Camera dei deputati

XVII LEGISLATURA

 

 

 

 

 

 

 

Documentazione per le Commissioni

esame di atti e documenti dell’unione europea

 

 

 

 

 

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 (COM(2016)52)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

n. 56

 

3 maggio 2016

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Il dossier è stato curato dall’Ufficio rapporti con l’Unione europea
(' 066760.2145 - * cdrue@camera.it)

Il capitolo ‘Sicurezza dell’approvigionamento del gas’ è stato curato dal Servizio Studi, Dipartimento attività produttive(' 066760.9574)

________________________________________________________________

I dossier dei servizi e degli uffici della Camera sono destinati alle esigenze di documentazione interna per l'attività degli organi parlamentari e dei parlamentari. La Camera dei deputati declina ogni responsabilità per la loro eventuale utilizzazione o riproduzione per fini non consentiti dalla legge.

 

 

I N D I C E

 

Scheda di lettura   1

Motivazioni e finalità   3

·         Il contesto della proposta  4

Il contenuto della proposta di regolamento   13

·         Base giuridica  24

·         Sussidiarietà (per la competenza non esclusiva) 24

·         Proporzionalità  25

·         Valutazione d'impatto  25

Sicurezza dell’approvvigionamento del gas (a cura del Servizio Studi) 27

·         Esame presso altri Parlamenti nazionali 34

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Dati identificativi

Tipo di atto	Proposta di regolamento
Data di adozione	16 febbraio 2016
Settori di intervento	Gas, gasdotto, sicurezza d'approvvigionamento, indipendenza energetica, industria del gas, distribuzione del gas
Esame presso le istituzioni dell’UE	Trasmesso al Consiglio e al Parlamento europeo il 16 febbraio 2016; assegnato alla Commissione industria, ricerca e energia
Assegnazione	2 marzo 2016 - Commissioni riunite X
Segnalazione da parte del Governo	3 marzo 2016

 

 

 

Scheda di lettura

 

 

Motivazioni e finalità

La proposta di regolamento COM(2016)52, presentata il 16 febbraio scorso si inserisce nell’ambito di un pacchetto di misure in materia di sicurezza energetica contenente:

·         una comunicazione contenente la strategia dell’UE in materia di riscaldamento e raffreddamento, volta a rendere più efficiente e sostenibile il riscaldamento e il raffreddamento degli edifici. La strategia dovrebbe contribuire a ridurre le importazioni di energia e la dipendenza energetica, a ridurre i costi per le famiglie e le imprese e a conseguire l'obiettivo dell'UE di ridurre le emissioni di gas serra, nonché a rispettare gli impegni sottoscritti nell'accordo sul clima raggiunto alla conferenza sul clima di Parigi (COP21);

·         una proposta di decisione sugli accordi intergovernativi nel settore energetico che introduce un controllo di compatibilità ex ante da parte della Commissione europea sulla conformità degli accordi intergovernativi nel settore energetico alla normativa sulla concorrenza e alla legislazione sul mercato interno dell'energia;

·         una strategia per il gas naturale liquefatto (GNL) e lo stoccaggio del gas, che permetterà di migliorare l'accesso di tutti gli Stati membri al GNL come fonte alternativa. Gli elementi centrali della strategia riguardano la costruzione dell'infrastruttura strategica per completare il mercato interno dell'energia e l'individuazione dei progetti necessari per mettere fine alla dipendenza di alcuni Stati membri da un'unica fonte di approvvigionamento.

 

La proposta di regolamento in esame è volta a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas per far fronte ad un’eventuale carenza di gas causata da perturbazioni concernenti la fornitura o da una domanda straordinariamente elevata. L’iniziativa della Commissione, inoltre, si propone di conseguire tali obiettivi con le misure più efficienti in termini di costi, al fine di non compromettere la competitività relativa del gas rispetto ad altri combustibili.

Ad avviso della Commissione, gli Stati membri dispongono ancora di un notevole margine di discrezionalità riguardo alla scelta delle misure. Gli interventi predisposti unilateralmente da uno Stato membro potrebbero, tuttavia, ostacolare il corretto funzionamento del mercato interno del gas e la fornitura all’utenza. Per garantire, quindi, che il mercato interno del gas funzioni adeguatamente anche in caso di una carenza delle forniture, secondo la Commissione, è necessario garantire solidarietà e coordinamento nella risposta alle crisi degli approvvigionamenti, sia in termini di prevenzione che di reazione alle interruzioni concrete delle forniture.

In tale ottica, la proposta di regolamento rafforza la cooperazione regionale tra Stati membri, in quanto, in caso di perturbazioni nelle forniture di gas, è molto probabile che le conseguenze si ripercuotano contemporaneamente su più Stati membri di una stessa regione. A tal fine, la proposta propone una stretta cooperazione tra Stati membri nell’elaborazione delle valutazioni regionali dei rischi, che saranno poi affrontati in piani d'azione preventivi e in piani d'emergenza, soggetti a valutazione tra pari e approvati dalla Commissione.

Il contesto della proposta

La Sicurezza energetica è la prima delle cinque dimensioni dell'Unione dell'energia, secondo quanto previsto dalla Strategia quadro presentata dalla Commissione europea nel febbraio 2015. Per questa dimensione l'obiettivo dell'Unione europea è quello di garantire la sicurezza degli approvvigionamenti e di ridurre la dipendenza energetica attraverso la diversificazione delle fonti, dei fornitori e delle rotte di approvvigionamento.

Nonostante i progressi in questa direzione, la Comunicazione sullo Stato dell'Unione dell'energia pubblicata nel novembre 2015 COM(2015)572 ha rilevato che:

·         la dipendenza energetica dell'UE è ancora molto forte, con molti Stati  dell’Europa dell’Est e dell’Europa centrale che dipendono esclusivamente da un unico fornitore (Russia);

·         per prevenire o mitigare le crisi energetiche occorre rafforzare la cooperazione a livello regionale;

·         sarà necessario migliorare i collegamenti tra alcuni Stati (gli Stati baltici e la Finlandia) e il mercato del gas dell'Europa centrale e assicurare l’accesso al gas liquefatto da parte di tutti i paesi europei.

Il principale fornitore delle importazioni europee è la Russia (per tutti i tipi di prodotti: carburanti solidi, gas naturale e petrolio greggio.

 

Più in generale, nonostante gli sforzi per diversificare il grado di dipendenza dell’UE da un singolo paese esportatore, la dipendenza energetica complessiva dell’UE è rimasta, nel periodo 2002-2012, sostanzialmente stabile.

Secondo i dati pubblicati da Eurostat nello scorso mese di febbraio, l'Unione europea nel 2014 ha continuato ad importare il 53.4% dell'energia consumata. Peraltro, sebbene il trend della dipendenza energetica dal 1990 non sia stato costante (il picco più elevato si è registrato nel 2008), dal 2004 i valori si sono attestati sempre al di sopra del 50%.

Il livello di dipendenza varia a seconda dei paesi: nel 2014 minori importazioni di energia si sono registrate in Estonia (8,9%), Danimarca (12,8) e Romania (17%), mentre hanno importato maggiormente Malta (97,7%), Lussemburgo (96%), Cipro (93,4%), Irlanda (85,3%), Belgio (80,1%) e Lituania (77%). Tra i cinque Stati con i più elevati consumi di energia, i meno dipendenti dalle importazioni sono risultati il Regno Unito (45,5%) e la Francia (46,1%), a fronte dei livelli della Germania (61,4%), della Spagna (72.9%) e dell'Italia (75,9%), dove comunque le importazioni hanno registrato una diminuzione rispetto ai livelli del 1990 (84,7%).

