Camera dei deputati

I "pacchetti energia"

A livello europeo, per armonizzare e liberalizzare il mercato interno dell'energia dell'UE, tra il 1996 e il 2009 sono stati adottati, in successiva scansione temporale, tre pacchetti legislativi di misure finalizzate alla liberalizzazione del settore,ed in particolare, l'accesso al mercato e la sua trasparenza e regolamentazione, la tutela dei consumatori, il sostegno all'interconnessione e livelli adeguati di approvvigionamento.

Grazie a tali misure, nuovi fornitori di gas ed elettricità possono accedere ai mercati degli Stati membri e i consumatori, sia industriali che domestici, sono ormai liberi di scegliere il proprio fornitore. Altre politiche dell'UE riguardano la sicurezza dell'approvvigionamento di energia elettrica, gas e petrolio nonché lo sviluppo di reti transeuropee per il trasporto di elettricità e gas.

Il primo pacchetto legislativo (direttiva 96/92/UE concernente norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e direttiva 98/30/UE relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale) è stato sostituito nel 2003 da un secondo pacchetto legislativo, che ha consentito a nuovi fornitori di gas e di elettricità di accedere ai mercati degli Stati membri e ha dato ai consumatori (a quelli industriali a partire dal 1° luglio 2004 e a quelli domestici dal1° luglio 2007) la possibilità di scegliere i propri fornitori di gas e di elettricità.

Nell'aprile 2009 è stato adottato un terzo pacchetto legislativo (che modifica il secondo) volto a liberalizzare ulteriormente il mercato interno dell'elettricità e del gas. Le nuove direttive, quella sul mercato interno dell'UE dell'energia elettrica (2009/72/UE), che abroga la direttiva 2003/54/UE, e quella sul mercato interno dell'UE del gas (2009/73/UE), che abroga la direttiva 2003/55/UE, provvedono in particolare a:

• disciplinare la proprietà delle reti di trasmissione dell'elettricità e di trasporto del gas garantendo una chiara separazione tra le attività di fornitura e di produzione da un lato e quelle di gestione delle reti dall'altro, attraverso tre modelli organizzativi: la completa «separazione proprietaria», il gestore di sistemi indipendente (GSI — responsabile della manutenzione delle reti, mentre gli elementi patrimoniali restano di proprietà dell'impresa integrata) e il gestore di trasmissione/trasporto indipendente (GTI — un sistema di norme dettagliate che garantiscono l'autonomia, l'indipendenza e gli investimenti necessari nell'attività di trasmissione/trasporto);
• assicurare una più efficace vigilanza da parte di autorità nazionali di regolamentazione  realmente indipendenti, mediante il rafforzamento e l'armonizzazione delle competenze e dell'indipendenza di tali autorità, così da consentire un accesso effettivo e non discriminatorio alle reti di trasmissione/trasporto;
• rafforzare la tutela dei consumatori e garantire la tutela dei consumatori vulnerabili;
• disciplinare l'accesso di terzi allo stoccaggio del gas e agli impianti di gas naturale liquefatto (GNL, o LNG secondo l'acronimo inglese) e stabilire norme concernenti la trasparenza e la periodica presentazione di relazioni sulle riserve di gas;
• promuovere la solidarietà regionale richiedendo agli Stati membri di cooperare nel caso di gravi perturbazioni dell'approvvigionamento di gas, coordinando le misure di emergenza nazionali e sviluppando interconnessioni delle reti di gas.

Il terzo pacchetto energia è inoltre costituito dai seguenti ulteriori atti legislativi europei:

• Direttiva 2008/92/UE sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas ed energia elettrica
• Regolamento 2009/713/UE sull'Agenzia UE per la cooperazione tra Regolatori nazionali per l'energia
• Regolamento 2009/714/UE sugli scambi transfrontalieri di energia elettrica
• Regolamento 2009/715/UE sulle reti di trasporto e stoccaggio gas, successivanemtne integrato dal Regolamento 2013/984/UE
• Regolamento 2010/994/UE sulla sicurezza di approvvigionamento di gas.

Il terzo pacchetto energia, entrato in vigore il 3 marzo 2011, in diversi Stati membri  non è ancora stato pienamente attuato. L'talia vi ha proceduto con il D.Lgs. 93/2011 come da ultimo modificata dalla legge europea 2015-2016 (L. n. 122/2016).

A livello europeo, sono attualmente all'esame un pacchetto di proposte che intervengono sulla disciplina relativa al mercato dell'energia di cui alle norme contenute nel cosiddetto "terzo pacchetto Energia" adottato nel 2009. Si tratta della

• Proposta di direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica (COM(2016)864)
• Proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio sul mercato interno dell'energia elettrica (COM(2016)861)
• Proposta di regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio che istituisce un'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (COM(2016)863).

I provvedimenti proposti prevedono, nel loro insieme, misure concernenti un nuovo assetto dei sistemi elettrici al fine di garantire:
- l'integrazione delle fonti rinnovabili nel sistema di rete;
- il passaggio da un sistema basato su grandi impianti di produzione a un sistema caratterizzato da numerosi piccoli impianti di generazione decentrati e connessi direttamente alla rete di distribuzione;
- la partecipazione attiva dei consumatori/auto-produttori (sia civili che industriali), nonché di aggregatori di consumatori;
- segnali di prezzo chiari e trasparenti.
Sulla base di questi principi, si propone, da un lato, un quadro normativo più dettagliato per il mercato del bilanciamento e, dall'altro, una disciplina del mercato della capacità per garantire la stabilità e la sicurezza del sistema elettrico.

Il pacchetto di proposte rientra nel più ampio pacchetto di iniziative della Commissione europea denominato "Energia pulita per tutti gli europei", che comprende misure in materia di efficienza energetica, energie rinnovabili, sicurezza dell'approvvigionamento di energia elettrica e governance dell'Unione dell'energia. Esso è stato oggetto di esame da parte della X Commissione attività produttive della Camera per l'espressione in fase ascendente di rilievi con l'approvazione di un documento conclusivo, in data 2 agosto 2017. Per un'analisi più approfondita delle proposte si rinvia al Dossier predisposto dall'Ufficio Rapporti con l'Unione europea di Documentazione per le Commissioni, n. 81 del 14 marzo 2017.

Per ciò che concerne l'Italia, nel corso della XVII legislatura, si è intervenuti sul D.Lgs. n. 93/2011 di recepimento del "Terzo pacchetto energia" per dar seguito ai rilievi mossi dalla Commissione UE circa la non corretta attuazione del pacchetto da parte dello Stato italiano. Vari di tali rilievi hanno riguardato i poteri dell'ARERA (ex AEEGSI) e la sua indipendenza dal Ministero dello sviluppo economico (sul punto si rinvia al tema dell'attività parlamentare concernente il ruolo e le funzioni dell'Autorità per l'energia elettrica il gas ed il sistema idrico) e, nella legge annuale sulla concorrenza, vi sono misure per una completa liberazzazione del settore energetico (elettricità e gas).

Per ciò che attiene alle misure legislative e piani nazionali nel settore dell'energia adottati nei principali paesi europei, si rinvia all'appunto relativo.

Interventi di recepimento dei "pacchetti energia" e per la liberalizzazione dei mercati energetici

I due mercati energetici principali sono, nel nostro Paese, quelli dell'elettricità e del gas. Sin dalla metà degli anni '90 i Governi che si sono succeduti alla guida del Paese hanno assunto iniziative per attuare gli indirizzi comunitari in materia di apertura del mercato interno dell'energia elettrica e del gas, nella consapevolezza che un'effettiva politica energetica europea possa realizzarsi appieno solo in un contesto di regole armonizzate e, soprattutto, di eliminazione delle asimmetrie nei processi di apertura dei singoli mercati nazionali.

Le basi per la progressiva apertura dei mercati energetici sono state poste, alla fine degli anni novanta, con l'adozione dei decreti legislativi: D.Lgs. n. 79/1999 (per il settore elettrico, recettivo della direttiva 1996/92/UE) e D.Lgs. n. 164/2000 (per il settore del gas, recettivo della direttiva 1998/30/UE).

