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SENATO DELLA REPUBBLICA Legislatura 18 Resoconto di Commissione INDUSTRIA, COMMERCIO, TURISMO (10ª) 167 GIROTTO La seduta inizia alle ore 8,50. SINDACATO ISPETTIVO Interrogazione Il sottosegretario Vannia GAVA risponde all'interrogazione n. 3-02713, a firma dei senatori Girotto ed altri, confermando che la Commissione europea sta valutando se includere o meno l'energia nucleare da fissione nella tassonomia europea delle attività sostenibili per l'ambiente. Il Joint Research Centre (JRC), organo specifico destinato alla ricerca scientifica, ha pubblicato il 19 marzo scorso un rapporto sul soddisfacimento del criterio Does Not Significant Harm (DNSH) da parte del nucleare da fissione, arrivando alla conclusione che "non ci sono prove scientifiche che l'energia nucleare arrechi più danni alla salute umana o all'ambiente rispetto ad altre tecnologie di produzione di elettricità già incluse nella tassonomia dell'Unione europea come attività a sostegno della mitigazione dei cambiamenti climatici". Questo rapporto è stato successivamente sottoposto al vaglio del Group of experts on radiation protection and waste management (articolo 31 del Trattato Euratom) e dello Scientific Committee on Health, Environmental and Emerging Risks. I risultati di tale vaglio sono attesi a luglio, per includere le attività non ancora trattate nell'atto delegato per il clima della tassonomia europea. A quanto risulta, l'energia nucleare da fissione sarebbe inclusa in questo atto complementare a valle dei risultati dello specifico processo di vaglio e revisione summenzionato, in accordo con il regolamento della tassonomia europea. Riferisce poi che il 24 aprile 2020 la Sustainable Nuclear Energy Technology Platform (SNETP) ha inviato ai vice presidenti della Commissione europea e al Commissario per l'energia una lettera firmata da più di 100 organizzazioni europee non industriali, in cui si ribadisce la necessità del raggiungimento della neutralità climatica entro il 2050 e la necessità di inclusione dell'opzione nucleare da fissione in un sistema elettrico europeo carbon free . Rende noto altresì che nel marzo scorso un gruppo di 46 organizzazioni non governative di 18 Paesi, inclusa l'Italia, ha inviato una lettera alla Presidente della Commissione europea caldeggiando l'inclusione della tecnologia nucleare da fissione nella tassonomia; lo stesso hanno fatto i leader di sette Paesi membri dell'Unione (Repubblica Ceca, Francia, Ungheria, Polonia, Romania, Repubblica Slovacca e Slovenia) inviando una lettera alla Commissione sempre a sostegno dell'inclusione della tecnologia nucleare da fissione nella tassonomia. Fa presente quindi che nell'aprile scorso, con la pubblicazione dei primi atti delegati della tassonomia europea, la Commissione ha riconosciuto l'opportunità di un approfondimento delle decisioni su alcune tecnologie, tra cui il nucleare. Il rapporto già redatto dal JRC sarebbe stato affidato alla revisione da parte di due gruppi di esperti in materia di radio-protezione e gestione dei rifiuti e salute, ambiente e rischi emergenti. L'orientamento sembra essere nel senso di affrontare il controverso tema delle tecnologie per la transizione con una proposta legislativa ad hoc, naturalmente rispettando il diritto degli Stati membri a determinare il proprio mix energetico. Chiarisce comunque che l'ipotesi di una proposta legislativa prefigura evidentemente una decisione ancora da assumere e fasi di valutazione ancora da svolgere. Afferma poi che il ministro Cingolani, in varie sedi, ha manifestato perplessità per i cambiamenti del quadro strategico delineato dall'Europa che ne deriverebbero e per le conseguenze sul posizionamento relativo dei singoli Paesi, aspetti che non riguardano solo l'energia ma molti altri interessi politici e di competitività. Sarebbe anche una modifica abbastanza significativa della road map per la transizione ecologica europea, oggi orientata su energie rinnovabili ed efficienza energetica, settori su cui ogni Paese ha assunto un contributo al 2030 e poi ancora al 2050 e su cui la convergenza tecnologica aiuta certamente a trovare economie di scala e a sviluppare una supply chain europea. Ciò, anche a prescindere dalle valutazioni tecniche che potranno essere fatte sul rispetto o meno da parte del nucleare dei requisiti per l'inclusione della tassonomia sulla finanza sostenibile. Comunica altresì che sempre il Ministro, in occasione di incontri bilaterali, ha espresso contrarietà sulla possibilità di comprendere l'energia nucleare tra le fonti sostenibili, ricordando anche i due referendum con i quali l'Italia ha fatto una scelta diversa e evidenziando il vantaggio competitivo del quale andrebbero a beneficiare i Paesi che fanno uso di energia nucleare. Su questi temi è stata trovata ampia convergenza con la Ministra tedesca, aprendo la strada anche ad iniziative congiunte in sede europea. Puntualizza tuttavia che sulla posizione finora assunta dall'Italia in realtà non c'è stato un posizionamento ufficiale. Il regolamento sulla tassonomia del 2020/852, seguito dal Ministero dell'economia e delle finanze, ha infatti incaricato la Commissione di adottare atti delegati per definire le tecnologie sostenibili. L'atto delegato che dovrebbe parlare anche del nucleare sarà presentato dopo l'estate. Per quanto riguarda, poi, l'impiego del gas naturale come energia di transizione, si evidenzia che il processo di decarbonizzazione in corso si baserà sia su una progressiva elettrificazione dei consumi, sia su un mix di fonti differenziato, che vede idrogeno verde e biometano come fonti complementari, in