Gas cap, ETS e prezzi elettrici: il punto del MASE | Alessandro Noce

Dottor Noce, innanzitutto grazie di essere qui con noi. Partirei subito con le domande. Ci può spiegare come funzionerà il tetto al prezzo del gas, con quali tempi, quali benefici con-concreti ci possiamo aspettare? Allora pri-- sì, prima di tutto buongiorno, buongiorno a tutti e complimenti, ho seguito un panel e mezzo, devo dire molto interessanti anche nella, diciamo, prospettiva, nel senso che sono panel, diciamo, di persone che sono attive con degli interessi ma che non sono *stakeholder* e quindi il livello della discussione è meno, come dire, inficiato da intere-- diciamo, ho sentito con, diciamo, grande interesse ed attenzione. Sì, diciamo che il momento è particolare, mancano solo le cavallette, poi tutto il resto- ...eh, c'è. Allora, sul tetto del gas, ovviamente, eh, eh, diciamo, come le avevo spiegato, posso dire quello che è pubblico. Non posso dire quello che in realtà ancora non è completamente definito, nel senso che con ARERA e con la Commissione stiamo ancora discutendo delle modalità attuative del meccanismo. Il meccanismo è quello che è previsto al punto 45 delle MED SAF, che sono la comunicazione, diciamo, di qualche mese fa sul quadro temporaneo per la crisi del Medio Oriente. Quindi individuiamo-- abbiamo individuato un tetto, che ormai è pubblico, 58,9, che ha una sua logica discussa, eh quindi nasce da un calcolo, non è un tetto messo lì a caso, che poi quando i documenti ufficiali saranno resi pubblici verrà letto. Ehm, è chiaro che-- quello che voglio dire è che la differenza tra un riferimento di mercato e questo tetto rappresenta il massimo rimborso possibile. ARERA dovrà definire il rimborso sulla base di una metodologia che ha essenzialmente le finalità di, eh, limitare. Su limitare, ovviamente, è un verbo non così preciso, non vuol dire azzerare, vuol dire limitare. Limitare le distorsioni degli scambi, non alterare eccessivamente l'ordine di merito e gestire in maniera ordinata la misura. Quindi, eh, sulla base dei futures che noi vediamo nei prossimi-- per-- da gennaio, sappiamo che la misura si attiverebbe in un numero congruo di mesi, eh, naturalmente per dei valori che sono vari, nel senso: i primi mesi dell'anno sicuramente la differenza fra il cap e i valori che sono previsti è più consistente, se andiamo verso luglio/agosto scende. E, e, è ovvio che naturalmente, eh, il meccanismo che poi definirà il rimborso lo stiamo, eh, diciamo, come dire, eh, definendo, eh, in questi giorni. Ovviamente ARERA ha già a suo tempo, eh, consultato un meccanismo, in assenza però già di un an-- di un accordo con la Commissione europea su questo punto. Adesso bisognerà un attimo rivedere. ARERA sicuramente rimetterà mano la penna, eh, per riscrivere alcune, alcune, alcune cose e quindi, diciamo, l'effetto sarà un effetto di riduzione del PUN, però, come ho detto, mediato da queste caratteristiche. Benissimo. Dopo il no di Bruxelles, invece, al trasferimento dei costi ETS, come intende muoversi l'Italia per ridurre il peso del CO2 sui prezzi elettrici? Ma guardi, diciamo... Allora, eh, io voglio fare un passo indietro. Il 6.3 non era, diciamo, per quanto era un, un passo avanti, forse molto-- però non era una sospensione dell'ETS termoelettrico, perché voglio ricordare che uno Stato membro non può con una legge nazionale modificare delle norme comunitarie che sono sovraordinate. Quindi l'ETS termoelettrico esiste, per eliminarlo uno dovrebbe toglierlo dalla direttiva ETS. Quindi il meccanismo, come era pensato prima, era un meccanismo di sconto sul prezzo del gas commisurato al massimo alla componente ETS. La Commissione non ha accettato questa cosa, tant'è che nella lista del punto 45 delle MED SAF, uno degli elementi per cui è accettato un meccanismo come quello che abbiamo negoziato è proprio quello di non essere anche solamente indicizzato. Quindi, diciamo, noi non avremmo, eh, impedito il pagamento, cioè i termoelettrici, se fosse passata quella norma, avrebbero pagato l'ETS, però poi avrebbero goduto di un rimborso commisurato a quel, a quel pagamento. Mh. È attualmente in discussione la re-- la revisione della direttiva ETS, su cui stiamo attivamente lavorando con tutti gli altri Stati