5 – Upstream tra diritto, sicurezza e burocrazia

 

5.1 Inquadramento della normativa di settore nel sistema ordinamentale

5.2 L’evoluzione della disciplina giuridica del rilascio dei titoli minerari

5.3 La definizione dell’assetto amministrativo delle competenze

5.4 La progressiva apertura del settore ai principi della concorrenza

5.5 I procedimenti unici per il rilascio dei titoli di ricerca e coltivazione

5.6 Prime considerazioni riassuntive

5.7 La normativa interna successiva a Macondo

5.8 L’effetto Macondo a livello comunitario

5.9 Un confronto con la normativa di altri paesi OCSE con particolare riguardo ai tempi di rilascio dei titoli amministrativi e alla disciplina delle royalties

5.10 Sistema nazionale delle royalties

5.11 Analisi quantitativa dei profitti ricavati dalle royalties

5.12 Peculiarità Italia: Ruolo attivo degli enti locali nella riscossione delle royalties

5.13 Peculiarità Italia: Prelievo fiscale abbastanza elevato per un paese a media produttività

5.14 Politiche per aumentare il consenso

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5.1 Inquadramento della normativa di settore nel sistema ordinamentale

 

La prospezione, la ricerca e la coltivazione di idrocarburi fanno parte del c.d. diritto minerario ed inoltre ricadono nel settore energetico, materia di legislazione concorrente tra Stato e Regioni (art. 117, comma 3 della Costituzione). L’odierna disciplina giuridica della materia è l’esito del sovrapporsi nel tempo di numerose normative, basate anche sul presupposto che i giacimenti di idrocarburi rientrano nel patrimonio indisponibile dello Stato o delle Regioni ex art. 826 del Codice civile. I principi fondamentali della disciplina mineraria sono rimasti in gran parte quelli di cui alle leggi di base del 1927 e degli anni Cinquanta e Sessanta del secolo scorso, mentre le procedure amministrative per il rilascio dei titoli minerari sono state aggiornate nel tempo con l’inserimento, tra l’altro, di valutazioni ambientali preventive e, per le attività a terra, con la necessità di intese con le Regioni.


 

5.2 L’evoluzione della disciplina giuridica del rilascio dei titoli minerari

 

Invero, già il r.d. 29 luglio 1927, n. 1443 distingueva tra attività di ricerca mineraria, sottoposta a permesso, e coltivazione della miniera oggetto invece di concessione statale. Tale distinzione di fondo venne confermata dalla disciplina successiva e tra l’altro dalla legge 11 gennaio 1957, n. 6 avente ad oggetto, appunto, la ricerca e coltivazione degli idrocarburi liquidi e gassosi che peraltro faceva salva, limitatamente alle zone ivi specificate, la riserva nel frattempo istituita (con legge 10 febbraio 1953, n. 136) in favore dell’Ente Nazionale Idrocarburi.

 

La disciplina in tema di ricerca e coltivazione degli idrocarburi liquidi e gassosi viene, in un primo tempo, completata con la legge 21 luglio 1967, n.613 che riguarda specificamente il mare territoriale e la piattaforma continentale, ribadendo – tra l’altro – che appartiene allo Stato il diritto di esplorazione e di sfruttamento delle risorse naturali. La legge reca anche una definizione delle attività di prospezione (consistente in rilievi superficiali volti ad accertare   le   caratteristiche geominerarie   del sito), di ricerca   (operazioni volte   al rinvenimento di giacimenti) e di coltivazione (volta allo sfruttamento del giacimento rinvenuto) e precisa che al titolare del permesso che mediante perforazione di un pozzo abbia rinvenuto idrocarburi liquidi o gassosi è concessa la concessione di coltivazione.

 

Nel corso degli anni Novanta del secolo scorso, la sopra ricordata normativa viene implementata, sia sulla scorta delle pressioni regionali in tema di partecipazione al processo decisionale in materia di rilascio dei vari titoli minerari, sia, soprattutto, per le esigenze di tutela dell’ambiente e della concorrenza – anche di matrice comunitaria – che siffatte decisioni implicano. Di particolare importanza è la legge 9 gennaio 1991, n.9 la quale: disciplina il rilascio del permesso di prospezione, il conferimento del permesso di ricerca e della concessione di coltivazione; come “integrata” anche dalla Corte costituzionale sancisce il coinvolgimento delle Regioni nei relativi procedimenti amministrativi; stabilisce la sottoposizione della sopra dette attività a valutazione di impatto ambientale. Il tutto con le modalità precisate nel conseguente regolamento di cui al d.P.R. 18 aprile 1994, n. 484.

