Il nuovo Piano integrato energia e clima, inviato la scorsa settimana a Bruxelles dall’Italia, prevede al 2030 una domanda di energia finali in calo dell’11,4% rispetto ai livelli del 2021, con un contributo dell’energia elettrica in crescita al 27% contro il 22% attuale, una quota di rinnovabili raddoppiata al 16% rispetto all’attuale l’8%, una riduzione del gas dal 30% al 24% e dei prodotti petroliferi dal 35% attuale al 29%. Questa in sintesi la variazione del nostro mix energetico nel documento messo a punto dal Mase.Notiamo come il Piano fissi al 2030 un obiettivo di 5 Mtep di biogas e biometano (pari ai 6,1 mld di mc indicati dal Pnrr), suddivisi tra termico (3,7 Mtep o 4,5 mld mc) e trasporti (1,2 Mtep o 1,5 mld mc). Sull’idrogeno, il Piano destina 330 ktep o 115mila tonnellate all’industria al 2030, e 390 ktep o 136mila tonnellate ai trasporti, di cui 10mila tonnellate ad aerei e navi, al 2030. Il Pniec prevede di produrre sul territorio nazionale almeno l’80% di questo idrogeno verde, e di necessitare quindi di 3 GW di capacità di elettrolisi installata al 2030. Essendo aggiornato alla nuova direttiva Red III, il Piano considera per i calcoli sui trasporti anche il settore aereo e navale. I consumi nel settore dei trasportipassano così a 41,5 Mtep nel 2030 (40,8 nel 2021), di cui il 30,7% da rinnovabili (era il 22% nel Pniec del 2019). Se, rispetto al vecchio Pniec, restano più o meno invariati gli obiettivi sulle auto elettriche (6,6 mln di cui 4,3 mln Bev al 2030, contro 6 mln di cui 4 mln Bev nel Pniec del 2019), nel nuovo Piano aumentano invece tutti gli obiettivi sui biocarburanti liquidi (da 1,4 Mtep nel 2021 a 2,8 nel 2030), il biometano (da 137 ktep al 2021 a 1,2 Mtep al 2030) e i carburanti rinnovabili non bio (390 ktep al 2030).Per quanto riguarda, invece, i consumi di combustibili fossili, il documento presenta uno scenario Pniec elaborato da Rse: il consumo energetico finale passa da 113,3 Mtep del 2021, a 109 Mtep nel 2025, a 100,3 Mtep nel 2030 fino a 95,7 Mtep nel 2040. Aumenta il consumo finale di energia elettrica (26,8 Mtep nel 2030 e 31,2 nel 2040, dalle 25,1 Mtep del 2021) e di rinnovabili (16,1 Mtep nel 2030 e 17,5 nel 2040, dalle 8,9 Mtep del 2021), mentre diminuisce il consumo finale di prodotti petroliferi (28,7 Mtep nel 2030 e 21,3 nel 2040, dalle 39,9 Mtep del 2021), di gas naturale (24 Mtep nel 2030 e 21,1 Mtep nel 2040, dalle 34,4 del 2021) e di combustibili solidi (1,3 Mtep nel 2030 e nel 2040, dalle 1,8 Mtep del 2021). Resta quasi invariato il consumo di calore (3,1 Mtep nel 2021, 3,4 nel 2030 e 3,3 nel 2040).Quanto al settore petrolifero, il documento cita l’oleodotto Siot Tal e il costiero Seastok di Trieste tra le “principali questioni di rilevanza transfrontaliera”, e dedica un approfondimento alla raffinazione. Nel capitolo dedicato alla dimensione della sicurezza degli approvvigionamenti, si legge che “la recente crisi energetica è stata originata soprattutto dal blocco generalizzato degli investimenti sulle forme di energia tradizionali che ha determinato, alla ripresa dei consumi, un forte sbilanciamento della domanda e dell’offerta. Pertanto, in linea con gli obiettivi ambientali comunitari, la trasformazione del sistema energetico verso produzioni rinnovabili e carbon neutral dovrà essere programmata in piena coerenza con la sicurezza degli approvvigionamenti, evitando di vietare fonti di energia tradizionale prima che l’alternativa rinnovabile sia pienamente disponibile. La trasformazione delle raffinerie verso