Intervista ad Alessandro Ortis,
Presidente Autorità Energia Elettrica e Gas
di Agnese Bertello

A pochi mesi dallo scadere del suo mandato, Alessandro Ortis concede a energiaspiegata.it una lunga intervista in cui tocca alcuni punti fondamentali del mercato energetico italiano, facendo il bilancio su quanto è stato fatto e quanto resta ancora da fare.

Tra le distorsioni che il sistema degli incentivi italiano crea c’è anche l’alto tasso di speculazioni puramente finanziarie: richieste di distribuzione di energia che non corrispondono a impianti effettivamente realizzati e che comunque intasano il sistema sia delle autorizzazioni che lo sviluppo della rete generando confusione. Che tipo di correttivo si sta pensando di introdurre a questo proposito?
Occorre rendere più razionale il sistema di incentivi, oggi fonte, appunto, anche di speculazioni, distorsioni e opacità nel settore. Inoltre, proprio a sostegno dello sviluppo delle rinnovabili, senza gravare eccessivamente sui consumatori, abbiamo proposto di spostare una parte degli oneri per l’incentivazione dalle bollette alla fiscalità generale, garantendo così criteri di progressività e proporzionalità più adatti all’impegno sociale necessario per la tutela ambientale.
Se invece si volesse mantenere tali oneri in tariffa, potrebbe essere opportuno che Governo e Parlamento indicassero gli obiettivi per ciascuna fonte, lasciando poi all’Autorità (già impegnata in materia di tariffe) di stabilire le modalità per far rispettare gli obiettivi al minimo costo, in modo efficiente, sul modello già positivamente sperimentato con il meccanismo dei certificati bianchi per i risparmi energetici.
Ciò potrebbe favorire il raggiungimento degli obiettivi europei, l’uso efficiente degli incentivi ed una maggiore stabilità degli stessi, tenuto conto che negli ultimi 10 anni sono stati modificati quasi una volta all’anno. Ripeto: l’obiettivo di avere una quota significativa e crescente di rinnovabili è un obiettivo buono e giustamente sfidante; perciò è bene che sia raggiunto col massimo di equità ed efficienza.

Tra i numerosi spunti di interesse all’interno della Relazione presentata prima dell'estate, lei ha parlato anche di sistemi per l’accumulo di energia, a vantaggio ovviamente del sistema di produzione da fonti rinnovabili, solare ed eolico in particolare. Qual è la sua proposta precisamente?
Per favorire una partecipazione sempre più attiva al sistema elettrico delle fonti rinnovabili, sono necessari anche nuovi strumenti, capaci di superare la non prevedibilità di alcune fonti. A questo proposito, per facilitare i settori eolico e solare, per puntare ad una più avanzata modulazione dei carichi, intendiamo promuovere l’utilizzo di interessanti potenzialità di accumulo energetico a pompaggio idroelettrico. Si tratta di capacità significative e già ben distribuite, attivabili utilizzando bacini di piccola e media dimensione già esistenti, soprattutto nel Sud Italia ; il tutto senza la necessità di grandissimi investimenti ma con interessanti ricadute produttive ed occupazionali locali.

Un tema di particolare attenzione nei sette anni del suo mandato è stato la necessità di un mercato unico europeo, di una voce unica europea. Quali sono gli ostacoli principali che ancora bloccano la strada?
Le direttive del Terzo Pacchetto energia hanno ancor più rafforzato la prospettiva di un mercato unico europeo dell’energia: è stata creata un’Agenzia europea dei Regolatori nazionali; sono state previste importanti tutele per i consumatori; saranno adottati codici di rete che renderanno più efficienti e sicuri gli scambi transfrontalieri; è stata fissata, pur in diversi gradi, la separazione delle reti per garantire accessi non discriminatori. Il pacchetto citato indurrà certamente progressi verso una più avanzata competitività del sistema energetico continentale, anche se il processo di liberalizzazione ed integrazione dei mercati nazionali dell’energia soffre ancora di resistenze (legate ad anacronistici nazionalismi o protezionismi) e di ritardi infrastrutturali. Perciò, la crisi, i suoi risvolti attuali e l’obiettivo single market ancora lontano, richiederebbero ulteriori impulsi verso una maggior apertura interna, verso una più coraggiosa armonizzazione delle politiche energetico-ambientali, dei variegati quadri normativi e regolatori nazionali.
L’irrinunciabile ambizione europea di arrivare a un single market deve essere alimentata continuando a costruire una cornice da single rules. Così pure, nel contesto dei rapporti con i Paesi fornitori di essenziali risorse energetiche strategiche, deve farsi sentire la tanto auspicata single voice dell’Unione: una voce unica che sappia valorizzare il potere contrattuale di 500 milioni di europei, ben superiore a quello di singoli Paesi od operatori.

