L’attuale crisi energetica, in particolare l’aumento del prezzo del gas (+300%) e dell’elettricità (+238%), ha un impatto assai rilevante sull’attività ordinaria e sulla capacità di investimento delle utilities.
Nel corso degli ultimi 12 mesi il contesto in cui operano le utilities è radicalmente mutato. Le tensioni al rialzo sui mercati energetici - iniziate nell’estate 2021 e letteralmente esplose con l’avvio dell’invasione dell’Ucraina - hanno determinato una vera e propria crisi energetica, caratterizzata da una crescita incontrollata dei prezzi delle commodity e dal timore di un taglio negli approvvigionamenti di fonti energetiche, in particolare del gas naturale. Il paper “Il contributo delle utilities alla decarbonizzazione: leva per la sicurezza energetica e la competitività del Paese”, realizzato da Fondazione Utilitatis in collaborazione con Agici Finanza d’Impresa, analizza questi cambiamenti, evidenziandone gli impatti sui servizi pubblici, e identifica le possibili soluzioni che possono provenire dal comparto delle utilities.
Il gas è centrale per tutto il sistema-paese: da esso proviene il 43% della produzione di elettricità. Nell’ultimo anno il prezzo del gas sul mercato italiano è cresciuto di oltre il 300%, passando da 28 €/MWh nel giugno 2021 a oltre 100 €/MWh nel giugno di quest’anno, con picchi addirittura oltre i 140 €/MWh. Questo si è riflesso inevitabilmente sul prezzo dell’energia elettrica, cresciuto del +238%, passando da una media mensile (per il PUN) di 70 €/MWh a oltre 240 €/MWh.
In un simile quadro sono comunque emersi alcuni trend positivi. Se la crescita della produzione di energia elettrica da FER è proseguita a rilento (dal 41% al 42% nel periodo 2019-2021), attraverso il meccanismo del capacity market sono stati incentivati 96 MW di capacità di accumuli in consegna per il 2023, e ben 1121 MW per il 2024, essenziali per integrare una quota maggiore di fonti rinnovabili. Per quanto riguarda il biometano, negli ultimi due anni gli impianti sono cresciuti da 8 nel 2019 a 21 a fine 2020, per una capacità produttiva di circa 245 milioni di mc annui; nel 2021 sono state accettate da Snam ulteriori 54 richieste di allacciamento, che porterebbero a 75 impianti il totale, per una producibilità potenziale pari a 570 milioni di mc annui (pari a circa metà della quantità massima incentivabile dal Decreto biometano di 1,1 miliardi di mc). In tema di mobilità invece, se nel marzo del 2021 si contavano 20.700 punti di ricarica in 10.500 infrastrutture, a distanza di un anno il dato era salito a 27.800 punti di ricarica in 14.300 infrastrutture, con una crescita del 34%.
L’impatto del nuovo scenario sulle utilities
L’aumento dei prezzi delle commodity energetiche – si afferma nello studio – incide pesantemente sulle attività delle utilities a seconda delle filiere in cui essi operano. Le imprese attive nel settore energetico hanno visto un sensibile aumento dei ricavi accanto a quello dei costi, riuscendo nella maggior parte dei casi a garantire dei buoni margini di redditività. Ma quelle attive nella gestione del servizio idrico o nel trattamento dei rifiuti, che sono attività energivore, si sono trovate a fronteggiare un deciso aumento dei costi operativi legati alla componente energia, che le ha messe fortemente sotto pressione. Ad esempio, nel corso del 2020, i consumi per la raccolta, trattamento e fornitura di acqua sono stati pari a oltre 6,5 TWh, oltre il 2% di quelli totali nazionali.
Decarbonizzazione e sicurezza energetica: due sfide congiunte
Se è vero che la crisi energetica impatta significativamente le utilities, è anche vero che da questo comparto possono arrivare diverse soluzioni. Da tempo, le aziende dei servizi pubblici hanno avviato un percorso di riduzione del proprio impatto ambientale, attraverso strategie di riduzione delle emissioni di CO2 in linea con gli obiettivi europei – che con il nuovo pacchetto di misure Fit for 55 sono diventati sempre più ambiziosi. Gli interventi che le utilities possono effettuare per aiutare a centrare questi obiettivi si sviluppano lungo tre direttrici principali: 1. incrementare la produzione elettrica da fonti rinnovabili e di gas rinnovabili; 2. realizzare interventi di efficienza energetica nei settori residenziale e industriale; 3. introdurre logiche di circolarità nella gestione del ciclo dei rifiuti. Queste azioni, oltre a ridurre le emissioni di CO2 hanno il beneficio di ridurre il consumo di energia e di spostarne la produzione sul territorio nazionale, portando notevoli vantaggi in termini di dipendenza energetica.
