Antonino Caliri, Head of Public Affairs Energean Italia

Bentornati a Draft, l'approfondimento settimanale di Urania TV, canale 260, in collaborazione con The Watcher Post. Ormai lo sapete: questo è uno spazio tutto dedicato all'attività legislativa in corso di discussione presso le nostre istituzioni. Anche questa settimana affronteremo un tema specifico; lo faremo con un ospite che vi vado subito a presentare. Do il benvenuto ad Antonino Caliri, Head of Public Affairs di Energen Italia. Buongiorno e grazie per l'invito. Grazie per essere qui. Però prima di entrare nel vivo del confronto con il nostro ospite, vediamo un po' quello che è successo tra Camera e Senato negli ultimi giorni, e partiamo da Palazzo Madama. Dopo alcune giornate di stallo, sono ripresi i lavori in Commissione Affari Costituzionali del Senato sul cosiddetto decreto Milleproroghe. Ricordo che si tratta di un decreto legge approvato a fine dicembre dal Consiglio dei Ministri, pubblicato in Gazzetta Ufficiale, che si trova in prima lettura al Senato e che deve essere convertito in legge entro il 25 febbraio. L'approdo in aula del provvedimento è atteso per l'inizio della prossima settimana. Come vi dicevo, ci sono stati nell'ultimo periodo un po' di stallo e un po' di problemi: da una parte si attendevano i cosiddetti pareri del Ministero dell'Economia e delle Finanze sulle proposte emendative segnalate dai vari gruppi parlamentari; dall'altro lato si è registrato un rallentamento dovuto a uno scontro tra maggioranza e opposizione sulla cosiddetta rottamazione quater. L'opposizione ha chiesto alla maggioranza di ritirare l'emendamento inizialmente presentato, pena la votazione delle circa 1.300 proposte ancora pendenti in commissione. Nelle ultime ore l'accordo è stato trovato tra maggioranza e opposizione, ed è stata presentata una riformulazione della proposta. In particolare, la riformulazione prevede una riapertura dei termini delle richieste della rottamazione quater entro il 30 aprile, per fissare il primo appuntamento con la ripresa dei pagamenti al 31 luglio. In più, tra le novità approvate, segnalo anche un ritocco sulle cosiddette auto aziendali: si prevede una clausola di salvaguardia per i veicoli rimasti nel limbo della prenotazione del 2024, poi entrati in vigore della stretta fiscale al 1° gennaio 2025. In sostanza, con il decreto Milleproroghe si prevede che l'aumento del costo — e quindi il relativo carico fiscale sul fringe benefit — non si applichi ai veicoli che sono stati ordinati entro il 31 dicembre 2024 e assegnati ai dipendenti al momento della consegna nel 2025. Segnalo poi che c'è un altro provvedimento che prosegue il suo iter: il cosiddetto decreto Cultura. In questo caso si tratta sempre di un decreto legge, ma in seconda lettura — quindi la lettura conclusiva e definitiva; abbiamo già avuto un passaggio alla Camera. Ricordo che il provvedimento deve essere convertito in legge entro il 28 febbraio e prevede, tra le norme principali, un piano strategico per la cultura: un piano finalizzato a favorire lo sviluppo della cultura come bene comune accessibile e integrato alla vita delle comunità, e a promuovere la rigenerazione culturale delle periferie, delle aree interne e delle aree svantaggiate. Adesso vediamo cosa è successo alla Camera. È atteso in Aula a fine di questa settimana, a Montecitorio, il cosiddetto decreto Emergenze. Si tratta di un decreto legge attualmente all'esame in prima lettura della Commissione Bilancio e Ambiente della Camera, che deve essere convertito in legge entro il 1° marzo. Il provvedimento si compone di diversi articoli; tra questi troviamo degli interventi infrastrutturali e di riqualificazione urgenti al fine di fronteggiare situazioni di degrado, vulnerabilità sociale e disagio giovanile, il contrasto alla scarsità idrica e il supporto alle strutture operative di protezione civile in occasione del Giubileo. Restando alla Camera, come ogni mercoledì si è svolto il cosiddetto question time. Questa settimana sono intervenuti i ministri Tajani, Piantedosi e Foti, che hanno risposto a varie interrogazioni, alcune relative all'utilizzo di programmi informatici di sorveglianza nei confronti di giornalisti e attivisti della società civile, e