| POLICY FOCUS – ITALIA |
| ▪️Secondo i dati della piattaforma Terna, Econnextion, al 31 dicembre del 2025 in Italia c’erano quasi 6mila di istanze di connessione in alta tensione per 329 GW di progetti rinnovabili, poco meno di 3.700 istanze per 308 GW di accumuli e circa 740 pratiche per 82 GW di utenti di consumo. I progetti con il nulla osta, che dovrebbero avere priorità nella riforma delle connessioni annunciata dal ministro dell’Ambiente Gilberto Pichetto (v. Staffetta 10/12/25), sono pari a circa 77 GW di potenza rinnovabile e a quasi 53 GW di accumuli (gli impianti in consumo sono quasi zero).I progetti che hanno già un contratto di connessione, e che sono quindi già autorizzati e pronti per essere connessi alla rete, sono 261 per 10,77 GW sul fronte delle rinnovabili (circa l’80% fotovoltaico e poco meno del 20% eolico), 93 per 6,85 GW di accumuli (quasi tutti stand alone) e 102 per 4,42 GW per gli impianti di consumo (di cui 12 per 1,33 GW sono data center). ▪️Sul nuovo decreto FerZ per l’incentivazione decentrata delle rinnovabili, gli esiti della consultazione avviata a novembre (v. Staffetta 03/11/25) dovrebbero andare sul tavolo del dg Mercati e Infrastrutture (Mie) del Mase, Alessandro Noce, entro fine aprile ed essere pubblicati entro il 30 giugno; entro il 30 luglio gli uffici dovrebbero quindi presentare lo schema di decreto, che il dg dovrebbe poi trasmettere al capodipartimento Energia, Federico Boschi, entro il 30 ottobre, il tutto con l’obiettivo arrivare alla firma entro il 2026. Questa la scansione delle attività preparatorie al varo del DM che emerge dagli obiettivi 2026 del dipartimento Energia, delle sue direzioni e divisioni, pubblicati ieri (v. Staffetta 03/02). Tra gli altri dossier di rilievo del ministero, dall’agenda Mase emerge che gli uffici dovrebbero presentare al dg Mie entro il 31 maggio lo schema di decreto di modifica del mercato per l’incentivazione degli accumuli Macse e l’aggiornamento del fabbisogno e entro il 30 giugno uno schema di dm di modifica del capacity market. Entrambi i provvedimenti dovrebbero poi vedere la luce nel corso dell’anno.Lato efficienza energetica, il dg Domanda ed efficienza energetica (Dee) Andrea Felici dovrebbe inviare entro il 30 aprile a Boschi lo schema di criteri delega per il recepimento delle direttive 2023/1791 (efficienza energetica) e della 2024/1275(prestazione energetica nell’edilizia). Entro il 30 novembre il dg Dee invierà invece al Die lo schema di DM sugli obblighi di energia rinnovabile termica (Oiert) nella vendita (dopo averlo ricevuto dagli uffici entro luglio), con l’obiettivo di vararlo per fine anno. Tempi ancora più lunghi per l’aggiornamento del Fondo Nazionale Efficienza Energetica: dagli uffici alla dg Dee entro il 31 ottobre e dalla dg Dee al capodipartimento entro fine anno.In ambito retail, una proposta di norma per la razionalizzazione della disciplina del servizio di vulnerabilità nel settore elettrico e semplificazione del meccanismo degli stranded cost dovrebbe arrivare dalle divisioni al dg Felici entro il 30 ottobre dopo una fase di confronto con Arera che dovrebbe terminare a fine giugno. Il tutto dovrebbe poi passare sul tavolo di Boschi entro il 31 dicembre. Quanto all’elenco venditori, il dg Dee riceverà il rapporto sui controlli annuali entro il 30 aprile e, entro il 30 giugno, lo schema di decreto controlli per l’anno successivo, stavolta sia per l’elettrico che per il gas.Passando al gas, una bozza di Dlgs di recepimento della direttiva UE con riferimento al mercato finale dovrebbe arrivare al dg Dee entro il 15 marzo e passare quindi al Die entro il 30 aprile. Entro il 31 maggio gli uffici dovrebbero trasmettere