SINTESI DELLE AUDIZIONI IN TEMA DI ENERGIA SVOLTE DAL GRUPPO INTERCOMMISSIONE INFRASTRUTTURE ENERGETICHE

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1 CNEL Consiglio Nazionale dell Economia e del Lavoro SINTESI DELLE AUDIZIONI IN TEMA DI ENERGIA SVOLTE DAL GRUPPO INTERCOMMISSIONE INFRASTRUTTURE ENERGETICHE 26 marzo 2003 a cura del Dipartimento per l Attuazione del Programma e la Gestione del Personale (Ufficio di Supporto all attività della Commissione V)

2 SINTESI DELLE AUDIZIONI IN TEMA DI ENERGIA SVOLTE DAL GRUPPO INTERCOMMISSIONE INFRASTRUTTURE ENERGETICHE...3 IL PROCESSO DI LIBERALIZZAZIONE NEL SETTORE ELETTRICITÀ E GAS NATURALE....3 SETTORE GAS NATURALE La domanda di gas naturale in Italia nel prossimo decennio: andamento della domanda per uso termoelettrico Le attuali infrastrutture di approvvigionamento fino ai confini del Paese e la rete nazionale di trasporto: esigenze di potenziamento Lo scenario internazionale e i contratti take or pay L accesso al mercato del gas: aspetti concorrenziali...14 SETTORE ENERGIA ELETTRICA La domanda di energia elettrica in Italia nel prossimo decennio Stato della rete italiana dell energia elettrica, con particolare attenzione alle infrastrutture di interconnessione con l estero, e condizioni di accesso alla rete. Problemi di congestione Stato del parco di generazione italiano, loro distribuzione territoriale e procedure di autorizzazione Il prezzo dell energia elettrica in Italia: prospettive della Borsa elettrica Qualità del servizio Questioni ambientali ed elettromagnetismo Valutazione del quadro normativo. La riforma del Titolo V della Costituzione: rapporti fra lo Stato e le Regioni AUDIZIONI SVOLTE E DOCUMENTAZIONE ACQUISITA DAL GRUPPO INTERCOMMISSIONE (V VI) INFRASTRUTTURE ENERGETICHE

3 SINTESI DELLE AUDIZIONI IN TEMA DI ENERGIA SVOLTE DAL GRUPPO INTERCOMMISSIONE INFRASTRUTTURE ENERGETICHE Nella consapevolezza dell importanza rivestita dal settore dell energia per lo sviluppo del Paese, delle criticità esistenti e delle sfide da affrontare, il CNEL ha avviato una riflessione sul tema adottando un angolo di analisi peculiare, quello delle infrastrutture energetiche, in quanto ha ritenuto questo tipo di approccio idoneo ad evidenziare le opportunità, ma anche le difficoltà, a cui va incontro il nostro sistema energetico a seguito del processo di liberalizzazione che è stato intrapreso. L approfondimento del sistema energetico dal punto di vista delle infrastrutture è stato condotto sia attraverso una ciclo di audizioni con i principali soggetti istituzionali, gli operatori del settore elettrico e del gas e gli utenti sia con l acquisizione di documenti rilevanti in materia. Di seguito sono illustrate le posizioni dei soggetti interpellati che consentono di ricavare un quadro sintetico sulle più rilevanti questioni oggetto di riflessione nel settore energetico. IL PROCESSO DI LIBERALIZZAZIONE NEL SETTORE ELETTRICITÀ E GAS NATURALE. Nel settore energetico, sotto l impulso dell azione dell Unione Europea, si è avviato un importante processo di liberalizzazione, volto a superare le regolamentazioni di prevalente carattere monopolistico ed oligopolistico precedentemente presenti nella maggior parte dei Paesi aderenti. Gli obiettivi perseguiti tramite il processo di liberalizzazione sono essenzialmente quelli di: promuovere un mercato concorrenziale, che assicuri condizioni vantaggiose per gli utenti ed i consumatori; salvaguardare la sicurezza dell approvvigionamento e rafforzare il sistema produttivo dei singoli Stati membri; fissare regole che preservino la natura di pubblica utilità del servizio in questione. Tale processo ha ricevuto un forte impulso dall adozione da parte dell Unione Europea di due direttive: una relativa al settore dell elettricità (96/92/CE) ed una al settore gas naturale (98/30/CE). La sussistenza nei Paesi europei di mercato chiusi, con la presenza di operatori monopolisti o oligopolistici, ha reso necessario la predisposizione di un impianto normativo e regolamentare che assicurasse un passaggio graduale e controllato a mercati concorrenziali. La regolazione da introdurre, infatti, deve consentire che si realizzino le condizioni basilari perché un sistema concorrenziale possa svilupparsi. In particolare, la regolazione deve essere finalizzata a garantire la parità di condizioni tra gli operatori per avere l accesso alla rete, condizione essenziale perché vi sia un effettiva concorrenza. Deve, altresì, tendere a creare un quadro regolamentare chiaro e stabile, che consenta di effettuare gli investimenti necessari per lo sviluppo del settore. Un altro settore 3