 


 

5.3 La definizione dell’assetto amministrativo delle competenze

 

L’assetto delle competenze amministrative è stato definito dal d.lgs. 31 marzo 1998, n. 112 e successive modificazioni: vengono conservate allo Stato le funzioni amministrative circa la prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi, ivi comprese le funzioni di polizia mineraria in mare. Le funzioni amministrative relative a prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi in terraferma, ivi comprese quelle di polizia mineraria, sono invece svolte dallo Stato d’intesa con la Regione interessata, secondo le modalità ad oggi definite nell’Accordo del 24 aprile 2001 tra il Ministro dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato, le Regioni e le Province Autonome e secondo quanto statuito dall’art. 117 della Costituzione, riformato con la legge costituzionale n.3 del 18 ottobre 2001. Il suddetto articolo della Costituzione, in particolare, indica le attività di produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell’energia, come materie concorrenti tra Stato e Regioni, riservando quindi agli enti periferici l’iniziativa legislativa, salvo che per la determinazione dei principi fondamentali, riservata al governo centrale. Questo assetto delle competenze riconosce un ruolo di primaria importanza nel processo decisionale alle Regioni che, molto spesso, hanno esercitato il loro potere di veto, determinando ritardi o peggio il blocco dell’iter autorizzativo relativo alla ricerca e coltivazione degli idrocarburi 22.

 


 

 

5.4 La progressiva apertura del settore ai principi della concorrenza

 

Nel corso degli anni Novanta e dei primi anni Duemila si assiste all’apertura del settore upstream alla concorrenza. Con il d.lgs. 25 novembre 1996, n.625 di attuazione della direttiva 94/22/CEE relativo alle condizioni di rilascio e di esercizio delle autorizzazioni alla prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi si determina l’abolizione della zona riservata all’esclusiva di Eni ed inoltre si introducono norme che garantiscono la parità di accesso alle procedure di rilascio dei titoli. Il citato decreto legislativo detta, inoltre, una nuova disciplina per le royalties, destinando parte del gettito alle Regioni ed ai Comuni interessati dalle coltivazioni (in tema di royalties si veda l’incremento di cui all’art. 45 della legge 23 luglio 2009, n.99 nonché la disciplina introdotta dall’art. 35 del d.l. n.83/2012; inoltre si veda l’art. 1, comma 84 della legge n. 239/2004 in tema di contributi compensativi a carico dei titolari di concessioni di coltivazione).

 

La concorrenza è ulteriormente implementata dal d.lgs. 23 maggio 2000, n.164 (emanato in attuazione della direttiva n. 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale) che liberalizza l’attività di prospezione geofisica condotta da parte dei titolari di permessi di ricerca o di concessioni di coltivazione per idrocarburi, sia ai fini della ricerca tecnologica applicata che ai fini della ricerca e della coltivazione di riserve di idrocarburi ed inoltre prevede che i titolari di concessione di coltivazione di idrocarburi danno accesso ai loro gasdotti di coltivazione, nonché alle relative infrastrutture minerarie e ai servizi connessi, sia in terraferma che nel mare territoriale e nella piattaforma continentale italiana, ad altri titolari di concessione di coltivazione di idrocarburi, o a imprese del gas naturale che ne facciano richiesta ai fini dell’importazione, esportazione o trasporto del gas naturale.

 

Il d.lgs. n.164/2000 stabilisce inoltre che i titolari di concessioni di coltivazione di idrocarburi possono essere autorizzati (dal Ministero dell’Industria, del Commercio e dell’Artigianato) a realizzare e gestire in comune tutte o parte delle infrastrutture necessarie allo svolgimento delle attività di coltivazione. Gli incentivi alla prospezione geofisica ed alla messa in coltivazione di giacimenti marginali (quelli ad economicità critica) introdotti dal d.lgs. n. 164/2000 sono stati sterilizzati dall’art. 8, comma 4 del d.l. 25 giugno 2008, n. 112 conv. legge 6 agosto 2008, n. 133.

 


 

 

5.5 I procedimenti unici per il rilascio dei titoli di ricerca e coltivazione

 

Sul piano procedimentale, ferme le competenze amministrative sopra ricordate al paragrafo

1.2., l’attività di ricerca e coltivazione è oggi regolata dall’art. 1, comma 77 e seguenti della legge n. 239/2004 come modificata dalla legge n. 99/2009 che, peraltro, si sovrappone – senza abrogarla in modo espresso – alla disciplina previgente (tanto che la legge n. 239/2004 si riferisce ai permessi di ricerca e alle concessioni coltivazione di cui alla legge n. 9/1991).

