SI FA PRESTO A DIRE HUB
Sulla scorta della guerra ucraina, nel prossimo futuro l’Italia punta a diventare snodo energetico tra Europa e Africa. Questi piani, plausibili in teoria, sottovalutano però vulnerabilità nazionali, vacuità europee e fragilità nordafricane. L’Egitto come caso di studio e monito.
Pubblicato il 06 Dicembre 2024
Carta di Laura Canali – 20242
1. È difficile identificare una fase in cui l’energia ha giocato un ruolo così centrale nel delineare il destino del nostro paese. L’Italia si candida infatti a divenire uno hub energetico e a raggiungere l’obiettivo di neutralità carbonica (net zero) entro il 2050. Obiettivi che ci pongono in linea con il resto dell’Unione Europea, ma che dovrebbero suggerire una profonda analisi di cosa ciò comporti per la penisola italiana. Quale ruolo geostrategico il nostro paese dovrà assumere nel fosco quadro di odierne turbolenze? I due propositi suddetti possono coesistere? E in quale modalità? Le risposte a tali quesiti sono critiche per delineare il futuro dell’Italia nel XXI secolo.
Al pari, ci si è chiesti troppo distrattamente se il nostro sistema energetico, nonché quello politico ed economico, siano in grado di reggere questa brusca, doppia sterzata. Per troppo tempo in Occidente politica energetica ed estera, strategie industriali e climatiche hanno convissuto come ambiti compartimentalizzati 1. La gravità delle sfide che ci attendono e le tensioni internazionali che ci troviamo di fronte non consentono ai politici italiani ed europei di tergiversare ulteriormente.
Ai concetti di sicurezza e transizione energetica è sempre più doveroso affiancare quello di interdipendenza. La fragilità delle interdipendenze energetiche ed economiche è, non a caso, tra i fattori primari che segnano il Piano nazionale integrato per l’energia e il clima (Pniec) sottoposto dal governo a Bruxelles, che elenca le principali misure che l’Italia intende adottare in tema energetico e climatico 2. Tali interdipendenze, afferma il piano, impongono al percorso di decarbonizzazione di «scontare dei fattori di resilienza», anticipando «possibili nuovi eventi avversi» 3. Se una completa (inter)dipendenza energetica non esiste nella realtà, un’asimmetria strutturale non è di per sé sufficiente a determinarne dinamiche e relazioni energetiche tra paesi. La cooperazione internazionale è plausibile e auspicata addirittura nei contesti più tesi 4.
Collegati tra loro da reti infrastrutturali in continuo divenire, nemmeno gli Stati in grado di approvvigionarsi per gran parte tramite risorse estratte e raffinate internamente possono oggi dirsi totalmente indipendenti 5. Solo studiando le dinamiche degli scambi commerciali di materie prime e le eventuali coercizioni cui danno vita si comprende appieno la natura di queste interdipendenze. L’esercizio mette in discussione alcuni luoghi comuni che caratterizzano la nostra concezione di energia come puro fenomeno econometrico e tecnico 6, in quanto il tema delle interdipendenze non si limita al campo degli idrocarburi 7.
2. L’odierno mix energetico italiano influisce profondamente sulle dinamiche di sicurezza, transizione e interdipendenza, oltre che sugli sviluppi futuri. Questo mix mostra alcune peculiarità rispetto a quello delle altre maggiori economie europee (grafico 1). Gli impianti termici, la maggior parte dei quali alimentata a gas naturale, guida ancora la produzione elettrica nazionale. La stessa fonte è utilizzata largamente nei settori residenziale e industriale dove il suo impiego è segnatamente influenzato, rispettivamente, dal clima invernale e dall’andamento dell’economia. La diversificazione delle importazioni di gas rispetto alla Russia è uno dei volani della strategia energetica italiana post-2022, basata principalmente sulle nuove forniture via gasdotto e di gas naturale liquefatto (gnl) che massimizzano le infrastrutture esistenti e ne prevedono di nuove, come gli impianti di stoccaggio e rigassificazione. Il gnl viene inteso come fonte di «maggiore affidabilità rispetto al gas via tubo» e dovrebbe, in un futuro non ben definito, rispondere al 50% del fabbisogno italiano 8.
