Energia7 Novembre 2022 12:31

Cosa prevede l’emendamento del governo per il rilancio delle trivellazioni di gas nazionali (e la gas release alle aziende) – IL TESTO

“Le concessioni ammesse alle procedure di approvvigionamento (…) potranno operare anche nelle aree interessate dai c.d. vincoli aggiuntivi di esclusione previsti dal Piano per la transizione energetica sostenibile delle aree idonee (PiTESAI), quali vincoli fissati a livello locale (regioni, province, comuni, etc.) e non espressamente formalizzati in norme di rango primario o derivanti da accordi internazionali. Rimangono pertanto in essere solo i divieti e/o le restrizioni alle attività upstream specificatamente costituiti da atti legislativi previgenti al PiTESAI, quali, in sostanza, i divieti (…) per le attività a mare e i divieti in Alto Adriatico per ragioni di subsidenza”. È quanto si legge nella relazione illustrativa anticipata da Ageei relativa all’intervento annunciato al governo durante il Consiglio dei ministri dei venerdì e riguardante l’incremento di produzione nazionale e la contestuale cessione alle aziende gasivore.

“A tal riguardo, la proposta normativa in parola prevede che siano ammesse alle procedure di approvvigionamento anche ‘le concessioni di coltivazione di idrocarburi poste nel tratto di mare compreso tra il 45° parallelo e il parallelo passante per la foce del ramo di Goro del fiume Po, a una distanza dalle linee di costa superiore a 9 miglia e aventi un potenziale minerario di gas per un quantitativo di riserva certa superiore a una soglia di 500 milioni di metri cubi’, spiega la relazione.

La proposta di modifica, in buona sostanza, “consente che, alle procedure di approvvigionamento di gas, possano partecipare altre due concessioni (con un valore complessivo di gas di oltre 10 miliardi di Smc da produrre secondo stime in circa 15 anni – incremento di gas previsto di circa 700 milioni Smc gas annui), oltre quelle già invitate dal GSE, su direttiva del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica, a fronte di complessive 9 concessioni in alto Adriatico escluse dalla procedura”.

