CAMERA DEI DEPUTATI
Martedì 21 giugno 2016
659.
XVII LEGISLATURA
BOLLETTINO
DELLE GIUNTE E DELLE COMMISSIONI PARLAMENTARI
Attività produttive, commercio e turismo (X)
ALLEGATO

ALLEGATO 1

Audizione, nell'ambito dell'esame, in sede di atti dell'Unione europea, della Proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010 del Consiglio e documento di lavoro dei servizi della Commissione – Sintesi della valutazione d'impatto (SWD(2016) 26 final) (COM(2016) 52 final e allegati), della Viceministra dello sviluppo economico, Teresa Bellanova.

DOCUMENTAZIONE DEPOSITATA DAL RAPPRESENTANTE DEL GOVERNO

Ministero dello Sviluppo Economico
Direzione generale Sicurezza approvvigionamento e infrastrutture energetiche

Impatto sulla sicurezza energetica italiana ed europea dell'andamento dei mercati del gas naturale.

A. Situazione energetica nazionale.

  La politica energetica italiana, pur in linea con quella di altri paesi dell'Unione europea, deve confrontarsi con alcuni vincoli esterni molto diversi da quelli dei partner europei: l'approvvigionamento esterno oggi pesa per il 75 per cento circa del fabbisogno energetico. Dal 2000 al 2010 tale quota era compresa fra l'82 e l'85 per cento.
  Tale riduzione è dovuta alla diminuzione del consumo interno lordo negli ultimi anni, all'aumento dell'efficienza energetica e soprattutto all'aumento della produzione da fonti rinnovabili. La produzione nazionale di petrolio è aumentata mentre è parallelamente diminuita la produzione di gas.
  Gli approvvigionamenti più importanti dall'estero sono costituiti da petrolio e prodotti raffinati, e gas. Le forniture provengono in maggioranza da Paesi con elevati profili di rischio geopolitico; a controbilanciare tale situazione sfavorevole vi è la forte diversificazione dei fornitori, avviata in tempi storici (Algeria, Libia, Iran, Russia) e continuata attivamente sino ad oggi (es. Azerbaijan, Qatar, USA, Canada).
  I dati dell'ISTAT per il 2015 indicano un valore dell'import italiano di prodotti energetici per 46,1 miliardi di Euro (-11,6 miliardi rispetto al 2014), così suddivisi per le voci principali:
   a) import di petrolio greggio per 21,4 miliardi di Euro (-7,6 miliardi rispetto al 2014);
   b) import di gas naturale per 13,8 miliardi di Euro (-1,4 miliardi rispetto al 2014);
   c) import di prodotti della raffinazione del petrolio per 7,3 miliardi di Euro (-2,8 miliardi rispetto al 2014).

  Per completezza di informazione, si fa presente che la bolletta energetica estera nel 2014 era ammontata a 57,7 miliardi di Euro, in forte contrazione rispetto al 2013 di 13,9 miliardi.

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Interscambio prodotti energetici-Italia-Mondo.

2011 2012 2013 2014 2015
Esportazioni 17.440.086 21.281.752 16.964.310 14.476.586 12.946.096
Importazioni 78.819.048 84.582.707 71.563.147 57.701.775 46.101.063
Saldo - 61.378.963 - 63.300.956 - 54.598.836 - 43.225.189 - 33.154.967