Nel mix energetico del nostro paese il gas è bilanciato da una minima quota di carbone, il cui utilizzo dovrebbe cessare entro il 2025 anticipando di dieci anni il phase-out indicato dall’ultimo G7 9. Il gas naturale trova una naturale complementarità in una quota di energia prodotta dalle cosiddette fonti energetiche rinnovabili (Fer), in crescita costante negli ultimi due decenni. Nel 2023 esse hanno corrisposto circa il 43% del fabbisogno elettrico italiano. Un buon risultato, che ci vede appena sotto la media europea ma che evidenzia un ritmo più lento rispetto a Germania, Spagna e Regno Unito, tutte sopra al 50% (grafico 2) 10. Secondo quanto riportato dal Pniec, le quote di rinnovabili nei consumi finali lordi di energia e in quelli finali del settore elettrico dovrebbero passare rispettivamente dal 19% al 39,4% e dal 37% al 63% entro il 2030 11. Tralasciando la discussione sull’improbabile reintroduzione del nucleare in Italia, tali obiettivi paiono estremamente complessi da raggiungere 12.
La situazione descritta è figlia della precarietà delle politiche e della gestione energetica del paese, tra le più contorte e volubili del quadro europeo, che fa il paio con la mancanza di una coalizione di soggetti sufficiente a mantenere una continua pressione per l’introduzione delle Fer. I dati di Terna evidenziano come il 2023 sia stato assai positivo per quanto riguarda l’installazione di rinnovabili, cresciute in capacità di sei volte rispetto al 2021 13. Ennesima prova del ritmo differente che contraddistingue l’attuazione delle strategie energetiche. La politicizzazione della materia non ha fatto che accentuarsi per la crisi energetica e gli scontri tra Stato e Regioni 14. Tra le cosiddette Fer, peraltro, l’apporto dell’idroelettrico rimane strategico: un contributo tra i più stabili se analizzati nel lungo periodo 15.
La conformazione geografica della nostra penisola determina anche alcune strozzature, con una possibilità limitata di integrare i sistemi energetici tra Nord e Sud. Nonostante l’apporto in crescita delle fonti rinnovabili e il calo contenuto dell’intensità energetica, l’Italia rimane dipendente in maniera elevata da fonti di approvvigionamento estere che corrispondono al 73,3% del fabbisogno energetico nazionale: uno dei valori più alti nella Ue 16. La nostra dipendenza da fonti estere, declinata in un sistema fortemente dipendente dal gas naturale, non fa che accrescere i problemi legati a una povertà energetica in aumento dalla crisi finanziaria del 2007 in poi. Gli indicatori sono concordi: l’incremento dei prezzi degli idrocarburi, la spinta inflazionistica diretta generata sui beni di consumo, l’incidenza indiretta sulla produttività industriale e l’incapacità latente del nostro sistema di sussidi e incentivi di premiare il risparmio energetico hanno creato molteplici risvolti socioeconomici negativi 17.
La crescita economica ha sempre portato a consumi maggiori in Italia, mentre è dimostrato che un efficientamento dei consumi o la decarbonizzazione del sistema energetico non porterebbero inevitabilmente a contrazioni macroeconomiche 18. L’aumento dell’apporto delle rinnovabili segnala però un allentamento della correlazione positiva tra indici economici e consumi energetici: sviluppo che invita a una maggiore flessibilità del sistema durante i picchi di consumo. Importanti investimenti nel corso degli ultimi quindici anni in capacità termica e impianti a gas hanno così influito sulla conformazione attuale del mix energetico. Dal 2021 in poi le risposte alla crisi hanno però avuto fortune alterne nell’affrontare il trilemma decarbonizzazione-sicurezza-accessibilità 19. Un’altra evidenza dell’instabilità nel governo energetico. Oggi il rischio connesso a investimenti multimiliardari nell’industria dell’energia è ancor più grande, vista l’incertezza e precarietà dettata dal quadro economico e geopolitico.