IL TESTO DELL'EMENDAMENTO

(Misure per l’incremento della produzione di gas naturale)
1. Al fine di contribuire al rafforzamento della sicurezza degli approvvigionamenti di gas naturale e alla riduzione delle emissioni di gas climalteranti, attraverso l’incremento dell’offerta di gas di produzione nazionale destinabile ai clienti finali industriali a prezzo accessibile, all’articolo 16 del decreto-legge 1° marzo 2022, n. 17, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 aprile 2022, n. 34, sono apportate le seguenti modificazioni:
a) al comma 2:
1) al secondo periodo, dopo le parole “in condizione di sospensione volontaria delle attività” sono aggiunte le seguenti: “e considerando, anche ai fini dell’attività di ricerca, i soli vincoli costituiti dalla vigente legislazione nazionale ed europea o derivanti da accordi internazionali”;
2) dopo il secondo periodo, sono inseriti i seguenti: “La disposizione di cui al primo periodo si applica altresì alle concessioni di coltivazione di idrocarburi poste nel tratto di mare compreso tra il 45° parallelo e il parallelo passante per la foce del ramo di Goro del fiume Po, a una distanza dalle linee di costa superiore a 9 miglia e aventi un potenziale minerario di gas per un quantitativo di riserva certa superiore a una soglia di 500 milioni di metri cubi. In deroga a quanto previsto dall’articolo 4 della legge 9 gennaio 1991, n. 9, è consentita la coltivazione delle concessioni di cui al terzo periodo per la durata di vita utile del giacimento a condizione che i titolari delle concessioni medesime aderiscano alle procedure di cui al comma 1 e previa presentazione di analisi tecnico-scientifiche e programmi dettagliati di monitoraggio e verifica dell’assenza di effetti significativi di subsidenza sulle linee di costa da condurre sotto il controllo del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica.”;
3) all’ultimo periodo, le parole “La predetta comunicazione” sono sostituite dalle seguenti: “La comunicazione di cui al primo periodo”;
b) dopo il comma 2, è inserito il seguente:
“2-bis. Al fine di incrementare la produzione nazionale di gas naturale per l’adesione alle procedure di cui al comma 1, in deroga a quanto previsto dall’articolo 6, comma 17, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152, è consentito il rilascio di nuove concessioni di coltivazione di idrocarburi in zone di mare poste fra le 9 e le 12 miglia dalle linee di costa e dal perimetro esterno delle aree marine e costiere protette, limitatamente ai siti aventi un potenziale minerario di gas per un quantitativo di riserva certa superiore a una soglia di 500 milioni di metri cubi mc. I soggetti che acquisiscono la titolarità delle concessioni di cui al primo periodo sono tenuti ad aderire alle procedure di cui al comma 1.”;
c) al comma 3, primo periodo, dopo le parole “dei piani di interventi di cui al comma 2” sono inserite le seguenti: “, nonché quelli relativi al conferimento delle nuove concessioni di coltivazione di cui al comma 2-bis,” e le parole “sei mesi” sono sostituite dalle seguenti: “tre mesi”;
d) i commi 4 e 5 sono sostituiti dai seguenti:
“4. Il Gruppo GSE stipula contratti di acquisto di diritti di lungo termine sul gas di cui al comma 1, in forma di contratti finanziari per differenza rispetto al PSV, di durata massima pari a dieci anni, con verifica dei termini alla fine del quinto anno, con i concessionari di cui ai commi 2 e 2-bis a un prezzo che garantisce la copertura dei costi totali effettivi delle singole produzioni, inclusi gli oneri fiscali e di trasporto, nonché un’equa remunerazione. Il prezzo di cui al primo periodo, stabilito con decreto del Ministro dell'economia e delle finanze, di concerto con il Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica e il Ministro delle imprese e del made in Italy, è definito applicando una riduzione percentuale, anche progressiva, ai prezzi giornalieri registrati al punto di scambio virtuale, e comunque varia nel limite di livelli minimi e massimi quantificati rispettivamente in 50 e 100 euro per MWh. Nelle more della conclusione delle procedure autorizzative di cui al comma 3, a partire dal 1° gennaio 2023 e comunque fino all’entrata in produzione delle quantità aggiuntive di gas di cui al comma 1, i titolari di concessioni di coltivazione di gas naturale che abbiano risposto positivamente alla manifestazione d’interesse ai sensi dei commi 2 e 2-bis, mettono a disposizione del Gruppo GSE un quantitativo di diritti sul gas corrispondente, fino al 2024, ad almeno il 75% dei volumi produttivi attesi dagli investimenti di cui ai commi 2 e 2-bis e, per gli anni successivi al 2024, ad almeno il 50% dei volumi produttivi attesi dagli investimenti medesimi. Il quantitativo di cui al terzo periodo non è comunque superiore ai volumi di produzione effettiva di competenza dei titolari di concessioni di coltivazione di gas naturale in essere sul territorio nazionale e che abbiano risposto positivamente alla manifestazione d’interesse ai sensi dei commi 2 e 2-bis.
5. Il Gruppo GSE, con una o più procedure, offre, al prezzo di cui al comma 4, primo periodo, i diritti sul gas oggetto dei contratti di cui al medesimo comma complessivamente acquisiti nella sua disponibilità a clienti finali industriali a forte consumo di gas, che agiscano anche in forma aggregata, aventi diritto alle agevolazioni di cui al decreto del Ministro della transizione ecologica 21 dicembre 2021, n. 541 e che hanno consumato nel 2021 un quantitativo di gas naturale per usi energetici non inferiore al volume di gas naturale indicato all’articolo 3, comma 1, del medesimo decreto, senza nuovi o maggiori oneri per il Gruppo GSE. Le modalità e i criteri di assegnazione sono definiti con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con il Ministro dell’economia e delle finanze e il Ministro delle imprese e del made in Italy. I diritti offerti sono aggiudicati all’esito di procedure di assegnazione, secondo criteri di riparto pro quota. In esito a tali procedure, il Gruppo GSE stipula con ciascun cliente finale assegnatario un contratto finanziario per differenza per i diritti aggiudicati. Nel caso in cui il contratto sia stipulato dai clienti finali in forma aggregata, il contratto medesimo assicura che gli effetti siano trasferiti ai clienti finali interessati. Il contratto prevede altresì che:
a) la quantità di diritti oggetto del contratto sia rideterminata al 31 gennaio di ogni anno sulla base delle effettive produzioni nel corso dell’anno precedente;
b) è fatto divieto di cessione tra i clienti finali dei diritti derivanti dal contratto.
Lo schema di contratto tipo di offerta è predisposto dal Gruppo GSE e approvato dai Ministeri dell’economia e delle finanze e della transizione ecologica.”.