al dg Mie un testo del nuovo decreto annuale per gli stoccaggi e entro il 31 dicembre invece i documenti necessari alla predisposizione di misure per aumentare la sicurezza degli approvvigionamenti di gas per l’inverno 2026/2027.Per il recepimento della direttiva green gas 2024/1788 il Dlgs dovrebbe essere inviato dalla dg Mie a Boschi entro il 31 luglio. Da segnalare che secondo tempistica pubblicata ieri sempre entro 31 luglio le divisioni dovrebbero trasmettere al dg Mie una proposta normativa in tema di mercato e infrastrutture dell’idrogeno nell’ambito del medesimo recepimento .Riguardo ancora all’idrogeno la dg Programmi e incentivi finanziari (Pif) Stefania Crotta, dovrebbe approvare entro il 31 ottobre l’avviso per la presentazione di progetti di R&D previsti nell’ambito dell’action plan 2022-2024 della Clean Hydrogen Mission. Entro il 31 dicembre infine gli uffici dovranno trasmettere alla dg Mie l’agenda per una riunione con Austria e Germania in tema di Corridoio Meridionale dell’Idrogeno. Passando alla mobilità, da segnalare che entro il 15 dicembre le divisioni dovrebbero trasmettere al dg Dee una proposta di decreto per l’utilizzo dell’energia da fonti rinnovabili nel settore dei trasporti. Sui biocarburanti nel frattempo le divisioni dovranno trasmettere al dg Dee entro il 30 giugno la relazione dell’assolvimento dell’obbligo e entro il 31 dicembre la relazione sulla relativa attività sanzionatoria. Infine entro il 31 marzo la dg Pif trasmetterà al capodipartimento lo schema di DM sulle piste ciclabili che lo invierà al Gabinetto entro il 30 aprile.Capitolo industria: entro il 30 novembre gli uffici presenteranno al dg Mie lo schema di provvedimento sul regime sanzionatorio ai sensi dell’art. 23 del Regolamento UE 2024/1735 (Net-Zero Industry Act – Nzia). Il Die dovrebbe inviarlo al Gabinetto entro il 31 dicembre. Entro il 31 dicembre il dg Mie dovrebbe invece emanare il decreto direttoriale con termini e le modalità della gestione delle domande di accesso agli aiuti del Fondo per la transizione energetica nel settore industriale per il 2025, dopo aver ricevuto lo schema dagli uffici entro il 15 dicembre. Sempre entro fine anno la dg Mie dovrebbe inviare a Boschi il provvedimento sull’imputazione ai soggetti regolamentati dei costi amministrativi del sistema Ets.In materia di inquinamento le divisioni dovrebbero trasmettere alla dg Pif entro fine giugno un protocollo di intesa tra il Mase, Regioni e le associazioni di categoria della filiera del legno, per favorire la condivisione e le buone pratiche negli impianti termici civili a biomasse, entro novembre uno schema di decreto di istituzione di un Programma di incentivazione, nelle aree metropolitane delle Regioni in infrazione sulla qualità dell’aria, per la sostituzione di autobusinquinanti, con veicoli a basse o nulle emissioni (elettrici, idrogeno, ibridi, metano), e entro dicembre uno o più schemi di decreto di “Approvazione delle proposte per la mobilità sostenibile, nonché indicazione del cronoprogramma procedurale e di realizzazione”.Infine il nucleare: entro fine 2026 la dg Dee trasmetterà al capodipartimento uno schema di aggiornamento del Programma Nazionale per la gestione del combustibile esaurito e dei rifiuti radioattivi; entro il 30 aprile le divisioni invieranno agli enti locali che hanno ricevuto contributi per la presenza di installazioni nucleari relativamente al 2023 di rendicontare e le informazioni confluiranno in una relazione finale entro fine anno. Infine entro fine 2026 è prevista la predisposizione e il completamento del Country Nuclear Power Profile(Cnpp). ▪️“L’unico metodo per ridurre il costo della bolletta in modo strutturale