"La guerra russo-ucraina e recentemente il conflitto in Palestina hanno evidenziato ancora di più la necessità di rafforzare la diversificazione degli approvvigionamenti energetici dei Paesi europei, soprattutto per quelli come l’Italia in cui non vi sono sufficienti risorse nazionali. Se dal contesto mediorientale, al momento, non emergono criticità e cambiamenti significativi nei legami energetici, possiamo dire che la risposta dei paesi dell'UE alla crisi internazionale derivante dalla guerra russo-ucraina è stata unanime e rapida. Dopo poche settimane dall'invasione dell'Ucraina, l'UE ha deciso che avrebbe abbandonato quanto prima la dipendenza dai combustibili fossili russi diversificando gli approvvigionamenti e i fornitori, riducendo l'uso di combustibili fossili e accelerando il passaggio a un'energia più pulita. Grazie agli sforzi comuni siamo riusciti ad ottenere quella significativa riduzione della domanda di gas che avevamo individuato tra gli strumenti per la risposta alla crisi nella fase più acuta. L’Italia ha fatto la sua parte". Lo ha detto il ministro dell'Ambiente e della Sicurezza Energetica Gilberto Pichetto Fratin durante l'audizione in Commissione Attività produttive della Camera sulla "Situazione energetica del Paese alla luce dei recenti sviluppi della situazione geopolitica internazionale".
L'Italia "ha adottato un proprio Piano per il contenimento dei consumi di gas ed ha adottato una serie di azioni che hanno portato, ad agosto 2023, gli stoccaggi ad un livello di riempimento di oltre il 90%, in misura superiore alla media europea. Nell’ultimo Consiglio energia tenutosi l’altro ieri a Bruxelles, è stato richiesto di prorogare per un anno le misure emergenziali per l’approvvigionamento di gas e continuare a ridurre la domanda di gas in modo coordinato tra i paesi membri, nella consapevolezza che il quadro più critico è passato ma non bisogna abbassare la guardia. Al tempo stesso, però, dobbiamo essere consapevoli che nel tempo le misure di riduzioni dei consumi comportano oneri sempre più gravosi e che al tempo stesso le misure emergenziali devono essere sostituite, nel medio periodo, da azioni strutturali. Penso ad esempio all’azione di diversificazione dei fornitori e delle fonti anche in chiave di decarbonizzazione, o ai grandi progetti di collegamento che abbiamo avviato, o ancora al corridoio dell’idrogeno dal sud al nord. È questa la prospettiva dalla quale dobbiamo porci se vogliamo affrontare il tema della sicurezza sul piano strutturale. Per questo sono convinto che dovremmo dotarci di meccanismi di mercato che consentano al sistema europeo di avere la garanzia di rendere sempre disponibile una quantità di gas adeguata al fabbisogno a prezzi “contenuti” attraverso impegni dei produttori/importatori nel rendere disponibili dette quantità di gas sui mercati spot a condizioni predefinite al verificarsi di eventuali episodi di eccessiva volatilità del prezzo", ha detto il ministro.
Per quanto riguarda la situazione energetica del Paese, il ministro è partito dal settore gas: "Partendo dal settore del gas, dal 2022 si è registrata, per effetto della crisi russo ucraina, una rimodulazione dei flussi di gas, che si sono spostati da Nordest a Sud. È stata evidente l’importanza strategica di una rete diversificata nei punti di ingresso di gas naturale sul territorio italiano, che ha garantito una maggiore sicurezza energetica e ha mitigato gli effetti della crisi del gas russo. Una serie di azioni messe in campo dal ministero ha permesso di ottenere in due anni una quasi totale emancipazione dalle forniture russe, passando dal 38% del 2021 al 18% del 2022 fino al 4% del totale importato del 2023. Nel contempo, si è registrata una crescita dell’importazione di gas algerino dal 28% al 36% e dell’importazione di GNL dal 13% al 26% , sempre rispetto al totale del gas importato. In più l’insieme delle misure adottate per contenere la domanda, ha portato ad un risparmio di gas, confrontato con la media degli ultimi 5 anni, pari al 19% tra agosto del 2022 e gennaio 2023 e del 15% tra aprile e dicembre 2023. L’inverno 2022/2023 si è concluso con un elevato livello dello stoccaggio che ha permesso, nel periodo estivo, un’agevole campagna di riempimento, quasi sino al 100% della capacità. Tale importante risultato ha consentito al Governo di non ricorrere a un nuovo decreto di contenimento dei consumi civili, fermo restando che molti Comuni, in considerazione delle temperature medie più elevate hanno comunque ritardato l’accensione dei riscaldamenti ad uso civile. Inoltre, il Ministero ha autorizzato l’ottimizzazione della fase di erogazione dello stoccaggio con iniezione in controflusso al fine di mantenere più a lungo possibile una adeguata prestazione di erogazione dallo stoccaggio. Attualmente il livello di riempimento del gas è a circa il 64% e dovrebbe arrivare a fine marzo a circa 45%, livello che può essere considerato ancora elevato".