 

 

Dipendenza energetica per tutti gli Stati membri

Componente essenziale dell'approvvigionamento energetico dell'Unione è il gas naturale, che rappresenta un quarto della fornitura di energia primaria, ed è utilizzato per la produzione di energia elettrica, per il riscaldamento, come materia prima per l'industria e come carburante nei trasporti. Negli ultimi dieci anni, a fronte di un calo nella produzione interna di gas si è registrato un aumento delle importazioni, per soddisfare una domanda di circa 400 miliardi di metri cubi. Secondo i dati Eurostat, nel 2013 l'Ue ha importato il 65% del gas, di cui il 39% proveniva dalla Russia, il 30% dalla Norvegia e il 13% dall'Algeria.

 

Dipendenza energetica - Gas naturale

Fonte: Commissione europea, EU Energy in Figures, 2015

I tassi negativi indicano che il paese in questione è un esportatore netto.

 

 

Importazioni dal paese di origine

Fonte: Commissione europea, EU Energy in Figures, 2015

Nei prossimi anni si prevede che la domanda di gas rimarrà stabile, creando così una maggiore dipendenza dalle importazioni e sollevando la necessità di affrontare i problemi legati alla sicurezza dell’approvvigionamento.

Gli stress test regionali eseguiti nel 2014 hanno evidenziato che l'Europa è ancora vulnerabile in caso di interruzioni dell'approvvigionamento di gas. Tali test sono stati eseguiti al fine di valutare la resilienza del sistema del gas europeo per l'inverno 2014-2015 in vista del rischio evidenziato dalla controversia tra Russia e Ucraina sul gas. Le prove del 2014 hanno evidenziato che una grave perturbazione delle forniture di gas dall'Est, ossia dalla Russia, continuerebbe ad avere oggi forti ripercussioni in tutta l'Unione, soprattutto nell'Europa orientale.

Dalla prova di stress è emerso che una strategia coerente deve far leva anche su un potenziamento dello stoccaggio e delle possibilità di ricorrere al GNL.

Per stoccaggio s’intende il deposito in strutture del sottosuolo del gas naturale prelevato dalla rete di trasporto nazionale e successivamente reimmesso nella rete in funzione delle richieste del mercato.

Lo stoccaggio di gas naturale è finalizzato a garantire il mantenimento di riserve “strategiche” da utilizzare per fronteggiare situazioni eccezionali.

Attualmente in Italia esistono 10 campi di stoccaggio di gas naturale, per una capacità complessiva di 16 miliardi di metri cubi. In Italia i campi di stoccaggio sono costituiti esclusivamente da giacimenti a gas in via di esaurimento. Questa scelta è dettata dalle caratteristiche geologiche del Paese e dal fatto che l’esaurirsi di alcuni giacimenti ha messo a disposizione strutture adatte a essere convertite a campi di stoccaggio.

Per quanto riguarda il gas naturale liquefatto (GNL), come sottolineato dalla Commissione, potrebbe fornire un grande contributo in termini di diversificazione delle fonti. Sul piano delle infrastrutture, tuttavia, la distribuzione sul territorio dell'Unione non è ottimale e spesso i terminal sono sotto utilizzati. Occorre, pertanto, costruire nuovi terminal laddove sono mancanti o migliorare quelli esistenti. I punti d'azione elaborati dalla Strategia della Commissione in materia prevedono il sostegno ai gruppi di alto livello che hanno individuato alcuni progetti prioritari nell'Europa centrale e sud-orientale (CESEC), nel Baltico (BEMIT) e nell'Europa sud-occidentale, con l'invito agli Stati membri ad accelerare l'adozione di decisioni finali su di essi. Dovranno, inoltre, essere intensificate le analisi dei costi/benefici al fine di determinare quali terminal GNL e quali ulteriori interconnessioni siano da preferire. Per quanto concerne i finanziamenti, la Commissione europea dovrebbe garantire che i promotori dei progetti siano a conoscenza delle possibilità offerte dai fondi europei, ad esempio il FEIS.

 

Con la decisione 1364/2006/Ce relativa alle reti transeuropee nel settore dell'energia (TEN-E) sono stati definiti una serie orientamenti volti a garantire, tra l'altro, la diversificazione delle fonti e una maggiore sicurezza dell'approvvigionamento mediante il rafforzamento delle relazioni con i paesi terzi (dei bacini del Mediterraneo, del Mar Nero e del Mar Caspio, delle regioni del Medio Oriente e del Golfo persico). Sono state definite le seguenti priorità d'azione per reti del gas e dell'elettricità: sviluppo delle reti dell'energia e soluzione di problemi dovuti a strozzature e collegamenti mancanti; creazione di reti nelle regioni insulari, isolate e periferiche e ultraperiferiche per favorire la diversificazione delle fonti; garanzia dell'interoperatività delle reti elettriche; sviluppo delle reti del gas naturale e garanzia dell'interoperatività delle relative reti con i paesi candidati, quelli in fase di adesione e i paesi terzi. Le priorità si sono state tradotte in una serie progetti ammissibili al finanziamento dell'UE - progetti di interesse comune, progetti prioritari e progetti di interesse europeo - nell'ambito dei quali, nel periodo 2007-2013 sono stati destinati 155 milioni di euro. L'aggiornamento delle infrastrutture esistenti e lo sviluppo di nuove infrastrutture di rilevanza europea richiederanno investimenti dell'ordine di 140 miliardi per le reti dell'elettricità e di 70 miliardi per le reti di gas.

Per il periodo 2014-2020, nell'ambito del Meccanismo per Collegare l'Europa (CEF) l'Ue ha stanziato 5,35 miliardi di euro per promuovere lo sviluppo delle infrastrutture transeuropee. Anche il Fondo europeo per gli Investimenti strategici (FEIS), istituito nell'ambito del Piano Junker per la crescita e gli investimenti, viene utilizzato per sostenere, tra gli altri, progetti relativi alle infrastrutture energetiche e alle interconnessioni elettriche.

Il Pacchetto "Unione dell'energia", al fine di rafforzare la sicurezza degli approvvigionamenti, ha definito una Strategia individuando una serie di Progetti di interesse comune (PIC), 248 in tutto, di cui 52 riguardano le interconnessioni elettriche. L'elenco è stato aggiornato nel novembre 2015 e comprende 195 progetti di cui 108 riguardanti le reti elettriche e 77 le reti del gas. Per i progetti legati all'energia elettrica saranno necessari 105 miliardi di euro, di cui 35 miliardi per le interconnessioni.

Per favorire gli investimenti in questo settore l'Unione europea utilizza una serie di strumenti, tra cui, oltre al Meccanismo per collegare l'Europa e al Feis, anche il programma energetico europeo per la ripresa (EEPR), elaborato a seguito della crisi economica, nell'ambito del quale sono stati individuati alcuni progetti di interconnessione e sono stati spesi circa 650 milioni di euro per le interconnessioni elettriche. Nell'ambito del Fondo europeo e di sviluppo regionale (FESR) ne saranno stanziati circa 2 miliardi.

Per quanto concerne l’Italia, in base al primo rapporto della Commissione Ue sulla realizzazione della sua Strategia (in cui viene analizzata la situazione in ogni Paese e rivista la lista 2013 dei progetti prioritari d'interesse comune-PCI), nonostante il dimezzamento dei progetti prioritari che la riguardano, essa resta al centro della strategia Ue per l'Unione dell'energia sul fronte delle interconnessioni elettriche, ma soprattutto su quello del gas, dato il "ruolo importante nella creazione di un hub mediterraneo".

Per quanto riguarda segnatamente il gas, uno dei progetti PIC prevede la costruzione di un gasdotto che colleghi l’Algeria all’Italia, via Sardegna (cosiddetto gasdotto Galsi). Nell’ambito del corridoio meridionale per il gas – una delle priorità della politica energetica dell’UE -, la TAP (Trans Adriatic Pipeline), che dovrebbe trasportare il gas azero dal confine turco all’Italia meridionale attraverso Grecia e Albania, dovrebbe partire nel 2016 nonostante la forte opposizione delle autorità locali.