membri. Eh, devo dire che non è assolutamente all'ordine del giorno nella proposta della Commissione e nella discussione degli Stati membri una riduzione, eh, della componente ETS sul termoelettrico. Si discute di quote gratuite, di benchmark, di, eeeh, finanziamento in decarbonizzazione, ma-- e altre questioni. Quello che posso dire è che la misura che la Commissione europea e l'Italia mette a disposizione per lenire o per, eh, come dire, compensare parzialmente il peso del-dell'ETS sul termoelettrico sono-- è la compensazione degli oneri indiretti, quello che noi chiamiamo il fondo Tesi, che in Italia ha una dotazione di 600 milioni di euro e che ogni anno si dà agli energivori iscritti all'elenco XSEA sulla base delle dichiarazioni di quanta energia elettrica comprano per portare avanti i loro processi industriali, e sub-- e sulla base di queste dichiarazioni poi ricevono una compensazione che può essere, le regole comunitarie dicono, fino all'80% dei, diciamo, costi. Quindi è questo lo strumento attualmente per affrontare quel tema. Tornando al tetto del gas, come vi assicurerete che il beneficio del te-- dei tetti-- del tetto resta in Italia e non viene esportato a Paesi vicino? Allora, questo, diciamo, da un-- andrà-- torno al documento di consultazione che, diciamo, probabilmente sarà integrato e modificato di ARERA di quest-- di qualche, qualche mese fa. È ovvio che le variabili da considerare saranno il rimborso e i differenziali di prezzo a certe frontiere. ARERA poi farà delle sue-- noi abbiamo, nella negoziazione con la Commissione, presentato delle simulazioni su esiti reali di mercato 2025, eh, quindi abbiamo fatto rigirare il mercato del 2025 per, eh, per ipotesi di alcune variazioni de-- il prezzo elettrico: 10, 20, 30. È chiaro che a, a mercato 25 ogni variazione determina certi flussi. Devo dire che su alcune frontiere non c'è grande rischio, penso alla Francia. Altre frontiere, come la Slova-- come la Slovenia e l'Austria, eh, ci può essere, però sarà un rischio gestito. È chiaro che la norma parla di limitare, non azzerare, eh. Quindi, come dire, non è che-- perché qualcuno diceva prima: "Se poi la norma è fatta per azzerare, non ha effetto". E quindi limitare questi effetti. E come arriva l'Italia all'inverno sul fronte gas, tra sicurezza delle forniture e misure per ridurre i prezzi? Allora, l'Italia arriva bene. Ehm, io confesso, sono molto preoccupato per la situazione tedesca. Eeeh, e devo dire che quello che ho sentito prima mi ha preoccupato ancora di più. Io vorrei dire una cosa: l'Italia per riempire gli stoccaggi ha speso 300 milioni che hanno pagato i consumatori italiani. Cioè noi abbiamo messo un premio giacenza nelle tariffe per evitare l'effetto inversione spread. Quindi sentire che un Paese europeo non ha riempito gli stoccaggi per privati-- per privatizzare una società mi spaventa. Second-- e questa per me è una vera distorsione del mercato, molto più del corridoio di liquidità. Perché i prezzi adesso stanno a 100 perché i tedeschi stanno comprando. Perché se no stavano a 70. E quindi questo-- e, e 100 lo paghiamo anche noi. Quindi noi siamo cornuti e mazziati. Abbiamo pagato 300 milioni per riempire gli stoccaggi e stiamo pagando più il gas perché i tedeschi lo stanno comprando ora. Quindi questa è una cosa che a me fa arrabbiare, devo dire veramente. Anche perché a livello europeo abbiamo deciso che c'erano delle regole di riempimento. Noi partecipiamo al Gas Coordination Group, tutti si erano impegnati a riempire gli stoccaggi almeno per l'80%. La-la Germania ha chiesto una deroga. Ecco, questa per me è una vera distorsione del mercato, molto più di tante altre distorsioni che vengono-- che-- di cui viene accusato il governo italiano. Perché c'è una situazione di disequilibrio che se poco poco a gennaio si va sotto zero, arriveremo a 150-180 € al megawattora. E dovremo pagarlo tutti. Ora noi avremo il, il tetto, però capite bene che abbiamo-- cioè, quindi da questo punto di vista io mi auguro che le regole europee dello stoccaggio siano applicate da tutti i Paesi, perché se no c'è un disequilibrio che non va bene. Cioè noi diamo un valore di sicurezza allo stoccaggio che altri Paesi non danno, perché se io sento che poi io le situazioni di picco