Legislatura 18ª - Atto di Sindacato Ispettivo n. 1-00457 (testo 2)

Atto n. 1-00457 (testo 2)

(Già n. 1-00457)

Pubblicato il 5 luglio 2022, nella seduta n. 448

GIROTTO, CASTELLONE Maria Domenica, GARRUTI, CATALFO Nunzia, D'ANGELO Grazia, FERRARA, PELLEGRINI Marco, GAUDIANO Felicia, MANTOVANI Maria Laura, GALLICCHIO Agnese, AGOSTINELLI Donatella, AIROLA, ANASTASI, AUDDINO, BOTTICI Laura, CASTALDI, CASTIELLO, CIOFFI, COLTORTI, CORBETTA, CRIMI, CROATTI, DE LUCIA Danila, DELL'OLIO, DI GIROLAMO Gabriella, DI PIAZZA, ENDRIZZI, FEDE, FENU, GUIDOLIN Barbara, L'ABBATE Patty, LANZI, LEONE Cinzia, LICHERI, LOMUTI, LOREFICE, LUPO Giulia, MAIORINO Alessandra, MARINELLO, MATRISCIANO Susy, MONTEVECCHI Michela, NATURALE Gisella, PAVANELLI Emma, PERILLI, PESCO, PIARULLI Angela Anna Bruna, PIRRO Elisa, PISANI Giuseppe, PUGLIA, QUARTO, RICCIARDI Sabrina, ROMAGNOLI, ROMANO, SANTANGELO, SANTILLO, TAVERNA Paola, TONINELLI, TURCO, VANIN Orietta, BUCCARELLA

Il Senato,

premesso che:

già nell'autunno 2021, il sistema produttivo italiano risultava fortemente in crisi a causa del persistere dell'enorme incremento dei costi di generazione dell'energia, con conseguenze economiche molto preoccupanti, sia sul versante dell'inflazione, che per il pericolo di un rallentamento, se non addirittura di un'interruzione, della ripresa. Le cause intrinseche di tale aumento derivano dalla struttura del sistema energetico europeo e dalla relativa dipendenza dal gas, per cui l'Unione europea, pur disponendo di un sistema di infrastrutture di importazione diversificato, non è riuscita a sottrarsi alle dinamiche globali, non dominabili, degli aumenti di prezzo. Tra le principali cause individuate figurano:

1) gli approvvigionamenti concentrati per oltre il 50 per cento su un solo fornitore extra UE, al centro delle tensioni geopolitiche e oggetto di sanzioni da parte degli Stati membri;

2) l'assenza di una regolamentazione comune e applicata in tutti gli Stati membri in materia di sicurezza energetica, con particolare riferimento alla gestione degli stoccaggi ed il relativo uso delle riserve, regolamentazione che l'Unione europea sta cercando di creare e implementare, nonostante le difficoltà materiali relative al reperimento delle materie prime;

3) una regolamentazione degli scambi, detta cross border (tariffe infrastrutture gas), che ha determinato barriere tariffarie penalizzanti l'Italia;

4) un rilevante incremento dei prezzi dell'anidride carbonica, anche in ragione di posizioni finanziarie speculative;

come noto, dal mese di febbraio 2022, la situazione è stata ulteriormente esacerbata dalle forti tensioni geopolitiche, in particolare dallo scoppio del conflitto armato tra Federazione Russa e Ucraina, che ha determinato la necessità di adoperarsi per una diversificazione degli approvvigionamenti energetici, in particolare di gas naturale, a causa della riduzione dei flussi provenienti dalla Federazione Russa;

il forte aumento dei costi riguarda tutti gli Stati membri, inclusi quelli che producono larga parte della loro energia elettrica dalle centrali nucleari, poiché, nonostante le realtà energetiche diverse, gli Stati sono comunque legati alle stesse dinamiche di dipendenza con gli approvvigionamenti del combustibile nucleare da altri Stati e le regole di formazione dei prezzi sui mercati internazionali, con ciò rendendo anche palesemente antieconomica qualsiasi ipotesi di riapertura alla produzione di energia nucleare;

considerato che:

