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Mentre la Germania, attraverso una apposita legge, ha abbassato il costo del Megawattore con l’obietto di fornire un sostegno reale all’industria pesante tedesca e, di conseguenza, all’intera filiera dell’automotive, in forte difficoltà a causa del costo dell’energia, in più abbassando anche tutti gli oneri impropri, il governo italiano si preoccupa invece delle riserve auree della Banca d’Italia,
in primo luogo per poterle utilizzare a garanzia delle proprie future  manovre finanziarie, esattamente come nel passato si era cercato di fare per i risparmi privati.

Va ricordato, come la Banca d’Italia custodisca circa 2.452 tonnellate d’oro, per un valore attuale che supera i 200 miliardi di euro. Di queste, quasi la metà (circa 1.100 tonnellate) si trovano nella sede della Banca d’Italia, mentre il resto è depositato in diverse località estere, principalmente negli Stati Uniti, ma anche in Svizzera e nel Regno Unito.

Nel frattempo nel contesto mondiale la Cina sta aumentando significativamente il ritmo di stoccaggio del petrolio greggio utilizzando la medesima strategia adottata prima del covid, che venne adottata anche per gli approvvigionamenti delle materie prime. Basti pensare che nel solo mese di ottobre il trend di crescita abbia registrato un valore di circa 690.000 barili al giorno.
Questa politica energetica tende a fornire delle garanzie allo stato cinese in previsione di qualche crisi internazionale.

L’Italia, invece, continua ad aumentare il prezzo del gasolio che rappresenta quel fattore inflattivo determinante in considerazione del fatto che oltre l’80% delle merci viaggi su gomma. Il paradosso è rappresentato dal fatto che l’attuale quotazione del petrolio sia di poco superiore ai 64 dollari al barile mentre il prezzo medio del gasolio in Italia risulti di 1,7 euro a fronte della Germania dove è di 1,42 euro, in considerazione del livello retributivo medio in Germania (superiore del +37%) in Italia il costo energetico complessivo si trasforma in un fattore antieconomico determinante.

La competitività di un sistema economico ed in particolare di un patrimonio industriale come quello italiano va tutelata attraverso una politica energetica adeguata esattamente come il livello di qualità della vita delle famiglie va assicurato attraverso delle bollette sostenibili. Entrambi questi obiettivi non possono essere raggiunti attraverso una politica di bonus relativi agli elettrodomestici o alle autovetture e tantomeno attraverso rimodulazioni delle aliquote fiscali o sconticini risibili del cuneo fiscale.
Solo una visione strategica può assicurare un futuro ad una economia di trasformazione, basata quindi sul know how industriale e professionale combinato al costo dell’energia il quale  può diventare, se troppo elevato, il fattore decisivo nell’uscita dal mercato dei prodotti proprio a causa dell’effetto moltiplicatore energetico: con questo inaccettabile livello di strategie il nostro Paese si vede relegato ad un ruolo di figura comprimaria nello scenario economico internazionale.

Esattamente come quello che verrà riconosciuto all’Unione Europea la quale, mentre gli Stati Uniti crescono del 2,8% e stringono accordi per investimenti di oltre 1000 miliardi con l’Arabia Saudita, l’istituzione europea esprime la propria visione strategica fissando al 2040 il limite per ridurre del 90% le emissioni.

Queste miopi e assolutamente inadeguate strategie energetiche ed economiche assicurano la marginalità politica ed economica dell’Unione Europea e dall’interno della stessa Europa quella italiana.

Il ministro del Petrolio e del Gas della Libia, Khalifa Abdul Sadig, ha incontrato il ministro nigeriano delle Risorse petrolifere (Gas), Ekperekpe Ekpo, e l’amministratore delegato della Nigerian National Petroleum Corporation, Bayo Ojulare, per discutere il progetto di gasdotto che collegherebbe la Nigeria all’Europa attraverso il territorio libico. Secondo una nota del dicastero libico, le parti hanno esaminato “la possibilità di riattivare il progetto e hanno concordato di facilitare lo scambio di informazioni tra gli esperti dei due Paesi, in preparazione alla realizzazione degli studi dettagliati necessari”. L’obiettivo, si legge ancora, è “giungere alla firma di un memorandum d’intesa per definire il quadro operativo del progetto”. Il ministero ha aggiunto che l’infrastruttura sarebbe “un nuovo collegamento strategico che collegherà l’Africa al continente europeo, rafforzando la posizione della Libia come corridoio energetico e aprendo ampie prospettive per la Nigeria al fine di espandere le proprie esportazioni di gas”. Il percorso ipotizzato attraverso la Libia si distinguerebbe per una distanza di circa 3.300 chilometri, più breve rispetto ai 4 mila stimati per l’opzione algerina e ai 5.560 previsti per quella marocchina.

