Preme evidenziare, innanzitutto che il problema rappresentato dagli On.li Interroganti relativo al contenimento dei costi energetici, nonché l'aumento della sicurezza energetica del Paese, rappresenta da molti anni un tema di costante attenzione da parte del Ministero dello sviluppo economico che, allo scopo, ha varato, anche tenendo conto degli esiti di una vasta consultazione con i tutti i principali soggetti interessati (operatori del settore energetico e loro associazioni, associazioni ambientaliste, enti di ricerca, associazioni dei consumatori, eccetera) la Strategia Energetica Nazionale (SEN) per affrontare e risolvere i problemi sopra citati.
  La realizzazione della Strategia proposta, per la quale è necessario il supporto di tutte le forze in gioco, consentirà una graduale evoluzione del sistema energetico con significativi risultati attesi al 2020 tra cui i principali sono:
   1. Contenimento dei consumi ed evoluzione del mix di generazione in favore delle fonti rinnovabili con una riduzione del 24 per cento dei consumi primari rispetto all'andamento inerziale al 2020.
   2. Riduzione dall'84 per cento al 67 per cento della dipendenza energetica dall'estero, grazie all'incremento dell'efficienza energetica, l'aumento della produzione di fonti rinnovabili, la minore importazione di elettricità e la maggiore produzione di risorse nazionali.
   3. Riduzione dei costi energetici e progressivo allineamento dei prezzi all'ingrosso ai livelli europei con un possibile risparmio di circa 9 miliardi di euro l'anno sulla bolletta nazionale di elettricità e gas (pari oggi a circa 70 miliardi).
   4. Raggiungimento e superamento di tutti gli obiettivi ambientali europei previsti al 2020.
   5. Maggiore sicurezza, minore dipendenza di approvvigionamento e maggiore flessibilità del sistema energetico con una riduzione della fattura energetica estera di circa 14 miliardi di euro l'anno (rispetto ai 62 miliardi attuali).
   6. Impatto positivo sulla crescita economica grazie a importanti investimenti (170-180 miliardi di euro) attesi nel settore e alle implicazioni della strategia in termini di competitività del sistema.
   7. Sviluppo di un mercato competitivo del gas e di un hub sud-europeo con creazione di un mercato interno liquido e concorrenziale e completamente integrato con gli altri Paesi europei.

  Il MiSE è confidente che tali obiettivi siano realizzabili nelle tempistiche indicate ma occorre uno sforzo condiviso da parte di tutte le forze politiche, sociali, ambientaliste e delle entità locali preposte alle relative autorizzazioni, permessi e nulla osta.
  Per quanto riguarda il settore del gas naturale, oggetto di particolare attenzione da parte degli Onorevoli interroganti, occorre sottolineare che in tale settore il Governo sta concentrando notevoli sforzi per aumentarne l'economicità e la sicurezza delle forniture con la messa in campo di azioni che incideranno sia sul migliore utilizzo delle infrastrutture esistenti sia sulla realizzazione di nuove infrastrutture con l'obiettivo, più volte richiamato in varie sedi, di trasformare il Paese in un «hub del Mediterraneo» del gas naturale anche grazie alla sua vantaggiosa posizione geografica.
