Petrolio e gas estratti in Italia hanno generato nel 2025 oltre 236 milioni di euro di royalties sulle produzioni dell’anno precedente, secondo il dato aggiornato dal Mase, che quantifica precisamente in 236,14 milioni di euro i versamenti relativi alle produzioni 2024.
A questi si aggiungono circa 20 milioni riferiti alla produzione di gas del 2023 e versati nel 2025 in seguito alle aste. Il ministero precisa che nel prospetto non sono comprese le somme corrisposte per le concessioni di coltivazione conferite dalla Regione Sicilia.
Una cifra consistente, distribuita tra Stato, Regioni, Comuni e specifici fondi. Ma quanto vale, sotto questo stesso profilo, la produzione da fonti rinnovabili?
Un confronto è possibile, anche se richiede diverse cautele. Per le Fer, infatti, non esiste una royalty nazionale analoga a quella applicata agli idrocarburi, né un dato aggregato che permetta di conoscere quale sia il valore complessivo delle compensazioni riconosciute ai territori. Esistono però compensazioni territoriali e ambientali previste dalla normativa, dalle quali è possibile ricavare almeno un ordine di grandezza teorico.
Come funzionano le royalties fossili
Nel caso degli idrocarburi, come spiega il Mase, i giacimenti sono patrimonio indisponibile dello Stato e le attività di ricerca e coltivazione sono svolte dagli operatori sulla base dei relativi titoli minerari. Oltre ai canoni, i concessionari versano royalties commisurate alla quantità prodotta e valorizzate sulla base dei prezzi di petrolio e gas.
Per le estrazioni a terra l’aliquota ordinaria è del 7%, cui si aggiunge un ulteriore 3% destinato al Fondo per lo sviluppo economico e alla social card.
In mare il prelievo è del 7% per il gas e del 4% per il petrolio, con un ulteriore 3% destinato ad ambiente e sicurezza. Per il gas sono previste soglie di esenzione per le concessioni con produzioni più contenute.
Anche la destinazione delle somme incassate cambia in base alla provenienza delle royalties.
Per le produzioni a terra nelle Regioni a statuto ordinario, il 7% ordinario viene ripartito per il 55% alla Regione, il 15% ai Comuni interessati e il 30% allo Stato. La quota destinata ai Comuni non può però essere utilizzata indistintamente: la normativa prevede che serva a finanziare interventi per lo sviluppo dell’occupazione e delle attività economiche, l’incremento industriale e il miglioramento ambientale nei territori interessati dalle estrazioni.
Nel Mezzogiorno esiste poi una disciplina specifica: nelle Regioni a statuto ordinario meridionali anche il 30% che normalmente spetterebbe allo Stato viene trasferito alla Regione e vincolato a programmi concordati di sviluppo economico e territoriale nelle aree interessate dalle estrazioni e in quelle vicine.
A queste somme si aggiunge il citato 3% supplementare sulle produzioni a terra, che confluisce nel Fondo per la promozione di misure di sviluppo economico e per l’attivazione di una social card nelle Regioni interessate dalle estrazioni. Anche in questo caso la destinazione è quindi vincolata e la ripartizione viene effettuata annualmente tenendo conto della produzione delle diverse Regioni.
Per le produzioni in mare il sistema è ancora differente. La royalty ordinaria è attribuita interamente allo Stato quando l’estrazione avviene sulla piattaforma continentale, mentre nel mare territoriale viene ripartita per il 55% alla Regione adiacente e per il 45% allo Stato.
L’ulteriore aliquota del 3% applicata alle produzioni offshore ha invece una destinazione interamente vincolata: metà finanzia le attività di monitoraggio e contrasto dell’inquinamento marino, l’altra metà la vigilanza e il controllo della sicurezza, anche ambientale, degli impianti in mare.
Non tutto il gettito delle royalties è quindi soggetto agli stessi vincoli di spesa, ma una parte rilevante è esplicitamente destinata ai territori produttori, allo sviluppo economico, alla tutela ambientale e alla sicurezza.
Dei circa 236 milioni complessivi relativi al 2024, oltre 61 milioni di euro sono confluiti nel Fondo per lo sviluppo economico e la social card e circa 10,7 milioni nella quota destinata ad ambiente e sicurezza. Il resto è stato ripartito tra Stato, Regioni e Comuni.
Quanto potrebbero valere le compensazioni Fer
Per le fonti rinnovabili il meccanismo è differente. Dopo le modifiche introdotte nel 2025 al Testo unico Fer, gli interventi in Procedura abilitativa semplificata (Pas) che superano 1 MW devono comprendere un programma di compensazioni territoriali a favore del Comune compreso tra l’1 e il 3% del valore economico della produzione attesa durante la vita utile dell’impianto, al netto dell’energia eventualmente autoconsumata.