Il dibattito sul progetto non è nuovo. Per la prima volta se ne parlò nel giugno 2023, quando l’allora portavoce del Governo di unità nazionale, Mohamed Hammouda, annunciò che l’esecutivo aveva autorizzato il ministero del Petrolio a svolgere studi tecnici ed economici sulla fattibilità di un gasdotto dalla Nigeria all’Europa, passando attraverso Niger o Ciad per giungere in Libia. Successivamente, l’allora ministro del Petrolio, Mohamed Aoun, dichiarò di aver presentato al governo uno studio preliminare, che favoriva il percorso via Niger rispetto a quello attraverso il Ciad. Le discussioni hanno anche ipotizzato un collegamento tra il gasdotto nigeriano “Ajaokuta-Kaduna-Kano”, in fase di realizzazione, e il Greenstream che parte dal giacimento di Wafa, vicino al confine libico-algerino, e già collega la Libia all’Italia.

Intanto l’Egitto si prepara a costruire un nuovo gasdotto del valore stimato di 400 milioni di dollari per convogliare maggiori volumi di gas naturale provenienti da Israele. Lo riferisce il quotidiano “Asharq”, citando fonti governative egiziane, secondo cui la realizzazione dell’opera sarà interamente all’interno dei confini nazionali. A occuparsene dovrebbe essere la Egyptian Natural Gas Company (Gasco), una volta conclusi i dettagli ingegneristici. Il costo sarà sostenuto dal governo egiziano, mentre la compagnia israeliana NewMed Energy – partner del giacimento Leviathan – avrà il compito di estendere la rete fino al confine e collegarla al nuovo impianto.

All’inizio di agosto, Il Cairo e NewMed Energy hanno sottoscritto un emendamento al precedente accordo di fornitura di gas, che prevede l’aggiunta di 130 miliardi di metri cubi complessivi, suddivisi in due fasi. Nella prima, l’Egitto riceverà circa 20 miliardi di metri cubi subito dopo l’entrata in vigore del nuovo patto. Nella seconda, le esportazioni potranno arrivare fino a 110 miliardi di metri cubi, subordinatamente agli investimenti e all’espansione delle infrastrutture di trasporto. L’intesa estende la durata delle forniture fino al 2040 o fino all’esaurimento dei volumi supplementari concordati, con l’obiettivo di rafforzare la posizione dell’Egitto come hub regionale per il gas naturale liquefatto destinato ai mercati europei e asiatici.

Per parte sua la Turchia ha siglato una serie di accordi con compagnie energetiche internazionali per assicurarsi circa 15 miliardi di metri cubi di gas naturale liquefatto (Gnl) nei prossimi tre anni. Lo ha riferito il ministro dell’Energia e delle Risorse naturali, Alparslan Bayraktar, citato dal quotidiano “Daily Sabah”, spiegando che gli accordi sono stati firmati dalla compagnia energetica statale Botas a Milano in occasione dell’evento Gastech. In particolare, rispetto a pregressi accordi con Eni, Bp e Shell che coprivano 8,7 miliardi di metri cubi, la compagnia ha siglato altri cinque accordi per ampliare il portafoglio e includere consegne da parte di aziende con sede in Gran Bretagna, Stati Uniti, Germania, Giappone e Norvegia.

Lo scorso anno, la Turchia ha importato circa 50 miliardi di metri cubi di gas naturale, di cui 14,3 miliardi di metri cubi sotto forma di Gnl. Come riporta “Daily Sabah”, i nuovi contratti rappresentano una quota significativa del consumo interno e dovrebbero rafforzare la sicurezza dell’approvvigionamento in vista della stagione invernale. Bayraktar ha sottolineato che le intese raggiunte a Milano riflettono la strategia della Turchia di “costruire una struttura energetica flessibile, versatile e sicura” per migliorare il portafoglio di gas a medio termine del Paese. In occasione di Gastech 2025, Bayraktar ha incontrato l’amministratore delegato di Eni, Claudio Descalzi, e il presidente del settore gas integrato di Shell, Cederic Cremers.

Oltre ai contratti per la fornitura di Gnl, Botas ha firmato un accordo con la società statale cinese PetroChina, con l’obiettivo di cooperare nel commercio del gas naturale liquefatto, nella gestione dei trasporti e nell’esplorazione di joint venture in nuovi mercati. La compagnia turca ha inoltre siglato un nuovo accordo con l’Oman, da cui Ankara importa già Gnl. L’accordo riguarda la cooperazione per l’espansione della capacità di produzione di gas naturale liquefatto dell’Oman, l’uso di unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione, la collaborazione tra vettori di Gnl e l’esplorazione di ulteriori opzioni di fornitura del gas, ha spiegato Bayraktar.

La sussidiaria offshore Tp-Otc della compagnia energetica statale turca Turkish Petroleum Corporation (Tpao) ha invece firmato un accordo con Baker Hughes in merito ai lavori sulla terza fase del progetto di sviluppo del più grande giacimento di gas naturale della Turchia nel Mar Nero. L’intesa riguarda la fornitura di sistemi di produzione sottomarina e attrezzature per il completamento dei pozzi. Separatamente, Tp-Otc ha assegnato al gruppo ingegneristico italiano Saipem un contratto da 1,5 miliardi di dollari per continuare lo sviluppo del giacimento di gas di Sakarya, scoperto tra il 2020 e il 2022 e con stime di 710 miliardi di metri cubi di gas. L’accordo riguarda la costruzione di un gasdotto sottomarino principale lungo 183 chilometri per trasportare il gas di Sakarya verso un impianto sulla terraferma. Saipem era già stata coinvolta nella prima e nella seconda fase di sviluppo di Sakarya. Il nuovo contratto avrà una durata massima di tre anni, con i lavori offshore che avranno luogo nel 2027. La fase tre mira ad aumentare la produzione giornaliera da 20 a 40 milioni di metri cubi entro il 2028.