la produzione di fuels carbon neutral dovrà quindi essere realizzata proprio nel rispetto del suddetto principio”.In questo senso, “la transizione verso uno sviluppo sempre meno basato sui combustibili fossili”, si legge ancora, “richiederà del tempo e il mantenimento di un’industria petrolifera downstream nazionale ambientalmente e tecnologicamente all’avanguardia, potrà garantire l’affidabilità, la sostenibilità e la sicurezza degli approvvigionamenti necessari”.In particolare, vengono elencate alcune misure da implementare al 2030: favorire la riconversione a bioraffinerie di raffinerie italiane; favorire la diffusione di impianti di co-processing all’interno delle raffinerie; sostenere il riutilizzo dei siti industriali mediante conversione a deposito o ad altri investimenti produttivi, anche al fine di salvaguardare i livelli occupazionali; sostenere la ricerca e l’industrializzazione dei processi produttivi dei combustibili sintetici sia Rfnbo (carburanti rinnovabili di origine non biologica) e Rcf (carburanti da CO2 riciclata) all’interno delle raffinerie; favorire lo sviluppo e la realizzazione di processi di produzione di idrogeno verde ma soprattutto blu, agevolando la realizzazione di impianti di Ccsu nelle raffinerie; realizzare impianti per la produzione di materie prime per la preparazione dei biocarburanti per le bioraffinerie. Per “valorizzare l’infrastruttura esistente già pronta e disponibile (depositi di stoccaggio, punti vendita carburanti e impianti già installati presso le utenze)”, si legge ancora nel documento, “l’industria sta programmando investimenti rilevanti per la decarbonizzazione del Gpl, con l’obiettivo di immissione in consumo, nel medio termine (orizzonte 2030), di una miscela costituita dal 40% da prodotti bio e rinnovabili (bioGPL e Dimetiletere rinnovabile) e dal 60% da Gpl convenzionale. A partire dal 2030, a fronte dei suddetti investimenti, in Italia si stima una disponibilità potenziale annua di 750.000 tonnellate di rDME e di circa 700.000 tonnellate annue di bioGpl (quest’ultimo, ad oggi, già disponibile nelle due bioraffinerie nazionali che producono attualmente circa 40.000 tonnellate anno di bioGpl), che potrebbero essere immesse in consumo per autotrazione o combustione, prevalentemente nel settore civile”. Colonnine elettriche in autostrada, affidamenti in house, prezzi delle Camere di commercio, rifiuti, acque minerali, orari degli esercizi commerciali. C’è poca energia nella segnalazione relativa alla legge annuale per il mercato e la concorrenza che l’autorità Antitrust ha inviato al Parlamento (“Proposte di riforma concorrenziale ai fini della Legge Annuale per il Mercato e la Concorrenza anno 2023”). Oltre 4.700 progetti selezionati per realizzare infrastrutture di ricarica di veicoli elettrici nei centri urbani; poche, invece, le proposte per le colonnine sulle superstrade, e senza i requisiti di ammissibilità. È il bilancio del primo bando 2023 dedicato alla misura del Pnrr per lo sviluppo di infrastrutture di ricarica elettrica, i cui esiti sono stati pubblicati dal ministero dell’Ambiente e della sicurezza energetica. A fare il pieno son Eni, attraverso la controllata Plenitude Be Charge, ed Enel, attraverso Enel X Way. Per il cane a sei zampe contiamo diciannove progetti per un totale di 2.738 colonnine e 30,7 milioni di euro, per Enel sette progetti per 1.865 colonnine e 37,8 milioni di euro. Unico altro operatore ad aggiudicarsi un lotto è Duferco Energia con 115 colonnine e 1,5 milioni di euro.