le, mh, copro col GNL, vuol dire che accetto il prezzo che c'è. Però peccato che il TTF lo paghiamo tutti. Quindi c'è un elemento di grande, di grande preoccupazione. E quindi gennaio potrebbe essere critico Non lo so, di-- qualcuno diceva: dipende dal meteo, dobbiamo tifare il riscaldamento globale e fare, e fare in modo che gennaio sia caldo. Se gennaio è caldo non c'è nessun problema. Se gennaio è come l'anno scorso, dove nel Nord Europa ha fatto molto freddo, tutta la parte li-- Polonia, Lituania, Germania del Nord, avremo problemi. Quindi dobbiamo... Cioè, noi non avre-- e poi voglio dire un'altra cosa: quest'anno è il primo anno che Tarvisio ha raddoppiato la capacità in export perché Snam ha finito gli effe-- gli investimenti sul PNRR. Quindi noi abbiamo una capacità in export di 40 milioni di metri cubi giorno. Questo significa che se la Germania vuole gas, noi lo stoccaggio pagato con i soldi dei consumatori italiani lo manderemo in Germania. Cioè, dico, dico questo perché questa secondo me è una cosa... Noi l'abbiamo detto in tutte le sedi che tutti dovevano riempire lo, lo stoccaggio allo stesso punto. E non è, non è andata così, però capisce bene che questa cosa determina problemi sul mercato. Quale ruolo vede per Capac-- per il Capacity Market e per Max nell'adeguatezza del sistema? E come pensate di orientare gli investimenti nelle batterie dove servono di più? Allora, il Max sull'adeguatezza del sistema non serve. Max è uno strumento che serve per garantire la flessibilità della rete e per gestire le situazioni al sud al momento di eccesso di rinnovabili. Noi abbiamo questa situazione per cui si fanno tante batterie anche al nord, sebbene in misura minore. Eeeh, siamo intervenuti dopo l'ultima asta capacity dove sulla nuova capacità il 95% era stata vinto dalle batterie. Adesso ci sono sicuramente dei progetti da parte di operatori termoelettrici di repowering di im-impianti. Alcune modifiche nella disciplina che abbiamo, che abbiamo auspicato e che Terna a suo tempo ha consultato servono proprio a dare delle flessibilità in questo contesto. Perché diciamo, dobbiamo renderci conto c'è un contesto di concorrenza fra impianti termoelettrici e batterie sul Capacity Market, che entro certi limiti è un fatto positivo, però naturalmente ci sono due questioni: uno, che aumentando il, il numero di batterie che partecipano al capacity, ne diminuisce la, la, il loro contributo all'adeguatezza. Terna ha fatto dei ca-- delle, delle analisi, delle s-simulazioni. Quindi quelle-- i coefficienti di derating che noi abbiamo abbattuto, eh, nascono, eh, na-nascono da queste simulazioni che ha fatto Terna. È chiaro che c'è un obiettivo che era stato poi anche scritto in un atto di indirizzo del Ministro. Eh, eh, noi siamo consapevoli che, come dire, una certa quantità di capacità termoelettrica dovrà essere, diciamo, col tempo, eeeh, chiusa e su-- però vogliamo che questo sia un processo ordinato. Cioè, l'Italia non può permettersi che mettiamo i dati nell'asta capacity e vediamo che succede. Quando magari la Germania c'ha un piano di impianti a gas di 30 GW che aumenta. Quindi noi dobbiamo gestire il phase out della parte più vecchia degli impianti a gas, ma in maniera controllata. Quindi, ehm, e questo è il motivo per cui dobbiamo anche-- cioè, ma per un motivo proprio di sicurezza energetica del Paese. E quindi dobbiamo fare in modo che questo avvenga. Come cambia il mercato elettrico con la crescita delle rinnovabili e l'arrivo dei primi prezzi negativi? Allora, eeeh, diciamo che c'è l'auspicio, tutti se lo augurano, che i prezzi, eeeh, tendano a scendere quando le rinnovabili raggiungono un certo quantitativo. Io non sono un esperto di queste cose. Sento dire: sopra il 60% le rinnovabili hanno un effetto. Noi-- cioè sopra il 60% che poi non ho mai capito se sulla capacità installata, perché noi nel 2030 dovremmo essere il 67%, o sulle ore in cui si fa il prezzo, dove secondo me io sono meno ottimista perché se poi il pre-- perché con-- diciamo, il gas farà-- c'è qualcuno che ha calcolato che fra 10 anni il gas ancora nel 30-35% delle ore farà il prezzo, ma lo potranno fare anche le batterie che secondo me si metteranno un po' sotto il gas e, e, e, e terranno i prezzi alti. Meno