"Non si può parlare inoltre, di sicurezza energetica prescindendo dalla produzione nazionale - ha proseguito Pichetto -. Perciò questo Governo ha previsto nel decreto energia una revisione della misura cd. gas release con l’intento di rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento di gas naturale da destinare, a prezzi calmierati, ai clienti finali industriali a forte consumo energetico al fine di garantirne la competitività internazionale. La misura messa in campo consentirà orientativamente un incremento complessivo della produzione nazionale di gas di circa 6,5 miliardi di m3; a tali quantitativi andranno aggiunti i possibili incrementi di produzione nazionale, che potrebbero derivare dai vari interventi di ottimizzazione, manutenzione e revisione della produzione da concessioni esistenti ma che tuttavia non è possibile allo stato prevedere né quantificare".
Capitolo rischi del settore gas: "Durante l’estate del 2023, dall’analisi dei rischi aggiornata del sistema gas italiano che ha tenuto conto della diversificazione degli approvvigionamenti sopra descritti, sono stati individuati 102 potenziali rischi di natura politica, tecnica, economica, ambientale e sociale e 4 situazioni di crisi con rischi combinati - ha evidenziato il ministro -. Da questa analisi è emerso che la realizzazione dei terminali di rigassificazione galleggianti di Piombino e Ravenna (complessivamente in grado di portare ulteriori 10 miliardi di metri cubi l’anno di gas), nel breve termine, e della Linea Adriatica (utile ad eliminare i colli di bottiglia che limitano l’import da sud), nel medio termine, unitamente all’esercizio in sovrapressione dei campi di stoccaggio, è essenziale per la mitigazione dei rischi individuati, nonché per riportare e mantenere il sistema in sicurezza, anche considerando l’effettiva disponibilità dei flussi. In tale ambito anche i potenziali flussi in arrivo a Tarvisio, non più dalla Russia, ma dai nuovi terminali FSRU europei e dagli stoccaggi austriaci potranno aiutare a migliorare la sicurezza del sistema gas italiano. Infine, è stato evidenziato che, per tutto il periodo antecedente all’entrata in esercizio delle nuove infrastrutture, assume particolare rilievo una gestione degli stoccaggi orientata prioritariamente alla sicurezza del sistema gas nazionale, che consenta di massimizzarne il riempimento durante la campagna di iniezione e preservarne le prestazioni durante la campagna di erogazione nel periodo invernale.
Da queste conclusioni sono stati tratti i necessari spunti per l’aggiornamento di altri due documenti previsti dal Regolamento europeo citato, ovvero del Piano di Azione preventivo, che valuta l’adeguatezza infrastrutturale del sistema rispetto alle caratteristiche di domanda e offerta indicando eventuali possibili sviluppi, e del Piano di Emergenza, che indica le procedure necessarie ad affrontare eventuali situazioni di crisi del sistema nazionale, incluse situazioni di grave carenza. Un ulteriore scenario da valutare nel prossimo futuro è la concreta possibilità di interruzione delle forniture di gas russo trasportate attraverso l’Ucraina. Questo evento, stando agli attuali flussi sulla c.d. rotta ucraina, priverebbe il sistema gas dell’Unione di circa 14 miliardi di metri cubi annui (valore già ridotto sensibilmente rispetto ai 55 miliardi che arrivavano in media prima del conflitto). A tal proposito è stata organizzata dalla Commissione Europea (DG ENER) un’iniziativa per analizzare gli impatti di questo scenario sui Paesi che principalmente dipendono dal transito del gas russo attraverso l’Ucraina. L’obiettivo dell’iniziativa è produrre una dichiarazione che rispecchi lo stato di preparazione degli Stati Membri coinvolti all’evenienza della chiusura della rotta ucraina. Dalle analisi effettuate, congiuntamente a SNAM, risulta che, per l’Italia, la chiusura della rotta ucraina non porterebbe criticità eccessive, al netto di eventuali ulteriori eventi concomitanti che potrebbero limitare gli approvvigionamenti (interruzione del flusso algerino) oppure aumentare la domanda (improvviso picco di freddo), proprio grazie alle azioni già messe in atto e citate in precedenza, sebbene ci sia il rischio di maggiori tensioni sui prezzi dovuti principalmente alla domanda dei sistemi gas degli altri Stati appartenenti al gruppo ed interconnessi con il nostro che però non hanno accesso ad un numero sufficiente di rotte di approvvigionamento o al GNL".