Gli altri progetti prioritari nella lista UE sono il Poseidon (Grecia-Italia), l'Adriatica, il Galsi (Algeria-Italia), il gasdotto Italia-Malta con il rigassificatore di Gela e il reverse flow con la Svizzera al Passo Gries. Sono stati eliminati, invece, il gasdotto Omisalj-Casal Borsetti con la Croazia, il terminale Lng Adriatico settentrionale e il collegamento Gorizia/Sempeter-Vodice con la Slovenia e quello Haiming/Ueberackern-Tarvisio con Austria/Germania. Gli altri progetti prioritari sulla lista aggiornata, invariati rispetto a quella del 2013, riguardano l'espansione della capacità dell'oleodotto Tal (Italia-Germania) tra Trieste e Ingolstadt, e per le smart grid il Green-Me Mediterraneo settentrionale con la Francia.

 

Il contenuto della proposta di regolamento

La proposta di regolamento in esame abroga il regolamento (Ue) n. 994/2010 concernente la stessa materia, rispetto al quale intende migliorare le azioni di prevenzione e di mitigazione.

Ad avviso della Commissione europea, il citato regolamento ha avuto un impatto positivo considerevole sulla sicurezza nell'Unione in termini sia di prevenzione che di gestione dell’emergenza: gli Stati membri sono più attrezzati a far fronte ad una crisi di fornitura in quanto sono tenuti a redigere piani di prevenzione e di emergenza e devono conformarsi ad una serie di obblighi in ordine alla capacità delle infrastrutture e alla fornitura del gas. Tuttavia, la relazione dell'ottobre 2014 sull'attuazione del regolamento ha evidenziato aspetti della normativa suscettibili di miglioramenti, nell’ottica di rafforzare ulteriormente la sicurezza dell'approvvigionamento.

Si può osservare che la proposta di regolamento corrisponde in larga parte al testo vigente sia sotto il profilo formale - salvo l’intento di razionalizzare la materia mediante una diversa successione degli articoli - sia per quanto riguarda il contenuto degli stessi articoli, che in larga parte viene riprodotto con limitate modifiche. Le novità più rilevanti sul piano sostanziale costituiscono, infatti, una parte residuale rispetto all’impianto complessivo. La Commissione europea, ciononostante, ha preferito una sostituzione integrale a modifiche puntuali della normativa vigente.

I più importanti elementi di novità prospettati si possono così riassumere:

-        si propone il passaggio da un approccio meramente nazionale ad un approccio che assume a riferimento anche una dimensione regionale, nel predisporre le misure di sicurezza degli approvvigionamenti;

-        si introduce un principio di solidarietà in base al quale i paesi confinanti contribuiranno ad assicurare le forniture di gas ai clienti protetti;

-        vengono definiti gli obblighi in materia di capacità bidirezionale delle infrastrutture;

-        si rafforza la cooperazione con i paesi vicini, che saranno coinvolti nell'assicurare una prevenzione e una gestione più efficaci delle crisi energetiche ai confini con l'UE;

-        si propongono un miglior accesso all'informazione e misure in materia di trasparenza per alcuni contratti rilevanti per la sicurezza degli approvvigionamenti, che dovranno essere notificati dalle compagnie di gas naturale alla Commissione europea e agli Stati membri al momento della stipula o delle modifiche.

 

Più in dettaglio, di seguito vengono illustrate soltanto le disposizioni di nuova introduzione.

All’articolo 2, tra le definizioni, viene introdotta quella di "servizio sociale essenziale", inteso come il servizio di assistenza sanitaria, di emergenza o di sicurezza.

Viene invece confermata la definizione di cliente protetto per cui si intende il cliente civile collegato ad una rete di distribuzione del gas e che può comprendere:

•      la piccola o media impresa o un servizio sociale essenziale se tali imprese o servizi rappresentano insieme al massimo il 20% del consumo totale annuo finale dello Stato membro;

•      l'impianto di teleriscaldamento, nella misura in cui serve i clienti civili o le imprese o i servizi di cui sopra, se non può essere alimentato anche da altri combustibili.

In merito, si evidenzia che il nuovo testo non modifica la disposizione vigente che consente discrezionalmente agli Stati membri di includere anche le PMI tra i clienti protetti. A tali imprese, tuttavia, non si applicherebbero le disposizioni in materia di solidarietà, che sono circoscritte alle famiglie, ai servizi essenziali e agli impianti di teleriscaldamento.

Va segnalato che, mentre il testo vigente impegnava gli Stati membri a notificare alla Commissione entro il 3 dicembre 2011 se intendessero includere nella categoria dei clienti protetti anche le piccole e medie imprese e gli impianti di teleriscaldamento, nel nuovo testo (articolo 5, paragrafo 1) si prevede che, entro il 31 marzo 2017, gli Stati membri notifichino alla Commissione, oltre alle rispettive definizioni di clienti protetti, anche i volumi di consumo annuo di gas dei clienti protetti e la percentuale del consumo totale annuo finale di gas che rappresentano nello Stato membro.

La previsione dell’obbligo di comunicare i volumi di consumo sembra giustificarsi in relazione al principio di solidarietà sancito dal nuovo testo, ed è finalizzata a monitorare il volume dei consumi dei clienti protetti, stante l’obbligo di garantirne comunque la fornitura.

All’articolo 3, in materia di responsabilità della sicurezza dell'approvvigionamento di gas - condivisa tra imprese di gas naturale, Stati membri e Commissione europea - sono previsti i criteri per la composizione delle regioni ai fini della cooperazione regionale:

·         prossimità geografica;

·         interconnessioni esistenti e in programmazione, capacità d'interconnessione tra Stati membri, schemi di fornitura;

·         possibilità di aggregare le risorse e bilanciare i rischi per la sicurezza;

·         sviluppo e maturità del mercato;

·         numero gestibile di Stati membri in ciascuna regione;

·         strutture di cooperazione regionale esistenti.

L'elenco delle regioni con la relativa composizione è riportato nell'allegato I. È peraltro previsto che la Commissione tramite atti delegati possa modificare detto allegato se la situazione giustifica il cambiamento.

L'Italia rientrerebbe nella regione sudorientale insieme a Austria, Croazia, Ungheria e Slovenia. A giudizio della Commissione, la configurazione proposta per la maggior parte delle regioni (corridoio meridionale del gas, regione centrorientale, regione sudorientale, mercato energetico del Baltico I e II) è dettata dallo schema di fornitura in caso di perturbazione delle importazioni dalla Russia.

Secondo la Commissione, la configurazione delle regioni proposta è il modo migliore per assicurare la fornitura del gas in caso di emergenza: essa poggia sulle strutture di cooperazione regionale esistenti istituite dagli Stati membri e dalla Commissione, in particolare i gruppi regionali istituiti a norma del regolamento (UE) n. 347/2013 sugli orientamenti per le reti energetiche transeuropee (TEN-E).

Tuttavia, considerato che la proposta di regolamento in esame e il regolamento TEN-E hanno obiettivi diversi, la dimensione e la composizione dei gruppi regionali sono state modificate.

In base al regime TEN-E l’Italia è inserita nell’ambito dei seguenti corridoi prioritari del gas:

·         interconnessioni del gas nord-sud nell'Europa occidentale («NSI West Gas»), insieme a Belgio, Danimarca, Francia, Germania, Irlanda, Lussemburgo, Malta, Paesi Bassi, Portogallo, Regno Unito, Spagna;

·         interconnessioni del gas nord-sud nell'Europa centro-orientale e sud-orientale («NSI East Gas»), insieme a Austria, Bulgaria, Cipro, Croazia, Germania, Grecia, Polonia, Repubblica Ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia, Ungheria;

·         corridoio meridionale del gas (Southern Gas Corridor, «SGC»), insieme a Austria, Bulgaria, Cipro, Croazia, Francia, Germania, Grecia, Polonia, Repubblica ceca, Romania, Slovacchia, Slovenia, Ungheria.

