PILI. - - Per sapere - premesso che:

in reiterati atti di sindacato ispettivo l'interrogante ha denunciato la gravissima compromissione energetica della Sardegna e l'esistenza di un sostanziale cartello tra i due unici produttori elettrici dell'isola Enel ed E.On;

in tali precedenti atti veniva sollecitata un'azione di verifica da parte degli organismi competenti in considerazione del persistente «ricatto energetico» messo in atto dai principali produttori verso le industrie energivore della Sardegna e più complessivamente sul sistema economico dell'Isola;

in particolar modo si faceva rilevare che risultava chiaro e documentabile che i due soggetti operano in regime di posizione dominante e abusiva proprio in conseguenza della condizione insulare della Sardegna;

in tal senso si rilevava un comportamento sostanzialmente acquiescente da parte dei soggetti pubblici chiamati ad affrontare e dirimere la questione energetica sarda;

alle note questioni legate alla gestione dell'approvvigionamento elettrico delle industrie energivore si aggiunge la questione legata alle capacità di generazione elettrica delle centrali di Enel ed E.On;

le condizioni tecnologiche e industriali delle principali centrali sarde costituiscono sul piano delle fonti di approvvigionamento e sull'economicità un vero e proprio vulnus per la Sardegna;

risulta evidente che la mancata realizzazione di investimenti adeguati e funzionali all'adeguamento tecnologico delle centrali e il continuo ricorso a deroghe produttive ambientali aggravano sempre di più una situazione di totale condizionamento energetico, di fatto monopolista, sulla testa della Sardegna e dei sardi;

i mancati investimenti costituiscono l'ulteriore conferma dell'atteggiamento secondo l'interrogante vessatorio e ricattatorio dei produttori di energia elettrica che preferiscono tenere in funzione centrali vecchie, inquinanti ed obsolete con la piena consapevolezza che la Sardegna è comunque costretta, proprio per la sua condizione insulare, ad approvvigionarsi a qualunque costo dai soggetti monopolisti;

in questa strategia «ricattatoria» conseguenza della posizione dominante si colloca la dichiarazione resa dalla società E.On che ha comunicato di non voler più realizzare l'investimento previsto per la realizzazione di due nuovi gruppi a carbone al posto di due vecchi ed obsoleti gruppi ad olio combustibile;

la società E.On ha, infatti, comunicato alle autorità locali che «allo stato, non vede ragioni che giustifichino la realizzazione del nuovo gruppo a carbone»;

in tali mancate ragioni si intravvede anche la decisione della società Terna di proporre l'inserimento della centrale di Fiumesanto tra quelle definite «impianti essenziali» che consente sostanzialmente alla società E.On di percepire un compenso a prescindere dal funzionamento della centrale e nel contempo di avanzare pretese su una nuova deroga ambientale all'esercizio;

la centrale termoelettrica di Fiume Santo, è la più grande della Sardegna e svolge un ruolo fondamentale per il sistema elettrico dell'isola ed è composta da due gruppi (denominati 1 e 2) alimentati ad olio combustibile da 160 megawatt ciascuno, da due gruppi (denominati 3 e 4) alimentati a carbone da 320 megawatt ciascuno e da due gruppi «turbogas» alimentati a gasolio da 40 megawatt ciascuno, per un totale complessivo di 1040 megawatt di potenza;

dal sito stesso della centrale parte il cavo elettrico SAPEI da 1000 megawatt che è stato realizzato recentemente da Terna con un investimento di circa 700 milioni di euro e che collega la Sardegna con la penisola italiana;

nel gennaio 2006 Endesa Italia, proprietaria a quel tempo della centrale, ha chiesto l'autorizzazione per la costruzione di un nuovo gruppo a carbone da 410 megawatt in sostituzione dei due gruppi ad olio esistenti che saranno chiusi, per motivi ambientali, entro la fine del 2013 con un esubero di circa 80 unità;