4 di intervento della regolazione è legato alla natura di servizio pubblico propria dell erogazione dell energia elettrica e del gas. La qualità del servizio fornito, le condizioni contrattuali minime, la sicurezza, l universalità, la trasparenza e l informazione sono elementi che necessariamente rientrano nella sfera di attività del regolatore. Nel nostro Paese il processo di liberalizzazione avviato a livello comunitario ha portato all adozione di due Decreti Legislativi, recettivi delle direttive comunitarie. Il Decreto Legislativo n. 79 del 1999 (cosiddetto Decreto Bersani) ha ridisegnato la struttura del mercato elettrico italiano con importanti interventi sul fronte dell offerta (da un lato la liberalizzazione della produzione e dall altro la previsione di obblighi di cessione di quote di produzione da parte dell operatore dominante), della domanda (introduzione delle categorie di clienti idonei, liberi di poter acquistare l elettricità sul mercato, e di clienti vincolati), del sistema di tariffazione (riformato, a giudizio dell Autorità per l Energia Elettrica ed il Gas AEEG, al fine di rendere le tariffe pubbliche coerenti con i costi dei servizi), dell assetto delle reti di trasmissione e di distribuzione. L attuazione delle previsioni contenute nel Decreto Bersani non è ancora integrale, ad esempio non sono stati ancora adottati i provvedimenti necessari per l entrata in funzione della Borsa elettrica. Le linee di intervento per assicurare il passaggio ad un sistema concorrenziale, individuate dall Unione Europea per il settore elettrico, sono state seguite in linea di massima anche in riferimento al mercato del gas, nella misura in cui ciò è stato possibile in ragione di alcune differenze strutturali dei due mercati in questione. La Direttiva 98/30/CE, e di conseguenza il Decreto Legislativo n. 164 del 2000 (noto come Decreto Letta) di recepimento della direttiva, ha previsto l apertura dal lato dell offerta e da quello della domanda, la riforma delle tariffe e la regolazione delle reti. In ragione delle differenze tra il mercato dell elettricità e quello del gas ed in considerazione che la regolazione del settore del gas è intervenuta successivamente, va segnalato che si è fatto ricorso in misura maggiore a forme di governance che assicurino una disciplina del mercato frutto di maggiore partecipazione tra i soggetti interessati. A giudizio di alcuni utenti, l apertura del mercato elettrico, sia sul versante della domanda sia su quello dell offerta, non è stato sufficiente e vengono richiesti interventi di maggiore radicalità al fine di consentire un ampliamento dei soggetti coinvolti. Dal lato della domanda, in attesa di una completa liberalizzazione del mercato, gli utenti non domestici di media e piccola dimensione hanno evidenziato le difficoltà incontrate a promuovere i consorzi d acquisto a causa dei meccanismi di ingresso e d uscita, che costituiscono anche fonte di consistenti costi, oltre alle problematiche legate alla scarsa trasparenza e continua evoluzione del quadro normativo, che costituisce una fonte di incertezza, ed alle difficoltà di programmazione. Recentemente la CNA ha sperimento sul territorio un modello più flessibile rispetto al Consorzio, che rende più facile e flessibile la partecipazione della singola impresa, con minori oneri burocratici ed economici. Si tratta di un gruppo d acquisto che presenta meno vincoli rispetto un consorzio. Comunque gli utenti hanno richiesto di abbassare da subito la soglia di accesso al mercato libero. 4

5 Sul fronte dell offerta i soggetti auditi hanno rilevato l essenzialità che vi sia una pluralità di operatori sul mercato. Il tetto antitrust, introdotto dal Decreto Bersani, per ridurre il tasso di concentrazione nel mercato della generazione ha determinato la cessione da parte dell operatore dominante di quote significative della propria capacità di generazione. A giudizio di Confindustria tutto ciò, però, non è sufficiente essendo, altresì, necessario provvedere alla rimozione delle barriere all ingresso di nuovi operatori. In particolare, Confindustria teme che tale obiettivo non sia stato conseguito con la cessione delle quote di generazione da parte dell Enel, dato che i costi di ingresso sostenuti dai nuovi operatori sono tali da renderli strutturalmente più inefficienti rispetto all operatore dominante. I nuovi entranti saranno quindi indotti ad adottare delle politiche collusive per poter garantire la remuneratività dei propri investimenti. Enel Produzione, basandosi su un confronto a livello europeo, ritiene il livello di concentrazione del mercato italiano sia già adesso uno dei più bassi d Europa. Per quanto concerne il processo di liberalizzazione nel settore del gas naturale, gli utenti hanno evidenziato che il mercato è fortemente condizionato dall operatore dominante e lontano da una effettiva apertura, in quanto manca una reale alternativa sia in termini di quantità sia di condizioni della fornitura, soprattutto per le aziende con significativi consumi e caratterizzate da un elevata incidenza del costo energetico. Il decreto Letta, a giudizio degli utenti interpellati, pur avendo introdotto un ampia liberalizzazione nominale della domanda (nella fase a valle ), ha inciso poco sul lato dell offerta ( a monte ), e resta particolarmente difficile per i clienti idonei, e per le loro aggregazioni, l approvvigionamento diretto da fornitori esteri. A giudizio dell AEEG nell avviare il processo di liberalizzazione il legislatore aveva individuato due obiettivi come prioritari: introdurre un sistema concorrenziale nel mercato dell energia elettrica e del gas; assicurare la tutela dei consumatori. Il conseguimento di questi due obiettivi è stato condizionato da due vincoli, che hanno inciso sulla legislazione del settore ed influenzato il processo di liberalizzazione. Il primo di questi vincoli è stato costituito dal modo di svolgimento a livello europeo del processo di liberalizzazione nel settore energetico, nonché dalle decisioni prese dagli altri Stati membri che influenzano inevitabilmente le politiche degli altri Stati. Il secondo vincolo deriva dalle scelte del legislatore italiano, che ha voluto assicurare la possibilità alle imprese già operanti sui mercati coinvolti nel processo di liberalizzazione di potersi adattare al nuovo contesto. Questa opzione politica ha condotto all introduzione di regole di passaggio al libero mercato graduali, al fine di consentire alle imprese ex monopoliste di poter compensare la riduzione delle loro quote di mercato nazionale andando nei mercati esteri ed avviando processi interni di riorganizzazione per conseguire una maggiore efficienza. In considerazione di questi due vincoli, secondo l AEEG, il processo di liberalizzazione non è stato molto veloce, mentre con maggiore intensità è stato perseguito l obiettivo di tutela dei consumatori. Sempre nel contesto del processo di liberalizzazione in corso nel nostro Paese è utile comprendere il tipo di rapporto instaurato tra gli operatori di settore e l Autorità di regolazione. La sussistenza di asimmetrie informative tra il regolatore e gli operatori costituisce un possibile elemento ostativo ad un efficiente sviluppo del mercato energetico. Per superare tale problema l AEEG, 5

6 operando con un spirito collaborativo con le imprese di settore, pone in essere consultazioni pubbliche sui principali provvedimenti, audizioni periodiche e speciali, controlli tecnici ed ispezioni, che vengono programmati in modo ciclico o realizzati sulla base di specifiche segnalazioni. A fronte di difficoltà iniziali ad ottenere i dati, l AEEG ha comunicato di riscontrare ad oggi una maggiore collaborazione da parte dei propri interlocutori. A conferma di ciò l AEEG cita il raro ricorso ai poteri di richiesta e di sanzione. Tale graduale miglioramento ha coinciso con l aumento della fiducia delle imprese nello sviluppo del mercato e nel ruolo della regolazione indipendente. Una maggiore collaborazione è registrata anche sul fronte dell attuazione dei provvedimenti adottati dall AEEG, la quale fornisce assistenza agli operatori interessati dall applicazione. 6