alcune relative alle recenti dichiarazioni del presidente Trump sulle prospettive della Striscia di Gaza e per la popolazione residente in quello spazio. Abbiamo concluso il recap dei lavori principali svolti presso le nostre istituzioni questa settimana, e passiamo all'approfondimento di oggi. Come vi ho anticipato, ospitiamo nei nostri studi Antonino Caliri, Head of Public Affairs di Energen Italia. Benvenuto nuovamente. Buongiorno e grazie per l'invito. Grazie. Ricordo che Energen è un gruppo che rappresenta una delle principali società indipendenti focalizzate sulla produzione di gas naturale. Abbiamo deciso di affrontare il tema energetico in quanto tema di estrema attualità. Vorrei partire proprio dall'attualità, perché è uno dei principali temi di dibattito di questi giorni, non solo a livello nazionale ma anche internazionale: il costo dell'energia nell'Unione Europea è elevato rispetto a quello di altre economie avanzate, e questo crea una serie di difficoltà anche in termini di competitività dell'industria europea rispetto ad altre realtà internazionali. Per affrontare questa sfida, sappiamo che la Commissione Europea dovrebbe adottare nei prossimi giorni — a fine febbraio, da quello che sappiamo — il cosiddetto Clean Industrial Deal, cioè un piano pluriennale pensato per rilanciare sia l'industria ad alta intensità energetica sia i settori emergenti legati alle tecnologie pulite. Questo atto sarà accompagnato da alcuni piani di azione volti a garantire un'energia più accessibile. Quindi la domanda: cosa prevede questo Clean Industrial Deal, e in che cosa si differenzia dall'ormai — possiamo dirlo — passato Green Deal? Sì, di nuovo buongiorno e grazie per la domanda. È una domanda molto articolata che impone una trattazione su diversi profili. Vorrei partire da un profilo specifico: quali sono le caratteristiche dell'Europa dal punto di vista delle risorse energetiche rispetto ad altre realtà — africane, nordafricane o americane. Ovviamente l'Europa ha utilizzato le risorse energetiche, prima quelle tradizionali e adesso, diciamo, in maniera più significativa, sta sviluppando le fonti rinnovabili. Però fondamentalmente è un continente che non abbonda attualmente di risorse energetiche, che è fortemente e strutturalmente legato a approvvigionamenti che vengono dall'estero. Quindi la domanda apre anche aspetti di geopolitica e di rapporti legati al commercio internazionale. Ovviamente questo nuovo atto segna il passo con il cambiamento di una nuova realtà europea in termini di composizione delle forze, dei numeri e dei poteri. Si è passati da uno sviluppo incondizionato e da una volontà di salvaguardare e preservare l'ambiente — che resta certamente, anche per noi operatori di settore, il bene assoluto — a una volontà genuina di coniugare lo sviluppo ambientale ma nel rispetto della continuità di uno sviluppo industriale. Quindi questo nuovo corso vorrebbe andare nella direzione di raggiungere e mantenere i target 2050 sul cambiamento climatico, ma preservando le esistenti fonti di energia, anche attraverso efficienze che oggi conosciamo — che sono soprattutto le fonti tradizionali. Andando nello specifico, quello che si apprezza a livello informale, è la volontà di arrivare a delle semplificazioni normative che aiutino, in un'ottica di certezza, tutti gli operatori di settore, perché spesso tutte queste norme sono diventate anche un onere per l'operatore, oltre alle difficoltà intrinseche che significa fare impresa in Italia e in Europa. E quindi il costo dell'energia ha un problema anche di onere amministrativo legato all'eccesso normativo. Diciamo che questa nuova bozza, questo nuovo concetto di sviluppo a livello di Commissione Europea, va in questa direzione. Quindi applauso: accogliamo con favore questa nuova direzione e la seguiremo. Tenendo il tema, però, una domanda: nel Clean Industrial Deal, in questo nuovo atto normativo dell'Unione Europea, dovrebbe essere previsto anche un tetto al prezzo del gas. È possibile? Ce lo aspettiamo? È stato una ricetta, il tetto al prezzo del gas, che negli anni passati — ormai alle spalle, ma non per questo dobbiamo scordarci: mi riferisco al 2022, con strascichi che si sono trascinati anche nel 2023 nella crisi energetica