l'incremento dei prezzi dell'energia, dovuto, in particolare, all'aumento del prezzo del gas naturale, ha riacceso l'attenzione sull'importanza di individuare la migliore soluzione per contenere le bollette di luce e gas relative alle forniture domestiche e non domestiche. Dalle analisi del mercato elettrico, emerge in modo evidente l'esposizione alle variazioni al rialzo del PUN (prezzo unico nazionale) per i clienti del mercato di maggior tutela e del mercato libero, in particolare per chi ha scelto un'offerta indicizzata al PUN con prezzi variabili, rispetto a quelli che invece hanno scelto offerte a prezzo fisso sulla componente energia, i quali, nella situazione attuale di incremento dei costi, godono di una sorta di protezione;

i dati forniti dal Gestore Mercati Energetici (GME) mostrano inoltre rilevanti incrementi dei costi dell'energia nel mercato del giorno prima (MGP), ossia dove i produttori, i grossisti e i clienti finali idonei possono vendere o acquistare energia elettrica per il giorno successivo: la media del PUN 2021 è di 125 euro a Megawattora rispetto ai 38,92 del 2020, mentre il prezzo medio del gas sul mercato infragiornaliero è di 46,7 euro a Megawattora del 2020 rispetto a 11,4 del 2021. I primi mesi del 2022 hanno visto valori del PUN ancora maggiori rispetto a quelli appena citati, con medie mensili che hanno superato i 300 euro a Megawattora e una media ponderata dall'inizio dell'anno superiore a 250 euro a Megawattora. Allo stesso modo, per il mese di maggio 2022 il prezzo medio mensile del gas naturale è risultato superiore a 87 euro a Megawattora;

valutato che:

la nota sui rincari delle commodity, realizzata a maggio 2022 dal centro studi di Confindustria, mostra come tali rincari risultino enormi, facendo segnare un più 66,3 per cento, da ottobre 2020 a marzo 2022, per le commodity non energetiche, mentre il gas naturale risulta la merce che, pur avendo mostrato un aumento limitato fino a inizio 2021, ha di recente subito l'aumento più significativo, pari a più 676 per cento nell'aprile 2022 dal livello pre-COVID (ovvero a dicembre 2019). Il balzo del prezzo del gas, assieme all'aumento del prezzo della CO2 sul mercato ETS, comporta un aumento del prezzo dell'energia elettrica in Italia, salito a un picco a dicembre 2021 e poi ancora più in alto a marzo 2022. Questa impennata dei prezzi di gas, petrolio ed elettricità comporta per la manifattura italiana un deciso incremento di costi per la fornitura di energia: le stime di Confindustria indicano un aumento di più 27 miliardi di euro, tale da risultare insostenibile, anche in termini di competitività, tanto che numerose aziende stanno già riducendo la produzione. Appare, dunque, fondamentale intervenire al fine di scongiurare il rischio concreto, per molti settori, di perdere quote di mercato in modo irreversibile;

gli incrementi di costi alimentano inoltre una forte tensione nell'ambito degli operatori alla vendita, essendo questi ultimi esposti al rischio di portafoglio e ad un rilevante aumento della disponibilità di liquidità per le linee di credito necessarie ad operare con le controparti istituzionali e con quelle commerciali;

considerato inoltre che:

come si è già avuto modo di osservare, l'impennata dei prezzi delle materie prime energetiche, connessa con la forte dipendenza del nostro Paese da approvvigionamenti dall'estero, ha determinato un impatto significativo del "caro energia" sul sistema produttivo e sulle famiglie tale da indurre il Governo ad adottare interventi tampone volti a mitigare la dinamica dei prezzi al consumo, che non sono però risultati risolutivi, anche in ragione del perdurare delle condizioni di approvvigionamento e di mercato;

l'impennata dei prezzi dell'energia elettrica risulta sostanzialmente legata ai fondamentali che condizionano i costi di produzione termoelettrici, ossia il prezzo "spot" del gas naturale, fortemente influenzato da dinamiche finanziarie non soggette a controllo e in larga parte disconnesse dalle regole di mercato, tanto che il prezzo sul mercato all'ingrosso del gas più rappresentativo in Europa (il cosiddetto TTF dei Paesi Bassi) ha raggiunto a marzo 2022 il prezzo record di oltre 200 euro, oggi parzialmente diminuiti fino a valori comunque estremamente elevati, pari a circa 130 euro, rispetto a valori inferiori a 30 euro, tipici del 2021, fino all'ultimo trimestre;