 

Il permesso di ricerca di idrocarburi liquidi e gassosi in terraferma è rilasciato all’esito di un procedimento unico al quale partecipano le Amministrazioni statali e regionali interessate e consente ogni operazione volta al rinvenimento di giacimenti esclusa la perforazione dei pozzi esplorativi. La perforazione del pozzo esplorativo, così come la costruzione degli impianti e delle opere necessari che sono dichiarati di pubblica utilità, deve a sua volta essere oggetto di specifica autorizzazione richiesta dal titolare del permesso di ricerca e rilasciata, ancora all’esito di un procedimento unico al quale partecipano la Regione e gli enti locali interessati, da parte del competente Ufficio Territoriale Minerario per gli Idrocarburi e la Geotermia, previa valutazione di impatto ambientale. Norme analoghe valgono per il permesso di ricerca e la perforazione nelle aree marine, fermo restando che solo l’autorizzazione alla perforazione del pozzo esplorativo in terraferma può presentare, se necessario, l’effetto di variante urbanistica.

 

Per poter accedere alla coltivazione degli idrocarburi liquidi e gassosi, il titolare del permesso di ricerca deve peraltro sottoporsi ad un ulteriore procedimento unico al fine di ottenere l’apposita concessione rilasciata dallo Stato d’intesa con la Regione se in terraferma. Anche con riferimento a quest’ultima fattispecie procedimentale ricorrono elementi di semplificazione perché la concessione di coltivazione di idrocarburi in terraferma costituisce titolo per la costruzione degli impianti e delle opere necessari, degli interventi di modifica, delle opere connesse e delle infrastrutture indispensabili all’esercizio, che sono considerati di pubblica utilità ai sensi della legislazione vigente; ancora il rilascio della concessione di cui si tratta produce l’effetto di variante urbanistica.

 

Peraltro, quanto sopra riferito non incide sul permanere delle più ampie garanzie ambientali perché – fermo quanto già ricordato riguardo alla perforazione – la prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi in mare è obbligatoriamente sottoposta a VIA statale ai sensi dell’Allegato II del d.lgs. n. 152/2006 mentre rientra nella VIA regionale parimenti obbligatoria (Allegato III al medesimo d.lgs.) l’attività di coltivazione sulla terraferma degli idrocarburi liquidi e gassosi; inoltre la ricerca di idrocarburi liquidi e gassosi in terraferma soggiace a verifica di assoggettabilità a VIA ai sensi dell’allegato IV al d.lgs. ult. cit. In definitiva, la VIA non è necessaria nei soli casi di attività preliminari – individuate con decreti dei Ministri dello Sviluppo Economico, delle Infrastrutture e dei Trasporti, dell’Ambiente – che non comportano effetti significativi e permanenti sull’ambiente e che, in attesa della determinazione conclusiva della conferenza di servizi, l’Ufficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e la Geotermia è competente ad autorizzare (art. 1, comma 82- ter della legge n. 239/2004).

 

In ogni caso, rimane vigente la specifica disciplina che l’8 del d.l. n. 112/2008 detta per il Golfo di Venezia (così l’art. 1, comma 82 della legge n. 239 del 2004 e successive modificazioni): persiste cioè l’impedimento alla ricerca, prospezione e coltivazione fino all’intesa tra Consiglio dei ministri e Regione interessata che abbia definitivamente accertato, sulla base di apposita istruttoria basata sui metodi di valutazione più conservativi, la non sussistenza di rischi apprezzabili “.

 


 

 

5.6 Prime considerazioni riassuntive

 

In sintesi, la normativa interna in tema di rilascio dei titoli per la prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi si segnala per la sua attenzione dal punto di vista ambientale, essendo largamente richiesti processi di valutazione di compatibilità. Inoltre, la ridetta normativa appare complessa e farraginosa in ragione delle successive stratificazioni di cui costituisce il risultato: in particolare rimangono necessari due procedimenti separati, rispettivamente, per il rilascio del permesso di ricerca e per la concessione di coltivazione. Inoltre, ai sensi della legge n. 239/2004, occorre un’ulteriore autorizzazione (diversa dal mero permesso di ricerca) per procedere alla perforazione del pozzo esplorativo ed alle opere connesse.

 

Dell’appena ricordata non funzionalità dell’attuale quadro normativo è consapevole anche l’attuale Governo che, nell’ambito del d.l. 24 gennaio 2012, n. 1 aveva intenzione di liberalizzare l’attività di prospezione e ricerca. In effetti, nella relazione esplicativa si dava conto del fatto che l’attuale normativa in materia di rilascio dei titoli abilitativi per la ricerca e produzione di idrocarburi ha portato ad un “procedimento articolato e complesso, che conduce in molti casi al blocco dello stesso per mancanza di intese, e comunque alla conclusione in tempi molto più lunghi, circa doppi, di quelli degli altri Paesi OCSE”.

