Edizione provvisoria
CONCLUSIONI DELL’AVVOCATO GENERALE
ATHANASIOS RANTOS
presentate il 7 maggio 2026 (1)
Causa C‑199/25
Fluvius Halle‑Vilvoorde, già Sibelgas,
Fluvius Kempen, già Intercommunale Vereniging voor de Energiedistributie in de Kempen en het Antwerpse (IVEKA),
Fluvius IMEWO, già Intercommunale Maatschappij voor Energievoorziening in West‑ en Oost‑Vlaanderen (IMEWO),
Fluvius West, già Fluvius West e Intercommunale Maatschappij voor Gas en Elektriciteit van het Westen (GASELWEST),
Fluvius Zenne‑Dijle, già Iverlek e Provinciale Brabantse Energiemaatschappij (P.B.E.),
Fluvius Midden‑Vlaanderen, già Intercommunale Vereniging voor Energieleveringen in Midden‑Vlaanderen (INTERGEM),
Fluvius Antwerpen,
Fluvius West,
Fluvius Limburg,
Provinciale Brabantse Energiemaatschappij CVBA (PBE)
contro
De Vlaamse Nutsregulator, già de Vlaamse Regulator van de Elektriciteits‑en Gasmarkt (VREG)
[domanda di pronuncia pregiudiziale, proposta dallo hof van beroep te Brussel (Corte d’appello di Bruxelles, Belgio)]
« Rinvio pregiudiziale – Mercato interno dell’energia elettrica – Regolamento (UE) 2019/943 – Articolo 18, paragrafo1 – Corrispettivi di accesso alle reti, di utilizzo delle reti e di potenziamento – Nozione di “costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici” – Metodologia tariffaria per la distribuzione di energia elettrica che utilizza, per una componente significativa dei costi dei gestori di rete, un metodo di andamento dei costi storici – Possibilità di mantenimento temporaneo degli effetti di una normativa nazionale, dichiarata incompatibile con il diritto dell’Unione, al fine di evitare una situazione di incertezza giuridica »
I.      Introduzione
1.        La presente domanda di pronuncia pregiudiziale, proposta dallo hof van beroep te Brussel (Corte d’appello di Bruxelles, Belgio), verte sull’interpretazione dell’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, del regolamento (UE) 2019/943 (2).
2.        Tale domanda è stata presentata nell’ambito di una controversia tra dieci gestori di rete di distribuzione fiamminghi (in prosieguo: i «GRD ricorrenti») e il Vlaamse Nutsregulator, già Vlaamse Regulator van de Elektriciteits-en Gasmarkt (regolatore fiammingo dell’elettricità e del gas; in prosieguo: il «VREG»), avente ad oggetto la legittimità di una decisione di quest’ultimo, che stabilisce il metodo di tariffazione applicabile alla distribuzione di energia elettrica e di gas naturale durante il periodo di regolazione 2025‑2028 (in prosieguo: la «decisione controversa»).
3.        In tale contesto, il giudice del rinvio si interroga, in sostanza, da un lato, sulla compatibilità con l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, del regolamento 2019/943, il quale non è stato ancora interpretato dalla Corte, di una normativa nazionale che prevede la possibilità per i gestori di rete di distribuzione (in prosieguo: i «GRD») di trasferire sui loro clienti finali i costi connessi all’adempimento degli obblighi di servizio pubblico (in prosieguo: gli «OSP») imposti loro dallo Stato membro interessato, nonché di una decisione che stabilisce un metodo di tariffazione sulla base della valutazione dei costi storici, e, dall’altro, sulla possibilità di mantenere temporaneamente gli effetti di tale normativa, nel caso in cui quest’ultima fosse dichiarata incompatibile con il diritto dell’Unione, al fine di evitare una situazione di incertezza giuridica.
II.    Contesto normativo
A.      Diritto dell’Unione
1.      Regolamento 2019/943
4.        L’articolo 1 del regolamento 2019/943, intitolato «Oggetto e ambito di applicazione», così recita:
«Il presente regolamento mira a:
a)       porre le basi per conseguire gli obiettivi dell’Unione dell’energia in modo efficiente, (...) grazie a segnali di mercato che indichino una maggiore efficienza, una percentuale più elevata di fonti energetiche rinnovabili, sicurezza dell’approvvigionamento, flessibilità, sostenibilità, decarbonizzazione e innovazione;
b)      definire i principi fondamentali di mercati dell’energia elettrica efficienti e integrati, che consentano un accesso non discriminatorio a tutti i fornitori di risorse e ai clienti dell’energia elettrica, (...) e l’integrazione del mercato e del settore e la remunerazione a prezzi di mercato dell'energia elettrica generata da fonti rinnovabili;
(...)».
5.        L’articolo 18 di tale regolamento, intitolato «Corrispettivi di accesso alle reti, utilizzo delle reti e potenziamento», è così formulato:
«1.      I corrispettivi applicati dai gestori della rete per l’accesso alla rete, compresi i corrispettivi per la connessione alla rete, per l’utilizzo della rete e, ove applicabile, per il potenziamento della rete, sono correlati ai costi, trasparenti, tengono conto della necessità di garantire la sicurezza della rete e la sua flessibilità e danno riscontro ai costi effettivi sostenuti, purché questi corrispondano a quelli di un gestore di rete efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale, e siano stati applicati in modo non discriminatorio. Tali corrispettivi non includono costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici.
Fatti salvi l’articolo 15, paragrafi 1 e 6, della direttiva 2012/27/UE [(3)]
e i criteri di cui all’allegato XI di tale direttiva, il metodo utilizzato per definire i corrispettivi di rete sostiene in modo neutrale l’efficienza globale del sistema nel lungo termine tramite i segnali di prezzo ai clienti e ai produttori ed è applicato in particolare in modo da non operare discriminazioni, positive o negative, tra la produzione connessa a livello di distribuzione e la produzione connessa a livello di trasmissione.
(...)
2.      Le metodologie relative alle tariffe riflettono i costi fissi degli operatori dei sistemi di trasmissione e degli operatori dei sistemi di distribuzione e forniscono incentivi adeguati ai gestori dei sistemi di trasmissione e ai gestori dei sistemi di distribuzione, sia a breve che a lungo termine, al fine di migliorare l’efficienza, compresa l’efficienza energetica, promuovere l’integrazione del mercato e la sicurezza dell’approvvigionamento, sostenere investimenti efficienti, (...).
(...)
4.      Nella fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete si tiene conto di quanto segue:
a)      i versamenti e gli introiti derivanti dal meccanismo di compensazione tra gestori del sistema di trasmissione;
b)      i versamenti effettivi effettuati e percepiti nonché i versamenti attesi per periodi futuri, stimati sulla base dei periodi passati.
(...)
7.      Le tariffe di distribuzione sono correlate ai costi tenendo conto dell’utilizzo della rete di distribuzione da parte degli utenti del sistema, che comprendono i clienti attivi. (...)
8.      Le metodologie di distribuzione delle tariffe forniscono incentivi ai gestori dei sistemi di distribuzione per una gestione e uno sviluppo delle loro reti il più efficienti possibile sul piano dei costi, anche mediante la fornitura di servizi. A tal fine, le autorità di regolazione considerano ammissibili i costi pertinenti, li includono nelle tariffe di distribuzione e possono introdurre obiettivi di prestazione allo scopo di incentivare i gestori dei sistemi di distribuzione ad aumentare l’efficienza delle loro reti
(...)».
2.      Direttiva (UE) 2019/944
6.        L’articolo 2 della direttiva (UE) 2019/944 (4), intitolato «Definizioni», precisa, al punto 57, che la nozione di «impresa elettrica» deve essere intesa come riferita a «ogni persona fisica o giuridica, (...), che svolge almeno una delle funzioni seguenti: generazione, trasmissione, distribuzione, (...)».
7.        L’articolo 9 di tale direttiva, intitolato «Obblighi di servizio pubblico», ai paragrafi 2 e 3, così dispone:
«2.      Nel pieno rispetto delle pertinenti disposizioni del TFUE, in particolare dell’articolo 106, gli Stati membri possono, nell’interesse economico generale, imporre alle imprese che operano nel settore dell’energia elettrica obblighi relativi al servizio pubblico concernenti la sicurezza, compresi la sicurezza dell’approvvigionamento, la regolarità, la qualità e il prezzo delle forniture, nonché la tutela dell’ambiente, compresa l’efficienza energetica, l’energia da fonti rinnovabili e la protezione del clima. Questi obblighi sono chiaramente definiti, trasparenti, non discriminatori e verificabili, e garantiscono alle imprese dell’Unione che operano nel settore dell’energia elettrica parità di accesso ai consumatori nazionali (...).
3.      Ove siano previste compensazioni finanziarie, altre forme di compensazione e diritti esclusivi che uno Stato riconosce per l’adempimento degli obblighi di cui al presente articolo, paragrafo 2, o per la fornitura del servizio universale di cui all’articolo 27, ciò avviene in maniera trasparente e non discriminatoria».
8.        L’articolo 57 della medesima direttiva, intitolato «Designazione ed indipendenza delle autorità di regolazione», al paragrafo 4 prevede quanto segue:
«Gli Stati membri garantiscono l’indipendenza dell’autorità di regolazione e provvedono affinché essa eserciti i suoi poteri con imparzialità e trasparenza. A tal fine, gli Stati membri provvedono affinché, nell’esercizio delle competenze ad essa conferite dalla presente direttiva e dalla normativa connessa, l’autorità di regolazione:
a)      sia giuridicamente distinta e funzionalmente indipendente da altri soggetti pubblici o privati;
b)      garantisca che il suo personale e le persone responsabili della sua gestione:
i)      agiscano in maniera indipendente da qualsiasi interesse commerciale; e
ii)      non sollecitino né accettino istruzioni dirette da alcun governo o da altri soggetti pubblici o privati nell’esercizio delle funzioni di regolazione. Tale requisito lascia impregiudicati la stretta cooperazione, se del caso, con altre pertinenti autorità nazionali, o gli orientamenti di politica generale elaborati dal governo, non connessi con i compiti e le competenze di regolazione di cui all’articolo 59».