7 SETTORE GAS NATURALE 1. La domanda di gas naturale in Italia nel prossimo decennio: andamento della domanda per uso termoelettrico. I vari soggetti auditi concordano che nel prossimo decennio in Italia si registrerà una crescita della domanda di gas naturale, soprattutto a causa del forte incremento del suo impiego per la generazione di energia elettrica. Lo scenario di partenza, relativo all anno 2001, secondo i dati forniti dagli operatori, indica che in Italia sono stati consumati circa 71 miliardi di metri cubi di gas, dei quali oltre 26 miliardi destinati ai clienti residenziali, 23 alla produzione termoelettrica e 22 all industria e ad altri settori. Questi dati fanno del mercato italiano il terzo per rilevanza nell Unione Europea dopo la Gran Bretagna e la Germania. Per quanto concerne le previsioni di crescita dalla domanda di gas fino al 2010 più operatori convergono nel ritenere che l incremento rispetto al 2001 sarà dell ordine di circa 25 miliardi di metri cubi di gas. La domanda complessiva di gas dovrebbe attestarsi su miliardi di metri cubi di gas. Tale forte crescita della domanda di gas naturale (oltre il 30 %) viene ricondotta all atteso aumento dell impiego del gas naturale nella generazione elettrica. In particolare, ENEL FTL ed Edison Gas stimano che l incremento della domanda di gas per uso termoelettrico sarà di poco superiore al 60 % nel prossimo decennio. Le stime fornite dall ENI presentano un carattere più prudenziale, ritenendo che l incremento della domanda di gas in Italia sarà compreso in una fascia che va dai 20 ai 30 miliardi di metri cubi. La domanda complessiva, a giudizio dell ENI, dovrebbe collocarsi quindi tra i 90 ed i 100 miliardi di metri cubi. L indicazione di una forbice così ampia viene giustificata dall ENI alla luce delle incertezze presenti sull evoluzione della domanda di gas ai fini della produzione di energia elettrica. Pur riconoscendo che la domanda di gas per uso termoelettrico è destinata a crescere, l ENI ha evidenziato la sussistenza di due fattori che non consentono di prevedere con certezza l entità di tale incremento. Da un lato, l ENI ricorda che si è riavviato il dibattito sull impiego del carbone nella generazione elettrica per i vantaggi che presenta in termini di sicurezza degli approvvigionamenti ed economicità. Dall altro lato, l ENI evidenzia che non vi è uniformità nelle stime dei tempi di conclusione dei lavori di costruzione delle nuove centrali e di riconversione degli impianti esistenti. Sul piano europeo è stato segnalato che l Italia, insieme alla Gran Bretagna, è il Paese dove attualmente è maggiore il ricorso al gas naturale ai fini della generazione elettrica. Tale dipendenza è destinata ad aumentare nel futuro in modo consistente fino a quasi il 60% 1. La situazione italiana è, però, diversa da quella inglese dato che il nostro Paese non dispone dei giacimenti di gas naturale posseduti dalla Gran Bretagna. Ciò determina una maggiore volatilità dei prezzi dell energia italiana, perché legati all andamento del mercato internazionale degli idrocarburi. Infatti, i costi di importazione sul prezzo finale 1 Stima formulata da ENEL FTL. 7

8 dell energia incidono tra il 60 70% al netto delle tasse. Per poter limitare questa alta volatilità l ENEL FTL suggerisce di agganciare il prezzo del gas all andamento della borsa elettrica, come avvenuto in Spagna, o all andamento dei mercati di destinazione del gas. L ENI ha messo, inoltre, in evidenza che la produzione nazionale di gas naturale diminuirà nel prossimo decennio. Tale fenomeno è accentuato anche dalle decisioni assunte di non dar luogo alla produzione in giacimenti recentemente scoperti (ad esempio quelli collocati nell Alto Adriatico). Sulla base delle attuali conoscenze delle risorse nazionali la stima della produzione nazionale al 2010 viene fissata in 8 10 miliardi di metri cubi. Secondo l ENI una conseguenza diretta della crescente domanda di gas naturale e della contrazione della produzione nazionale è la necessità di far ricorso ad ulteriori importazioni di gas dall estero, che già allo stato attuale contribuiscono in misura preponderante (pari al 70%) alla copertura del fabbisogno italiano e che sono destinate a coprire fino al 90% della domanda italiana di gas. 8

9 2. Le attuali infrastrutture di approvvigionamento fino ai confini del Paese e la rete nazionale di trasporto: esigenze di potenziamento. Le valutazioni relative al sistema delle infrastrutture nel settore del gas sono condizionate ovviamente dalle previsioni sull andamento della domanda di gas del nostro Paese nel prossimo decennio. A giudizio degli operatori, a fronte di un calo della produzione interna, la necessità di far ricorso in misura crescente alle importazioni dall estero per soddisfare la domanda interna impone il rafforzamento e l ampliamento della nostra rete di connessione attraverso la realizzazione sia di nuovi gasdotti sia delle infrastrutture necessarie per l importazione del gas naturale liquefatto (GNL). Il sistema di infrastrutture esistenti (realizzato nel corso del tempo dall ENI e dimensionato in base al fabbisogno energetico italiano), pur essendo in grado di garantire il soddisfacimento degli attuali livelli di consumo, non presenta capacità in eccesso atte a sostenere il probabile afflusso dei nuovi quantitativi di gas che nel futuro verranno richiesti, poiché i quattro punti di ingresso del gas di importazione nella rete italiana sono pressoché saturi 2. Nonostante i potenziamenti messi in atto dalla Snam Rete Gas sul gasdotto Transmed, la porta del gas a sud è destinata a saturarsi, poiché la disponibilità tecnica esistente e quella in corso di realizzazione è oggi interamente prenotata dagli shipper, mentre le porte al nord del Paese sono già al limite della capacità. L unico incremento di capacità che è previsto a breve si avrà al sud con la conclusione nel 2004 o 2005 dei lavori per il gasdotto dalla Libia, avente una capacità di 8 miliardi di metri cubi, ma i contratti di importazione del gas già siglati satureranno anche questo ingresso. E inoltre emerso che i terminali di GNL, preannunciati da alcuni operatori, non entreranno in funzione prima del I rappresentanti dell Edison Gas hanno sottolineato che, nell eventualità non venissero realizzate nuove infrastrutture e non venissero concluse quelle avviate (gasdotto libico e terminale di GNL nell Alto Adriatico), il soddisfacimento della crescente domanda italiana di gas, ancorché facendo ricorso al 100% dei contratti di importazione a lungo termine attualmente in vigore, potrebbe non essere possibile dal in poi. La realizzazione di nuove iniziative di investimento nel settore del gas, secondo l ENI, è fortemente condizionata da alcuni aspetti (quali tempi di realizzazione lunghi, ritorni differiti nel tempo per un periodo non inferiore a anni e dimensione elevata degli impegni finanziari), che limitano la possibilità che vengano assunte iniziative imprenditoriali se non vi siano adeguate 2 I quattro punti di ingresso sono costituiti da: Passo Gries con una capacità di 43 milioni di metri cubi giorno dall Olanda; Tarvisio che ha una portata di 73,5 milioni di metri cubi giorno dalla Russia; Mazara del Vallo, la porta di ingresso del gas algerino, che ha una capacità di 88 milioni di metri cubi giorno e il terminale di GNL di Panigaglia con una capacità di 10 milioni di metri cubi giorno. 9