e non attraverso misure di breve termine, che poi comunque finiscono per scaricarsi inevitabilmente in futuro di nuovo in bolletta, è quello di fare più energie rinnovabili. Questo deve essere chiaro a tutti, anche ai cittadini che poi si oppongono alla batteria vicino casa, o al solare, e così via”. Non ha dubbi Antonio Cammisecra, ex a.d. di Enel Green Power e già capo del business reti Enel Grids del gruppo, oggi amministratore delegato di ContourGlobal, società britannica controllata dal fondo Kkr. Lo ha ribadito alla Staffetta a margine dei tavoli di lavoro della conferenza del PD “Accendere il futuro” che si è tenuta venerdì scorso a Milano. E ha lanciato l’allarme sulle centrali a carbone in riserva fredda di Brindisi e Civitavecchia, di proprietà Enel: “Un gravissimo errore storico pagato dai consumatori italiani”. ▪️Il ministero lavora a una “proposta normativa di riordino” del settore della geotermia, che include lo studio del potenziale nazionale, un fondo di garanzia per il rischio minerario, l’aggiornamento delle prescrizioni per gli impianti domestici e, soprattutto, la pubblicazione entro fine marzo del calendario delle aste del DM Fer2 per il 2026. È il piano per la geotermia illustrato oggi in commissione Attività produttive della Camera dalla vice ministra all’Ambiente, Vannia Gava, che rispondeva al deputato del Partito Democratico, Alberto Pandolfo. ▪️Il Gse ha attivato la funzionalità per la presentazione della richiesta di erogazione del contributo in conto capitale per i soggetti beneficiari di progetti Pnrr Cer o Pnrr Gruppi di autoconsumatori . La funzionalità viene abilitata dal Gse solo per i soggetti beneficiari titolari di impianti di produzione per i quali risulta emanato l’atto di concessione e sottoscritto l’atto d’obbligo ed entrati in esercizio e inseriti in configurazioni di autoconsumo per le quali il soggetto referente ha già presentato la richiesta di qualifica al Gse. ▪️Il settore delle fonderie è a un passo dal blocco produttivo, perché l’entrata in vigore definitiva del Carbon Border Adjustment Mechanism (CBAM), avvenuta lo scorso 1° gennaio, ha innescato una fase di “estrema criticità che va oltre il semplice aumento dei costi: l’incertezza normativa sta paralizzando le transazioni commerciali, mettendo a rischio la continuità operativa di filiere strategiche per l’industria italiana ed europea”. È l’allarme lanciato da Assofond, l’associazione di Confindustria che rappresenta le fonderie italiane, al ministro delle Imprese e del Made in Italy, Adolfo Urso, durante il tavolo di confronto tenutosi al Mimit con le principali industrie energivore. |
| POLICY FOCUS – EUROPA E MONDO |
| ▪️In occasione del 16° Simposio congiunto Aie-Ief-Opec sugli Energy Outlooks, l’International Energy Forum (Ief) ha presentato l’Outlooks Comparison Report 2026, un’analisi comparativa approfondita degli scenari energetici elaborati dalle principali istituzioni internazionali e da un ampio panel di operatori industriali e agenzie pubbliche.Il rapporto mette a confronto oltre 30 scenari provenienti da 14 fonti, evidenziando come il sistema energetico globale non stia convergendo verso un’unica traiettoria “più probabile”, ma verso un ventaglio sempre più ampio di possibili futuri. La divergenza riguarda soprattutto il lungo periodo: mentre fino alla metà degli anni Trenta le proiezioni restano relativamente allineate, dopo il 2035 le differenze su domanda, mix energetico e ruolo delle fonti fossili si amplificano sensibilmente.Uno dei messaggi centrali del report è che le divergenze tra gli outlook non dipendono tanto dalle tecnologie, quanto dalle assunzioni di policy, in particolare su crescita