grado di assicurare il raggiungimento dei target di completa decarbonizzazione al minor costo. In considerazione tale approccio, riferisce conclusivamente che, nell'ambito dell'aggiornamento del Piano nazionale integrato per l'energia e il clima (PNIEC) in corso, sarà previsto un utilizzo del gas naturale fossile solo per la transizione verso la decarbonizzazione, fermo restando l'obiettivo di procedere, più rapidamente possibile, alla sua sostituzione con le fonti rinnovabili in genere e con il biometano e l'idrogeno, lì dove l'elettrificazione ha più difficoltà a svilupparsi. Il presidente GIROTTO ( M5S ) si dichiara parzialmente soddisfatto della risposta fornita, apprezzando comunque la posizione espressa dal Ministro di contrarietà all'inserimento del nucleare nell'ambito della tassonomia. Si rammarica, tuttavia, che non sia stata definita ufficialmente la posizione del Governo nelle sedi opportune, augurandosi che essa sia di netta contrarietà sia sul nucleare che sul gas. Nel ricordare che la Commissione sta esaminando un affare in materia di gestione e messa in sicurezza dei rifiuti nucleari sul territorio nazionale (atto n. 60), segnala che l'energia nucleare, pur non producendo CO 2 , comporta problemi nello smaltimento dei rifiuti, tutt'ora irrisolti. Rileva peraltro che l'efficienza delle centrali nucleari è di circa il 30 per cento e che analoghe potenze, con la tecnologia relativa alle rinnovabili ora a disposizione, possono essere realizzate in un mese. Dopo aver preannunciato la presentazione di ulteriori atti di sindacato ispettivo, evidenzia altresì che il gas ha un notevole potere climalterante e che l'unica soluzione praticabile è rappresentata dalle fonti di energia rinnovabili. Lo svolgimento dell'interrogazione all'ordine del giorno è quindi concluso. SULL'INSERIMENTO DELL'ENERGIA NUCLEARE NELLA TASSONOMIA EUROPEA DELLE ATTIVITÀ SOSTENIBILI PER L'AMBIENTE Il senatore COLLINA ( PD ), traendo spunto dalla interrogazione testé svolta, ritiene essenziale comprendere che la transizione ecologica è anzitutto una transizione dei sistemi produttivi, in grado di incidere sulla competitività in base al mix energetico prescelto. Afferma dunque che se la Francia, unitamente ad altri Paesi, riesce ad ottenere il riconoscimento nella tassonomia del nucleare, avrà un vantaggio competitivo notevole. Dopo aver sottolineato le priorità tedesche quanto a competitività del relativo sistema produttivo, rimarca che i temi ecologici e ambientali non possono essere separati dal contesto relativo al sistema produttivo, la cui competitività va a suo avviso salvaguardata, anche garantendo un adeguato lasso di tempo per riconvertirsi. Auspica dunque che il Parlamento si faccia carico di tali aspetti, in modo da poter negoziare sui tavoli europei, senza pregiudicare la produzione nazionale, tra cui quella che utilizza tutt'ora il gas. Il senatore MARTELLI ( Misto ), al fine di consentire al Governo l'adozione di una posizione puntuale nelle sedi opportune, tiene a precisare che l'energia nucleare va distinta dall'impiantistica nucleare. La prima, infatti, non ha emissioni di CO 2 a impianti già costruiti e dunque occorrerebbe valutare se ammettere ciò che è già costruito e impedire o meno la costruzione di nuovi impianti, peraltro con tempi assai incerti. Andrebbero inoltre a suo giudizio inseriti, nel computo delle emissioni di CO 2 , anche aspetti legati alla costruzione dell'impianto nucleare e allo smaltimento dei rifiuti, oltre a dover valutare anche il calore di scarto. Nel riconoscere che la costruzione di impianti per fonti di energia rinnovabili risulta più veloce, si interroga sull'opportunità di avviare una discussione in Commissione su tali temi, anche al fine di esprimere un atto di indirizzo. Il senatore RIPAMONTI ( L-SP-PSd'Az ) ringrazia il Presidente per aver presentato l'interrogazione 3-02713, che apre il confronto su un tema di rilievo. Ritiene a sua volta che lo stesso ministro Cingolani abbia ben chiarito il carattere di gradualità della transizione ecologica, tanto più che vanno salvaguardati i settori produttivi italiani, alcuni dei quali notoriamente energivori. Occorre comunque, a suo avviso, raggiungere il giusto equilibrio, anche all'interno dell'Europa, per elaborare una posizione condivisa e fronteggiare il contesto globale. Il presidente GIROTTO ( M5S ) puntualizza di non aver messo in discussione gli attuali impianti a gas, ma di aver manifestato contrarietà a costruirne di nuovi, ritenendo che l'Europa ne sia attualmente sufficientemente dotata. AFFARI ASSEGNATI Razionalizzazione, trasparenza e struttura di costo del mercato elettrico ed effetti in bolletta in capo agli utenti Doc n. 397 Razionalizzazione, trasparenza e struttura di costo del mercato elettrico ed effetti in bolletta in capo agli utenti (Seguito dell'esame, ai sensi dell'articolo 34, comma 1, primo periodo, e per gli effetti di cui all'articolo 50, comma 2, del Regolamento, e rinvio) Prosegue l'esame, sospeso nella seduta del 6 luglio, nel corso della quale il sottosegretario Vannia Gava ha illustrato alcune proposte di modifica allo schema di risoluzione presentato dal Presidente relatore nella prima seduta pomeridiana del 30 giugno e allegato al resoconto di quella seduta. Il presidente relatore GIROTTO ( M5S ) illustra un nuovo schema di risoluzione, pubblicato in allegato, precisando di aver avuto interlocuzioni per le vie brevi sia col Ministro che con i senatori di maggioranza, in particolare sull'impegno di cui al numero 9. In proposito, rende noto che la maggioranza ha una posizione differente rispetto a quella dell'Esecutivo. Il sottosegretario