legata al conflitto russo-ucraino — abbiamo messo in pratica. E certamente in un contesto in cui il prezzo del gas torna nuovamente a salire in questi mesi, nel cuore dell'inverno — quasi il doppio rispetto a quello dell'anno scorso — di nuovo questi campanelli d'allarme risuonano. Quindi quelle ricette che sono state messe in pratica nel 2022 potranno tornare ad essere valide. La specificazione da fare è che questa regolamentazione, comunque questo cap al prezzo del gas, sia dovuta a motivazioni di emergenza e di sicurezza — quindi contingenti e specifiche — oppure se c'è una velleità di voler regolare il mercato attraverso un legislatore che decide, a livello europeo e non nazionale, di sviluppare delle dinamiche di prezzo — e quindi anche di acquisto del gas e di approvvigionamento — che interessino tutti i Paesi della Comunità. E questo è importantissimo, perché si muovono secondo ritmi differenti, diciamo, i Paesi del bacino del Mediterraneo. L'Italia soprattutto ha una forte trazione sul gas, che evidentemente è uno dei vettori per la transizione energetica: noi siamo l'economia che in Europa, tra i Paesi dell'area, consuma più gas nel Mediterraneo. Altri, per esempio la Francia o i Paesi del centro, hanno dei consumi di gas nulli o quasi inesistenti perché hanno fatto scelte su altre fonti di approvvigionamento energetico — il nucleare su tutte. Quindi certamente questo price cap al gas può essere una ricetta da tenere nell'arsenale, ma non bisogna usarla come soluzione d'emergenza perché stiamo imparando che il prezzo del gas attuale, che si muove in un range tra 50 e 60 euro a megawattora, in origine ritenuto evento sporadico e avulso da qualsiasi evento esogeno, in realtà non lo è, perché ci ritorna con una certa frequenza. E ritorna a colpire noi — anche noi, singoli consumatori — di nuovo come caro-bolletta. Pressione sui costi: quanto questi influiscono sulla competitività delle imprese. Abbastanza legato a quello che dicevamo prima, anche il prezzo del gas continua a correre. In Italia i costi sono aumentati in maniera significativa negli ultimi anni. L'ultimo provvedimento nazionale su questa materia è il cosiddetto decreto Ambiente, approvato prima della pausa natalizia, che mette nuovamente al centro dell'agenda del governo la cosiddetta norma Gas Release, cioè una norma che, pur prevedendo la promozione della produzione nazionale di gas per fornire alle imprese energivore un costo energetico più basso, non è stata però mai attuata. La domanda: come mai, visto che la norma ha un obiettivo auspicabile e abbastanza condivisibile? E quali sono gli ostacoli che impediscono di perseguire questo principio? Sì, grazie per la domanda: è una domanda tutta di contesto specificamente italiano, quindi cerco di andare più nel dettaglio, anche per gli ascoltatori di lingua italiana che hanno conoscenza del settore energetico italiano. La norma è stata partorita circa tre anni fa, e nei vari decreti emessi in quel periodo sono stati fatti dei correttivi, nel decreto Ambiente dello scorso dicembre. Quindi si discute da tempo. Tuttavia rimane incompiuta, e questa è una verità. Il sottostante: l'Italia è un Paese dove la materia prima c'è — mi riferisco al gas —, però è ovviamente in una condizione di scarsità; noi importiamo il 95% del nostro fabbisogno. Il gas è concentrato in alcune aree specifiche, principalmente offshore nell'area del canale di Sicilia e nell'area dell'Adriatico, in particolare del medio-alto Adriatico. Quest'ultima è vincolata tuttora da una serie di considerazioni di carattere ambientale. Quindi quello che è un po' il maggior serbatoio di gas viene escluso dall'applicazione della Gas Release, e questo crea un deficit in termini di disponibilità di risorse. Le risorse certe — quelle scoperte, quelle esistenti, certificate dal Ministero della Sicurezza Energetica — ammontano a poco più di 35 miliardi di metri cubi che, al prezzo attuale di circa 50 euro a megawattora, rappresentano un valore economico di circa 17 miliardi di euro da produrre nei successivi anni. Il punto è che la norma, così come strutturata, necessita di tempi di approvvigionamento molto lunghi, che sono tipici dell'industria dell'estrazione del gas naturale. Quindi mettere in