3. Che cosa significa hub energetico? Cosa comporta per l’Italia diventarlo? Questioni di primaria importanza, che nel dibattito stentano a trovare lo spazio necessario per essere approfondite. Declinato in senso mediterraneo, africano, gasiero o elettrico, l’impiego della locuzione «hub energetico» è ormai una costante del discorso sulla strategia energetica italiana. A legare strettamente sicurezza e transizione energetica a questa scelta hanno pensato le principali autorità politiche del paese, in particolare gli ultimi due presidenti del Consiglio 20. Anche il presidente della Repubblica Sergio Mattarella ne ha fatto cenno più volte, con particolare riferimento al gas naturale 21. In maniera diretta e indiretta ci si è riferiti ripetutamente al ruolo di hub che l’Italia dovrebbe avere in parallelo a una proiezione mediterranea e africana della propria diplomazia energetica.
L’aggiornamento del Pniec pone l’identificazione dell’Italia come «hub di generazione e transito di energia» al centro dell’intera strategia. Inevitabilmente, questa richiama a una dimensione internazionale delle nostre interdipendenze. Lo stesso piano invita a rafforzare il «ruolo dell’Italia come hub energetico europeo e corridoio di approvvigionamento delle rinnovabili dell’area mediterranea» 22. La locuzione «hub energetico» è usata anche in relazione al transito di flussi di elettricità in entrata e uscita dal paese, in ossequio al processo di decarbonizzazione. Il concetto viene applicato in senso di maggiore integrazione con il mercato europeo e al fine di stabilire un «punto di immissione di gas e di suo convogliamento» con l’Africa. L’Italia si investe quindi del ruolo di «ponte tra l’Africa e l’Europa» che si affianca al tanto chiacchierato quanto fumoso Piano Mattei.
Oltre alla direttrice Sud-Nord e nonostante la crisi dell’interdipendenza russo-europea, anche l’asse Est-Ovest rileva. L’Italia è infatti il terminale di una rete di infrastrutture gasiere che collegano l’Europa al bacino caspico, in particolare all’Azerbaigian. L’interconnessione con altri sistemi extraeuropei, incluso quello del Mediterraneo orientale, rimane uno dei tratti salienti del sistema gasiero italiano. Nell’ottica di sfruttare le «importanti opportunità per il sistema gas italiano», tra il 2022 e il 2025 il Pniec prevede di importare sino a 24,6 miliardi di metri cubi aggiuntivi. A renderci vero hub gasiero dovrebbero poi essere le risorse convogliate, in parte, verso i nostri vicini europei, oltre la metà delle quali dovrebbero giungere sotto forma di gnl 23. Anche se i paesi da cui attrarre nuovo gas secondo il piano hanno regole ben differenti rispetto quelle del Mercato unico europeo.
La relazione tra gli aspetti socioeconomici e ambientali e quelli securitari ha dunque reso la sicurezza energetica un fattore prioritario nella definizione dell’interesse e della sicurezza nazionali, anche se la nozione di hub energetico resta fumosa anche in conseguenza dell’evoluzione dei sistemi energetici. L’importanza delle trasmissioni elettriche e delle relative infrastrutture comporta infatti mutamenti strutturali; è pertanto necessaria una rappresentazione di hub come sistema multienergetico 24, dove il rapporto tra le fonti è sinergico e non gerarchico, agevolando una gestione integrata delle diverse infrastrutture.
Gli investimenti connessi all’integrazione delle reti elettriche sono calcolati nell’ordine di centinaia di miliardi di euro solo nel nostro continente, comunque necessari per consentire alle rinnovabili, flessibili e intermittenti per natura, di poter lavorare in sincrono con altre fonti energetiche, bilanciando il sistema. Tali investimenti sono oggi influenzati da variabili tecnico-economiche, ma anche geopolitiche e ambientali.