Vannia GAVA, nel prendere atto della presentazione di un nuovo testo, si riserva di compiere ulteriori approfondimenti. Il PRESIDENTE , alla luce delle affermazioni rese dal Sottosegretario, chiede di conoscere l'opinione dei Gruppi sull'ipotesi di un rinvio a domani mattina. Il senatore COLLINA ( PD ) ritiene che rinviare l'esame e la votazione a domani debba essere giustificato da un'eventuale mediazione con il Governo su un tema, quale quello dell' unbundling , assai delicato. Ritiene peraltro che il testo del Presidente, all'impegno numero 9, ponga il problema in modo chiaro, senza obbligare il Governo a scelte precise, ma delineando indirizzi utili rispetto agli obiettivi futuri. Il sottosegretario Vannia GAVA, non entrando nel merito della nuova formulazione, rammenta di aver già riferito in Commissione rispetto a pregresse interlocuzioni svolte per le vie brevi tra il Presidente e gli Uffici del Ministro. La nuova risoluzione ora illustrata è dunque differente da quella istruita dagli Uffici, per cui si aspetterebbe quantomeno una sospensione. Il presidente relatore GIROTTO ( M5S ) ritiene che la formulazione dell'impegno numero 9, istruita dagli Uffici del Ministro, non corrispondesse agli accordi assunti in precedenza. Riferisce comunque di aver informato il ministro Cingolani della posizione della maggioranza e propone di votare nella seduta odierna, a meno che la Commissione non si esprima in favore di un rinvio. Il senatore MARTI ( L-SP-PSd'Az ) si esprime in senso favorevole ad un rinvio dell'esame, considerate le incongruenze tra la posizione del Presidente e quella del Sottosegretario. Il senatore RIPAMONTI ( L-SP-PSd'Az ), pur ammettendo che la Commissione sia nella condizione di votare anche oggi, invita ad avviare un'ulteriore interlocuzione con l'Esecutivo su aspetti peraltro ampiamente discussi. Precisa comunque che, qualora si intendesse votare oggi, il suo Gruppo uscirebbe dall'Aula. Il senatore COLLINA ( PD ) concorda dunque sull'ipotesi di un breve rinvio per svolgere le opportune verifiche. La senatrice GARNERO SANTANCHE' ( FdI ) chiede di formalizzare le posizioni favorevoli o contrarie al rinvio. Il PRESIDENTE , rivendicando la responsabilità della conduzione dei lavori, ritiene che i Gruppi si siano già espressi in favore di un rinvio. Propone pertanto di convocare una nuova seduta domani, giovedì 22 luglio, alle ore 9. Dopo una precisazione del senatore PARAGONE ( Misto ) sui limiti della Presidenza nella gestione dei lavori, la Commissione conviene di rinviare l'esame e di convocare una nuova seduta domani, giovedì 22 luglio, alle ore 9. Il seguito dell'esame è quindi rinviato. IN SEDE REDIGENTE Misure per la tutela e lo sviluppo dell'artigianato nella sua espressione territoriale, artistica e tradizionale DDL 2117 Misure per la tutela e lo sviluppo dell'artigianato nella sua espressione territoriale, artistica e tradizionale (Seguito della discussione e rinvio) Prosegue la discussione, sospesa nella seduta del 12 maggio. Il PRESIDENTE , nel dichiarare aperta la discussione generale, domanda se si intenda fissare sin d'ora un termine per la presentazione degli emendamenti. Il relatore RIPAMONTI ( L-SP-PSd'Az ), considerato l'approssimarsi della sospensione estiva, propone di fissare a settembre il termine per la presentazione degli emendamenti. La Commissione conviene quindi di fissare a giovedì 16 settembre, alle ore 12, il termine per la presentazione di ordini del giorno ed emendamenti al disegno di legge in titolo. Il seguito della discussione è rinviato. CONVOCAZIONE DI UNA NUOVA SEDUTA PLENARIA E DI UNA NUOVA RIUNIONE DELL'UFFICIO DI PRESIDENZA E SCONVOCAZIONE DELL'UFFICIO DI PRESIDENZA ODIERNO Il PRESIDENTE dispone la convocazione di una nuova seduta domani, giovedì 22 giugno, alle ore 9, e di una nuova riunione dell'Ufficio di Presidenza integrato dai rappresentanti dei Gruppi per la programmazione dei lavori, domani, al termine della plenaria. Stante l'imminente inizio dell'Assemblea, sconvoca conseguentemente l'odierna riunione Ufficio di Presidenza integrato dai rappresentanti dei Gruppi. La Commissione prende atto. La seduta termina alle ore 9,30. Allegato NUOVO SCHEMA DI RISOLUZIONE PROPOSTO DAL RELATORE SULL'AFFARE ASSEGNATO N. 397 NUOVO SCHEMA DI RISOLUZIONE PROPOSTO DAL RELATORE SULL'AFFARE ASSEGNATO N. 397 La 10ª Commissione permanente, in esito all'istruttoria condotta sull'affare assegnato n. 397 sulla razionalizzazione, la trasparenza e la struttura di costo del mercato elettrico e sugli effetti in bolletta in capo agli utenti, premesso che: la direttiva (UE) 2018/2001 sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, che gli Stati membri devono recepire entro il 30 giugno 2021, fissa un obiettivo vincolante dell'Unione europea per la quota complessiva di energia da fonti rinnovabili sul consumo finale lordo di energia dell'Unione nel 2030. Tale direttiva reca anche norme relative al sostegno finanziario per l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, all'autoconsumo di tale tipologia di energia elettrica, all'uso di energia da fonti rinnovabili nel settore del riscaldamento e raffrescamento e nel settore dei trasporti, alla cooperazione regionale tra gli Stati membri e tra gli Stati membri e i Paesi terzi, alle garanzie di origine, alle procedure amministrative e all'informazione e alla formazione. Fissa altresì criteri di sostenibilità e di riduzione delle emissioni di gas a effetto serra per i biocarburanti, i bioliquidi e i combustibili da biomassa; il 1° gennaio 2020 è entrato in vigore il regolamento europeo sul mercato interno dell'energia elettrica (regolamento (UE) 