In particolare, con l'obiettivo di fondo di ridurre i differenziali di prezzo rispetto agli altri Paesi europei, i provvedimenti erano volti a promuovere il superamento, quand'anche con modalità e tempi tali da assicurare la necessaria gradualità dei processi, delle situazioni di monopolio pubblico che caratterizzavano gli assetti dei mercati energetici in Italia.

Per quanto riguarda il settore elettrico sono state, innanzitutto, sostanzialmente liberalizzate le attività di produzione, importazione, esportazione, acquisto e vendita di energia. Successivamente è stata avviata la ristrutturazione dell'ENEL, con la separazione della proprietà della rete nazionale dalla sua gestione e l'affidamento dell'attività di trasmissione e dispacciamento a un ente di gestione di diritto pubblico chiamato ad operare secondo principi di neutralità e imparzialità. Quanto alla posizione dominante dell'operatore pubblico, a fronte dell'introduzione del divieto di controllo di più del 50% della capacità complessiva di importazione e produzione nazionale, l'ENEL è stata chiamata a cedere, entro il 1° gennaio 2003, almeno 15.000 Kw della propria capacità.

Per quanto concerne il settore del gas, gli interventi più significativi hanno riguardato la sostanziale liberalizzazione delle attività di importazione, esportazione, trasporto e vendita, nonché l'introduzione del principio dell'affidamento soltanto mediante gara, e per periodi limitati, dei servizi di distribuzione del gas a livello locale. Come per il settore elettrico, inoltre, è stata prevista la progressiva apertura del mercato e il ridimensionamento dell'operatore dominante (con la progressiva riduzione dei limiti di vendita e immissione nella rete al di sopra dei quali si configura l'abuso di posizione dominante).

Si rileva che la liberalizzazione dei servizi di distribuzione del gas ha seguito un percorso segnato da vari interventi di proroga dei termini per la pubblicazione dei bandi di gara per gli affidamenti in ambito locale, interventi che sono stati reiterati anche nel corso della XVII legislatura.

La legge di riordino del settore dell'energia (L. 239/2004), oltre a precisare le competenze di Stato e Regioni in materia energetica, ha stimolato soprattutto l'ulteriore progresso della liberalizzazione del mercato elettrico a favore dei clienti finali, nel rispetto degli obblighi di servizio pubblico derivanti dalla normativa comunitaria e dalla legislazione vigente. La concessione delle attività di trasporto e di dispacciamento, con l'obbligo di connessione di terzi secondo criteri di trasparenza ed imparzialità, dapprima affidata al Gestore della rete di trasmissione nazionale (GRTN), è stata successivamente trasferita alla società Terna Spa, proprietaria della rete di trasporto nazionale (per effetto del DPCM 11 maggio 2004), con la previsione della riduzione da parte di ENEL della propria partecipazione in detta società ad una quota non superiore al 20%. Terna è partecipata per il 29,85% da Cassa depositi e Prestiti, a sua volta partecipata in via diretta dallo Stato.

L'attività di distribuzione continua ad essere svolta dalle imprese distributrici titolari di concessioni, rilasciate dal Ministero dello sviluppo economico nel maggio 2001, ed aventi scadenza il 31 dicembre 2030.

All'interno di questo sistema allo Stato sono rimasti affidati i compiti di assumere le determinazioni inerenti l'importazione e l'esportazione dell'energia, di definire il quadro settoriale di programmazione (anche con riferimento alla ricerca scientifica), di definire i principi per il coordinato utilizzo delle risorse finanziarie regionali, nazionali e dell'Unione europea. Sono inoltre rimasti di competenza dello Stato i compiti relativi all'adozione di misure finalizzate a garantire l'effettiva concorrenzialità del mercato dell'energia elettrica, alla definizione dei criteri generali per le nuove concessioni di distribuzione dell'energia elettrica e per l'autorizzazione alla costruzione e all'esercizio degli impianti di generazione di energia elettrica termica superiore ai 300 MW.

Nell'aprile del 2004 si è aperta una nuova fase del processo di liberalizzazione con l'avvio del mercato elettrico (IPEX - Italian Power Exchange), luogo virtuale in cui ogni giorno produttori e acquirenti si incontrano per vendere e comprare energia e affidato al Gestore del Mercato (GME), creato in risposta alle esigenze di stimolare la concorrenza nelle attività di produzione e vendita e di favorire la massima efficienza nella gestione del dispacciamento dell'energia elettrica.

A questo medesimo soggetto – trasformato perciò da Gestore del mercato elettrico a Gestore del mercato dell'energia - è stata affidata, dalla Legge n. 99/2009, anche la gestione economica del mercato del gas naturale (art. 30), da organizzare secondo criteri di neutralità, trasparenza, obiettività e concorrenza. Il D.M. 18 marzo 2010 e il D.M. 6 agosto 2010 hanno danno avvio in maniera graduale alla Borsa del gas affidata al GME. La stessa norma del 2009 ha assegnato ad un soggetto denominato Acquirente Unico, quale fornitore di ultima istanza, il compito di garantire la fornitura di gas ai clienti finali domestici in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio.

Un insieme organico di innovazioni al settore è stato apportato nel 2011 con il D.Lgs. 93/2011 che, attuando la delega conferita dalla legge 96/2010 (legge comunitaria 2009) ha recepito e attuato il "Terzo pacchetto energia della UE". In tale prospettiva, il D.Lgs. 93/2011 ha in particolare profondamente innovato la legislazione del 2000 sul settore del gas (stimolando anche in questo settore la distinzione di ruoli fra diversi soggetti della filiera che va dalla produzione/approvvigionamento alla distribuzione retail) ed ha aggiornato ulteriormente la legislazione del 2004 sull'energia elettrica.

Nel corso della XVII legislatura, si è comunque intervenuti sul D.Lgs. n. 93/2011 - per dar seguito ai rilievi mossi dalla Commissione UE circa la non del tutto corretta attuazione del Terzo pacchetto energia da parte dello Stato italiano (procedura di infrazione 2014/2286). Vari di tali rilievi hanno riguardato i poteri dell'Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA) (ex AEEGSI) e la sua indipendenza dal Ministero dello sviluppo economico.

Infine, finalizzate ad una maggiore concorrenza e liberalizzazione del mercato energetico sono le disposizioni contenute nella legge annuale sulla concorrenza (Legge 4 agosto 2017, n. 124). In particolare, la legge dispone la cessazione del regime "di maggior tutela" nel settore del gas naturale e nel settore dell'energia elettrica abrogando, a partire dal 1° luglio 2019 la relativa disciplina, che prevede la definizione da parte dell'ARERA delle tariffe per i consumatori che non abbiano ancora scelto un fornitore sul mercato libero.

Le modalità di superamento del regime della maggior tutela prevedono che l'ARERA trasmetta al Ministro per lo sviluppo economico il rapporto relativo al monitoraggio dei mercati di vendita al dettaglio dell'energia e del gas. Tra gli indicatori contenuti nel rapporto vi è anche la tutela delle famiglie in condizioni di disagio economico, nonché l'accrescimento del sistema di vigilanza e di informazione a tutela dei consumatori. Sulla base dei dati contenuti nel rapporto il Ministero dello sviluppo economico, adotta un decreto che dà conto del raggiungimento degli obiettivi e definisce le misure necessarie affinché la cessazione del regime della Maggior tutela e l'ingresso consapevole nel mercato dei clienti finali avvenga secondo meccanismi che assicurino la concorrenza. A decorrere dal 1° gennaio 2018, i clienti finali di energia elettrica riforniti in maggior tutela devono ricevere adeguata informativa da parte di ciascun fornitore in relazione al superamento delle tutele di prezzo, secondo le modalità definite con provvedimento dell' ARERA.