Il Qatar ha minacciato di interrompere le forniture di gas liquefatto (Gnl) verso l’Unione europea se Bruxelles non modificherà alcune disposizioni ambientali contenute nella nuova direttiva europea sulla due diligence delle imprese in materia di sostenibilità (Csddd). Lo riferisce il quotidiano tedesco “Welt”, che cita una lettera inviata a maggio dal ministro dell’Energia qatariota Saad Sherida al Kaabi a diversi governi europei, tra cui quello belga. Nel documento di quattro pagine, il Qatar avverte che, in assenza di ulteriori modifiche alla direttiva, Doha e QatarEnergy – azienda petrolifera statale del Paese del Golfo – potrebbero “valutare seriamente mercati alternativi al di fuori dell’Ue per il nostro Gnl e altri prodotti, in contesti più stabili e favorevoli alle imprese”. La Commissione europea ha confermato al quotidiano tedesco di aver ricevuto la comunicazione. Il governo tedesco ha invece dichiarato di non commentare corrispondenze riservate con altri Stati.

Nel mirino di Doha c’è in particolare l’articolo 22 della direttiva, dedicato alla protezione del clima, che secondo il Qatar presenta “incongruenze evidenti” con le leggi nazionali qatariote. Il documento sostiene inoltre che l’obbligo, per le imprese extra Ue, di adottare piani di transizione climatica “va oltre gli obiettivi e le intenzioni dell’Accordo di Parigi” del 2015, violando il principio di sovranità degli Stati nel definire le proprie politiche ambientali. Secondo i dati Eurostat, nel primo trimestre 2025 il Qatar ha fornito il 10,8% del fabbisogno europeo di Gnl, posizionandosi come terzo fornitore dopo gli Stati Uniti (50,7%) e la Russia (17%). Un eventuale blocco delle forniture da parte del Qatar renderebbe più difficile per l’Ue rispettare il piano di sanzioni contro il gas russo previsto entro il 2028.

Libia e Turchia rafforzano il partenariato energetico, riaccendendo le tensioni con la Grecia sulle Zone economiche esclusive (Zee) nel Mediterraneo orientale, una contesa dagli effetti potenzialmente negativi anche per l’Italia. Il ministro del Petrolio del Governo di unità nazionale libico, Khalifa Abdul Sadiq, ha incontrato oggi il collega turco dell’Energia, Alparslan Bayraktar, per rafforzare la cooperazione bilaterale nel settore degli idrocarburi. L’appuntamento, passato in apparenza come un normale colloquio tecnico, avviene in un contesto ad altissima tensione geopolitica, e segna un nuovo capitolo nella crescente rivalità tra Libia, Turchia e Grecia. Durante l’incontro, tenutosi a Tripoli, le parti hanno discusso opportunità congiunte di esplorazione onshore e offshore, con particolare attenzione al coinvolgimento delle aziende turche nei progetti di sviluppo e modernizzazione dei giacimenti e delle infrastrutture energetiche libiche. Al centro dei colloqui, il memorandum d’intesa già firmato tra la compagnia libica Noc e la turca Tpao per attività di esplorazione e produzione (E&P) in quattro blocchi marini che la Libia rivendica come parte della propria Zee.

Per la Grecia – e non solo – si tratta di un affronto giuridico e geopolitico. La tensione è esplosa dopo che Atene ha annunciato una nuova gara internazionale per l’esplorazione di idrocarburi al largo di Creta, includendo aree che la Libia considera parte della propria Zee. La risposta è stata durissima: sia il governo di Tripoli sia l’esecutivo di Bengasi hanno condannato l’iniziativa greca come “unilaterale” e “illegittima”. Il ministero degli Esteri libico ha convocato l’ambasciatore greco a Tripoli per esprimere una “ferma protesta”, denunciando “una violazione del diritto internazionale del mare e una lesione dei diritti sovrani della Libia”. In risposta, il governo greco ha annunciato il dispiegamento di due fregate e una nave militare nelle acque internazionali prospicienti la Libia, ufficialmente per contenere i flussi migratori verso Creta e Gavdos. Un gesto che Tripoli ha percepito come provocazione militare.

A illustrare la portata della contesa è Marco Florian, ex manager per la cooperazione internazionale presso la Camera di commercio italo-greca di Salonicco. “Noc e Tpao hanno firmato un MoU che invita la parte turca a fare E&P in quattro blocchi marini nella Zee libica. Il problema è che la mappa turco-libica si scontra frontalmente con quella greca e cipriota”, ha scritto Florian in un thread pubblicato su X, precisando che “per ora i blocchi che la Libia ha concesso alla turca Tpao non interferiscono con i blocchi greci”. La disputa nasce dal fatto che Libia e Turchia applicano la Convenzione di Ginevra del 1958, mentre Grecia, Cipro e l’Unione europea si rifanno alla Unclos del 1982. Al centro del conflitto cartografico ci sono isole come Kastellorizo, un piccolo lembo di terra greca a soli 2 chilometri dalla costa turca, che Atene considera pienamente abilitato a generare una Zee, mentre Ankara e Tripoli ritengono sproporzionato.