  Fonte ICE su dati Istat – valori in migliaia di euro

B. Situazione della sicurezza del sistema gas italiano.

  L'Italia è il terzo mercato europeo per il gas naturale, con un consumo di circa 67,5 miliardi di metri cubi nel 2015 (+9,1 per cento sul 2014) ed una dipendenza dall'import per circa il 90 per cento del proprio consumo di gas. Il gas naturale ha avuto un peso del 33 per cento circa sulle forniture di energia primaria in Italia nel 2015 e rappresenta la fonte primaria di generazione elettrica (39 per cento circa del totale della generazione elettrica nel 2014).
  La produzione nazionale di gas, dopo alcuni anni di aumento, è calata a circa 6,8 miliardi di metri cubi anno (-5,3 per cento sul 2014), a causa delle difficoltà con gli enti territoriali e locali, mentre avrebbe ancora prospettive di incremento. Essa ha coperto il 10 per cento circa del consumo nazionale.
  Prima di entrare in dettaglio nei principali fornitori italiani di gas, è necessario far presente che il gas è meno sostituibile rispetto al petrolio, per problemi logistici derivanti dal modello di trasporto fisico, che è fondamentalmente via tubo, rispetto al greggio che ha una maggiore flessibilità determinata anche dal trasporto via mare.
  Analizzando quindi le potenziali criticità derivanti da eventuali interruzioni delle forniture di gas derivanti dagli abituali Paesi esportatori verso l'Italia, emerge quanto segue:
   1) La dipendenza dalla Russia del sistema energetico italiano è molto aumentata nell'ultimo periodo. Dei circa 61,2 miliardi di metri cubi importati (+9,8 per cento sul 2014), 30 miliardi di metri cubi provengono fisicamente da questo paese, equivalenti al 48,8 per cento del totale import (46,8 per cento nel 2014) e del 44,3 per cento della domanda (42,2 per cento nel 2014). Pertanto la dipendenza effettiva dal gas russo dell'Italia nel 2015, come nel 2014, è stata di circa il 44 per cento.

  Nel caso di una sospensione totale e prolungata (blocco o incidente dei gasdotti in Ucraina), ipotizzare di trovare altrove l'equivalente di circa 30 miliardi annui di metri cubi in sostituzione del gas russo, anche pagandolo a prezzi molto più alti, non è affatto verosimile, in quanto altri paesi europei si troverebbero nella stessa situazione (oltre il 30 per cento della domanda europea è soddisfatta dalla Russia).

  Occorrerebbe infatti massimizzare le importazioni da:
   a. Algeria, ciò che risulta non scontato sia per le incognite in prospettiva della disponibilità aggiuntiva di gas, dato il calo degli investimenti nel settore a causa di una legge poco attrattiva per le compagnie petrolifere, sia per la crescita della domanda interna, sia per le dinamiche dei prezzi di mercato, che hanno portato le imprese importatrici italiane a rinegoziare gli accordi di fornitura riducendo i volumi;
   b. Norvegia, da cui potrebbero venire solo modesti volumi aggiuntivi;Pag. 295
   c. Libia, per la quale la situazione locale è di forte instabilità;
   d. Olanda, che ha ridotto di molto le sue produzioni in terraferma (il giacimento di Groningen, uno dei dieci più grandi giacimenti di gas naturale del mondo, ha avuto una produzione, nei primi nove mesi del 2015, di 22,2 miliardi di metri cubi, –25 per cento rispetto al medesimo periodo dell'anno precedente).