Una sintetica riformulazione sottopone all’attenzione cinque fattori principali che distinguono uno hub energetico 25: collocazione geografica, infrastrutture e logistica, scenario politico ed economico, posizione geopolitica e interdipendenza, situazione del mercato energetico. La difficoltà nel gestire insieme tutti questi fattori nella creazione di nuove interdipendenze energetiche ed elettriche, infrastrutturali e politiche, invita nuovamente a una riflessione sulle implicazioni che la candidatura dell’Italia a hub energetico europeo e mediterraneo avrà sul futuro del paese.
4. In questo senso, un utile caso di studio è offerto dall’interdipendenza energetica tra Italia ed Egitto. Posto all’estremità orientale del Mediterraneo, l’Egitto gode di una posizione strategica ottimale. Il paese è stato spesso descritto come custode delle riserve di gas nel Mediterraneo orientale e ambisce a divenire uno hub energetico regionale, più specificatamente del gas 26. È collegato ai paesi vicini come Israele e Giordania, Libano e Siria, tramite i gasdotti East Mediterranean Gas (Emg) Pipeline e Arab Gas Pipeline. Il proposito di costruire un gasdotto (EastMed) che colleghi i giacimenti del bacino del Levante (Egitto-Israele-Cipro) ai mercati europei è da tempo supportato dalle autorità nazionali egiziane e da diversi soggetti italiani ed europei. Inoltre, l’Egitto è in grado di rifornire di gnl i mercati europei e quelli asiatici. Grazie al Canale di Suez, infatti, i due terminal di Damietta e Idku, posizionati entrambi sulle coste mediterranee, hanno consentito storicamente al gas egiziano di essere convogliato verso i mercati maggiormente redditizi, garantendo entrate fiscali cospicue. In conseguenza degli attacchi dei ribelli yemeniti ḥūṯī ai convogli marittimi, il numero di metaniere transitanti per il Mar Rosso è però crollato. Un’implicazione che minaccia la strategicità del Canale per i commerci gasieri e le stesse entrate fiscali del Cairo 27. Il Mediterraneo si è così trasformato in una periferia dei commerci energetici mondiali, con forti ripercussioni per tutti gli Stati rivieraschi.
Dopo l’Algeria, nostro principale fornitore di gas dal 2022, l’Egitto è il secondo produttore di gas naturale in Africa. Questa risorsa ricopre oggi un ruolo chiave nell’interdipendenza energetica Italia-Egitto. Nel 2022 il paese è stato il nono fornitore italiano di gas naturale (il quarto di gnl) e il terzo africano dopo Algeria e Libia (grafico 3). A differenza dell’Egitto, gli altri due paesi sono collegati all’Italia tramite gasdotti, il che facilita l’interdipendenza. I dati del 2023 segnalano una preoccupante tendenza: la diminuzione sostanziale delle esportazioni di gas dall’Egitto, pressoché dimezzatesi in un solo anno 28. Con ogni probabilità nel 2024 le importazioni italiane di gnl dall’Egitto risulteranno quindi residuali.
Le ragioni vanno trovate nella natura di un’interdipendenza energetica in profondo mutamento. La produzione gasiera egiziana è concentrata per buona parte nel giacimento di Zohr, scoperto e gestito da Eni sin dal 2015, un anno prima dell’uccisione del ricercatore Giulio Regeni. Una vicenda dai risvolti drammatici che ha inevitabilmente incrinato i rapporti bilaterali 29. La produzione di Zohr è in declino da almeno 24 mesi. A questa riduzione si aggiunge quella di Raven, secondo giacimento del paese, il cui output si è dimezzato dal 2023 a oggi. In termini assoluti, a luglio 2024 la produzione gasiera dell’Egitto si è attestata ai livelli più bassi dal 2017.