Per definire i gruppi regionali, la Commissione ha tenuto conto degli schemi di fornitura, delle interconnessioni in essere e in programmazione, della capacità d'interconnessione tra Stati membri, dello sviluppo e della maturità del mercato, delle strutture di cooperazione regionale esistenti. La Commissione ritiene, inoltre, che il numero di Stati membri per regione debba essere limitato per rendere attuabili le disposizioni.

Al riguardo, appare opportuno acquisire la valutazione del Governo sulla nuova regione di collocazione del nostro Paese, vale a dire sui possibili vantaggi o svantaggi che possono derivarne rispetto ad altre eventuali configurazioni. Nel documento del Governo (elaborato dal Ministero dello sviluppo economico e trasmesso ai sensi dell’articolo 6, comma 4, della legge n. 234 del 2012) si richiama, in particolare, la mancata considerazione nel gruppo regionale nel quale verrebbe inserita l’Italia anche della Svizzera, attraverso la quale passano importanti rotte di approvvigionamento, come il transit gas.

Si segnala che il Parlamento austriaco con un parere motivato ha contestato la nuova ripartizione in regioni che, a suo giudizio, viola il principio di sussidiarietà perché dovrebbe spettare ai singoli Stati decidere di quale regione far parte.

L’articolo 4 concerne la norma di infrastruttura (attuale articolo 6), che prevede che ciascuno Stato membro provveda ad adottare le misure necessarie affinché, in caso di perturbazione dell'infrastruttura singola principale del gas, la capacità tecnica delle infrastrutture rimanenti sia in grado di soddisfare la domanda totale di gas dell'area. Inoltre, lo stesso articolo stabilisce che i gestori dei sistemi di trasporto dispongano una capacità fisica permanente di trasporto del gas in entrambe le direzioni (capacità bidirezionale) su tutti gli interconnettori tra Stati membri, finalizzata a garantire la reciproca assistenza in caso di necessità.

Con la garanzia della bidirezionalità si intende rafforzare l’efficacia delle misure volte a garantire la sicurezza e la continuità degli approvvigionamenti. In sostanza, si tratta di fare in modo che i flussi possano procedere in entrambe le direzioni: tale obiettivo sarà tanto più efficacemente realizzato se potrà interessare tutti i Paesi coinvolti nelle infrastrutture.

La proposta modifica la procedura, di cui all’articolo 7 del testo vigente, per dotare l’interconnettore della capacità bidirezionale permanente o per potenziarla, oppure per ottenere o prorogare un’esenzione da tale obbligo. La nuova procedura è contenuta nell’allegato III alla proposta di regolamento.

Per rafforzare l’efficacia della bidirezionalità, si stabilisce che la decisione di dotare un interconnettore di una capacità bidirezionale, di potenziarne una esistente o di ottenere un'esenzione, venga adottata previa consultazione di tutti gli Stati che si trovano lungo il corridoio di approvvigionamento del gas, della Commissione europea e dell'ACER (Agenzia europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali di energia). Le proposte dovranno essere presentate entro il 1° dicembre 2018 per tutti gli interconnettori esistenti alla data di entrata in vigore del regolamento.

L’articolo 5 riguarda la norma di fornitura (sostanzialmente corrispondente all’attuale articolo 8: Norma in materia di approvvigionamento) e prevede che l'autorità competente di uno Stato membro prescriva alle imprese di gas naturale di adottare misure per assicurare ai clienti protetti dello Stato membro la fornitura di gas nei seguenti casi:

·         temperature estreme per un periodo di picco di sette giorni;

·         un periodo di almeno trenta giorni di domanda di gas eccezionalmente elevata;

·         un periodo di almeno trenta giorni in caso di perturbazione della infrastruttura singola principale del gas in condizioni invernali medie.

È previsto, inoltre, che gli Stati membri possano conformarsi all'obbligo di cui sopra sostituendo il gas con un'altra fonte di energia nella misura in cui rappresenti lo stesso livello di sicurezza.

In materia di valutazione del rischio, di cui all’articolo 6 (attuale articolo 9), in linea con la scelta di potenziare la dimensione regionale, la proposta, modificando il testo vigente, prevede che le autorità competenti di ciascuna regione elaborino congiuntamente una valutazione a livello regionale di tutti i rischi cui è soggetta la sicurezza dell'approvvigionamento di gas. Detta valutazione tiene conto dei rischi legati a catastrofi naturali e rischi tecnologici, commerciali, finanziari, sociali, politici e di altro tipo.

Come già previsto dal regolamento vigente, la valutazione del rischio illustra il calcolo della formula N–1[1] (che descrive la capacità del sistema gas di soddisfare la domanda di picco giornaliera in caso di interruzione della principale infrastruttura di importazione a livello nazionale) e contiene il calcolo della formula N–1 a livello regionale. Una novità introdotta prevede che il calcolo della formula N–1 a livello nazionale sia corredato di una simulazione della perturbazione dell'infrastruttura singola principale, ottenuta con un modello idraulico, e del calcolo della formula N–1, tenendo conto del livello di stoccaggio di gas al 30% e al 100% della capacità totale.

Lo stesso articolo 6, come già previsto della normativa vigente, prevede che la valutazione del rischio sia effettuata prevedendo diversi scenari di domanda del gas eccezionalmente elevata e perturbazione della fornitura, tenendo conto dei precedenti, della probabilità, della stagione, della frequenza e della durata di tali eventi, e valutandone le probabili conseguenze. Rispetto al testo vigente, introduce degli esempi, ossia:

·         perturbazione dell'infrastruttura pertinente alla sicurezza dell'approvvigionamento, segnatamente l'infrastruttura di trasporto, gli impianti di stoccaggio, i terminali di GNL, l'infrastruttura principale individuata per il calcolo della formula N–1;

·         perturbazione delle forniture dai paesi terzi e, ove opportuno, rischi geopolitici.

 

Si può in proposito osservare che il testo della proposta non sembra contemplare esplicitamente tra i fattori che possono determinare discontinuità nelle forniture e nella circolazione del gas, anche l’evenutalità di attentati terroristici.

Inoltre, la proposta in esame prevede che le autorità competenti di ciascuna regione concordino un meccanismo di cooperazione per procedere alla valutazione del rischio entro la scadenza del 1° settembre 2018. La Commissione può svolgere un ruolo di facilitatore nel processo di preparazione della valutazione del rischio: se in una regione le autorità competenti non raggiungono un accordo sul meccanismo di cooperazione, la Commissione può proporre un meccanismo di cooperazione. Un anno prima del termine di notifica della valutazione del rischio, ciascuna autorità competente è chiamata a condividere e aggiornare tutti i dati nazionali necessari per preparare la valutazione del rischio.

In proposito, il documento trasmesso dal Governo (elaborato dal Ministero dello sviluppo economico ai sensi dell’articolo 6, comma 4, della legge n. 234 del 2012) rileva che la previsione in termini di obbligatorietà della cooperazione con le conseguenze che ne possono derivare in termini di eventuale “taglio della domanda del settore termoelettrico a gas, dei consumatori industriali e di una parte dei consumatori civili non domestici”, costituisce un elemento problematico suscettibile di pregiudicare l’interesse nazionale.

La valutazione del rischio deve essere redatta secondo un apposito modello, di cui all’allegato IV alla proposta di regolamento. La valutazione del rischio, una volta approvata dagli Stati membri della regione, è notificata alla Commissione entro il 1° settembre 2018 ed è aggiornata ogni quattro anni - in luogo degli attuali due anni - a meno che le circostanze giustifichino aggiornamenti più frequenti.

In proposito, si tratta di capire se la diversa cadenza temporale non possa pregiudicare la tempestività di eventuali adattamenti, anche in considerazione della ragionevole evoluzione degli scenari e dei mercati.

Infine, è previsto che entro il 1° novembre 2017 l'ENTSOG (European Network of Transmission System Operators for Gas) proceda ad una simulazione di scenari di perturbazione della fornitura e dell'infrastruttura a livello unionale.