2019/943) che ha sostituito il precedente regolamento sull'elettricità CE/714/2009 nell'ambito del Clean energy for all Europeans package . Il predetto regolamento stabilisce norme volte a garantire il funzionamento del mercato interno dell'energia elettrica e include requisiti relativi allo sviluppo dell'energia rinnovabile e alla politica ambientale. In particolare, vengono previste specifiche misure per taluni tipi di impianti di generazione di energia da fonti rinnovabili con riferimento alla responsabilità del bilanciamento, al dispacciamento e al ridispacciamento, nonché alla soglia per le emissioni di CO2 della nuova capacità di generazione ove tale capacità sia soggetta a misure temporanee per assicurare il necessario livello di adeguatezza delle risorse. Il succitato regolamento, inoltre, indica che gli Stati membri, prima di introdurre meccanismi di capacità, dovrebbero delineare obiettivi di adeguatezza delle risorse sulla base di una procedura trasparente e verificabile e valutare le distorsioni normative che gravano sulla questione connessa dell'adeguatezza delle risorse, adottando misure volte a eliminare le distorsioni individuate; solo laddove tali misure risultino incapaci di risolvere i problemi di adeguatezza, dovrebbero essere introdotti meccanismi di capacità. In caso di meccanismi di capacità già in atto, inoltre, gli Stati membri dovrebbero riesaminarli alla luce del regolamento: in particolare, gli stessi dovrebbero risultare temporanei, aperti alla partecipazione di tutte le risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, compresi lo stoccaggio dell'energia e la gestione sul versante della domanda; inoltre, la selezione dei fornitori dovrebbe avvenire tramite un percorso trasparente, non discriminatorio e competitivo, prevedendo limiti a 550 g per le emissioni di CO2 di origine fossile per kWh di energia elettrica e, a partire al più tardi dal 2025, di 350 kg di CO2 di origine fossile in media all'anno per kW installato. In caso di applicazione di meccanismi di capacità è anche necessario che gli Stati membri prevedano un parametro di affidabilità e che tali meccanismi siano aperti alla partecipazione transfrontaliera. Infine, il regolamento prevede, oltre a una valutazione nazionale dell'adeguatezza, anche una valutazione a livello europeo, in particolare effettuata dall'ENTSO per l'energia elettrica. Secondo il citato regolamento, infine, preliminarmente all'adozione di un meccanismo di capacità, dovrebbe essere valutato se un meccanismo di riserva strategica sarebbe in grado di risolvere i problemi di adeguatezza denunciati; la legge 22 aprile 2021, n. 53, recante "Delega al Governo per il recepimento delle direttive europee e l'attuazione di altri atti dell'Unione europea - Legge di delegazione europea 2019-2020", all'articolo 19 stabilisce i principi e criteri direttivi per l'attuazione del citato regolamento (UE) 2019/943, tra i quali quello di prevedere disposizioni di semplificazione e modifica della disciplina del dispacciamento e dei mercati all'ingrosso dell'energia volte a tener conto delle nuove esigenze di flessibilità del sistema e della necessità di integrazione della generazione distribuita, degli aggregatori, delle fonti rinnovabili non programmabili, dei sistemi di accumulo e della gestione della domanda. A tal fine, prevede, fra l'altro, il ricorso a contratti di acquisto di energia a prezzo dinamico, l'avvio di sperimentazioni e attività di dispacciamento locale e auto-dispacciamento, l'attivazione di servizi di flessibilità e ancillari sulle reti di distribuzione e misure per lo sviluppo degli stoccaggi e la loro effettiva partecipazione ai mercati; inoltre, entro il 31 dicembre 2020, l'Italia avrebbe dovuto recepire la direttiva (UE) 2019/944, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica, e che modifica la direttiva 2012/27/UE, la quale prevede che sia garantita ai clienti la possibilità di scegliere offerte di mercato che, per sfruttare la riduzione dei costi di produzione originata dalle rinnovabili, particolarmente in alcune ore della giornata, si riferiscano a contratti con prezzo dinamico dell'energia elettrica, ovvero che rispecchino la variazione del prezzo sui mercati, al fine di orientare i consumi verso le ore di produzione rinnovabile. Con la stessa logica di orientare i consumi verso le ore di produzione rinnovabile, l'articolo 18, comma 7, del sopra citato regolamento (UE) 2019/943 e l'articolo 18 della direttiva (UE) 2018/2001 prevedono, rispettivamente, tariffe di distribuzione differenziate per fasce orarie e sostegno a contratti pluriennali di vendita di energia elettrica rinnovabile; in generale, l'articolo 3 del regolamento (UE) 2019/943, stabilisce che "le regole del mercato permettono la decarbonizzazione del sistema elettrico e quindi dell'economia anche consentendo l'integrazione dell'energia elettrica da fonti rinnovabili". Ne consegue che le regole del mercato dell'energia devono essere orientate alla transizione energetica; nonostante il termine per il recepimento sopra ricordato, i principi e i criteri direttivi per l'attuazione di detta direttiva (UE) 2019/944 sono stati previsti solo dalla citata legge 22 aprile 2021, n. 53, che, all'articolo 12 richiede di definire la disciplina relativa alle comunità energetiche dei cittadini, aggiornare e semplificare il quadro normativo in materia di configurazioni per l'autoconsumo e di definire il quadro normativo semplificato per lo sviluppo e la diffusione dei sistemi di accumulo e per la partecipazione degli stessi ai mercati dell'energia elettrica e dei servizi, in coerenza con i principi e criteri direttivi