Contesto e driver di crescita

In uno scenario geopolitico fortemente condizionato dal conflitto in Ucraina, che ha posto in primo piano i temi della sicurezza energetica e della diversificazione delle forniture, il nuovo piano europeo REPowerEU rappresenta la stella polare per rafforzare la resilienza del sistema energetico e accelerare la transizione ecologica. 

Verso la neutralità carbonica nel 2050

Il contesto internazionale – attraverso la COP21 di Parigi, la COP26 di Glasgow e le linee guida dell’Unione Europea – impone agli Stati e agli operatori del mercato energetico di accelerare il passo verso la decarbonizzazione. L’Unione Europea, leader nel percorso di decarbonizzazione, ha fissato l’obiettivo della neutralità carbonica nel 2050.

La transizione energetica, avviata per contrastare il cambiamento climatico, va ancora accelerata in seguito all’invasione russa dell’Ucraina. Il piano REPowerEU, presentato dalla Commissione Europea nel maggio 2022, ha l’obiettivo di rendere l’Europa indipendente dei combustili fossili russi ben prima del 2030, accelerando la transizione verso l’energia pulita e aumentando al contempo la resilienza del sistema energetico dell’UE. Più nello specifico, il REPowerEU attribuisce ai gas rinnovabili (biometano e idrogeno) la funzione di sostituire circa il 50% del quantitativo di gas che l’UE importa dalla Russia (nel 2021 circa 155 miliardi di metri cubi). Nel 2022 le importazioni di gas russo nell’UE si sono dimezzate rispetto all’anno precedente, grazie ai maggiori volumi di GNL e gas norvegese, le due fonti di importazione più importanti.

In questo contesto, i distributori di gas sono chiamati a giocare un ruolo chiave per garantire la sicurezza energetica dell’Unione, dotando i rispettivi Paesi di network digitali, intelligenti e flessibili, in grado anche di stimolare la produzione di gas verdi e di abilitarne l’utilizzo diffuso.

Le politiche energetiche europee e nazionali

REPowerEU Italia
Green Gas Accelerare lo sviluppo di gas rinnovabili, come il biometano e l’idrogeno, rispetto al precedente pacchetto Fit for 55 Sviluppare biometano per raggiungere 2,5 Bcm nel 2026
Produzione nazionale di energia Potenziale posticipo del termine di phase-out da carbone e nucleare Aumentare la produzione nazionale di gas fino a 5 Bcm (+50%)
Sviluppo infrastrutturale Aumentare le forniture provenienti da paesi diversi dalla Russia, creare nuove interconnessioni e massimizzare le capacità di importazione di LNG Nuovi accordi con paesi esportatori (Algeria, Azerbaijan, Egitto, Qatar, USA) e nuovi FSRU/LNG
Stoccaggio Gli stoccaggi di gas dell’UE dovranno essere pieni almeno al 90% della loro capacità entro la fine dell’estate
Prezzi del gas e dell’energia Consentire azioni per mitigare l’impatto del prezzo delle commodity sugli utenti finali – Discussioni attorno a tetto europeo al prezzo del gas Azioni per mitigare l’impatto del prezzo delle commodity sugli utenti final
Efficienza energetica Innalzare dal 9% al 13% l’obiettivo UE in materia di efficienza energetica per il 2030 (rispetto al 2020) Incentivi per rinnovare il parco immobiliare (superbonus, ecobonus) e controllo delle temperature interne ai palazzi
Accelerazione delle fonti di energia rinnovabili Accelerare sulle rinnovabili, che dovranno rappresentare il 45% dei consumi finali di energia nel 2030 (rispetto al precedente target del 40%), e saranno trainate dal solare.

Investiamo per giocare un ruolo di primo piano nella transizione energetica

Negli ultimi anni, la nostra strategia ha di fatto anticipato le scelte comunitarie, e siamo già allineati con i nuovi target e linee guida fissati nel REPowerEU.

L’infrastruttura di Italgas e le altre infrastrutture del gas continueranno a giocare un ruolo rilevante nella transizione energetica, assicurando al sistema energetico  la nescessaria flessibilità, suicurezza e resilienza al cambiamento climatico. La sfida più importante per i DSO sarà di garantire che le loro reti sia in grado di accogliere e distribuire gas rinnovabili come il biometano, il metano sintetico e l’idrogeno verde. Disporre di una rete “full digital” è infatti la precondizione tecnica per gestire con efficacia la distribuzione di questi gas rinnovabili.

