La partita dell’acqua che produce energia entra in una nuova fase. La sentenza che ha chiuso il contenzioso tra Regione Lombardia ed Enel, con il pagamento di 205 milioni di euro di arretrati sui canoni delle concessioni idroelettriche, rappresenta un precedente destinato a essere osservato anche in Umbria, dove da tempo è aperto un confronto con i grandi concessionari sull’applicazione del nuovo sistema di pagamento introdotto dalla legge regionale del 2023.
Il caso lombardo non riguarda soltanto una disputa economica tra una Regione e un grande gruppo energetico. La decisione dei giudici riconosce infatti la legittimità della richiesta delle amministrazioni regionali di aggiornare il valore economico dello sfruttamento di una risorsa pubblica, l’acqua, utilizzata per produrre energia elettrica.
Una questione che riguarda anche l’Umbria, una delle regioni italiane dove il peso dell’idroelettrico, rapportato alle dimensioni territoriali e alla popolazione, è tra i più rilevanti del Paese.
In Italia l’acqua utilizzata per muovere le turbine delle centrali idroelettriche produce circa il 15 per cento dell’elettricità nazionale. Secondo i dati Terna gli impianti idroelettrici italiani sono circa 4.900, con una concentrazione particolarmente elevata in Lombardia, Piemonte, Trentino-Alto Adige e Veneto.
Il meccanismo è quello della concessione, simile a quello, se vogliamo azzardare un paragone, delle concessioni delle spiagge ai lidi: le società energetiche utilizzano una risorsa pubblica per produrre energia e versano un canone alle Regioni.
Per decenni il sistema è rimasto sostanzialmente chiuso. Molte concessioni sono nate tra gli anni Trenta e il dopoguerra, quando lo Stato affidò lo sfruttamento delle acque per periodi molto lunghi, consentendo alle aziende di recuperare gli investimenti per costruire dighe e centrali.
La prima regolamentazione organica risale al 1933, con concessioni inizialmente fissate in 60 anni. Da allora il settore è stato caratterizzato da numerose proroghe: nel 1982, nel 1991, nel 1999 con il decreto Bersani, nel 2006 con la legge finanziaria, poi nel 2010, nel 2018, nel 2020 e nel 2022.
Il risultato è che oggi molte concessioni hanno una durata superiore alla vita originariamente prevista. In Italia una parte consistente delle concessioni scadrà nel 2029, soprattutto quelle riconducibili a Enel.
Il canone pagato dai concessionari è composto da più elementi. C’è una quota fissa legata alla potenza della centrale. C’è una quota variabile collegata ai ricavi della produzione di energia. Infine c’è il meccanismo dell’energia gratuita destinata ai territori, che molte Regioni, tra cui l’Umbria, hanno trasformato in una compensazione economica attraverso la cosiddetta monetizzazione. È proprio su queste componenti che negli ultimi anni si sono concentrati i contenziosi.
La posizione delle società energetiche è che le Regioni non possano modificare condizioni economiche di concessioni già assegnate. Le amministrazioni regionali sostengono invece che l’utilizzo di un bene pubblico debba produrre un ritorno economico adeguato per i territori. La giurisprudenza, almeno nei casi arrivati fino ai giudici amministrativi e al tribunale superiore delle acque pubbliche, ha progressivamente dato ragione alle Regioni.
La sentenza sulla Lombardia rappresenta ora un passaggio particolarmente significativo perché ha portato al pagamento effettivo delle somme arretrate. Enel ha versato alla Lombardia 205 milioni di euro relativi a somme arretrate maturate dal 2021.
Una cifra che sarà destinata in larga parte ai territori che ospitano le centrali. La sola provincia di Sondrio riceverà oltre 121 milioni tra canoni arretrati e monetizzazione dell’energia gratuita; Brescia circa 40 milioni, Bergamo oltre 24 milioni, Varese 15,2 milioni. Pochi giorni dopo anche il Veneto ha raggiunto un accordo con Enel per circa 99 milioni di euro di canoni arretrati. In Friuli Venezia Giulia Edison ha riconosciuto 46 milioni. Il punto centrale è che il pagamento della Lombardia rafforza la posizione delle Regioni che hanno contestato i mancati versamenti.