 

Per questo motivo il Governo intendeva proporre modifiche normative illustrando i principi che, a suo avviso, avrebbero dovuto presiedere al conferimento dei titoli e che avrebbero consentito un allineamento del diritto interno con quelli dei Paesi dell’OCSE e cioè:

  • al ricercatore deve essere conferito un titolo concessorio unico, che prevede una fase di ricerca al termine della quale, in caso di esito negativo, il titolo cessa, mentre in caso di ritrovamento minerario prosegue l’attività attraverso le fasi di sviluppo, produzione, ripristino finale;
  • la valutazione d’impatto ambientale, obbligatoria per ogni fase di ricerca e sviluppo, deve essere svolta sui progetti definitivi all’atto della loro definizione e presentazione, e non più sui generici programmi di lavoro presentati all’atto della richiesta del titolo abilitativo come avviene in base alle leggi vigenti;
  • devono essere definite in modo univoco le procedure di accettazione pubblica da seguire dall’atto del rilascio del titolo e l’entità e la destinazione delle compensazioni previste per le fasi di ricerca e di sviluppo. In tal modo l’operatore ha la necessaria certezza del diritto a ricercare e poi a estrarre il frutto del giacimento in caso di ritrovamento.

La proposta del Governo non ha, tuttavia, trovato riscontro nella legge di conversione del c.d. decreto liberalizzazioni, sicché permane l’attuale sistema che esige una pluralità di titoli abilitativi all’esito di separati procedimenti. Un ulteriore elemento di criticità attiene al fatto che, come si è anticipato, gli enti locali sono legittimati a riscuotere royalties dagli operatori; tuttavia, in ragione dei meccanismi propri del c.d. patto di stabilità interno, i predetti enti locali incontrano difficoltà nel reimpiegare sul territorio tali entrate. La conseguenza è che i cittadini non percepiscono il beneficio di ospitare attività di ricerca e coltivazione di idrocarburi. Ed infatti, come ha osservato anche la Corte dei Conti nel “Rapporto 2012 sul coordinamento della finanza pubblica” (in particolare pagina 319), l’attuale articolazione del patto di stabilità non consente, contestualmente, di assolvere agli obblighi finanziari derivanti dalle gestioni precedenti, di attivare politiche di crescita e sviluppo e di fronteggiare emergenze non preventivabili: i limiti derivanti dal Patto e dal taglio dei trasferimenti statali costringe le amministrazioni locali a operare politiche dei pagamenti fortemente selettive.

 


 

5.7 La normativa interna successiva a Macondo

 

Nonostante il già ricordato scrupolo per i profili ambientali, la normativa di riferimento è divenuta ancora più rigorosa a seguito del noto incidente verificatosi nell’aprile del 2010 su una piattaforma petrolifera statunitense installata nel Golfo del Messico (c.d. pozzo Macondo).

 

Invero, l’art. 2, comma 3, lett. h) del d.lgs. 29 giugno 2010, n. 128 – introducendo il comma 17 nell’art. 6 del d.lgs. n. 152/2006 – ha stabilito che all’interno del perimetro delle aree marine e costiere a qualsiasi titolo protette per scopi di tutela ambientale, in virtù di leggi nazionali, regionali o in attuazione di atti e convenzioni internazionali, sono vietate le attività di ricerca, di prospezione nonché di coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi in mare. Il divieto è altresì stabilito nelle zone di mare poste entro dodici miglia marine dal perimetro esterno delle suddette aree marine e costiere protette, oltre che per i soli idrocarburi liquidi nella fascia marina compresa entro cinque miglia dalle linee di base delle acque territoriali lungo l’intero perimetro costiero nazionale. Al di fuori delle medesime aree, le sopra dette attività sono autorizzate previa sottoposizione alla procedura di valutazione di impatto ambientale di cui agli articoli 21 e seguenti del d.lgs. n. 152/2006, sentito il parere degli enti locali posti in un raggio di dodici miglia dalle aree marine e costiere interessate dalle attività.

 

