{"id":389731,"date":"2024-09-13T16:47:49","date_gmt":"2024-09-13T14:47:49","guid":{"rendered":"https:\/\/www.eunews.it\/?page_id=389731"},"modified":"2024-10-10T16:31:27","modified_gmt":"2024-10-10T14:31:27","slug":"energia","status":"publish","type":"page","link":"https:\/\/www.eunews.it\/en\/rapporto-draghi-parte-b\/energia\/","title":{"rendered":"1. Energia"},"content":{"rendered":"

[vc_row][vc_column][vc_column_text css=””]<\/p>\n

Politiche settoriali<\/strong><\/em><\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]<\/p>\n

Il punto di partenza<\/h2>\n

L’energia \u00e8 un fattore chiave del divario di competitivit\u00e0 dell’Unione Europea rispetto alle altre regioni del mondo<\/strong>. Questo si \u00e8 verificato fin dai primi anni 2000, ma il divario si \u00e8 recentemente aggravato a causa della crisi energetica. Alla base di questo divario ci sono ragioni strutturali che si sono esacerbate negli ultimi due anni.[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]<\/p>\n

Il divario di competitivit\u00e0 dell’UE<\/h3>\n

L’UE soffre a causa di un grave divario rispetto ai suoi partner commerciali in termini di competitivit<\/strong>\u00e0<\/strong> dei livelli dei prezzi dell’energia, che variano notevolmente tra gli Stati membri. <\/strong>Anche la volatilit\u00e0 dei prezzi \u00e8 un fattore significativo, che ostacola le industrie ad alta intensit\u00e0 energetica e l’intera economia.<\/p>\n

I prezzi al dettaglio e all’ingrosso del gas sono attualmente da tre a cinque volte superiori a quelli degli Stati Uniti<\/strong>, mentre storicamente i prezzi nell’UE sono stati da due a tre volte superiori a quelli degli Stati Uniti. I prezzi al dettaglio dell’elettricit\u00e0, in particolare per i settori industriali, sono attualmente da due a tre volte superiori a quelli degli Stati Uniti e della Cina. <\/strong>Storicamente, i prezzi al dettaglio dell’elettricit\u00e0 nell’UE sono stati fino all’80% pi\u00f9 alti di quelli degli Stati Uniti, mentre restavano intorno allo stesso livello di quelli della Cina.<\/p>\n