nel gennaio 2007, a seguito del consenso espresso in merito da tutte le istituzioni locali, la regione ha sottoscritto con Endesa Italia un accordo per la realizzazione del nuovo impianto;

nel giugno 2008 E.On ha deciso di acquistare la centrale di Fiume Santo;

nel giugno 2009 la regione, sollecitata da E.On, ha ridiscusso ed accettato di modificare in misura sostanziale i contenuti economici dell'accordo sottoscritto nel 2007 ritenuto troppo oneroso dalla multinazionale tedesca;

nell'agosto 2010 la regione, con l'intesa degli enti locali, ha sottoscritto con E.On un nuovo accordo che, ribadito il comune interesse rispetto al nuovo gruppo a carbone, intendeva favorire lo sviluppo, da parte dell'Azienda, di nuove iniziative nel campo della produzione di energia fotovoltaica, poi realizzate intorno alla centrale di Fiume Santo;

nel novembre 2010 si è finalmente concluso il processo autorizzativo del nuovo Gruppo che ha fortemente impegnato, per quasi cinque anni, tre Ministeri e gli innumerevoli soggetti pubblici coinvolti in simili procedure;

in data 13 giugno 2011 E.On ha chiesto al Ministero dello sviluppo economico la proroga di 36 mesi per la costruzione del V gruppo a carbone a Fiume Santo;

il Ministero dello sviluppo economico, sentito il Ministero dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare ha concesso una proroga di 18 mesi (fino al settembre 2013) rispetto ai 36 richiesti da E.On;

risulta che E.On non ha intrapreso nessuna delle attività necessarie a rispettare questo nuovo termine;

risulta che E.On dovrà attuare un importante piano di riduzione del personale a causa del limite di funzionamento degli impianti 1 e 2 nel 2013;

in data 15 dicembre 2011 la società Terna ha sottoposto all'Autorità per l'energia l'elenco degli impianti di produzione essenziali per la sicurezza del sistema elettrico ai sensi dell'articolo 63, comma 63.1; dell'Allegato A alla delibera dell'Aeeg e il gas n. 111/06;

l'elenco valido sino al 31 dicembre 2012 prevede i seguenti impianti di produzione essenziali per la sicurezza del sistema elettrico:

AUGUSTA Enel Produzione Spa; BARI Enel Produzione Spa; CENTRO ENERGIA FERRARA E.ON Energy Trading SE; FIUMESANTO E.ON Energy Trading SE; MILAZZO Edison Trading Spa; MONTEMARTINI Acea Energia Holding; PORCARI Edison Trading Spa; PORTO EMPEDOCLE Enel Produzione Spa; SAN FILIPPO DEL MELA 150kV Edipower Spa; SAN FILIPPO DEL MELA 220kV Edipower Spa; SULCIS Enel Produzione Spa; TRAPANI TURBOGAS E.ON Energy Trading;

tale elenco risulta integrato rispetto a quello valido per l'anno 2011 degli impianti di produzione essenziali per la sicurezza del sistema elettrico ai sensi dell'articolo 63, comma 63.1, dell'Allegato A alla delibera dell'Aeeg n. 111/06 che prevedeva le seguenti centrali:

AUGUSTA Enel Produzione Spa; BARI Enel Produzione Spa; MONTEMARTINI AceaElectrabel Trading Spa; PORTO EMPEDOCLE Enel Produzione Spa; SAN FILIPPO DEL MELA 150kV Edipower Spa; SAN FILIPPO DEL MELA 220kV Edipower Spa; SULCIS Enel Produzione Spa; TRAPANI TURBOGAS E.On Energy Trading Spa;

risulta evidente l'inserimento tra le centrali definite essenziali di quella di Fiumesanto di proprietà della società E.On;