Il suddetto quadro ordinamentale è stato nuovamente modificato dalla recentissima approvazione del d.l. n. 83/2012, entrato in vigore   il 12 agosto 2012, che all’art. 35 sostituisce con un nuovo testo   l’art. 6, comma 17 del d.lgs. n. 152/2006 e, oltre ad intervenire sulla regolamentazione delle royalties a carico dei concessionari di coltivazione in mare, delinea un regime più rigoroso per quanto concerne le nuove iniziative, nel contempo introducendo invece una disciplina transitoria più favorevole rispetto a quella contemplata dall’originario testo dell’art 6, comma 17. Invero, il cit. art. 35 ribadisce il divieto di ricerca, prospezione e coltivazione di idrocarburi liquidi e gassosi all’interno delle aree marine e costiere protette nonché nelle dodici miglia dal perimetro esterno delle medesime aree; inoltre la norma estende il divieto di cui si tratta altresì alle zone di mare poste entro dodici miglia dalle linee di costa lungo l’intero perimetro costiero nazionale (in precedenza erano cinque miglia e per i soli idrocarburi liquidi). Nel contempo, seppure con una formulazione assai faticosa sul piano linguistico, l’art. 35 fa salvi i procedimenti concessori di cui agli artt. 4, 6 e 9 della legge n. 9/1991 in corso alla data di entrata in vigore del sopra ricordato d.lgs. n. 128/2010 ed i procedimenti autorizzatori e concessori conseguenti e connessi nonché l’efficacia dei titoli abilitativi già rilasciati alla medesima data anche ai fini dell’esecuzione delle attività di ricerca, sviluppo e coltivazione da autorizzare nell’ambito dei titoli stessi, ferma restando la procedura di VIA di cui agli artt. 21 e seguenti del d.lgs. n. 152/2006. In tal modo l’art. 35 permette di arrivare alla conclusione dei procedimenti amministrativi a suo tempo avviati ma non giunti a termine perché paralizzati dal sopravvenuto art. 6, comma 17 del d.lgs. n. 152/2006, consentendo dunque di mettere a frutto gli investimenti ivi previsti anche nell’interesse della politica energetica nazionale.

 

Con l’introduzione di questa nuova norma, si evidenzia la peculiarità della reazione istituzionale dell’Italia all’affaire Macondo. Di fatto, la decisione di bloccare le attività offshore non ha eguali in nessun altro paese al mondo. A titolo di esempio, la scelta dell’amministrazione statunitense è stata quella di creare nuovi organismi di controllo e introdurre misure più severe per gli operatori. Anche Regno Unito e Norvegia, i due maggiori Paesi produttori europei con forte preponderanza di attività offshore, hanno preferito un approccio rigoroso e costruttivo ad una “knee jerk reaction”, ovvero una reazione istintiva com’è stato nel solo caso italiano: il Regno Unito ha puntato ad aumentare il sistema di controlli ed ispezioni e a sviluppare, congiuntamente con la Commissione Europea, proposte regolatorie per rafforzare il regime normativo nel campo dell’offshore; stessa cosa per la Norvegia che ha favorito numerose iniziative di studio e approfondimento dell’accaduto al fine di desumerne raccomandazioni utili a migliorare la sicurezza delle attività energetiche. In breve, mentre il mondo studiava nuove regole, si impegnava nella ricerca di nuove tecnologiche e formava una classe di esperti, il nostro paese ha preferito seguire la strada più breve e severa, quella del blocco, pregiudicando le attività upstream, la valorizzazione delle risorse nazionali e l’intera industria degli idrocarburi.

 

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5.8 L’effetto Macondo a livello comunitario

 

L’incidente di Macondo ha avuto un seguito anche a livello di Comunità europea. La Commissione ha avviato un’attenta verifica delle normative e dei sistemi di controlli in essere nei vari Paesi europei [cfr. la comunicazione COM(2010) 560 del 12 ottobre 2010], invitando peraltro gli Stati membri ad applicare rigorosamente un’impostazione  precauzionale nel rilascio delle autorizzazioni. Inoltre, la Commissione sta attualmente predisponendo un’apposita proposta di regolamento (COM (2011) 688) sulla sicurezza delle attività offshore di prospezione, esplorazione e produzione di idrocarburi liquidi e gassosi.

 

Anche il Parlamento europeo si è espresso, in una risoluzione del 13 settembre 2011, sulle modalità per affrontare le sfide della sicurezza delle attività offshore nel settore degli idrocarburi, appoggiando la volontà della Commissione di livellare verso l’alto le norme minime nell’UE, in cooperazione con gli Stati membri.

 

Peraltro, sono in corso le procedure per l’adesione dell’Unione Europea al Protocollo relativo alla protezione del Mare Mediterraneo dall’inquinamento derivante dall’esplorazione e dallo sfruttamento della piattaforma continentale, del fondo del mare e del suo sottosuolo (“il protocollo offshore”) in attuazione della Convenzione per la protezione dell’ambiente marino e del litorale del Mediterraneo (“la convenzione di Barcellona”), approvata con la decisione del Consiglio 77/585/CEE. L’Unione Europea è parte contraente della convenzione, come tutti i suoi Stati membri che si affacciano sul Mediterraneo (Italia, Grecia, Spagna, Francia, Slovenia, Malta e Cipro), unitamente ad altri 14 paesi dell’area mediterranea che non sono membri dell’Unione.