  Perseguono le suddette finalità, infatti, le azioni indicate nella SEN quali:
   1. il pieno utilizzo dell'esistente capacità di trasporto dall'Europa verso l'Italia, attraverso una più efficiente e rigorosa applicazione della gestione delle congestioni e della allocazione della capacità transfrontaliera;
   2. una maggiore cooperazione tra Stati Membri a livello di Governi, Autorità di regolazione e Gestori di reti di trasporto per evitare che ostacoli tariffari possano compromettere lo sviluppo di un mercato europeo del gas;
   3. la realizzazione delle infrastrutture strategiche di importazione (soprattutto GNL) e stoccaggio, realizzabili anche con garanzia di copertura di parte dei costi di investimento a carico del sistema, per assicurare una sufficiente capacità di importazione e stoccaggio necessaria anche per operazioni «spot»; nel merito e da sottolineare che tali operazioni consentiranno di attenuare gradualmente il richiamato problema dell'attuale «peso» contratti «take or pay» sulle forniture;
   4. il supporto alla realizzazione di altre infrastrutture di importazione, anche in regime di esenzione dall'accesso di terzi, senza garanzia dei ricavi e contributi finanziari di natura pubblica che possono rivestire un ruolo chiave nella diversificazione delle fonti e delle rotte di approvvigionamento del gas, specie, ma non solo, dall'area del Mar Caspio;
   5. la promozione della disponibilità di capacità in contro-flusso, virtuale e fisica, verso i mercati del Nord e del Centro Europa, per sfruttare a pieno la posizione geografica dell'Italia quale collegamento privilegiato dell'Europa con il Mediterraneo;
   6. l'avvenuta separazione proprietaria di SNAM SPA finalizzata a creare un soggetto forte, indipendente e stabile, in grado di sviluppare nuovi investimenti sia in Italia che all'estero senza condizionamenti e di garantire la piena terzietà di accesso al sistema del gas naturale da parte di tutti gli utenti della rete del gas;
   7. la promozione dell'effettuazione delle gare per la concessione del servizio di distribuzione del gas, in modo da avere un sistema complessivamente più efficiente e con minori costi per gli utenti.

  Inoltre, occorre sottolineare che, con decreto del 6 marzo 2012 il Ministro dello Sviluppo Economico del 6 marzo 2013, ha approvato il regolamento del mercato a termine del gas naturale che, una volta operativo, risulterà di fondamentale importanza per lo sviluppo un mercato efficiente e liquido del gas naturale.
  Oltre alle misure sopra delineate nella SEN, occorre sottolineare che il Governo ha già attuato, con il decreto legislativo n. 130/2010, misure per la riduzione del prezzo del gas per i clienti finali industriali «energivori» ovvero che hanno elevati consumi di gas a causa del loro particolare processo produttivo (tipicamente ceramica, laterizi, carta e siderurgia). Infatti, nel citato provvedimento è stato previsto che Eni Spa sviluppi, per il tramite di Stogit Spa (principale operatore nazionale dello stoccaggio di gas naturale), una nuova capacità stoccaggio per 4 miliardi di metri cubi (potenziando gli stoccaggi esistenti o sviluppandone altri nuovi) che poi viene messa a disposizione dei citati clienti finali, previo pagamento di un corrispettivo che copre il solo costo di realizzazione e gestione dello stoccaggio. In tal modo detti clienti possono approvvigionarsi del gas nei periodi di prezzo conveniente (tipicamente aprile-ottobre ove la domanda è più contenuta) per utilizzarlo negli altri periodi caratterizzati da prezzi più elevati (tipicamente novembre-marzo).
  Si segnala, inoltre, che nel corso del 2012 l'interesse dei clienti industriali ad avere accesso allo stoccaggio di gas si è affievolito, considerato che la differenza tra i prezzi estivi e invernali del gas si è ridotta, come dimostrato dal fatto che l'offerta a tali clienti di circa 1,7 miliardi di metri cubi di spazio di stoccaggio è andata praticamente deserta.
  Per quanto attiene al problema dei contratti «take or pay « va innanzitutto rilevato che tali contratti sono stati usati in passato per lo sviluppo di un sistema del gas efficiente e sicuro non solo in Italia ma, in tutti i Paesi dotati di insufficienti risorse endogene di gas. Al riguardo, deve premettersi che la formula «take or pay» (utilizzata inizialmente per il petrolio) risulta necessaria per dare le necessarie garanzie ai Paesi produttori per poter sviluppare le infrastrutture di ricerca, estrazione, depurazione e trasporto del gas. Recentemente lo sviluppo di terminali di rigassificazione di LNG, di «hub» del gas fisici e virtuali e di piattaforme di negoziazione che hanno agevolato gli acquisti a più breve termine e «spot» di gas, ha premesso di rendere più «liquidi» i mercati del gas con conseguenti riduzioni di prezzo di tale combustibile rispetto alle classiche forniture «take or pay « nelle quali, come noto, il prezzo del gas è legato al prezzo del petrolio che non ha subito una dinamica di riduzione di prezzo analoga a quella del gas naturale, soprattutto a causa del recente sviluppo del così detto «gas non convenzionale».