9.        L’articolo 59 della medesima direttiva, intitolato «Compiti e competenze delle autorità di regolazione», al paragrafo 1, lettera a), dispone quanto segue:
«L’autorità di regolazione ha i seguenti compiti:
a)      stabilire o approvare, in base a criteri trasparenti, tariffe di trasmissione o distribuzione o le relative metodologie di calcolo, o entrambe».
B.      Diritto belga
10.      L’articolo 4.1.30, paragrafo 1, del decreet van 8 mei 2009 houdende algemene bepalingen betreffende het energiebeleid (Energiedecreet) [decreto dell’8 maggio 2009 recante disposizioni generali in materia di politica energetica (decreto sull’energia)] (5), nella versione applicabile ai fatti di cui al procedimento principale (in prosieguo: il «decreto sull’energia»), così recita:
«Il [VREG] stabilisce un metodo di tariffazione ed esercita la propria competenza tariffaria allo scopo di favorire una regolamentazione stabile e prevedibile che contribuisca al buon funzionamento del libero mercato e che consenta ai gestori di rete di distribuzione di effettuare gli investimenti necessari nelle loro reti di distribuzione».
11.      L’articolo 4.1.32, paragrafo 1, di tale decreto prevede quanto segue:
«Il [VREG] stabilisce il metodo di tariffazione, tenendo conto, al contempo, delle seguenti linee direttrici:
(...)
5o      le tariffe riflettono i costi effettivamente sostenuti, purché corrispondano a quelli di un’entità o attività analoga efficiente;
(...)
10o      i costi relativi all’esecuzione del bilancio dei compiti di servizio pubblico, imposti dal decreto o in forza dello stesso, che non sono finanziati da imposte, tasse, sovvenzioni, contributi e oneri, sono contabilizzati nelle tariffe in modo trasparente e non discriminatorio, previa verifica del [VREG];
(...)
19o      le tariffe non contengono alcun incentivo pregiudizievole per l’efficienza complessiva, compresa l’efficienza energetica nella produzione, nella distribuzione e nella fornitura di energia elettrica (...)».
12.      L’articolo 4.1.34, quarto comma, di detto decreto così dispone:
«La Corte d’appello può statuire, su istanza di una parte o di propria iniziativa, che gli effetti giuridici della decisione interamente o parzialmente annullata siano mantenuti in tutto o in parte o siano mantenuti provvisoriamente per un termine dalla stessa determinato. Tale misura può essere disposta, tuttavia, unicamente per motivi eccezionali che giustifichino la violazione del principio di legalità, in base a una decisione specificamente motivata e al termine di un contraddittorio. Tale decisione deve anche tener conto degli interessi dei terzi».
III. Procedimento principale, questioni pregiudiziali e procedimento dinanzi alla Corte
13.      I GRD ricorrenti sono stati designati dal VREG per gestire le reti di distribuzione dell’energia elettrica e del gas naturale in zone determinate situate nelle Fiandre (Belgio).
14.      La gestione di tali reti comporta costi per i GRD ricorrenti, che possono essere recuperati presso gli utenti di dette reti, entro certi limiti e condizioni, mediante tariffe di rete. Tuttavia, dato che i GRD ricorrenti costituiscono monopoli legali, il VREG regola le loro tariffe di rete determinando il metodo di tariffazione applicabile. Tale metodo, generalmente stabilito per un periodo di quattro anni, fissa il livello di ricavi che i GRD ricorrenti sono autorizzati a percepire attraverso tariffe di rete versate dagli utenti della rete di distribuzione, al fine di coprire i loro costi operativi.
15.      Il ricavo
consentito è composto da una parte corrispondente ai costi esogeni, vale a dire i costi sui quali i GRD ricorrenti non possono esercitare alcuna influenza, nonché da una parte corrispondente ai costi endogeni, vale a dire i costi ragionevoli e necessari connessi alla gestione delle reti e dei dati, sui quali i GRD ricorrenti possono quindi esercitare un’influenza (6).
16.      Il 21 giugno 2024 il presidente e un membro del consiglio di amministrazione del VREG, conformemente al decreto sull’energia, hanno firmato la decisione controversa, che fissa il metodo di tariffazione applicabile alla distribuzione di energia elettrica e di gas naturale per il periodo 2025‑2028. Tale metodo di tariffazione comprende formule che consentono di calcolare il ricavo consentito destinato a coprire i costi endogeni ragionevoli ed efficaci dei GRD ricorrenti, vale a dire i costi endogeni massimi che questi ultimi possono trasferire sugli utenti delle reti di distribuzione.
17.      A tal fine, detto metodo di tariffazione tiene conto dell’evoluzione dei costi sostenuti dai GRD ricorrenti. Più precisamente, il VREG, in primo luogo, prende in considerazione l’evoluzione dei costi endogeni settoriali, ossia i costi endogeni aggregati di tutti i GRD fiamminghi per una stessa attività regolamentata nel corso del periodo tariffario precedente, nella fattispecie il periodo 2019‑2023. In secondo luogo, il VREG prevede, per tutto il periodo di regolazione 2025‑2028, che la quota base del ricavo consentito per i costi endogeni evolva annualmente secondo l’inflazione, cosicché tale quota base è rettificata ex post in funzione dell’inflazione reale. In terzo luogo, oltre all’evoluzione dei costi storici, il VREG prende altresì in considerazione un fattore di incentivo all’efficienza denominato «frontier shift», che riflette il miglioramento della produttività realizzato dalle imprese più efficienti grazie all’applicazione di migliori pratiche (progresso tecnologico) e che, secondo il VREG, è necessario per compensare la diminuzione della concorrenza tra i GRD ricorrenti. Infine, in quarto luogo, cinque elementi endogeni supplementari, che non sono pertinenti nel caso di specie, sono aggiunti alla quota base del ricavo consentito per i costi endogeni.
18.      Il 19 luglio 2024 i GRD ricorrenti hanno proposto un ricorso dinanzi allo hof van beroep te Brussel (Corte d’appello di Bruxelles), giudice del rinvio, diretto all’annullamento della decisione controversa. Essi sostengono, in particolare, che il metodo di tariffazione, applicato dal VREG, per fissare le tariffe di distribuzione dell’energia elettrica e del gas naturale per il periodo 2025‑2028 viola le disposizioni degli articoli 4.1.30 e 4.1.32 del decreto sull’energia, la direttiva 2019/944, il principio della tariffazione che riflette i costi quale previsto dall’articolo 18 del regolamento 2019/943, nonché diversi principi connessi a una buona amministrazione.
19.      Dal canto suo, il VREG fa valere, in particolare, che il metodo di tariffazione fissato per il periodo 2025‑2028 viola la seconda frase dell’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, del regolamento 2019/943, in quanto, conformemente all’articolo 4.1.32, paragrafo 1, punto 10o, del decreto sull’energia, le tariffe includono costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici. A tal riguardo, il VREG afferma che la normativa nazionale di cui trattasi nel procedimento principale impone diversi OSP ai GRD ricorrenti, per i quali a questi ultimi sono concesse compensazioni finanziate in parte dalle risorse messe a disposizione grazie all’Energiefonds (Fondo per l’Energia) e dal bilancio delle spese generali del Vlaamse Gewest (Regione fiamminga). Tuttavia, previa deduzione di tali compensazioni, i costi residui relativi agli OSP di carattere finanziario sarebbero trasferiti sulle tariffe di rete per l’energia elettrica. Orbene, secondo il VREG, la maggior parte di tali OSP perseguirebbe obiettivi di ordine sociale e ambientale, i quali non presenterebbero, pertanto, alcun nesso con la gestione delle reti di distribuzione.
20.      In tali circostanze, il giudice del rinvio si interroga, in primo luogo, sulla compatibilità della normativa nazionale di cui trattasi nel procedimento principale con l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, seconda frase, del regolamento 2019/943, ai sensi del quale le tariffe di rete non devono includere «costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici», nozione che non è definita da tale regolamento. A suo avviso, l’espressione «altri obiettivi politici» riguarderebbe finalità estranee allo sviluppo e alla gestione delle reti stesse. Tale giudice osserva, a tal riguardo, che la promozione dell’uso delle fonti di energia rinnovabili, in particolare mediante l’obbligo di acquisto di certificati cosiddetti «verdi» e di certificati di cogenerazione, sembra perseguire obiettivi di politica energetica distinti da quelli relativi allo sviluppo o alla gestione efficiente delle reti di distribuzione. Pertanto, detto giudice si chiede se i «costi non correlati» relativi agli OSP, che non hanno alcun rapporto con la gestione di rete e che sono, in Belgio, trasferiti sulle tariffe in forza del decreto sull’energia, siano compatibili con tale disposizione.
21.      In secondo luogo, il giudice del rinvio si interroga sulla conformità, alla luce dell’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, prima frase, del regolamento 2019/943, di un metodo di tariffazione basato sui costi storici dei GRD ricorrenti, in assenza di controllo riguardo alla loro efficacia. Tale disposizione richiederebbe, infatti, che i costi trasferiti sugli utenti corrispondano a quelli di un gestore di rete efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale, il che implica che le tariffe non possono eccedere il livello che risulterebbe da un mercato concorrenziale. A tal riguardo, pur ammettendo che il ricorso a dati storici empirici possa rivelarsi pertinente, esso si chiede se una regolamentazione tariffaria basata esclusivamente sui costi storici, senza un meccanismo di valutazione della loro efficacia, sia realmente compatibile con l’obiettivo di tale regolamento e, più in generale, con la finalità stessa di qualsiasi regolamentazione applicabile ad un mercato monopolistico, consistente nel prevenire la fissazione di prezzi superiori a quelli che esisterebbero in un contesto concorrenziale.