Per gli interventi soggetti ad Autorizzazione unica (Au), le compensazioni territoriali o ambientali stabilite in Conferenza di Servizi sono invece comprese tra l’1 e il 4% della medesima base economica (si veda Il prezzo del consenso? Come funzionano le compensazioni per le rinnovabili).
Tradurre queste percentuali in un gettito nazionale effettivo non è possibile. Gli impianti oggi in esercizio sono stati autorizzati in periodi e con norme differenti e soltanto una parte del parco ricade nei casi disciplinati dal Testo unico.
Si può però costruire una simulazione per avere un ordine di grandezza economico. Per rendere il meccanismo confrontabile su base annua con le royalties degli idrocarburi, si può ricavare un equivalente teorico riferito a un solo anno di produzione.
Nel 2024 le fonti rinnovabili hanno prodotto in Italia circa 129 TWh di elettricità, arrivando a coprire il 41,2% del fabbisogno nazionale. Nello stesso anno il PUN Index Gme è stato mediamente pari a 108,52 €/MWh.
Assumendo, con una forte semplificazione, che tutti i circa 128,7 TWh prodotti dalle Fer nel 2024 fossero valorizzati al PUN medio, si otterrebbe un controvalore di circa 13,96 miliardi di euro.
L’1% di questa cifra vale circa 140 milioni di euro, il 3% circa 419 milioni e il 4% circa 558 milioni. Queste non sono, è bene ribadirlo, le compensazioni realmente pagate dalle rinnovabili italiane nel 2024. Il PUN non coincide con i ricavi effettivi di ogni produttore (che variano in base al profilo di produzione, ai prezzi zonali, ai contratti di vendita e ai diversi sistemi di incentivazione), al contempo le percentuali del Testo unico riguardano solo determinati nuovi interventi.
Il confronto con i 236 milioni delle fossili non consente quindi di concludere che le rinnovabili pagano più royalties, ma mostra che, applicate a una produzione energetica delle dimensioni di quella italiana, anche percentuali apparentemente più contenute possono tradursi in valori economici rilevanti per i territori.
Una risorsa si estrae, l’altra continua a produrre
Il confronto monetario tra compensazioni fossili e rinnovabili lascia fuori una differenza sostanziale: le royalties degli idrocarburi remunerano l’estrazione di una risorsa pubblica finita, mentre al contrario un impianto eolico o fotovoltaico non consuma la propria fonte primaria: una volta costruito, continua a trasformare sole o vento in elettricità per decenni.
Il suo contributo non si esaurisce nella compensazione versata al territorio, ma comprende la produzione energetica garantita durante l’intera vita utile dell’infrastruttura.
Inoltre, la recente crisi energetica ha mostrato come la forte dipendenza dai combustibili fossili possa esporre consumatori e imprese alla volatilità dei prezzi internazionali. Nelle fasi di forte aumento delle quotazioni, alcune società della filiera hanno al contempo registrato profitti eccezionalmente elevati.
L’aumento della produzione rinnovabile agisce invece nella direzione di una minore necessità di acquistare combustibili e di una maggiore sicurezza energetica, grazie a una produzione basata prevalentemente su risorse disponibili sul territorio nazionale.
Una maggiore disponibilità di elettricità da fonti a bassi costi marginali può inoltre contribuire a contenere i prezzi all’ingrosso, anche se l’effetto finale sulle bollette dipende da molti altri fattori, dalla struttura del mercato ai costi delle reti e agli oneri applicati ai consumatori.
Non vanno infine trascurate le esternalità ambientali e climatiche associate all’utilizzo dei combustibili fossili.
Una royalty costituisce un’entrata per lo Stato e per i territori, ma non compensa automaticamente gli effetti prodotti dalle emissioni lungo l’intera filiera. L’elettricità prodotta da gas naturale, ad esempio, ha emissioni climalteranti sul ciclo di vita nettamente superiori a quelle associate a fotovoltaico ed eolico.
Una valutazione Unece del 2022 (pdf), ancora presa a modello, colloca un ciclo combinato a gas tra 403 e 513 grammi di CO2 equivalente per kWh, contro 8-83 gCO2eq/kWh per il fotovoltaico, 7,8-16 per l’eolico onshore e 12-23 per quello offshore.
Le emissioni e l’inquinamento possono produrre costi economici indiretti, attraverso danni legati agli eventi climatici estremi, effetti sulla salute, minore produttività, interventi di adattamento e altre spese che non vengono contabilizzate nel valore delle royalties.
