5-12069 Ciprini: Strategie aziendali di Enel in Umbria.

TESTO DELLA RISPOSTA

  Occorre premettere che, per quanto riguarda i siti produttivi, la società ENEL ha definito da tempo un programma di chiusura di alcuni impianti termoelettrici non più competitivi o non più richiesti dalle attuali condizioni di mercato.
  Come riferito dagli Onorevoli interroganti, in tale programma risultano anche gli impianti termoelettrici umbri di Pietrafitta e di Gualdo Cattaneo.
  In particolare, la centrale di Pietrafitta era costituita da 2 gruppi da 88 megawatt elettrici ciascuno, alimentati a gasolio, costruiti ed entrati in funzione tra il 1978 e il 1980, e da 1 gruppo da 365 megawatt elettrici alimentato a gas naturale ed entrato in esercizio nel 2003.
  Nel mese di dicembre 2013 ENEL, ai sensi della normativa vigente, ha chiesto l'autorizzazione al Ministero dello sviluppo economico a mettere definitivamente fuori servizio i 2 gruppi più vecchi. Verificato il parere di TERNA in merito all'eventuale impatto di tale chiusura sulla sicurezza del sistema elettrico nazionale, il Ministero dello sviluppo economico, in data 10 marzo 2014, ha autorizzato la messa fuori servizio definitiva dei due citati gruppi.
  La centrale di Bastardo Gualdo Cattaneo è invece costituita da 2 unità a carbone da 75 megawatt ciascuna, messe in servizio nel 1967. L'impianto presenta la peculiarità di essere collocato nell'entroterra umbro e richiede quindi un complesso sistema intermodale di trasferimento del combustibile dal porto di Ancona fino al sito di utilizzo. La logistica nel trasporto del combustibile e la minore efficienza dell'impianto, oltre alla difficile situazione di mercato, hanno contribuito negativamente al mantenimento in servizio della centrale, determinando un notevole ridimensionamento nella sua utilizzazione, fino a orientare la società ENEL alla chiusura definitiva.
  In data 11 novembre 2016, la richiesta da parte di ENEL di dismissione definitiva della centrale di Gualdo Cattaneo non è stata accolta dal Ministero dello sviluppo economico, il quale ha chiesto di non procedere per il momento alla chiusura, a causa della situazione di potenziale fabbisogno nei momenti di picco estivi e invernali, emersa dalle analisi di TERNA e connessa a una ridotta capacità di produzione del parco nucleare francese.
  Dunque, posso rassicurare gli interroganti circa il fatto che le richieste di dismissione o cessazione dell'esercizio vengono sempre valutate, attraverso il continuo confronto con il Gestore di rete TERNA, in termini di compatibilità con il mantenimento della sicurezza del sistema elettrico e con la qualità del servizio, intervenendo, laddove ci siano criticità obiettive, nell'orientare le scelte di un operatore privato nel mantenere, riconvertire e valorizzare i siti.
  In ogni caso, faccio presente che, anche nei casi di chiusura, ENEL ha attivato per gli impianti destinati a essere messi fuori servizio il «progetto FUTUR-E» per l'individuazione di potenziali nuove destinazioni, con l'obiettivo di trasformare le chiusure dei siti produttivi in una opportunità di rilancio economico e occupazionale per la zona interessata.
  Per quanto riguarda la riorganizzazione territoriale della società del Gruppo ENEL che gestisce il servizio di distribuzione elettrica (oggi E-distribuzione S.p.A.), da quanto comunicato dalla società Pag. 292e come affermato anche dagli Onorevoli interroganti, la medesima, nel corso del 2014, a valle di un articolato confronto sindacale, ha introdotto un nuovo assetto organizzativo che ha rivisitato i perimetri delle Zone e delle Unità operative nell'ambito del territorio nazionale.
  Lo scopo dichiarato di tale ristrutturazione, secondo la società distributrice, è quello di migliorare il funzionamento in termini di efficienza ed efficacia complessiva, attraverso una serie di aggregazioni tra strutture territoriali, che hanno richiesto, in taluni casi, una ridefinizione dei perimetri territoriali di competenza, senza tuttavia comportare una mobilità di risorse umane, in quanto le stesse continuano ad operare nelle proprie sedi di lavoro, pur nel contesto del più ampio perimetro delle nuove strutture.
  Nello specifico, la riorganizzazione nella regione Umbria prevede:
   un processo di integrazione dei territori delle ex Zone di Perugia, Foligno e Terni con la costituzione della Zona Umbria, alla quale fanno capo 5 Unità Operative dislocate in modo baricentrico sul territorio regionale, per garantire in modo ottimale il presidio dei processi tecnico operativi di riferimento;
   un processo di accentramento delle attività di manovra sugli impianti di alta tensione in un unico centro (Firenze) per motivi di ottimizzazione tecnica, che tuttavia non comporta, rispetto al centro operativo in Umbria, un cambiamento dell'assetto di riferimento, sia a livello strutturale che di dimensionamento.