22.      In terzo e ultimo luogo, il giudice del rinvio si interroga sulla questione del mantenimento temporaneo degli effetti del metodo di tariffazione contestato nel caso di specie. A suo avviso, e conformemente alla giurisprudenza della Corte (7), considerazioni imperative di certezza del diritto sembrerebbero giustificare un mantenimento provvisorio degli effetti dell’articolo 4.1.32, paragrafo 1, punto 10o, del decreto sull’energia e/o della decisione controversa, nel caso in cui la Corte fosse indotta a considerarli incompatibili con il diritto dell’Unione. Tale giudice rileva, a tal riguardo, che un annullamento non modulato potrebbe pregiudicare la certezza del diritto (8).
23.      In tali circostanze, lo hof van beroep te Brussel (Corte d’appello di Bruxelles) ha deciso di sospendere il procedimento e di sottoporre alla Corte le seguenti questioni pregiudiziali:
«1)       Se l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, seconda frase, del regolamento [2019/943], debba essere interpretato nel senso che esso osta a una disposizione nazionale come l’articolo 4.1.32, paragrafo 1, punto 10o, del [decreto sull’energia] che dispone che i costi per gli [OSP] imposti dal decreto o in forza di esso, e che non siano finanziati da imposte, tasse, sovvenzioni, contributi e oneri, vengano addebitati nelle tariffe.
2)      Se l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, prima frase, del regolamento [2019/943] debba essere interpretato nel senso che esso osta alla definizione, ad opera di un’autorità di regolazione, di una metodologia tariffaria per la distribuzione di elettricità che, per quanto riguarda una quota significativa dei costi dei [GRD] assoggettati a una regolamentazione dei ricavi, si avvale di un metodo basato sull’andamento storico dei costi (che stabilisce i ricavi sulla base dei costi del passato), di per sé, oppure se l’applicazione di questo metodo debba essere corroborata da un controllo del livello dei costi storici in relazione alla loro efficacia.
3)      Qualora lo hof van beroep te Brussel (Corte d’appello di Bruxelles), sulla base delle risposte alle questioni sopra formulate, giungesse alla conclusione che il VREG viola uno o più obblighi derivanti dalle disposizioni menzionate nelle questioni stesse, se esso possa mantenerne provvisoriamente in vigore gli effetti al fine di evitare un’incertezza del diritto».
24.      Hanno presentato osservazioni scritte alla Corte i GRD ricorrenti, il VREG, i governi belga e finlandese, nonché la Commissione europea. Tali parti hanno inoltre presentato osservazioni orali all’udienza di discussione, tenutasi l’11 febbraio 2025.
IV.    Analisi
A.      Sulla prima questione pregiudiziale
1.      Sulla ricevibilità
25.      In via preliminare, sebbene le parti del procedimento non abbiano sollevato alcuna eccezione di irricevibilità, mi sembra necessario esaminare la ricevibilità della prima questione pregiudiziale.
26.      A tal proposito, ricordo che, secondo una costante giurisprudenza della Corte, nell’ambito del procedimento istituito dall’articolo 267 TFUE spetta esclusivamente al giudice nazionale, cui è stata sottoposta la controversia e che deve assumersi la responsabilità dell’emananda decisione giurisdizionale, valutare, alla luce delle particolari circostanze della causa, sia la necessità di una pronuncia pregiudiziale per essere in grado di pronunciare la propria sentenza sia la rilevanza delle questioni che sottopone alla Corte. Di conseguenza, allorché le questioni sollevate riguardano l’interpretazione del diritto dell’Unione, la Corte, in via di principio, è tenuta a statuire (9). Spetta, tuttavia, alla Corte esaminare le condizioni in presenza delle quali essa viene adita dal giudice nazionale, al fine di verificare la propria competenza o la ricevibilità della domanda ad essa sottoposta. La Corte può, in particolare, essere chiamata a verificare se le disposizioni del diritto dell’Unione sulle quali vertono le questioni pregiudiziali siano applicabili dal giudice del rinvio per risolvere la controversia di cui al procedimento principale. In caso negativo, tali disposizioni sono irrilevanti ai fini della soluzione di detta controversia e la decisione pregiudiziale richiesta non è necessaria al fine di consentire al giudice del rinvio di emanare la sua sentenza, cosicché tali questioni devono essere dichiarate irricevibili (10).
27.      Nel caso di specie, dalla decisione di rinvio risulta che, nell’ambito della controversia di cui è investito il giudice del rinvio, il VREG contesta la legittimità, alla luce dell’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, seconda frase, del regolamento 2019/943, dell’articolo 4.1.32, paragrafo 1, punto 10o, del decreto sull’energia, disposizione che consente di prendere in considerazione, nelle tariffe di rete, i costi connessi all’adempimento degli OSP imposti ai GRD dallo Stato membro interessato, qualora tali costi non siano finanziati da imposte, tasse, sovvenzioni, contributi o oneri.
28.      Orbene, è giocoforza constatare che il decreto sull’energia è servito da fondamento all’istituzione di un regime di promozione della produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, che è stato notificato dalle autorità belghe competenti alla Commissione ed è stato oggetto della decisione C(2018) 1003 final, del 16 febbraio 2016, relativa all’aiuto di Stato SA.46013 (2017/N) – Belgio, Certificati per l’elettricità prodotta da fonti rinnovabili e certificati per la cogenerazione ad alto rendimento nelle Fiandre (in prosieguo: la «decisione di autorizzazione della Commissione») (11). Con tale decisione, la Commissione ha deciso di non sollevare obiezioni nei confronti di tale regime, avendolo ritenuto in tal modo compatibile con il mercato interno in forza dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), TFUE (12).
29.      In tal senso, rilevo che, come risulta da una giurisprudenza costante della Corte, nel sistema di controllo degli aiuti di Stato istituito dal Trattato FUE, i giudici nazionali e la Commissione svolgono ruoli complementari, ma distinti (13). In particolare, i giudici nazionali provvedono alla salvaguardia, fino alla decisione definitiva della Commissione, dei diritti dei singoli di fronte ad un’eventuale violazione, da parte delle autorità statali, del divieto previsto dall’articolo 108, paragrafo 3, TFUE. A tal fine, a detti giudici possono essere sottoposte controversie nelle quali essi sono tenuti a interpretare e ad applicare la nozione di «aiuto di Stato» di cui all’articolo 107, paragrafo 1, TFUE, al fine di valutare se un provvedimento statale, adottato senza seguire il procedimento di controllo preventivo di cui all’articolo 108, paragrafo 3, TFUE, debba o meno esservi soggetto. Per contro, tali giudici non sono competenti a pronunciarsi sulla compatibilità con il mercato interno di misure di aiuto di Stato o di un programma di aiuti di Stato. Infatti, secondo una giurisprudenza parimenti costante della Corte, tale valutazione rientra nella competenza esclusiva della Commissione, che agisce sotto il controllo dei giudici dell’Unione europea (14).
30.      Inoltre, sempre secondo una giurisprudenza consolidata della Corte, il procedimento di cui all’articolo 108 TFUE non deve mai condurre a un risultato contrario alle disposizioni specifiche del Trattato FUE. Pertanto, un aiuto che, in quanto tale o per talune sue modalità, violi disposizioni o principi generali del diritto dell’Unione, non può essere dichiarato compatibile con il mercato interno. Infatti, quando le modalità di un aiuto o di un regime di aiuti sono a tal punto indissolubilmente legate all’oggetto dell’aiuto o del regime di aiuti, o al loro funzionamento, che non sarebbe possibile valutarle isolatamente, il loro effetto sulla compatibilità o sull’incompatibilità dell’aiuto o del regime di aiuti nel suo insieme deve necessariamente essere valutato mediante il procedimento di cui all’articolo 108 TFUE (15). La valutazione di tali modalità esula, pertanto, dalla competenza dei giudici nazionali (16).
31.      Nell’ambito del procedimento principale occorre quindi verificare se la possibilità di contabilizzare, nelle tariffe di rete, i costi relativi all’adempimento degli OSP imposti dallo Stato ai GRD ricorrenti in forza del decreto sull’energia possa essere valutata dal giudice del rinvio alla luce dell’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, seconda frase, del regolamento 2019/943, sebbene tale decreto sia già stato oggetto di una decisione di autorizzazione della Commissione che ne dichiara la compatibilità con il mercato interno.
32.      A tal riguardo, tengo a ricordare che, nella sentenza Tiberis Holding, la Corte ha constatato l’irricevibilità della domanda di pronuncia pregiudiziale proposta dal Consiglio di Stato (Italia) per il motivo che, in sostanza, l’interpretazione dell’articolo 3 della direttiva 2009/28/CE (17) e dell’articolo 4 della direttiva (UE) 2018/2001 (18), richiesta da tale giudice, non era pertinente ai fini della soluzione della controversia nel procedimento principale, in quanto il diritto dell’Unione osta a che il giudice del rinvio valuti la conformità a tali disposizioni del meccanismo di incentivo negativo di cui si trattava in tale causa; detto meccanismo è infatti indissolubilmente legato al funzionamento del regime di aiuti di Stato che la Commissione aveva dichiarato compatibile con il mercato interno con la decisione C(2016) 2726 final, del 28 aprile 2016, relativa all’aiuto di Stato SA.43756 (2015/N) – Sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia.
