Mercato energetico e prezzo del gas: l'impatto della riapertura di Hormuz sull'Italia
Parla Riccardo Siliprandi, appena nominato a capo della nuova divisione Energy di Fti Consulting, la società quotata al Nyse e specializzata in gestione di crisi e trasformazioni organizzative, che aprirà a Milano
Con l’apertura a Milano della nuova divisione Energy, Fti Consulting allarga ancora le sue attività in Italia. La società quotata al Nyse e specializzata nella gestione di crisi e trasformazione organizzativa, entra nel mercato energetico italiano per affrontare temi come la transizione energetica e la gestione dei prezzi.
A guidare la nuova divisione sarà Riccardo Siliprandi, già senior principal di Afry Management Consulting, esperto in strategie di decarbonizzazione, analisi di mercato, pricing, transizione energetica, investimenti e progetti di trasformazione. Il suo arrivo coincide con una nuova fase del mercato energetico: l’annunciata riapertura dello stretto di Hormuz e gli sforzi del governo per governare la volatilità dei prezzi.
Domanda. Quanto ci vorrà per tornare alla normalità se Hormuz riaprirà davvero?
Risposta. La normalizzazione fisica richiederà mesi e non giorni. Servono lo sminamento, la ripresa del traffico in sicurezza e il riavvio di produzione e raffinazione e un elemento che resterà sul tavolo a lungo: il più grande impianto di liquefazione del Qatar è stato danneggiato e parte della capacità non rientrerà in tempi brevi. Il mercato, quindi, potrà restare sotto pressione ancora per un po’. Anche lo stato dello stoccaggio rema contro. L’Europa entra nell’estate con scorte più basse della media, intorno al 44% a metà giugno, contro una media stagionale di circa il 55%, e deve riempirle proprio adesso, comprando sullo stesso, nervoso, mercato globale. La necessità di riempimento in questa finestra è quindi un’ulteriore pressione positiva sui prezzi.
D. Come è la situazione per quanto riguarda il gas, in particolare?
R. Se ci focalizziamo sul gas, l’Europa si approvvigiona in misura crescente su un mercato globale, quello del gnl. È la chiave per capire cosa significhi per noi Hormuz. Sul piano dei volumi l’Europa è poco esposta: il gnl che passa dallo Stretto vale solo circa il 7% delle nostre importazioni contro circa il 27% di quelle asiatiche. La crisi è quindi più un problema asiatico che europeo. Ma proprio perché compriamo sullo stesso mercato globale, quando l’Asia si contende i carichi sostitutivi il prezzo sale per tutti, noi compresi. Il canale di trasmissione, in altre parole, è il prezzo, non la disponibilità fisica. Per questo sarei cauto sui tempi di “normalizzazione”.
D. Sta dicendo che il problema italiano resta immutato?
R. Esattamente. E per capire perché, bisogna tornare al 2022, che è stato il vero punto di svolta. La crisi russo-ucraina ha costretto l’Italia a un cambio strutturale nel modo di approvvigionarsi di gas: addio alla dipendenza da pochi grandi fornitori, a partire dalla Russia, benvenuti gnl e strutture di rigassificazione. Il vantaggio è evidente: puoi prendere il gas dove vuoi. Ma il rovescio della medaglia è la volatilità. Più flessibilità significa più esposizione ai movimenti di prezzo internazionali. Dal 2022 in poi la volatilità è diventata strutturale, esponendoci a qualsiasi crisi geopolitica o energetica sopravvenuta.
D. Quali sono gli effetti della volatilità?
R. Questa volatilità si trasmette direttamente all’elettricità. In Italia il prezzo dell’elettricità lo fanno, o lo influenzano, i cicli combinati a gas. Questo significa che ogni fiammata del gas si trasmette automaticamente all’elettrico. Il problema è nel mix di generazione: nonostante le rinnovabili siano cresciute significativamente, il loro costo di produzione, vicino a zero, non si riflette sul prezzo finale. Chi possiede un parco eolico o un impianto idroelettrico incassa lo stesso prezzo di mercato determinato dal gas. Quella differenza si chiama rendita inframarginale.
D. Chi paga il conto del caro-energia in Italia?
R. I consumatori e l’industria manifatturiera: ceramica, acciaio, carta, chimica, settori in cui ogni mese di prezzi elevati si traduce in investimenti rinviati e competitività erosa. Il prezzo medio all’ingrosso dell’elettricità in Italia nel 2025 era attorno a 116 euro per megawattora, contro 90 della Germania, 65 della Spagna e 61 della Francia (i dati Eurostat e la posizione del ceo di Enel, Flavio Cattaneo). Un divario che non si spiega con Hormuz, ma con un meccanismo di formazione del prezzo che penalizza strutturalmente il nostro sistema produttivo.
D. Il governo italiano ha provato a rispondere con il decreto Bollette. Come lo valuta?
R. L’intento era comprensibile e in direzione analoga a quella di altri grandi Paesi europei, ma l’approccio è stato troppo frontale. Il decreto ha cercato di intervenire direttamente sul meccanismo di formazione del prezzo e sul sistema degli Ets con un'impostazione ambiziosa, che però si è scontrata con l'architettura del mercato elettrico europeo. Per questo la componente sull'Ets resta sospesa, subordinata al via libera di Bruxelles, che ha mantenuto un orientamento prudente. Molte misure richiedono inoltre una notifica a Bruxelles e sono ancora ferme. Più che un giudizio di merito, è una questione di metodo e di tempi: tra l'ambizione del disegno e ciò che è oggi compatibile e attuabile resta una distanza da colmare.
D. C’è margine per riformare gli Ets?
R. Margine c’è, ma limitato. La Commissione è ferma sull’idea che l’Ets debba rimanere lo strumento principale che orienta gli investimenti in rinnovabili e nucleare. Dove vedo invece più spazio è sull’estensione delle quote gratuite per le industrie energivore. Quello mi sembra politicamente più percorribile. Su una traiettoria di prezzo più graduale il dibattito c'è, ma il margine è minore.
D. Quali sono le alternative più concrete?
R. Qualcosa di compatibile con le regole europee,. Una strada, per esempio, è un meccanismo di cattura del valore inframarginale, sul modello di quanto fatto in Francia e in altri Paesi europei. Non si tocca il prezzo di mercato, ma si redistribuisce una parte dei margini straordinari generati quando impianti che producono a costi molto bassi vendono energia a prezzi determinati dal gas. Esistono poi altri strumenti già utilizzati in Europa per sostenere l’industria energivora. In Italia, per esempio, l’Energy Release ha avuto ampia adesione: uno schema che offre prezzi più bassi subito in cambio di investimenti nel lungo termine. In ogni caso, il punto centrale è uno: non si può pensare di risolvere il problema solo con investimenti infrastrutturali – che rimangono, comunque, un tassello fondamentale della transizione - ma serve agire anche sul costo nel breve. Intervenire direttamente sulla formazione del prezzo resta l'opzione più ambiziosa, ma anche la più difficile da conciliare con il quadro europeo, come ha mostrato il percorso del decreto. (riproduzione riservata)
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