<\/div>\n

[\/vc_column_text][vc_single_image image=”396759″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura1″][vc_column_text css=””]La crisi energetica ha esacerbato le differenze di prezzo tra gli Stati membri dell’UE. <\/strong>Mentre in passato in Europa i prezzi dell’elettricit\u00e0 al dettaglio per l’industria convergevano nel tempo, la crisi energetica ha invertito questa tendenza. Ci\u00f2 \u00e8 dovuto in gran parte all’eterogeneit\u00e0 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 pi\u00f9 alti e quelli pi\u00f9 bassi negli Stati membri dell’UE \u00e8 raddoppiato nel 2022 ed \u00e8 aumentato ancora del 15% nel 2023.[\/vc_column_text][vc_single_image image=”395093″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura2″][vc_column_text css=””]Il divario di competitivit\u00e0 dell’UE rispetto ai suoi partner commerciali non \u00e8 solo legato ai prezzi molto elevati, ma anche all’alto livello di volatilit\u00e0 e imprevedibilit\u00e0 dei prezzi nell’UE rispetto ad altre regioni del mondo. <\/strong>Dopo quasi un decennio di volatilit\u00e0 dei prezzi limitata, alla fine del 2019 e all’inizio del 2022 la volatilit\u00e0 dei mercati del gas naturale \u00e8 aumentata in modo significativo, spinta prima dalla pandemia da COVID-19 e poi dalla crisi energetica [cfr. Figura 3<\/a>]. Ci\u00f2 si \u00e8 tradotto in un’elevata volatilit\u00e0 dei mercati dell’energia elettrica, influenzata anche dalla minore produzione di energia idroelettrica e nucleare nel 2022. Gli alti livelli di volatilit\u00e0 dei mercati energetici, che sembrano essere diventati pi\u00f9 strutturali, rappresentano una minaccia reale per la competitivit\u00e0 dell’UE. L’elevata volatilit\u00e0 crea incertezza, aumenta i costi di copertura e pu\u00f2 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 volatilit\u00e0 dei mercati energetici pu\u00f2 portare a entrate statali e investimenti pubblici irregolari.[\/vc_column_text][vc_single_image image=”395095″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura3″][vc_column_text css=””]I prezzi elevati dell’energia hanno un impatto sugli investimenti complessivi, che si ripercuotono progressivamente sull’intera economia. <\/strong>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 pi\u00f9 rispetto alle aziende statunitensi [i<\/a>]. L’aumento dei prezzi nel periodo 2021-2023 ha avuto un impatto importante sul welfare e sui bilanci pubblici. Come illustrato nella Figura 4<\/a>, i settori industriali (in particolare le industrie ad alta intensit\u00e0 energetica) sono particolarmente sensibili alle variazioni del prezzo del gas naturale e dell’elettricit\u00e0, poich\u00e9 rappresentano una quota sostanziale dei consumi [per un’analisi pi\u00f9 completa, si veda il capitolo sulle industrie ad alta intensit\u00e0 energetica<\/a>]. I costi energetici sono il fattore decisivo che determina la competitivit\u00e0 di queste attivit\u00e0 nell’UE rispetto ad altre regioni del mondo.[\/vc_column_text][vc_single_image image=”395099″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura4″][vc_column_text css=””]Infine, la combinazione di un’elevata percentuale di importazioni e prezzi elevati comporta un forte freno alle risorse dell’UE rispetto ai suoi concorrenti. <\/strong>Secondo l’Agenzia Internazionale per l’Energia (AIE) [ii<\/a>], la spesa per l’importazione di energia da combustibili fossili dell’UE \u00e8 aumentata da 341 miliardi di euro nel 2019 a 416 miliardi di euro nel 2023 (circa il 2,7% del PIL) [cfr. Figura 5<\/a>]. 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 pi\u00f9 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 \u00e8 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<\/a>].[\/vc_column_text][vc_single_image image=”395101″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura5″][vc_column_text css=””]<\/p>\n

Le cause del divario di competitivit\u00e0 dell’UE<\/h3>\n

Il divario competitivo dell’UE \u00e8 dovuto a molteplici fattori, dalla disponibilit\u00e0 di risorse endogene allo sviluppo delle infrastrutture e alle regole di mercato. Le cause principali includono:<\/p>\n

La dipendenza dell’UE dalle importazioni di gas e l’esposizione ai mercati spot.<\/h4>\n

L’UE \u00e8 il pi\u00f9 grande importatore mondiale di gas e di gas naturale liquefatto (GNL), ma il suo potenziale potere di contrattazione collettiva non \u00e8 sufficientemente sfruttato <\/strong>[nota 1<\/a>]. Questo \u00e8 particolarmente evidente nel caso dei gasdotti, dove la possibilit\u00e0 di reindirizzare i flussi di gas \u00e8 pi\u00f9 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.[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota1″]<\/p>\n

NOTA 1<\/strong>. AggregateEU \u00e8 un primo passo verso l’aggregazione della domanda che consente di accomunare la domanda, coordinare l’uso delle infrastrutture e negoziare con partner internazionali, promuovendo acquisti congiunti pi\u00f9 centralizzati a livello europeo per sfruttare ulteriormente il potere di mercato dell’UE.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]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. <\/strong>Questo aumento dei prezzi, in un contesto di flussi limitati a causa dei colli di bottiglia infrastrutturali, non si \u00e8 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 pi\u00f9 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.<\/p>\n