 


 

5.9 Un confronto con la normativa di altri paesi OCSE con particolare riguardo ai tempi di rilascio dei titoli amministrativi e alla disciplina delle royalties

 

In Italia la complessità dell’iter autorizzativo comporta una tempistica decisamente lunga: nel caso in cui vi sia una sola impresa interessata ad acquisire il permesso di ricerca, per legge dovrebbero passare, dal momento della presentazione dell’istanza al momento del conferimento del permesso, tra i 10,5 e 18,5 mesi. Per la perforazione del pozzo esplorativo volto a individuare l’eventuale giacimento di idrocarburi la legge prevede il rilascio di una autorizzazione in una tempistica che va dai 3 ai 5 mesi. Per il conferimento della concessione di coltivazione, sempre secondo quanto previsto dalla normativa, le tempistiche dovrebbero essere comprese tra i 10,5 i 12,5 mesi.

 

Ciononostante, i tempi d’autorizzazione effettivi nel nostro Paese sono molto più elevati, arrivando a toccare i 41,4 mesi per la fase esplorativa ed i 110,4 mesi per la fase di   coltivazione,   durate   fino   a   10   volte   superiori   a   quanto   previsto. I tempi di autorizzazione sono sensibilmente più alti rispetto alla media mondiale, e questo gap continua a crescere negli anni. Per ottenere un’autorizzazione per la fase esplorativa si attende oltre il 70% in più rispetto alla media globale; il ritardo aumenta ulteriormente per la fase di coltivazione, dove un’autorizzazione può essere concessa in oltre 9 anni, contro una media di 4 all’estero. Si tratta di ritardi che vanno ad aumentare i costi, in particolare quelli finanziari per lo sviluppo dei giacimenti.

 

Merita rilevare, tuttavia, che il d.l. n. 83/2012, ai fini dell’ottenimento di una decisione rapida e definitiva in materia di autorizzazione di infrastrutture energetiche (in coerenza con l’orientamento giurisdizionale attuale della Corte Costituzionale) dà la facoltà al Ministero dello Sviluppo Economico, in caso di mancata espressione da parte delle amministrazioni regionali degli atti di assenso o di intesa, di rimettere gli atti alla Presidenza del Consiglio dei Ministri la quale deve provvedere in merito con la partecipazione della regione interessata.

 

Inoltre, i nostri standard di sicurezza, già oggi ai più alti livelli mondiali, in linea con le direttive europee, impongono costi di ricerca e di estrazione ben più alti della media mondiale. La difficoltà nel ricercare e scoprire idrocarburi è uno dei principali fattori che determinano l’ammontare della fiscalità complessiva applicata dagli Stati alle società che svolgono attività di esplorazione, produzione e stoccaggio di petrolio o gas naturale, e di cui le royalties – cioè l’aliquota di prodotto direttamente spettante allo Stato – costituiscono una delle componenti, configurandosi come una trattenuta sui ricavi piuttosto che sugli utili.

 

Per chi intende eseguire attività di ricerca e produzione di idrocarburi, le royalties incidono percentualmente sulla produzione, che è la fonte prima dei ricavi, e pertanto – al pari dei costi, degli ammortamenti e degli altri prelievi fiscali – costituiscono uno dei primi parametri che permettono di stimare la redditività di un investimento, e di conseguenza ne determinano l’eventuale realizzazione. Per questo gli Stati le mantengono basse se la probabilità di non trovare idrocarburi è elevata o intendono attirare gli investimenti in tali attività.

 

Gli Stati ricchi di idrocarburi che derivano la maggior parte delle proprie entrate di bilancio dalla loro produzione tendono a fissare le royalties – o più in generale la fiscalità petrolifera, comunque essa sia strutturata – ai massimi livelli: a titolo di esempio, è il caso delle nazioni del Golfo Persico e del Venezuela. Tuttavia livelli eccessivi possono costituire una barriera all’apporto   dei   capitali   necessari   per eseguire le attività di ricerca e produzione, privilegiando così le nazioni con fiscalità minore rispetto alle altre. In definitiva, anche per gli Stati che possono vantare un sottosuolo ricco di idrocarburi, una tassazione troppo elevata può rivelarsi un fattore di svantaggio competitivo, e a maggior ragione per quelli che ne sono scarsamente dotati.

 


 

5.10 Sistema nazionale delle royalties

 

Secondo quanto statuito dal codice civile la proprietà dei giacimenti di idrocarburi è in capo allo Stato. Tali risorse sono patrimonio indisponibile dello Stato (articolo 826 c.c.), il quale ne lascia   in   concessione   ad   imprese   private   la   ricerca   e   lo   sfruttamento. Il concessionario, quindi oltre il rispetto della normativa vigente relativa alla ricerca, coltivazione e sviluppo e al pagamento della tassazione ordinaria specifica (Ires, Irap e Robin Tax) e le imposte sul reddito della società, è obbligato a corrispondere allo Stato centrale:

  • canoni per permessi di ricerca, prospezione e coltivazione, in proporzione alla superficie coperta dai titoli minerari;
  • royalties sulle produzioni ottenute dalla coltivazione delle fonti fossili.