Oltre a produrre gas, l’Egitto ne è il principale consumatore africano. Nel 2023 i suoi consumi, pari a circa 60 miliardi di metri cubi, sono risultati persino superiori a quelli italiani. In soli dieci anni il consumo di gas in Egitto è infatti aumentato del 20%. Utilizzato a livello domestico (riscaldamento e cucina) e nella generazione elettrica, il gas copre oltre l’80% del fabbisogno elettrico interno di un paese di oltre 110 milioni di abitanti 30. Oltre a inficiare la sicurezza energetica, ciò rende sempre più tesi i rapporti tra le compagnie internazionali ancora attive in Egitto e il governo 31; il perenne indebitamento dello Stato verso le prime minaccia di pregiudicare la cooperazione internazionale, anche se capitali e know-how delle majors sono essenziali per invertire la rotta della crisi egiziana.
Una copertura così estesa della domanda interna tramite gas naturale mostra l’evidente fallimento della Integrated Sustainable Energy Strategy (Ises), la strategia di transizione energetica adottata dall’Egitto nel 2013. Sostenuta finanziariamente dalla Ue, l’Ises mirava alla rapida introduzione delle rinnovabili nel mix energetico egiziano coprendo il 20% entro il 2022 e il 42% entro il 2035 32. Obiettivo alquanto remoto oggi (grafico 4). L’Egitto ha un grande potenziale in termini di generazione solare ed eolica onshore e il Cairo ha abbozzato una serie di aiuti pubblici agli investitori: ai soggetti pubblici e privati sono garantiti l’accesso alle reti statali di trasmissione e distribuzione e incentivi che abbattono i costi d’importazione dei materiali necessari alla costruzione di parchi. Vi è addirittura chi teorizza il potenziale di 40 GW di generazione eolica nel solo Golfo di Suez. A ciò si potrebbe aggiungere la capacità di generare energia sfruttando un irraggiamento copioso, soprattutto nelle regioni meridionali 33.
Il quantitativo così prodotto sarebbe tale da trasformare l’Egitto in uno hub di energie verdi, trasportabili poi verso i mercati europei grazie a progetti come EuroAfrica Interconnector o Gregy, rispettivamente destinati a Cipro e Grecia. Il governo ha anche lanciato una National Low-Carbon Hydrogen Strategy che, in linea con la Egypt Vision 2030, vorrebbe sfruttare il potenziale eolico e solare per la produzione di idrogeno verde. Un vettore energetico che oltre a sostenere industria e trasporto interni, verrebbe indirizzato ai mercati esteri 34. Stime future parlano di ricadute sul pil per 18 miliardi di dollari e 100 mila nuovi posti di lavoro.
Eppure, il contributo delle rinnovabili al mix elettrico del paese, contando anche l’idroelettrico, è addirittura calato di oltre il 30% negli ultimi vent’anni 35. Fallimentari politiche di sussidi al consumo di gas naturale e di elettricità, una recessione significativa e gli strascichi delle «primavere arabe» (2011) hanno portato alla situazione corrente, cui si aggiunge l’incapacità dell’Occidente di rispettare gli impegni finanziari sottoscritti con l’accordo di Parigi 36. Soltanto attraverso importanti investimenti nelle reti e in sistemi di stoccaggio, obiettivi più ambiziosi in termini di rinnovabili nel mix energetico e nuove cornici regolatorie sarà possibile per l’Egitto accelerare il processo di transizione.
5. Tra le conseguenze maggiori del fallimento energetico egiziano vi sono i continui blackout elettrici dovuti allo sbilanciamento della domanda energetica. Il governo è stato costretto ad aumentare il prezzo delle forniture di elettricità ai cittadini per calmierare i consumi e recuperare parte delle entrate mancate dall’export di gnl. Scelta influenzata anche dalle istituzioni finanziarie internazionali come il Fondo monetario internazionale (Fmi), che ha chiesto al Cairo di rivedere i sussidi energetici in cambio di un prestito da 8 miliardi di dollari nel 2024 37. Le importazioni egiziane di gnl e olio combustibile, pagate a prezzi superiori a quelli del mercato europeo, sono intanto cresciute a dismisura. L’Egitto si appresta altresì a rafforzare la propria dipendenza dalle importazioni di gas da Israele. Questa strategia mira a garantire la sicurezza energetica, ma rischia di trasformare il paese in un importatore di gnl 38. L’Egitto è un esplicito riferimento per la diversificazione delle importazioni di gas italiane ed europee. La sua trasformazione in un concorrente avrebbe implicazioni paradossali per l’Italia, aumentando la concorrenza per l’accesso al gnl in tutto il Mediterraneo.