economica, efficienza energetica, ritmo dell’elettrificazione e grado di ambizione climatica. Al 2050, la domanda primaria globale varia da circa 274 a 400 milioni di barili equivalenti di petrolio al giorno, una forbice che supera l’attuale domanda mondiale di greggio.Nonostante il rapido aumento delle fonti low-carbon in tutti gli percorsi, il rapporto mostra che gli idrocarburi restano centrali nella maggior parte degli scenari fino a metà secolo, sia in termini di volumi assoluti sia di sicurezza energetica, con l’eccezione dello scenario Net Zero dell’IEA, che prevede una contrazione strutturale della domanda totale. Anche sul futuro della domanda di petrolio e gas non emerge un consenso: gli scenari risultano quasi equamente divisi tra crescita e declino.Il documento sottolinea inoltre il persistere di forti disuguaglianze energetiche tra Paesi Ocse e non-Ocse e richiama l’attenzione sul rischio che l’eccessiva incertezza sugli scenari possa tradursi in sotto-investimenti, con potenziali implicazioni per la stabilità dei mercati e la sicurezza degli approvvigionamenti.Nel complesso, lo Ief Outlooks Comparison Report 2026 rafforza il messaggio alla base del simposio: in un contesto di transizione complessa e non lineare, il dialogo strutturato tra produttori e consumatori resta uno strumento essenziale per interpretare gli scenari, orientare gli investimenti e bilanciare obiettivi di sicurezza, accessibilità e sostenibilità del sistema energetico globale. |
| POLICY FOCUS – MERCATI |
| ▪️Dopo tre aumenti consecutivi, il Cif Med ha messo a segno un tonfo generalizzato con maggiore accentuazione per i gasoli. Domani invece i prezzi dovrebbero segnare un recupero e probabilmente anche venerdì, perché le quotazioni in tempo reale del Gasoil su Londra da questa mattina indicano un rialzo. Questa mattina la benzina ha lasciato sul terreno 17 euro per mille litri, i gasoli 37 e il denso Btz 19 euro per mille chili. Anche se, come segnalato da diversi rivenditori, gli aggiornamenti di prezzo non hanno seguito completamente le variazioni del Cif Med. Dalle forchette medie rilevate dalla Staffetta nelle tre macroaree di riferimento si può ricavare, in base alle variazioni indicate, il prezzo medio Siva della benzina, che si aggira intorno ai 1209 euro per mille litri al Nord, ai 1217 al Centro e ai 1231 al Sud e Isole. Il divario di prezzo tra le aree Nord e Centro è di 8 euro e tra Centro e Sud e Isole di 13. Il prezzo medio Siva del gasolio autotrazione è di 1273 euro al Nord, di 1279 al Centro e di 1290 al Sud e Isole. Il divario di prezzo tra le aree Nord e Centro è di 6 euro e tra Centro e Sud e Isole di 11. Il prezzo medio Siva del risca è di 932 euro al Nord, di 937 al Centro e di 946 al Sud e Isole. Il divario di prezzo tra le aree Nord e Centro è di 5 euro e tra Centro e Sud e Isole di 9. Sul Cif Med del 3 febbraio, convertito in euro al cambio di 1,1801 dollari, la benzina si è attestata a 437,29 euro per mille litri, il diesel 10ppm a 504,27, il gasolio 0,1 a 484,22, il denso Btz a 326,88 euro per mille chili. Domani la benzina recupererà 7 euro, i gasoli 6 e il denso Btz 2. Nella tabella pubblichiamo la consueta panoramica delle quotazioni Siva all’acquisto praticate ai rivenditori per pagamento a trenta giorni. ▪️Il gruppo Octopus Energy, il principale fornitore di energia del Regno Unito, ha annunciato una nuova joint venture con la cinese Pcg Power, leader nella fornitura di soluzioni rinnovabili per il settore commerciale e industriale (C&I) in Cina, con l’obiettivo di ottimizzare compravendita di energia rinnovabile nel più grande mercato di energia pulita del pianeta. |
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