Gli scenari sono definiti dall'ENTSOG in consultazione con il gruppo di coordinamento del gas, mentre le autorità competenti mettono a disposizione dell'ENTSOG i dati necessari alle simulazioni (valori di picco della domanda, capacità di produzione e misure sul versante della domanda). Le autorità competenti tengono conto dei risultati delle simulazioni nella preparazione della valutazione del rischio, dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza. La simulazione degli scenari è aggiornata ogni quattro anni, salvo che le circostanze richiedano aggiornamenti più frequenti.

L’articolo 7 (attuale articolo 4) riguarda la definizione dei piani di azione preventivi e dei piani di emergenza. La proposta in esame prevede che le autorità competenti degli Stati membri di ciascuna regione, previa consultazione delle parti interessate (imprese di gas naturale, organizzazioni dei clienti civili e industriali, autorità nazionali di regolamentazione), definiscono di comune accordo:

·         un piano d'azione preventivo per eliminare o mitigare i rischi individuati nella regione, compresi quelli di dimensioni puramente nazionali, conformemente alla valutazione del rischio;

·         un piano di emergenza per eliminare o mitigare l'impatto di una perturbazione della fornitura di gas nella regione, compresi gli eventi di dimensioni puramente nazionali.

Se le misure riguardano rischi di dimensioni puramente nazionali, esse sono sviluppate da ciascuna autorità competente della regione e inserite nei piani regionali. Le misure nazionali non devono, però, ostacolare l'efficacia delle misure a livello regionale.

Per l’elaborazione dei piani è previsto un procedimento analogo a quello descritto per la valutazione del rischio, relativamente al meccanismo di cooperazione e al ruolo di facilitatore che può essere svolto dalla Commissione. Come la valutazione del rischio, anche i suddetti piani devono essere sviluppati secondo appositi modelli, di cui all'allegato V alla proposta di regolamento.

Infine, è previsto che i piani d'azione preventivi e i piani d'emergenza siano adottati da tutti gli Stati membri della regione, resi pubblici e notificati alla Commissione entro il 1° marzo 2019.

Le norme successive prevedono una definizione meno dettagliata delle fasi del procedimento di esame dei piani da parte della Commissione, alla quale vengono anche conferiti maggiori poteri. In particolare, entro quattro mesi dalla notifica (non più entro tre mesi), la Commissione esamina i piani tenendo debitamente conto anche della valutazione tra pari, oltre che dei pareri espressi in sede di gruppo di coordinamento del gas (anche per la valutazione tra pari è prevista un’apposita procedura, di cui all'allegato VI).

La Commissione può raccomandare alle autorità competenti della regione di riesaminare i piani (tra le motivazioni sono aggiunti i rischi di distorcere la concorrenza o ostacolare il funzionamento del mercato interno del gas). Entro tre mesi, le autorità competenti possono notificare alla Commissione il piano modificato ovvero, in caso di disaccordo con le raccomandazioni, ne illustrano i motivi alla Commissione. In tal caso la Commissione, entro tre mesi, può decidere di imporre la modifica del piano in questione. In sostanza, si realizza un notevole rafforzamento dei poteri della Commissione, atteso che il procedimento vigente si limita a prevedere che il parere della Commissione è tenuto nella massima considerazione dall’autorità competente.

Per quanto riguarda il contenuto del piano d’azione preventivo di cui all’articolo 8 (attuale articolo 5), la proposta in esame dispone che esso riporti, oltre al contenuto già previsto dal regolamento vigente, anche:

·         la definizione di clienti protetti in ciascuno Stato membro della regione, comprese le informazioni sui relativi volumi di consumo annui e la percentuale del consumo totale annuo finale che rappresentano nello Stato membro;

·         informazioni sull'impatto economico, l'efficienza e l'efficacia delle misure contenute nel piano;

·         la descrizione degli effetti delle misure contenute nel piano sul funzionamento del mercato interno dell'energia e sui mercati nazionali;

·         la descrizione dell'impatto delle misure sull'ambiente e i consumatori.

Le nuove norme, inoltre, obbligano gli Stati membri ad effettuare una valutazione d'impatto - di cui è definito il contenuto minimo - di tutte le misure preventive non di mercato che devono essere adottate dopo l'entrata in vigore del presente regolamento. La valutazione d'impatto e le misure adottate sono pubblicate dall'autorità competente e notificate alla Commissione, che, entro quattro mesi, può richiedere agli Stati membri di modificarle. In alcuni casi, la Commissione può imporre la modifica o la revoca di una misura (se rischia di distorcere il mercato interno dell'Unione o lo sviluppo del mercato nazionale del gas; se non è necessaria né proporzionale; se rischia di compromettere la sicurezza dell'approvvigionamento di altri Stati membri). La misura adottata entra in vigore solo una volta approvata dalla Commissione o modificata secondo la decisione della Commissione.

Al riguardo, potrebbe risultare opportuno acquisire l’avviso del Governo sulla sostenibilità degli adempimenti posti a carico degli Stati membri. Lo stesso Governo, nel documento trasmesso ai sensi dell’articolo 6, comma 4, della legge n. 234 del 2012, fa riferimento ai possibili aggravi amministrativi relativi agli obblighi di comunicazione e agli scambi di informazioni delle imprese importatrici, ivi compresi gli obblighi di comunicare alla Commissione dati sensibili sui contratti di approvvigionamento.

Il piano d'azione preventivo deve essere aggiornato ogni quattro anni, in luogo degli attuali due, a decorrere dal 1° marzo 2019, a meno che le circostanze o la Commissione chiedano aggiornamenti più frequenti.

Per quanto riguarda il contenuto del piano di emergenza, di cui all’articolo 9 (attuale articolo 10), la proposta di regolamento stabilisce, in aggiunta al contenuto di cui alla normativa vigente, che il piano descrive:

·         le modalità tecniche o giuridiche disposte per evitare l'indebito consumo di gas dei consumatori non protetti;

·         le modalità tecniche e finanziarie disposte per applicare gli obblighi di solidarietà.

Il piano di emergenza è aggiornato ogni quattro anni – in luogo degli attuali due - a decorrere dal 1° marzo 2019, salvo che le circostanze o la Commissione chiedano aggiornamenti più frequenti.

Infine, si prevede che il piano di emergenza preservi l'accesso transfrontaliero alle infrastrutture[2], nella misura del possibile sotto il profilo tecnico e della sicurezza in caso di emergenza, senza introdurre misure che limitano indebitamente il flusso transfrontaliero di gas.

Le norme relative alla dichiarazione dello stato di crisi, di cui all’articolo 10, paragrafo 1 (attuale paragrafo 3), e quelle relative alle risposte all’emergenza a livello regionale e dell’Unione, di cui all’articolo articolo 11 restano sostanzialmente inalterate.

Si segnala che nel documento trasmesso dal Governo (elaborato dal MInistero dello sviluppo economico) ai sensi dell’articolo 6, comma 4, della legge 234 del 2012, si evidenzia, quale profilo di criticità, l’attribuzione alla Commissione europea piuttosto che agli Stati membri di decisioni chiave citando, in particolare, il caso della possibilità, da parte della Commissione, di dichiarare un’emergenza regionale, che ridurrebbe le possibilità per i singoli Stati membri di porre in essere le misure di contrasto ritenute opportune.

Un’importante novità è introdotta dall’articolo 12, che introduce il principio di solidarietà, in base al quale, se uno Stato membro applica una norma di fornitura più elevata, che può ridurre i flussi di gas da un paese all'altro, compromettendo l'approvvigionamento in uno Stato membro confinante, in caso di emergenza la fornitura più elevata deve essere ricondotta al livello che garantisce il servizio a tutti i clienti protetti. In particolare, qualora uno Stato membro dichiari lo stato di emergenza, la norma prevede che, finché non sia assicurata la fornitura ai clienti protetti (clienti civili, servizi sociali essenziali e impianti di teleriscaldamento negli altri Stati membri direttamente collegati allo Stato membro in stato di emergenza), la fornitura ai clienti non protetti non proseguirà per poter approvvigionare i clienti protetti. Il gas non fornito ai clienti non protetti sarà inviato allo Stato membro in stato di emergenza per approvvigionare i clienti protetti, in base a modalità tecniche, giuridiche e finanziarie concordate tra gli Stati membri. Tale misura si applicherà dal 1° marzo 2019.