Passando al petrolio "nel nostro Paese la presenza di un sistema di raffinazione nazionale ben calibrato rispetto ai consumi (composto da 12 raffinerie, di cui una con possibilità di alternanza tra ciclo tradizionale e ciclo bio, e da una bioraffineria) ha garantito un’ampia flessibilità operativa per far fronte alle crisi permettendo di esportare prodotti finiti e consentendo di lavorare diverse tipologie di greggi provenienti da varie aree del mondo - ha continuato il ministro -. Ciò ha fatto sì che l’Italia non abbia sofferto i rischi di interruzioni nell’approvvigionamento di prodotti petroliferi, anche grazie al livello di scorte di sicurezza petrolifere. Inoltre, il nostro Paese non ha risentito in misura meno incisiva di altri Paesi UE degli inevitabili effetti della crisi russa sulle quotazioni del greggio e dei prodotti finiti sui mercati internazionali. Anche nell’ultima crisi relativa all’area del Canale di Suez il sistema di raffinazione italiano ha reagito prontamente. Nel 2023 i greggi d’importazione che transitano nell’area del Golfo Persico, Mar Rosso e Canale di Suez sono stati circa il 17% del totale greggi importati (10,3 Mton su 61,2). Tali quantitativi in questi primi mesi del 2024 sono stati prontamente rimpiazzati con provenienze da altre aree considerato che l’allungamento delle rotte ha reso non più competitive tali forniture. Più significativo è invece l’impatto sui prodotti finiti importati. Infatti, a seguito dell’embargo con la Russia, gli acquisti alternativi si sono spostati su Medio ed Estremo Oriente (India, Abu Dhabi, Arabia e Emirati Arabi) dai quali nel 2023 è arrivato circa il 60% del gasolio importato (2,9 Mton su 4,8) e quote significative di altri prodotti: il 50% del Jet fuel (soprattutto dalla Penisola arabica); il 40% dei semilavorati (da Iraq in particolare), nonché il 50% delle materie prime per la produzione di biocarburanti (da Indonesia e Malesia). L’effetto finale sul Paese è tuttavia rimasto sempre contenuto, visto che le importazioni complessivamente contano per meno del 18% dei prodotti disponibili sul mercato nazionale, mentre il resto è soddisfatto dalle raffinerie nazionali. Al di là dell’effetto diretto sul nostro Paese, tali condizioni di instabilità a livello globale hanno comunque determinano tensioni e maggiori costi a livello internazionale negli approvvigionamenti e nei noli, che hanno indirettamente gravato anche sul sistema di approvvigionamento nazionale. Le crisi degli ultimi anni hanno dunque confermato la strategicità del nostro sistema di raffinazione e logistico per fronteggiare crisi geopolitiche anche estese. In conclusione, nel settore oil, si conferma la validità del percorso intrapreso per salvaguardare l’efficienza delle raffinerie, promuovendo la progressiva decarbonizzazione dei processi e dei prodotti. La graduale conversione degli impianti industriali per la produzione di carburanti decarbonizzati - tra cui in particolare i biocarburanti – consentirà di valorizzare le nostre eccellenze tecnologiche, di competenze e infrastrutturali, garantendo, al contempo, durante tutta la transizione, la continuità degli approvvigionamenti energetici in piena sicurezza e a condizioni competitive".