Sulla scena del mercato energetico ha fatto irruzione il gas non convenzionale. Lei vi accenna rapidamente, ma sottolinea la necessità di tenere d’occhio la situazione. Come pensa che possa modificare il quadro complessivo del mercato italiano? Quali panorami potrebbero aprirsi?
Lo scenario mondiale del gas è cambiato, non solo e non tanto perché la domanda di gas, così come quella di tutte le fonti di energia, ha subito le conseguenze della forte crisi economica, ma anche perché l’offerta mondiale di gas si è modificata, sia in termini quantitativi che di allocazione geopolitica.
Da molto era noto che la disponibilità potenziale di gas non convenzionale fosse rilevante: da scisti argillosi (shale gas), da formazioni sabbiose a bassa permeabilità (tight gas), da giacimenti di carbone (coal bed methane), da giacimenti molto profondi (deep gas), fino alle enormi disponibilità di idrati di metano, centinaia di volte superiori a quelle del metano convenzionale.
Tuttavia i costi di estrazione associati alle tecnologie disponibili facevano sì che queste disponibilità non solo non dessero significativi contributi produttivi ma non fossero sostanzialmente considerate nemmeno tra le cosiddette riserve  provate.
Le nuove tecniche di estrazione hanno drasticamente ridotto i costi di produzione di almeno due tipologie di gas non convenzionale, ovvero dello shale gas e del tight gas.
Il primo tangibile impatto di tale evoluzione si è registrato negli Stati Uniti: in  soli due anni (2008–2009) la produzione di gas è aumentata del 15%, con un incremento in termini assoluti di oltre 80 miliardi di m3 (equivalente al totale dei consumi italiani), pur in presenza di una domanda sostanzialmente stabile. Di conseguenza si sono ridotte drasticamente le importazioni americane di GNL (Gas Naturale Liquefatto).

E questa “rivoluzione” quali effetti provoca sul mercato europeo e italiano?
L’incremento di cui parlavo è in realtà solo la punta di un iceberg: già attualmente la produzione di gas non convenzionale negli USA ha superato quella di gas tradizionale.
Ciò si è tradotto in una maggiore abbondanza di gas sui mercati europei e nel progressivo disaccoppiamento del suo prezzo da quello del petrolio. Una situazione di cui però il nostro Paese, a causa di ritardi infrastrutturali proprio nel settore gas, non è ancora in grado di approfittare. Infatti, di fronte ad una benvenuta bolla gas del mercato internazionale noi non disponiamo ancora di una conveniente bolla infrastrutturale nazionale: quella stessa bolla paventata in passato da taluni per scoraggiare investimenti e concorrenza, ma che invece avrebbe consentito di importare e stoccare di più, di soddisfare più convenientemente la domanda interna e di continuare a coltivare la prospettiva di un profittevole hub italiano, al centro del Mediterraneo e per l’Europa.
Per trasferire comunque ai consumatori i primi benefici emergenti da queste nuove dinamiche del mercato internazionale del gas (che portano a rinegoziazioni dei contratti di lungo termine e convenienti mercati spot), con un intervento sul metodo di aggiornamento prezzi, opereremo un contenimento dei prezzi al consumo a partire dal primo ottobre prossimo, prima dei maggiori consumi invernali delle famiglie.