  Anche in tale scenario, del tutto teorico, la somma dei possibili incrementi ottenibili dai fornitori via gasdotto sopra indicati non raggiungerebbe il volume necessario a compensare le mancate forniture di gas russo e quindi dovrebbe ipotizzarsi uno scenario in cui nuovi flussi di GNL si dirigano verso i terminali di rigassificazione in Italia, con analoghi flussi verso quelli del Nord Europa e che il gas rigassificato venga trasportato in Italia ed agli altri Stati Membri o venga indirizzato direttamente verso i tre rigassificatori italiani esistenti (che hanno 15 miliardi di metri cubi annui circa di capacità).
  Dei tre terminali di rigassificazione operanti in Italia, quello di Panigaglia ha limiti di operatività per la stazza delle navi che possono attraccare, potendo solo approvvigionarsi da Algeria e dai terminali GNL spagnoli mediante «reloading» del GNL su navi di stazza minore. Il terminale della soc. OLT offshore al largo della Toscana non ha contratti di approvvigionamento di lunga durata ma solo carichi spot e quello al largo di Rovigo ha operato nel 2015 al 70 per cento della sua capacità con GNL proveniente dal Qatar (nel 2015 circa il 9,1 per cento del gas importato in Italia è stato GNL via questo terminale). Il richiamo di forniture di GNL verso l'Italia in caso di emergenza dovrebbe avvenire a fronte di un aumento di prezzo sul mercato interno, ed esso sarebbe facilitato dal fatto che si è oggi molto ridimensionata rispetto al 2014 la differenza di prezzo di GNL tra i mercati asiatici ed europei.
  In uno scenario di blocco totale delle forniture russe per un intero inverno, l'impatto calcolato sul sistema gas italiano, nello scenario migliore, prevede l'utilizzo di tutti gli stoccaggi commerciali e un limitato utilizzo di quello strategico, con rischi residui di copertura della domanda in caso di punte di freddo eccezionale a fine inverno. Si avrebbe inoltre un importante effetto negativo sulla performance di picco del sistema. Nello scenario peggiore, e nell'ipotesi di non trovare forniture alternative, sarebbe invece necessario l'utilizzo in toto degli stoccaggi commerciali e di quello strategico con un potenziale deficit del sistema, che comporterebbe interventi preventivi per la riduzione della domanda. Nel caso invece di una interruzione delle forniture dalla Russia per un solo mese la mancanza di flusso potrebbe essere compensata da un maggiore utilizzo delle altre rotte di approvvigionamento (Algeria, Norvegia, Libia) e da un maggior prelievo da stoccaggi, e con utilizzo del servizio di «peak shaving» attraverso i terminali della OLT, di Panigaglia e del terminale al largo di Rovigo, in modo da fornire la punta mancante al sistema in caso di emergenza.
  L'Italia ha infatti un sistema di stoccaggi importante: una capacità a regime di 11,8 miliardi di metri cubi di stoccaggio commerciale, che si aggiungono ai 4,6 miliardi di metri cubi di riserva strategica permanentemente stoccati in sotterraneo, che possono però essere utilizzati solo in caso di lunghe riduzioni degli approvvigionamenti che causino l'esaurimento degli stoccaggi commerciali.
   2) Circa la Libia, il mancato apporto di gas durante il conflitto del 2011 è stato compensato nel periodo invernale dall'aumento delle importazioni da Russia e nord Europa, e col maggior prelievo dagli stoccaggi nazionali. Nel 2012 è stata il quarto fornitore italiano di gas, dopo Algeria, Russia e Nord Europa, con circa 6,5 miliardi di mc, pari al 9 per cento delle importazioni, che giungono tramite il gasdotto sottomarino Greenstream a Gela. Nel 2013 si è registrata un'ulteriore diminuzione dei volumi importati (-1,8 per cento), che sono scesi a 5,7 miliardi. Nel 2014, invece, il volume di gas importato dalla Libia è aumentato, ammontando a Pag. 2966,5 miliardi di mc (+14,2 per cento sul 2013), equivalente all'11,7 per cento dell'import totale e del 10,5 per cento della domanda. I dati del 2015 confermano questa tendenziale stabilità dell'import di gas, con circa 7,1 miliardi di mc (+9,1 per cento rispetto al 2014).
  La Libia si conferma perciò anche per il 2015 il quarto fornitore di gas per l'Italia, dopo Russia, Nord Europa ed Algeria.
  Nel caso di una sospensione totale e prolungata delle forniture gas dalla Libia, che hanno un peso relativamente modesto, se preso individualmente (circa il 10,5 per cento sui nostri consumi del 2015), occorrerebbe aumentare le importazioni dalla Russia, Algeria e Norvegia, oltre ad utilizzare maggiormente il GNL.
   3) L'Algeria si è confermata nella storia un fornitore importante e affidabile; essa ha coperto negli anni scorsi circa un terzo dei consumi italiani di gas e l'Italia, a sua volta, importava più di un terzo del gas complessivamente esportato dall'Algeria. Nel 2014 le importazioni da Mazara del Vallo – punto di ingresso per il gas algerino – sono state di circa 6,8 miliardi di mc (-45,6 per cento sul 2013), equivalente al 12,1 per cento dell'import italiano (era il 20,1 per cento nel 2013) e del 10,9 per cento della domanda (era del 17,8 per cento). Negli ultimi quattro anni si è avuta una forte riduzione delle forniture dall'Algeria, drasticamente calate da circa 28 miliardi di metri cubi del 2010, a circa 12 miliardi nel 2013, per arrivare ai 7 miliardi circa nel 2014, a causa della mancata rinegoziazione sulle formule di prezzo dei contratti di lungo periodo, in scadenza al 2019, che lo hanno reso meno conveniente del gas russo. Nel 2015 la contrazione delle importazioni si è arrestata, indicando anzi un leggero aumento del 6,9 per cento con un volume di gas importato di circa 7,2 miliardi di mc. L'Algeria si conferma quindi al 3o posto come fornitore di gas naturale dell'Italia (dopo la Russia ed il Nord Europa – Norvegia e Olanda).
   4) La Tunisia, quale rotta di transito per il gas algerino verso l'Italia, ha un ruolo importante per il nostro Paese. I diritti di trasporto sono in scadenza nel 2019, e questi saranno ridiscussi per definire i meccanismi che regolano il transito del gas in Tunisia [n.b. ENI detiene il 100 per cento del capitale della società Trans Tunisian Pipeline Company Ldt (TTPC)- che è titolare in via esclusiva fino al 2019 dei diritti di trasporto]. La Tunisia preleva un corrispettivo di transito, in valore o in natura, pari a circa il 6 per cento.