10 prospettive di ritorno dell investimento ed una puntuale definizione delle regole di funzionamento del mercato. Pur riconoscendo che la realizzazione di nuove infrastrutture costituisce una necessità, l ENI non prevede di assumere iniziative economiche volte a soddisfare l incremento della domanda di gas naturale espressa dall Italia, in considerazione delle previsioni normative contenute nel Decreto Legislativo n. 164 del 2000, che hanno introdotto dei tetti alle quote di mercato facenti capo all incumbent sia per quanto riguarda all immissione di gas sulla rete primaria sia nei quantitativi massimi di gas vendibili ai consumatori finali. L ENI ha comunque dichiarato che concluderà i lavori del gasdotto in corso di costruzione tra la Libia e l Italia, la cui portata è di 8 miliardi di metri cubi di gas. Questa posizione viene mantenuta ferma anche se l ENI ha interesse che il mercato complessivo del gas italiano cresca per conservare il volume assoluto di affari odierno rispettando al contempo i tetti imposti dalla legislazione. Sull implementazione delle strutture nazionali della rete gas si sono soffermati anche i rappresentanti di Edison Gas che ritengono molto importante il ricorso ai terminali di GNL, poiché si tratta di infrastrutture molto competitive e flessibili, in quanto non creano vincoli fisici con i Paesi produttori ed esportatori a differenza dei gasdotti. La flessibilità dei terminali di GNL assicura anche che la loro collocazione fisica possa essere prossima ai centri di maggior utilizzo di gas. L utilità del ricorso al GNL viene ritenuta sussistente da Edison Gas anche se i costi di importazione sono maggiori del 20-25% rispetto all utilizzo dei gasdotti. Questo dato non è ritenuto tale da scoraggiare il ricorso a questa tecnica in considerazione dei vantaggi conseguibili sul piano della complessiva disciplina contrattuale, in quanto alcune clausole negoziali hanno una forte valenza commerciale. Questa situazione dipende dal fatto che la fornitura del gas non costituisce una semplice commodity da trasportare, ma è un vero e proprio servizio. Il costo di realizzazione delle infrastrutture necessarie per l importazione del gas naturale liquefatto è molto elevato. La sola realizzazione di un terminale di rigassificazione, che costituisce l anello finale della catena di importazione, richiede un impegno finanziario di tale entità che un investitore puro non è disponibile ad affrontare se non alla presenza di determinate garanzie (riserva di utilizzo dell 80% per un arco temporale di anni a favore di chi finanzia l opera). In un tale contesto Edison Gas ritiene importante il ricorso a contratti take or pay per facilitare l importazione di gas naturale liquefatto. La disciplina contenuta in un contratto di lunga durata assicura, infatti, la predisposizione di tutti quegli elementi essenziali per la sua esecuzione, quindi anche la realizzazione delle infrastrutture necessarie. A fronte delle preoccupazioni espresse dall ENI e da Edison Gas, va ricordato che, nell ipotesi le nuove infrastrutture vengano completate, gli investimenti di Snam Rete Gas attualmente programmati e quelli comunicati al Ministero per le Attività produttive (MAP) sono tali da poter garantire che la capacità con opportuni incrementi, legati soprattutto ad un maggior utilizzo di compressori, copra la domanda prevista fino al 2010 sia nello scenario migliore sia in quello peggiore (la forchetta va da 95 a 105 metri cubi di gas annui). Per quanto concerne la rete interna, la Snam Rete Gas la giudica sufficiente e ritiene che non sussistano dei vincoli strutturali. 10

11 Sempre in tema di investimenti in infrastrutture rilevanti per il settore del gas, gli operatori hanno ricordato che urgente appare la necessità di potenziare le infrastrutture di stoccaggio. Gli stoccaggi esistenti sono al servizio della modulazione del sistema per la soddisfazione dell intera utenza civile in base all alternanza della domanda di gas legata alle diverse esigenze stagionali. Per capire l importanza dello stoccaggio viene sottolineato come la quantità di gas fornita dagli stoccaggi nel periodo di punta dell inverno è pari a quella importata dall Algeria e dall Olanda. La capacità di stoccaggio necessaria per coprire i fabbisogni di modulazione per il settore residenziale ha evidenziato lo scorso inverno, in corrispondenza di condizioni di freddo particolarmente intense, criticità nella copertura della domanda tali da rendere necessario il ricorso a volumi di gas prelevati dallo stoccaggio strategico, oltre a costringere le società di commercializzazione a sospendere l erogazione di gas ai clienti titolari di contratti di fornitura interrompibili. Proprio questi recenti eventi, secondo la Snam Rete Gas, impongono la realizzazione di rilevanti investimenti. 11