il mercato (MGP) e il resto dei mercati europei dell'energia elettrica a cui esso è accoppiato, sono, peraltro, mercati spot a prezzo marginale, ossia mercati in cui, per ciascuna ora del giorno dopo oggetto di contrattazione, il prezzo di vendita dell'energia corrisponde al prezzo dell'offerta più costosa che il mercato ha dovuto accettare per soddisfare tutta la domanda. La conseguenza di ciò è che anche le offerte di vendita a prezzi inferiori a quello dell'offerta marginale vengono accettate e remunerate al prezzo di quest'ultima, godendo quindi di una extra remunerazione, detta "rendita inframarginale";

nella situazione odierna del mercato, l'abnorme crescita dei prezzi spot ha determinato dunque anche una rilevante crescita delle rendite inframarginali, e quindi dei corrispondenti extraprofitti, sia nell'ambito delle compravendite del gas naturale nel mercato che per le tecnologie di generazione caratterizzate da costi variabili di produzione cresciuti meno di quelli dei cicli combinati, come nel caso degli impianti a carbone, o addirittura pressoché nulli, come nel caso degli impianti a fonti rinnovabili;

in merito a tali aspetti, il Governo, ha adottato norme che introducono un contributo una tantum su tali extraprofitti, dapprima fissato al 10 per cento, poi aumentato al 25 per cento, oltre a incaricare ARERA dell'esame dei contratti di approvvigionamento destinati all'importazione del gas naturale in Italia;

in generale, occorre dunque chiedersi se un modello di mercato elettrico come quello spot a prezzo marginale, il cui presupposto fondamentale è l'effettuazione di offerte a livelli di prezzo correlati ai costi di produzione variabili di breve periodo, avrà ancora senso laddove una quota sempre più ampia del mercato sarà coperta da fonti, quali quelle rinnovabili, caratterizzate da costi di produzione variabili pressoché nulli (per la parte esistente, anche incentivate);

appare evidente che, poiché gli impianti a fonti rinnovabili hanno significativi costi fissi, in particolare di investimento, in assenza di incentivi, la copertura di tali costi, e quindi la bancabilità degli investimenti, sia meglio garantita da contratti di vendita dell'energia di lungo periodo, quali i PPA (power purchase agreement), più che da una quotidiana ed incerta competizione sul mercato spot, dove attualmente sono in larga misura le altre fonti a fare il prezzo. Stabilizzare il prezzo di acquisto sul medio-lungo periodo sarebbe peraltro altrettanto benefico per il consumatore controparte del contratto;

laddove la produzione di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili (FER), in particolare non programmabile, fosse opportunamente contrattualizzata sul medio-lungo termine, e quindi per nulla esposta al prezzo spot, il ruolo del mercato spot rimarrebbe quello di coprire la domanda residua, che a sua volta andrebbe progressivamente a ridursi per via degli obiettivi di neutralità climatica al 2050;

infatti, il rispetto degli obiettivi climatici comporterà la notevole decrescita dei consumi finali da fonti fossili e l'incremento della produzione di energia da FER. Nello scenario di attuazione delle politiche e delle misure proposte nel PNIEC, le fonti fossili passeranno dai 44 Mtep (tonnellate equivalenti di petrolio) registrati nel 2016 ai 32 nel 2030, con riferimento ai prodotti petroliferi, e dai 34 Mtep nel 2016 ai 29 nel 2030, per quanto riguarda il gas naturale. Gli obiettivi individuati nel PNIEC devono essere ancora adeguati a quanto previsto dall'European Green Deal, che mira a rendere l'Europa climaticamente neutra entro il 2050, con obiettivi di neutralità climatica definiti dal regolamento (UE) n. 2021/1119, prevedendo di raggiungere al 2030 una riduzione del 55 per cento delle emissioni di gas serra rispetto ai livelli del 1990;

ne consegue che, nel prossimo futuro, il mercato spot per l'energia sopravvivrebbe, in pratica, per la sola funzione di bilanciamento;

anche in Europa la produzione di energia da fonti rinnovabili risulta ormai possibile a prezzi competitivi. I risultati dell'asta per l'energia rinnovabile tenutasi in Spagna il 19 ottobre 2021 sono decisamente significativi: le fonti energetiche fotovoltaiche ed eoliche hanno offerto energia, in media, a un prezzo inferiore ai 31 euro a Megawattora (in particolare, per il fotovoltaico la media delle tariffe aggiudicate è risultata pari a 31,65 euro e per l'eolico a 30,18), mentre sul mercato elettrico iberico i prezzi risultavano superare i 200 euro a Megawattora;