A  tutela del consumatore sono previste, nella citata legge sulla concorrenza, ulteriori diverse misure, tra le quali:

• procedure finalizzate ad ottenere offerte di fornitura di energia elettrica e gas, e garantirne la confrontabilità, tramite la realizzazione e la gestione - da parte del gestore del Sistema Informativo Integrato - di un portale informatico per la raccolta e la pubblicazione delle offerte sul mercato retail e l'adozione, da parte dell'Autorità, di linee guida per la promozione delle offerte commerciali di energia elettrica e gas a favore di gruppi di acquisto;
• definizione da parte dell'ARERA di modalità per l'indicazione, nelle fatture relative alla somministrazione dell'acqua con il sistema di misura a contatore, almeno una volta all'anno, dell'effettivo consumo dell'acqua riferito alla singola utenza, ove il contatore sia reso accessibile e la lettura sia tecnicamente possibile;
• previsione di una rimodulazione del bonus elettrico e del bonus gas, ossia dei benefici economici a sostegno dei clienti economicamente svantaggiati e dei clienti domestici presso i quali sono presenti persone che versano in gravi condizioni di salute, tali da richiedere l'utilizzo di apparecchiature medico-terapeutiche, alimentate ad energia elettrica, necessarie per il loro mantenimento in vita;
• diritto dei consumatori alla rateizzazione delle bollette di energia elettrica e gas di importo elevato, c.d. maxibollette, derivanti da ritardi, interruzioni della fatturazione o prolungata indisponibilità dei dati di consumo reali. Su tale punto è poi intervenuta la legge di bilancio 2018  (legge n. 205/2017, articolo 1, commi 4-10) la quale ha introdotto disposizioni a tutela dei consumatori in materia di fatturazione a conguaglio per l'erogazione di energia elettrica, gas e servizi idrici. In particolare, nei contratti di fornitura relativi a tali servizi, viene introdotto un termine di prescrizione pari a due anni del diritto al pagamento del corrispettivo. Sono previste altresì norme relative: al diritto dell'utente alla sospensione del pagamento in attesa della verifica della legittimità della condotta dell'operatore; al rimborso dei pagamenti effettuati a titolo di indebito conguaglio e alla definizione, da parte dell'ARERA, di misure a tutela dei consumatori, di misure atte a incentivare l'autolettura senza oneri a carico dell'utente, nonché di norme per l'accesso dei clienti finali ai dati riguardanti i propri consumi;
  
• misure per la trasparenza del mercato dell'energia elettrica e del gas, tramite l'istituzione presso il MiSE di un Elenco dei soggetti abilitati alla vendita ai clienti finali;
• norme di promozione della concorrenza, attraverso la riduzione delle asimmetrie informative, anche intersettoriali, nel rispetto delle prescrizioni stabilite dal Garante per la protezione dei dati personali;
• disposizioni relative alla clausola di «close-out netting», prevista nei prodotti energetici all'ingrosso (Regolamento (UE) n. 1227/2011). Di tale calusola si dispone la validità e l'efficacia anche in caso di apertura di una procedura di risanamento, ristrutturazione economico-finanziaria o di liquidazione, di natura concorsuale o pre-concorsuale, con o senza spossessamento del debitore, nei confronti di una delle parti.
  Per clausola di «close-out netting» deve intendersi qualsiasi clausola di interruzione volontaria o automatica dei rapporti cui consegue l'obbligo, gravante sul contraente il cui debito risulti più elevato, di pagamento del saldo netto delle obbligazioni, come risultante dalla compensazione delle posizioni reciproche. Esse, in forza di detta clausola, divengono immediatamente esigibili e vengono convertite nell'obbligazione di versare un importo pari al loro valore corrente.

Diverse misure della legge sulla concorrenza n. 124/2017, come successivamente modificata dalla legge di bilancio per il 2018, interessano poi la distribuzione dei carburanti (articolo 1, commi da 99 a 120), con particolare riguardo a :

• l'introduzione di un'anagrafe degli impianti stradali di distribuzione di benzina, gasolio, GPL e metano della rete stradale e autostradale e la riorganizzazione del comitato tecnico per la ristrutturazione della rete dei carburanti;
• la verifica della compatibilità degli impianti, per quanto concerne gli aspetti attinenti la sicurezza della circolazione stradale; le conseguenze derivanti nell'ipotesi in cui il titolare dell'impianto incompatibile non si impegni all'adeguamento completo dell'impianto;
• la previsione di sanzioni amministrative pecuniarie in caso di mancato o tardivo invio della dichiarazione di conformità o della dichiarazione di adeguamento dell'impianto e, con indicazione della destinazione dei proventi delle sanzioni stesse;
• la soppressione della Cassa Conguaglio GPL, a decorrere dal 1° gennaio 2018. Le funzioni e competenze della Cassa conguaglio, nonché i relativi rapporti giuridici attivi e passivi rientrano – da tale data - nelle funzioni svolte da Acquirente unico S.p.a. nel suo ruolo di Organismo centrale di stoccaggio italiano (OCSIT).
• l'attribuzione  agli enti territoriali (regioni e comuni) della verifica del rispetto delle tempistiche e delle modalità del regime di sospensiva da parte degli impianti la cui attività è regolarmente sospesa.
• l'applicazione di procedure semplificate di dismissione agli impianti che cessano definitivamente l'attività
• la fissazione delle modalità con le quali si procede alla dismissione, nel senso di prevedere la bonifica del sito.

• Interventi a tutela dei consumatori in materia di fatturazione a conguaglio per l'erogazione di energia elettrica, gas e servizi idrici
  aggiornato a 27 febbraio 2018
• La distribuzione del gas e le gare d'ambito: gli interventi nella XVII legislatura
  aggiornato a 27 febbraio 2018

• Il mercato interno dell'energia dell'UE: i "pacchetti energia"
• Misure legislative e piani nazionali nel settore dell’energia adottati nei principali paesi europei

Nonostante il miglioramento e le misure assunte negli ultimi anni, l'Italia mantiene ancora un gap con gli altri paesi europei sia per quanto riguarda il prezzo del gas che dell'energia elettrica, con diretto impatto sulla competitività delle aziende e del potere d'acquisto delle famiglie, specie quelle in condizioni di povertà energetica.

La Strategia energetica nazionale, - il documento programmatorio adottato dal Governo con D.M.10 novembre 2017 che prevede azioni con un orizzonte temporale sino al 2030 -  evidenzia tale dato, rilevando che sul gas, sebbene in diminuzione, rimane significativo il gap di costo sui mercati all'ingrosso che si riflette sui prezzi finali.

Le principali motivazioni sono così individuate:

• incompleta integrazione del mercato italiano con i mercati più liquidi del nord Europa e dipendenza da importazione spot da questi mercati;
• limitato accesso da parte di operatori terzi alla capacità di transito sui gasdotti da nord (ed in particolare sul gasdotto Transitgas);
• limitata disponibilità di importazioni con formule di prezzo indicizzate al punto virtuale di scambio (PSV);
• limitata capacità dei rigassificatori italiani di attrarre carichi di gas naturale liquido (GNL) per operazioni di breve termine;
• influenza sul mercato italiano della presenza di contratti di importazione di lungo termine con prezzi indicizzati a quello del petrolio ("oil indexed") che favoriscono la formazione di prezzi non rappresentativi delle logiche di mercato e dell'equilibrio tra domanda e offerta di materia prima.

Sull'energia elettrica, il gap di prezzo si riscontra in generale rispetto alla media europea e in particolare rispetto alla Francia. La causa di tale differenza va ricercata,  secondo la SEN 2017, nel:

• maggiore prezzo dell'energia all'ingrosso, a causa di:
  - prezzo del gas (fonte marginale per l'Italia) ancora superiore alla media europea;
  - mix energetico fortemente spostato verso impianti a ciclo combinato a gas che, seppure più efficienti, hanno costi variabili più alti rispetto a centrali a carbone e nucleare, presenti invece in modo ancora significativo nei mix energetici europei;
• crescita dei costi per i servizi di rete;
• elevati oneri di sistema, a causa soprattutto degli incentivi alle rinnovabili e ai contributi connessi alla promozione dell'efficienza energetica.

Come evidenzia anche la Relazione del MISE sulla situazione energetica nazionale, pubblicata ad aprile 2017 e relativa all'anno precedente, nell'anno 2016 si è arrestato il processo di convergenza dei prezzi italiani verso quelli europei iniziato dopo il 2012: il differenziale dei prezzi dei prodotti energetici con la media europea è rimasto sostanzialmente stabile.

Le figure successive riportano i prezzi che famiglie e imprese pagano per l'acquisto di gas ed elettricità (prezzi finali) e si riferiscono al primo semestre del 2016 (i valori sono espressi in percentuale del prezzo medio rilevato nei paesi dell'UE27).