12 3. Lo scenario internazionale e i contratti take or pay. Lo scenario europeo del mercato del gas è caratterizzato dalla presenza di una consistente quota di importazioni, pari al 55% del totale, per il soddisfacimento della domanda europea. Le previsioni per i prossimi dieci anni indicano una crescita del deficit europeo negli approvvigionamenti di gas e un rafforzarsi della condizione di dipendenza da alcuni Paesi produttori. In particolare, un ruolo sempre più di maggior rilievo sarà rivestito dall Algeria e dalla Russia, nazioni in cui il settore del gas è controllato da due operatori monopolistici (Sonatrach e Gazprom), oltre che dalla Norvegia. Un dato importante del mercato europeo del gas è costituito dalla forte rilevanza rivestita dai contratti di importazione a lungo termine del tipo take or pay, che vengono utilizzati per coprire il fabbisogno di gas da parte dei Paesi che non hanno una grossa produzione interna (a differenza dell Olanda o del Regno Unito) in una misura che varia dall 80 % al 100 %. L Italia, ad esempio, nel 2000 ha coperto nella misura dell 81% il proprio fabbisogno di gas naturale con contratti di take or pay. I contratti take or pay hanno rivestito un ruolo cruciale nello sviluppo del mercato del gas, in particolare per quanto concerne la costruzione delle costose infrastrutture di trasporto. Secondo gli operatori la possibilità di realizzare nuovi investimenti in infrastrutture energetiche, che sono ritenute essenziali per assicurare il soddisfacimento del fabbisogno italiano, è legata alla stipula di accordi contrattuali di trasporto di lungo termine, necessari perché possa essere considerato redditizio l investimento infrastrutturale. Secondo gli operatori è altresì importante che venga definito un quadro regolamentare che garantisca l utilizzo riservato per un certo periodo di tempo delle infrastrutture da chi le ha poste in essere e assicuri ai contratti di lungo termine presenti e futuri l accesso alla rete nazionale per l intero periodo della loro durata, nel rispetto degli impegni assunti a livello internazionale dagli operatori del gas. A giudizio degli operatori del settore mettere in discussione i contratti di importazione di lungo termine costituisce un indebolimento strutturale del sistema di approvvigionamento nazionale con conseguenze negative non solo per gli operatori del gas, ma anche per i consumatori che registrerebbero nel medio termine un aumento del prezzo del gas. Non è un caso che in nessun Paese importatore dell Unione Europea sia posto in dubbio il legame tra i contratti di importazione di lungo periodo e i connessi diritti di trasporto. Concorda con gli operatori anche Confindustria, secondo cui i contratti take or pay, avendo ad oggetto elevati quantitativi di gas naturale, costituiscono l unica modalità di approvvigionamento economica dai più importanti Paesi produttori. Va, inoltre, ricordato che i più importanti Paesi fornitori non hanno interesse a siglare contratti di vendita del gas a prezzi inferiori rispetto ai contratti attualmente vigenti. La stipula di nuovi contratti di fornitura del gas a prezzi più bassi determinerebbe il ribasso anche del prezzo versato per l acquisto del gas in base ai contratti attualmente in vigore, poiché i contratti take or pay già siglati contengono solitamente delle clausole di revisione del prezzo del gas 12

13 legate all andamento del mercato. Egualmente un Paese esportatore non ha alcun interesse a vendere più gas, perché rischia di dover subire un abbassamento dei prezzi praticati nel mercato subendo un danno. Questo spiega altresì la preclusione vigente in Russia agli operatori stranieri di stipulare dei contratti di production and sharing. 13

14 4. L accesso al mercato del gas: aspetti concorrenziali. La considerazione di questo aspetto è di cruciale rilievo al fine di verificare se effettivamente il processo messo in moto dal Decreto Letta si sia tradotto in un apertura del mercato del gas ad un meccanismo concorrenziale. Per assicurare l apertura del mercato il Decreto Letta ha previsto l introduzione di tetti, decrescenti nel tempo, all operatore dominante sia nel mercato dell approvvigionamento sia in quello della vendita al cliente finale. A giudizio di Confindustria l introduzione di questo tipo di misure, che dovrebbero favorire l ingresso di nuovi operatori, può avere effetti distorsivi sull evoluzione della struttura e delle dinamiche concorrenziali nei mercati di riferimento. D altronde, a fronte di misure volte a garantire la pluralità dell offerta, è necessario che sia salvaguardata la priorità di assicurare la disponibilità fisica del gas nel rispetto dei meccanismi di mercato. Secondo ENEL FTL attualmente non vi è un effettiva possibilità di ingresso nel mercato da parte di nuovi operatori poiché il controllo da parte dell ENI delle infrastrutture di importazione e la mancanza di flessibilità operative costituiscono ostacoli non facilmente superabili. In base a questo scenario l unica opzione per aprire maggiormente alla concorrenza il mercato del gas viene individuato nell impiego dei terminali di GNL, che costituiscono una risposta di tipo tecnologico. Un incremento nel ricorso ai terminali di rigassificazione sarebbe anche in linea con l esperienza degli altri Paesi europei. I rappresentanti dell ENEL FTL ritengono che, comunque, il mercato del gas vedrà scendere il prezzo del prodotto. La possibilità di avere accesso diretto ai negoziati con i Paesi produttori da parte dei nuovi operatori si ripercuoterà sul prezzo del gas. I nuovi operatori potranno tentare di ottenere negoziazioni più favorevoli di quelle attuali, ma anche se non fosse così, ed il prezzo ottenuto fosse eguale a quello praticato oggi all incumbent, il prezzo del gas al mercato italiano sarebbe comunque più basso dato che verrebbe meno uno dei livelli di intermediazione oggi presente (quello tra gli altri operatori del mercato italiano del gas che acquistano da ENI alla frontiera il gas trasportato con i gasdotti). A giudizio di Edison Gas il nostro Paese deve puntare ad un ragionevole eccesso di offerta di gas, che costituisce una condizione per assicurare un grado più elevato di sicurezza degli approvvigionamenti ed una maggiore apertura alla concorrenza del mercato. Ciò può avvenire se vengono completate le infrastrutture attualmente programmate (gasdotto libico e terminale di GNL nell Alto Adriatico) e vengono realizzate altri due terminali di GNL. Per assicurare al sistema Paese un adeguato approvvigionamento di gas e un mercato maggiormente concorrenziale, l Edison ritiene prioritario che: le infrastrutture esistenti vengano utilizzate in modo trasparente, al fine di evitare che vi siano delle capacità residue; siano fatti interventi di potenziamento delle infrastrutture esistenti (es. compressione); sia riconosciuto al soggetto importatore che realizza un infrastruttura la priorità di utilizzo della capacità della stessa necessaria ad allocare il volume di gas acquisito con un contratto take or pay, fonte del finanziamento dell infrastruttura, fermo restando che le capacità residue 14