In quanto importatori netti di gas, il Giappone e la Corea presentano analogie con l’UE, ma esistono notevoli differenze. <\/strong>In Corea, la societ\u00e0 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 propriet\u00e0 statale, investe nella produzione a monte di combustibili fossili e minerali in tutto il mondo. La JOGMEC fornisce capitale azionario e assicurazione di responsabilit\u00e0 civile a societ\u00e0 giapponesi per progetti upstream e terminali di ricezione del GNL, garantendo in linea di principio un accesso sicuro all’energia a prezzi pi\u00f9 vicini ai costi di produzione.[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]Attualmente l’UE dipende dai mercati spot per l’acquisto di gas naturale pi<\/strong>\u00f9<\/strong> dei suoi concorrenti. <\/strong>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<\/a>]. Il passaggio ai mercati globali del GNL \u00e8 necessario per ridurre questa dipendenza, ma rischia di rendere l’UE soggetta alla volatilit\u00e0 dei mercati globali del GNL.<\/p>\n

Con la riduzione delle forniture dei gasdotti dalla Russia, viene acquistato pi<\/strong>\u00f9<\/strong> gas sui mercati spot del GNL (dato che il GNL ha parzialmente sostituito il gas dei gasdotti) sia nell’UE che a livello globale. <\/strong>Nel 2023, il 42% delle importazioni di gas dell’UE \u00e8 stato importato sotto forma di GNL, rispetto al 20% del 2021. Tradizionalmente, sui mercati spot i prezzi del GNL erano pi\u00f9 alti di quelli del gas dai gasdotti (non solo a causa dei costi di liquefazione e di trasporto [nota 2<\/a>], ma anche per la necessit\u00e0 di competere con altre destinazioni). Nel 2022, le spedizioni di GNL dagli Stati Uniti sono state pi\u00f9 costose di circa il 50% rispetto alla media del gas di gasdotto importato nell’UE [v<\/a>].[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota2″]<\/p>\n

NOTA 2<\/strong>. Considerando un prezzo finale del gas di circa 35 euro\/MWh importato sotto forma di GNL dagli Stati Uniti all’Europa nord-occidentale, la liquefazione rappresenta circa il 15%-20% del costo finale, il trasporto circa il 10%-15% e la rigassificazione solo qualche punto percentuale.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]Anche il gas acquistato con contratti a lungo termine <\/strong>\u00e8<\/strong> in gran parte indicizzato ai mercati spot. <\/strong>Prima e dopo la crisi, le imprese extra-UE erano pi\u00f9 attive nella stipula di contratti a lungo termine rispetto alle imprese europee. Una delle ragioni principali \u00e8 la riluttanza delle industrie ad alta intensit\u00e0 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.<\/p>\n

I mercati spot nell’UE riflettono sempre pi<\/strong>\u00f9<\/strong> gli sviluppi globali e sono influenzati dalle interruzioni dell’offerta e dai picchi di domanda in Asia. <\/strong>Sebbene non abbiano un impatto nel breve termine, le recenti decisioni del governo statunitense di limitare lo sviluppo della capacit\u00e0 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<\/a>].<\/p>\n

La necessit\u00e0 dell’UE di importare gas naturale diminuir\u00e0 gradualmente, ma ci vorr\u00e0 del tempo. <\/strong>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<\/a>]. Tuttavia, esiste un divario tra ci\u00f2 che l’UE ha garantito contrattualmente e ci\u00f2 che verr\u00e0 importato nel tempo [vii<\/a>] [viii<\/a>].[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota3″]<\/p>\n

NOTA 3<\/strong>. Scenario delle politiche dichiarate e degli impegni annunciati nel World Energy outlook 2023. Domanda annualizzata di gas naturale 2023 basata su dati Eurostat.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]<\/p>\n

I prezzi marginali del gas e del carbone incidono sui prezzi dell’elettricit\u00e0.<\/h4>\n

L’UE ha una quota relativamente alta di gas naturale nel suo mix energetico e una quota in diminuzione di carbone. <\/strong>In questo modo si ottengono la flessibilit\u00e0 e la fornitura necessarie, con differenze tra gli Stati membri. Nel 2023, l’UE ha prodotto 2710 TWh di elettricit\u00e0. Quasi il 45% di questa cifra proveniva da fonti rinnovabili. I combustibili fossili rappresentavano il 32,5% e l’elettricit\u00e0 nucleare oltre il 20% della produzione totale. Il gas \u00e8 stato il principale combustibile fossile utilizzato per generare elettricit\u00e0 (14,7%), seguito dal carbone (12,7%).<\/p>\n