Per il gas, il premio pagato dalle famiglie italiane è sostanzialmente legato alla componente fiscale: il confronto con gli altri paesi - evidenzia il MISE -  penalizza il nostro paese solo per le classi più alte di consumo mentre per i consumi nella fascia inferiore sono le famiglie francesi e tedesche quelle a pagare di più. Al contrario, per le imprese il differenziale è maggiore per quelle con i consumi più bassi, che pagano un prezzo del 17 per cento superiore rispetto alla media europea.

Per l'energia elettrica la situazione è differente. Con l'eccezione delle famiglie collocate nelle fasce inferiori di consumo, il prezzo italiano dell'energia elettrica è tra i più elevati in Europa (dal 17 al 54 per cento in più della media dell'UE27) seppure inferiore a quello tedesco; le imprese sostengono sempre prezzi maggiori della media europea in tutte le classi di consumo (del 22-45 per cento).

Per ciò che riguarda il settore carburanti, su cui non si registrano invece significativi gap di prezzo industriale, è la componente fiscale ad avere un peso significativo sul prezzo finale. Tale caratteristica, rileva la SEN 2017, non è solo italiana (l'ammontare complessivo delle accise in Italia per litro di carburante dal 1 gennaio 2015 è stabilito in: 0,728 euro per la benzina, 0,618 per il gasolio e 0,147 per il GPL. Si applica inoltre l'IVA al 22%, ma generalizzata a livello europeo).

Caratteristiche simili si riscontrano per il gasolio, il cui prezzo in Italia comprensivo di una componente fiscale permane superiore alla media europea e agli altri principali paesi, ad eccezione di Regno Unito e Svezia.

Le imposte sull'energia

In generale, nel confronto europeo, la tassazione energetica italiana risulta tra le più elevate. Nel 2015, l'incidenza dell'imposizione energetica in Italia è stata pari al 2,8% del Pil, superiore di quasi un punto percentuale al valore medio della Ue28 (1,9% del Pil) e superata solo dalle incidenze della Serbia (3,6%), della Slovenia e della Grecia (3,0% per entrambe).

Sulla base dei dati pubblicati dal MISE ad aprile 2017, nell'anno 2016 il gettito delle imposte sull'energia è ammontato a 47,6 miliardi di euro, in aumento del 5% rispetto al 2015 e pressoché in linea con il livello del 2014, pari a 47,8 miliardi.

 Oltre la metà del gettito delle imposte energetiche è generata dall'imposta sugli oli minerali e derivati (56% del gettito complessivo nel 2015 e 54% nel 2014) e più del 40% deriva dall'imposta sull'energia elettrica - comprensiva degli oneri di sistema sulle fonti rinnovabili - e dall'imposta sul gas metano.

Un ruolo rilevante nella tassazione è dunque svolto dagli oneri generali del sistema per incentivi alla produzione rinnovabile elettrica in Italia, storicamente i più elevati d'Europa: il 20% circa della bolletta elettrica italiana è destinato a incentivi alla produzione tramite fonti rinnovabili (si tratta dalla componente A3 della bolletta, ora componente Asos che costituisce la componente più "pesante" degli stessi oneri generali).

La Tabella seguente, tratta dal sito istituzionale dell'ARERA, evidenzia come, per l'anno 2016 il gettito derivante dalla bolletta elettrica destinato agli oneri generali di sistema  sia pari a circa 15,9 miliardi di euro, e di tale importo circa l'89,9 per cento è per il sostegno alle fonti rinnovabili.

Gli interventi nella XVII legislatura volti ad incidere sul prezzo finale dell'energia

Nella Strategia Energetica Nazionale 2017 la riduzione dei prezzi finali dell'energia è indicata, nel medio-lungo periodo, come una delle premesse e priorità per il rilancio della crescita, in particolare per le imprese esposte alla concorrenza internazionale.

A tal fine, nel corso della XVII legislatura, sono state intraprese alcune azioni volte, in particolare, a ridurre le componenti di costo legate agli oneri generali di sistema per famiglie e imprese, in gran parte connesse al sostegno alle fonti rinnovabili.

A tale proposito, le stime del GSE rilevano comunque una più ridotta necessità di sussidi economici per tali fonti (sussidi finanziati appunto attraverso la ex componente A3 della bolletta elettrica, ora componente Asos). Il livello degli incentivi per esse, dopo il momento di picco del 2016, sta iniziando un percorso di progressiva riduzione ascrivibile alla fuoriuscita degli impianti dai vecchi meccanismi inefficienti di incentivo. Nel medio-lungo periodo è prevista, agli attuali prezzi di mercato dell'elettricità e considerando anche gli impianti a fonti rinnovabili, che hanno conseguito il diritto di accesso agli incentivi ma ancora non sono in esercizio, una riduzione lieve della componente A3 fino al 2025 (cfr. figura sottostante), che si accentua in modo più significativo solo negli anni successivi.

Secondo quanto specificato dall'Autorità di regolazione energia reti e ambiente (ARERA ex AEEGSI, cfr. Memoria inviata alla X Commissione attività produttive della Camera dei deputati del 30 novembre 2017, Doc. ARERA 805/2017/EEL) il fabbisogno complessivo del conto A3 stimato per il 2018 è significativamente inferiore, rispetto a quello del 2016, di circa 2 miliardi di euro. Una significativa riduzione di fabbisogno si è già verificata nel corso del 2017. Fin dal I trimestre 2017, l'Autorità ha dunque comunicato di aver provveduto a ridurre corrispondentemente l'aliquota della componente A3, adeguandone il gettito alla riduzione di fabbisogno, tenuto conto delle disponibilità di cassa.

I clienti domestici, che contribuiscono alla copertura degli oneri generali di sistema per circa il 20% del gettito complessivo, avrebbero già goduto nel 2017 - secondo quanto rileva l'ARERA - di una riduzione dell'aliquota A3 con un beneficio stimabile in circa 380 milioni di euro/anno.

La riduzione degli oneri, unitamente al calo dei costi delle tecnologie e alle possibilità di rendere più efficienti alcune filiere, prefigurerebbero - secondo la SEN - la possibilità di sostenere nuovi investimenti con meccanismi che non incidano in modo sostanziale sull'andamento della spesa.

Nel breve periodo, si è comunque cercato di agire per contenere i costi in bolletta dati dal sostegno alle fonti rinnovabili – ed al fotovoltaico in particolare – anche attraverso la previsione di una rimodulazione degli incentivi già riconosciuti. Sono stati così adottati alcuni provvedimenti, cosiddetti "spalma-incentivi":

• il D.L. n.145/2013, articolo 1, commi 3-6, ha previsto il cosiddetto "spalma-incentivi volontario" con il quale si è proposto ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili titolari di impianti che beneficiano di Certificati Verdi, Tariffe Onnicomprensive e tariffe premio, un'alternativa tra continuare a godere del regime incentivante spettante per il periodo di diritto residuo oppure optare per la fruizione di un incentivo ridotto a fronte di una proroga del periodo di incentivazione
• il D.L. n. 91/2014, articolo 26, ha poi introdotto il cosiddetto "spalma-incentivi obbligatorio", che prevede nuove modalità di erogazione degli incentivi a carico delle tariffe elettriche già riconosciuti all'energia prodotta dai grossi impianti fotovoltaici (di potenza incentivata superiore a 200KW), lasciando ai produttori la scelta tra tre opzioni.

Suscettibili di avere impatti indicativi sulle bollette elettriche sono poi la riforma delle tariffe elettriche per i clienti domestici (ancora non del tutto completata) e la riforma delle tariffe elettriche per i clienti non domestici. Quest'ultima è stata operata in parallelo alla riforma della disciplina incentivante per i clienti non domestici ad alto consumo di energia elettrica (cd. imprese energivore). Le misure in questione interagiscono tra loro.

In particolare, per i clienti domestici, è stata avviata dall'ARERA (ex AEEGSI), nell'ambito dei poteri ad essa legislativamente conferiti (articolo 11, comma 3, del D.Lgs. n. 102/2014), la riforma delle tariffe elettriche. 