RELAZIONE ILLUSTRATIVA
La proposta normativa in esame è coerente con le finalità del decreto-legge e dell’azione messa in atto dal Governo, volta a garantire la ripresa economica del Paese e il sostegno ai settori più in difficoltà.
L’attuale congiuntura geopolitica ed economica richiede un intervento nel senso di ampliare le fonti di approvvigionamento energetico, messe a forte rischio dal conflitto armato Russia/Ucraina e dalla condizione di dipendenza dal gas russo.
L’apporto della produzione nazionale di gas appare indispensabile anche per contribuire a calmierare l’andamento dei prezzi energetici e facilitare, per tale via, l’attuazione del PNRR.
Considerando, pertanto, il particolare momento storico, caratterizzato dal notevole aumento del prezzo del gas e dal perdurare di scenari bellici che interferiscono inevitabilmente anche sulle politiche energetiche dei singoli Stati, si intendono dunque apportare alcune modifiche all’articolo 16 del decreto-legge 1 marzo 2022, n. 17, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 aprile 2022, n. 34, al fine di rafforzare ulteriormente gli obiettivi della norma, e segnatamente quelli di incrementare la produzione nazionale di gas naturale da destinare, a prezzi calmierati, ai clienti finali industriali a forte consumo energetico, attualmente in notevole difficoltà.
Con la proposta di modifica di cui alla lettera a), le concessioni ammesse alle procedure di approvvigionamento in parola potranno operare anche nelle aree interessate dai c.d. vincoli aggiuntivi di esclusione previsti dal Piano per la transizione energetica sostenibile delle aree idonee (PiTESAI), quali vincoli fissati a livello locale (regioni, province, comuni, etc.) e non espressamente formalizzati in norme di rango primario o derivanti da accordi internazionali. Rimangono pertanto in essere solo i divieti e/o le restrizioni alle attività upstream specificatamente costituiti da atti legislativi previgenti al PiTESAI, quali, in sostanza, i divieti di cui all’articolo 6, comma 17, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 per le attività a mare e i divieti in Alto Adriatico per ragioni di subsidenza.
A tal riguardo, la proposta normativa in parola prevede che siano ammesse alle procedure di approvvigionamento anche “le concessioni di coltivazione di idrocarburi poste nel tratto di mare compreso tra il 45° parallelo e il parallelo passante per la foce del ramo di Goro del fiume Po, a una distanza dalle linee di costa superiore a 9 miglia