  Ulteriori forniture di gas sono previste provenire nei prossimi anni dall'Azerbaijan. Il Consorzio azero Shah Deniz II ha scelto il progetto TANAP, che collegherà Azerbaijan e Turchia via Georgia, ed il Trans Adriatic Pipeline (TAP) come rotta preferenziale per il trasporto del gas azero in Europa. A luglio del 2014 il MiSE ha autorizzato l'importazione del gas azero in Italia per 25 anni attraverso il gasdotto TAP, a partire dal 2020, tramite il Consorzio AGSC, che raggruppa i produttori nei giacimenti nel mar Caspio, e la società svizzera AXPO, per un volume complessivo di circa 9 miliardi di metri cubi annui. Con l'apertura di tale nuova rotta di forniture di gas dal 2020 la sicurezza delle forniture in Italia e Europa farà un importante passo in avanti.
  Nuove possibili rotte di approvvigionamento potrebbero provenire dalle risorse di gas ritrovate nell'offshore del Mediterraneo Est, con i giacimenti nelle acque israeliane e cipriote, per i quali sono in corso gli studi per verificare la fattibilità dei diversi progetti per l'esportazione, alcuni dei quali interesserebbero, via gasdotto, anche l'Italia come punto di arrivo. Inoltre possibili forniture di GNL potrebbero venire dai giacimenti scoperti recentemente nell'offshore egiziano.
  Inversione dei flussi di gas da sud verso nord: l'Italia come paese di transito.
  Per aumentare il ruolo dell'Italia quale «hub» del gas del Mediterraneo, nonché per contribuire ad incrementare la sicurezza energetica europea, l'Italia sta aumentando la propria capacità di trasporto Pag. 297della rete gas nazionale, assieme all'inversione dei flussi dal sud verso il nord Italia.
  Il progetto, che sarà realizzato da SnamReteGas, si compone di due fasi: la prima finalizzata all'aumento della capacità di trasporto della rete nella Pianura Padana, con il duplice obiettivo di garantire la continuità delle forniture nel caso di interruzioni prolungate delle importazione dal Nord Europa e di creare i presupposti per l'export verso la Svizzera e il nord Europa (tramite il gasdotto Transitgas) e l'Austria (tramite il gasdotto TAG). Già da ottobre 2015 è possibile trasportare circa 5 milioni di metri cubi al giorno di gas (2 miliardi di metri cubi l'anno) verso la Svizzera, attraverso il punto di interconnessione di Passo Gries, ma in alternativa ai 18 milioni di metri cubi/giorno esportabili verso l'Austria.
  Nella seconda fase del progetto, il cui completamento è previsto nel 2018, la capacità di export dall'Italia crescerà a 40 milioni di metri cubi/giorno (circa 13 miliardi di metri cubi/anno), che potranno transitare tutti a Passo Gries (Svizzera) o fino a un massimo di 18 milioni di metri cubi al giorno a Tarvisio e la parte restante al nodo elvetico. Il gas arrivato in Svizzera dall'Italia potrà poi proseguire verso la Francia (fino a 9,5 milioni di metri cubi al giorno) e la Germania (fino a 22 milioni di metri cubi al giorno).
  In totale quindi, dal 2018 vi sarà la possibilità di esportare dall'Italia verso il Nord e Centro Europa, circa 13,5 miliardi di mc annui con gas anche di provenienza dal progetto Trans-Adriatic Pipeline (TAP), nonché dai tre attuali rigassificatori di GNL e dai gasdotti con l'Algeria e con la Libia.