Le aspirazioni egiziane di divenire uno hub energetico e gasiero sono state alimentate dalle istituzioni europee e italiane. A Bruxelles e a Roma si è considerato l’Egitto un partner affidabile verso cui diversificare gli approvvigionamenti energetici. Nel giugno 2022, sull’onda dell’urgenza, la presidente della Commissione europea Ursula von der Leyen firmò un memorandum d’intesa tra Egitto, Ue e Israele per agevolare l’aumento delle esportazioni verso l’Europa di gas naturale. In visita al Cairo nel giugno 2024 per la firma di un partenariato strategico Ue-Egitto, von der Leyen ha auspicato la costituzione in loco di uno «hub delle energie pulite» 39. Al gas l’intesa aggiunge idrogeno ed elettricità prodotta tramite rinnovabili. Impressionano i circa 40 miliardi di euro di investimenti annunciati in nuovi progetti di Fer e idrogeno siglati a giugno e basati, ancora una volta, su una serie di riforme del mercato egiziano sinora incompiute.
Il Cairo non ha atteso e ha alzato la posta. In contemporanea al summit, ha proclamato un nuovo obiettivo: 60% di fonti «verdi» nel mix energetico al 2030. Alla firma del memorandum, svariate aziende europee e mediorientali hanno promesso nuovi investimenti in progetti di idrogeno verde su larga scala. È stata addirittura aggiudicata la prima gara per la fornitura di ammoniaca, un derivato trasportabile della filiera dell’idrogeno, dall’Egitto alla Germania 40. I dubbi sull’attuazione di questi progetti sono però molti. Oltre a quelli regolatori la maggior parte concerne il Golfo di Suez, i cui traffici sono stati decimati da un’instabilità che neppure le Marine di Stati Uniti, Regno Unito e altri paesi europei sono riuscite a placare.
Anticipando la Ue (il che la dice lunga sulla mancanza di un coordinamento europeo), anche la diplomazia energetica italiana si è mossa. Nell’aprile 2022 Eni ha sottoscritto con la compagnia di Stato EGas un accordo per massimizzare produzione ed esportazione di gas dall’Egitto all’Italia, con quantitativi stimati in 3-3,5 miliardi di metri cubi almeno sino al 2025. Il gnl dovrebbe giungere dall’impianto di Damietta, di cui Eni detiene il 50% e gestisce le operazioni. Il concretizzarsi di questo accordo si fa però sempre più complesso. Secondo indiscrezioni, Eni ed EGas starebbero inoltre considerando di realizzare una unità di rigassificazione nel terminal 41, il che cristallizzerebbe il passaggio dell’Egitto da paese esportatore a importatore di gas. Forse non a caso, il tema dell’interdipendenza energetica bilaterale è stato glissato durante l’ultima visita di Giorgia Meloni al Cairo, in cui è stato rafforzato il partenariato con l’Ue e sono stati annunciati investimenti nei settori agricolo e della mobilità 42.
In un’epoca di crisi energetica e tensioni internazionali che minano le strategie di istituzioni e imprese, italiane ed europee, l’assenza pressoché totale del dibattito sulle implicazioni delle interdipendenze energetiche ha risvolti funesti per il nostro paese. Dobbiamo prendere piena coscienza dei molteplici risvolti geopolitici della questione energetica e delle interdipendenze che la connotano.
Note:
1. J. Bordoff, M. O’Sullivan, «Geopolitics – Not Just Summits – Will Shape the Transition to Clean Energy», Foreign Affairs, 18/1/2024.
2. «Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima», Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza energetica, giugno 2024.