alti, ma non a livello di un fotovoltaico nelle ore di punta. Quindi, eh, non lo so. Insomma, sicuramente noi, eh, diciamo, ehm, dobbiamo distinguere i piani. C'è un piano ambien-- noi abbiamo dei target ambientali dati dalle direttive RED, quindi che nulla hanno a che fare con i prezzi dell'energia. Cioè noi dobbiamo fare rinnovabili per abbattere la CO2. Poi se questo-- e questo è la logica, fra l'altro volevo tornare a un punto detto prima. Mentre i PPA hanno una finalità commerciale, il FER X, il FER Z servono a raggiungere i target de-- italiani, quindi hanno una finalità ambientale Nel senso che, eh, lo Stato decide di, di comprare rinnovabili forse anche per abbassare i prezzi, ma soprattutto per arrivare ai target delle direttive europee. Quindi, eh, è-- ha una doppia anima questa cosa. Mentre invece è chiaro che più si fanno PPA, più io posso comprare meno perché quei PPA contribuiranno ai target. Ma, diciamo, la logica del-dell'incentivo è per spingere investimenti per raggiungere quelle... Quindi ecco, non lo so quale sarà l'effettooo, diciamo, io mi auguro fondamentalmente che, eeeh, i prezzi scendano. Ovviamente se noi mettiamo il mondo che è stato descritto prima, cioè un mondo di PPA profilati, ehm, time shifting e tutto quanto, il prezzo scenderà ma non potrà mai scendere a 60, 50 € a megawattora. Scenderà rispetto ai prezzi attuali perché non sarà più collegato al-- sarà meno collegato al costo marginale del gas e più collegato a un costo di questi contratti che non so quanto varranno, ma non certo 60, penso. Varranno qualcosa di più. Un'ultima domanda velocissima perché ahimè siamo veramente agli sgoccioli: il tetto al gas è una misura ponte. Quali strumenti strutturali vedete per ridurre stabilmente il costo dell'energia? Ci sono? Quello di-- quello che ho appena detto, cioè nel senso, ehm, diciamo, noi ogni volta che viene questo tema diciamo che il disaccoppiamento dal gas si fa con i contratti, eh, con la magg-- con la contrattualizzazione pubblica, con la contrattualizzazione privata attraverso i PPA, con, eh, strumenti, eh, di, di, di... È chiaro cheee, diciamo, il, il motivo per cui il-- l'energia è alta in Italia è il mix. Quindi mano a mano che il contributo del gas si ridurrà per, ehm, la co-la copertura del fabbisogno elettrico, è chiaro che l'effetto ci sarà. Eeeh, io mi permetto di dire che in alcuni casi, ehm, è ovvio che il punto vero è anche capire qual è la variabile che stiamo guardando. Io non sono un es-- cioè, come dire, è il mio lavoro, ma queste sono cose che sento da altri, anche dagli oper-date. Allora, noi abbiamo un mercato elettrico che in MGP è molto efficiente. Ha un costo. Ci sono mercati elettrici che sono molto più inefficienti, che hanno magari un MGP a 50 € al megawattora, però poi sui mercati successivi costano tantissimo perché il gestore di rete deve intervenire a risolvere un sacco di cose. Noi abbiamo le zone, ci sono mercati a zone uniche che non risolvono tante congestioni. Quindi è chiaro che il nostro, eh, PUN è mol-- adesso al di là di ora che c'è un prezzo del-- ma, diciamo, in una situazione di normalità, con un PUN-- con un, un prezzo del gas accettabile, il nostro PUN sconta il fatto che il mercato elettrico italiano, l'MGP, è un mercato molto efficiente, su MSD si fa pochissimo. Quindi se poi uno si va a cal-- però poi sui giornali vediamo sempre le graduatorie degli MGP. E c'è quello a ce-- a 50 e quello a 120. Io farei in modo di fare una graduatoria del costo totale dell'energia, anche con il mercato dei servizi e in mer-- e, e tutto il resto. Perché, tanto per dirne una, in Spagna su MGP il gas non entra, ma sui mercati successivi entra tantissimo. Perché deve risolvere un sacco di congestioni che su MGP non sono fatti perché fanno lavorare a manetta il fotoelettrico. Quindi non voglio minimamente negare il problema, eh, per carità, il prezzo in Italia è alto, però dobbiamo anche guardare la giusta variabile. Solo MGP secondo me non è la giusta variabile. Siamo arrivati alla fine del nostro tempo. Ringrazio moltissimo il dottor Noce per la disponibilità, per le risposte molto chiare, eh, su temi che seguiremo da vicino nelle prossime settimane. Grazie a tutti voi per l'attenzione, un applauso di nuovo al dottor Noce.