33.      Più precisamente, la Corte ha dichiarato, da un lato, che consentire al Consiglio di Stato di pronunciarsi sulla legittimità, alla luce dell’articolo 3 della direttiva 2009/28, del meccanismo di incentivo negativo in questione equivarrebbe ad attribuirgli il potere di sostituire la propria valutazione a quella effettuata dalla Commissione nella sua decisione e di invadere così le competenze esclusive riservate a tale istituzione per quanto riguarda la valutazione della compatibilità degli aiuti di Stato con il mercato interno (19). Essa ha considerato, d’altro lato, che qualsiasi modifica apportata a tale meccanismo di incentivo negativo potrebbe, a causa di un eventuale aumento dell’intensità dell’aiuto che potrebbe derivarne, alterare la valutazione della sua compatibilità con il mercato interno e costituirebbe quindi un «nuovo aiuto», soggetto all’obbligo di notifica e la cui valutazione della compatibilità con il mercato interno rientra nella competenza esclusiva della Commissione, che opera sotto il controllo dei giudici dell’Unione (20). Tale giurisprudenza consente quindi di identificare chiaramente i casi in cui un giudice nazionale, investito di una controversia che sollevi una questione relativa alla compatibilità di una normativa nazionale con il diritto dell’Unione, sia in grado di statuire quando tale normativa riguarda una misura di aiuto di Stato la cui compatibilità sia stata precedentemente esaminata dalla Commissione.
34.      Preciso, a tal riguardo, che il regime di aiuti alle energie rinnovabili, istituito dal governo belga e approvato dalla Commissione, mira a incoraggiare la produzione di energia elettrica in impianti fotovoltaici mediante un obbligo di acquisto e di un prezzo minimo garantito. Dalla decisione di autorizzazione della Commissione risulta, in particolare, che tale regime si basa sulla creazione di un mercato di certificati verdi al quale partecipano diversi operatori del mercato dell’energia e nel cui ambito i gestori di rete sono giuridicamente tenuti ad acquistare i certificati ad un prezzo minimo garantito qualora i produttori non trovino acquirenti sul mercato (21). Al termine di un’analisi approfondita delle disposizioni pertinenti del decreto sull’energia e del funzionamento concreto del meccanismo di sostegno alle energie rinnovabili, compreso il ruolo assegnato ai gestori di rete nell’ambito dell’acquisto dei certificati verdi, la Commissione ha concluso per la compatibilità di detto regime con le norme relative agli aiuti di Stato.
35.      Inoltre, dalla decisione di autorizzazione della Commissione risulta, in particolare, che l’obbligo di acquisto imposto ai GRD dal decreto sull’energia riveste un’importanza particolare nell’ambito del funzionamento del regime di aiuti di cui trattasi ed è stato preso in considerazione nella valutazione della compatibilità nonché della proporzionalità del regime notificato. Infatti, dal momento che ai GRD fiamminghi è stato affidato il compito di agire in qualità di «acquirenti di ultima istanza», nel senso che essi sono tenuti ad acquistare qualsiasi quantitativo di certificati loro offerto dagli operatori del mercato ad un prezzo minimo fissato dalla normativa nazionale di cui trattasi (22), il loro intervento sul mercato costituisce un elemento centrale del regime di aiuti oggetto della decisione di autorizzazione della Commissione (23).
36.      Sebbene, tenuto conto della giurisprudenza della Corte richiamata al paragrafo 30 delle presenti conclusioni, l’OSP di acquisto dei certificati verdi imposto ai GRD dallo Stato membro interessato possa costituire una modalità indissolubilmente connessa al funzionamento del regime di aiuti di cui trattasi, è giocoforza constatare, tuttavia, che nella presente causa non è il meccanismo istituito dal decreto sull’energia che prevede l’obbligo per i GRD di acquistare i certificati verdi ad essere contestato alla luce dell’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943 (24), bensì la possibilità di contabilizzare nelle tariffe di rete i costi relativi all’adempimento degli OSP imposti ai GRD da tale decreto nonché le modalità della loro integrazione (25). Orbene, quest’ultimo parametro non costituisce, ai sensi della giurisprudenza della Corte, una modalità indissolubilmente connessa al funzionamento del regime di aiuti in questione in base alla quale la Commissione ne ha valutato la conformità e la compatibilità con le disposizioni relative agli aiuti di Stato.
37.      In effetti, il modo in cui i costi relativi agli OSP sono stati contabilizzati nelle tariffe dell’energia elettrica non è stato esaminato nella decisione di autorizzazione della Commissione. Anche supponendo che il regime di aiuti notificato alla Commissione contenesse elementi relativi alla contabilizzazione di tali costi, il che non risulta tuttavia
da tale decisione, tale istituzione non sarebbe stata, in ogni caso, in grado di rilevare un’eventuale incompatibilità del decreto sull’energia alla luce del divieto, ora previsto dall’articolo 18 del regolamento 2019/943, di includere nei corrispettivi di rete «costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici» (26).
38.      Osservo, a titolo complementare, che la giurisprudenza derivante dalla sentenza Tiberis Holding potrebbe diventare pertinente solo se il giudice del rinvio constatasse che un’eventuale incompatibilità del decreto sull’energia con l’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943 potrebbe incidere sull’intensità o sulle modalità dell’aiuto approvato dalla Commissione, in quanto comporterebbe una modifica dell’importo di tale aiuto o delle condizioni in base alle quali è stata effettuata la sua analisi di compatibilità ed è stata rilasciata la sua approvazione, o se esso constatasse che questa eventuale incompatibilità potrebbe influenzare la valutazione della compatibilità del regime di aiuti di cui trattasi con il mercato interno, nel qual caso si potrebbe ritenere che si tratti di un «aiuto nuovo», con le conseguenze che ne derivano sia in materia di competenza del giudice nazionale sia in materia di irricevibilità della prima questione pregiudiziale (27). Orbene, il fascicolo sottoposto alla Corte non contiene alcun elemento idoneo a suffragare una tale conclusione.
39.      Di conseguenza, ritengo, alla luce delle considerazioni che precedono, che i motivi che hanno portato a concludere per l’irricevibilità della domanda di pronuncia pregiudiziale nella causa che ha dato luogo alla sentenza Tiberis Holding non siano applicabili alla presente causa e che, pertanto, la prima questione pregiudiziale sia ricevibile.
2.      Nel merito
40.      Anzitutto, osservo che l’interpretazione richiesta dal giudice del rinvio verte esclusivamente sull’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, del regolamento 2019/943. Tuttavia, al pari di tutte le parti del procedimento, ritengo che, al fine di fornire una risposta utile a tale giudice, si debba tener conto sia dell’articolo 9 della direttiva 2019/944, che stabilisce il quadro giuridico applicabile agli OSP nel settore dell’energia, sia degli articoli 57 e 59 di tale direttiva, che disciplinano, rispettivamente, la designazione e l’indipendenza delle autorità nazionali di regolazione nonché la portata dei compiti loro affidati.
41.      Ciò precisato, la Corte è chiamata a interpretare l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, del regolamento 2019/943 e a esaminare le sue interazioni con le citate disposizioni della direttiva 2019/944, al fine, da un lato, di valutare se i costi connessi all’adempimento degli OSP rientrino nella nozione di «corrispettivi di accesso alla rete», nonché, dall’altro, di stabilire se la fissazione di tali oneri rientri effettivamente tra i compiti conferiti alle autorità nazionali di regolazione e, eventualmente, di determinare in che misura essa possa pregiudicare l’autonomia decisionale e l’indipendenza di tali autorità.
a)      Sulla presa in considerazione degli OSP nei corrispettivi di accesso alla rete
42.      La prima problematica sollevata dal giudice del rinvio verte sulla compatibilità del decreto sull’energia con l’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943, nella parte in cui tale decreto prevede che i costi degli OSP relativi alle energie rinnovabili possano essere trasferiti sulle tariffe di rete, sebbene tali OSP non abbiano alcun rapporto con la gestione della rete di distribuzione e tale disposizione vieti di includere nei corrispettivi di accesso alla rete «costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici».
43.      Ricordo che, conformemente a una giurisprudenza costante della Corte, al fine di interpretare una disposizione di diritto dell’Unione, si deve tener conto del tenore letterale di quest’ultima, del contesto in cui essa si inserisce e degli obiettivi perseguiti dalla normativa di cui essa fa parte (28).
44.      In primo luogo, per quanto riguarda il tenore letterale dell’articolo 18, paragrafo 1, primo comma del regolamento 2019/943, tale disposizione stabilisce che i corrispettivi applicati dai gestori della rete per l’accesso alla rete, compresi i corrispettivi per la connessione alla rete, per l’utilizzo della rete e, ove applicabile, per il potenziamento della rete, sono correlati ai costi, trasparenti, tengono conto della necessità di garantire la sicurezza della rete e la sua flessibilità e danno riscontro ai costi effettivi sostenuti, purché questi corrispondano a quelli di un gestore di rete efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale, e siano stati applicati in modo non discriminatorio. Tali corrispettivi non devono includere costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici.
45.      Anzitutto, dalla formulazione di detta disposizione risulta che, sebbene il legislatore dell’Unione abbia inteso disciplinare i corrispettivi di accesso alla rete richiedendo che i relativi costi siano connessi alla gestione effettiva della rete, e questi ultimi non devono comprendere, in particolare, costi non correlati a sostegno di altri obiettivi politici, le nozioni di «corrispettivi di accesso alle reti», «costi non correlati» e «altri obiettivi politici» non sono tuttavia definite da tale regolamento.
46.      In secondo luogo, per quanto riguarda il contesto in cui si inserisce l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, del regolamento 2019/943, tale disposizione si inserisce nel capo III di tale regolamento, il quale è dedicato all’accesso alla rete e agli eventuali casi di congestione di quest’ultima e, più precisamente, nella sezione II di tale capo, intitolata «Corrispettivi di rete e rendita di congestione», che comprende due articoli.