per l'attuazione della direttiva (UE) 2018/2001, sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili, "allo scopo di definire una disciplina unica in materia di comunità energetiche, autoconsumo collettivo e sistemi di accumulo e prevedere, nel rispetto della sicurezza del sistema, l'avvio di sperimentazioni per un graduale passaggio a un sistema di auto-dispacciamento, volto a promuovere un ruolo più attivo dei gestori delle reti di distribuzione e una migliore valorizzazione dell'apporto della generazione distribuita, anche attraverso un sistema di premi e penalità, che stimoli produttori e consumatori di energia a bilanciare le proprie posizioni a livello locale", nonché stabilisce semplificazioni e stimoli per accordi a lungo termine di vendita di energia elettrica rinnovabile e la attivazione di servizi per la flessibilità e la sicurezza del sistema anche sulle reti di distribuzione; risulta, dunque, in via di elaborazione e sviluppo una serie di strumenti che dovrebbero, in tempi quanto più celeri possibile, favorire il consumo nelle ore di produzione rinnovabile e garantire una maggiore capacità di evitare problemi di adeguatezza, grazie ai servizi che dovranno essere offerti per mezzo degli stoccaggi e degli impegni di flessibilità che saranno assunti da cittadini, imprese e produttori nell'ambito dei nuovi servizi da sviluppare in attuazione delle sopra citate normative; considerato che: il Piano nazionale integrato per l'energia e il clima (PNIEC) individua nel mercato della capacità uno dei principali strumenti per garantire l'adeguatezza del sistema elettrico e, contestualmente, per promuovere investimenti nel lungo periodo che siano coerenti con il processo di decarbonizzazione del settore; qualora vi siano i presupposti per sviluppare un mercato della capacità anche per gli anni successivi al 2023, esso dovrà comunque essere sviluppato in conformità ai principi degli articoli da 20 a 27 del regolamento (UE) 2019/943 e, in particolare, dovrà essere coerente con il principio per cui "sono aperti alla partecipazione di tutte le risorse in grado di fornire le prestazioni tecniche previste, compresi lo stoccaggio dell'energia e la gestione sul versante della domanda". Inoltre, esso non dovrà prevedere impegni ulteriori rispetto a quelli strettamente necessari tenendo conto in tale valutazione anche delle capacità di generazione e flessibilità future, come previsto dal regolamento (UE) 2019/943 già richiamato; solo le risorse tradizionali termoelettriche sono in grado di fornire servizi di adeguatezza continuativamente, mentre le rinnovabili, gli stoccaggi e la domanda flessibile sono capaci di fornire i predetti servizi solo per periodi di tempo limitati. Il mercato della capacità dovrebbe, quindi, prevedere per tali risorse, obblighi di offerta per il minore numero possibile di ore, compatibilmente con le esigenze sistemiche. Ciò consentirebbe anche alle risorse come la domanda flessibile, gli stoccaggi e le fonti rinnovabili di poter partecipare e offrire con la stessa competitività degli impianti termoelettrici e, dunque, garantirebbe una competizione effettiva e neutrale fra le diverse fonti; al contrario, richiedere obblighi di offerta per periodi di sei ore potrebbe risultare troppo gravoso, alla luce dell'enorme crescita che avranno in certe fasce della giornata le immissioni di energia da rinnovabili, già facilmente stimabili in considerazione delle risorse e degli obiettivi vincolanti del Piano nazionale di ripresa e resilienza (PNRR); con la delibera 507/2020/R/eel, l'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA) ha avviato un procedimento finalizzato alla predisposizione di una proposta al Ministro dello sviluppo economico sullo standard di adeguatezza del sistema elettrico italiano; in ottemperanza di detta delibera 507/2020/R/eel, Terna ha predisposto la propria proposta in merito allo standard di adeguatezza del sistema elettrico italiano, in vista dell'avvio delle aste del mercato delle capacità per il 2024-2025, ponendo tale proposta in consultazione fino al 25 giugno 2021; rilevato che: la competitività del settore industriale italiano è da considerarsi uno degli obiettivi prioritari nel disegno del nuovo sistema elettrico e della transizione energetica ed ecologica; i settori manifatturieri energivori esposti alla concorrenza stanno subendo il forte incremento dei prezzi della CO2 che si trasferiscono sui prezzi dell'energia elettrica, incremento determinato dai fondamentali del percorso di transizione energetica ma anche dalla massiva partecipazione a questo mercato di hedge , fondi e speculazioni finanziarie; come previsto dalla direttiva (UE) 2019/944 e dal regolamento (UE) 2019/943, la partecipazione della domanda ad una qualunque forma di flessibilità e di servizio ancillare deve avere carattere assolutamente volontario e prevedere criteri di accesso e remunerazione trasparenti e non discriminatori, escludendo ogni forma di obbligo per dei soggetti la cui priorità deve rimanere quella di ottimizzare i propri processi produttivi a salvaguardia della competitività e del complessivo sviluppo economico nazionale; il mercato elettrico italiano è sempre stato caratterizzato da prezzi all'ingrosso più elevati rispetto al resto d'Europa. Ciò deriva dal mix di generazione, sbilanciato sul gas naturale (importato oltre il 90 per cento). Negli ultimi anni, dal 2012 in poi, il gap si è via via ridotto grazie all'entrata in servizio di nuova capacità rinnovabile; nonostante il miglioramento e le misure assunte negli ultimi anni, l'Italia mantiene dunque ancora un gap nel prezzo della materia con gli altri