rilevato che risulta ormai indifferibile l'esigenza di valutare il finanziamento strutturale di misure di politiche pubbliche in campo sociale e industriale, attualmente coperte tramite il gettito di componenti tariffarie degli oneri generali (elettricità e gas), attraverso trasferimenti alla fiscalità generale. In particolare, le voci degli oneri generali diverse da quelle legate all'incentivazione delle fonti rinnovabili, potrebbero trovare copertura nella fiscalità generale;

osservato che:

nella comunicazione della Commissione europea del 13 ottobre 2021, COM (2021) 660 final, "Risposta all'aumento dei prezzi dell'energia: un pacchetto di misure d'intervento e di sostegno" viene indicato chiaramente che "la transizione verso l'energia pulita è la migliore assicurazione contro le crisi dei prezzi come quella che l'UE si trova ad affrontare oggi. È ora di premere l'acceleratore";

perseguire velocemente la transizione verso le energie pulite è essenziale anche per il nostro Paese, al fine di conseguire la massima autonomia energetica possibile e parallelamente la riduzione dei costi energetici;

diventa essenziale intervenire con misure strutturali attraverso la piena attuazione della riforma del mercato elettrico, oltre che accelerare: sugli investimenti e sulla rimozione degli ostacoli burocratici, nonché sulla semplificazione delle procedure autorizzative per la realizzazione degli impianti di produzione di energia attraverso le fonti rinnovabili, di impianti per l'accumulo di energia, di interventi per la riduzione e l'efficientamento dei consumi, anche attraverso la partecipazione attiva sul mercato da parte della domanda, sugli interventi per il potenziamento dell'infrastruttura elettrica di alta e media tensione a carico dell'operatore di reti di trasmissione (TSO) Terna e sugli interventi di adeguamento da parte dei distributori (media e bassa tensione);

accanto a tali misure strutturali, che è necessario continuare a perseguire con forza, la Commissione europea, con la comunicazione del 23 marzo 2022, COM(2022) 138 final, "Sicurezza dell'approvvigionamento e prezzi dell'energia accessibili: opzioni per misure immediate e in vista del prossimo inverno", ha delineato alcuni strumenti per affrontare l'attuale situazione di emergenza rispetto ai prezzi elevati dell'energia, anche derogando ad alcuni principi europei. Tra gli strumenti delineati, che vanno a insistere tanto sul mercato dell'energia elettrica, quanto su quello del gas naturale, vi sono soluzioni che riguardano il mercato dell'energia,

impegna il Governo:

1) a continuare a sostenere le azioni rivolte alla determinazione di un price cap europeo temporaneo sulla transazione di gas naturale all'ingrosso e una strategia europea per lo stoccaggio e l'acquisto comune del gas naturale;

2) a sostenere strenuamente in ambito europeo la costituzione di un energy recovery fund, al fine di rilanciare gli investimenti nel settore della transizione ecologica, in particolare per sostenere gli interventi di riduzione dei consumi di energia, d'efficienza energetica, di produzione di energia da fonti rinnovabili, per l'impiego delle tecnologie per l'accumulo e lo sviluppo della relativa filiera produttiva tecnologica;

3) a promuovere, anche attraverso un'adeguata campagna di comunicazione sui media nazionali e locali, tutti gli strumenti e gli incentivi disponibili per i clienti finali relativi agli interventi rivolti alla decarbonizzazione e alla transizione ecologica, per la riduzione e l'efficientamento dei consumi di energia, l'incremento dell'autoconsumo di energia individuale e collettivo e la produzione di energia rinnovabile;

4) ad istituire un fondo di solidarietà volto a calmierare gli incrementi dei prezzi energetici, sia per i clienti domestici che per i non domestici, da alimentare anche attraverso un contributo derivante dagli extraprofitti nel settore energetico fossile, in particolare prevedendo: a) un cap ai ricavi per i servizi sul mercato del dispacciamento; b) il pagamento degli oneri di sistema anche da parte degli utenti alimentati da impianti fossili situati all'interno di reti interne di utenze; c) l'incremento dei canoni annui sui titoli minerari conferiti per la ricerca, la coltivazione di idrocarburi e per lo stoccaggio del gas naturale; d) l'incremento delle royalties sulla produzione di idrocarburi; e) la riduzione delle franchigie sulla produzione degli idrocarburi; f) l'individuazione di extraprofitti alimentati nell'ambito delle compravendite nel mercato del gas naturale;