  Sviluppi del settore del GNL
  Il Gas Naturale Liquefatto (GNL) come fonte di approvvigionamento complementare alle forniture via gasdotto è una strategia adottata da molti Paesi. Dato l'aumento delle condizioni di incertezza e le possibili criticità di interruzione delle forniture verso l'Italia via gasdotto, il MISE sta attivamente perseguendo una strategia di diversificazione e di aumento delle forniture di GNL, oggi provenienti quasi esclusivamente dal Qatar, e che coprono il 9 per cento circa del fabbisogno interno di gas.
  I cambiamenti in atto nei mercati GNL nel mondo sono così influenzati: dalla diminuzione della domanda di GNL in Giappone, che andrà di pari passo con il graduale riavvio della produzione elettrica da fonte nucleare, deciso a metà 2014; gli sviluppi degli approvvigionamenti gas in Cina con l'accordo siglato con la Russia per la fornitura di 38 miliardi di mc/anno e le prospettive verosimili dello sviluppo della produzione indigena di gas non convenzionale; gli investimenti di recente finalizzati ed in via di completamento in Australia, con primi impianti di produzione di GNL operativi entro il 2018/2019, e la costruzione di un importante impianto flottante di GNL in Corea ad opera sempre degli australiani, trainati dalla domanda asiatica; il Canada, che ha perso il suo principale mercato di sbocco del gas, gli Stati Uniti, si sta attivamente interessando allo sviluppo di nuovi mercati quali l'Asia e l'Europa; su tale ipotesi il MISE sta collaborando in base a un memorandum con il Ministero canadese siglato nel 2014. Gli Stati Uniti appaiono, per la prima volta, intenzionati ad esportare GNL (ciò che è successo a febbraio 2016 con export verso il Brasile) e a maggio 2015 il Ministro dell'energia americano ha annunciato l'ambizioso obiettivo degli Stati Uniti di diventare negli 2020, al pari del Qatar, il primo esportatore al mondo (nell'ordine di 100 miliardi di mc/anno).
  I prezzi del mercato del gas si sono contratti, inclusi quelli del GNL (scesi dai $20 per Milione di Btu di marzo 2014 ai circa 6/7$ del 2016), in quanto relazionati al corso del prezzo del petrolio, a loro volta dovuti alla forte produzione indigena USA, al mancato accordo in ambito OPEC per contenere la produzione, e in parte anche dai nuovi scenari che si sono aperti con l'Iran. Questo contesto è sì favorevole all'industria italiana e favorisce la nostra bilancia commerciale ma, paradossalmente, rende più difficile il lavoro sul complesso fronte del gas, perché gli operatori, che dovrebbero investire nelle infrastrutture Pag. 298gas, per scongiurare l'emergere di situazioni critiche sopra descritte, non sono indotti ad investire.
  Questi elementi inducono a ritenere che il mercato del GNL, che nel passato è stato molto «corto» e «rigido», sarà sempre più «liquido», come già iniziando ad accadere oggi, con possibili effetti al ribasso sui prezzi e un effetto positivo sulla sicurezza energetica. L'Italia, in virtù delle sue infrastrutture gas (reti, stoccaggi e rigassificatori) molto ben integrate con il resto d'Europa e della sua posizione geografica, potrebbe, contrariamente ad altri paesi, trarre particolari benefici da un mercato mondiale GNL più liquido.