47.      Risulta a tal riguardo che, sebbene i paragrafi da 2 a 8 di detta disposizione forniscano maggiori precisazioni quanto al metodo da seguire per determinare i corrispettivi di accesso alla rete nonché, più in generale, orientamenti sulla tariffazione della trasmissione e della distribuzione dell’energia elettrica, tali elementi non consentono, di per sé, di fornire una risposta chiara alla prima questione pregiudiziale.
48.      In tali circostanze, e al fine di esaminare pienamente il contesto in cui si inserisce l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, del regolamento 2019/943, occorre altresì tener conto di talune disposizioni derivanti dalla direttiva 2019/944.
49.      Rilevo, per quanto riguarda il metodo di tariffazione, che, conformemente al punto 3 dell’allegato I di tale direttiva, il quale precisa i requisiti minimi di fatturazione e relative informazioni, il prezzo applicato al cliente finale è la somma delle tre componenti principali, vale a dire in primo luogo, la componente relativa all’energia e all’approvvigionamento, in secondo luogo, la componente relativa alla rete (di trasmissione e distribuzione) e, in terzo luogo, la componente che comprende imposte, tributi, canoni e oneri. Inoltre, come ricordato in tale punto 3, la definizione pertinente di tali componenti figura nell’allegato II del regolamento (UE) 2016/1952 (29), il quale prevede espressamente che la terza componente (imposte, canoni, tributi e oneri) possa includere, tra l’altro, canoni relativi alla promozione delle fonti di energia rinnovabili.
50.      Per quanto riguarda, più in particolare, gli OSP, l’articolo 9, paragrafo 2, della direttiva 2019/944 prevede che gli Stati membri siano legittimati a imporre siffatti obblighi, anche in materia di energia prodotta da fonti di energia rinnovabili, alle imprese operanti nel settore dell’energia elettrica e del gas naturale (30). L’articolo 9, paragrafo 3, di tale direttiva precisa, inoltre, che, ove siano previste compensazioni finanziarie, altre forme di compensazione e diritti esclusivi che uno Stato riconosce per l’adempimento degli obblighi di cui al medesimo articolo, ciò avviene in maniera trasparente e non discriminatoria.
51.      Dal combinato disposto dell’articolo 18 del regolamento 2019/943 e delle citate disposizioni della direttiva 2019/944 risulta quindi che, benché che le nozioni di «corrispettivi di accesso alla rete», «tariffe» e «metodi di tariffazione» non siano definite dal regolamento 2019/943 né sempre utilizzate in modo coerente (31), le «tariffe» o i «corrispettivi» di rete di cui all’articolo 18, paragrafo 1, di tale regolamento costituiscono solo una delle tre componenti principali della fatturazione totale.
52.      Inoltre, l’articolo 9 della direttiva 2019/944 riconosce un notevole margine di discrezionalità agli Stati membri sia nella definizione del tipo di OSP che essi intendono imporre ai GRD sia nelle modalità di finanziamento di tali OSP (32). Ne consegue che tale direttiva non osta, in linea di principio, a una normativa nazionale che prevede la possibilità per i GRD di trasferire sui clienti finali i costi connessi all’adempimento degli OSP loro imposti dallo Stato membro interessato, anche sotto forma di corrispettivi, a condizione che i parametri e le modalità di tale finanziamento soddisfino le condizioni enunciate all’articolo 9, paragrafo 3, di detta direttiva.
53.      In terzo e ultimo luogo, per quanto riguarda gli obiettivi perseguiti dal regolamento 2019/943, dal suo articolo 1 risulta che esso mira in particolare a porre le basi per conseguire in modo efficiente gli obiettivi dell’Unione dell’energia e l’obiettivo della neutralità climatica dell’Unione, Esso tende, in particolare, a consentire la produzione di segnali di mercato che indichino una maggiore efficienza, una percentuale più elevata di fonti energetiche rinnovabili, sicurezza dell'approvvigionamento, flessibilità, sostenibilità, decarbonizzazione e innovazione.
54.      Tenuto conto degli elementi esposti nei paragrafi precedenti delle presenti conclusioni, ritengo che debbano essere accolte le seguenti conclusioni.
55.      In primo luogo, osservo, come rilevato ai paragrafi 44 e 45 delle presenti conclusioni, che l’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943 si applica unicamente ai «corrispettivi» relativi all’utilizzo, alla connessione e al potenziamento della rete. Tale disposizione riguarda, pertanto, solo i costi effettivamente sostenuti dal gestore della rete che sono strettamente connessi alla gestione del sistema di distribuzione e non disciplina altre componenti tariffarie che non hanno alcun rapporto con l’uso effettivo della rete. Ne consegue che, a priori, i costi relativi agli OSP in materia di sostegno alle energie rinnovabili fatturati dal gestore della rete non fanno parte dei «corrispettivi» di cui alla suddetta disposizione e non rientrano quindi nell’ambito di applicazione di quest’ultima (33).
56.      Dall’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943 risulta, peraltro, che gli Stati membri non devono inserire nei corrispettivi di accesso alla rete previsti da tale disposizione costi che non siano strettamente connessi alla gestione della rete e che perseguono «altri obiettivi». Tale limitazione sembra riflettere, da un lato, la volontà del legislatore dell’Unione di evitare che tali corrispettivi siano sviati dalla loro finalità e utilizzati come meccanismo residuale di finanziamento delle politiche pubbliche senza alcun nesso evidente con il sistema di distribuzione e di trasmissione dell’energia elettrica e, dall’altro, di garantire la trasparenza della tariffazione, la quale costituisce un elemento essenziale per il buon funzionamento dei mercati dell'energia elettrica a livello dell’Unione (34).
57.      In secondo luogo, rilevo che il legislatore dell’Unione ha stabilito talune norme che disciplinano la fatturazione, sia per il gestore di rete sia per il consumatore finale, le quali richiedono in particolare che i corrispettivi connessi alla rete e i canoni relativi agli OSP in materia di sostegno alle energie rinnovabili siano presentati in modo trasparente come oneri distinti dalle tariffe di rete e che non siano inclusi in queste ultime.
58.      Orbene, la particolarità che caratterizza la presente causa consiste nel fatto che i costi relativi agli OSP sembrano essere stati contabilizzati, non nella categoria relativa a «imposte, canoni e tariffe» (che corrisponde alla terza componente della tariffazione conformemente al punto 3 dell’allegato I della direttiva 2019/944) (35), il che, secondo tutte le parti del procedimento, porterebbe a una soluzione conforme al diritto dell’Unione (36), bensì in quella relativa agli «oneri di rete» (che corrisponde alla seconda componente della tariffazione conformemente al punto 3 dell’allegato I di tale direttiva) (37), nella quale, in linea di principio, devono rientrare unicamente costi connessi alla rete.
59.      Se una siffatta situazione può sollevare, a prima vista, interrogativi riguardo alla compatibilità della normativa nazionale di cui trattasi nel procedimento principale con l’articolo 18, paragrafo
1, del regolamento 2019/943, resta ancora da chiarire, a mio avviso, il modo in cui i canoni connessi agli OSP sono stati inseriti nelle tariffe di rete e, in particolare, se tali canoni incidano effettivamente sulla fissazione di tali tariffe da parte del VREG (38). Infatti, limitarsi alla sola qualificazione formale di tali costi per concludere nel senso dell’incompatibilità con tale disposizione, per il fatto che detti costi sono stati contabilizzati in un’altra categoria, mentre sarebbero stati inseriti in modo chiaramente distinto, costituirebbe, dal mio punto di vista, un eccesso di formalismo contrario a un’applicazione effettiva sia del regolamento 2019/943 sia della direttiva 2019/944 (39).
60.      Spetta quindi al giudice del rinvio esaminare non solo la qualificazione formale e la finalità del prelievo di cui trattasi, nonché il suo nesso con l’attività della rete, ma anche il modo in cui gli stessi costi sono inseriti nella struttura tariffaria. Infatti, se tali corrispettivi connessi alla rete non possono essere dissociati da altri costi che perseguono obiettivi indipendenti dalla rete, ciò sarebbe, a priori, incompatibile con l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, del regolamento 2019/943. Per contro, tale constatazione non si impone, a mio avviso, allo stesso modo quando i costi non connessi alla rete, come, ad esempio, quelli relativi agli OSP, sono chiaramente separati e possono essere nettamente distinti dagli oneri o dalle tariffe di rete (40). Tuttavia, e fatte salve le verifiche che spetta al giudice del rinvio effettuare al riguardo, non è escluso che la situazione di cui trattasi nel procedimento principale rientri in quest’ultima ipotesi (41).
b)      Sull’impatto dell’inserimento degli OSP nelle tariffe di rete alla luce delle competenze e del ruolo conferiti all’autorità nazionale di regolazione
61.      La seconda problematica sollevata dal giudice del rinvio riguarda la questione se l’inserimento dei costi relativi agli OSP nei corrispettivi di accesso alla rete, quale prevista dalla normativa nazionale di cui trattasi nel procedimento principale, possa pregiudicare l’indipendenza o l’autonomia decisionale dell’autorità nazionale di regolazione nella fissazione delle tariffe di rete, conformemente ai requisiti enunciati all’articolo 57, paragrafi 4 e 5, e all’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), della direttiva 2019/944 (42).