I meccanismi di mercato nell’UE si basano su prezzi marginali spot. <\/strong>Nel Mercato unico dell’UE, ben funzionante e interconnesso, il gas naturale determina il prezzo durante una quota molto pi\u00f9 ampia di ore, in proporzione alla quota che rappresenta nel mix energetico. Il gas naturale \u00e8 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<\/a>]. Dalla seconda met\u00e0 del 2021 si \u00e8 osservata una maggiore correlazione tra i prezzi del gas e dell’elettricit\u00e0. Due effetti correlati hanno portato a prezzi pi\u00f9 alti, indotti in primo luogo dall’efficienza delle centrali elettriche a gas (le centrali meno efficienti fissano il prezzo pi\u00f9 caro) e in secondo luogo dal fatto che il gas rappresenta regolarmente la centrale marginale nella determinazione dei prezzi dell’elettricit\u00e0. Alti prezzi del gas significheranno quindi alti prezzi dell’elettricit\u00e0 almeno fino alla met\u00e0 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 intensit\u00e0 di gas rappresentano circa il 4% del PIL totale dell’UE [nota 4<\/a>]), il suo ruolo nella generazione di elettricit\u00e0 implica che gli aumenti dei prezzi del gas naturale possono avere un impatto sull’intera economia.[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota4″]<\/p>\n

NOTA 4<\/strong>. Somma del valore aggiunto lordo 2021 come percentuale del totale per le industrie chimiche, dei minerali non metallici, dei metalli e della carta. Sulla base di dati Eurostat<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_single_image image=”395103″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura6″][vc_column_text css=””]Esistono inoltre differenze significative nei prezzi dell’energia all’ingrosso tra gli Stati membri, dovute in parte a diversi mix e sviluppi delle reti. <\/strong>I prezzi pi\u00f9 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 pi\u00f9 diversificata (in termini di tecnologie diverse) e meno costosa (ad esempio rinnovabili, idroelettrico, nucleare). Considerando le differenze dei prezzi del giorno precedente (day-ahead<\/em>) tra Spagna e Germania nel 2023, appare evidente che un mix energetico diversificato (rinnovabili, idroelettrico, nucleare, capacit\u00e0 di importazione di GNL, ecc.) pu\u00f2 garantire prezzi pi\u00f9 bassi e offrire un vantaggio competitivo. Un altro esempio illustrativo \u00e8 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 pi\u00f9 alti dell’UE, mentre quelli della Svezia erano tra i pi\u00f9 bassi. Tra le regioni che soffrono di prezzi pi\u00f9 alti ci sono anche quelle dell’Europa centrale e orientale con una quota maggiore di industrie ad alta intensit\u00e0 energetica, con disparit\u00e0 a livello di vendita all’ingrosso che vengono trasferite alla vendita al dettaglio del settore industriale.<\/p>\n

Lo scarso sviluppo di soluzioni contrattuali a lungo termine (come i mercati dei PPA, gli accordi a lungo termine per l\u2019acquisto di energia elettrica) ostacola i benefici derivanti dalla crescente diffusione delle fonti energetiche rinnovabili (FER).<\/h4>\n

Contratti a lungo termine pi\u00f9 stabili, come gli accordi a lungo termine per l\u2019acquisto 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 elettricit\u00e0 da fonti rinnovabili in molti Paesi europei [cfr. Figura 7<\/a>].[\/vc_column_text][vc_single_image image=”395105″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura7″][vc_column_text css=””]Nell<\/strong>\u2019<\/strong>UE, i PPA contrattati sono aumentati del 40% nel 2023<\/strong> [nota 5<\/a>]\u00a0rispetto al 2022, con un incremento concentrato in Spagna e Germania, sostenuto dalla domanda del settore IT [ix<\/a>]<\/strong>. Secondo le stime della Banca europea per gli investimenti (BEI), il mercato dei PPA commerciali rappresenter\u00e0 tra i 140 e i 290 TWh entro il 2030 [nota 6<\/a>]. 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 maturit\u00e0 di questi mercati di PPA includono
\ni) la standardizzazione dei contratti, riducendo i costi di transazione e ampliando il bacino di offtaker,
\nii) la messa in comune di domanda e offerta e lo sviluppo di PPA ibridi (che incorporano asset di flessibilit\u00e0), che consentono strutture di acquisto pi\u00f9 personalizzate e attenuano il rischio di prezzo, e
\niii) la riduzione al minimo delle distorsioni dei programmi di aiuti di Stato sul mercato dei PPA.[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”nota5″]<\/p>\n