Paesi europei per quanto riguarda il prezzo complessivo dell'energia elettrica, con diretto impatto sulla competitività delle aziende e del potere d'acquisto delle famiglie, specie quelle in condizioni di povertà energetica; il prezzo complessivo rimane più alto rispetto agli altri Paesi europei soprattutto a causa dei maggiori costi di dispacciamento dovuti alla mancanza di concorrenza in alcune zone del Mercato dei servizi di dispacciamento (MSD), degli elevati costi per i servizi di rete (distribuzione) e per gli oneri di sistema, nonché ad orientare il consumo alle ore di produzione rinnovabile; la decarbonizzazione potrà e dovrà comportare benefici economici considerevoli sugli importi della bolletta elettrica, producendo una riduzione del costo complessivo dell'energia elettrica a parità di costo del gas, se si riuscirà ad aumentare la concorrenza del MSD, ridurre il costo della distribuzione e tenere sotto controllo gli oneri di sistema; la razionalizzazione del mercato elettrico, anche finalizzata a un contenimento dei costi in capo ai clienti finali, passa necessariamente per il perseguimento di specifici obiettivi, quali un mercato di dispacciamento e dei servizi più aperto ed efficiente, nel quale gli aggregati di impianti, gli stoccaggi, l'idrogeno e le fonti rinnovabili non solo possano mettere a disposizione capacità per servizi (come è avvenuto con le unità virtuali abilitate miste - UVAM), ma siano anche effettivamente chiamati a svolgere tali servizi, aumentando così la concorrenza, che in caso contrario continuerebbe ad essere ridotta; nel corso degli anni vi è stato un progressivo incremento della spesa per oneri di dispacciamento nel settore elettrico. Alle criticità ancora oggi presenti nel sistema elettrico, in termini di adeguatezza e sicurezza, si è cercato di porre rimedio con i meccanismi di capacità elaborati per il 2022 e il 2023, ricorrendo ancora e in maniera pressoché esclusiva al contributo prioritario delle fonti fossili con requisiti restrittivi per gli impianti diversi dai termoelettrici da portare a un livello di concorrenza insufficiente, senza ribassi rispetto ai valori d'asta e quindi con un incremento significativo dei costi del meccanismo rispetto a quanto inizialmente stimato, mentre al fine di raggiungere gli obiettivi di decarbonizzazione al 2050 sarà fondamentale adottare un nuovo approccio che comprenda un'ampia partecipazione degli accumuli, della domanda, dei sistemi di produzione per elettrolisi dell'idrogeno (cd. idrogeno verde) e di fonti rinnovabili non programmabili (FRNP) ai mercati dei servizi di sicurezza e adeguatezza. Le prossime aste per il mercato della capacità dovranno, dunque, necessariamente aprirsi maggiormente a tali strumenti, fermo restando che il meccanismo del capacity market non potrà essere l'unico strumento per promuovere lo sviluppo degli accumuli e dei servizi di demand response , ma occorrerà combinare ulteriori strumenti che forniscano un adeguato segnale di prezzo di lungo termine per gli investimenti degli operatori, gli impegni assunti in questa sede sono da intendersi riferiti all'attuazione delle direttive 2018/2001 e 2019/944, per quanto coerenti con le disposizioni delle medesime direttive e della legge delega, e da attuarsi con ulteriori futuri provvedimenti o con proposte di legge da valutare in Parlamento per quanto dalle stesse esorbita, sempre in coerenza con il quadro delle regole comunitarie; impegna il Governo a: 1) dare una rapida e piena attuazione alla direttiva 2019/944, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE, secondo i principi e i criteri direttivi dettati dall'articolo 12 della legge 22 aprile 2021, n. 53, prevedendo di: a) definire la disciplina relativa alle comunità energetiche dei cittadini e alle comunità di energia rinnovabile; b) aggiornare e semplificare il quadro normativo in materia di configurazioni per l'autoconsumo; c) definire, in coerenza con i principi e criteri direttivi per l'attuazione della citata direttiva (UE) 2018/2001 e della direttiva (UE) 2019/944 ovvero  se non possibile  con successivo atto normativo, il quadro normativo semplificato per lo sviluppo e la diffusione dei sistemi di accumulo e per la partecipazione degli stessi ai mercati dell'energia elettrica e dei servizi, in particolare sviluppando un mercato per servizi semplificati di flessibilità e sicurezza anche a livello locale sulle reti di distribuzione e indirizzando il consumo verso le ore di produzione rinnovabile attraverso contratti di energia basati su prezzi dinamici, tariffe di distribuzione per fascia oraria e meccanismi di auto-bilanciamento fra produzione e consumo che consentano di fare, come negli altri Paesi europei, in modo sicuro e conveniente accordi diretti fra produttori e consumatori per il consumo di energia rinnovabile; 2) dare piena attuazione alla direttiva (UE) 2018/2001 entro i termini previsti dalla legge, introducendo, fra l'altro, meccanismi di semplificazione che consentano di accelerare l'installazione di nuova potenza a fonti rinnovabili, nell'ambito di configurazioni di autoconsumo collettivo o comunità energetiche anche in abbinamento a sistemi di accumulo o domanda flessibile, al fine di incrementare la quota di contributo di tali tecnologie all'adeguatezza del sistema elettrico; 3)adeguare rapidamente le norme nazionali al regolamento 2019/943, sul mercato interno dell'energia elettrica, secondo i principi e criteri direttivi dell'articolo 19 della legge 22 aprile 2021, n. 53, nonché perseguire, anche nel corso dei lavori in ambito comunitario per l'armonizzazione delle regole del mercato, la semplificazione e la