 

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5.11 Analisi quantitativa dei profitti ricavati dalle royalties

 

Secondo i dati del Ministero dello Sviluppo Economico 23, per la produzione di idrocarburi del 2010 24 sono stati versati dalle imprese quasi 265 mln di euro, oltre il 43% in più rispetto al 2010, quando le royalties versate ammontavano a 184 mln e +20% vs 2009. Tali entrate sono in linea, invece, con quelle del 2008. Oltre il 48% è andato alle Regioni, il 23,5% allo Stato, un 7,3% ai Comuni e il rimanente 20,9% al Fondo di riduzione dei prezzi dei carburanti.

 

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Fra le compagnie è stata l’Eni a versare di più, in ragione della sua intensa attività concentrata in due grandi aeree produttive come la Basilicata (Val D’Agri) e la Sicilia. Seguono Shell Italia, Ionica Gas, Edison.

 

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Facendo una scomposizione per Regioni e Comuni si evidenzia come sia la Basilicata ad ottenere più royalties in virtù della maggior produzione di idrocarburi sul totale nazionale. Ben il 78,6% del gettito regionale va alla Lucania che per la produzione 2010 ha incassato qualcosa come 100 mln di euro di royalties.

 

Interessante è capire l’allocazione di queste risorse. Secondo quanto riferiscono i portavoce della Regione con i proventi del petrolio si supplisce alle carenze dello Stato, e quindi i fondi vengono destinati: per il reddito di cittadinanza, soldi destinati alle circa 20 mila famiglie che vivono con meno di 6 mila euro all’anno; per la realizzazione di centri per anziani in piccoli comuni dell’entroterra; una parte sono andati all’Università della Basilicata e al CNR di Marsico Nuovo e una parte in infrastrutture viarie, nella gran parte dei casi interventi di riparazione di strade comunali e provinciali 25. Tuttavia, un gettito così ingente non ha ancora espresso il suo potenziale di sviluppo strutturale della Regione, visto che la Basilicata ha ancora un alto tasso di disoccupazione (16,6% nel I trim. 2012).

 

La Basilicata è seguita da Emilia Romagna e Calabria, per euro versati, che incassano sugli 8 mln di euro. Merita precisare che in questa disamina la Sicilia figura solo per la produzione offshore perché, come detto prima, la produzione onshore è di competenza esclusiva della Regione e quindi anche le royalties corrispondenti sono incassate solo dal governo regionale e dai comuni in cui ricadono le coltivazioni.

 

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Nella tabella seguente si riporta la lista di tutti i comuni che nel 2011 hanno percepito royalties per la produzione di idrocarburi del 2010. Una somma cospicua di fondi va al Comune di Viaggiano, il comune della Val D’Agri da dove si estrae la maggior parte del petrolio nazionale. Si tratta di oltre 11 mln di euro per un paesino di 3100 anime. Cifre molto più contenute invece per altri comuni italiani, dove produzioni molto più esigue generano proventi minori.

 

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Sono esclusi dalla lista i comuni siciliani, perché come detto prima le royalties per la produzione in terra ferma è competenza esclusiva delle regioni. Tuttavia è possibile sapere l’ammontare complessivo di proventi che Regione e Comune si sono spartiti dal 2001 in avanti. La tabella successiva infatti è tratta da un documento dell’URIG Sicilia (Ufficio Regionale per gli Idrocarburi e la Geotermia).

 

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5.12 Peculiarità Italia: Ruolo attivo degli enti locali nella riscossione delle royalties

 

In Italia, il prelievo fiscale totale sulle attività di estrazione e produzione di idrocarburi è tre i più elevati in Europa ed è l’unico paese in Europa tra i produttori di rilievo che applica royalties nelle concessioni di coltivazione.

 

La strutturazione del sistema nazionale delle royalties evidenzia con chiarezza il ruolo “importante” che detengono gli enti locali. Regioni e Comuni hanno acquisito con il tempo e grazie alla riforma del titolo V della Costituzione sempre maggior potere decisionale in ambito autorizzativo e contrattuale e hanno partecipato sempre più attivamente e in misura maggioritaria alla spartizione dei proventi. In pochi altri paesi al mondo, le entrate provenienti dalle aliquote e destinate alle istituzioni periferiche dello Stato sono così alte.