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ALLEGATO 2

5-08285 Pili: Aumento del costo della componente «trasporto energetico» nelle bollette della regione Sardegna.

TESTO DELLA RISPOSTA

  In via preliminare va precisato che secondo i primi chiarimenti forniti dall'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico (da ora Autorità), il presunto rincaro delle bollette per le famiglie sarde, segnalato dall'Onorevole Interrogante, potrebbe essere ricondotto ad anomalie di fatturazione che necessitano di tempi più lunghi (e soprattutto di riscontri puntuali) per un loro accertamento.
  Giova ricordare, che la bolletta elettrica si divide in due componenti.
  La prima componente è quella che riguarda l'energia fornita ed è determinata dalla contrattazione tra fornitore e cliente, se quest'ultimo ha scelto il mercato libero oppure, viene fissata dalla citata Autorità in misura uguale per tutti i cittadini italiani serviti nel mercato tutelato.
  La seconda componente è quella relativa agli oneri fiscali, parafiscali ed ai costi di rete, ed è determinata dall'Autorità in misura omogenea in tutto il territorio nazionale senza la possibilità di operare alcun meccanismo di compensazione locale legato agli aspetti evidenziati, come la presenza o meno dell'essenzialità e le modifiche dei profili di consumo in una determinata area.
  La componente di trasporto rientra nei costi di rete e dunque nella seconda componente della bolletta elettrica, i cui elementi come detto, sono determinati su scala nazionale dall'Autorità.
  Non è dunque possibile che vi siano degli aggravi di costo a carico delle sole famiglie sarde dovute ad un incremento locale nella seconda componente, a causa di un incremento, nella sola Sardegna, della componente di trasporto, per decisione di Enel con il benestare di Terna e della stessa Autorità, e per il venir meno del regime di essenzialità nell'Isola e della cessazione dell'attività produttiva di Alcoa.
  Sarebbe possibile invece un incremento dei costi dovuto alla riforma della tariffa di rete e degli oneri generali di sistema per i clienti domestici, adottata dall'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico, con la delibera n. 582 del 2 dicembre 2015, in attuazione del d.lgs. n. 102/2014.
  Il processo di attuazione graduale della riforma ha previsto, a partire dal 1o gennaio 2016, un primo intervento sulla componente della tariffa a copertura dei servizi di rete, nell'ambito del quale sono stati aumentati i corrispettivi per punto di connessione e per potenza impegnata e, contestualmente diminuita la progressività del corrispettivo variabile a consumo.
  Pertanto, la misura tra le altre cose, ha determinato il superamento della struttura tariffaria progressiva, secondo cui chi consumava di più pagava più caro il singolo Kilowattora, chi consumava di meno, veniva premiato con uno sconto. Con l'abolizione di quel meccanismo, ora accade il contrario: chi con bassi consumi pagava un po’ meno, ora andrà a pagare l'esatto corrispettivo per il servizio che usa, non più agevolato ma congruente con i costi.
  Da ultimo, giova rammentare che l'Autorità per Energia elettrica, il Gas e il Sistema idrico (AEEGSI) come è noto, ha tra i suoi compiti quello di vigilare che non vengano violate le regole della concorrenza oltre che accogliere reclami Pag. 300degli utenti e cercare soluzioni per le controversie tra quest'ultimi e i propri fornitori.
  Al riguardo, si ricorda anche il ruolo fondamentale dello «Sportello del consumatore», istituito dall'Autorità con Deliberazione 14 maggio 2008, che fornisce assistenza ai cittadini per tutto ciò che riguarda il mercato libero e presso il quale è possibile inoltrare reclami e segnalare eventuali anomalie nelle fatture da parte del singolo utente.

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ALLEGATO 3

5-08630 Crippa: Politica aziendale e occupazionale del gruppo Tamini.