Secondo i dati Terna, l’Umbria dispone di 49 impianti idroelettrici, 716 MW di potenza installata e una posizione intorno all’ottavo posto nazionale per capacità complessiva. Il dato assume un valore ancora più rilevante se rapportato alla dimensione regionale. Con circa 8.464 chilometri quadrati di superficie, l’Umbria dispone di circa 85 kW di potenza idroelettrica per chilometro quadrato. Rapportata alla popolazione residente, circa 850 mila abitanti, significa circa 840 watt di potenza installata per abitante. Sono valori che collocano l’Umbria ai vertici nazionali per densità idroelettrica. Il cuore del sistema è il bacino Nera-Velino, soprattutto nel Ternano, dove si trovano alcune delle più importanti centrali dell’Italia centrale.
Il sistema delle grandi derivazioni umbre è concentrato principalmente su tre operatori: Enel Green Power è il concessionario principale, con sette concessioni. Acea dispone di una concessione. Edison di una concessione. Le infrastrutture sono legate soprattutto alla storia industriale di Terni e alla realizzazione del sistema idroelettrico del Nera e del Velino tra il Novecento e il periodo successivo. Tra gli impianti più importanti c’è la centrale di Galleto-Monte Sant’Angelo, uno degli impianti storici dell’idroelettrico italiano, insieme agli altri nodi della valle del Nera. Le concessioni Enel hanno scadenza indicata dalla Regione al 31 dicembre 2029. Acea ed Edison hanno invece concessioni considerate scadute dal 2010 in attesa del riordino del settore.
La Regione Umbria con la legge regionale 1 del 2023 ha modificato il sistema dei canoni. La stima della Giunta regionale era di portare le entrate complessive a circa 23 milioni di euro l’anno, contro gli circa 8 milioni precedenti. La nuova struttura prevedeva oltre 10 milioni di euro dalla quota fissa, circa 4 milioni dalla quota variabile sui ricavi, circa 9 milioni dalla monetizzazione dell’energia gratuita. Per il biennio 2023-2024 la Regione aveva quantificato le somme attese in: Enel 29,8 milioni di euro; Acea 2 milioni; Edison 1,3 milioni. Totale: circa 33,1 milioni di euro.
Il problema è che una parte di queste somme non è stata incassata integralmente per effetto dei ricorsi presentati dai concessionari. Secondo i dati comunicati in Assemblea legislativa: Enel avrebbe versato 13,2 milioni rispetto ai 29,8 richiesti; Acea circa 1,3 milioni rispetto ai 2 milioni previsti. La differenza contestata supera quindi i 17 milioni di euro. La Regione, per non penalizzare i territori interessati dalle centrali, ha comunque scelto di garantire il trasferimento delle risorse ai Comuni anticipando le somme non ancora riscosse.
Il precedente lombardo può avere un peso rilevante anche per l’Umbria. Se i principi applicati dalla Cassazione saranno confermati anche negli altri contenziosi, la Regione potrebbe rafforzare la richiesta di recupero delle somme contestate e trasformare i crediti oggi sospesi in nuove entrate.
Il dato certo è che la Regione ha già individuato un valore potenziale di oltre 33 milioni di euro per il primo biennio di applicazione della nuova disciplina. Su base pluriennale, considerando il nuovo sistema a regime, la partita potrebbe valere decine di milioni di euro per Regione e territori.
La questione dei canoni si intreccia con il futuro delle concessioni. L’Unione Europea ha più volte richiamato l’Italia per il mancato rispetto delle regole sulla concorrenza. Nel Pnrr il governo Draghi aveva inserito l’impegno a procedere con gare trasparenti. Il tema è ancora aperto. Le società energetiche chiedono continuità gestionale e sostengono che il settore richieda investimenti elevati. Le Regioni chiedono invece che una quota maggiore della ricchezza prodotta dall’acqua rimanga nei territori. Il Veneto ha iniziato a valutare anche un modello diverso: una società mista pubblico-privata per avere un ruolo diretto nella gestione delle centrali.
Anche per l’Umbria la partita futura non riguarda soltanto quanto incassare dai canoni arretrati, ma quale ruolo avere nella gestione di una risorsa che, in rapporto alla dimensione regionale, rappresenta uno dei patrimoni energetici più importanti d’Italia.
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