NOTA 5<\/strong>. L’UE ha stipulato 16 GW di PPA nel 2023, di cui 2 GW provenienti dalle industrie IT.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=””]<\/p>\n

NOTA 6<\/strong>. Equivale a circa il 10% e il 23% della produzione solare ed eolica del 2030.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]Tuttavia, nell’UE non si \u00e8 ancora sviluppato in modo significativo un maggiore utilizzo dei PPA<\/strong>. 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, liquidit\u00e0, ecc.), all\u2019affidabilit\u00e0 creditizia delle aziende, alla mancanza di standardizzazione e alla complessit\u00e0 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 pi\u00f9 piccoli), il che richiede ulteriori misure. Per quanto riguarda le aziende che cercano e stipulano i PPA, la maggior parte di esse \u00e8 impegnata nel settore delle tecnologie dell’informazione, dove l’energia non \u00e8 un fattore produttivo primario. Per quanto riguarda le industrie ad alta intensit\u00e0 energetica, l’adozione \u00e8 ancora in fase emergente.<\/p>\n

Gli Stati Uniti hanno sviluppato prima il loro mercato dei PPA, che si attesta su livelli costantemente pi<\/strong>\u00f9<\/strong> elevati rispetto all’UE. <\/strong>I volumi cumulativi di PPA negli Stati Uniti sono pari al doppio rispetto a quelli dell’UE. Il 2023 \u00e8 stato il primo anno in cui si \u00e8 registrata una maggiore capacit\u00e0 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 elettricit\u00e0 coperta da PPA rinnovabili richiederanno anche nuovi investimenti in efficienza energetica, processi produttivi pi\u00f9 flessibili, cambio di combustibile e rilocalizzazione industriale. Le PMI non consumano individualmente una quantit\u00e0 sufficiente di elettricit\u00e0, n\u00e9 hanno la visibilit\u00e0 a lungo termine o le capacit\u00e0 interne per sottoscrivere i PPA. Tuttavia, sta emergendo un nuovo mercato per i PPA multi-acquirente, che pu\u00f2 anche contribuire a risolvere i problemi di credito che sia gli sviluppatori di progetti che gli acquirenti devono affrontare per avere accesso ai finanziamenti.<\/p>\n

Parallelamente, l’autoconsumo sta determinando un’ulteriore crescita della diffusione dell’energia solare nell’UE. <\/strong>Gli impianti residenziali, commerciali e industriali destinati principalmente all’autoconsumo rappresentano i due terzi delle installazioni solari dell’UE ogni anno [x<\/a>]. L’autoconsumo offre alle aziende l’opportunit\u00e0 di sfruttare la convenienza dell’energia solare per ridurre le bollette energetiche. Nonostante la disponibilit\u00e0 di pannelli solari pi\u00f9 economici e un quadro legislativo europeo favorevole, sono sorti ostacoli relativamente all’accesso limitato alla rete.[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]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<\/a>].<\/p>\n

\u00a0<\/strong>Costi del carbonio pi\u00f9 elevati rispetto ad altre regioni del mondo.<\/h4>\n

Poich\u00e9 la produzione di energia elettrica rientra nell’ambito di applicazione del sistema di scambio delle quote di emissione (ETS) dell’UE, la sua intensit\u00e0 di carbonio \u00e8 calcolata nei costi di produzione dell’elettricit\u00e0. <\/strong>Dato che le centrali che determinano i prezzi marginali spesso sfruttano una tecnologia ad alta intensit\u00e0 di carbonio, nel prezzo viene incorporata l’intensit\u00e0 di carbonio (pari a 20-25 EUR\/MWh per la generazione a gas nell’UE [nota 8<\/a>] [cfr. Figura 8<\/a>]). I costi del carbonio hanno rappresentato circa il 10% del prezzo dell’elettricit\u00e0 industriale al dettaglio nell’UE nel 2023.<\/p>\n