15 e gli eventuali potenziamenti saranno messi a disposizione degli operatori terzi, così da poter fornire un concreto contributo alla crescita concorrenziale del mercato italiano del gas. L Edison Gas ha affrontato anche il tema dell accesso regolato alle reti di trasporto, di distribuzione, ai campi di stoccaggio ed ai terminali di GNL. L attuale mancata emanazione da parte dell AEEG dei codici di rete, di distribuzione e di stoccaggio crea una situazione di incertezza per gli operatori del settore, che hanno assunto dei rischi soprattutto per quanto concerne il profilo degli approvvigionamenti. Viene sottolineato come i codici costituiscano la base fondamentale per arrivare alla stipula dei contratti di trasporto del gas. Pur riconoscendo che la predisposizione dei codici non è per nulla facile, la proposta avanzata dall Edison Gas è quella di varare una prima versione dei codici mancanti, suscettibili di essere corretti ed integrati secondo le necessità che emergono. Sulla necessità che vengano presto adottati i codici mancanti concorda anche ENEL FTL. Tra le proposte dell Edison per migliorare in futuro il funzionamento del mercato italiano vi è quella di conferire la capacità di trasporto ai punti di ingresso della rete nazionale in base al principio del first committed first served per contratti di lungo termine con clausola take or pay con impegni effettivi, al fine di evitare che operino degli speculatori o dei trader puri, che possono solo danneggiare il Paese. A tal fine viene suggerito il ricorso anche al criterio use it or loose it per evitare che vi sia della capacità inutilizzata. Per i punti di uscita dovrebbe essere data priorità alla titolarità della fornitura al cliente idoneo, alla tipologia di cliente servito e all interrompibilità e/o sostituibilità del gas con altri combustibili. Infine, la creazione di un National Balancing Point quale strumento necessario, ma non sufficiente, per avviare un mercato del gas secondario. Secondo i rappresentanti di Snam Rete Gas la realizzazione di nuove infrastrutture sia in Italia sia all estero, necessarie per assicurare lo sviluppo del mercato e costituenti investimenti di rilevanti dimensioni, è condizionata dal riconoscimento all operatore del diritto di trasportare il gas sulla rete nazionale o di utilizzare i terminali di rigassificazione per un periodo non inferiore ai anni, ritenuto congruo per recuperare gli alti costi dell investimento. Se non si dà questa opzione di impegno per il futuro da parte di un committente, difficilmente verrà effettuato da un operatore un investimento, perché non può certo assumersi il rischio che il gas condotto dall estero all Italia non venga accettato dalla Snam Rete Gas per ragioni legate alla rete. 15

16 SETTORE ENERGIA ELETTRICA 1. La domanda di energia elettrica in Italia nel prossimo decennio. Secondo i dati forniti dal Gestore Rete Trasmissione Nazionale (GRTN) nell anno 2001 la richiesta di energia elettrica nel nostro Paese è stata pari a 305,4 TWh. Lo stesso gestore della rete ha stimato che nel 2010 la domanda di energia elettrica crescerà con un incremento medio annuo del 3%, raggiungendo il valore di 400 TWh. Lo sviluppo ipotizzato dal GRTN si basa sulla previsione di una ripresa economica stabile nel tempo, superata l attuale fase di rallentamento dell economia internazionale. Leggermente più ottimistiche sono le previsioni di crescita formulate da alcuni degli operatori di settore. Per quanto concerne il profilo della produzione, i dati forniti dal GRTN indicano che nell anno 2000 la produzione totale è stata pari a 263,3 TWh, coperta in larga parte dalla generazione termoelettrica, che concorre nella misura del 78,7% con l utilizzo preponderante dell olio e del gas naturale, e da quella idroelettrica, con una quota del 19,1%. Allo stato attuale per soddisfare il fabbisogno italiano è necessario fare ricorso all energia elettrica importata dall estero. In un prospettiva a medio termine la produzione totale dovrebbe giungere ad un valore pari a 290,6 TWh con una riduzione minima nell impiego dei combustibili fossili, mentre, secondo gli operatori, l apporto dell idroelettrico è destinato a ridursi nel tempo in termini percentuali. GRTN concorda con gli operatori del settore del gas nel ritenere che nel futuro si assisterà ad un maggior impiego del gas naturale rispetto all olio combustibile ai fini della generazione elettrica. A giudizio del GRTN si dovrebbe, inoltre, registrare una crescita della quota di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, in particolare quella eolica, tale da rispettare gli impegni assunti dal Governo con il Decreto sulle fonti rinnovabili. Il GRTN, titolare del compito di assicurare la sicurezza d esercizio del sistema, che consiste nel raggiungimento di un equilibrio tra il fabbisogno espresso e la capacità disponibile in ogni istante, deve operare tenendo conto di questo scenario di crescita della domanda di energia elettrica espressa dal Paese e alla luce dell obiettivo di conseguire la sicurezza degli approvvigionamenti. Il GRTN ha indicato tre fattori cruciali per l ottenimento di tale risultato: la disponibilità di energia; la capacità di disporre di potenza sufficiente per seguire istantaneamente l evoluzione della domanda; la disponibilità di una rete sufficientemente sviluppata ed adeguata sia per trasferire l energia sia per utilizzare al meglio tutte le risorse di produzione. Secondo il GRTN la disponibilità di potenza costituisce oggi un fattore critico per il sistema energetico nazionale dato che, a fronte di MW di potenza efficiente censiti al 31 dicembre 2001, la capacità di produzione effettiva disponibile in esercizio risulta pari a MW. Le cause indicate di riduzione della potenza disponibile sono varie, tra le più rilevanti vanno annoverate: le dismissioni, talora non comunicate al MAP; l attività di manutenzione; le indisponibilità lunghe per interventi di ripotenziamento o di ambientalizzazione (il GRTN può solo prendere atto della comunicazione motivata di indisponibilità, non