Terna SpA nella sua qualità di gestore della rete di trasmissione, provvede al «dispacciamento e bilanciamento» degli impianti di produzione, con l'obiettivo di garantire un equilibrio costante tra l'offerta e la domanda di elettricità nella rete di trasmissione nazionale e, pertanto, la sicurezza e la continuità della fornitura di elettricità;

il gestore italiano della rete elettrica, la Terna spa, fa ricorso al mercato dei servizi di dispacciamento, dove la domanda proviene da Terna spa e l'offerta dai titolari di impianti dichiarati essenziali;

nei servizi di dispacciamento i soggetti titolari di centrali essenziali offrono i loro impianti, in un determinato momento, «a disposizione» di Terna SpA, che dispone il loro utilizzo, nel momento indicato, per immettere nel sistema un determinato quantitativo di energia programmato;

i costi sostenuti da Terna SpA per l'acquisizione dell'energia necessaria alla prestazione di tali servizi vengono compensati con il cosiddetto «uplift», fatturato a tutti i consumatori;

il servizio di dispacciamento prevede l'individuazione di una serie di infrastrutture considerate «essenziali» per il funzionamento e la sicurezza del sistema elettrico;

l'inserimento degli impianti in questo contesto di essenzialità comporta l'assoggettamento ad un regime particolare di partecipazione ai mercati elettrici, profondamente riformato nel 2009;

la riforma del 2009 prevede tra le altre norme la definizione del regime degli impianti essenziali;

l'elenco degli impianti essenziali è elaborato ogni anno dalla Terna spa secondo i criteri ed il procedimento stabiliti a tale scopo dall'articolo 63 della delibera dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas n. 111/06, come modificato dall'articolo 1, lettera c), della delibera n. 52/09;

la Terna spa deve stabilire, per ogni proprietario di impianti essenziali, il numero di ore e la potenza considerati essenziali. Le ore restanti e la potenza rimangono a disposizione per il produttore, il quale può offrire il quantitativo che vuole al prezzo desiderato. Per contro, le ore e la potenza dichiarate essenziali sono oggetto di offerte sul mercato del giorno prima, sul mercato infragiornaliero e sul mercato dei servizi di dispacciamento «nel rispetto di vincoli e criteri definiti da Terna con riferimento a ciascun mercato» (articolo 64.2 della delibera n. 111/06);

la Terna spa indica al proprietario dell'impianto essenziale il quantitativo (ore/potenza) di energia elettrica che deve offrire sul mercato del giorno prima e sul mercato infragiornaliero;

i titolari di impianti essenziali devono anche offrire sui servizi di dispacciamento il quantitativo di energia prestabilita da Terna spa, che la paga al prezzo di vendita dell'elettricità sul mercato del giorno prima corrispondente alla zona considerata. Se tale prezzo medio risulta inferiore ai costi variabili, al produttore viene corrisposta la differenza (articoli 64.7 e 64.8 della delibera n. 111/06);

i proprietari di impianti essenziali possono chiedere all'Autorità per l'energia elettrica e il gas di applicare il «regime di reintegrazione dei costi», che consente di percepire un corrispettivo pari alla differenza tra i costi di produzione riconosciuti all'impianto essenziale (fissi e variabili) ed i ricavi dallo stesso conseguiti durante il periodo di inserimento nell'elenco degli impianti essenziali (articolo 63.13 della delibera n. 111/06);

tale sistema, per molti versi discrezionale, rende la Sardegna doppiamente sotto «ricatto», prima perché la si può rendere sempre meno autonoma sul piano dell'approvvigionamento elettrico e dall'altra, dichiarando tali centrali essenziali, si autorizza di fatto al loro esercizio a prescindere dalle loro condizioni ambientali;

la decisione di comprendere i due principali gruppi sardi tra le centrali essenziali finisce, dunque, per cristallizzare la condizione di monopolio e vetustà del sistema elettrico sardo aggravando ulteriormente il peso di un ricatto energetico sulla Sardegna;

il mercato italiano dell'energia elettrica è generalmente altamente concentrato, anche se meno nella zona Nord. L'operatore dominante in tutte le zone è l'ex monopolista ENEL, eccetto in Sardegna dove detiene un duopolio con E.ON;