Nell’UE <\/strong>\u00e8<\/strong> un costo elevato e volatile. <\/strong>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<\/a>].[\/vc_column_text][vc_single_image image=”396761″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura8″][vc_column_text css=””]<\/p>\n

\u00a0<\/em>Maggiore volatilit\u00e0 e mercati finanziari non trasparenti per l’energia.<\/h4>\n

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 pi<\/strong>\u00f9<\/strong> rigide come quelle dell’UE, esacerbare la volatilit<\/strong>\u00e0<\/strong> e amplificare l’impatto degli shock della domanda e dell’offerta o di quelli percepiti. <\/strong>La maggior parte delle attivit\u00e0 di trading \u00e8 svolta da poche societ\u00e0 non finanziarie (SNF). Recenti prove presentate dall’Autorit\u00e0 (ESMA) indicano che esiste una concentrazione significativa a livello di posizione e di sede negoziale e che la concentrazione \u00e8 aumentata nel 2022 [xi<\/a>]. Le posizioni short detenute dalle prime cinque societ\u00e0 non finanziarie sono aumentate notevolmente (di quasi il 200%) tra febbraio e novembre 2022.[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota7″]<\/p>\n

NOTA 7<\/strong>. La mancanza di capacit\u00e0 di rete ha spinto l’Ungheria a vietare la connessione dei sistemi di autoconsumo alla rete, la misura \u00e8 stata poi revocata solo pochi mesi dopo.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota8″]<\/p>\n

NOTA 8<\/strong>. Considerando un’efficienza del 55% e un prezzo di 55-70 euro\/tonnellata.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota9″]<\/p>\n

NOTA 9<\/strong>. I costi per la Cina sono stimati ipotizzando che le centrali elettriche a carbone fissino il prezzo utilizzando un’intensit\u00e0 di emissioni di 0,85 tCO2\/MWh, un tasso di efficienza dell’impianto del 41% e un potere calorifico di 7,58 MWh\/tonnellata. I costi per la California sono stimati ipotizzando che siano le centrali a gas a stabilire il prezzo, utilizzando un’intensit\u00e0 di emissioni di 0,37 tCO2\/MWh e un tasso di efficienza dell’impianto del 55%.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_single_image image=”396763″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura9″][vc_column_text css=””]Il mercato <\/strong>\u00e8<\/strong> caratterizzato da un elevato grado di concentrazione, con poche SNF che rappresentano la maggior parte delle attivit<\/strong>\u00e0<\/strong> di negoziazione dei derivati. <\/strong>L’ESMA e la Banca centrale europea (BCE) hanno identificato i rischi di liquidit\u00e0 e di concentrazione come una delle principali vulnerabilit\u00e0 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<\/a>]. L’impiego dei margini comporta un significativo fabbisogno di liquidit\u00e0 per i partecipanti al mercato dei derivati sulle materie prime, fattore che a sua volta pu\u00f2 aumentare la concentrazione in tali mercati.[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota10″]<\/p>\n

NOTA 10<\/strong>. Questi margini iniziali sono concepiti per attenuare il rischio di credito tra i partecipanti alla compensazione centrale. Lo scambio giornaliero di margini di variazione – requisiti di margine aggiuntivi che variano in linea con la valutazione giornaliera del contratto di derivati – mira a ridurre le perdite su una posizione in derivati che le controparti di compensazione subirebbero in caso di inadempienza di una di esse.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]Mentre le entit\u00e0 finanziarie regolamentate (ad esempio, banche d’investimento, fondi d’investimento, partecipanti al mercato di compensazione) sono soggette a regole di condotta e prudenziali, molte entit\u00e0 che negoziano derivati sulle materie prime possono contare su esenzioni, tra cui l’esenzione dall’autorizzazione come societ\u00e0 d’investimento sottoposta a vigilanza. <\/strong>Questa esenzione si applica a condizione che l’attivit\u00e0 di negoziazione di derivati dell’entit\u00e0 rimanga accessoria rispetto all’attivit\u00e0 commerciale principale dell’entit\u00e0 a livello di gruppo (esenzione per attivit\u00e0 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 societ\u00e0 di trading di materie prime extra-UE. Negli ultimi anni, le societ\u00e0 energetiche hanno assunto sempre pi\u00f9 il ruolo di market-maker<\/em> nei mercati dei derivati sulle materie prime energetiche. A ci\u00f2 si aggiunge l’elevato grado di concentrazione del mercato, dove una manciata di societ\u00e0 controlla oltre il 50% del valore nozionale totale dei derivati in circolazione. Secondo la BCE, l’AAE pu\u00f2 rappresentare una sfida per la stabilit\u00e0 finanziaria.<\/p>\n