Per quanto riguarda lo scambio di informazioni (articolo 13), la proposta aumenta il numero delle informazioni contrattuali che le imprese di gas devono trasmettere all’autorità competente (i volumi di gas minimi giornalieri, mensili e annui e le condizioni di sospensione delle forniture di gas) e alla Commissione europea. In particolare, andranno trasmessi all’autorità competente e alla Commissione i contratti di fornitura di gas della durata superiore ad un anno che, individualmente o cumulativamente, coprono il 40% del mercato nazionale. Inoltre, in circostanze debitamente giustificate, se vi è motivo di ritenere che un contratto possa compromettere la sicurezza dell'approvvigionamento di uno Stato membro, di una regione o dell'Unione, l'autorità competente che opera nello Stato membro in cui l'impresa ha concluso il contratto, oppure la Commissione europea, può chiedere all'impresa di trasmettere il contratto al fine di valutarne l'impatto sulla sicurezza dell'approvvigionamento.

L’articolo 14, concernente il Gruppo di coordinamento del gas (di cui all’attuale articolo 12), resta sostanzialmente immutato. Il Gruppo svolge funzioni di consulenza per la Commissione, ai fini del coordinamento delle misure di sicurezza dell'approvvigionamento, e monitora l'adeguatezza e l'opportunità delle misure adottate.

L’articolo 15 riguarda le relazioni tra le parti contraenti della Comunità dell'energia[3] e gli Stati membri dell'Unione. La norma fa riferimento a disposizioni specifiche della proposta di regolamento (quadro di riferimento per la valutazione del rischio, prevenzione dei rischi e adozione di misure di emergenza) che assoggettano gli Stati membri dell'Unione a obblighi di carattere transfrontaliero nei confronti delle parti contraenti della Comunità dell’energia, sulla base di un’apposita procedura (un atto congiunto emanato nell'ambito della Comunità dell'energia che adotta e integra il regolamento nella Comunità dell'energia e introduce obblighi di reciprocità in capo alle parti contraenti della Comunità dell'energia nelle relazioni con gli Stati membri). I suddetti obblighi troveranno applicazione solo in seguito a una decisione della Commissione.

La proposta in esame modifica parzialmente l’articolo 14, relativo al monitoraggio della Commissione. In particolare, si prevede che la Commissione monitori continuamente le misure di sicurezza dell'approvvigionamento del gas e ne riferisca regolarmente al gruppo di coordinamento del gas.

Qualora lo ritenga opportuno, la Commissione formula conclusioni su possibili strumenti per rafforzare la sicurezza dell'approvvigionamento e riferisce al Parlamento europeo e al Consiglio sull’applicazione del provvedimento in esame, includendo anche raccomandazioni finalizzate al suo miglioramento.

L’articolo 18, infine, conferisce alla Commissione il potere di adottare atti delegati per un periodo indeterminato, revocabile in qualsiasi momento dal Parlamento europeo o dal Consiglio.

In merito, si osserva che l’ambito delle questioni su cui la Commissione può esercitare la delega è molto ampio perché verte su un serie di disposizioni non secondarie (configurazione delle regioni, valutazione del rischio, piani preventivi e di emergenza). Occorre, pertanto, valutare l’opportunità di una limitazione dei poteri di delega conferiti alla Commissione sia nel contenuto che nei tempi.

Base giuridica

La base giuridica del regolamento è individuata nell’articolo 194 del Trattato sul funzionamento dell'Unione europea (TFUE), concernente la politica dell’Unione nel settore dell’energia, intesa, ai sensi dello stesso articolo, in uno spirito di solidarietà tra Stati membri, a:

·         garantire il funzionamento del mercato dell'energia;

·         garantire la sicurezza dell'approvvigionamento energetico nell'Unione;

·         promuovere il risparmio energetico, l'efficienza energetica e lo sviluppo di energie nuove e rinnovabili;

·         promuovere l'interconnessione delle reti energetiche.

Sussidiarietà (per la competenza non esclusiva)

Ad avviso della Commisisone, la crescente interconnessione dei mercati del gas nell'Unione e l'"approccio per corridoi", concepito per poter invertire i flussi negli interconnettori, richiedono misure coordinate. Senza coordinamento, le misure nazionali di sicurezza dell'approvvigionamento possono andare a scapito di altri Stati membri o compromettere la sicurezza dell'approvvigionamento a livello di Unione. Situazioni come l'ondata di freddo del 2012 e la prova di stress del 2014 hanno dimostrato l'importanza della messa in campo di azioni coordinate e della solidarietà. L'azione a livello di Unione potrebbe, inoltre, essere necessaria in determinate situazioni (emergenza a livello unionale e regionale) in cui la sicurezza dell'approvvigionamento nell'Unione non può essere conseguita in misura sufficiente dai soli Stati membri ma può, a motivo della portata o degli effetti dell'azione, essere conseguita meglio a livello di Unione.

Proporzionalità

Secondo la Commisione, la proposta di regolamento non propone un'armonizzazione piena, ossia l'imposizione di tutte le misure a livello di Unione. Il rafforzamento della cooperazione regionale, imperniato su alcune norme stabilite a livello di Unione, sarebbe necessario per affrontare in modo soddisfacente le carenze dell'attuale sistema (valutazione nazionale dei rischi e piani nazionali) e consentirebbe di risolvere i problemi a livello regionale senza introdurre prescrizioni superflue. L'approccio proposto nel progetto di regolamento sarebbe, pertanto, proporzionato.

Per quanto riguarda la scelta dello strumento, secondo la Commissione, poiché l'atto giuridico proposto è inteso a migliorare e rafforzare le misure e le procedure previste dall'attuale regolamento, lo strumento adatto è il regolamento.

Valutazione d'impatto

Il comitato per la valutazione d'impatto ha emesso un parere favorevole il 16 dicembre 2015. In particolare, è stato valutato l'impatto di quattro opzioni strategiche:

·         rafforzamento dell'attuazione e norme non vincolanti,

·         migliore coordinamento e soluzioni ad hoc,

·         migliore coordinamento accompagnato da alcuni principi/norme definiti a livello dell'Unione,

·         piena armonizzazione.

L'opzione prescelta è stata la terza, in quanto considerata la migliore sotto il profilo dell'efficacia e dell'efficienza. Nella valutazione d’impatto sono stati considerati i seguenti effetti.

·         costi e impatto sui prezzi: l'impatto complessivo su costi e prezzi è considerato molto limitato, tenuto conto che alcune misure sono concepite proprio al fine di evitare costi inutili e sfruttare le sinergie. Nel complesso, in base alla valutazione, dovrebbero ridursi i costi per tutti i consumatori, mentre misure come le valutazioni regionali dei rischi, i piani regionali o le disposizioni relative ai contratti non dovrebbero comporterare un aumento significativo dei costi, malgrado un aumento degli oneri amministrativi. Gli strumenti che potrebbero influire di più sui costi sono il perfezionamento dei calcoli della norma N-1 e gli obblighi di inversione del flusso. Una formula N-1 perfezionata potrebbe comportare maggiori investimenti, che dovrebbero tuttavia basarsi su una valutazione dello Stato membro interessato e su un quadro più preciso della capacità reale;

·         impatto sui cnsumatori e le PMI: l'opzione prescelta dovrebbe essere favorevole sia per gli operatori del mercato sia per i consumatori, attraverso un aumento della trasparenza e dell'efficienza dei costi di conformità. Le piccole e medie imprese continuerebbero ad essere considerate "clienti protetti" a discrezione dei singoli Stati membri, con la principale differenza che non sarebbero protette dal principio di solidarietà.