e aventi un potenziale minerario di gas per un quantitativo di riserva certa superiore a una soglia di 500 milioni di metri cubi”.
Detta modifica riammette a produrre le concessioni esistenti in Alto Adriatico, limitatamente alla porzione di mare specificatamente indicata dalla norma (quella compresa tra il 45° parallelo ed il parallelo passante per la foce del ramo di Goro), oltre le 9 miglia marine e solo in caso di concessioni caratterizzate da un elevato potenziale minerario. In deroga a quanto previsto dai sopracitati divieti normativi a mare, dette concessioni potranno produrre per la durata di vita utile del giacimento a condizione che aderiscano alle procedure di cui all’articolo 16, comma 1, del decreto-legge n. 17 del 2022 (in modo che la deroga si traduca effettivamente in un sostegno ai settori economici più in difficoltà) e previa presentazione di analisi tecnico-scientifiche e programmi dettagliati di monitoraggio e verifica dell’assenza di effetti di subsidenza significativi da condurre sotto il controllo del Ministero dell’ambiente e della sicurezza energetica.
La proposta di modifica, in buona sostanza, consente che, alle procedure di approvvigionamento di gas, possano partecipare altre due concessioni (con un valore complessivo di gas di oltre 10 miliardi di Smc da produrre secondo stime in circa 15 anni – incremento di gas previsto di circa 700 milioni Smc gas annui), oltre quelle già invitate dal GSE, su direttiva del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica, a fronte di complessive 9 concessioni in alto Adriatico escluse dalla procedura ai sensi dell’articolo 4, legge 9 gennaio 1991, n. 9.
L’intervento di modifica di cui alla lettera b) prevede il rilascio di nuove concessioni tra le 9 e le 12 miglia, in deroga all’articolo 6, comma 17, del decreto legislativo n. 152 del 2006, che invece preclude nuove attività in materia di idrocarburi nelle aree marine protette e nelle 12 miglia da dette aree e dalla costa. Anche in questo caso, la deroga è prevista solo con riferimento a siti caratterizzati da elevato potenziale minerario (riserva certa superiore a 500 milioni mc) e a condizione che i titolari delle nuove concessioni aderiscano al meccanismo di cui al comma 1, a sostegno dei clienti finali industriali a forte consumo di gas.
Ad oggi, tra le 9 e le 12 miglia, non sussiste alcuna istanza di concessione in corso di istruttoria presso l’Amministrazione, ma insistono parzialmente o integralmente 5 permessi di ricerca di cui tuttavia 4 non hanno alcuna infrastruttura realizzata tale da non poter avere un’indicazione del potenziale minerario esistente né poter essere trasformati in concessione in tempi brevi. I 5 permessi interessati dall’intervento di modifica normativa in parola sono: A.R80.AG – al largo della laguna veneta - con circa il 40% del permesso fuori le 9 miglia, A.R78.AG – al largo delle coste emiliane, con circa un terzo del permesso fuori le 9 miglia, F.R40.NP – al largo di Brindisi - con 100% fuori le 9 miglia, G.R13.AG – al largo di Gela e a ridosso della concessione di “Argo e Cassiopea” - con una minima parte fuori le 9 miglia, ivi incluso l’unico pozzo esistente che, ricadendo entro le 9 miglia, non verrebbe salvaguardato, ed il permesso “G.R14.AG” – che avrebbe circa l'80% di area fuori le 9 miglia con, in particolare, due pozzi Panda 1 e Panda W1 già realizzati nella fascia tra le 9 e le 12 miglia, che potrebbero essere quindi salvaguardati con possibilità per l’operatore di riproporre istanza di concessione per la produzione presumibilmente di gas per circa 1,7 miliardi di Smc.
Con la lettera c) si modifica l’articolo 16, comma 3, del decreto-legge n. 17 del 2022, prevedendo che anche per il rilascio delle nuove concessioni tra le 9 e le 12 miglia, di cui all’intervento previsto alla precedente lettera b), vi sia un tempo massimo per l’Amministrazione ridotto da 6 mesi, previsti dall’originaria versione della norma, a 3 mesi, come per il rilascio delle altre autorizzazioni funzionali a rendere effettiva la procedura di approvvigionamento di cui al medesimo articolo 16.
Con la lettera d) vengono sostituiti i commi 4 e 5 dell’articolo 16, comma 3, del decreto-legge n. 17 del 2022.
Con il novello comma 4 viene previsto che il Gestore dei servizi energetici (GSE), o le società da esso controllate, stipuli con i concessionari di coltivazione di idrocarburi, così come identificati dai commi 2 e 2-bis, contratti di acquisto di diritti a lungo termine sul gas di produzione nazionale derivante dall’incremento dell’offerta. Detti contratti avranno la forma di contratti finanziari per differenza, la cui durata dovrà essere al massimo decennale, con verifica dei termini alla fine del quinto anno. Il prezzo contrattuale, stabilito con decreto del Ministro dell'economia e delle finanze, di concerto con il Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica e il Ministro delle imprese e del made in Italy, è definito applicando una riduzione percentuale, anche progressiva, ai prezzi giornalieri registrati al punto di scambio virtuale, e comunque varia nel limite di livelli minimi e massimi quantificati rispettivamente in 50 e 100 euro per MWh.
Il medesimo comma 4 dispone altresì che, nelle more della conclusione delle procedure autorizzative di cui al comma 3, a partire dal 1° gennaio 2023 e comunque fino all’entrata in produzione delle quantità aggiuntive di gas di cui al comma 1, i titolari di concessioni di coltivazione di gas naturale che abbiano risposto positivamente alla manifestazione d’interesse ai sensi dei commi 2 e 2-bis dell’articolo 16 del decreto- legge n. 17 del 2022 mettono a disposizione del Gruppo GSE un quantitativo di diritti sul gas corrispondente, fino al 2024, ad almeno il 75% dei volumi produttivi attesi dagli investimenti di cui ai commi 2 e 2-bis e, per gli anni successivi al 2024, ad almeno il 50% dei volumi produttivi attesi dagli investimenti medesimi. Il suddetto quantitativo non è comunque superiore ai volumi di produzione effettiva di competenza dei titolari di concessioni di coltivazione di gas naturale in essere sul territorio nazionale e che abbiano risposto positivamente alla manifestazione d’interesse ai sensi dei commi 2 e 2-bis del citato articolo. Infatti, un eventuale obbligo di anticipare, a prezzo inferiore a quello di mercato, volumi che potenzialmente eccedono la produzione attuale effettiva sul territorio nazionale in vista di benefici incerti e futuri (perché soggetti a rischi autorizzativi e minerari connessi ai nuovi sviluppi) scoraggerebbe la totalità degli operatori, almeno quelli di minori dimensioni, ad aderire al meccanismo.