   Ciò ha portato diversi operatori, nazionali ed esteri, a rinegoziare e/o a ridurre il peso dei contratti «take or pay» (ToP) nel proprio portafoglio di approvvigionamento di gas. È prevedibile che dette rinegoziazioni dovrebbero, con la dovuta gradualità, portare anche a riduzioni di prezzo del gas per i consumatori.
  Tale sviluppo del mercato si è infine manifestato anche a livello italiano nella seconda metà del 2011, in concomitanza al calo della domanda interna di gas dovuta alla crisi economica, in presenza di una offerta di gas sovrabbondante derivante dai contratti ToP e con lo «sbottigliamento» dei gasdotti di connessione della rete italiana con il Nord Europa (attraverso la Svizzera) e con i gasdotti di importazione del gas russo attraverso l'Austria.
  Conseguentemente i prezzi della materia prima gas acquistato dai produttori di energia elettrica e dagli industriali si sono già adeguati ai prezzi UE (in alcuni mesi di quest'anno sono stati addirittura inferiori alla media europea, cosa mai verificatasi in passato). La riduzione del prezzo del gas ha anche avuto effetti positivi di riduzione del prezzo di borsa dell'energia elettrica.
  Tale calo fino a pochi mesi fa non ha direttamente interessato i clienti civili (utenti domestici, servizi, e PMI connessi alle reti locali di distribuzione) in quanto per essi il prezzo di riferimento è ancora transitoriamente determinato ogni tre mesi dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, in base a una norma che intendeva tutelare, fino allo sviluppo di un mercato concorrenziale, i piccoli utenti dagli abusi di mercato. L'Autorità provvedeva ad aggiornare tale prezzo di riferimento in relazione all'andamento dei prezzi dei contratti ToP, traslando perciò simmetricamente sul consumatore finale l'andamento del prezzo gas stabilito in tali contratti.
  Dal momento che si era creato un disaccoppiamento tra prezzi gas al mercato civile, legati ai contatti ToP, e quindi più alti circa del 20 per cento, e prezzi spot del gas per le forniture alle industrie, legati al mercato, il precedente Governo, col decreto-legge n.1/2012, ha stabilito che l'Autorità introducesse progressivamente nel prezzo di riferimento per il mercato civile una quota crescente di prezzi di mercato spot del gas, che si erano nel frattempo sostanzialmente allineati a quelli europei.
  In applicazione del suddetto decreto legge, l'Autorità ha dapprima introdotto nel prezzo di riferimento al mercato civile una quota del 5 per cento dei prezzi di mercato, poi innalzata al 20 per cento ed infine, ha adottato una nuova delibera con cui si stabilisce che dal 1^o ottobre prossimo per il mercato civile si dovrà fare riferimento al 100 per cento dei prezzi gas sui mercati spot europei. Al contempo, però sono state introdotte due nuove componenti nella tariffa a carico dei consumatori finali, una della quali volta a remunerare i costi di approvvigionamento dei venditori non integrati, e l'altra destinata a remunerare i costi di approvvigionamento degli importatori/venditori integrati. Quest'ultima componente si andrà gradualmente ad azzerare nell'arco di tre anni, per cui l'allineamento dei prezzi finali pagati dal consumatore civile a quelli spot avverrà con notevole gradualità (in totale, quattro anni e mezzo dall'emanazione del DL n. 1/2012).