Il dossier potrebbe avere delle ripercussioni anche in l’Italia. “Una destabilizzazione dell’EastMed significherebbe distruzione delle rotte commerciali da e per Suez. Un disastro per il nostro export, un danno per l’industria italiana”, ha osservato Florian. In caso di escalation, l’articolo 42 del Trattato sull’Unione europea prevede che gli Stati membri debbano offrire assistenza militare a un Paese aggredito, aprendo uno scenario ad alta tensione tra Ue e Turchia. “Le probabilità sono basse – ha aggiunto – ma non così basse da poter ignorare il rischio”.

A rafforzare la posizione libico-turca interviene anche Rawad M. Shalabi, diplomatico libico specializzato in relazioni multilaterali. Secondo Shalabi, la Grecia “è costantemente emersa come un attore persistentemente intransigente”, e adotta una “interpretazione unilaterale del diritto marittimo internazionale”, negando il principio di equità. Shalabi cita i precedenti giuridici della Corte internazionale di giustizia (Cig), come il caso Romania-Ucraina (2009) e quello Libia-Malta (1985), in cui è stato stabilito che piccole isole non possono alterare in modo sproporzionato la delimitazione marittima. Per il diplomatico, l’accordo del 2019 tra Libia e Turchia rispetta pienamente il diritto internazionale. Al contrario, le reazioni greche “violano il diritto sovrano degli Stati di stipulare intese bilaterali”.

Nel frattempo, l’Unione europea si prepara a inviare una missione in Libia all’inizio di luglio. L’iniziativa, annunciata dal primo ministro greco Kyriakos Mitsotakis, vedrà la partecipazione del commissario Ue per gli Affari interni, Magnus Brunner, e dei ministri di Italia, Grecia e Malta. Tema ufficiale: il contenimento dei flussi migratori provenienti dalla Libia orientale. Secondo Mitsotakis, “serve un intervento immediato della Commissione europea per fermare le partenze”. Ma per Tripoli, l’invio di navi militari greche rappresenta una misura unilaterale e aggressiva. Le questioni migratorie e quelle energetiche, ancorché tecnicamente separate, sono comunque intrecciate sul piano politico e strategico.

Anche l’Egitto gioca un ruolo cruciale nel complesso mosaico delle rivendicazioni marittime del Mediterraneo orientale. Nell’agosto del 2020, Il Cairo ha firmato con Atene un accordo bilaterale per la delimitazione delle rispettive Zone economiche esclusive (Zee), che ha suscitato una ferma opposizione da parte della Turchia e della Libia. L’intesa greco-egiziana si sovrappone in parte al controverso memorandum turco-libico del 2019, generando un’area di giurisdizione marittima contesa e alimentando la polarizzazione regionale. Per l’Egitto, l’accordo rappresenta una mossa strategica volta a tutelare i propri interessi energetici nel bacino levantino, in particolare quelli connessi allo sviluppo dei giacimenti offshore e alle infrastrutture di esportazione del gas verso l’Europa.

La sovrapposizione delle mappe e l’assenza di un meccanismo multilaterale condiviso per la risoluzione delle controversie continuano a rendere il quadro estremamente instabile. Una possibile soluzione, suggerita da Florian, potrebbe essere la creazione di una “Zee unica” tra Ue e Turchia, gestita da un ente sovranazionale che garantisca a tutti una quota equa di risorse. Al momento, tuttavia, questa ipotesi sembra ancora lontana e il rischio di “incidenti” è dietro l’angolo. Già nel 2020 si arrivò a uno scontro “fisico” nel quale una fregata greca (la Limnos) speronò una fregata turca (la Kemal Reis). Allora solo l’intervento degli Usa e dell’Ue evitò il peggio. Ora, a cinque anni di distanza e in assenza di intese strutturate, la stabilità dell’area continuerà a dipendere da equilibri provvisori e dalla capacità delle parti di evitare nuove escalation.

Nel confronto internazionale con i principali Paesi dell’area Euro, il prezzo medio del gas naturale per i consumatori domestici in Italia ha registrato nel 2024 un aumento significativo del 15,1 per cento. È quanto sostiene l’Autorità di regolazione per energia, reti ed ambiente (Arera), presentando alla Camera la relazione annuale sul 2024. Contrariamente a quanto accaduto nel 2023, i consumatori italiani hanno pagato tariffe superiori del 5,3 per cento rispetto alla media dell’area Euro (-8,3 per cento nel 2023). L’aumento è sostanzialmente riconducibile a due fattori: la crescita dei costi di rete e, soprattutto, quella della componente fiscale. Nel 2024, infatti, sono esauriti gli effetti degli interventi governativi che avevano stabilito la riduzione dell’Iva al 5 per cento e l’azzeramento temporaneo degli oneri di sistema che aveva, di fatto, annullato l’impatto di questi ultimi sul prezzo del gas. Il 2024 ha visto una ripresa dei consumi mondiali di gas, con una crescita del 2,8 per cento che ha portato il valore a un nuovo picco storico, trainati soprattutto dai Paesi dell’area Asia Pacifico, che hanno assorbito oltre il 45 per cento della domanda incrementale. Sul fronte della produzione l’aumento è stato dell’1,4 per cento circa. Gli stoccaggi (media Ue) hanno chiuso la stagione invernale 2024-2025 con riserve inferiori di circa 27 miliardi di metri cubi rispetto alla precedente, per un livello di riempimento del 34 per cento contro il 59 per cento. Al momento gli stoccaggi italiani sono pieni al 62 per cento.