Nell'ambito delle componenti della tariffa elettrica rientrano sia le tariffe di rete sia le componenti tariffarie a copertura degli oneri generali di sistema, che comprendono anche, come sopra detto, gli incentivi necessari a far raggiungere al nostro Paese gli obiettivi europei di risparmio energetico e di produzione di energia da fonti rinnovabili. La riforma prevede la graduale eliminazione dalle componenti tariffarie della progressività rispetto ai prelievi di energia elettrica.

Coerentemente con il percorso di gradualità delineato dalla norma autorizzatoria, dal 1° gennaio 2017 è entrata a regime la nuova struttura delle tariffe di rete (trasmissione, distribuzione e misura), caratterizzata dall'abbandono della struttura progressiva "a scaglioni di consumo" e dalla completa aderenza delle tariffe ai costi dei relativi servizi resi. 

Il precedente sistema, abbandonato con la riforma in esame, aveva portato a favorire i bassi consumi, nell'ipotesi – smentita dai fatti – che bassi consumi fossero correlati a bassi redditi, mentre tra i consumatori con bassi consumi possono, anche alla luce dell'evoluzione sociale subita dal nostro paese, annoverarsi anche clienti non bisognosi di protezione economica. In effetti, come rilevato dall'ARERA, il sistema tariffario progressivo agganciato a scaglioni fissi, non parametrati alla numerosità del nucleo familiare né ad altre condizioni oggettive, ha portato ad aumentare irragionevolmente la spesa per le famiglie numerose, che inevitabilmente avevano maggiori consumi dei nuclei familiari con minor numero di componenti. La riforma ha dunque introdotto un criterio volto in sostanza a "rimodulare" in funzione equitativa il precedente sistema progressivo a scaglioni di consumo.

Resta da completare, nell'ambito della riforma del sistema tariffario per i clienti domestici, l'ultima fase della riforma stessa, data dal superamento del criterio della progressività delle componenti della tariffa elettrica a copertura degli oneri generali del sistema elettrico. Tale ultima fase è stata rinviata al 1° gennaio 2019 (rispetto alla data in precedenza fissata del 1° gennaio 2018) da parte dell'ARERA, sulla base degli indirizzi adottati in sede parlamentare e condivisi dal Governo (cfr. Segnalazione dell'AEEGSI (ora ARERA) a Governo e Parlamento 733/2017/I/EEL  del 2 novembre 2017, memoria inviata alla X Commissione attività produttive della Camera dei deputati del 30 novembre 2017, Doc. ARERA 805/2017/EEL, e le Risoluzioni abbinate in commissione 7-01392 Benamati e la 7-01393 Crippa approvate il 13 dicembre 2017 e accolte dal Governo).

La motivazione di tale proroga sta nel fatto che sugli oneri generali di sistema pagati dall'insieme della tipologia dei clienti domestici impatta la nuova disciplina di sostegno ai clienti non domestici ad alto consumo di energia, le cosiddette "imprese energivore", adottata con la legge europea 2017 (legge n. 167/2017, articolo 19, commi 2-5 e Decreto attuativo del 21 dicembre 2017 del Ministro dello sviluppo economico). Tale disciplina è stata adottata sulla base e all'esito della Decisione della Commissione UE 2014/C 200/01 circa la compatibilità del nostro sistema di sostegno con la normativa europea sugli aiuti di Stato in materia di ambiente ed energia (comunicazione 2014/C 200/01 della Commissione).

Il peso degli oneri per le rinnovabili in molti Paesi europei (in Italia, ormai pari a circa al 20 - 25% del prezzo finale) ha portato la Commissione UE a prevedere, nelle Linee Guida sugli Aiuti di Stato per l'energia e l'ambiente, la possibilità di ridurre il prelievo per i settori industriali più sensibili al prezzo dell'energia e più esposti alla concorrenza estera. Il nuovo sistema di agevolazioni alle imprese manifatturiere energivore si basa dunque in sostanza sulla clausola europea che consente di parametrare il pagamento degli oneri connessi alle energie rinnovabili al valore aggiunto lordo (VAL) dell'impresa.

Il nuovo sistema di agevolazioni, su cui la Commissione Europea ha dato valutazione positiva, prevede in prima attuazione, l'applicazione della clausola VAL alle imprese che hanno un costo dell'energia superiore al 20% dello stesso VAL, che dunque possono ridurre il proprio contributo alle rinnovabili fino a un valore non inferiore allo 0,5% del VAL, rendendo il costo sostenuto per il finanziamento delle fonti rinnovabili esclusivamente funzione del proprio risultato aziendale (la spesa sostenuta sarà quindi indipendente dal costo per le rinnovabili). Per le altre imprese sono mantenute classi di agevolazione basate sull'intensità energetica della produzione (costo dell'energia elettrica/fatturato).

L'onere delle misure di agevolazione per le imprese energivore (che consiste, come sopra detto, in riduzioni tariffarie per queste tipologie di clienti) è gravante su tutti i segmenti di clientela, inclusa la clientela domestica e non domestica nella titolarità di imprese non energivore, tramite la tariffa per oneri di sistema da queste categorie sostenuta.

L'ARERA e il Governo hanno condotto un'analisi degli effetti della riforma degli incentivi alle imprese energivore ricadenti sui clienti domestici e su i clienti non domestici (imprese non energivore).

Secondo il Governo, il totale delle nuove riduzioni tariffarie a favore degli energivori sono stimabili nell'ordine dei 1.700 ML€ (in aumento di circa 600 milioni rispetto al precedente sistema incentivante). In relazione a tale somma, il settore domestico avrà un aggravio complessivo stimabile in circa 250-260 ML€ da pagarsi attraverso quota parte della tariffa per oneri di sistema dagli stessi clienti domestici sostenuta.

L'ultimo step della riforma delle tariffe elettriche per i clienti domestici, concernente le modalità di copertura degli oneri generali del sistema elettrico, è stato pertanto oggetto di rinvio, in modo da assicurare l'adozione da parte dell'ARERA di forme di gradualità nell'applicazione e omogeneità nella distribuzione delle variazioni tariffarie derivanti dalla citata riforma.

L'Autorità ha peraltro proposto di valutare la possibilità per il Ministro dello sviluppo economico di orientare il decreto ministeriale di riordino del bonus sociale previsto dalla legge sulla concorrenza (Legge 4 agosto 2017, n. 124, articolo 1, commi 75 e 76) perseguendo non solo l'essenziale obbiettivo di automatismo della sua applicazione agli aventi diritto, ma anche introducendo specifiche modulazioni della sua entità con l'obiettivo di tutelare in maniera rafforzata i soggetti economicamente disagiati con bassi consumi annui.

Ai sensi legge sulla concorrenza, al Ministro dello sviluppo economico, sentita l'Autorità, è stato demandato di adottare - entro 180 giorni dalla data di entrata in vigore della medesima legge (29 agosto 2017) - un provvedimento che integri e riveda l'attuale disciplina del bonus sociale elettrico e gas, nel senso di un rafforzamento dell'intensità compensativa dello strumento. Il Decreto non è stato ancora adottato.

Sempre la necessità di compensare gli effetti derivanti dalla riforma della disciplina di sostegno agli energivori, ha spinto il legislatore a disporre (articolo 19, comma 1, della legge europea 2017, legge n. 167/2017)  che le risorse derivanti dal minor fabbisogno economico relativo alla componente A3 per gli anni 2018, 2019 e 2020 rispetto all'anno 2016 siano destinate, dal 1° gennaio 2018 e nella misura minima del 50 per cento, alla riduzione diretta delle tariffe elettriche degli utenti che sostengono gli oneri connessi all'attuazione della riforma delle misure di sostegno agli energivori.

Al riguardo, secondo quanto evidenzia l'ARERA nella memoria inviata alla X Commissione attività produttive della Camera dei deputati il 30 novembre 2017, Doc. ARERA 805/2017/EEL - la riduzione già goduta dai clienti finali, in termini di minor onere della compoenente A3 (cfr. supra), sarebbe superiore all'aggravio atteso dalla manovra energivori.

La riforma della disciplina di sostegno ai clienti non domestici energivori (cd. imprese energivore) è stata considerata indispensabile per controbilanciare gli effetti negativi sui grandi utenti elettrici industriali derivanti dalla parallela riforma della struttura delle componenti tariffarie relative agli oneri generali di sistema elettrico applicate ai clienti non domestici (clienti in alta ed altissima tensione, dunque imprese energivore e non) disposta a decorrere dal 1° gennaio 2018, ai sensi dell'articolo 1, comma 3-ter, lettera b), del D.L. n. 3/2010, come novellato prima dall'articolo 6, comma 9 del D.L. n. 244/2016 e poi dall'articolo 19, comma 5 della legge europea 2017.