62.      In via preliminare, ricordo che l’articolo 57, paragrafo 4, della direttiva 2019/944 prevede, in sostanza, che gli Stati membri garantiscono l’indipendenza dell’autorità nazionale di regolazione e provvedono, a tal fine, affinché, nell’esercizio delle competenze ad essa conferite da tale direttiva e dalla normativa connessa, tale autorità sia giuridicamente distinta e funzionalmente indipendente da altri soggetti pubblici o privati e garantisca che il suo personale e le persone responsabili della sua gestione agiscano in maniera indipendente da qualsiasi interesse commerciale e non sollecitino né accettino istruzioni dirette da alcun governo o da altri soggetti pubblici o privati nell’esercizio di tali funzioni (43). Tuttavia, ai sensi dell’articolo 57, paragrafo 4, lettera b), punto ii), di detta direttiva, quest’ultimo requisito lascia impregiudicati la stretta cooperazione, se del caso, con le altre autorità nazionali interessate, o gli orientamenti di politica generale elaborati dal governo, non connessi con i compiti e le competenze di regolazione di cui all’articolo 59 della medesima direttiva, i quali includono, conformemente al suo paragrafo 1, lettera a), il compito di stabilire o approvare le tariffe di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica o le relative metodologie di calcolo (44).
63.      Ne consegue che, per garantire il buon funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica, è necessario, da un lato, che le autorità nazionali di regolazione dispongano della capacità di adottare decisioni su tutti gli aspetti pertinenti della regolamentazione e godano di piena indipendenza rispetto a qualsiasi altro interesse pubblico o privato e, dall’altro, che la direttiva 2019/944 non privi gli Stati membri della facoltà di stabilire e di emanare la propria politica energetica nazionale, nonché di definire il quadro d’azione di tali autorità. Pertanto, gli Stati membri rimangono liberi di adottare la propria normativa relativa al mercato nazionale dell’energia elettrica, salvo il rispetto dei compiti e delle competenze attribuiti alle autorità di regolazione da tale direttiva (45).
64.      Orbene, occorre constatare a tal riguardo che, sebbene sia pacifico che la fissazione delle tariffe di distribuzione e la definizione del metodo di tariffazione applicabile relativo ai costi di connessione rientrano, in forza dell’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), di detta direttiva, nella competenza esclusiva delle autorità nazionali di regolazione, le quali dispongono di un ampio margine di discrezionalità in materia, tale competenza non può automaticamente estendersi ad altri aspetti della politica energetica che non sono connessi ai compiti conferiti a tali autorità, in forza di tale disposizione e che, di conseguenza, esulano dalla loro competenza e la cui determinazione è, in linea di principio, una prerogativa del potere legislativo o esecutivo. Ciò è quanto avviene, in particolare, nel caso della fissazione dei costi relativi agli OSP in materia di sostegno alle energie rinnovabili e delle modalità di recupero di tali costi.  Infatti, il modo in cui uno Stato membro intende sostenere il mercato delle energie rinnovabili all’interno del suo territorio, che si tratti di sovvenzioni dirette, di meccanismi fiscali o, come nel caso di specie, di una misura di natura parafiscale consistente nel trasferire i costi sui consumatori finali, rientra in una pura scelta di politica energetica che esula dalla competenza delle autorità nazionali di regolazione (46).
65.      In altri termini, sebbene la fissazione degli «oneri» di rete di cui all’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943 rientri chiaramente nella competenza delle autorità nazionali di regolazione in forza dell’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), della direttiva 2019/944, così non può essere nel caso delle «imposte o altri oneri» che non sono connessi all’accesso o all’utilizzo della rete e che, pertanto, non rientrano, in linea di principio, nell’ambito di applicazione di tale articolo 18, paragrafo 1(47).
66.      Tale constatazione non impedisce tuttavia agli Stati membri di conferire una siffatta competenza alle autorità nazionali di regolazione e di assoggettare, come nel caso di specie (48), la regolamentazione di taluni aspetti tariffari che non rientrano necessariamente nei compiti iniziali definiti all’articolo 59 della direttiva 2019/944, alla supervisione, o addirittura al controllo, dell’autorità nazionale di regolazione competente (49). Infatti, nessuna disposizione del diritto dell’Unione sembra ostare a che gli Stati membri autorizzino l’autorità nazionale competente a regolamentare le tariffe connesse agli OSP.
67.      La circostanza, menzionata al paragrafo 58 delle presenti conclusioni, secondo cui i corrispettivi connessi agli OSP sarebbero stati contabilizzati non nella terza componente della tariffazione, bensì nelle tariffe di rete, non è tale da rimettere in discussione l’analisi che precede e non può, di per sé, indurre a constatare l’incompatibilità della normativa nazionale di cui trattasi nel procedimento principale con l’articolo 57, paragrafo 4, e l’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), della direttiva 2019/944. Infatti, a condizione che il giudice del rinvio confermi che i costi connessi agli OSP, benché formalmente inseriti negli oneri di rete, sono stati, in realtà, chiaramente separati da questi ultimi, cosicché non incidono concretamente sul metodo di calcolo e di fissazione degli oneri o delle tariffe di rete, una situazione del genere non può essere assimilata a quella in cui il potere legislativo o esecutivo avrebbe inteso interferire con le competenze dell’autorità nazionale di regolazione o pregiudicare la sua autorità in materia di fissazione o di approvazione delle metodologie tariffarie.
68.      Sottolineo, infine, che, supponendo che si concluda nel senso che i costi connessi all’adempimento degli OSP, destinati ad essere trasferiti sui clienti finali, rientrano tra i compiti delle autorità nazionali di regolazione, la giurisprudenza della Corte ammette che, in taluni casi, anche in settori di competenza dell’autorità nazionale di regolazione, l’esercizio, da parte di uno Stato membro, delle sue competenze quanto alla definizione della sua politica energetica può comportare ripercussioni sui costi di gestione del sistema elettrico, senza che un siffatto intervento sia, in quanto tale, incompatibile con l’articolo 57, paragrafi 4 e 5, della direttiva 2019/944 (50).
69.      A tal riguardo, osservo che, nell’ambito di una controversia vertente sulla conformità alla direttiva 2009/73/CE (51) di una normativa nazionale consistente, in sostanza, in un intervento dello Stato sul prezzo del gas naturale, la Corte ha dichiarato che l’articolo 3, paragrafi da 1 a 3, di tale direttiva (52), letto alla luce degli articoli 36 e 38 della Carta dei diritti fondamentali dell’Unione europea, deve essere interpretato nel senso che esso non osta a una normativa di uno Stato membro la quale prevede che i costi derivanti dagli obblighi di stoccaggio di gas naturale, imposti alle imprese di gas naturale al fine di garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di gas naturale e la regolarità della sua fornitura in tale Stato membro, siano interamente sostenuti dai clienti di tali imprese, che possono essere privati, purché tale normativa persegua un obiettivo di interesse economico generale, rispetti il principio di proporzionalità e gli OSP che prevede siano chiaramente definiti, trasparenti, non discriminatori e verificabili e garantiscano alle imprese di gas dell’Unione parità di accesso ai consumatori nazionali (53).
70.      Alla luce di quanto precede, propongo di rispondere alla prima questione dichiarando che l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, seconda frase, del regolamento 2019/943, nonché l’articolo 57, paragrafi 4 e 5, e l’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), della direttiva 2019/944 devono essere interpretati nel senso che essi non ostano alla contabilizzazione nei corrispettivi di accesso alla rete dei costi relativi all’adempimento degli OSP imposti al gestore di rete da uno Stato membro sulla base dell’articolo 9, paragrafo 2, della direttiva 2019/944 e che non sono finanziati da imposte, tasse, sovvenzioni, contributi o oneri, a condizione che tali costi non siano integrati nella metodologia di fissazione di tali oneri e siano nettamente distinti da detti oneri.
B.      Sulla seconda questione pregiudiziale
71.      Con la seconda questione, il giudice del rinvio chiede, in sostanza, se l’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, prima frase, del regolamento 2019/943 debba essere interpretato nel senso che esso osta alla definizione, ad opera di un’autorità nazionale di regolazione, di un metodo tariffario per la distribuzione di energia elettrica che, per quanto riguarda una quota significativa dei costi dei GRD assoggettati a una regolamentazione dei ricavi, si avvale di un metodo basato sull’andamento dei costi storici (e stabilisce così i ricavi sulla base dei costi del passato), oppure se l’applicazione di questo metodo debba essere corroborata da un controllo del livello dei costi storici alla luce della loro efficienza.
72.      In via preliminare, osservo che l’interpretazione richiesta dal giudice del rinvio verte unicamente sull’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, prima frase, del regolamento 2019/943, il quale impone che i corrispettivi di accesso alle reti riflettano i costi dei GRD nella misura in cui essi corrispondono a quelli di un GRD efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale. Orbene, al fine di fornire una risposta utile a tale giudice, ritengo che occorra riformulare tale questione, facendo riferimento non al paragrafo 1 di tale articolo 18, ma piuttosto ai suoi paragrafi 2 e 8.
73.      Ricordo, a tal riguardo, che l’articolo 18 del regolamento 2019/943 elenca i principi generali applicabili alla fissazione e all’approvazione delle tariffe di accesso alle reti, i quali devono in particolare riflettere i costi, favorire l’integrazione del mercato e garantire la sicurezza dell’approvvigionamento, nonché incoraggiare un uso efficiente della rete esistente mediante adeguati segnali di prezzo rivolti agli utenti.
74.      Rilevo, in primo luogo, che l’articolo 18 di tale regolamento non impone un metodo specifico di tariffazione della distribuzione di energia elettrica che l’autorità nazionale di regolazione sarebbe tenuta a seguire. Spetta quindi a quest’ultima elaborare un metodo che soddisfi tutti i requisiti previsti all’articolo 18 di detto regolamento, compreso quello relativo all’efficacia dei costi (54). Tenuto conto, peraltro, della natura complessa e tecnica del suo compito, tale autorità deve disporre di un ampio margine di discrezionalità per definire tale metodo (55). In tale contesto, il margine di discrezionalità di cui dispone detta autorità deve consentirle di adeguare il metodo adottato nonché le modalità di calcolo in base ai parametri che ritiene pertinenti alla luce degli obiettivi perseguiti tanto dal diritto dell’Unione quanto dalla normativa nazionale applicabile, anche tenendo conto delle particolari circostanze esistenti nel mercato nazionale dell’energia elettrica (56).
