le altre tecnologie in base ai loro reali costi di produzione”, attraverso “contratti per differenza, indipendentemente dal prezzo marginale“: il prezzo di questi contratti “sarà tipicamente stabilito tramite gara d’appalto e sarà una funzione diretta dei costi di produzione effettivi delle tecnologie in questione”. Dall’altra parte, deve essere messo in campo un contro-bilanciamento della “volatilità della generazione rinnovabile” con una “concorrenza efficace per il gas in mercati a breve termine ben funzionanti“, che “garantisca l’utilizzo della tecnologia più economica ed efficiente in qualsiasi momento”.