 

In linea generale, il documento predisposto dal Governo sottolinea che la proposta di regolamento della Commissione ha suscitato diffuse perplessità da parte di quasi tutti gli Stati membri, con l’unica eccezione della Polonia. Le perplessità “hanno riguardato essenzialmente i temi della cooperazione regionale, solidarietà, scambio di informazioni (trasparenza) e standard di approvigionamento. In particolare, su tali temi la delegazione italiana ha presentato un non paper congiunto con le delegazioni di Francia, Germania, Austria e Belgio che, insieme all’Italia, costituirebbero una minoranza di blocco in grado di non far passare la proposta. La Presidenza olandese ritiene di chiudere il suo semestre con un progress report che faccia stato della situazione del negoziato, eventualmente facendolo seguire anche da un dibattito politico al Consiglio dei Ministri dell’energia in programma per il 6 luglio 2016, e rimandare quindi il dossier alla successiva Presidenza slovacca”.

 

Sicurezza dell’approvvigionamento del gas

(A CURA DEL SERVIZIO STUDI)

 

Quadro normativo nazionale

In Italia gli atti legislativi e i documenti strategici principali inerenti alla sicurezza dell'approvvigionamento del gas sono:

·         il decreto  legislativo  n. 164/2000;

·         il decreto legislativo n. 93/2011, con i relativi decreti ministeriali di attuazione;

·         la Strategia energetica nazionale (SEN);

·         il Piano di azione preventivo;

·         il Piano di emergenza e monitoraggio della sicurezza degli approvvigionamenti di gas naturale;

·         gli scenari decennali relativi allo sviluppo del mercato del gas naturale.

Inoltre, in materia opera il Regolamento (UE) n. 994/2010 del Parlamento europeo e del Consiglio concernente misure volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas.

I soggetti istituzionali con funzioni di indirizzo, programmazione e regolazione sono:

·         Direzione generale per la sicurezza dell’approvvigionamento e le infrastrutture energetiche del Dipartimento per l’energia del Ministero dello Sviluppo Economico;

·         AEEGSI Autorità per l’energia elettrica e il gas e il sistema idrico;

·         Comitato tecnico di emergenza e monitoraggio.

Inoltre sono coinvolti altri attori tra cui:

• la società Snam Rete Gas S.p.A, come impresa maggiore di trasporto;
• la società Stogit S.p.A, come impresa maggiore di stoccaggio;
• TERNA S.p.A., come società cui fa capo l’attività di dispacciamento dell’energia elettrica, in conformità a quanto previsto dal decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri 11 maggio 2004, in tema di unificazione della proprietà e della gestione della rete nazionale di trasmissione.

 

I piani di emergenza e prevenzione

Il Regolamento della Commissione Europea n. 994 del 2010, concernente misure volte a garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas naturale prevede, tra gli altri obblighi, che ogni Stato Membro dell’Unione Europea rediga, con periodici aggiornamenti, tre documenti utili a descriverne i rischi dei sistemi nazionali del gas naturale, ad attuare precauzioni affinché il rischio sia mitigato e a gestire situazioni di crisi.

Questi documenti sono la “valutazione del rischio” (risk assessment), il “piano di azione preventivo” (preventive action plan) ed il “piano di emergenza” (emergency plan).

Il piano di azione preventivo

Il Piano di azione preventivo è predisposto dal Ministero dello Sviluppo Economico, avvalendosi del Comitato tecnico di emergenza e monitoraggio e comunicato successivamente alla Commissione europea (articolo 8, commi 1 e 2, del D.lgs. n. 93/2011).

La disposizione è stata attuata con il D.M 19/04/2013.

Il Piano contiene:

a) i risultati della valutazione del rischio;

b) le misure, i volumi, le capacità e le tempistiche necessari per il rispetto delle norme in materia di infrastrutture e approvvigionamento incluso, ove opportuno, il limite fino al quale le misure a livello di domanda possono compensare adeguatamente, in maniera tempestiva, un’interruzione dell’approvvigionamento, l’identificazione della principale infrastruttura del gas e di ogni altra norma relativa all’aumento di fornitura;

c) gli obblighi delle imprese di gas naturale e di altri organismi del caso, anche per il funzionamento sicuro del sistema del gas;

d) le altre misure di prevenzione, quali quelle relative alla necessità di rafforzare le interconnessioni tra Stati membri confinanti e la possibilità, se opportuno, di diversificare le rotte del gas e le fonti di approvvigionamento per affrontare i rischi individuati, al fine di mantenere nella maggiore misura possibile l’approvvigionamento di gas di tutti i clienti;

e) i meccanismi da utilizzare, ove opportuno, per la cooperazione con altri Stati membri ai fini della formulazione e dell’attuazione dei piani comuni d’azione preventivi e dei piani comuni di emergenza;

f) le informazioni riguardanti le interconnessioni esistenti e future, incluse quelle che forniscono l’accesso alla rete del gas dell’Unione Europea, i flussi transfrontalieri, l’accesso transfrontaliero alle strutture di stoccaggio e la capacità fisica di trasporto del gas in entrambe le direzioni («capacità bidirezionale»), in particolare in caso di emergenza;

g) le informazioni riguardanti tutti gli obblighi di servizio pubblico che si riferiscono alla sicurezza di approvvigionamento del gas.

 

In concreto nel Piano sono stati definiti 6 scenari: 3 scenari principali di crisi e 3 versioni aggravate degli scenari stessi (scenari “stressati”).

Ogni scenario è costruito su una differente macro categoria di rischio (politica, economica, eventi naturali). I rischi di natura tecnica sono invece considerati nello scenario caratterizzato da rischi di carattere naturale.

Il primo scenario è uno scenario di crisi geo-politica che considera il rischio di nuove proteste e scontri nei paesi del Nord Africa, ovvero Algeria e Libia, dai quali l’Italia importa gas naturale. Si considera il maggior impatto ipotizzabile di tale rischio, ovvero la completa interruzione delle importazioni via gasdotto attraverso il Greenstream e il Transmed. All’interno di questo scenario si è poi considerato anche un rischio economico, ovvero la diversa destinazione delle navi metaniere GNL verso paesi con prezzi più elevati, dovuto all’instabilità e alla volatilità dei prezzi, effetto di un contesto geo-politico agitato. Tale rischio porta alla perdita della capacità di rigassificazione dei terminali GNL italiani non oggetto di contratti di lungo periodo, ovvero la capacità spot.

Il secondo scenario è uno scenario che considera la crisi dovuta al contemporaneo accadimento di rischi dovuti ad eventi naturali estremi. Nel dettaglio si considera l’azzeramento della capacità del gasdotto TAG provocato dal verificarsi di una frana. In aggiunta si considera anche il verificarsi di nevicate eccezionali nel Nord del paese con conseguente azzeramento della capacità di generazione da fotovoltaico distribuito. Il verificarsi di tale rischio comporta la necessità di sopperire alla mancata produzione fotovoltaica ricorrendo alla generazione termoelettrica alimentata a gas naturale. È stato assunto, in via conservativa, che tutta la mancata produzione da fotovoltaico venga sostituita con generazione termoelettrica alimentata a gas. Ciò provoca un aumento della domanda di gas ed una ulteriore riduzione del rapporto offerta/domanda per la valutazione degli impatti. Infine si è considerato, all’interno di questo scenario, anche il guasto tecnico al principale campo di stoccaggio, che è Fiume Trieste, con conseguente azzeramento della capacità di erogazione.

Il terzo scenario è uno scenario di crisi che considera un particolare stress di origine economico-commerciale. In questo scenario si ipotizza il verificarsi di un’interruzione del gasdotto TAG dovuto ad una disputa commerciale tra Russia e Ucraina (come quella verificatasi nel 2009) con conseguente blocco delle forniture di gas russo verso l’Italia. In aggiunta si considera il rischio di alta volatilità ed instabilità dei prezzi del GNL che portano ad una diversa destinazione delle navi metaniere dirette ai rigassificatori italiani, non legate da contratti di lungo periodo.