  Infine, ENEL ha fatto presente che l'assetto occupazionale complessivo negli ultimi quattro anni in Umbria è sostanzialmente in equilibrio, in quanto il dimensionamento delle strutture operative della rete è stabilizzato intorno alle 300 unità, in ragione delle immissioni effettuate.
  Da ultimo, con riguardo alle preoccupazioni esposte dagli Onorevoli interroganti circa la qualità del servizio elettrico, si rappresenta che nel 2016 nella regione Umbria i minuti persi per interruzioni sono stati 33,48, in confronto all'obiettivo di qualità, stabilito dall'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico, di 49,21 minuti.
  I concessionari della distribuzione sono comunque tenuti, a prescindere dalla dislocazione territoriale dei centri, a garantire la sicurezza del servizio, definendo piani di emergenza che prevedono, tra l'altro, anche misure di coordinamento con la Protezione civile, gli Enti Locali e la Prefettura, in caso di calamità, nonché la messa in campo di risorse umane e tecniche adeguate alla gestione degli interventi necessari.
  Assicuro in questa sede, che il Governo continuerà a prestare la massima attenzione in relazione sia alla qualità del servizio elettrico sia alla tutela degli assetti occupazionali nel territorio della regione Umbria.

5-12443 Vico: Stato di esecuzione delle attività programmate per il decommissioning.