In Italia, dopo due anni di intenso calo, la discesa dei consumi di gas naturale nel 2024 si è fermata evidenziando una lieve ripresa di 0,3 miliardi di metri cubi. Al contrario, la produzione nazionale ha registrato un calo del 4,1 per cento. Per il terzo anno consecutivo, le importazioni di gas sono scese (-3,3 per cento) riportandole vicine al minimo storico degli ultimi 15 anni registrato nel 2014. Il calo più rilevante si è avuto nei volumi di gas nordafricani: -2,2 miliardi di metri cubi dall’Algeria (che rimane il primo fornitore), così come i volumi dalla Libia si sono quasi dimezzati. Quasi azzerate le esportazioni. Dopo un 2023 caratterizzato dagli strascichi della crisi energetica con rincari generalizzati dei prezzi medi dell’energia elettrica per i consumatori domestici in tutta l’Unione, nel 2024 il permanere di uno scenario internazionale complesso ha avuto come conseguenza significativi divari in Europa: in dieci Paesi i prezzi sono aumentati (tra questi Francia +19 per cento e Portogallo +15 per cento), in 17 sono diminuiti (Italia -8 per cento, Lussemburgo -33 per cento); di conseguenza sono stati adottati, rimodulati o sospesi interventi pubblici per il contenimento dei costi dell’energia. L’Italia è tra i Paesi che hanno sperimentato la riduzione maggiore dei prezzi lordi dell’energia elettrica per i clienti domestici.

I prezzi finali pagati dalle famiglie italiane continuano a essere penalizzati dalle componenti di oneri, imposte e tasse il cui incremento del 28 per cento ha annullato le riduzioni registrate dalla componente energia e dai costi di rete. In Italia i consumi di energia elettrica sono aumentati del 2,3 per cento, la ripresa ha interessato quasi tutti i settori eccetto l’industria (-0,5 per cento). La domanda italiana è stata soddisfatta per l’83,7 per cento dalla produzione nazionale netta (escludendo l’energia destinata ai pompaggi) e per il restante 16,3 per cento dal saldo con l’estero. La produzione nazionale lorda è cresciuta del 3,2 per cento con le rinnovabili ancora in aumento (+14,9 per cento), spinta principalmente dell’aumento nella produzione idroelettrica (+30,2 per cento) che è tornata ad avvicinarsi ai massimi degli ultimi dieci anni. Nel 2024 il gruppo Enel si conferma il primo produttore con una quota del 13,4 per cento (ancora in calo rispetto al 16,9 per cento del 2023) seguito da Eni al 9,1 per cento (stabile rispetto al 2023), sempre al primo posto per generazione termoelettrica (18,5 per cento) seguito da Edison con l’8,9 per cento. Enel scende al quarto posto con il 7,8 per cento (era il 15,2 per cento nel 2023). “L’unica cifra che mi pare accomuni tutti noi, in questa fase storica, è quella dell’incertezza”, ha detto il presidente dell’Arera, Stefano Besseghini, nel corso della presentazione della relazione annuale.

“L’altro grande tema del nostro tempo è il cambiamento climatico: non abbiamo potuto avviarci nel percorso di transizione energetica verso assetti ambientalmente sostenibili trainati da una tecnologia che avesse le risposte disponibili, ma siamo stati spinti oltre che dal riconoscimento dei costi non solo economici del non fare anche da una chiara volontà politica che spesso ha cercato di ‘proporre’ la soluzione tecnologica”, ha sottolineato Besseghini, che ha aggiunto: “Una significativa novità è stata l’introduzione dal 28 marzo di quest’anno del cosiddetto ‘bonus rifiuti’, che prevede uno sconto del 25 per cento sulla Tari per le famiglie in condizioni economiche disagiate. L’Autorità si è tempestivamente attivata per consentire l’implementazione di tale provvedimento”. “Bene ha fatto il governo – ha puntualizzato – a riportare nel dibattito il tema della tecnologia nucleare, non perché sia possibile nel breve una rilevante e significativa penetrazione nel mix, ma perché anche lì soffia il vento dell’innovazione. Un Paese industrializzato, rilevante, con la competenza tecnico scientifica dell’Italia, non può non avere un contesto normativo in grado di agevolare lo sviluppo delle soluzioni innovative in ogni settore sia che provengano da nuovi breakthrough tecnologici o dalla evoluzione di tecnologie note”.