75.      In secondo luogo, constato che il semplice fatto che il metodo adottato da un’autorità nazionale di regolazione si basi in parte su dati storici, utilizzati come punto di partenza per la valutazione dei costi futuri di un GRD (57), non può, di per sé, renderlo incompatibile con l’articolo 18 del medesimo regolamento (58). Così è, in particolare, quando tale metodo non esclude, come sembra avvenire nel caso di specie, che siano presi in considerazione fattori di adeguamento dei costi storici o criteri complementari che tengano conto del fatto che gli sviluppi futuri del mercato possono differire da quelli osservati in passato.
76.      In terzo luogo, come risulta dall’articolo 18, paragrafi 1, 2, e 8, del regolamento 2019/943, affinché un metodo di tariffazione sia compatibile con tale disposizione, tale metodo deve contenere elementi che incentivino il gestore di rete a migliorare l’efficienza, sia a breve che a lungo termine, dei costi e degli investimenti. Occorre inoltre precisare che, nell’ambito del suo ampio potere discrezionale, ricordato al paragrafo 74 delle presenti conclusioni, l’autorità nazionale di regolazione può garantire l’efficienza economica dei GRD in vari modi.
77.      Nel caso di specie, dalla decisione di rinvio risulta che il metodo di tariffazione adottato dal VREG contiene fattori di adeguamento volti a garantire il miglioramento dell’efficienza generale, compresa l’efficienza energetica del sistema, e prevede altresì una forma di controllo dei costi sostenuti dai GRD ricorrenti che sono trasferiti sulle tariffe dell’energia elettrica (59).
78.      In quarto luogo, osservo che sebbene il giudice del rinvio si interroghi sulla compatibilità del metodo applicato dal VREG con il requisito enunciato all’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, del regolamento 2019/943, secondo cui i costi che possono essere trasferiti devono corrispondere «a quelli di un gestore di rete efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale», tale questione resta essenzialmente teorica, in quanto detto giudice non si è pronunciato sull’argomento dettagliato presentato sia dai GRD ricorrenti sia dal VREG per quanto riguarda i diversi parametri e modalità del metodo di tariffazione adottato dal VREG (60).
79.      Mi sembra altresì importante sottolineare, a tal riguardo, che, sebbene la Corte sia competente ad interpretare le disposizioni del diritto dell’Unione, non spetta ad essa valutare in astratto i diversi parametri del metodo adottato dal VREG né determinare essa stessa il metodo concreto che tale autorità sarebbe tenuta ad applicare, e neppure pronunciarsi sull’adeguatezza dei criteri sostitutivi che avrebbero potuto essere utilizzati nel caso di specie. Infatti, la determinazione del metodo adeguato dipende da un insieme di elementi di fatto e di parametri tecnici di cui la Corte non dispone e, in ogni caso, una siffatta valutazione concreta spetta unicamente al giudice del rinvio. Ne consegue che spetta a quest’ultimo giudice verificare se il metodo di tariffazione contestato nel caso di specie soddisfi i requisiti previsti all’articolo 18 del regolamento 2019/943, alla luce di tutti gli elementi di fatto di cui esso dispone.
80.      Tenuto conto di quanto precede, propongo di rispondere alla seconda questione dichiarando che l’articolo 18 del regolamento 2019/943 deve essere interpretato nel senso che esso non osta all’adozione, da parte di un’autorità nazionale di regolazione, di un metodo di tariffazione della distribuzione di energia elettrica che si avvalga di un metodo fondato sull’evoluzione dei costi storici, nei limiti in cui tale metodo prevede fattori che consentono di adeguare tali dati, se necessario, ai costi di un GRD efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale. Spetta all’autorità nazionale di regolazione, sotto il controllo dei giudici nazionali, determinare l’adeguatezza del metodo utilizzato ai fini di tale calcolo, sulla base dei fatti pertinenti, nel rispetto dei principi generali di fissazione delle tariffe stabiliti da tale disposizione.
C.      Sulla terza questione pregiudiziale
81.      Con la terza questione, il giudice del rinvio chiede, in sostanza, se esso possa, al fine di evitare una situazione di incertezza giuridica, mantenere temporaneamente gli effetti di una disposizione nazionale, quale l’articolo 4.1.32, paragrafo 1, punto 10o, del decreto sull’energia, e/o della decisione controversa, qualora, alla luce di una sentenza della Corte pronunciata su rinvio pregiudiziale, essa si riveli incompatibile con il diritto dell’Unione.
82.      A tal riguardo, e come rilevato dal giudice del rinvio, tale questione sarebbe pertinente solo nell’ipotesi in cui, tenuto conto delle risposte fornite alle prime due questioni pregiudiziali, detto giudice decidesse di annullare il decreto sull’energia e/o la decisione controversa per il motivo che l’uno e/o l’altra sarebbero incompatibili con il diritto dell’Unione.
83.      Alla luce delle proposte di risposta alla prima e alla seconda questione pregiudiziale, non occorre rispondere alla terza questione.
V.      Conclusione
84.      Alla luce delle considerazioni che precedono, propongo alla Corte di rispondere alle questioni pregiudiziali sollevate dallo hof van beroep te Brussel (Corte d’appello di Bruxelles, Belgio) nei seguenti termini:
1)      L’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, seconda frase, del regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell’energia elettrica nonché l’articolo 57, paragrafi 4 e 5, e l’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), della direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE
devono essere interpretati nel senso che:
essi non ostano alla contabilizzazione nei corrispettivi di accesso alla rete dei costi relativi all’adempimento degli obblighi di servizio pubblico imposti al gestore di rete da uno Stato membro sulla base dell’articolo 9, paragrafo2, della direttiva 2019/944 e che non sono finanziati mediante imposte, tasse, sovvenzioni, contributi o oneri, a condizione che tali costi non siano integrati nella metodologia di fissazione di tali oneri e siano nettamente distinti da detti oneri.
2)      L’articolo 18, paragrafo 1, primo comma, seconda frase, del regolamento 2019/943
deve essere interpretato nel senso che:
esso non osta all’adozione, da parte di un’autorità nazionale di regolazione, di un metodo di tariffazione della distribuzione di energia elettrica che utilizzi un metodo fondato sull’evoluzione dei costi storici, nei limiti in cui tale metodo prevede fattori che consentono di adeguare tali dati, se necessario, ai costi di un gestore di rete di distribuzione efficiente e comparabile dal punto di vista strutturale. Spetta all’autorità nazionale di regolazione, sotto il controllo dei giudici nazionali, determinare l’adeguatezza del metodo utilizzato ai fini di tale calcolo, sulla base dei fatti pertinenti, nel rispetto dei principi generali di fissazione delle tariffe stabiliti dall’articolo 18 di tale regolamento.
1      Lingua originale: il francese.
2      Regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell’energia elettrica (GU 2019, L 158, pag. 54).
Occorre rilevare che tale regolamento è stato oggetto di successive modifiche, il 23 giugno 2022 e il 16 luglio 2024. Tuttavia, poiché il giudice del rinvio ha ritenuto pertinenti le disposizioni derivanti dalla versione iniziale di detto regolamento, le presenti conclusioni si baseranno su quest’ultima, precisando che le modifiche successive non incidono sull’analisi adottata
3      Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio, del 25 ottobre 2012, sull’efficienza energetica, che modifica le direttive 2009/125/CE e 2010/30/UE e abroga le direttive 2004/8/CE e 2006/32/CE (GU 2012, L 315, pag. 1).
4      Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE (JO 2019, L 158, pag. 125).
5      Belgisch Staatsblad, 7 luglio 2009, pag. 46192.
6      Più precisamente, i costi endogeni si suddividono in tre principali componenti, vale a dire, in primo luogo, i costi di ammortamento, in secondo luogo, i costi operativi, compresi i costi e i ricavi rientranti nelle rubriche del piano contabile minimo standardizzato, e, in terzo luogo, i costi del capitale investito.
7      Il giudice del rinvio fa riferimento, a tal riguardo, alle sentenze del 5 ottobre 2023, Osteopathie Van Hauwermeiren (C‑355/22, EU:C:2023:737, punto 30), e del 12 settembre 2024, Casino de Spa e a. (C‑741/22, EU:C:2024:732, punti 52, 53 e da 58 a 62 nonché giurisprudenza ivi citata).
8      Infatti, secondo il VREG, l’elaborazione di un nuovo metodo tariffario richiederebbe almeno due anni, periodo durante il quale i gestori di rete potrebbero finanziare i loro OSP senza disporre dei ricavi corrispondenti, il che sarebbe tale da incidere sulla loro solvibilità. Inoltre, il mancato mantenimento temporaneo potrebbe comportare regolarizzazioni retroattive delle fatture.
9      V., in particolare, sentenza del 1o agosto 2025, Tiberis Holding (C‑514/23; in prosieguo: la «sentenza Tiberis Holding», EU:C:2025:597, punto 33 e giurisprudenza ivi citata).
10      V. sentenza Tiberis Holding (punto 35 e giurisprudenza ivi citata).
11      Autorizzazione degli aiuti di Stato ai sensi degli articoli 107 e 108 del Trattato [FUE] — Casi contro i quali la Commissione non solleva obiezioni
(GU 2018, C 360, pag. 1). Tale decisione è disponibile (in lingua inglese) sul sito Internet della Commissione al seguente indirizzo: https://ec.europa.eu/competition/state_aid/cases/271706/271706_1974009_131_2.pdf.
12      Inoltre, occorre osservare che la decisione di autorizzazione della Commissione resta applicabile, in quanto l’approvazione è stata concessa per una durata di dieci anni, conformemente al punto 7 di tale decisione.