La struttura tariffaria degli oneri generali per i clienti non domestici era degressiva (più consumi meno paghi) e articolata in scaglioni di consumo. Tale struttura degressiva è stata valutata incompatibile con le regole europee sugli aiuti di Stato, con la  Decisione della Commissione C (2017) 34063 e dunque è stata oggetto di riforma. In conseguenza dell'adozione della riforma, posto l'abbandono  della degressività, si determina un significativo aumento degli oneri per le imprese ad alto e altissimo consumo di energia, in particolare per quelle con consumi superiori a 12 GWh al mese.

In conclusione, la riforma del sistema tariffario per i clienti domestici, la riforma delle componenti tariffarie relative agli oneri generali per i clienti non domestici e la riforma degli incentivi agli energivori sono connesse perché:

• gli oneri di incentivazione sulle imprese energivore gravano su tutte le utenze domestiche e sulle utenze non domestiche nella titolarità di imprese non energivore (le quali pagano in bolletta gli oneri generali destinati a sostenere gli "sconti" agli energivori)
• l'abolizione della struttura tariffaria degressiva degli oneri generali di sistema per i clienti non domestici costituisce un forte svantaggio per le grandi industrie manifatturiere ad alto e altissimo consumo
• il nuovo sistema di agevolazioni a favore delle "energivore" è dunque strettamente correlato all'abbandono della struttura degressiva della tariffa ed è in parte volta a compensare gli effetti di svantaggio derivanti da tale riforma, anche al fine di tutelare i settori industriali più esposti alla concorrenza estera.

L'Autorità per l'energia elettrica e il gas ed il sistema idrico (AEEGSI), ridenominata, con legge di bilancio 2018 (legge n. 205/2017, articolo 1, commi 527-530), Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente (ARERA), è un organismo indipendente istituito con la legge 14 novembre 1995, n. 481, avente funzioni di regolazione e controllo nei settori  dell'energia elettrica, del gas, del sistema idrico e dei rifiuti.

Le Autorità indipendenti rappresentano un peculiare modello di organizzazione amministrativa che si caratterizza per la sottrazione all'indirizzo politico governativo di alcune funzioni e per un alto grado di competenza tecnica.

Tanto l'indipendenza che la competenza tecnica sono strumentali allo svolgimento delle funzioni di regolazione e di controllo che le Autorità sono chiamate a svolgere a tutela di interessi pubblici e privati di rilevanza costituzionale.

Il quadro legislativo europeo assegna alle Autorità indipendenti un ruolo di grande rilevanza, prevedendo che negli ordinamenti nazionali esse garantiscano in piena autonomia l'attuazione dei principi comunitari, traducendoli in norme regolamentari e in azioni di vigilanza conformi al dettato normativo dell'Unione.

Molte delle Autorità nazionali operano in sistemi di controllo istituzionale europeo, caratterizzandosi così anche come organismi di raccordo tra il diritto europeo ed il diritto interno.

Tale è il caso dell'ARERA che svolge un ruolo primario nel sistema della regolazione energetica ai sensi della legge istitutiva n. 481/1995, nonché delle direttive europee del c.d. "Terzo pacchetto Energia" (direttive 2009/72/UE e 2009/73/UE): le norme europee impongono che la funzione regolatoria si affidata ad un organismo che offra le massime garanzie di essere "funzionalmente indipendente da qualsiasi altro soggetto pubblico e privato" (articolo 35 della direttiva 2009/72/UE).

L'Autorità inoltre, tramite l'Agenzia per la Cooperazione dei regolatori dell'Energia (ACER), costituisce collegamento con gli organi di governo europeo e con le linee comunitarie di politica energetica.

Nel rimandare più diffusamente al tema dell'attività parlamentare relativo alle Autorità indipendenti, si segnala che nel corso  della XVII  legislatura, il Parlamento ha affrontato alcune questioni concernenti la collocazione delle Autorità nel sistema politico istituzionale, l'attribuzione alle stesse di poteri normativi, la questione della loro autonomia anche finanziaria e contabile, il controllo giurisdizionale sugli atti (generalmente, deliberazioni) delle stesse Autorità, questioni che hanno visto coinvolta anche l'ex AEEGSI, ora ARERA, ed in particolare l'effettivo recepimento a livello nazionale delle Direttive europee in materia di energia.

Sono proseguiti, in particolare, gli interventi (già inaugurati con il D.L. n. 248/2007, convertito dalla legge n. 31 del 2008 e con l'articolo 23, comma 1 del D.L. n. 201/2011), tesi a favorire la predisposizione di regole unitarie per le Autorità, pur nella salvaguardia della pluralità di modelli e di obiettivi e della conseguente pluralità di soluzioni organizzative e funzionali.

Va in tale direzione l'articolo 22 del D.L. n. 90/2014, che ha modificato  la legge n. 481/1985 istitutiva delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità. Ai sensi di tale intervento, i componenti dell'Autorità, alla cessazione dall'incarico, non possono essere nuovamente nominati componenti di una autorità indipendente, a pena di decadenza, per un periodo pari a cinque anni.

La legge di riforma della pubblica amministrazione (art. 8, co. 1, lett. c), n. 6), L. 124/2015) ha previsto poi un intervento di ampio respiro, delegando il Governo a proseguire nell'opera di razionalizzazione su tre aspetti:

• sulle funzioni condivise tra ministeri ed autorità indipendenti per evitare sovrapposizioni, anche con soppressione degli uffici che svolgono funzioni che si sovrappongono a quelle delle authorities e viceversa;
• sul trattamento economico dei componenti e del personale delle autorità al fine di individuare criteri omogenei, evitando maggiori oneri e salvaguardando le professionalità;
• sul finanziamento delle autorità attraverso l'individuazione di criteri omogenei e prevedendo la partecipazione dei soggetti privati regolati o vigilati.
  La delega in questione non è stata però esercitata.

Per ciò che specificamente concerne le funzioni dell'Autorità in materia di energia, si è intervenuti per dar seguito ai rilievi mossi dalla Commissione UE circa la non corretta attuazione da parte dello Stato Italiano del Terzo pacchetto energia (procedura di infrazione n. 2014/2286), con la legge europea 2014 (legge n. 115/2015) e con la legge europea 2015-2016 (Legge n. 122/2016).

Infine, come sopra già evidenziato, l'articolo 1, commi 527-530 della legge di bilancio per il 2018 (legge n. 205/2017) ha attribuito all'Autorità funzioni di regolazione e controllo del ciclo dei rifiuti, espressamente incluso tra i servizi a rete. In conseguenza dell'ampliamento delle competenze, l'Autorità ha assunto la denominazione di "Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente" (ARERA). La medesima legge di bilancio ha fissato la composizione dell'Autorità in cinque membri, compreso il Presidente, nominati, ai sensi dell'articolo 2, commi 7 e 8, della legge 14 novembre 1995, n. 481, su proposta del Ministro dello sviluppo economico d'intesa con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare. Conseguentemente, la norma prevede la soppressione della lettera c) del comma 1 dell'articolo 23 del D.L. 201/2011, che aveva ridotto i membri da cinque a tre, compreso il Presidente.

 Ruolo e funzioni dell'ARERA: evoluzione del quadro normativo

Per l'originaria Autorità per l'energia elettrica ed il gas furono delineate dalla legge istitutiva (legge 14 novembre 1995, n. 481) competenze molto generali che  interessavano settori in corso di liberalizzazione ai sensi della disciplina europea in materia. Tali competenze sono state via via implementate. Le competenze regolatorie e di controllo dell'Autorità sono state così estese ai servizi idrici (D.L. n. 201/2011) e, da ultimo, nel corso della XVII legislatura, con la Legge di bilancio 2018 (articolo 1, commi 527-530, Legge n. 205/2017), al ciclo dei rifiuti. In conseguenza di quest'ultimo intervento, l'Autorità è stata ridenominata "Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente" (ARERA).