POLICY FOCUS – EUROPA E MONDO
Workshop informale della presidenza sul cambiamento climatico martedì e mercoledì (Link). Da martedì a giovedì incontro sul ruolo dell’idrogeno da rinnovabili nel contesto del REPowerEU (Link). Sempre al Consiglio oggi un tavolo di lavoro (working party) sull’energia. All’ordine del giorno la presentazione della presidenza spagnola, pacchetto gas e discussioni sulla direttiva sul rendimento energetico degli edifici (Link).Giovedì un secondo tavolo di lavoro (working party) sul pacchetto gas, sui protocolli d’intesa con Argentina e Uruguay, sulla direttiva sul rendimento energetico degli edifici (rifusione) e sugli obiettivi globali per energie rinnovabili e efficienza energetica (Link). Interessante poi l’agenda della Commissione europea che sta incontrando contemporaneamente esponenti del governo cinese e di quello giapponese. Il vicepresidente al Clima Frans Timmermans è in Cina almeno fino a domani. Oggi incontra l’inviato speciale cinese al Cambiamento climatico Xie Zhenhua ed esperti di cambiamenti climatici e perdita di biodiversità. Domani incontra prima il vicepremier cinese Ding Xuexiang, poi il direttore dell’Agenzia internazionale per l’energia (AIE o IEA) Fatih Birol. Folta poi la delegazione a Tokyo, guidata dal commissario europeo per il Mercato interno e i servizi Thierry Breton. Diversi gli incontri interessanti tra cui quello con Yasutoshi Nishimura, ministro dell’Economia, commercio e industria (METI). Le commissioni Ambiente (ENVI) ed Economia (ECON) discuteranno con la Commissaria Mairead McGuinness la proposta dell’esecutivo europeo di una nuova serie di criteri di tassazione dell’UE per le attività economiche che contribuiscono in modo sostanziale a uno o più obiettivi ambientali non climatici dell’UE. Il Parlamento e il Consiglio hanno quattro mesi di tempo per decidere se porre il veto alla proposta della Commissione. McGuinness e europarlamentari discuteranno anche di come definire le attività che forniscono un contributo sostanziale alla mitigazione delle conseguenze dei cambiamenti climatici (Link). La commissione ENVI ha anche in programma, per giovedì, discussioni sul ruolo del consumatore nella transizione energetica e la presentazione da parte della Commissione delle proposte legislative parte del Pacchetto Alimentazione e Biodiversità (Link).
POLICY FOCUS – MERCATI
Mossa a sorpresa di Arabia Saudita e Russia, che annunciano proprio oggi nuovi tagli alla produzione di petrolio. L’Arabia Saudita ha annunciato che estenderà il suo taglio unilaterale alla produzione di 1 milione di barili al giorno fino ad agosto, mentre la Russia ha comunicato che ridurrà la propria produzione di 500.000 b/g sempre a partire da agosto. “Una fonte ufficiale del ministero dell’Energia ha annunciato che il regno dell’Arabia Saudita estenderà il taglio volontario di un milione di barili al giorno, entrato in vigore a luglio, anche in agosto, non escludendo ulteriori proroghe. La produzione del regno per il mese di agosto 2023 sarà di circa 9 milioni di barili al giorno”, ha riferito lunedì l’agenzia di stampa saudita ufficiale. Il Gse ha aggiornato le Regole Tecniche in merito all’applicazione del meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell’energia relativo alla cosiddetta norma Extraprofitti Fer. Il meccanismo, inizialmente previsto a decorrere dal 1° febbraio 2022 e fino al 31 dicembre 2022, è stato prorogato al 30 giugno 2023 dall’articolo 11 del decreto-legge 115/22.Le Regole Tecniche in applicazione delle delibere Arera 266/2022 e 143/2023 prevedono: la regolazione a conguaglio delle partite economiche sulla base dei dati a consuntivo; le modalità di trasmissione delle comunicazioni di esenzione, da parte degli operatori, tramite il Portale “EP-Extra profitti” del Gse. In particolare devono effettuarsi due invii separati rispettivamente per i periodi febbraio-dicembre 2022 e gennaio-giugno 2023. Luglio registra un nuovo consistente ribasso del butano Bethioua nel contratto internazionale a fronte di una leggera flessione del propano. La società statale algerina Sonatrach ha infatti tagliato il prezzo del propano e butano Bethioua rispettivamente di 5 e 70 $, portandoli a 400 e 335 $/t.In Mare del Nord il propano è sceso di 6,50 $ a 392 t e il butano di 111 $ a 281 $/t. In Arabia Saudita il propano è scivolato di 50 $ a 400,00 $/t e il butano di 65 $ a 375 $/t.