TESTO DELLA RISPOSTA

  Come noto anche all'interrogante, la società Tamini Trasformatori s.r.l. – il cui intero capitale sociale è stato acquisito nel 2014 da Terna Plus S.r.l., società deputata nell'ambito del Gruppo Terna allo sviluppo di iniziative in settori non tradizionali e/o regolamentati – si occupa di produzione, manutenzione e commercializzazione di trasformatori elettrici industriali e di potenza, con sede a Melegnano (Milano). Inoltre è presente a Legnano, dove sono svolte le attività di progettazione e assemblaggio di grandi trasformatori, e a Novara (ex Verbano Trasformatori srl), dove sono svolte le attività di progettazione e assemblaggio di medi trasformatori e di avvolgeria.
  Al fine di rafforzare ulteriormente la posizione di forza della Tamini Trasformatori S.r.l. nel mercato dei trasformatori, nel 2015 Terna Plus S.r.l. ha sottoscritto un accordo con i soci della TES Transformer Electro Service s.r.l., per disciplinare l'acquisizione da parte di Tamini Trasformatori s.r.l. dell'intero capitale sociale della succitata società. A conclusione dell'accordo, Terna Plus non ha più il 100 per cento delle quote di Tamini Trasformatori s.r.l., ma solo il 70 per cento, mentre il restante 30 per cento è detenuto dalla Holdcotes S.r.l., società creata ad hoc dai soci di TES S.r.l.
  La TES Transformer Electro Service s.r.l., infatti, si occupa di manifattura e vendita di grandi trasformatori (similarmente a Tamini Trasformatori) e anche di assistenza post vendita, con uno stabilimento produttivo in provincia di Brescia.
  Tale operazione ha consentito alla Tamini Trasformatori di rafforzare la propria leadership mondiale nella produzione di trasformatori industriali e nel after-sales, a beneficio dei propri clienti e dell'industria siderurgica mondiale, potendo contare su una presenza commerciale più efficace e una posizione industriale più forte, nonché su un irrobustimento delle risorse umane dell'industria italiana nel mondo dei trasformatori industriali.
  Come già esposto in sede di discussione della precedente interrogazione, alla crescita dell'affermazione della società Tamini Trasformatori nel mercato dei grandi trasformatori, prodotti a Legnano, non è corrisposta una crescita del mercato dei trasformatori di media taglia, prodotti a Novara, dove anzi vi è stato un declino degli ordini, causato dall'elevata competitività del mercato.
  In tale contesto, come noto, il management ha deciso di avviare un processo di ristrutturazione della società Tamini Trasformatori s.r.l. che prevede la cessazione dell'attività di produzione dei trasformatori di potenza di media taglia.
  In data 12 maggio 2016 si è tenuto presso il Ministero dello Sviluppo Economico un incontro per verificare quali soluzioni potessero essere individuate per salvaguardare quanto più possibile gli interessi dei lavoratori alla luce delle esigenze di ristrutturazione, incontro che ha portato ad un accordo tra Azienda e Sindacati che prevede la completa gestione dei problemi occupazionali evidenziati all'inizio della vertenza e la ricollocazione di parte del personale su Legnano, Novara e Melegnano (21 dei 48 lavoratori hanno accettato l'esodo incentivante e gli altri 27 lavoratori hanno aderito al trasferimento Pag. 302su altri siti Tamini, principalmente a Legnano e residualmente sui siti di Melegnano e Novara).
  Per quanto riguarda invece il ruolo del gestore del sistema elettrico nazionale Terna S.p.A., si evidenzia che l'acquisizione di Tamini Trasformatori, rispetto alle attività del Gruppo Terna, è volta a contribuire alla valorizzazione delle iniziative non tradizionali del Gruppo ed ha una rilevanza del tutto marginale rispetto al core business del concessionario e peraltro, non si ritiene che il Ministero dello Sviluppo economico possa incidere su scelte gestionali di preminente competenza dell'azionariato.

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ALLEGATO 4

5-08863 Galgano: Ipotesi di dismissione della centrale di Gualdo Cattaneo.

TESTO DELLA RISPOSTA

  La società ENEL, così come altri operatori del settore termoelettrico, sta procedendo alla chiusura degli impianti ubicati sul territorio nazionale ormai non più competitivi, o sovra dimensionati, considerato l'andamento e le previsioni dei consumi e la crescente quota di energia prodotta con fonti rinnovabili.
  Tra gli impianti destinati a essere messi definitivamente fuori servizio risulta anche la centrale termoelettrica di Gualdo Cattaneo «P.Vannucci», sita in località Bastardo, nel Comune di Gualdo Cattaneo (Perugia), costituita da n. 2 unità a carbone da 75 MW ciascuna, messe in servizio nel 1967.
  Tale impianto presenta la peculiarità di essere collocato nell'entroterra umbro, a una distanza di circa 150 km dal porto di Ancona, luogo di attracco delle navi carboniere, da cui il combustibile viene trasferito mediante un complesso sistema intermodale (treno e camion) fino al sito di utilizzo.
  La logistica nel trasporto del combustibile e la minore efficienza dell'impianto hanno contribuito negativamente, insieme alla difficile situazione di mercato, al mantenimento in servizio della centrale la cui chiusura definitiva – come è noto all'On. Interrogante – è programmata per il 31 dicembre 2016.
  Per questo sito e più in generale per tutti quelli interessati da chiusure, l'ENEL ha attivato il «progetto FUTUR-E» che, mediante il coinvolgimento delle comunità e degli stakeholders, intende avviare un'analisi dei territori per potenziali nuove destinazioni degli impianti (nuovi progetti di riconversione in impianti di generazione con diversa tecnologia, progetti di trasformazione funzionali all'avvio di attività non energetiche, progetti di valorizzazione dei siti per utilizzi diversi, o altre destinazioni ancora). Le informazioni sono disponibili su un apposito sito web, https://www.futur-e.enel.it/it-IT/, e risultano già partiti i primi concorsi di idee.
  In particolare l'ENEL, tramite il progetto «Futur-E», intende pervenire all'individuazione di partners economici interessati all'acquisizione e allo sviluppo delle aree.
  In proposito, il Ministero dello Sviluppo Economico manterrà un elevato livello di attenzione alle problematiche, anche occupazionali, nascenti dalle dismissioni del parco termoelettrico, e monitorerà la situazione affinché le riconversioni siano un'opportunità di rilancio economico e occupazionale per il Paese.