"La situazione del settore elettrico deve essere analizzata tenendo conto degli approvvigionamenti delle materie prime, delle interconnessioni elettriche, e degli obiettivi nazionali discendenti dal Piano nazionale integrato energia e clima (PNIEC) e dal “Fit-for-55” - ha invece spiegato Pichetto -. La crescita delle energie rinnovabili nel mix energetico di generazione, accompagnata da una crescente penetrazione elettrica nei consumi finali, è un fattore chiave, infatti, anche sul fronte dell’indipendenza energetica nazionale che si traduce anche in una maggior resilienza del Paese di fronte ad eventi esterni. In particolare, secondo gli obiettivi energetici recentemente rivisti, entro il 2030 sarà necessario ridurre le emissioni di CO2 del 55%, incrementare la quota FER nei consumi finali del 65% e installare oltre 70 GW di nuova capacità eolica e fotovoltaica. Questi obiettivi, estremamente sfidanti, impongono uno sforzo infrastrutturale notevole per la realizzazione di nuovi impianti di produzione, il potenziamento e l’ammodernamento delle reti di trasporto e la realizzazione di nuovi sistemi di accumulo dell’energia, e richiedono unione di intenti tra tutti i soggetti istituzionali e gli enti nazionali e locali. Sul fronte della produzione elettrica, è indispensabile innanzitutto citare l’obiettivo intermedio di abbandono del carbone nel mix di generazione elettrica a partire dal 31 dicembre 2025 (phase out dal carbone). Si tratta di un traguardo molto vicino nel tempo e che dai recenti aggiornamenti nell’ambito della revisione del Piano potrà sicuramente essere confermato per tutto il territorio nazionale ad eccezione della Sardegna, dove sarà realizzabile tra il 2026 e il 2028. Il phase out dal carbone ha richiesto nel PNIEC anche la pianificazione di nuova capacità sostitutiva a gas. Il gas rappresenta infatti il meno impattante a livello ambientale e climatico tra i combustibili fossili, anche grazie al notevole miglioramento tecnologico degli impianti, che oggi raggiungono livelli di efficienza superiori al 60%. In quest’ottica, tra il 2021 e il 2023 sono stati autorizzati 4 nuovi impianti a ciclo combinato a gas ad alta efficienza (Tavazzano, Fusina, Ostiglia e Monfalcone), attualmente in fase di cantiere, di circa 850 MW ciascuno per una potenza complessiva di 3400 MW. Sono stati autorizzati inoltre, diversi upgrade di impianti esistenti, per un totale di capacità disponibile aggiuntiva pari a circa 700 MW. Rispetto all’obiettivo PNIEC (3 GW di nuovi impianti a gas), si tratta di una capacità più che sufficiente. L’entrata in esercizio di questa nuova capacità sostitutiva, prevista tra il 2024 e il 2026, consentirà quindi di raggiungere l’obiettivo di phase-out sul Continente".
Produzione nazionale di energia - Consumi elettrici e potenza installata
"Con riferimento ai consumi elettrici complessivi, nel 2022, applicando i criteri di monitoraggio della direttiva sulle rinnovabili, si rileva una leggera contrazione, rispetto al 2021, mentre si registra un incremento della produzione da rinnovabili, in particolare la quota FER nel settore elettrico aumenta dal 36,0% del 2021 al 37,1% del 2022, nonostante la forte contrazione della produzione di energia rinnovabile da idroelettrico - ha affermato il ministro -. Tuttavia, si evidenzia che il valore dello scenario di policy della proposta d’aggiornamento del PNIEC per il 2030 è pari al 65%, valore che ci ricorda l’impegnativo percorso per il raggiungimento degli obiettivi. Parlando in termini di potenza, a fine 2022 risultano installati in Italia circa 61 GW di impianti FER nel settore elettrico; la fonte solare concentra la maggiore potenza efficiente lorda (25 GW), seguita dalle fonti idraulica (19 GW) ed eolica (12 GW). Anche in questo caso lo scenario di policy del nuovo PNIEC prevede che al 2030 la fonte solare e la fonte eolica dovranno raggiungere, rispettivamente, i valori di circa 80 e 28 GW. Per le altre fonti, invece, lo scenario si attesta su valori non distanti da quelli attuali. Con riferimento al 2023, per il fotovoltaico è proseguito il trend di crescita sostenuta già osservato nel corso del 2022. Al 30 giugno 23 sono risultati, infatti, in esercizio in Italia circa 1milione 426.000 impianti (+16,3% rispetto alla fine del 2022), per una potenza complessiva di 27,4 GW (quasi 2,3 GW incrementali rispetto alla fine del 2022, per una variazione pari a +9,1%).