Il nuovo Piano integrato energia e clima, inviato la scorsa settimana a Bruxelles dall’Italia, prevede al 2030 una domanda di energia finali in calo dell’11,4% rispetto ai livelli del 2021, con un contributo dell’energia elettrica in crescita al 27% contro il 22% attuale, una quota di rinnovabili raddoppiata al 16% rispetto all’attuale l’8%, una riduzione del gas dal 30% al 24% e dei prodotti petroliferi dal 35% attuale al 29%. Questa in sintesi la variazione del nostro mix energetico nel documento messo a punto dal Mase.Notiamo come il Piano fissi al 2030 un obiettivo di 5 Mtep di biogas e biometano (pari ai 6,1 mld di mc indicati dal Pnrr), suddivisi tra termico (3,7 Mtep o 4,5 mld mc) e trasporti (1,2 Mtep o 1,5 mld mc). Sull’idrogeno, il Piano destina 330 ktep o 115mila tonnellate all’industria al 2030, e 390 ktep o 136mila tonnellate ai trasporti, di cui 10mila tonnellate ad aerei e navi, al 2030. Il Pniec prevede di produrre sul territorio nazionale almeno l’80% di questo idrogeno verde, e di necessitare quindi di 3 GW di capacità di elettrolisi installata al 2030. Essendo aggiornato alla nuova direttiva Red III, il Piano considera per i calcoli sui trasporti anche il settore aereo e navale. I consumi nel settore dei trasportipassano così a 41,5 Mtep nel 2030 (40,8 nel 2021), di cui il 30,7% da rinnovabili (era il 22% nel Pniec del 2019). Se, rispetto al vecchio Pniec, restano più o meno invariati gli obiettivi sulle auto elettriche (6,6 mln di cui 4,3 mln Bev al 2030, contro 6 mln di cui 4 mln Bev nel Pniec del 2019), nel nuovo Piano aumentano invece tutti gli obiettivi sui biocarburanti liquidi (da 1,4 Mtep nel 2021 a 2,8 nel 2030), il biometano (da 137 ktep al 2021 a 1,2 Mtep al 2030) e i carburanti rinnovabili non bio (390 ktep al 2030).Per quanto riguarda, invece, i consumi di combustibili fossili, il documento presenta uno scenario Pniec elaborato da Rse: il consumo energetico finale passa da 113,3 Mtep del 2021, a 109 Mtep nel 2025, a 100,3 Mtep nel 2030 fino a 95,7 Mtep nel 2040. Aumenta il consumo finale di energia elettrica (26,8 Mtep nel 2030 e 31,2 nel 2040, dalle 25,1 Mtep del 2021) e di rinnovabili (16,1 Mtep nel 2030 e 17,5 nel 2040, dalle 8,9 Mtep del 2021), mentre diminuisce il consumo finale di prodotti petroliferi (28,7 Mtep nel 2030 e 21,3 nel 2040, dalle 39,9 Mtep del 2021), di gas naturale (24 Mtep nel 2030 e 21,1 Mtep nel 2040, dalle 34,4 del 2021) e di combustibili solidi (1,3 Mtep nel 2030 e nel 2040, dalle 1,8 Mtep del 2021). Resta quasi invariato il consumo di calore (3,1 Mtep nel 2021, 3,4 nel 2030 e 3,3 nel 2040).Quanto al settore petrolifero, il documento cita l’oleodotto Siot Tal e il costiero Seastok di Trieste tra le “principali questioni di rilevanza transfrontaliera”, e dedica un approfondimento alla raffinazione. Nel capitolo dedicato alla dimensione della sicurezza degli approvvigionamenti, si legge che “la recente crisi energetica è stata originata soprattutto dal blocco generalizzato degli investimenti sulle forme di energia tradizionali che ha determinato, alla ripresa dei consumi, un forte sbilanciamento della domanda e dell’offerta. Pertanto, in linea con gli obiettivi ambientali comunitari, la trasformazione del sistema energetico verso produzioni rinnovabili e carbon neutral dovrà essere programmata in piena coerenza con la sicurezza degli approvvigionamenti, evitando di vietare fonti di energia tradizionale prima che l’alternativa rinnovabile sia pienamente disponibile. La trasformazione delle raffinerie verso la produzione di fuels carbon neutral dovrà quindi essere realizzata proprio nel rispetto del suddetto