Nella sua relazione, molto articolata e complessa, in cui si è spinto oltre i confini strettamente connessi con l’attività dell’Autorità, parlando di cambiamento climatico e soluzioni alternative, non ha neanche accennato alla questione nucleare. Perché?
L’opzione nucleare è materia da  politica energetica e strategia industriale, quindi da Parlamento e Governo; essa esula quindi dalle competenze istituzionali dell’Autorità, anche se non siamo indifferenti rispetto a grandi scelte di fondo che possono incidere sui costi per i consumatori finali.
In questo quadro abbiamo comunque immaginato strumenti adatti anche per iniziative caratterizzate da progetti ad alta intensità di capitale e ritorni a lungo termine, come possono essere quelle per impianti nucleari o per rinnovabili particolarmente innovative ed impegnative. Così, con un documento di consultazione e al fine di promuovere gli investimenti in impianti con elevati fabbisogni finanziari iniziali, abbiamo ritenuto opportuno promuovere lo sviluppo dei mercati a termine, con misure innovative che agevolino la negoziazione di contratti di copertura di lungo periodo nel mercato elettrico. Gli investimenti in impianti di generazione caratterizzati da elevati costi fissi e bassi costi variabili (gli impianti di base come, ad esempio, quelli di produzione elettrica da fonte nucleare, da carbone “pulito” o da fonti rinnovabili avanzate) devono poter contare anche sulla disponibilità di buoni strumenti di copertura da rischi, quali i contratti di lungo periodo.

Se il bilancio dell’attività di questi anni, per quanto riguarda il settore elettrico è soddisfacente, molto meno positivo è il bilancio per il mercato del gas. Dove nascono le rigidità che impediscono anche a questo settore di svilupparsi secondo regole di maggiore dinamicità?
Partendo dall’analisi dei mercati all’ingrosso, nonostante il rapido avvio (nel 2000) del processo di liberalizzazione, la situazione reale resta insoddisfacente. La scarsità di concorrenza e di infrastrutture si ripercuote sui prezzi del gas (che  all’ingrosso sono il 10% più alti del resto d‘Europa), allontana l’obiettivo di fare dell’Italia l’hub del gas del Mediterraneo e non consente di approfittare della discesa dei prezzi a livello internazionale, in seguito alle scoperte di gas non convenzionale.
Negli ultimi anni, la disponibilità di nuova capacità per importazione e diversificazione è rappresentata solo dal nuovo rigassificatore di Rovigo e dai potenziamenti di gasdotti esistenti, imposti da autorità nazionali ed europee. Il 92% della capacità infrastrutturale per le importazioni resta in mano al Gruppo Eni che, con le vendite oltre frontiera destinate all’Italia, si attesta ancora sul 65% circa delle immissioni. Anche la necessaria borsa gas è in ritardo e lo sviluppo della concorrenza resta pesantemente condizionato dalla ridotta disponibilità di gas da operatori diversi da Eni, dalle frequenti situazioni di emergenza e dalla mancanza di un operatore di rete indipendente. 
Abbiamo più volte segnalato la necessità di correttivi. Fra quelli di breve termine potrebbe essere utile lo strumento della gas release che, tuttavia, dovrebbe avere caratteristiche di quantità e durata ben superiori a quelle scelte nel 2009.
Fra quelli strutturali, non possiamo che auspicare che si concretizzi presto la scelta, già assunta con legge del 2003, e confermata con leggi successive, per una separazione proprietaria di Snam Rete Gas da Eni, garantendo che il controllo delle reti strategiche per il Paese si consolidi in capo ad un imparziale soggetto pubblico nazionale; una soluzione già indicata come la migliore dalla Commissione europea, già positivamente sperimentata in Paesi UE ed in Italia con l’analoga operazione Terna-Enel per il settore elettrico. 
Le asimmetrie di efficienza dei mercati a monte si ripercuotono sui mercati al dettaglio e sui consumatori finali. A tre anni dalla completa apertura del settore elettrico (1° luglio 2007), i clienti domestici passati al mercato libero sono circa 3,2 milioni (11% del totale), le imprese 2,6 milioni (34% del totale). Nel settore gas naturale invece, a oltre sette anni dall’apertura (1 gennaio 2003), la percentuale dei clienti, domestici e non domestici, passata al mercato libero è il 7% circa.

Qual è la sfida che resta aperta per chi le succederà alla guida dell’AEEG?
Molto è stato fatto, ma ovviamente altro resta da fare. I singoli fronti su cui agire si possono sintetizzare con una sfida di fondo: quella di continuare ad esercitare a pieno il mandato che la legge istitutiva (481 del 1995) ha affidato all’Autorità per l’energia; vale a dire la missione di promuovere, “in piena autonomia e con indipendenza di giudizio e valutazione”, un costante sviluppo della competitività del sistema energetico verso prezzi e qualità dei servizi sempre più favorevoli ai consumatori.