 

Oltre alle royalties, il potere contrattuale e molto spesso di veto esercitato degli enti locali permette loro di ottenere dalle imprese altre forme di compensazioni, sia sotto forma di entrate finanziarie dirette che di partecipazione alla realizzazione di investimenti, ma non si limitano a questo. Tali compensazioni frutto di un esplicito accordo tra le parti, come nel caso del Protocollo d’Intesa firmato da Eni e Regione Basilicata il 18 novembre

1998, trovano fondamento anche nel diritto. In particolare le compensazioni di natura ambientale rientrano in quelle operazioni di riequilibrio strettamente connesse alla presenza di infrastrutture energetiche ad elevato impatto territoriale. Si fa riferimento in particolare alla legge Marzano del 2004 (poi rivista prima nel 2006 e poi nel 2008), “misure urgenti per la ristrutturazione industriale di grandi imprese in stato di insolvenza”, che prevede nell’art.

1 comma 4, “misure di compensazione e di riequilibrio ambientale, in presenza di importanti infrastrutture energetiche ad elevato impatto territoriale”.

 


 

5.13 Peculiarità Italia: Prelievo fiscale piuttosto elevato per un paese a media produttività

 

Sulle attività di estrazione e produzione di idrocarburi grava una tassazione stimata nell’intorno del 64%. Tale percentuale si porta al 68% se si tiene conto anche dell’addizionale IRES, introdotta con la legge 7/2009. Un 64%-68% di tassazione viene ritenuta elevata se proporzionata alla produzione italiana e al ritorno degli investimenti ritardato che l’iter burocratico multilivello e farraginoso genera, ma si colloca sicuramente su livelli inferiori rispetto ad importanti paesi produttori come la Norvegia e UK.

 

In Norvegia infatti l’ammontare del prelievo fiscale è circa del 78% (28% Income tax rate e

50% resource rent tax)26, mentre in UK la tassazione incide per un 62-81% (ritenute,

corporation tax rate, supplementary charge rate e petroleum revenue tax rate). Tuttavia un paragone basato esclusivamente sulla comparazione delle percentuali non è immediatamente corretto e falsa un po’ la percezione. Per una serie di motivi:

 

  • UK e Norvegia hanno un livello di produzione nettamente più alto dell’Italia;
  • la redditività dei giacimenti è molto più elevata;
  • il ritorno degli investimenti anche per i tempi autorizzativi più brevi;
  • in questi paesi le imprese godono di incentivi fiscali (ad es. ring fence per UK e la possibilità di riportare a nuovo le perdite senza limiti temporali in Norvegia).

Studio RIE - CAP2_box7


 

5.14 Politiche per aumentare il consenso

 

Anche tra gli operatori è emersa la proposta di rivedere il sistema di distribuzione delle Royalties, in particolare di destinare parte delle Royalties spettanti allo Stato a favore dei comuni direttamente coinvolti dalle attività estrattive. Maggiori introiti, a cui dovrebbero corrispondere effettive politiche di sviluppo locale, potrebbero esercitare un effetto redistributivo maggiore nei territori in cui ricadono le scoperte di idrocarburi e quindi una maggiore presa di coscienza circa il fatto che la presenza di fonti fossili nel proprio territorio non è una maledizione, ma un’opportunità da sfruttare per rilanciare l’economia.

 

Si potrebbe inoltre destinare parte della quota di royalties spettanti allo Stato per la produzione entro le dodici miglia dalla costa (55%) ai comuni costieri, dove sono localizzate le coltivazioni in mare che esulano dal divieto imposto dalla normativa susseguente l’incidente di Macondo.

 

Ancora:

  • il Governo potrebbe adottare tramite apposita legge un provvedimento di perequazione a favore dei territori in cui ricadono i giacimenti in modo da consentire accordi tra le imprese estrattrici e le aziende produttrici di energia per creare delle isole energetiche dove, “a titolo di compensazione” per i disagi connessi alle produzioni, le nuove aziende che vi si insediano possano beneficiare di energia a più basso costo;
  • si potrebbe prevedere l’extra bonus (o extra sconto) sulla bollette, applicando uno sconto sul valore della materia prima venduta in quella Regione;
  • bisognerebbe svincolare dal patto di stabilità i proventi che arrivano dalle royalties, i quali non devono concorrere al saldo del Patto perché risorse di compensazione ambientale e non frutto di indebitamento. Il paradosso italiano è quello di costringere province e comuni a chiudere i bilanci con un avanzo e di non poter utilizzare quei fondi per il territorio. Nel 2011 per es. il Consiglio provinciale di Potenza ha approvato a maggioranza, con l’astensione della minoranza, il rendiconto di gestione relativo all’esercizio finanziario 2011 che si è chiuso con un avanzo pari a 1.365.828,63 euro.