La legge n. 481/1995 riconosce all'Autorità le seguenti funzioni :

• le funzioni di garantire la promozione della concorrenza e dell'efficienza nel settore dei servizi di pubblica utilità, quali gas, energia elettrica (cui è specificamente dedicato l'articolo 3 della legge), sistema idrico, a seguito di modifiche intervenute con il D.L. n. 201/2011  e  ciclo dei rifiuti, in virtù della legge di bilancio per il 2018.
  Per ciò che attiene al sistema idrico, si ricorda che, nella XVI legislatura, l'articolo 21, comma 19 del Decreto legge n. 201/11, convertito nella legge n. 214/11, ha attribuito all'Autorità funzioni di regolazione e controllo in materia, da esercitare con i poteri attribuiti dalla legge istitutiva n. 481/95. Il D.P.C.M. 20 luglio 2012 ha poi individuato le funzioni dell'Autorità attinenti alla regolazione e al controllo dei servizi idrici.

• la funzione di tutelare gli interessi dei consumatori, attraverso l'attività di regolazione e di controllo dei predetti settori, tenuto conto della normativa europea in materia e degli indirizzi di politica generale formulati dal Governo.
  
  

Per i settori dell'energia elettrica e del gas, al fine di tutelare i clienti finali e di garantire mercati effettivamente concorrenziali, le competenze dell'Autorità delineate dalla legge n. 481/1995 comprendono tutte le attività della relativa filiera. In particolare, l'Autorità:

• definisce le condizioni tecnico-economiche di accesso e interconnessione alle reti;
• stabilisce ed aggiorna, in relazione all'andamento del mercato, la tariffa base, i parametri e gli altri elementi di riferimento per determinare le tariffe nei settori dell'energia, in modo da assicurare la qualità, l'efficienza del servizio, l'adeguata diffusione del medesimo sul territorio nazionale, nonché la realizzazione degli obiettivi di carattere sociale, tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse, tenendo separato dalla tariffa qualsiasi onere improprio (articolo 2 della legge n. 481/1995).

 La legge n. 481/1995 rimanda poi, per la disciplina interna anche al regolamento di organizzazione e funzionamento dell'Autorità.

Dunque, l'Autorità deve "garantire la promozione della concorrenza e dell'efficienza" nei settori dei servizi di pubblica utilità, nonché assicurare la fruibilità e la diffusione dei servizi in modo omogeneo sull'intero territorio nazionale, definendo un sistema tariffario certo, trasparente e basato su criteri predefiniti, promuovendo la tutela degli interessi di utenti e consumatori. Il sistema tariffario deve inoltre "armonizzare gli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti il servizio con gli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse".

L'Autorità viene preposta alla regolazione e al controllo del settore di propria competenza con il riconoscimento di una piena autonomia e indipendenza di giudizio e di valutazione (articolo 2 della legge n. 481/1995).

La legge di bilancio per il 2018 (Legge n. 205/2017, articolo 1, comma 527) - senza operare una modifica esplicita alla legge n. 481/1995) attribuisce all'Autorità - nell'ambito dei princìpi, delle finalità e delle attribuzioni, anche di natura sanzionatoria, stabiliti dalla legge n. 481/1995 - una serie di funzioni di regolazione e controllo, in materia di ciclo dei rifiuti, tra i quali l'emanazione di direttive per la valutazione dei costi delle singole prestazioni; la definizione dei livelli di qualità dei servizi, sentite le regioni, i gestori e le associazioni dei consumatori, nonché vigilanza sulle modalità di erogazione dei servizi; la conoscenza e trasparenza delle condizioni di svolgimento dei servizi a beneficio dell'utenza; la tutela dei diritti degli utenti, singoli o associati; la definizione di schemi tipo dei contratti di servizio; la predisposizione e l'aggiornamento del metodo tariffario per la determinazione dei corrispettivi del servizio integrato dei rifiuti sulla base del principio « chi inquina paga »; l'approvazione delle tariffe definite, ai sensi della legislazione vigente, dall'ente di governo dell'ambito territoriale ottimale per il servizio integrato e dai gestori degli impianti di trattamento; la formulazione di proposte relativamente alle attività comprese nel sistema integrato di gestione dei rifiuti da assoggettare a regime di concessione o autorizzazione in relazione alle condizioni di concorrenza dei mercati; la formulazione di proposte di revisione della disciplina vigente, segnalandone altresì i casi di gravi inadempienze e di non corretta applicazione e la predisposizione di una relazione annuale alle Camere sull'attività svolta.

I poteri di regolazione riconosciuti dalla legge istitutiva in materia energetica debbono essere letti alla luce della evoluzione del processo di liberalizzazione del mercato dell'energia a livello europeo e dunque debbono essere integrati con quelli previsti dal D. Lgs. n. 93/2011, di attuazione delle direttive del cd. "Terzo pacchetto energia": Direttive 2009/72/UE, 2009/73/UE e 2008/92/UE.
Si vedano, in particolare, per i poteri dell'Autorità riconosciuti in tale Decreto legislativo, gli articoli 16, 32, 37,39 e gli articoli 42-46. Tali norme sono state modificate nel corso della XVII legislatura per dar seguito ai rilievi mossi dalla Commissione UE nella procedura di infrazione n. 2014/2286 circa la non corretta attuazione da parte dello Stato Italiano della normativa europea per ciò che riguarda i poteri dell'ARERA e la sua indipendenza dal Ministero dello sviluppo economico.

I provvedimenti legislativi che hanno integrato il Decreto legislativo n. 93/2011 sono stati:

• l'articolo 26 della legge europea 2014 (legge n. 115/2015) 
• l'articolo 33 della legge europea 2015-2016 (Legge n. 122/2016).

In particolare, quest'ultimo provvedimento apporta, a seguito di successive interlocuzioni con la Commissione UE, ulteriori modifiche al D.Lgs. n. 93/2011 rispetto a quelle già apportate dall'articolo 26 della legge n. 115/2015, con la finalità di assicurare la definitiva chiusura della procedura di infrazione (cfr. sul punto, quanto dichiarato dalla viceministra Teresa Bellanova, intervenuta il 7 giugno 2017 in Commissione attività produttive della Camera).

Nel contesto politico istituzionale interno, ai sensi della legge istitutiva, l'Autorità svolge attività consultiva e di segnalazione al Governo nelle materie di propria competenza anche ai fini della definizione, del recepimento e della attuazione della normativa comunitaria.

L'ARERA ha dunque una funzione consultiva nei confronti di Parlamento e Governo ai quali può formulare segnalazioni e proposte e presentare annualmente, come anticipato sopra, una Relazione Annuale sullo stato dei servizi e sull'attività svolta. L'ultima relazione è stata presentata il 31 marzo 2017.

Infine, si segnala che,nella XVII legislatura, il D. Lgs. n. 102/2014 del 4 luglio 2014 attuativo della direttiva 2012/27/UE sull'efficienza energetica, ha riconosciuto all'Autorità ulteriori funzioni di regolazione nel settore del teleriscaldamento e tele raffrescamento, con poteri di controllo, ispezione e sanzione.

Il quadro sopra delineato fa dunque emergere un assetto di competenze assai composito, che trova la sua effettiva portata nel concreto esercizio da parte dell'Autorità dei poteri generali ad essa riconosciuti in quanto organismo regolatore indipendente, poteri che, come detto, si sono evoluti a seguito del processo di liberalizzazione dei settori energetici ancora in atto.

• Il ruolo dell'ARERA nel Terzo pacchetto energia e nella normativa nazionale di recepimento
  aggiornato a 27 febbraio 2018

La  nuova Strategia energetica nazionale (SEN) adottata dal Governo a novembre 2017, è documento di programmazione e indirizzo nel settore energetico, approvato all'esito di un processo di aggiornamento e di riforma del precedente Documento programmatorio, già adottato nell'anno 2013.