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 autorit\u00e0 energetiche e finanziarie, oltre a causare una frammentazione dei set di dati disponibili.<\/p>\n

In un’impennata senza precedenti, il reddito netto dei principali trader di materie prime ha registrato una crescita notevole, raddoppiando nel 2021 e pi\u00f9 che quadruplicando nel 2022 rispetto ai livelli storici <\/strong>[cfr. Figura 10<\/a>]. 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.[\/vc_column_text][vc_single_image image=”395111″ img_size=”full” add_caption=”yes” alignment=”center” css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-figura10″][vc_column_text css=””]<\/p>\n

Le strozzature fisiche della rete possono aumentare durante la transizione energetica.\u00a0<\/strong><\/h4>\n

Le strozzature fisiche della rete sia per il gas naturale che per l’energia elettrica impediscono l’emergere di un vero Mercato unico. <\/strong>L’integrazione dei mercati dell’elettricit\u00e0 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’elettricit\u00e0 [xii<\/a>]. Ma diversi colli di bottiglia impediscono ancora di coglierne appieno i vantaggi.<\/p>\n

Ad esempio, durante la crisi energetica si <\/strong>\u00e8<\/strong> verificata una congestione delle infrastrutture del gas. <\/strong>Ci\u00f2 ha fatto seguito alla necessit\u00e0 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 capacit\u00e0 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<\/a>].[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota11″]<\/p>\n

NOTA 11<\/strong>. ACER, 10th ACER Report on Congestion in the EU Gas Markets<\/a>, 2023.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]Parallelamente, l’infrastruttura della rete elettrica dell’UE si trova ad affrontare le sfide esistenti e nuove determinate dall’elettrificazione dell’economia. <\/strong>Le reti devono adattarsi a un sistema elettrico pi\u00f9 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<\/a>].<\/p>\n

Nonostante l’eolico e il solare abbiano profili di produzione intermittente relativamente complementari [nota 12<\/a>]<\/strong>, una diffusione squilibrata delle due tecnologie nell’UE (esacerbata dalle maggiori difficolt<\/strong>\u00e0<\/strong> del settore eolico) potrebbe esercitare una pressione supplementare sulla rete. <\/strong>Inoltre, poich\u00e9 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 pi\u00f9 limitate e incapaci di trasmettere appieno tutta l’elettricit\u00e0 rinnovabile disponibile.[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota12″]<\/p>\n

NOTA 12<\/strong>. La generazione di energia eolica avviene tipicamente nelle ore notturne e durante l’inverno, rispetto alla generazione di energia solare che avviene tipicamente durante le ore diurne e in estate.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]Questa distribuzione asimmetrica pu\u00f2 aumentare notevolmente la necessit\u00e0 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. <\/strong>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, pi\u00f9 di 20 volte superiori a quelli del 2022 [xiv<\/a>].<\/p>\n

La maggior parte degli investimenti nella rete avverr\u00e0 all’interno dei confini, sia a livello di trasmissione che di distribuzione, ma anche le interconnessioni giocheranno un ruolo fondamentale. <\/strong>Il \u201cGrid Delay Scenario<\/em>\u201d (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<\/a>]. Sarebbero necessari investimenti sostanziali nelle reti di distribuzione e trasmissione, stimati dalla Commissione europea in oltre 500 miliardi di euro per questo decennio [xvi<\/a>]. La sfida delle reti non \u00e8 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.<\/p>\n