TESTO DELLA RISPOSTA

  Rispondo ai quesiti posti dall'Onorevole interrogante facendo presente, in via preliminare, che il Governo è a conoscenza delle vicende descritte e della situazione complessiva relativamente a quanto esposto circa le attività di decommissioning e i ritardi rispetto alla tempistica originaria.
  Riguardo al tema del contenzioso con Saipem, lo scorso 10 agosto il Consiglio di Amministrazione di Sogin ha deciso di avvalersi delle clausole risolutive espresse nei confronti del raggruppamento temporaneo di imprese, di cui è mandataria Saipem S.p.A., riguardo il contratto di appalto per la realizzazione dell'impianto CEMEX. Il 14 agosto Sogin ha pertanto comunicato tale decisione con conseguente risoluzione del contratto. La decisione è stata presa a seguito di un'attività istruttoria che ha evidenziato l'impossibilità di giungere al completamento dell'appalto e che non è stato possibile risolvere alcuni punti bloccanti sulle realizzazioni, secondo modalità che non fossero in contrasto con il Codice degli appalti.
  Considerata l'entità dei ritardi, il Ministero dello sviluppo economico, con lettera del Ministro del 12.10.2017, ha chiesto alla Sogin di far conoscere le valutazioni sullo stato del sito dal punto di vista della sicurezza e del monitoraggio dello stesso. La Sogin ha riferito che, in considerazione delle caratteristiche costruttive dei serbatoi e di quelle progettuali delle strutture che li contengono, dei sistemi generali di controllo e monitoraggio radiologico del sito (condotti anche in contraddittorio con l'Agenzia di Protezione dell'Ambiente Regionale) e nella fattispecie delle aree di stoccaggio dei rifiuti radioattivi liquidi, non si ravvisano problemi in materia di salute e incolumità pubblica, di sicurezza per la salute dei lavoratori e dell'ambiente circostante.
   In ogni caso, la Sogin ha deciso di istituire una Task Force, con il compito di effettuare un'approfondita analisi delle condizioni di sicurezza dei liquidi radioattivi di Saluggia.
  Per quanto riguarda il prosieguo nella realizzazione delle opere CEMEX, la Sogin sta completando le proprie valutazioni al fine di garantire una tempestiva ripartenza dei lavori ed ha già comunque avviato le procedure per la messa in sicurezza e la conservazione delle opere realizzate.
  Con riguardo all'impianto ICPF nel sito ITREC di Rotondella, il CdA di Sogin ha preso atto di una serie di problemi tecnici (evidenziati anche dall'Autorità di controllo) e ritardi da parte del raggruppamento temporaneo di imprese, di cui è mandataria la stessa Saipem. Sogin ha quindi diffidato ad adempiere l'appaltatore affinché portasse a termine nell'impianto i ripristini delle difettosità riscontrate dall'Autorità di controllo durante la sua azione ispettiva e completasse le realizzazioni delle opere in elevazione. L'assenza di tali ripristini urgenti e i ritardi accumulati dal raggruppamento temporaneo di imprese sulla realizzazione del deposito hanno portato la Sogin a decidere di non mantenere in vita il rapporto contrattuale.
  Riguardo la questione più generale dei ritardi e l'aumento del costo del processo Pag. 294di decommissioning a vita intera, rispetto alle valutazioni sui tempi già definite negli anni scorsi preciso quanto segue.
  Per cercare di recuperare sui ritardi e dare più efficienza all'intero processo, occorre agire su molte leve, non solo all'interno della Sogin, anche se quest'ultima rimane comunque il principale soggetto operativo. Proprio prendendo in debita considerazione le vicende occorse nei precedenti anni che hanno causato lo slittamento di alcune attività, i nuovi vertici della Società hanno ritenuto necessario procedere intanto ad una ridefinizione delle metodologie di programmazione delle attività, con particolare riguardo all'individuazione di ambiti prioritari di intervento e obiettivi di risultato, quali:
   a) l'avanzamento delle attività su Bosco Marengo in vista del brown field, il primo di un sito nucleare italiano, previsto per la prima metà del 2018;
   c) la demolizione del camino della centrale nucleare del Garigliano, realizzata con il ricorso a soluzioni progettuali e tecnologie nazionali, ultimata da pochi giorni;
   d) l'avvio dello smantellamento dei vessel di Garigliano e di Trino, previsto nel primo semestre 2019, con parziale recupero dei ritardi accumulati nei precedenti piani.

  In aggiunta, sempre al fine di ricalibrare il piano pluriennale di decommissioning in termini di congruenza di tempi e costi, di validità delle strategie adottate e di completo allineamento agli standard internazionali di riferimento, nonché lo stato dei siti e dei relativi programmi di decommissioning, lo stesso Consiglio di Amministrazione di Sogin ha ritenuto opportuno avviarne una revisione, sottoponendolo pertanto con domanda formale il 3 febbraio 2017 nell'ambito dei servizi ARTEMIS forniti dall'Agenzia Internazionale per l'Energia Atomica per una «Peer Review», (ovvero una revisione del lavoro da parte di «colleghi»).
  A maggio è stato consegnato il dossier completo a cui sono succedute una serie di visite di riscontro da parte degli esperti dell'Agenzia.
  In esito a questa revisione, la Sogin ha messo a punto un nuovo piano a vita intera, approvato dal CdA in data 14 Novembre 2017, adeguato ai migliori standard internazionali e che include anche il contenimento strutturale dei costi ottenuto con le azioni di efficientamento avviate nel 2017 e da consolidare nel 2018, in particolare attraverso una riduzione del 5 per cento del personale e l'incremento dei ricavi operativi da attività per terzi con commesse in crescita del 30 per cento.
  Il Piano sarà inviato al Ministero dell'economia e delle finanze e al Ministero dello sviluppo economico, oltre che all'Autorità per l'energia elettrica, il gas e il sistema idrico, in ottemperanza al quadro del sistema regolatorio vigente.
  Voglio altresì puntualizzare che, dalla revisione dell'Agenzia, la Sogin è risultata essere soggetto in grado di realizzare il programma italiano di smantellamento e gestione dei rifiuti radioattivi, grazie alla forte cultura della sicurezza ed a un elevato livello di attenzione nella manutenzione degli impianti che la caratterizza, in piena linearità con le migliori pratiche internazionali riguardo l'utilizzo di tecnologie e metodologie di decommissioning per il pieno completamento dei progetti strategici di lunga durata.