3. Ivi, p. 4. Il Pniec non esplicita però che le strategie di sicurezza energetica italiana dovranno scontare la realtà della decarbonizzazione.
4. R.O. Keohane, J.S. Nye, Power and interdependence, London 2012, Longman, 4a ed. 2012; D.A. Baldwin, Power and international relations: A conceptual approach, Princeton 2016, Princeton University Press; A. Armstrong, «The political consequences of economic dependence», Journal of Conflict Resolution, vol. 25, 1981, pp. 401-428.
5. D. Yergin, The new map: energy, climate, and the clash of nations, New York 2020, Penguin Press; M.T. Nance, W.A. Boettcher III, «Conflict, cooperation, and change in the politics of energy interdependence: An introduction», Energy Research & Social Science, vol. 24, 2017, pp. 1-5.
6. F. Sassi, «The Geopolitics of the EU-Russia Gas Trade: Reviewing Power in International Gas Markets», in F Taghizadeh-Hesary, D. Zhang (a cura di), The Handbook of Energy Policy, Singapore 2023, Springer; Ø. Harsem, D.H. Claes, «The interdependence of European Russian energy relations», Energy Policy, vol. 59, 2013, pp. 784-791.
7. S. Kalantzakos et al., «Decarbonisation and Critical Materials in the Context of Fraught Geopolitics: Europe’s Distinctive Approach to a Net Zero Future», The International Spectator, vol. 58, n. 1, 2023, pp. 3-22.
8. «Italy energy minister sees LNG terminals covering 50% of gas needs», Reuters, 28/6/2023.
9. «Climate, Energy and Environment Ministers’ Meeting Communiqué», G7 Italia, 30/4/2024.
10. Statistical Review of World Energy 2024, Energy Institute.
11. Il Pniec 2024 utilizza il 2022 come anno di riferimento.
12. L. De Paoli, «Nucleare nella Triade: domanda elettrica e consenso sociale pubblicato», Energia, vol. 1, 2024, pp. 54-67.
13. «Nel 2023 consumi elettrici pari a 306,1 TWh», Terna, 22/1/2024.
14. R. Lizzi, A. Prontera, «The NRRP and the Italian energy transition. Interest groups in implementation, between structural power, insiderness and new coalitions», Contemporary Italian Politics, vol. 16, n. 1, 2024, pp. 54-73; M. Antonelli et al., «Effects of large-scale penetration of renewables: The Italian case in the years 2008–2015», Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 81, 2018, pp. 3090-3100.
15. A Clô, «L’idroelettrica: un’Opportunità per la Transizione Ecologica del Paese», I Quaderni di Energia, 2021.
16. «Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima», cit., p. 32.
17. L. Lopez et al., «The pass-through to inflation of gas price shocks», Working Paper Series, European Central Bank, 2024; C. Castle et al, «Aiming better: government support for households and firms during the energy crisis», Oecd, luglio 2023.
18. C. Magazzino et al., «Energy consumption and economic growth in Italy: A wavelet analysis», Energy Reports, vol. 7, 2021, pp. 1520-1528.
19. N. Frilingou et al, «Navigating through an energy crisis: Challenges and progress towards electricity decarbonisation, reliability, and affordability in Italy», Energy Research & Social Science, vol 96, 2023.
20. «Dichiarazioni con il Primo Ministro al-Dabaiba, l’intervento del Presidente Meloni», governo.it, 28/1/2023; «Visita del Presidente Draghi in Algeria: dichiarazioni alla stampa», Palazzo Chigi, 11/4/2022.
21. «Saluto del Presidente della Repubblica Sergio Mattarella in occasione della presentazione delle attività della Stazione a terra del giacimento di Baleine», Presidenza della Repubblica Italiana, 4/4/2024; «Dichiarazioni alla stampa del Presidente della Repubblica Sergio Mattarella al termine del colloquio con il Presidente Filipe Jacinto Nyusi in occasione della visita di Stato nella Repubblica del Mozambico», Presidenza della Repubblica Italiana, 5/7/2022.