modifica della disciplina del dispacciamento e dei mercati all'ingrosso dell'energia volte a tener conto delle nuove esigenze di flessibilità del sistema e della necessità di integrazione della generazione distribuita, degli aggregatori, delle fonti rinnovabili non programmabili, dei sistemi di accumulo e della gestione della domanda; 4)valutare le necessarie riforme al mercato della capacità, al fine di un suo utilizzo quale strumento di ultima istanza e, in particolare: a) intraprendere le azioni necessarie alla dismissione anticipata o alla marginalizzazione della produzione a carbone, con particolare riferimento alle nuove aste del mercato della capacità 2024 e 2025 e a favorire un'accelerazione dei tempi di autorizzazione delle infrastrutture di rete che consentano la realizzazione degli investimenti in tempi coerenti con gli obiettivi di decarbonizzazione, ponendo, in prospettiva, soglie di emissioni più stringenti; b) assicurare la neutralità tecnologica, la effettiva concorrenzialità e economicità del sistema e il rispetto del principio che il mercato della capacità debba limitarsi a quanto strettamente necessario, prevedendo di modulare gli obblighi di offerta del mercato della capacità per le FRNP al minore numero di ore possibile durante la giornata, tenuto conto che ogni ora in eccesso rispetto alla effettiva necessità è un fattore di esclusione dal mercato di tutti i soggetti diversi dagli impianti termoelettrici, e rivedendo alla luce di tale ultimo principio gli obblighi di offerta per sei ore per le fonti rinnovabili non programmabili, i fattori di derating di rinnovabili e stoccaggi e l'equilibrio complessivo dello strumento; c) approfondire le criticità che hanno reso difficoltosa la partecipazione di aggregati di unità non rilevanti ai precedenti meccanismi di capacità, al fine di consentire la adeguata partecipazione degli stessi nelle future procedure; d) valutare di posticipare, per tutto quanto non risulti assolutamente indifferibile, la previsione di importanti contingenti di capacità nuova alla ridefinizione dei meccanismi e delle regole da attuare per i periodi successivi al 2026, prevedendo che in tali periodi sia privilegiato il ricorso a stoccaggi, rinnovabili e gestione della domanda, per i quali si sarà nel frattempo creato un contesto normativo definito, consentendo così al mercato della capacità di essere anche uno strumento per la transizione energetica, in coerenza con il principio dell'articolo 3 del regolamento 2019/943 che funzionalizza il mercato allo scopo della transizione energetica, tenuto conto che non si può prescindere dal considerare, in una ottica generale di economicità, che un investimento nelle rinnovabili e negli strumenti di flessibilità connessi risulta necessario se si vuole raggiungere gli obiettivi di transizione energetica previsti dal PNIEC; 5) valutare preliminarmente, come previsto dall'articolo 21, comma 3, del regolamento (UE) 943/2019, se l'introduzione di un meccanismo di riserva strategica sia in grado di risolvere i problemi di adeguatezza; 6) valutare la opportunità di rafforzare la premialità individuata dal mercato delle capacità nei confronti della domanda, così che la stessa possa beneficiare della remunerazione prevista anche attraverso contratti di lungo periodo, ferma restando la esenzione dagli oneri di finanziamento del meccanismo, ossia dal corrispettivo trasferito in bolletta; 7) valutare le modalità per una corretta interazione tra gli obiettivi di adeguatezza e le esigenze di decarbonizzazione, tenuto conto che contratti di lungo periodo come quelli per la capacità nuova nelle procedure del 2022 e 2023 (in particolare, contratti ultradecennali) tendono a premiare le tecnologie che risultano maggiormente mature, le quali, tuttavia, rischiano una precoce obsolescenza rispetto all'evoluzione degli obiettivi stessi di decarbonizzazione e quindi in una visione di medio termine potrebbero risultare maggiormente costose, anche tenendo conto delle esternalità ambientali, rispetto a una combinazione di fonti a energia rinnovabile, accumuli e meccanismi di demand response ; 8) valutare lo sviluppo di ulteriori strumenti di incentivazione, anche attraverso il mercato della capacità, alle fonti rinnovabili impiegate assieme a sistemi di accumulo, così da estrarre il massimo potenziale da simili risorse; 9) aggiornare l'attuale contesto normativo e rafforzare le norme di unbundling dei distributori in media e bassa tensione, sia individuando immediatamente modalità per rendere più effettivo l'unbundling previsto dalla direttiva 2019/944, sia attraverso il supporto a iniziative legislative di individuazione di modalità di unbundling proprietario, sia valutando altresì la creazione di un Indipendent System Operator (ISO), il tutto per garantire la massima trasparenza dei piani di sviluppo di rete, al fine di limitare i conflitti di interesse dei distributori alla luce dell'ampliamento del ruolo degli stessi con riguardo alla gestione di servizi sulle loro reti, nonché prevedere un meccanismo di allocazione degli utili derivanti dal servizio di distribuzione elettrica, con destinazione prioritaria a beneficio dei nuovi investimenti di rete; 10) prevedere un intervento normativo per la definizione delle procedure autorizzative, ove mancanti, necessarie alla realizzazione dei sistemi di accumulo e per l'introduzione di forme di remunerazione a lungo termine derivanti da procedure competitive, che ne consentano lo sviluppo e la gestione efficiente, in considerazione della rilevanza dei medesimi sistemi di accumulo ai fini del raggiungimento degli obiettivi fissati al 2030 inerenti