In particolare, la crescita è maggiore per gli impianti di piccola taglia (<20 kW). Si rilevano anche segnali di ripresa tra le installazioni di impianti di grandi dimensioni, collocati principalmente a terra, che segue però una fase di andamento discontinuo. Dopo un periodo di sostanziale stabilità, gli investimenti nel settore fotovoltaico sono infatti cresciuti, da poco più di 1 mld€ nel 2021 a oltre 2,8 mld€ nel 2022, fino ad arrivare ad una stima per i soli primi sei mesi del 2023 di circa 3 mld€. Per gli impianti eolici, invece, si osserva una crescita sostenuta della numerosità degli impianti tra il 2016 e il 2017, generata principalmente dalla forte espansione del micro-eolico, cui è seguita una fase di stabilizzazione. Per l’eolico, il 2022 ha visto una crescita della potenza superiore a quella dell’anno precedente, ma gli investimenti mostrano un andamento maggiormente oscillante con valori assoluti dal 2020 inferiori al fotovoltaico, sino ai circa 330 mln€ stimati nel primo semestre del 2023".
Le misure per incrementare le Fer
"Nonostante i dati in ripresa, per il raggiungimento dei target al 2030 bisogna fare di più. Ed è per questo che abbiamo messo in campo una serie di meccanismi di incentivazione che consentiranno una maggiore penetrazione nel mercato degli impianti Fer. A partire dal decreto sulle comunità energetiche rinnovabili, dalla cui operatività ci si attende l’installazione di 5GW di impianti inseriti in configurazioni che tendono a valorizzare l’autoconsumo e la condivisione di energia. Altra misura importante, anche questa legata all’attuazione del Pnrr, è quella relativa al decreto agrivoltaico, la cui innovatività è data dalla capacità di contemperare nello stesso meccanismo la competitività del settore agricolo, riducendo i costi di approvvigionamento energetico, e la sostenibilità della produzione agricola, migliorando al contempo le prestazioni climatiche-ambientali. A questi strumenti si affiancano le misure introdotte dal decreto-legge energia, recentemente approvato dal Parlamento che delinea misure per promuovere l’autoproduzione di energia rinnovabile nei settori energivori, disposizioni per incentivare le regioni a ospitare impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili e un nuovo meccanismo di incentivazione volto a lasciare agli operatori di mercato la scelta del mix di tecnologie da realizzare. È inoltre in fase di definizione il decreto FER X di prosecuzione del meccanismo di incentivazione del Fer 1 che supporta la realizzazione di impianti eolici, fotovoltaici (anche nel caso di rimozione eternit), idroelettrici e da gas residuati dei processi di depurazione, che rappresentano le tecnologie rinnovabili con costi più bassi e vicini alla competitività di mercato. Tale meccanismo, basato su accesso diretto per impianti di potenza fino a 1 MW e procedure competitive per impianti di potenza superiore a tale soglia, prevede nel prossimo quinquennio l’incentivazione di oltre 67 GW di impianti. Il FER X affiancherà il Fer 2, attualmente in valutazione a Bruxelles spero ancora per poco, che incentiverà, per un totale di oltre 4,5 GW le fonti e tecnologie lontane dalla competitività o con costi elevati di esercizio, quali a titolo di esempio l’eolico offshore floating, gli impianti geotermici innovativi, le biomasse e i biogas", ha detto il ministro.