ENEL detiene un notevole potere di mercato di cui l'autorità italiana garante della concorrenza ha constatato che ha abusato nel 2004-2005. I prezzi dell'energia elettrica in Italia sono generalmente elevati, per effetto di un mix produttivo in gran parte basato sui combustibili fossili (essenzialmente gas), l'assenza di capacità nucleare e la congestione nei collegamenti verso il resto d'Europa;

in Sardegna, che rappresenta il 4,1 per cento della potenza installata in Italia l'elettricità è prodotta prevalentemente in centrali termoelettriche utilizzando combustibili fossili (carbone, olio combustibile, tar di raffineria). L'isola non ha un'infrastruttura di distribuzione del gas naturale;

due società elettriche, ENEL e E.ON, detengono congiuntamente una quota di mercato pari al 95 per cento delle forniture di energia elettrica in Sardegna (circa il 58 per cento per E.ON e il 42 per cento per ENEL). Secondo l'indagine sullo stato di concorrenza nel settore elettrico, in termini concorrenziali la Sardegna può essere classificata come un duopolio a dominanza collettiva;

la concentrazione di mercato è elevata, benché non sia la più elevata in Italia. Dato il loro controllo su praticamente tutti gli impianti mid-merit e di punta, E.ON e ENEL determinano il prezzo praticamente per tutte le ore;

secondo i dati riportati dalla Commissione europea emerge il seguente quadro: «i prezzi all'ingrosso dell'elettricità in Italia sono fra i più elevati in Europa, e i prezzi in Sardegna sono fra i più elevati in Italia. Nel 2007 il prezzo medio nazionale (PUN) è stato di 70,99 euro al MW/h mentre il prezzo zonale sardo medio è stato di 75 euro al MW/h, rispetto agli 80 euro al MW/h del 2006. Nel 2008 e 2009 è continuata la tendenza al rialzo del prezzo medio zonale sardo. Nella prima metà del 2009 la Sardegna si è attestata costantemente al di sopra della media nazionale (con un prezzo medio di 106,60 euro al MW/h rispetto a un PUN di 60,50 al MW/h). Non sono disponibili i prezzi relativi ai contratti bilaterali in Sardegna, in quanto tali dati non sono di pubblico dominio e l'Italia non ha inteso fornirli»;

secondo la Commissione europea «il mercato dell'energia elettrica in Sardegna presenta una serie di problemi (alcuni dei quali, tuttavia, sono comuni al resto d'Italia) che possono essere riassunti come segue: prezzi elevati, forte grado di concentrazione del mercato, potere di mercato degli operatori dominanti, capacità di produzione eccedentaria nel segmento ad alto costo, relativa inefficienza delle centrali di produzione che stanno diventando obsolete, assenza di accesso all'infrastruttura del gas naturale, carenza di interconnessione»;

la Commissione europea per quanto riguarda la natura del problema di concorrenza in Sardegna rileva quanto segue: «I prezzi elevati in Sardegna sono il frutto di una combinazione di fattori: l'insufficiente interconnessione, la struttura dei costi del portafoglio di generazione e il potere di mercato dei due principali generatori»;

la relazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas sullo stato del mercato dell'energia elettrica e del gas naturale e sullo stato di utilizzo ed integrazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili del 29 gennaio 2010 riscontra un livello di competizione piuttosto scarso, dovuto principalmente ad insufficienze di tipo infrastrutturale. Le situazioni più critiche si registrano nelle zone Sicilia e Sardegna (isole), dovute principalmente alla inadeguatezza delle interconnessioni tra il sistema elettrico delle isole e quello dell'Italia peninsulare (continente);