17 avendo alcun potere autorizzatorio); le avarie accidentali; le manutenzioni programmate; le congestioni; i vincoli idraulici 3. Il dato preoccupante evidenziato dal GRTN è che la punta di fabbisogno registrata l 11 dicembre 2001, pari a MW, è stata coperta solo grazie alle importazioni di MW di energia dall estero (questo valore, pari al 16% de consumi nazionali di elettricità, fa dell Italia il maggior importatore di elettricità tra i Paesi dell Unione Europea 4 ). Il margine residuo di potenza disponibile, pari a MW, è ritenuto dal GRTN molto esiguo per poter far fronte alle molteplici evenienze che possono verificarsi nella generazione elettrica. Inoltre, viene sostenuto che questa scarsa offerta di energia è destinata ad avere anche ripercussioni negative sul funzionamento della borsa elettrica, dato che il futuro mercato sarebbe caratterizzato da una disponibilità di poco superiore alla domanda. Su questo tema si registrano difformi valutazioni da parte degli operatori del settore della generazione. Secondo Enel Produzione, la quota di capacità del nostro Paese non disponibile alla punta del domanda registrata nel dicembre 2001 è inferiore rispetto a quanto ritenuto dal GRTN. Mentre GRTN ha calcolato che 27,7 MW siano indisponibili per le cause indicate in precedenza, Enel Produzione stima che la potenza non disponibile sia di 20,3 MW, con una riserva di sistema, inclusa la capacità importata, pari a 10,4 MW (pari al 19,9% della punta). Secondo proprie previsioni, l Edison ritiene che la riserva operativa del nostro sistema sarà ancora bassa nell immediato futuro, dato che gli interventi volti alla realizzazione di nuovi impianti e al potenziamento di alcuni impianti esistenti non produrranno i propri effetti prima del E prevista per gli anni un accentuazione della probabilità di verificarsi di situazioni di crisi nella gestione del sistema, se non saranno realizzati interventi volti all aumento della capacità. La situazione di difficoltà del mercato italiano potrebbe essere aggravata dalle congestioni esistenti nella rete di trasmissione nazionale, che impediscono il pieno utilizzo di alcuni impianti penalizzando aree del Paese caratterizzate da un elevata richiesta di potenza. Anche la rete di trasmissione nazionale, quindi, si ritiene deve formare oggetto di investimenti volti al suo potenziamento. Le previsioni a medio termine formulate da Endesa Italia ritengono che nel 2010 il nostro Paese potrebbe avere un margine di riserva del 15%, ritenuto sufficiente, se vi fosse un incremento della potenza installata di MW. Per ovviare a questo problema il GRTN suggerisce, nel breve termine, di ripensare la collocazione temporale dei periodi di indisponibilità lunga delle centrali esistenti attraverso un operazione di moral suasion, in attesa che, in una prospettiva di lungo termine, vengano adottate soluzioni più definitive come l entrata in funzione di nuovi impianti di generazione. 3 La generazione idroelettrica presenta una potenza nominale superiore alla potenza effettivamente disponibile alla punta in quanto gli impianti idroelettrici di solito vengono dotati di un macchinario che ha una capacità produttiva la più alta possibile. 4 Va segnalato che, secondo la stima di alcuni operatori, la dipendenza dall estero è andata via via crescendo nell ultimo quadriennio passando dal 14,7% al 16,4%. 17

18 2. Stato della rete italiana dell energia elettrica, con particolare attenzione alle infrastrutture di interconnessione con l estero, e condizioni di accesso alla rete. Problemi di congestione. La rete elettrica di trasmissione nazionale, un sistema allineato agli standard internazionali, ha un estensione di km ed include tutta la rete ad altissima tensione (380 e 220 kv), che è pari a km, e porzioni di rete di alta tensione (120 e 150 kv) per circa il 50% della loro estensione. Sono, inoltre, comprese le stazioni e tutte le linee di interconnessione con l estero (15 linee più il collegamento con la Grecia). Secondo Terna S.p.a., la rete elettrica italiana è ridondante rispetto alle esigenze del Paese, essendo stata realizzata in modo tale da poter funzionare anche nell ipotesi di un guasto ad un collegamento (modello di simulazione N-1). A seguito del Decreto Legislativo n. 79 del 1999, che ha recepito nel nostro ordinamento giuridico la direttiva comunitaria 96/92/CE, è stata introdotta una netta separazione tra i soggetti proprietari della rete elettrica e il soggetto preposto alla gestione della stessa. Questi soggetti sono tenuti ad operare in modo coordinato in relazione ad alcuni settori: esercizio, manutenzione e sviluppo della rete. La responsabilità diretta della gestione della rete di trasmissione fa capo al GRTN, il quale ogni anno provvede a stilare un piano triennale degli interventi necessari ad assicurare la sicurezza del sistema elettrico nazionale e l affidabilità ed efficienza della fornitura elettrica. Nella competenza del GRTN ricade anche l approvvigionamento tramite le importazioni dall estero che, alla luce del quadro generale di crescita della domanda italiana, sono indispensabili per la copertura del fabbisogno. Il piano triennale è elaborata dal GRTN, il quale provvede altresì a raccogliere il parere delle Regioni, e viene approvato dal MAP. In occasione della redazione del piano , il GRTN ha segnalato che si è adoperato per costruire un buon rapporto di collaborazione con le Regioni, cercando di individuare degli interlocutori tecnici da riunire in appositi tavoli di lavoro permanenti, adottando un approccio di servizio, con particolare attenzione al profilo ambientale ed alle esigenze di sviluppo peculiari di ciascun territorio. Nel piano triennale del GRTN, che prevede un impegno finanziario pari a milioni di euro, vengono individuati una serie di obiettivi ritenuti prioritari per un equilibrato sviluppo del sistema elettrico nazionale. In particolare, si punta a: potenziare le linee di interconnessione con l estero (è prevista la realizzazione di due nuove linee di interconnessione, oltre un terzo intervento da definire), che rivestono un particolare rilievo anche in chiave di sicurezza oltre ad essere essenziali per la copertura del fabbisogno italiano ed un fattore di competitività per il Paese consentendo di acquisire elettricità a prezzi più bassi rispetto all Italia 5 ; superare i vincoli di separazione delle zone geografiche e dei poli limitati di produzione (ad esempio, la connessione tra il 5 La rilevanza delle reti di interconnessione tra gli Stati membri viene sottolineata anche da parte dell Unione Europea nell ottica dell attuazione del processo di liberalizzazione. 18

