Bollette, Arera: “Dare ai clienti una parte del gettito derivante dagli extraprofitti delle aziende”

L’Autorità di regolazione per Energia Reti e Ambiente che ha trasmesso a governo e Parlamento il "Monitoraggio dei contratti di approvvigionamento destinati all’importazione di gas in Italia". La raccomandazione: l'identificazione di eventuali "extraprofitti" va "affrontata considerando anche tutti i costi e i margini che si generano lungo la filiera e che ricadono sui clienti finali"

Arera ritiene “opportuno che una parte del gettito derivante da provvedimenti fiscali a carico delle aziende del settore sia destinato ai clienti finali che ne hanno sostenuto l’onere“. Lo indica l’Autorità di regolazione per Energia Reti e Ambiente che ha trasmesso a governo e Parlamento il “Monitoraggio dei contratti di approvvigionamento destinati all’importazione di gas in Italia”. Secondo l’Arera, l’identificazione di eventuali “extraprofitti” va “affrontata considerando anche tutti i costi e i margini che si generano lungo la filiera e che ricadono sui clienti finali“.

La tassa sugli extraprofitti è stata introdotta con il decreto Ucraina e poi aumentata dal 10 al 25% con il decreto Aiuti: in base alle sue previsioni di gettito, il governo si attende un incasso di quasi 11 miliardi di euro. Secondo gli addetti ai lavori, però, si profila il rischio di incostituzionalità per la norma perché la base imponibile presa in considerazione non è costituita da profitti, bensì dal maggior margine imponibile Iva realizzato tra ottobre 2021 e 30 aprile 2022 rispetto al periodo ottobre 2020-aprile 2021. Il presupposto della tassa straordinaria, per come l’ha presentata il premier Mario Draghi, è che fin dallo scorso autunno e in misura ancora maggiore dopo l’invasione dell’Ucraina da parte della Russia i gruppi energetici hanno realizzato grazie all’aumento dei prezzi della materia prima “profitti straordinari”.

L’Arera ha condotto una specifica attività di confronto con i dati dei prezzi del gas importato disponibili pubblicamente a livello nazionale ed europeo per una verifica di coerenza complessiva. “L’analisi condotta e le informazioni rese disponibili sui meccanismi di gestione del rischio da parte degli operatori, rendono evidente come il costo di approvvigionamento dall’estero del gas tenda a mantenere andamenti coerenti con il valore del gas sul mercato all’ingrosso, ma anche come l’identificazione di eventuali “extraprofitti” vada affrontata considerando anche tutti i costi ed i margini che si generano lungo la filiera e che ricadono sui clienti finali”, si legge nel monitoraggio.

Inoltre, l’Area sottolinea che questo approccio è “in linea con la Comunicazione adottata dalla Commissione Europea sui mercati energetici lo scorso 18 maggio 2022, contestualmente alla presentazione del piano RepowerEU, che prevede, tra l’altro, la possibilità per gli Stati membri di estendere, in via eccezionale e per periodi di tempo limitati, la possibilità di riallocare ricavi infra-marginali eccezionalmente elevati (i cosiddetti extraprofitti) per sostenere i consumatori”. A partire da questa considerazione, Arera ritiene opportuno che una parte del gettito derivante da provvedimenti fiscali a carico delle aziende del settore, sia destinato ai clienti finali che ne hanno sostenuto l’onere.

Il Monitoraggio di Arera si è concentrato sulla coerenza tra i costi di importazione, i prezzi all’ingrosso e i costi di approvvigionamento del gas naturale considerati nella determinazione dei corrispettivi per i clienti domestici in tutela. I contratti di importazione sono caratterizzati da un prezzo iniziale al momento della stipula del contratto, da formule che aggiornano automaticamente il prezzo sulla base di indici e da meccanismi ordinari e straordinari per il suo aggiornamento periodico. Il 70-80% del gas complessivamente oggetto dei contratti fa riferimento a indici legati alle quotazioni di prodotti del gas scambiato su diversi hub all’ingrosso europei e nazionali (tipicamente Ttf e Psv). Per la quota residua, pari al 20-30%, i contratti sono indicizzati alle quotazioni medie dei prodotti petroliferi (Brent).

Le diverse tipologie di indicizzazione comportano il ricorso, da parte degli operatori, a specifici strumenti di copertura, prevalentemente di natura finanziaria, per contenere il rischio di disallineamento tra i prezzi di acquisto dei contratti pluriennali e quelli del mercato all’ingrosso a cui il gas può essere venduto. L’indagine mostra come l’andamento medio ponderato del costo dei contratti abbia una dinamica di variazione simile a quello della componente relativa ai costi di approvvigionamento del gas utilizzata per il regime di tutela (Cmem), pur presentando in occasione di repentine variazioni del prezzo sul mercato all’ingrosso diverse velocità di adeguamento per effetto dei diversi meccanismi di indicizzazione.