l'andamento dei prezzi zonali di vendita nel mercato del giorno prima (MGP) dal 2005 al 2009 testimonia tali differenze strutturali. Il 2009 registra un brusco calo dei prezzi ma in misura nettamente inferiore in Sardegna rispetto alle altre zone (-11 per cento in Sardegna rispetto ad una diminuzione compresa fra il 26 per cento e il 32 per cento nelle altre zone). L'andamento degli ultimi anni sembra così consolidare il divario fra i prezzi nelle isole e nel continente. Assumendo a riferimento i livelli dei prezzi del 2005, nel 2009 i prezzi nel continente sono aumentati - a seconda della zona - fra lo zero e il 5 per cento mentre i prezzi in Sardegna sono aumentati del 36 per cento;

le situazioni di Sicilia e Sardegna - secondo l'autorità - destano particolare preoccupazione in quanto caratterizzate dalla compresenza di due operatori (o raggruppamenti di operatori nel caso della Sicilia) entrambi dotati di un notevole potere di mercato unilaterale. Esso è misurato dalla indispensabilità della capacità produttiva riferibile ad un medesimo operatore (o raggruppamento di operatori) ai fini del soddisfacimento del fabbisogno di energia e di riserva di potenza (necessaria a Terna per garantire la sicurezza del sistema);

le isole, del resto, come già evidenziato, ribadisce la relazione, sono strutturalmente caratterizzate da livelli di prezzo sensibilmente superiori a quelli delle altre aree del Paese. Dette differenze nei livelli dei prezzi - secondo l'autorità - non sono riconducibili interamente a differenze nella struttura di costo del rispettivo parco produttivo quanto, piuttosto, al potere di mercato unilaterale di cui godono i produttori in Sardegna -:

se i Ministri interrogati non ritengano necessario promuovere per quanto di competenza un'immediata conferenza dei servizi relativamente alla situazione energetica della Sardegna considerata, secondo l'interrogante, l'esistenza di un cartello dominante che condizioni pesantemente il sistema economico e produttivo dell'isola;

se i Ministri interrogati non ritengano di dover valutare l'opportunità di revocare tutte le proroghe e le deroghe concesse al fine di riconsiderare l'affidabilità del soggetto E.On, posto che il tempo intercorso dall'autorizzazione alla realizzazione dei nuovi gruppi è stato totalmente inutilizzato;

se non ritengano necessario valutare in maniera oggettiva il mancato rispetto degli accordi e degli impegni sottoscritti e adottare tutte le conseguenti decisioni sanzionatorie;

se non ritenga di dover valutare con maggior attenzione le ragioni che hanno portato la società Terna a definire «essenziale» anche la centrale di Fiumesanto, garantendo di fatto alla società E.On lauti guadagni a prescindere sia dal funzionamento che dall'adeguamento tecnologico;

se non ritenga di far conoscere le comunicazioni formali intervenute da parte di E.ON relativamente al cessato interesse alla realizzazione del nuovo gruppo a carbone e all'eventuale richiesta di proroga di esercizio delle centrali a olio combustibile;

se e quali iniziative il Ministero dello sviluppo economico intenda porre in essere per evitare il licenziamento delle circa 80 unità produttive impiegate nei gruppi 1 e 2 prevista nel 2013;

se il Ministero dello sviluppo economico intenda attivarsi per verificare l'esistenza di un interesse di altri gruppi industriali per la realizzazione dell'opera della nuova centrale di Fiumesanto che possa consentire il mantenimento del potenziale del sistema elettrico sardo e della sua riqualificazione;

se intenda attivarsi preventivamente per garantire la ricollocazione o il mantenimento in servizio degli esuberi previsti;

se e quali iniziative il Ministero dello sviluppo economico intenda porre in essere anche sollecitando opportunamente E.ON affinché, eventualmente attraverso la partecipazione di altri soggetti, a seguito di un apposito beauty contest, possa giungersi comunque alla realizzazione del nuovo gruppo a carbone. (5-06819)