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ALLEGATO 5

Disposizioni per l'adempimento degli obblighi derivanti dall'appartenenza dell'Italia all'Unione europea – Legge europea 2015-2016 (esame emendamenti C. 3821 Governo, approvato dal Senato).
C. 3821 Governo, approvato dal Senato.

PROPOSTE EMENDATIVE TRASMESSE DALLA XIV COMMISSIONE

ART. 33.

  Al comma 2, lettera a), dopo la parola: protetti sono aggiunte le seguenti: e alla fine del primo periodo, sono aggiunte le seguenti parole: e i clienti economicamente svantaggiati.
33. 1. Gianluca Pini, Guidesi, Bossi, Borghesi, Invernizzi, Caparini, Grimoldi, Allasia, Simonetti.

  Al comma 2, lettera b), capoverso 2-bis, dopo le parole: in zone isolate sono inserite le seguenti: e di montagna.
33. 3. Gianluca Pini, Guidesi, Bossi, Borghesi, Invernizzi, Caparini, Grimoldi, Allasia, Simonetti.

  Al comma 2, dopo la lettera b) è aggiunta la seguente:
   b-bis) dopo il comma 7, è aggiunto il seguente comma:
  «7-bis. Per i clienti domestici che versano in situazioni di disagio economico o in gravi condizioni di salute, con decreto del Ministero dello sviluppo economico, sentita l'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico, da adottarsi entro novanta giorni dall'entrata in vigore della presente legge, sono individuate le modalità di erogazione dei benefici economici individuali, alternative rispetto alla compensazione della spesa, su specifica richiesta degli utenti finali, individuando in ogni caso una corresponsione congiunta delle misure di sostegno alla spesa per le forniture di energia elettrica e di gas».
33. 2. Gianluca Pini, Guidesi, Bossi, Borghesi, Invernizzi, Caparini, Grimoldi, Allasia, Simonetti.

  Dopo l'articolo 33, inserire il seguente:

ART. 33-bis.
(Disciplina delle gare per la distribuzione di gas naturale e nel settore idroelettrico. Procedura di infrazione 2011-2026).

  1. All'articolo 37 comma 6 del decreto-legge n. 83 del 2012, convertito, con modificazioni, dalla legge n. 134 del 2012, dopo le parole: «corrispettivo per il trasferimento del ramo d'azienda» sono aggiunte le seguenti: «per le sole opere asciutte. Le opere bagnate, alla scadenza della concessione, sono devolute gratuitamente al demanio statale».
33. 01. Crippa, Fantinati, Da Villa, Vallascas, Della Valle, Cancelleri, Battelli.

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ALLEGATO 6

Disposizioni per l'adempimento degli obblighi derivanti dall'appartenenza dell'Italia all'Unione europea – Legge europea 2015-2016 (esame emendamenti C. 3821 Governo, approvato dal Senato).
C. 3821 Governo, approvato dal Senato.

PARERE APPROVATO DALLA X COMMISSIONE SULLE PROPOSTE EMENDATIVE TRASMESSE

  La X Commissione Attività produttive, commercio e turismo,
   esaminati gli emendamenti Gianluca Pini 33.1, 33.3, 33.2 e l'articolo aggiuntivo Crippa 33.01 riferiti al disegno di legge «Disposizioni per l'adempimento degli obblighi derivanti dall'appartenenza dell'Italia all'Unione europea – Legge europea 20145-2016 (C. 3821 Governo, approvato dal Senato)
   preso atto del parere del Governo,
   delibera di esprimere

PARERE CONTRARIO

  sugli emendamenti Gianluca Pini 33.1, 33.3 e 33.2, nonché sull'articolo aggiuntivo Crippa 33.01.