Un punto centrale di dibattito, secondo il presidente Arera, “resta quello del disaccoppiamento della remunerazione di mercato elettrico fra le fonti di produzione con o senza costi marginali di produzione. Della possibilità cioè che due fonti che contribuiscono alla fornitura del medesimo prodotto (l’energia elettrica) possano vedere prezzi diversi non coincidenti con un prezzo marginale come accade attualmente”. A partire dal primo luglio 2025, la bolletta di energia elettrica e gas naturale in Italia cambierà volto. Si tratta di una riforma profonda frutto di un lungo percorso di ascolto e analisi condotto dall’Autorità, con l’obiettivo di offrire ai consumatori uno strumento in grado di coniugare le esigenze di sintesi e di comprensibilità con la necessaria completezza informativa”, ha annunciato Besseghini. La nuova bolletta “nasce per migliorare il rapporto del cittadino con il mercato dell’energia, rendendo più semplice l’accesso ai dati sui consumi, alle condizioni economiche sottoscritte e all’evoluzione dei propri comportamenti energetici”. “A partire dal luglio 2025 – ha spiegato – ogni operatore sarà tenuto a pubblicare in modo visibile e accessibile le condizioni tecnico-economiche delle proprie offerte, corredate dal codice identificativo dell’offerta e dalla scheda sintetica prevista dalla regolazione”.

“Il cliente vulnerabile si trova indifferentemente sul mercato libero o nel servizio di tutela. Malgrado taluni esprimano dubbi sul reale valore di scelta di un cliente vulnerabile che si trova sul mercato libero, è un dato di fatto che la maggioranza dei clienti vulnerabili oggi siano su tale mercato (circa 8 milioni verso i 3 milioni regime di tutela). Da evidenziare come anche una quota rilevante dei clienti destinatari di bonus sia sul mercato libero”, ha evidenziato il presidente Arera. “Le ispezioni presso i soggetti regolati, effettuate con la collaborazione del Nucleo speciale beni e servizi della Guardia di finanza, hanno portato a contestazioni per infrazioni pari a circa 8,4 milioni di euro. In particolare, sono proseguite le attività, già avviate nel 2023, per la verifica dell’erogazione dei bonus sociali elettrico e gas alle famiglie in condizioni di disagio economico, ‘sbloccando’ bonus non erogati per 2,4 milioni di euro”. Nel complesso, dal punto di vista economico, “le sanzioni irrogate nel 2024 all’esito di procedimenti ordinari hanno raggiunto l’ammontare complessivo di 4,9 milioni di euro, con un netto aumento rispetto all’anno precedente”, ha illustrato. “Nel 2024 sono stati riconosciuti automaticamente circa 2,8 milioni di bonus sociali elettrici e 1,7 milioni di bonus gas. Nel corso dell’anno è proseguito il percorso per la completa attuazione del bonus sociale idrico, misura che ha garantito il sostegno a quasi 2 milioni di famiglie quadruplicando il numero di famiglie raggiunte”, ha concluso Besseghini.

Gli Stati membri dell’Ue “hanno significativamente colmato il divario nel raggiungimento degli obiettivi energetici e climatici per il 2030” e “hanno migliorato sostanzialmente i loro piani in seguito alle raccomandazioni della Commissione del dicembre 2023”. Lo si legge nella valutazione della Commissione europea sui Piani nazionali per l’Energia e il clima (Pnec). “Di conseguenza, l’Ue si sta avvicinando collettivamente a una riduzione del 55% delle emissioni di gas serra (Ghg), come previsto dalla legge europea sul clima, e a una quota di energia rinnovabile pari ad almeno il 42,5 per cento”, viene evidenziato. La valutazione della Commissione Ue “fornisce una solida base per le discussioni sulle prossime tappe del percorso di decarbonizzazione dell’Ue verso il 2040 e il raggiungimento della neutralità climatica entro il 2050” con lo scopo di intensificare “la collaborazione con gli Stati membri per colmare le lacune rimanenti e attuare ulteriori orientamenti, definiti nella valutazione odierna”, si specifica.

La fase successiva dovrebbe concentrarsi sulla trasformazione dei piani in azioni concrete per garantire stabilità e prevedibilità, ciò implica “l’impiego di fondi pubblici per sostenere efficacemente gli investimenti trasformativi, incoraggiare gli investimenti privati e coordinare gli sforzi a livello regionale ed europeo”, viene sottolineato. Gli Stati membri che non hanno ancora presentato i loro piani definitivi – Belgio, Estonia e Polonia – devono farlo al più presto. La Commissione Ue, inoltre, sta lavorando alla valutazione individuale del Pnec definitivo della Slovacchia, che è stato presentato recentemente.

Le energie rinnovabili “stanno diventando la principale fonte di energia elettrica nell’Ue e stiamo riducendo il nostro consumo energetico finale”. Lo ha dichiarato il commissario europeo per l’Energia, Dan Jorgensen. I Piani nazionali per l’Energia e il clima aggiornati “confermano il forte impegno degli Stati membri a raggiungere gli obiettivi per il 2030 e a rendere concreta la transizione energetica dell’Europa”, aggiunge Jorgensen. “Porteremo avanti la decarbonizzazione, perché non solo produce energia pulita, ma anche posti di lavoro di qualità, crescita e sicurezza energetica. Ma dobbiamo fare di più per accelerare i benefici della transizione, ridurre la domanda di energia, migliorare l’efficienza energetica e garantire che queste ambizioni si concretizzino completando la nostra Unione dell’energia”, ha concluso.