Il comma 5, così come sostituito, prevede che il Gruppo GSE, tramite una o più procedure, offra i diritti sul gas oggetto dei contratti di cui al comma 4, complessivamente acquisiti nella sua disponibilità, ai clienti finali industriali “energivori”, comprese le aggregazioni di imprese, così come definiti dall’articolo 3, comma 1, del decreto del Ministro della transizione ecologica del 21 dicembre 2021, n. 541 ai fini del godimento delle agevolazioni, allo stesso prezzo del comma 4. L’utilizzo di contratti finanziari sia in acquisto che in vendita, sulla base della stessa formula di prezzo, fa sì che le partite finanziarie si regolano fra privati evitando la complessità di uno scambio fisico di gas e sulla base di uno sconto direttamente operato dai concessionari al Gse e da quest’ultimo ai clienti finali industriali aggiudicatari, senza comportare costi di sistema e lasciando ai clienti finali l’intero vantaggio di costo rispetto al prezzo al PSV (o l’eventuale onere, in caso di prezzo inferiore al valore minimo).
L’aggiudicazione dei diritti avverrà a seguito di procedure di assegnazione secondo criteri pro quota e con modalità definiti con decreto del Ministro dell’ambiente e della sicurezza energetica, di concerto con il Ministro dell'economia e delle finanze e il Ministro delle imprese e del made in Italy.
Lo schema tipo del contratto finanziario stipulato da Gruppo GSE con i clienti finali, predisposto dal Gruppo stesso e approvato dal MEF e dal MASE, prevederà che la quantità di diritti oggetto del contratto sia rideterminata al 31 gennaio di ogni anno sulla base delle effettive produzioni di gas nel corso dell’anno precedente, e che, qualora il cliente finale sia composto da una aggregazione di imprese, gli effetti dello stesso siano assicurati nell’essere trasferiti a tutti gli interessati.
Infine, è espressamente previsto che vietata la cessione tra i clienti finali dei diritti derivanti dal contratto.