Richieste di connessioni e aree idonee
"È evidente che con tutti questi GW da incentivare e realizzare entro il 2030 si pongono alcuni temi su cui dobbiamo focalizzare la nostra attenzione. Il primo è quello relativo ad una corretta pianificazione territoriale degli impianti; il secondo riguarda le semplificazioni procedurali del permitting; il terzo è relativo alle richieste di connessione. Sul primo, occorre accelerare sulla definizione delle aree idonee, con le Regioni e le Province autonome - ha proseguito il ministro -. Siamo in attesa di un loro riscontro sul testo inviato in Conferenza unificata, affinché si giunga rapidamente a principi e criteri direttivi univoci che possano agevolare, da un lato, gli operatori nelle scelte di business, e, dall’altro, una corretta pianificazione regionale. Sul secondo aspetto citato, abbiamo intrapreso da tempo al Ministero un percorso significativo di semplificazione dei procedimenti abilitativi per la realizzazione di impianti alimentati da fonti rinnovabili che dovrà concludersi con una ricognizione e un riordino della normativa vigente in materia di fonti energetiche rinnovabili al fine di assicurare un maggior grado di certezza del diritto e di semplificazione dei procedimenti. Sono stati avviati, inoltre, i lavori di recepimento della direttiva RED III che introduce diverse novità dal punto di vista delle autorizzazioni, oltre a prevedere l’individuazione sul territorio nazionale di piani di zone di accelerazione per le FER. Sul tema delle connessioni, nel corso del 2023 Terna ha registrato un trend in forte crescita di nuovi progetti di impianti FER che hanno fatto richieste di connessione alla rete di trasmissione nazionale. Al 30 giugno 2023, con 5.054 richieste, sono stati raggiunti 317,7 GW di potenza richiesta (di cui il 58% da fonte eolica e il 42% da fonte solare), mentre quelle relative all’eolico off-shore hanno raggiunto una potenza pari a circa 97 GW. Alla stessa data, le Stmg (Soluzioni tecniche minime generali) accettate ammontavano a 180,5 GW. Si evidenzia che l’82% delle richieste è localizzato nel Mezzogiorno e nelle Isole maggiori. In particolare, in Puglia e Sicilia è concentrata oltre la metà della capacità FER delle richieste di connessione, in primis per impianti agrivoltaici ed eolici off-shore. Tutti questi dati dimostrano l’interesse crescente degli operatori. Sul punto occorre trovare con i distributori una soluzione e ci stiamo lavorando, per facilitare le connessioni e con Terna governare il processo di sviluppo della rete che sappia gestire il trend crescente di richieste e garantire la stabilità e sicurezza del mercato elettrico".
Stabilizzazione e sicurezza del mercato elettrico
"Su questo aspetto, e mi avvio alla conclusione, darà in futuro un supporto fondamentale la riforma del mercato interno europeo dell’energia elettrica in discussione a Bruxelles che si è posta l’obiettivo di rendere il sistema energetico, in un contesto di competitività, meno esposto alla volatilità dei prezzi, di rafforzare i mercati a termine, di promuovere lo sviluppo e l’integrazione dell’energia da fonti rinnovabili. In questo ambito, si inserisce il prossimo avvio in Italia, primo Paese in Europa, del mercato a termine degli stoccaggi centralizzati. Il meccanismo mira a favorire lo sviluppo di sistemi di accumulo elettrico utility scale utilizzati dagli operatori di mercato, attraverso meccanismi concorrenziali, per accumulare l’energia nei periodi di maggiore produzione rinnovabile per cederla in quelli di maggior consumo. La nuova capacità di stoccaggio elettrico sarà approvvigionata attraverso specifiche aste svolte da Terna e, dopo l’approvazione da parte della Commissione europea nel dicembre 2023, è ora in fase di definizione la sua disciplina di attuazione. La misura vuole promuovere nuovi investimenti in stoccaggi elettrochimici e pompaggi idroelettrici per un’energia accumulabile di almeno 70 GWh e per un valore complessivo stimato in circa 17 miliardi di euro nell’arco dei prossimi 10 anni. Per quanto riguarda l’adeguatezza del sistema elettrico, si è confermata la rilevanza, anche in sede europea, del mercato della capacità, avviato nel nostro Paese nel 2019. Le aste svolte nel 2019 e nel 2022 riferite agli anni target 2022, 2023 e 2024 hanno assicurato al sistema l’ingresso di nuova capacità, funzionale altresì al graduale processo di phase out dalla generazione a carbone. Nel corso del 2024 a fronte del rischio di mancata copertura del fabbisogno (inadeguatezza), dovute anche alle condizioni eccezionali dal punto di vista della disponibilità delle risorse idriche, sono previste nuove aste per gli anni di consegna a partire dal 2025, sulla base di una disciplina della misura in fase di aggiornamento, proprio per assicurare una maggiore disponibilità delle risorse nei periodi di maggior stress per l’adeguatezza", ha chiarito Pichetto.
"Per concludere riduzione degli approvvigionamenti dall’estero e loro diversificazione, progressivo incremento delle Fer al 2030 sulla base della neutralità tecnologica e grazie a nuovi meccanismi di incentivazione. Semplificazioni procedurali e pianificazione energetica, sviluppo delle reti. Sono le parole chiave che ruotano attorno al concetto della sicurezza energetica da fornire al nostro Paese. Dopo aver superato la fase di crisi acuta, abbiamo lavorato in questi mesi per porre le fondamenta di un nuovo sistema che da qui al 2030 dovrà strutturarsi. Non resta che proseguire con solerzia lungo la strada tracciata", ha concluso Pichetto.