pratica delle risposte immediate per avere un effetto replicabile nel giro di mesi o settimane — per la collettività o per una singola stagione — non è qualcosa di realizzabile, perché si scontra con l'inerzia che ha questo tipo di industria. È un'industria ad altissimi capitali ma anche a tempi dell'ordine di lustri affinché si possano realizzare questi investimenti e questo gas possa fluire. Quindi o c'è una programmazione a livello centrale di lungo termine — diciamo al 2030 o a un periodo congruo per la messa a produzione di queste riserve di gas esistenti —, oppure le ricette qui e ora, fatte ad hoc per soluzioni contingenti, non decollano. Questa è in parte anche la spiegazione legata alla Gas Release: da un lato la scarsità di risorse concentrate in poche aree con vincoli esistenti, dall'altra la necessità di avere una certezza di diritto per programmare investimenti su un arco temporale abbastanza lungo — quattro-cinque anni — che possano dare effetti nel periodo successivo. Solo in questo modo gli operatori di settore, il regolatore e tutta la filiera industriale degli energivori possono provare a sedersi a un tavolo e cercare la quadra su questa tematica. Altrimenti è difficile fare tavolo e mettere insieme degli interessi che sulla carta potrebbero essere divergenti. Per questo la chiave è programmazione: che serve anche in futuro per poter reagire alle eventuali crisi che potrebbero verificarsi naturalmente anche nei prossimi anni. Un'altra domanda sempre sul tema gas. Parliamo in particolare di cattura e stoccaggio della CO2 — CCS, Carbon Capture and Storage —, tecnologia innovativa che potrebbe essere una possibile soluzione per ridurre le emissioni industriali. Non è priva di sfide come tecnologia: vorrei capire in cosa consiste e a che punto si trova l'Italia su questo fronte. Certo. La cattura e lo stoccaggio della CO2 — in inglese Carbon Capture and Storage, CCS — è una tecnica già sviluppata a livello industriale, seppur prototipale, da circa dieci anni. Esiste anche una direttiva comunitaria, poi recepita anche in Italia con il D.Lgs. del 2012-2014, che ne disciplina il quadro normativo. Nella pratica si tratta del riutilizzo dei giacimenti esauriti — in Italia ce ne sono tantissimi — principalmente per stoccare la CO2: le stesse molecole estratte negli anni di coltivazione del giacimento vengono poi reimmesse in questi giacimenti per stoccare, per un tempo indeterminato — quindi indefinito — la molecola di CO2. Il punto è che da un lato la disponibilità della riserva mineraria e del giacimento è, paradossalmente, la parte più semplice, perché l'Italia è ricca di giacimenti in gran parte esauriti. La parte più difficile è invece tutta la filiera a monte: la cattura e il trasporto della CO2. Bisogna individuare degli emettitori specifici, bisogna creare delle reti di trasporto per raggiungere quei siti specifici — localizzati nell'Adriatico o nel Mediterraneo — dove poi stoccare questa molecola. Il tutto, ovviamente, in un'ottica di sostenibilità ambientale. Ma poi torniamo alla prima domanda, quella sulla normativa europea e sul quadro industriale: se questa attività di cattura, trasporto e stoccaggio della CO2 non è remunerata o lucrativa per qualsiasi operatore, è difficile che vengano investiti ingenti capitali. È quindi certamente una tecnica di transizione che necessita di un allineamento di intenti tra i soggetti emettitori, i trasportatori e gli stoccatori. Per dare qualche dato: in Italia le emissioni di CO2 si aggirano intorno a 350 milioni di tonnellate all'anno. Un terzo è il trasporto — quindi punti diffusi come autovetture e mezzi pesanti, su cui la cattura è abbastanza difficile. Un terzo è l'industria manifatturiera ed energetica, e un terzo è tutto il resto, compreso il residenziale. Proprio su quel secondo terzo — circa 130 milioni di tonnellate su 350 — che è l'industria, che presenta emettitori puntuali di dimensioni discrete — nell'ordine di 0,5-1 milione di tonnellate di CO2 l'anno per le grandi centrali elettriche, ad esempio — bisognerà intervenire, avviando progetti pilota di cattura, trasporto e stoccaggio. E poi su quelli costruire eventualmente dei cluster, dei siti di decarbonizzazione. Energen in questo settore è molto