5) a istituire un fondo per la compensazione dei maggiori costi sostenuti dagli enti locali per l'incremento dei costi dell'energia elettrica e del gas;

6) ad adoperarsi affinché ai cittadini in condizioni di vulnerabilità, conformemente al dettato della direttiva (UE) 2019/944 relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica, sia assicurato, attraverso il ricorso ad un operatore pubblico che persegua esclusivamente l'equilibrio di bilancio non avendo come obiettivo la massimizzazione degli utili, un approvvigionamento di energia che ne contenga i costi e mitighi la volatilità dei prezzi, prevedendo inoltre che tale operatore, di comprovata esperienza nell'attività di acquisto, operi utilizzando tutti gli strumenti di mercato e privilegiando l'utilizzo di energia da fonti rinnovabili, acquistata anche con contratti di lungo termine (PPA);

7) a completare nel più breve tempo possibile la definizione delle condizioni e dei criteri per il graduale passaggio, nell'ambito del mercato all'ingrosso dell'energia elettrica, dall'applicazione di un PUN all'applicazione di prezzi zonali definiti in base agli andamenti del mercato, tenendo conto non solamente dell'esigenza di salvaguardare gli indicatori di prezzo di riferimento per lo sviluppo e della trasparenza dei mercati, ma anche del corretto funzionamento di questi ultimi;

8) a promuovere ed estendere, anche oltre quanto già previsto, l'impiego e la realizzazione dei sistemi semplici di produzione e consumo anche laddove l'unità di produzione da fonti rinnovabili si collochi in un sito del cliente finale diverso da quello dove il medesimo cliente consuma l'energia, tenendo comunque in considerazione criteri di prossimità e la sostenibilità ai fini del pagamento degli oneri di sistema;

9) ad adoperarsi al fine di favorire il rilascio delle autorizzazioni per la realizzazione degli impianti rinnovabili, anche provvedendo all'adozione di linee guida relative alle modalità di funzionamento delle procedure semplificate di autorizzazione (PAS, DILA) per evitare interpretazioni restrittive che ne impediscano di fatto l'utilizzo;

10) ad adottare ogni opportuna iniziativa affinché la commissione tecnica PNRR e PNIEC possa contare sugli introiti da tariffe versate dai proponenti nella misura indispensabile per operare in piena funzionalità, così da assicurare la celerità necessaria e garantire che nell'anno 2022, e nei seguenti, siano autorizzati almeno 7 Gigawatt, secondo quanto indicato negli obiettivi al 2030 sulle fonti rinnovabili;

11) ad accelerare le condizioni volte a far sì che la diminuzione del costo dell'energia generata dall'ingresso di nuova energia rinnovabile si riflettano in minori costi per i consumatori, attraverso la possibilità di avvalersi di prezzi dinamici oppure di contratti PPA dedicati;

12) a supportare gli operatori di mercato nell'ottenimento delle garanzie necessarie alla loro operatività, prevedendo meccanismi straordinari di accesso alle garanzie, preferibilmente attraverso il ricorso a società a partecipazione pubblica, quali, ad esempio, SACE;

13) a rivedere, al fine di innalzarlo, il limite ISEE che consente alle famiglie di percepire il bonus sociale, attraverso la copertura dei costi necessari con risorse derivanti dalla fiscalità generale, con un opportuno effetto redistributivo;

14) a verificare che le tariffe di aggiudicazione del capacity market per gli anni 2022 e 2023 non prevedano extra marginalità e, qualora invece presenti, allinearle alle minori tariffe previste per l'anno 2024;

15) a riconoscere, per gli anni 2022, 2023 e 2024, una detrazione fiscale dell'80 per cento a favore dei costi sostenuti delle piccole e medie imprese per la produzione di energia elettrica o termica da fonte rinnovabile, ovvero per la riqualificazione energetica degli edifici nella propria disponibilità, ivi inclusi gli eventuali costi per la rimozione dell'amianto, avvalendosi dello sconto in fattura o della cessione del credito, nonché a prevedere la medesima detrazione, anche alle comunità di energia rinnovabile che eseguono e finanziano tali interventi al fine di garantire risparmi energetici o consumo di energia rinnovabile autoprodotta ai loro associati;

16) a istituire un fondo di garanzia per la realizzazione degli impianti e delle misure di efficienza relativi alle comunità energetiche rinnovabili.