Con i Piani nazionali per l’Energia ed il clima, presentati oggi dalla Commissione Ue, “possiamo raggiungere il 55%” degli obiettivi “verdi” previsti per il 2030 e “dobbiamo creare le condizioni per raggiungere il 90% entro il 2040”, ha dichiarato la vicepresidente esecutiva della Commissione Ue con delega alla Transizione pulita, Teresa Ribera. “L’Europa sta dimostrando che obiettivi affidabili e prevedibili basati sulla scienza e una regolamentazione adeguata danno i loro frutti. I Piani nazionali per l’Energia e il clima aggiornati dimostrano che l’agenda verde non è solo un obiettivo, ma un modo per modernizzare le nostre economie e puntare sull’innovazione industriale e su maggiori opportunità per gli europei. Il nostro compito ora è rafforzare le nostre capacità e accelerare l’azione senza ritardi”, ha aggiunto Ribera.”Competitività, sicurezza, creazione di ricchezza e inclusività dipendono dalla nostra capacità di portare avanti un piano d’azione politico coerente e completo”, ha concluso.

Per il Commissario Ue per il Clima, Wopke Hoekstra le emissioni “sono diminuite del 37% dal 1990, mentre l’economia è cresciuta di quasi il 70%, a dimostrazione del fatto che l’azione per il clima e la crescita vanno di pari passo”. I Piani nazionali definitivi per l’Energia e il clima “dimostrano che l’Ue è sulla buona strada per raggiungere il suo obiettivo di emissioni per il 2030”, ha evidenziato Hoekstra. “Ora dobbiamo consolidare questo slancio. Investire in tecnologie pulite e innovazione è essenziale per la competitività industriale e apre nuovi mercati per le aziende dell’Ue. Il nostro impegno per la transizione pulita offre chiarezza agli investitori e rafforza la resilienza e la prosperità dell’Europa. Questo è un momento decisivo: ogni settore in ogni Stato membro deve contribuire al raggiungimento degli obiettivi”, ha concluso.

Secondo la valutazione della Commissione europea dei piani nazionali per l’energia e il clima (PNEC), gli Stati membri dell’Unione europea hanno notevolmente ridotto il divario per conseguire gli obiettivi su energia e clima per il 2030. L’UE nel suo complesso è prossima a ridurre del 55% le emissioni di gas a effetto serra, come previsto dalla normativa europea sul clima, raggiungendo una quota di almeno il 42,5% di energie rinnovabili.

Dalla valutazione della Commissione emerge che l’UE è sulla buona strada per ridurre le emissioni nette di gas a effetto serra di circa il 54% entro il 2030 rispetto ai livelli del 1990, se gli Stati membri attuano pienamente le misure nazionali e le politiche dell’UE esistenti e previste

La valutazione della Commissione fornisce inoltre una solida base per le discussioni sulle prossime tappe del percorso di decarbonizzazione dell’UE per il 2040 e sul conseguimento della neutralità climatica entro il 2050.

La Commissione europea sta valutando opzioni legali che permettano alle aziende europee di recedere dai contratti di lungo termine con fornitori russi di gas senza dover pagare penali. Lo riporta il quotidiano britannico “Financial Times”, citando funzionari coinvolti nel dossier. Tra le ipotesi allo studio figura la possibilità di invocare la forza maggiore, basata sulla guerra in Ucraina, per annullare gli obblighi contrattuali. Tuttavia, fonti dell’Ue ammettono che potrebbe non essere giuridicamente sufficiente, data la natura riservata e diversificata dei contratti. L’obiettivo è ridurre a zero l’importazione di combustibili fossili dalla Russia entro il 2027. Nel periodo compreso fra febbraio 2024 e febbraio 2025, l’Ue ha pagato 21,9 miliardi di euro a Mosca per petrolio e gas, secondo il Centre for Research on Energy and Clean Air. Ad oggi, il gas russo rappresenta l’11% delle forniture via gasdotto dell’Ue (quasi due quinti nel 2022), ma l’import di gas naturale liquefatto (Gnl) dalla Russia è aumentato del 60% in 3 anni, con i principali snodi di importazione che si trovano in Francia, Spagna e Belgio.

Il piano europeo, inizialmente previsto per marzo, è stato rinviato per l’opposizione attesa da Ungheria e Slovacchia, Paesi ancora fortemente dipendenti dal gas russo via tubo, e per le incertezze sul futuro del gasdotto Nord Stream, tornato al centro dell’attenzione nei colloqui diplomatici fra Usa e Russia. Nel frattempo, gli Stati Uniti restano il primo fornitore di Gnl dell’Ue e potrebbero rafforzare il loro ruolo in cambio di concessioni commerciali, nel contesto dei negoziati per contrastare la politica tariffaria dell’amministrazione Trump. Un’alternativa sostenuta dal centro studi Bruegel è l’introduzione di dazi sulle importazioni di gas russo, che richiederebbero solo una maggioranza qualificata per essere approvati, a differenza delle sanzioni, che necessitano l’unanimità. Secondo un diplomatico Ue, la situazione resta fluida: “È un pasticcio. Come si inseriscono gli Usa in tutto questo? Come diversifichiamo?”. Intanto, secondo quanto dichiarato dalla presidente Ursula von der Leyen, la Commissione punta a pubblicare il piano entro “tre o quattro settimane”.