  Tale gradualità nel meccanismo predisposto dall'Autorità consentirebbe ai soggetti importatori di finalizzare la necessaria rinegoziazione con i paesi produttori dei meccanismi di indicizzazione dei prezzi del gas dei contratti ToP.
  Per quanto riguarda, in particolare, la «presunta sicurezza implicata dai contratti Take or pay» citata dagli On.li interroganti, occorre distinguere tra sicurezza intesa come continuità della fornitura in regime normale di mercato, per la quale i contratti ToP hanno una residua funzione (nel senso che, non essendovi più una clausola di destinazione, garantiscono solo determinati volumi di fornitura che l'acquirente destina poi a un mercato europeo in base alle interconnessioni delle reti e ai prezzi nei diversi hub europei) e la funzione di sicurezza in caso di emergenza del sistema gas (molto limitata, dato che spesso le emergenze riguardano proprio i gasdotti tramite i quali giunge il gas di tali contratti o i paesi fornitori stessi).
  Non vi è pertanto intenzione da parte del Governo di introdurre una remunerazione specifica per tale tipo di contratti, che deve avvenire con criteri di mercato, fermo restando invece il supporto politico alla loro rinegoziazione.
  Infine, si rappresenta che l'azionariato di Eni Spa è detenuto per circa il 22 per cento dal Ministero dell'Economia e delle Finanze, circa l'11 per cento dalla Cassa Depositi e Prestiti mentre il restante 67 per cento risulta azionariato diffuso e che spetta alle decisioni del Consiglio di amministrazione di Eni Spa adottare le azioni in merito alla diversificazione delle fonti e all'aggiornamento dei contratti di fornitura, secondo le indicazioni fornite nella SEN.
  Per quanto riguarda, inoltre, la diversificazione delle fonti, il Governo sta promuovendo, come indicato nella SEN, l'apertura del Corridoio Sud per l'importazione di gas in Europa dall'area del Caspio, principalmente dall'Azerbaijan, attraverso il gasdotto Trans Adriatico TAP (Trans Adriatic Pipeline) – infrastruttura strategica per trasportare gas naturale azero di Shah Deniz II, in fase di pre-sviluppo. Lo scorso 13 febbraio i Ministri dell'Energia dei Governi della Repubblica d'Italia, d'Albania e della Grecia, hanno firmato ad Atene un Accordo, frutto di un intensa attività negoziale.
  L'Accordo mira a rafforzare la cooperazione fra i tre Governi al fine di garantire approvvigionamenti sicuri di gas naturale dall'Asia Centrale e dal Medio Oriente, in particolar modo dall'Azerbaijan all'Unione europea, passando attraverso la Turchia, Grecia, Albania e Italia.
  La società Trans Adriatic Pipeline AG [società svizzera Axpo (42.5 per cento), società norvegese Statoil (42.5 per cento) e società tedesca E.ON Ruhrgas (15 per cento)] realizzerà il gasdotto transfrontaliero il cui punto di partenza sarà situato in Grecia ed il cui percorso si svilupperà lungo l'Albania per approdare in Italia. Il Gasdotto sarà lungo 800 km circa, di cui 105 km offshore nel mar Adriatico e trasporterà circa 10 miliardi di metri cubi/anno; in futuro si prevede un incremento ulteriore di 10 miliardi di metri cubi/anno.
  Il disegno di legge di ratifica da parte italiana è stato già approvato dal Consiglio dei Ministri del precedente Governo e riapprovato dall'attuale Governo e sarà a breve trasmesso al Parlamento per essere esaminato.
  Dato che il progetto TAP è di fatto in competizione con il progetto Nabucco West, finalizzato a portare lo stesso gas a zero in Europa attraverso la Bulgaria e i paesi balcani fino all'Austria, e che la selezione tra i due progetti sarà effettuata entro la metà del mese di Giugno, è molto importante che il Parlamento approvi in tempi brevissimi il ddl di ratifica, facendo così entrare in vigore l'accordo, già ratificato da Grecia e Albania.