19 Piemonte e la Lombardia o quella tra la Puglia e la Campania); risolvere le congestioni presenti in alcune aree del Paese e soddisfare la domanda di nuova energia elettrica. Per quanto concerne la realizzazione delle reti di interconnessione internazionale, il GRTN segnala che per la linea San Fiorano-Robbia, il cui progetto preliminare è stato finanziato anche dall Unione Europea, ha ritenuto opportuno procedere direttamente nell acquisizione delle necessarie autorizzazioni, anche per rendersi conto di quali sono le difficoltà che vengono incontrate dagli operatori. Tali attività, secondo Terna S.p.A., possono essere svolte dal GRTN in conformità alla legge, mentre sussistono maggiori dubbi sulla legittimità dell eventuale titolarità della nuova linea in capo al gestore. In generale sulle reti di interconnessione va segnalato che gli utenti interpellati hanno espresso l auspicio che il potenziamento delle interconnessioni venga perseguito, anche in termini ulteriori rispetto le previsioni inserite nel programma triennale dal GRTN. La realizzazione di nuove reti, secondo GRTN, è importante per la piena funzionalità del sistema elettrico tanto quanto l installazione di nuova capacità di generazione. I processi autorizzativi di realizzazione di nuove linee sono ben più complessi che quelli concernenti le centrali elettriche, dato che coinvolgono una pluralità di enti locali. Pur essendo importante che alcune delle linee di maggior rilievo siano state inserite tra le opere incluse nella Legge obiettivo, si devono compiere passi ulteriori provvedendo a velocizzare gli iter di costruzione, ad esempio, dei raccordi necessari per assicurare la funzionalità dell intero sistema elettrico. Il GRTN ed altri soggetti auditi ritengono, perciò, importante procedere all emanazione di un provvedimento legislativo finalizzato a sbloccare la realizzazione delle reti elettriche. E stato evidenziato che la realizzazione di un infrastruttura a rete presenta profili di particolare complessità, dato che di norma insiste sul territorio di una pluralità di enti locali. A giudizio di TERNA S.p.A., l unico strumento normativo, atto ad evitare che la realizzazione di nuove infrastrutture non sia interrotta, è che l ottenimento delle necessarie autorizzazioni costituisca elemento sufficiente per impedire che vengano bloccati i lavori approvati. Nel caso in cui qualcuno ritenga di subire una lesione da questo intervento potrà agire in giudizio per vedere tutelate le proprie ragioni e toccherà all operatore industriale valutare l opportunità di procedere o modificare il proprio progetto originario. Gli interventi che rientrano nel programma triennale non vengono posti in essere direttamente dal GRTN, ma da parte dei proprietari della rete (Terna S.p.A., che possiede il 94% della rete, Edison ed altri soggetti), qualora siano stati assegnati loro direttamente, o da chi ha vinto la gara di assegnazione. TERNA S.p.A., soffermandosi sulla redditività di una nuova linea messa a gara, ha sostenuto che l interesse a partecipare ad una gara di assegnazione della titolarità di una linea è essenzialmente in capo ai proprietari della rete ed ai produttori. La gara di assegnazione della titolarità, organizzata dal GRTN, viene fatta sulla base del canone di vettoriamento, mentre la tariffa viene prevista dall AEEG, che nel primo periodo di regolazione ha provveduto a fissarla in base alla valutazione degli assets compiuta nel Secondo TERNA S.p.A. la previsione di un canone fisso ed invariabile per un arco temporale molto ampio (29 anni) non consente di poter prevedere con un buon margine di certezza 19

20 l andamento dell inflazione. A tal proposito la proposta avanzata da TERNA S.p.A. è di far coincidere la durata del canone con il periodo di regolazione al fine di neutralizzare il rischio inflazione. In base a quanto illustrato per i rapporti tra gestore e proprietari della rete è, quindi, di particolare rilievo che tra il GRTN, investito dei compiti di garante della sicurezza ed affidabilità della rete, ed i proprietari della stessa, tenuti a dar seguito agli input di manutenzione ed investimento contenuti nel programma triennale, vi sia un assetto chiaro nel riparto delle attribuzioni e delle responsabilità, pena la messa in pericolo della stessa sicurezza del sistema elettrico. Attualmente i rapporti tra il GRTN ed i proprietari della rete, in attesa che venga siglata la convenzione prevista dalla legge, sono retti dalle regole di dispacciamento e di connessione emanati dal GRTN a cui aderiscono nella prassi i proprietari. La convenzione deve prevedere la remunerazione dei proprietari, degli investimenti e degli oneri di esercizio e manutenzione, nonché le regole di affidamento e remunerazione del piano di sviluppo. A giudizio di Terna S.p.A. è importante che sia chiaro quanta energia viene vettoriata e qual è la frequenza dei pagamenti, soprattutto la relazione fra mese di pagamento e periodo di transito preso in considerazione. Secondo Terna S.p.A. l unico aspetto su cui ancora non è stata raggiunta un intesa è proprio quello concernente la determinazione dei tempi di remunerazione. TERNA S.p.A. ha evidenziato che attualmente è chiamata a soddisfare certi standard qualitativi, in quanto soggetto proprietario della rete tenuto ad adempiere ai compiti precedentemente indicati (manutenzione e sviluppo). Il raggiungimento o meno di questi obiettivi comporta l attribuzione di premi o pesanti penalità alla società. In considerazione della rilevanza rivestita dalla rete di trasmissione per la sicurezza del sistema elettrico e della necessità che sia perfettamente efficiente e rispondente ai bisogni del Paese, un tema affrontato nel corso delle audizioni è stato quello dell individuazione del miglior assetto proprietario e gestionale. Da parte di alcuni soggetti auditi è stato evidenziata l opportunità di superare la separazione fra la proprietà e la gestione della rete decisa nel Decreto Bersani. Il GRTN ritiene che l assetto fissato nel Decreto Legislativo n. 79 del 1999 presenta vari elementi di criticità sia sul piano della sicurezza del sistema sia su quello della funzionalità del mercato, oltre che porre gli operatori nella condizione di dover dialogare, parallelamente, con il gestore della rete indipendente e con le imprese proprietarie di porzioni della rete stessa. Ad esempio, la discrasia temporale tra la decisione di realizzare un intervento sulla rete ad opera del GRTN e l attuazione dello stesso da parte del proprietario può creare problemi sul piano della sicurezza. Altri settori in cui possono verificarsi dei problemi, secondo i rappresentanti del GRTN, sono quello della manutenzione ordinaria e quello dello sviluppo. In alcuni casi gli interessi del proprietario e quello del gestore possono essere divergenti, come nel caso della fissazione della corrente nominale. I rappresentanti del GRTN, inoltre, ricordano che il progetto, avviato nel 1998 dall ENEL, di creare un sistema di controllo unificato della rete elettrica nazionale governato da tre centri coordinati (in sostituzione degli attuali otto centri) in grado di monitorare l intera rete è stato bloccato proprio dal Decreto Legislativo n.79 del I rappresentati del GRTN, per superare tale criticità, suggeriscono di procedere alla riunificazione della proprietà e della 20