Il Piano Strategico è concepito per sostenere e favorire la transizione energetica e contribuire alla sicurezza degli approvvigionamenti. Stiamo investendo nel repurpose e upgrade della nostra rete per aumentarne l’efficienza e la resilienza e consentire la distribuzione di gas verdi. Siamo inoltre impegnati a migliorare l’efficienza energetica e decarbonizzare le nostre attività.

La nostra strategia, in continuità con gli anni precedenti, è costruita tenendo conto di diversi scenari, sia qualitativi che quantitativi, inclusi quelli specificamente legati ai cambiamenti climatici e considerando i relativi rischi e opportunità (fisici e di transizione) per l’azienda e i suoi obiettivi. Tra gli scenari considerati segnaliamo:

  • Scenari fisici climatici: RCP 1.9, RCP 2.6, RCP 4.5, RCP 8.5;
  • Scenari di transizione climatica e scenari energetici: IEA (STEPS, APS, NZE) descritti nel World Energy Outlook 2022, che forniscono l’andamento delle emissioni globali di CO2 e l’evoluzione dei consumi in volumi e mix energetico; ENTSOG Distributed Energy e Global Ambition Scenarios, i quali forniscono la domanda totale di energia e le proiezioni della domanda di gas/idrogeno nell’UE. Per l’evoluzione della domanda e dei prezzi dei gas verdi utilizziamo IRENA “global hydrogen trade to meet the 1.5°C climate goal”, McKinsey hydrogen insights 2022 e EBA per i potenziali del biometano. A livello nazionale, utilizziamo l’analisi degli scenari Snam-Terna e collaboriamo alle discussioni preliminari dei gruppi di lavoro relativi al prossimo aggiornamento del Piano Nazionale Energia e Clima – PNIEC.
    Tutti gli scenari utilizzati prevedono un’accelerazione della transizione energetica, in linea con l’RCP 1.9.

L’analisi degli scenari ci permette di costruire solide ipotesi per la nostra pianificazione strategica (ad esempio, domanda di gas, prezzi delle materie prime, inflazione, outlook dei tassi di interesse, ecc.)

Il piano REPowerEU prevede una forte crescita della produzione di biometano e della produzione e importazione di idrogeno entro il 2030. Per il biometano il nuovo target 2030 di 35 miliardi di metri cubi raddoppia il precedente, mentre per la produzione e importazione di idrogeno dovrebbe raggiungere i 20 milioni di tonnellate entro il 2030 (4 volte l’obiettivo di Fitfor55).

Il potenziale europeo di biometano al 2030 è superiore a 40 miliardi di metri cubi, che aumenteranno a 150 miliardi di metri cubi entro il 2050, con l’Italia che riveste un ruolo importante. Attualmente l’Italia è il sesto produttore europeo di biometano, con 33 impianti attivi che producono più di 320 Mm3/anno, per lo più da rifiuti organici. Si prevede che la produzione italiana di biometano acceleri nei prossimi anni, supportata anche dal nuovo schema incentivi.

Per quanto riguarda l’idrogeno, stiamo sviluppando varie iniziative per assicurare la readiness del nostro network. Abbiamo già terminato la fase di analisi e assessment, i cui risultati preliminari evidenziano alti livelli di compatibilità con miscele di idrogeno fino al 10%, e stiamo individuando gli investimenti necessari all’upgrade delle reti.

Il quadro normativo e regolatorio

L’attività di distribuzione e misura del gas naturale è regolamentata dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA), che:

  • Determina e aggiorna le tariffe.
  • Predispone le regole per l’accesso alle infrastrutture e per l’erogazione dei relativi servizi.

Il sistema tariffario prevede in particolare che i ricavi di riferimento per la formulazione delle tariffe siano determinati in modo da coprire i costi sostenuti dall’operatore e consentire un’equa remunerazione del capitale investito.

Le categorie di costi riconosciuti sono tre:

  • Il costo del capitale investito netto ai fini regolatori RAB (Regulatory Asset Base), attraverso l’applicazione di un tasso di remunerazione dello stesso.
  • Gli ammortamenti economico – tecnici, a copertura dei costi di investimento.
  • I costi operativi, a copertura dei costi di esercizio.

Siamo oggi nel quinto periodo regolatorio, che corre dal 1° gennaio 2020 al 31 dicembre 2025.

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