principio”.In questo senso, “la transizione verso uno sviluppo sempre meno basato sui combustibili fossili”, si legge ancora, “richiederà del tempo e il mantenimento di un’industria petrolifera downstream nazionale ambientalmente e tecnologicamente all’avanguardia, potrà garantire l’affidabilità, la sostenibilità e la sicurezza degli approvvigionamenti necessari”.In particolare, vengono elencate alcune misure da implementare al 2030: favorire la riconversione a bioraffinerie di raffinerie italiane; favorire la diffusione di impianti di co-processing all’interno delle raffinerie; sostenere il riutilizzo dei siti industriali mediante conversione a deposito o ad altri investimenti produttivi, anche al fine di salvaguardare i livelli occupazionali; sostenere la ricerca e l’industrializzazione dei processi produttivi dei combustibili sintetici sia Rfnbo (carburanti rinnovabili di origine non biologica) e Rcf (carburanti da CO2 riciclata) all’interno delle raffinerie; favorire lo sviluppo e la realizzazione di processi di produzione di idrogeno verde ma soprattutto blu, agevolando la realizzazione di impianti di Ccsu nelle raffinerie; realizzare impianti per la produzione di materie prime per la preparazione dei biocarburanti per le bioraffinerie. Per “valorizzare l’infrastruttura esistente già pronta e disponibile (depositi di stoccaggio, punti vendita carburanti e impianti già installati presso le utenze)”, si legge ancora nel documento, “l’industria sta programmando investimenti rilevanti per la decarbonizzazione del Gpl, con l’obiettivo di immissione in consumo, nel medio termine (orizzonte 2030), di una miscela costituita dal 40% da prodotti bio e rinnovabili (bioGPL e Dimetiletere rinnovabile) e dal 60% da Gpl convenzionale. A partire dal 2030, a fronte dei suddetti investimenti, in Italia si stima una disponibilità potenziale annua di 750.000 tonnellate di rDME e di circa 700.000 tonnellate annue di bioGpl (quest’ultimo, ad oggi, già disponibile nelle due bioraffinerie nazionali che producono attualmente circa 40.000 tonnellate anno di bioGpl), che potrebbero essere immesse in consumo per autotrazione o combustione, prevalentemente nel settore civile”.
Workshop informale della presidenza sul cambiamento climatico martedì e mercoledì (Link). Da martedì a giovedì incontro sul ruolo dell’idrogeno da rinnovabili nel contesto del REPowerEU (Link). Sempre al Consiglio oggi un tavolo di lavoro (working party) sull’energia. All’ordine del giorno la presentazione della presidenza spagnola, pacchetto gas e discussioni sulla direttiva sul rendimento energetico degli edifici (Link).Giovedì un secondo tavolo di lavoro (working party) sul pacchetto gas, sui protocolli d’intesa con Argentina e Uruguay, sulla direttiva sul rendimento energetico degli edifici (rifusione) e sugli obiettivi globali per energie rinnovabili e efficienza energetica (Link).
Mossa a sorpresa di Arabia Saudita e Russia, che annunciano proprio oggi nuovi tagli alla produzione di petrolio. L’Arabia Saudita ha annunciato che estenderà il suo taglio unilaterale alla produzione di 1 milione di barili al giorno fino ad agosto, mentre la Russia ha comunicato che ridurrà la propria produzione di 500.000 b/g sempre a partire da agosto. “Una fonte ufficiale del ministero dell’Energia ha annunciato che il regno dell’Arabia Saudita estenderà il taglio volontario di un milione di barili al giorno, entrato in vigore a luglio, anche in agosto, non escludendo ulteriori proroghe. La produzione del regno per il mese di agosto 2023 sarà di circa 9 milioni di barili al giorno”, ha riferito lunedì l’agenzia di stampa saudita ufficiale.