22. «Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima», cit., p. 14.
23. Ivi, pp. 148-149.
24. B. Guler et al., «A “Regional Energy Hub” for achieving a low-carbon energy transition», Energy Policy, vol. 113, 2018, pp. 376-385; M. Mohammadi et al., «Energy hub: From a model to a concept – A review», Renewable and Sustainable Energy, vol. 80, 2017, pp. 1512-1527.
25. M.A. Hammad et al., «A Conceptual Framework to Establish and Operate a Global Logistics Energy Hub», Sustainability, vol. 13, 2021.
26. R.R. Easily et al., «The potential role of Egypt as a natural gas supplier: A review», Energy Report, vol. 8, 2022, pp. 6826-6836; D. Butter, «Egypt’s Energy Ambitions and its Eastern Mediterranean Policy», in M. Tanchum, «Eastern Mediterranean in Uncharted Waters», Kas, 2020, pp. 45-51.
27. «US LNG cargoes to Asia set record via Cape of Good Hope as Panama Canal stagnates in July», S&P Global Platts, 9/8/2024.
28. Statistical Review of World Energy 2024, cit.
29. M. Colombo, A. Varvelli, «The Regeni case and Italy’s Mediterranean policy: a turning point?», Contemporary Italian Politics, vol. 8, n. 3, 2016, pp. 277-288.
30. Statistical Review of World Energy 2024, cit.
31. R. Agarwal, A. Mazarei, «Egypt’s 2023-24 Economic Crisis», Peterson Institute for International Economics (Piie), Policy Brief , 6/8/2024; F. Sassi, «L’imminente crisi energetica dell’Egitto», Rivista Energia, 10/4/2024.
32. «Renewable Energy Outlook: Egypt», Irena, 2018.
33. D. El Maamoun, G. Xydis, «Mass wind deployment in Egypt: the transformative energy hub among three continents – Proceedings of the Institution of Civil Engineers», Energy, vol. 175, n. 4, 2022, pp. 229-236.
34. «Egypt Launches the National Low-Carbon Hydrogen Strategy», Egypt Oil & Gas, 15/8/2024.
35. «Egypt», International Energy Agency, 2022.
36. Anche negli anni che hanno portato a Cop27, organizzata nel 2022 a Sharm El-Sheik, l’Europa ha garantito all’Egitto un notevole supporto alla transizione con quasi 2 miliardi di dollari in donazioni. «Accelerating the Transition to a Green Economy», Ministero egiziano della Cooperazione internazionale, 2024; A. Gibson, «Long-Term Energy System Modelling for a Clean Energy Transition in Egypt’s Energy Sector», Energies, vol. 17, 2024; M. ElSayed «High cost of slow energy transitions for emerging countries: On the case of Egypt’s pathway options», Renewable Energy, vol. 210, 2023, pp. 107-126.
37. «Egypt hikes electricity prices for households by up to 50%, sources say», Reuters, 19/8/2024.
38. «Egypt Considers Its Gas Future as Imports Rise», Energy Intelligence, 1/8/2024; F. Sassi, «L’imminente crisi energetica dell’Egitto», cit.
39. «Speech by President von der Leyen with Egyptian President El-Sisi at the EU-Egypt Investment Conference», Commmissione europea, 29/6/2024; «EU Egypt Israel Memorandum of Understanding», Commmissione europea, 17/6/2022.
40. «BP Joins Forces with Masdar, Hassan Allam Utilities and Infinity Power to Explore Green Hydrogen Development in Egypt», Masdar, 1/7/2024; «Germany awards tender to Fertiglobe for green ammonia from Egypt», Reuters, 11/7/2024.
41. «Egypt + Eni discuss building a fixed LNG regasification unit in Damietta», Enterprise, 13/8/2024.
42. «Partenariato strategico tra Unione Europea ed Egitto, le dichiarazioni del Presidente Meloni», Presidenza del Consiglio dei ministri, 17/3/2024; «Eni and EGAS agree to increase Egypt’s gas production and supply», Eni, 13/4/2022.