5-12578 Ricciatti: Iniziative del Governo sul nuovo sistema tariffario delle bollette elettriche.

TESTO DELLA RISPOSTA

  Rispondo ai quesiti posti nell'atto in discussione riferiti al mercato elettrico e, in particolare, alla fatturazione dei consumi ad uso domestico.
  Premetto che la riforma tariffaria per i clienti domestici è stata implementata dall'Autorità per l'energia elettrica in attuazione del decreto legislativo 102/2014, che recepisce la direttiva comunitaria 2012/27/UE in materia di efficienza energetica.
  Come ricordato dall'Onorevole interrogante, la riforma della tariffa elettrica è mossa dall'esigenza di superare la struttura progressiva rispetto ai consumi; nel far ciò si è inteso introdurre una tariffa che riflettesse il costo effettivo della fornitura e superare nel contempo il fenomeno di tariffe «sotto costo» per alcune categorie di consumatori.
  Va inoltre evidenziato che alcune componenti tariffarie, quali la tariffa di distribuzione, sono pagate in quota fissa in quanto sostanzialmente indipendenti dall'energia consumata.
  Per quanto attiene gli incrementi dei costi della fornitura elettrica a carico delle abitazioni ad uso domestico non residente, occorre premettere che nell'attuazione della riforma l'Autorità ha ritenuto di mantenere differenziati, in una fase iniziale, i corrispettivi tariffari relativi agli oneri generali di sistema applicati alla clientela domestica tra clienti residenti e clienti non residenti.
  Tale scelta ha consentito di diminuire l'impatto sui clienti nelle abitazioni di residenza, seppure a svantaggio delle abitazioni non di residenza.
  Mi preme sottolineare che il tema degli effetti della riforma del mercato elettrico sui consumatori è all'attenzione del Governo, con particolare riguardo per i clienti più vulnerabili, poiché in condizioni economiche disagiate o in condizioni gravi di salute.
  Lo stesso decreto legislativo 102/2014 aveva previsto, d'altronde, l'aggiornamento della disciplina del bonus elettrico proprio allo scopo di compensare gli effetti sui clienti più svantaggiati dalla riforma tariffaria.
  Già con il decreto 29 dicembre 2016 il Ministero dello sviluppo economico ha provveduto ad un primo aumento dell'entità del bonus per i clienti in condizioni di disagio economico. Recentemente, anche la legge annuale per il mercato e la concorrenza (L. n. 124 del 4 agosto 2017), ha contemplato una revisione del bonus e una rimodulazione dei benefici in funzione dell'ISEE.
  Ricordo ancora che la riforma del sistema tariffario è stata implementata a partire dal 2016 secondo criteri di gradualità, con l'ultimo step previsto a gennaio 2018.
  A tal riguardo, in attuazione di uno specifico ordine del giorno approvato in Assemblea alla Camera, il Governo si è impegnato a dare indirizzi all'Autorità competente al fine di estendere la gradualità temporale della riforma per i clienti domestici e, al contempo, di tener conto delle esigenze di sterilizzazione degli effetti della medesima riforma nella disciplina del bonus sociale elettrico e gas, di prossima adozione.
  Infine, circa la rappresentata preoccupazione dei consumatori di trovarsi in balia di aumenti dei prezzi tariffari, in Pag. 296vista della futura cessazione del mercato elettrico tutelato, confermo l'impegno del Ministero dello sviluppo economico a porre la massima attenzione sulla trasparenza del mercato e sull'affidabilità e la professionalità degli operatori che vi operano.
   Ragion per cui si sta già lavorando per assicurare la tempestiva operatività degli strumenti e delle misure previsti dalla legge per la concorrenza, anche con riferimento alle modalità di comunicazione necessarie per accompagnare il consumatore finale, soprattutto quello più vulnerabile, in questa fase di cambiamento e consentirgli, nello stesso tempo, di rivolgersi al mercato libero in modo più consapevole.
  In tal senso, faccio presente che il Ministero ha approvato il progetto, di cui alla delibera dell'Autorità dell'energia elettrica n. 642 del 10 novembre 2016, destinando risorse ad hoc per la realizzazione di un portale informatico per la raccolta e la pubblicazione in modalità open data delle offerte disponibili sui mercati di vendita al dettaglio di energia elettrica e gas naturale rivolte alle utenze domestiche.