In una conferenza stampa il primo ministro slovacco, Robert Fico, insieme alla ministra dell’Economia, Denisa Sakova ha ribadito che Bratislava riconosce l’obiettivo strategico di ridurre la dipendenza energetica dell’Ue dagli altri Paesi, ma è preoccupata per l’aumento dei prezzi del gas e ritiene che le conseguenze saranno maggiori per l’Ue che per la Russia. Interpellato sulle possibili conseguenze della risoluzione dell’accordo slovacco con il fornitore russo Gazprom, la cui validità è prevista fino al 2034, il premier slovacco ha risposto che attualmente non è possibile prevedere quello che accadrà. La Slovacchia pretende “che si tenga conto delle sue specificità, ed è in questo modo che ha dato istruzioni ai diplomatici slovacchi”, ha chiarito. La Commissione europea ha proposto di vietare nuovi contratti per la fornitura di gas russo e di sospendere i contratti spot esistenti entro la fine del 2025. Secondo la presidente della Commissione europea, Ursula von der Leyen, le misure garantiranno che entro la fine dell’anno le restanti forniture di gas russo all’Unione saranno ridotte di un terzo. Il piano prevede, inoltre, di bloccare tutte le importazioni di gas russo entro la fine del 2027. L’anno scorso l’Ue ha acquistato energia dalla Russia per un valore di 23 miliardi di euro, una cifra superiore agli aiuti destinati alla difesa dell’Ucraina.

L’UE porrà fine alla sua dipendenza dall’energia russa interrompendo le importazioni di gas e petrolio dalla Russia ed eliminando gradualmente anche l’energia nucleare, garantendo al contempo la stabilità dell’approvvigionamento energetico e dei prezzi in tutta l’Unione.

La tabella di marcia REPowerEU, presentata dalla Commissione europea, l’eliminazione graduale di petrolio, gas ed energia nucleare russi dai mercati dell’UE, in modo coordinato e sicuro, mentre prosegue la transizione energetica.

Tunisia e Algeria si aggiungono al patto tra Italia, Austria e Germania per trasportare idrogeno tra le due sponde del Mediterraneo. Con la firma, il 21 gennaio a Roma, di una nuova dichiarazione comune di intenti tra i cinque paesi, il progetto del Corridoio Sud dell’Idrogeno inizia a fare qualche passo avanti concreto.

L’intesa siglata a Villa Madama non aggiunge né modifica le linee fondamentali del progetto SouthH2 Corridor. Punta invece a rafforzare la cooperazione, soprattutto a livello tecnico, tra tutti iPpaesi interessati dai 3.300 chilometri di gasdotti adatti a trasportare anche idrogeno. Roma, Vienna e Berlino avevano già compiuto un passo del genere a fine maggio 2024. L’accordo prevedeva di trasformare il supporto politico in lavori tecnici e cooperazione tra gli stakeholder rilevanti dei 3 Paesi. La dichiarazione d’intenti firmata il 21 gennaio 2025 estende il perimetro dell’iniziativa a Tunisia e Algeria. Prevede per i 5 Paesi l’impegno di riunirsi semestralmente a livello di gruppo di lavoro tecnico per monitorare e sostenere l’attuazione del progetto.

Finora, la tabella di marcia è rispettata. L’intesa allargata a Tunisia e Algeria era prevista nella prima metà del 2025. Entro fine 2025 dovrà avvenire lo sviluppo di un rapporto di definizione dell’ambito del SouthH2Corridor. E l’ok allo status di Progetti di reciproco interesse (PMI) nell’ambito del regolamento sulla rete transeuropea per l’energia (TEN-E) nel settimo elenco PCI/PMI europeo.

Il Corridoio Sud dell’Idrogeno prevede la costruzione di nuove pipeline, o il riadattamento di condutture esistenti, per trasportare in Europa l’idrogeno prodotto in Nord Africa. Il SouthH2 Corridor rientra nella strategia europea per il vettore energetico, che prevede di importare dall’estero entro il 2030 almeno 10 milioni di tonnellate di idrogeno rinnovabile.

Da progetto, la pipeline di 3.300 km dovrebbe trasportare 4 milioni tonnellate di idrogeno l’anno, il 40% del target Ue. Idrogeno che dovrebbe essere generato in Algeria (manca però adeguata capacità rinnovabile affinché sia H2 verde) e trasportato via Tunisia fino a Mazara del Vallo, dove sarebbe immesso nella rete italiana per poi accedere ai mercati dell’Europa centrale attraverso Tarvisio. Con una possibile diramazione attraverso la Svizzera (Passo Gries), paese che ha il ruolo di osservatore nel progetto. Il segmento italiano sarà quello principale: lungo 2.300 chilometri, circa 70% dei quali da ottenere tramite riconversione delle condutture gas esistenti e 30% da costruire ex novo.

A inizio dicembre 2024, il Corridoio Sud dell’Idrogeno è stato inserito nella lista dei progetti bandiera dell’Ue per il 2025 sotto l’iniziativa Global Gateway, che facilita finanziamenti e realizzazione dell’opera. In precedenza, era già stato inserito nella lista dei progetti di interesse europeo.