attiva e sta cercando, nei giacimenti esauriti dell'Adriatico centrale — tra Marche, Abruzzo — di completare l'analisi della fattibilità tecnica affinché questi giacimenti vengano riconvertiti. Bisogna però, con gli operatori di settore come dicevo prima, incontrarsi per capire bene quale sia l'intera filiera, non solo il nostro segmento. Ultime due domande con scenario più internazionale. La prima: alla luce dei recenti sviluppi sulle estrazioni di gas naturale liquefatto negli Stati Uniti e considerando la crescente dipendenza dalle rotte di approvvigionamento da fattori ad alta variabilità di prezzo, come questi cambiamenti possono influenzare i prezzi mondiali del gas, e quale impatto potrebbe esserci sulle strategie di approvvigionamento degli importatori a livello internazionale? Sì, questa domanda è tanto più attuale quanto recentemente anche l'amministrazione Trump, da poco insediata, è tornata a voler incentivare le estrazioni di gas naturale — principalmente nell'area del Golfo del Messico e del Texas — che sono ricche di risorse naturali. Il problema principale è che ovviamente il gas naturale liquefatto — il GNL — messo su metaniere viene poi trasportato, su rotte differenti rispetto all'approvvigionamento via tubo, che noi, l'Italia e l'Europa, per anni abbiamo conosciuto attraverso i principali fornitori, Algeria e Russia fra tutti, con una continuità e stabilità di fornitura. Il GNL, trasportato via metaniera, è un mercato fortemente volatile perché è facile spostare o cambiare la rotta di queste navi in funzione di chi paga di più. Questo alimenta una corsa al prezzo maggiore rispetto alla fornitura via gasdotto, che vincola generalmente le parti attraverso contratti a lungo termine. I contratti a breve termine sono invece legati in alcuni casi a speculazioni. Quindi le quotazioni vengono fatte al TTF di Amsterdam — del quale il nostro PSV, il Punto di Scambio Virtuale, è una proxy —, e in questi mesi sta sperimentando un differenziale di prezzo importante, anche di 2 euro a megawattora rispetto al TTF. Questo accade perché il nostro governo — i governi che si sono succeduti — ha fatto uno sforzo importante nell'incrementare la capacità di rigassificazione: abbiamo aggiunto due rigassificatori, uno a Piombino e uno a Ravenna, per circa 10 miliardi di metri cubi di capacità di rigassificazione in più. Il punto è che per riempire questi rigassificatori occorre attrarre metaniere. Ma il potere contrattuale è quasi sempre spostato a monte, verso il fornitore, verso chi ha il gas naturale e verso chi ha le navi, che in funzione dell'opportunismo di mercato deciderà dove far attraccare queste navi. Quindi siamo molto esposti a questo tipo di variabilità. Una contrattazione comune — e torniamo al punto del prezzo del gas europeo e delle regole condivise — farebbe sì che l'Europa possa accreditarsi agli occhi dei grandi Paesi esportatori come un singolo buyer, una singola centrale di acquisto, e quindi avere un potere contrattuale molto più importante. E l'ultimissima domanda, con una risposta flash anche se l'argomento è abbastanza complesso: Russia-Ucraina potrebbero risolvere a breve il loro conflitto anche grazie all'amministrazione Trump. Quali ripercussioni nel brevissimo termine potremmo vedere nel nostro mercato energetico? Innanzitutto è uno spiccato desiderio di tutti, al di là delle considerazioni strettamente di mercato o geopolitiche, perché mettiamo fine a una guerra che non avrebbe mai dovuto cominciare e che ha portato importanti ripercussioni da tutti i punti di vista, umanitario ed economico. Certamente si potrebbe ipotizzare che, in uno scenario di pace, un nuovo player — un grosso player — la Russia, tornerebbe sul mercato. Con tutti i tempi tecnici che questo comporta, quindi si andrebbe a calmare la competizione nell'interesse anche dei nostri sistemi, che siamo grandi consumatori di gas. Grazie. Io ringrazio l'ospite di oggi — lo ricordo: Antonino Caliri, Head of Public Affairs di Energen Italia — grazie per essere stato qui con noi. Grazie mille. E non posso fare altro che darvi appuntamento alla prossima settimana, ringraziando la regia e la redazione di The Watcher Post. Mi raccomando, seguite sempre il canale 260 sul digitale terrestre.