Il percorso di adozione da parte del Governo della nuova Strategia energetica nazionale si è avviato e concluso nel corso della XVII legislatura e ha visto coinvolto il Parlamento, i soggetti istituzionali interessati e gli operatori del settore.  Dopo una preliminare illustrazione delle linee guida per la nuova Strategia, svoltasi il 1° marzo 2017, presso le Commissioni riunite VIII (Ambiente) e X (Attività produttive) della Camera dei deputati, da parte del Ministro dello sviluppo economico e del Ministro dell'Ambiente, il successivo 10 maggio 2017 è stato presentato alle Camere, il Documento per la consultazione pubblica in vista della successiva adozione della Nuova Strategia. La consultazione sulla Strategia energetica nazionale (SEN) è stata avviata il 12 giugno e si è chiusa il 12 settembre 2017. Sono stati presentati 251 contributi completi e 838 tematici e sono stati effettuati 40 incontri diretti.

Il 24 ottobre 2017, il ministro dello Sviluppo economico e il ministro dell'Ambiente e della tutela del territorio e del mare hanno svolto un'audizione presso le Commissioni riunite Ambiente e Attività produttive di Camera e Senato sugli esiti della consultazione pubblica. In tale occasione è stato presentato un documento relativo allo stato di avanzamento della consultazione, con le relative schede riassuntive.

Con il decreto interministeriale 10 novembre 2017 è stata approvata la nuova Strategia energetica nazionale.

La nuova SEN 2017 pone un orizzonte di azioni da conseguire al 2030, in coerenza con lo scenario a lungo termine del 2050 stabilito dalla Roadmap europea che prevede la decarbonizzazione e la riduzione di almeno l'80% delle emissioni di gas serra rispetto al 1990.

Si evidenzia in proposito che la programmazione energetica nazionale necessita di un approccio coordinato con gli indirizzi e gli atti di politica energetica adottati all'interno dell'Unione europea. Infatti, l'articolo 194 del Trattato sul funzionamento dell'Unione europea (TFUE) introduce una base giuridica specifica per il settore dell'energia, basata su competenze condivise fra l'UE e i Paesi membri.

La politica energetica dell'Unione europea, nel quadro del funzionamento del mercato interno e tenendo conto dell'esigenza di preservare e migliorare l'ambiente, si articola essenzialmente su quattro linee di intervento:

• sicurezza dell'approvvigionamento, per assicurare una fornitura affidabile di energia quando e dove necessario;
• garantire il funzionamento del mercato dell'energia e dunque la sua competitività, per assicurare prezzi ragionevoli per utenze domestiche e imprese;
• promuovere il risparmio energetico, l'efficienza energetica e lo sviluppo di energie nuove e rinnovabili, attraverso l'abbattimento delle emissioni di gas ad effetto serra e la riduzione della dipendenza da combustibili fossili;
• promuovere l'interconnessione delle reti energetiche;

L'articolo 194 del TFUE rende dunque alcuni settori della politica energetica materia di competenza concorrente, segnando un passo avanti verso una politica energetica comune. Ogni Stato membro mantiene tuttavia il diritto di «determinare le condizioni di utilizzo delle sue fonti energetiche, la scelta tra varie fonti energetiche e la struttura generale del suo approvvigionamento energetico» (articolo 194, paragrafo 2).

 La strategia energetica nazionale deve dunque muoversi - nei suoi obiettivi più generali - in linea con il quadro evolutivo in materia di energia e clima delineato in sede europea. 

A questo proposito, appare opportuno ricordare che il 30 novembre 2016 la Commissione europea ha presentato il pacchetto legislativo "Energia pulita per tutti gli europei", a completamento delle iniziative legislative previste nell'ambito della Strategia dell''Unione dell'energia. Le proposte legislative del pacchetto riguardano l'efficienza energetica, le energie rinnovabili, l'assetto del mercato dell'energia elettrica, la sicurezza dell'approvvigionamento elettrico e le norme sulla governance per l'Unione dell'energia e intendono fornire un quadro di riferimento più appropriato per conseguire gli obiettivi europei al 2030 che il Consiglio europeo ha fissato nell'ottobre 2014:

• ridurre le emissioni di gas a effetto serra del 40% (rispetto ai livelli del 1990);
• raggiungere la quota del 27% di energia da fonti rinnovabili (dei consumi finali complessivi);

• aumentare l'efficienza energetica del 27% rispetto alle proiezioni di consumo basate sui criteri vigenti.

Al riguardo, la proposta di direttiva COM(2016)761 propone di modificare la direttiva 2012/27/UE al fine di introdurre un obiettivo unionale vincolante di miglioramento dell'efficienza energetica del 30% per il 2030.

Gli Stati membri presteranno ciascuno il proprio contributo (obiettivi nazionali specifici) nei Piani nazionali per l'energia e il clima. La nuova SEN 2017, adottata con il citato  decreto interministeriale 10 novembre 2017 costituirà parte integrante del Piano nazionale italiano per l'energia ed il clima.

Gli obiettivi e le priorità della nuova SEN

La nuova Strategia Energetica Nazionale, adottata con D.M. 10 novembre 2017, prevede i seguenti macro-obiettivi di politica energetica:

• migliorare la competitività del Paese, al fine di ridurre il gap di prezzo e il costo dell'energia rispetto alla UE, assicurando che la transizione energetica di più lungo periodo (2030-2050) non comprometta il sistema industriale italiano ed europeo a favore di quello extra-UE.
  
  
• raggiungere in modo sostenibile gli obiettivi ambientali e di de-carbonizzazione al 2030 definiti a livello europeo, con un'ottica ai futuri traguardi stabiliti nella COP21 e in piena sinergia con la Strategia Nazionale per lo Sviluppo Sostenibile. A livello nazionale, lo scenario che si propone prevede il phase out degli impianti termoelettrici italiani a carbone entro il 2030, in condizioni di sicurezza;
  
• continuare a migliorare la sicurezza di approvvigionamento e la flessibilità e sicurezza dei sistemi e delle infrastrutture.

Sulla base dei precedenti obiettivi, sono individuate le seguenti priorità di azione:

• lo sviluppo delle fonti energetiche rinnovabili.
  Per le fonti energetiche rinnovabili, gli specifici obiettivi sono così individuati:
  - raggiungere il 28% di rinnovabili sui consumi complessivi al 2030 rispetto al 17,5% del 2015;
  - rinnovabili elettriche al 55% al 2030 rispetto al 33,5% del 2015;
  - rinnovabili termiche al 30% al 2030 rispetto al 19,2% del 2015;
  - rinnovabili trasporti al 21% al 2030 rispetto al 6,4% del 2015.

• l'efficienza energetica.
  Per l'efficienza energetica, gli obiettivi sono così individuati:
  - riduzione dei consumi finali (10 Mtep/anno nel 2030 rispetto al tendenziale);
  - cambio di mix settoriale per favorire il raggiungimento del target di riduzione CO2 non-ETS, con focus su residenziale e trasporti.
  
• sicurezza energetica. La nuova SEN si propone di continuare a migliorare sicurezza e adeguatezza dei sistemi energetici e flessibilità delle reti gas ed elettrica così da:
  o integrare quantità crescenti di rinnovabili elettriche, anche distribuite, e nuovi player, potenziando e facendo evolvere le reti e i mercati verso configurazioni smart, flessibili e resilienti;
  o gestire la variabilità dei flussi e le punte di domanda gas e diversificare le fonti e le rotte di approvvigionamento nel complesso quadro geopolitico dei paesi da cui importiamo gas e di crescente integrazione dei mercati europei;
  o aumentare l'efficienza della spesa energetica grazie all'innovazione tecnologica.
• competitività dei mercati energetici. In particolare, il documento si propone di azzerare il gap di costo tra il gas italiano e quello del nord Europa, nel 2016 pari a circa 2 €/MWh, e di ridurre il gap sui prezzi dell'elettricità rispetto alla media UE, pari a circa 35 €/MWh nel 2015 per la famiglia media e intorno al 25% in media per le imprese;
• l'accelerazione nella decarbonizzazione del sistema: il phase out dal carbone. Si prevede in particolare una accelerazione della chiusura della produzione elettrica degli impianti termoelettrici a carbone al 2025, da realizzarsi tramite un puntuale e piano di interventi infrastrutturali.
• tecnologia, ricerca e innovazione. La nuova SEN pianifica di raddoppiare gli investimenti in ricerca e sviluppo tecnologico clean energy: da 222 Milioni nel 2013 a 444 Milioni nel 2021.

• La situazione energetica nazionale nel 2016
  aggiornato a 27 febbraio 2018