Il piano di emergenza

Il Piano di emergenza è predisposto dal Ministero dello Sviluppo Economico, avvalendosi del Comitato tecnico di emergenza e monitoraggio e comunicato successivamente alla Commissione europea (articolo 8, commi 1 e 2, del D.lgs. n. 93/2011).

La disposizione è stata attuata con il D.M 19/04/2013.

 

Il Piano si fonda su 3 livelli di crisi :

- livello di preallarme (early warning) sussiste quando esistono informazioni concrete, serie ed affidabili secondo le quali può verificarsi un evento che potrebbe deteriorare significativamente la situazione dell’approvvigionamento e che potrebbe far scattare il livello di allarme o il livello di emergenza;

- livello di allarme (alert) sussiste quando si verificano una riduzione o interruzione di una o più delle fonti di approvvigionamento o una domanda di gas eccezionalmente elevata, tali da deteriorare significativamente la situazione dell’approvvigionamento, ma alle quali il mercato è ancora in grado di far fronte senza dover ricorrere a misure diverse da quelle di mercato;

- livello di emergenza (emergency) consegue ad una domanda di gas eccezionalmente elevata o ad una interruzione significativa dell’approvvigionamento od altra alterazione significativa della situazione dell’approvvigionamento, nel caso in cui tutte le misure di mercato siano state attuate ma la fornitura di gas sia ancora insufficiente a soddisfare la domanda rimanente di gas e pertanto debbano essere introdotte misure diverse da quelle di mercato allo scopo di garantire l’approvvigionamento di gas ai clienti protetti.

 

La Strategia energetica nazionale (SEN)

La SEN è stata approvata con decreto interministeriale dell'8 marzo 2013. Tra gli obiettivi della SEN è previsto il rafforzamento della sicurezza degli approvvigionamenti, soprattutto nel settore del gas, e la riduzione della dipendenza dall’estero. A tal fine, il documento di strategia identifica misure specifiche per lo sviluppo di un mercato competitivo del gas e di un hub sud-europeo. Gli interventi previsti sono costituiti dalla realizzazione di infrastrutture strategiche, ed in particolare di nuova capacità di stoccaggio e di terminali di GNL, e di altre infrastrutture di importazione.

Per quanto riguarda i gasdotti, la SEN intende promuovere l’apertura del Corridoio Sud per l’importazione di gas dall’area del Caspio verso l’Italia, attraverso il progetto Trans Adriatic Pipeline (TAP). Inoltre, la SEN intende facilitare lo sviluppo di nuove rotte di importazione, con particolare attenzione alle possibili evoluzioni del progetto GALSI dall’Algeria e nuovi progetti di importazione del gas dal bacino del Mediterraneo.

Per quanto riguarda la rigassificazione, la SEN prevede che sia necessario realizzare un terminale di rigassificazione di capacità pari a 8-16 miliardi di metri cubi/anno (8 miliardi di metri cubi/anno in presenza del TAP), in particolare per favorire l’accesso al mercato spot del GNL e ulteriormente aumentare la diversificazione delle fonti di approvvigionamento italiane.

La SEN prevede, infine, la promozione della disponibilità di capacità di controflusso (virtuale e fisica) verso i mercati del Nord e Centro Europa.

 

Gli scenari decennali relativi allo sviluppo del mercato del gas

L’articolo 16 del decreto legislativo n. 93/2011, dispone che il gestore della rete di trasporto trasmetta annualmente al MiSE, alle Regioni e all’Autorità per l'energia elettrica, il gas ed il sistema idrico (AEEGSI), previa consultazione con le parti interessate, il piano decennale di sviluppo della rete contenente gli interventi necessari per garantire l’adeguatezza del sistema e la sicurezza degli approvvigionamenti, tenendo conto anche dell’economicità degli investimenti e della tutela dell’ambiente. L’articolo 8 stabilisce inoltre che i gestori dei sistemi di trasporto realizzino una capacità di trasporto bidirezionale continua su tutte le interconnessioni transfrontaliere tra Stati membri, ivi inclusa l’interconnessione tra Italia e centro Europa attraverso il gasdotto Transitgas in territorio svizzero.

Le modalità e i criteri per la redazione del piano sono disciplinate dal decreto del Ministero dello Sviluppo Economico n. 65 del 27 febbraio 2013, adottato dopo aver acquisito il parere favorevole dell’AEEGSI con deliberazione n. 300/2012/I/GAS. Tali criteri sono stati utilizzati per la predisposizione del piano di sviluppo di Snam Rete Gas 2015-2024 che contiene la descrizione di tutte le misure per lo sviluppo del sistema, riporta le motivazioni alla base delle scelte pianificatorie, fornisce un’analisi costi/benefici e inquadra i progetti nel contesto degli altri sviluppi europei.

 

Principali infrastrutture di trasporto del gas in Italia e in Europa

Al 31 dicembre 2014 la rete nazionale di gasdotti di Snam Rete Gas si estende per 9.559 chilometri. La rete di trasporto regionale si estende invece per 22.780 chilometri. Snam Rete Gas è il principale operatore di trasporto e dispacciamento di gas naturale sul territorio nazionale, disponendo della quasi totalità delle infrastrutture di trasporto in Italia, con oltre 32.300 chilometri di gasdotti in esercizio in alta e media pressione (circa il 94% dell'intero sistema di trasporto).

La figura 8 indica l’infrastruttura di rete sia nazionale che regionale. Inoltre sono individuati anche i terminali di rigassificazione, i centri di dispacciamento, le centrali di compressione e, infine, i terminali marittimi.

 

 

 

 

La figura 12 indica le priorità dell’Europa- indicate nel Regolamento 2013/347/UE del Parlamento europeo e del Consiglio - in materia di infrastrutture energetiche transeuropee.

Vengono individuati quattro corridoi gas prioritari:

1. Interconnessione Nord - Sud in Europa Occidentale (“NSI West Gas”);

2. Interconnessione Nord - Sud in Europa Centro-Orientale e Sud-Orientale (“NSI East Gas”);

3. Corridoio Sud (“SGC”);

4. Piano di interconnessione del mercato energetico del Baltico (“BEMIP Gas”).

 

 

Il Regolamento 2013/347/UE ha inoltre definito la formazione di un gruppo di collaborazione regionale per ciascun corridoio.

L’Italia è coinvolta in tre Gruppi regionali (NSI West Gas, NSI East Gas e SGC).

Il Regolamento individua altresì i Progetti di Interesse Comune (PIC). I PIC, per il settore gas, sono identificati come quei progetti prioritari per l’effettiva realizzazione di un mercato unico europeo, che come tali possono beneficiare di procedure di autorizzazione rese più efficienti ed accelerate e di un trattamento regolatorio migliorato.

Tali progetti hanno inoltre la possibilità di accedere a finanziamenti agevolati europei.

Tra i PIC che riguardano l’Italia si evidenziano il progetto di flussi bidirezionali transfrontalieri tra Italia e Svizzera, al punto di interconnessione di Passo Gries, e la Linea Adriatica.

Tutti i PIC trovano una trattazione nel piano europeo di sviluppo della rete elaborato da ENTSOG, che costituisce un riferimento anche per il piano nazionale.

La tabella 19 elenca i progetti di interesse comune in cui è coinvolta l’Italia.

 

 

 

Esame presso altri Parlamenti nazionali

Sulla base dei dati forniti dal sito IPEX, l’esame dell’atto risulta concluso da parte di: Austria, Lituania, Portogallo e Spagna, mentre è stato avviato ed è in corso da parte di: Belgio, croazia, Repubblica Ceca, Finlandia, Germania, Irlanda, Polonia, Romania, Svezia, Paesi Bassi e Regno Unito.