“Gli investimenti in decarbonizzazione - spiega il presidente di Fondazione Utilitatis, Stefano Pareglio - sono oggi ancor più urgenti e necessari: alla mitigazione delle emissioni di gas serra si affiancano, all’evidenza, ragioni di sicurezza energetica, stabilità dei prezzi, tutela dei consumatori più deboli e dei settori industriali più esposti al costo dell’energia: in ultima analisi, coesione e competitività del Paese”.
“Decarbonizzazione, sicurezza energetica e competitività delle imprese – spiega Marco Carta, Amministratore Delegato di Agici - non sono più elementi in contrasto tra loro ma, al contrario, si rafforzano l’un l’altro. Le imprese fornitrici di servizi pubblici stanno giocando un ruolo di primo piano nella costruzione di un nuovo modello economico sostenibile, efficiente e moderno mettendo in campo una mole di investimenti mai visti prima nella storia di questo Paese. È compito delle istituzioni valorizzare al massimo questo contributo”.
Lo studio indentifica 13 misure di policy assai puntuali, e le ordina in funzione della relativa urgenza
Tra le misure più urgenti si segnalano:
1) Lo sblocco delle autorizzazioni può essere raggiunto tramite:
(i) innalzamento della soglia di applicazione della PAS per gli impianti eolici a 1 MW;
(ii) introduzione della procedura accelerata del GSE per l’accesso agli incentivi per tutte le tipologie di autorizzazioni (non solo per l’autorizzazione unica);
(iii) collegamento processi autorizzatori a istanze non solo di decarbonizzazione, ma anche di sicurezza energetica nazionale;
(iv) parere delle soprintendenze non vincolante;
(v) nomina di un commissario nazionale preposto all’autorizzazione degli impianti rinnovabili.
(vi) introduzione di specifiche figure professionali e individuazione di uffici deputati ai processi autorizzativi per le FER;
(vii) previsione di scadenze vincolanti per ciascuna fase dell’iter autorizzativo e per la risoluzione delle controversie tra Ministeri e Amministrazioni;
(viii) costituzione di un un sistema di raccolta delle informazioni nella forma di un database condiviso tra i soggetti proponenti e le autorità competenti all’autorizzazione dei progetti condiviso tra proponenti e autorità competenti. Mappatura nazionale territorio dal punto di vista paesaggistico e ambientale, degli impianti installati, delle aree idonee e non idonee e soggette a vincoli.
2) Il supporto al settore residenziale per l’efficienza energetica può essere raggiunto tramite:
(i) stabilizzazione degli incentivi con aliquote di detrazione crescenti in proporzione alla riduzione dei consumi energetici e del rischio sismico raggiunti e nuovi strumenti contrattuali; ad esempio, nell’ipotesi di un’aliquota minore al 110%, ovvero al 70%, si potrebbe applicare, unitamente alla detrazione fiscale, un contratto di Servizio Energia Plus.
(ii) accorpamento in un unico testo legislativo del complesso di agevolazioni fiscali in materia edilizia, per armonizzare e razionalizzare il quadro regolatorio;
(iii) uscita graduale dal superbonus 110% con una fase transitoria per gli interventi del Superbonus per i quali entro giugno 2023 sia stata almeno presentata la CILA, garantendo agli stessi l’applicazione di una aliquota di almeno il 90%.
3) Il rilancio dei certificati bianchi può essere raggiunto tramite:
(i) integrazione tra la borsa dei TEE e aste al ribasso per l’EE, con lo strumento del Contract for Difference;
(ii) meccanismo di stabilità e prevedibilità dei prezzi che superi il sistema di cap al contributo tariffario e dei TEE virtuali per controllare le oscillazioni di prezzo e limitare le perdite dei distributori, introducendo un modello simile a quello previsto nell’Emission Trading System.
4) La diffusione dei gas rinnovabili e low carbon può essere raggiunta tramite:
(i) produzione di biometano tramite impianti alimentati a FORSU (in grado di produrre 148 milioni di mc l’anno);
(ii) estensione degli incentivi al biogas anche agli impianti inferiori ai 300 kW di potenza nel decreto FER 2;
(iii) pubblicazione di una strategia nazionale per l’idrogeno e, a livello europeo, l’introduzione di un target vincolante di consumo di gas rinnovabili.
Le misure di media urgenza comprendono: 5) la prosecuzione delle aste per le FER; 6) l’adattamento dell’attuale meccanismo di mercato dell’energia elettrica; 7) una remunerazione premiante per investimenti in reti elettriche e smart; 8) l’adozione estesa di meccanismi di Green Procurement; 9) nel settore idrico, la promozione di forme di autoproduzione di energia da fonti rinnovabili.
Le misure necessarie ma di bassa urgenza sono: 10) la prosecuzione del capacity market nel settore elettrico; 11) la regolazione per un maggior riutilizzo dell’acqua depurata; 12) la valorizzazione dei risparmi energetici ottenuti attraverso modelli circolari; 13) una nuova regolazione delle reti del gas che favorisca gli investimenti degli operatori in vista della crescita dei vettori rinnovabili.