all'incremento e all'integrazione della generazione da fonti rinnovabili; 11) prevedere misure idonee a semplificare la normativa vigente in materia di configurazioni per l'autoconsumo individuale, anche attraverso l'introduzione di una definizione unica e coerente con il nuovo quadro europeo che sostituisca le numerose definizioni dei sistemi semplici di produzione e di consumo attualmente presenti nell'ordinamento nazionale e finalizzate a individuare le configurazioni realizzabili per l'autoconsumo individuale, con criteri semplici ed univoci, ad esempio stabilendo che l'unico requisito per l'autoconsumo sia che l'unità di consumo e l'unità di produzione servita sono entro una certa distanza geografica, senza alcuna ulteriore specificazione; 12) implementare un modello virtuale per l'autoconsumo collettivo in edifici e condomini e per le comunità energetiche rinnovabili (CER), estese anche a medie imprese e a enti del terzo settore e università, consentendo a ogni soggetto partecipante di modificare le proprie scelte senza dover al contempo richiedere nuove connessioni o realizzare nuovi collegamenti elettrici; 13) implementare, esclusivamente per i condomini di nuova costruzione, nonché su condomini già esistenti con contatori centralizzati, anche in virtù delle iniziative di cui alla delibera 23 dicembre 2019 566/2019/R/eel, in alternativa al sistema virtuale di cui al punto precedente, la possibilità di realizzare un modello di autoconsumo fisico mediante un unico punto di connessione: ciò costituirebbe una notevole semplificazione, permettendo il reale dispiegarsi delle iniziative di autoconsumo collettivo, e darebbe più ampia attuazione alle finalità del meccanismo dello scorporo di cui all'articolo 5, comma 1, lettera h) , della legge di delegazione europea 2019-2020, ferma restando la predisposizione degli impianti elettrici per garantire l'immediata e costante possibilità per i consumatori aderenti di poter tornare ad operare singolarmente sul libero mercato, tramite un proprio punto di connessione; 14) sempre con riferimento alle comunità energetiche, operare una distinzione del concetto di autoconsumo da quello di condivisione dell'energia, tenuto conto che nell'attuale fase transitoria prevista dall'articolo 42- bis del decreto-legge 30 dicembre 2019, n. 162, i due concetti coincidono, garantendo comunque, esclusivamente per le comunità energetiche rinnovabili (CER), il rispetto del concetto di prossimità, come previsto dalla direttiva 2018/2001 e altresì, per entrambe le configurazioni (CER e comunità energetiche dei cittadini - CEC), il rispetto delle norme europee sulla concorrenza del mercato, nonché a consentire e regolare l'effettiva condivisione dell'energia all'interno delle comunità attraverso la compensazione effettiva fra produzione e consumo nella stessa zona di mercato; 15) con riferimento ai sistemi di autoconsumo da fonti rinnovabili, anche collettivo, adottare ogni opportuna iniziativa volta a: a) favorirne la diffusione, prevedendo il graduale superamento dello scambio sul posto con salvaguardia delle iniziative già esistenti e favorendo la diffusione dei sistemi di accumulo; b) prevedere incentivi per le comunità di energia rinnovabile con speciali misure di supporto a contrasto della povertà energetica e volte a consentire l'effettiva condivisione dell'energia all'interno delle comunità attraverso la compensazione effettiva fra produzione e consumo nella stessa zona di mercato; c) considerare l'opportunità di prevedere la possibilità per le comunità di energia rinnovabile di accedere ai meccanismi di conto termico e ai titoli di efficienza energetica, ovvero alle detrazioni fiscali esistenti, nei casi in cui finanziano interventi di efficienza energetica, in favore dei loro membri; d) definire un ruolo chiaro, rispetto al funzionamento delle comunità energetiche e dell'autoconsumo, per gli operatori professionali; ad assicurare un livello di remunerazione tale da tutelare la redditività degli investimenti e attrarre i clienti finali verso progetti di autoconsumo; e) valutare come superare l'attuale limitazione della cabina MT/BT, in modo da perseguire un allargamento degli ambiti territoriali delle comunità energetiche, garantendo comunque il rispetto del concetto di prossimità come previsto dalle direttive europee ed innalzare le attuali soglie di potenza dei singoli impianti di produzione ammessi alle comunità, consentendo la partecipazione anche a quegli impianti connessi a livelli di tensione diversi dalla bassa tensione; 16) garantire una maggiore trasparenza circa le modalità tecniche con cui sono determinate da parte di Terna le curve di domanda per il mercato della capacità, nonché i vincoli temporali alle offerte delle diverse tecnologie, in vista dell'avvio delle successive aste del mercato delle capacità, anche con riferimento alle complessive necessità prospettiche di decarbonizzazione del sistema energetico nazionale, garantendo che tali modalità tecniche siano vagliate dal Ministero della transizione ecologica e dall'Autorità di regolazione per energia reti e ambiente (ARERA), anche avvalendosi del supporto di soggetti terzi in grado di assicurare la opportuna competenza in materia di pianificazione energetica; 17) prevedere misure di supporto agli investimenti in sistemi di accumulo e rinnovabili e lo sviluppo di una programmazione di massima del fabbisogno di servizi di rete, fermo restando il completamento da parte dell'ARERA della riforma del mercato dei servizi e la rimozione dei fattori che possano limitare una partecipazione effettiva e non discriminatoria di tali risorse al mercato dei servizi.