5-12593 Ginefra: Obiettivo strategico della decarbonizzazione al 2025 in relazione alla gara di aggiudicazione del complesso industriale del Gruppo Ilva.

TESTO DELLA RISPOSTA

  Il percorso di decarbonizzazione è un processo ampio, confermato dagli accordi di Parigi della COP 21, che interesserà anche il nostro Paese, con fasi e orizzonti temporali fissati al 2030 e poi al 2050, e caratterizzerà anche l'evoluzione del settore energetico.
  La SEN 2017 – nel definire la strategia per raggiungere gli obiettivi generali della sicurezza, competitività e qualità ambientale del settore energetico – ha messo in campo varie leve per la decarbonizzazione, tra cui l'incremento delle energie rinnovabili, la promozione dell'efficienza energetica, gli investimenti verso la ricerca e le tecnologie innovative.
  Un'azione specifica riguarda inoltre il processo di phase-out dal carbone per la produzione di energia elettrica al 2025 che, ovviamente, non esaurisce il processo di decarbonizzazione, anche se ne rappresenta un importante capitolo.
  Le possibili modalità di attuazione del phase out sono illustrate chiaramente nella sezione specifica (Capitolo 6) della versione della SEN 2017 revisionata in esito alla consultazione pubblica che ha, peraltro, ampiamente condiviso questa specifica proposta.
   Il testo della Strategia è stato approvato con decreto dei Ministri Calenda e Galletti in data 10 novembre 2017 ed è ora disponibile sui siti web istituzionali dei citati Ministeri, sia nella versione integrale che in quella sintetica.
  La premessa fondamentale, ribadita dai Ministri anche in occasione della presentazione della SEN alle Commissioni Parlamentari, è che l'impegno a cessare l'uso del carbone nella generazione elettrica non possa prescindere dalla realizzazione delle opere di rete o di generazione sostitutiva, valutate indispensabili per ragioni di sicurezza.
  In tal senso è precisato, peraltro, che la maggior parte di tali opere si renderebbe comunque necessaria anche per sostenere la forte crescita delle energie rinnovabili che, nel settore elettrico, sono destinate ad arrivare al 55 per cento nel 2030.
  La SEN prevede, quindi, che si apra un confronto su questi aspetti con Regioni e Autonomie locali; in esito al confronto, sarà proposta l'adozione di un decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri che, su proposta del Ministro dello sviluppo economico e d'intesa con la Conferenza Unificata, identifichi le necessità minime di realizzazione o di ampliamento di impianti e infrastrutture al fine di conseguire gli obiettivi di decarbonizzazione stabiliti, incluso il phase out.
  Per altri aspetti, la SEN evidenzia varie leve adottabili, alla luce del dibattito ancora in corso in ambito comunitario. In questo quadro, sarà favorita la possibile riconversione dei siti attualmente interessati dalla produzione a carbone in poli innovativi di produzione energetica, consolidando così i livelli occupazionali.
  Naturalmente, i Ministeri dello sviluppo e dell'ambiente, insieme alle Regioni, promuoveranno anche un confronto con gli operatori interessati e con i sindacati per delineare le modalità e i tempi per la possibile riconversione dei siti e le garanzie di riqualificazione e ricollocazione del personale. Pag. 298
  A riguardo del quesito relativo all'ILVA, preliminarmente evidenzio che quest'ultima, come noto, in quanto società esercente uno stabilimento di interesse strategico nazionale, è stata oggetto di una speciale disciplina (ai sensi degli articoli 1 e 2 del d.l. 61/2013 convertito con modificazioni dalla L. 3 agosto 2013, n. 89) che ne ha disposto il Commissariamento, prevedendo la prosecuzione dell'attività produttiva funzionale alla conservazione della continuità aziendale ed alla destinazione prioritaria delle risorse aziendali alla copertura dei costi necessari, nonché la predisposizione di un piano delle misure e delle attività di tutela ambientale e sanitaria, disciplinante le azioni ed i tempi necessari per garantire il rispetto delle prescrizioni di legge e dell'AIA.
  Tale piano è stato adottato con DPCM del 14 marzo 2014.
  Considerato il complessivo quadro di riferimento, la ricollocazione sul mercato del complesso industriale ILVA è stato strutturato secondo un procedimento complesso che fosse idoneo a coniugare e garantirne la compatibilità, con le regole europee, con l'esigenza di realizzazione di un piano di misure ambientali e, infine, con le finalità della amministrazione straordinaria, cui la stessa è stata sottoposta all'inizio del 2015.
  Al riguardo, è importante sottolineare l'inquadramento giuridico dell'operazione di vendita concernente l'ILVA, in quanto società privata, in condizione di insolvenza e soggetta ad una procedura concorsuale:
   il procedimento di gara per il trasferimento dei complessi aziendali del Gruppo Ilva in amministrazione straordinaria, è stato avviato nel corso del 2016 e si inserisce nell'ambito di una procedura concorsuale conservativa, quale l'amministrazione straordinaria, che prevede come soluzioni per uno sbocco della procedura o l'adozione di un programma di ristrutturazione economica e finanziaria, che consenta la definizione della situazione debitoria, ovvero la ricollocazione sul mercato dell'azienda in funzionamento e la distribuzione del realizzo ai creditori;
   il relativo procedimento è stato, pertanto, improntato nel rispetto delle norme sulla concorrenza, secondo una procedura «di mercato», pubblica, trasparente e non discriminatoria, formulata secondo uno schema che impone unicamente i vincoli derivanti dalla normativa nazionale ed europea.