In particolare, le reti di trasmissione dovranno collegare grandi e crescenti quantit\u00e0 di generazione rinnovabile intermittente con i centri di consumo. <\/strong>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 capacit\u00e0 entro il 2025 e di altri 64 GW entro il 2030 [xvii<\/a>].<\/p>\n

Gli interconnettori sono essenziali per raggiungere gli obiettivi dell’UE in materia di energie rinnovabili e decarbonizzazione. <\/strong>La diversit\u00e0 dei mix energetici e dei modelli meteorologici in Europa crea l’opportunit\u00e0 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 flessibilit\u00e0 [nota 13<\/a>].[\/vc_column_text][vc_column_text css_animation=”fadeIn” css=”” el_id=”capitolo1-nota13″]<\/p>\n

NOTA 13<\/strong>. Il caso della Danimarca (dove l’energia eolica rappresenta pi\u00f9 della met\u00e0 del mix elettrico) \u00e8 esemplificativo. Quando la Danimarca produce abbastanza elettricit\u00e0 con l’eolico, la esporta in altri Paesi. Nel caso in cui l’energia eolica non sia sufficiente, si affida all’energia idroelettrica e nucleare dei Paesi vicini.<\/p><\/blockquote>\n

[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]Inoltre, gli scambi transfrontalieri svolgono un ruolo fondamentale nella stabilizzazione dei prezzi dell’elettricit\u00e0, mitigando la volatilit\u00e0. Durante la crisi energetica dovuta alla strumentalizzazione dell’approvvigionamento energetico dell’UE da parte della Russia, la volatilit\u00e0 dei prezzi sarebbe stata circa sette volte superiore se i mercati nazionali fossero stati isolati [xviii<\/a>]. In quanto Importanti progetti di comune interesse europeo (IPCEI), gli interconnettori possono essere finanziati a livello UE dal Meccanismo per collegare l’Europa (CEF).<\/p>\n

La risposta alle esigenze del sistema porter\u00e0 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<\/a>]<\/strong>. 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 pi\u00f9 di 40 anni e deve essere modernizzato. Allo stesso tempo, le reti di distribuzione dovranno collegare nuove risorse che aggiungano flessibilit\u00e0 al sistema. Le simulazioni evidenziano un contenimento quasi raddoppiato (ovvero 62 TWh in pi\u00f9 all’anno, pari all’energia totale prodotta dalla nuova capacit\u00e0 solare creata nel 2023) tra uno scenario di piena flessibilit\u00e0 della rete di distribuzione e uno scenario senza flessibilit\u00e0 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<\/a>].<\/p>\n

Anche la domanda di componenti della rete (ad esempio cavi, convertitori e sottostazioni) \u00e8 destinata ad aumentare e a superare la capacit\u00e0 produttiva in Europa. <\/strong>Entro il 2050 sar\u00e0 necessario rinnovare oltre 7 milioni di km di linee elettriche a tutti i livelli di tensione per la distribuzione e la trasmissione, nonch\u00e9 oltre 43.000 km di cavi aggiuntivi a livello di trasmissione [xxi<\/a>]. Nonostante la leadership mondiale dell\u2019industria 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 pi\u00f9 urgenti [xxii<\/a>]. 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) \u00e8 essenziale per ridurre i ritardi legati alla catena di fornitura dei componenti di rete e consentire un’adeguata diffusione dell’infrastruttura di rete.<\/p>\n

Un processo di autorizzazione lungo e incerto per le nuove reti e forniture di energia.\u00a0<\/strong><\/h4>\n

Le autorizzazioni rappresentano un collo di bottiglia significativo per lo sviluppo delle infrastrutture necessarie. <\/strong>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 fattibilit\u00e0 e il completamento del progetto.[\/vc_column_text][vc_column_text css=””]In alcuni Stati membri, l’intero processo di rilascio delle autorizzazioni per i grandi progetti di energia rinnovabile pu\u00f2 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 capacit\u00e0 amministrativa e di digitalizzazione.<\/p>\n

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. <\/strong>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<\/a>].<\/p>\n

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