  In tale quadro, il Governo, al fine di assicurare massima centralità al tema della tutela ambientale nell'ambito della procedura di gara, ha previsto – con il decreto-legge 98/2016 – di anticipare, rispetto all'aggiudicazione, la valutazione delle proposte di modifica presentate dagli offerenti sul Piano ambientale di cui al DPCM 14.03.14.
  Nello specifico, le offerte modificative o integrative del suddetto Piano ambientale sono state sottoposte all'istruttoria del Comitato di esperti, all'uopo nominato dal Ministero dell'ambiente, ed al parere di quest'ultimo, sentito anche il Ministero dello sviluppo economico.
  Sono state pertanto presentate le offerte vincolanti e definitive dei partecipanti alla gara corredate dei relativi piani ambientali redatti sulla base ed in conformità a tale parere.
  Ne consegue che, ancor prima della aggiudicazione, le proposte dei partecipanti alla gara sono state sottoposte ad una approfondita fase di verifica sotto il profilo della tutela ambientale.
  All'esito della gara, la Società AM InvestCo Italy è stata individuata, sulla base dei criteri di legge (corrispettivo offerto e piano industriale e ambientale), quale miglior offerente, e dunque aggiudicataria dei complessi aziendali del Gruppo Ilva. Il relativo piano ambientale è stato adottato con DPCM del 29 settembre 2017.
  Quanto sopra premesso, segnalo che, nell'ambito del decreto di aggiudicazione in data 5 giugno 2017, il Ministro dello sviluppo economico ha richiesto ai Commissari straordinari di perseguire, nell'ambito della negoziazione in esclusiva con l'aggiudicatario, tra l'altro, anche un’«adeguata finalizzazione dell'impegno offerto da AM ad individuare e perseguire le Pag. 299soluzioni tecnologiche più sostenibili ed efficienti e con il minor impatto ambientale, anche valutando l'impiego della tecnologia DRI e le condizioni della sua sostenibilità economica».
  La società AM si è, infatti, impegnata contrattualmente a «continuare a valutare l'utilizzo della tecnologia DRI e dell'implementazione di tale tecnologia presso l'impianto di Taranto allorquando tale tecnologia si dimostri tecnicamente preferibile rispetto alla tecnologia attualmente in uso presso il medesimo impianto anche a fini ambientali ed a condizione che si verifichino le condizioni di sostenibilità economica, coerenti con il Piano industriale».