13      V. sentenza Tiberis Holding (punto 39 e giurisprudenza ivi citata).
14      V. sentenza Tiberis Holding (punto 40 e giurisprudenza ivi citata).
15      V. sentenza Tiberis Holding (punto 41 e giurisprudenza ivi citata). V., altresì, sentenza dell’11 settembre 2025, Austria/Commissione (Centrale nucleare Paks II) (C‑59/23 P, EU:C:2025:686, punti da 52 a 55, 70 e 71 nonché giurisprudenza ivi citata).
16      V. sentenza Tiberis Holding (punto 42 e giurisprudenza ivi citata).
17      Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE (GU 2009, L 140, pag. 16).
18      Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio, dell’11 dicembre 2018, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili (GU 2018, L 328, pag. 82).
19      V. sentenza Tiberis Holding (punti da 44 a 50 e giurisprudenza ivi citata).
20      V. sentenza Tiberis Holding (punti da 51 a 62 e giurisprudenza ivi citata).
21      Le principali modalità del regime di aiuti alle energie rinnovabili in questione possono essere sintetizzate come segue. Ai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili o da cogenerazione sono attribuiti certificati per ogni unità di energia prodotta. I fornitori di energia elettrica, o titolari di diritti di accesso alla rete, sono soggetti all’obbligo annuale di detenere e di restituire un certo numero di certificati, proporzionale al loro volume di fornitura, pena il pagamento di un’ammenda. I certificati, in linea di principio, sono scambiati su un mercato e il loro prezzo è determinato da gioco dell’offerta e della domanda. Nel caso in cui taluni certificati non trovino alcun acquirente sul mercato, i GRD, giuridicamente tenuti ad acquistarli a un prezzo minimo garantito, intervengono al fine di stabilizzare detto mercato. I costi sostenuti dai GRD in base a tale obbligo di acquisto sono successivamente trasferiti sui consumatori attraverso tariffe di rete. V., per quanto riguarda il compito affidato ai GRD nell’ambito del funzionamento del regime di aiuti in questione, punti 8, 9, 36 e 75 della decisione di autorizzazione della Commissione.
22      V. punto 75 della decisione di autorizzazione della Commissione.
23      Dal punto 36 della decisione di autorizzazione della Commissione risulta che il mercato in questione era, all’epoca, caratterizzato da un’eccedenza di certificati, il che ha portato ad un frequente ricorso all’obbligo di acquisto imposto ai GRD. Tale constatazione sembra, del resto, confermata dalla decisione di rinvio, la quale rileva che i pagamenti in questione corrispondono a importi particolarmente elevati, circostanza tale, secondo la decisione, da giustificare, eventualmente, una limitazione nel tempo degli effetti dell’emananda sentenza, nel caso in cui le risposte fornite dalla Corte portassero a constatare l’incompatibilità del regime di aiuti di cui trattasi nel procedimento principale con il diritto dell’Unione. V., a tal riguardo, paragrafo 22 delle presenti conclusioni.
24      Nessuna delle parti del procedimento contesta, alla luce di altre disposizioni del diritto dell’Unione, la possibilità per il Regno del Belgio di imporre gli OSP di cui trattasi. Lo stesso vale per quanto riguarda le modalità di finanziamento previste da tali OSP e la possibilità per i GRD di trasferire i relativi costi sui consumatori finali. Come è stato confermato in udienza, l’oggetto della prima questione pregiudiziale attiene al modo in cui i costi relativi agli OSP devono essere contabilizzati nelle tariffe dell’energia elettrica, nonché alle conseguenze della loro presa in considerazione nelle tariffe di rete, senza rimettere in discussione in alcun modo l’esistenza di tali OSP, né le loro modalità di finanziamento, compresa la possibilità di trasferire i costi che ne derivano sui consumatori finali.
25      Infatti, con la prima questione pregiudiziale ci si chiede se i costi connessi agli acquisti di tali certificati verdi possano essere trasferiti sulle tariffe di rete alla luce dell’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943. Peraltro, non risulta da alcun elemento del fascicolo di cui dispone la Corte che il giudice del rinvio, con la sua questione, miri a rimettere in discussione il meccanismo di acquisto dei certificati verdi oppure le sue modalità di finanziamento.
26      Infatti, la disposizione applicabile all’epoca della decisione di autorizzazione della Commissione, vale a dire l’articolo 14 del regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003 (GU 2009, L 211, pag. 15), era redatto diversamente e non prevedeva un siffatto divieto.
27      V. sentenze Tiberis Holding (punti 58, 60 e 61) e del 12 gennaio 2023, DOBELES HES (C‑702/20 e C‑17/21, EU:C:2023:1, punti 60 e 61).
28      Sentenza del 1o agosto 2025, Alace e Canpelli (C‑758/24 e C‑759/24, EU:C:2025:591, punto 91 e giurisprudenza ivi citata).
29      Regolamento del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 ottobre 2016, relativo alle statistiche europee sui prezzi di gas naturale ed energia elettrica e che abroga la direttiva 2008/92/CE (GU 2016, L 311, pag. 1). L’allegato II di tale regolamento precisa che il prezzo relativo alla «rete» comprende, tra l’altro, le tariffe di trasmissione e distribuzione. Inoltre, «imposte, canoni, tributi e oneri» comprendono anche imposte, canoni, tributi e oneri relativi alla promozione delle fonti di energia rinnovabili, dell’efficienza energetica e della cogenerazione.
30      Preciso, a tal riguardo, che l’articolo 2, punto 57, della direttiva 2019/944 definisce la nozione di «impresa elettrica» in modo ampio, cosicché gli OSP di cui all’articolo 9 di tale direttiva imposti alle imprese elettriche possono riguardare tanto i gestori di rete quanto le altre imprese del settore dell’energia elettrica.
31      Se il termine «corrispettivi» è utilizzato all’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943 per designare i costi connessi al sistema di trasmissione e di distribuzione dell’energia elettrica, il termine «tariffa» è a sua volta utilizzato per designare tali costi nell’allegato II del regolamento 2016/1952, al quale rinvia il punto 3 dell’allegato I della direttiva 2019/944. Lo stesso vale per quanto riguarda l’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), di tale direttiva, che si riferisce alle «tariffe» di trasmissione e distribuzione senza menzionare i corrispettivi di accesso alla rete di cui all’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943. È giocoforza constatare, altresì, che il termine «corrispettivo» è, dal canto suo, utilizzato per descrivere sia i costi connessi alla rete (ai sensi dell’articolo 18, paragrafo 1, di tale regolamento)
sia i costi relativi agli OSP (nell’ambito della terza componente tariffaria, quale prevista al punto 3 dell’allegato I della direttiva 2019/944 e nell’allegato II del regolamento 2016/1952). Rilevo, a tal riguardo, che tutte le parti del procedimento hanno confermato, in udienza, che i termini «tariffe» e «corrispettivi» dovrebbero essere intesi, a loro avviso, in modo intercambiabile.
32      Ciò comprende, in particolare, la determinazione delle modalità di rimborso dei costi derivanti dal loro adempimento.
33      Ciò non esclude che taluni OSP siano attuati sotto forma di corrispettivi connessi alla gestione o all’utilizzo della rete, i quali rientrano, pertanto, nell’ambito di applicazione dell’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943, in particolare quando mirano a coprire i costi relativi agli investimenti necessari per il miglioramento o la protezione della rete oppure per la connessione di clienti situati in zone rurali o remote.
34      Osservo, a tal riguardo, che, conformemente all’articolo 18, paragrafi 9 e 10, del regolamento 2019/943, l’Agenzia dell’Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER) fornisce una relazione sulle migliori pratiche relative alle metodologie di tariffazione per la trasmissione e la distribuzione. Nella sua ultima versione tale relazione precisa che «i costi non connessi all’utilizzo della rete possono falsare i segnali tariffari della rete e/o causare perturbazioni nel mercato dell’energia elettrica». V. relazione dell’ACER sulle pratiche in materia di tariffe di rete, intitolata «Getting the signals right: Electricity network tariff methodologies in Europe», del 26 marzo 2025 (in prosieguo: la «relazione dell’ACER »), consultabile, unicamente in lingua inglese, al seguente indirizzo: https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Reports/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Practices.pdf, in particolare pag. 29, punto 85.
35      V. paragrafo 49 delle presenti conclusioni.
36      Tanto il VREG quanto la Commissione, che avevano inizialmente sostenuto nelle loro osservazioni scritte che l’inclusione dei costi connessi agli OSP nei corrispettivi di accesso alla rete comporterebbe un’incompatibilità, per quanto riguarda il VREG, con l’articolo 18, paragrafo 1, del regolamento 2019/943, e, per quanto riguarda la Commissione, con l’articolo 57, paragrafi 4 e 5, nonché con l’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), della direttiva 2019/944, hanno confermato in udienza che i costi relativi agli OSP potrebbero essere interamente trasferiti sui consumatori finali nell’ambito della terza componente tariffaria.
37      V. paragrafo 49 delle presenti conclusioni.
38      Sebbene il giudice del rinvio non si sia pronunciato al riguardo, le posizioni delle parti divergono quanto al modo in cui i costi relativi agli OSP sono effettivamente inseriti nelle tariffe di rete nonché sull’esistenza di una tariffa distinta effettiva per gli OSP nelle Fiandre e sulle modalità precise di contabilizzazione
di tali costi. I GRD ricorrenti e il governo belga sostengono l’esistenza di una «tariffa specifica» distinta per gli OSP, affermando che i costi relativi a tali OSP non incidono in alcun modo sul metodo di calcolo degli oneri di rete. Tale affermazione è tuttavia contestata dal VREG, il quale ritiene che i costi relativi agli OSP non siano oggetto di una tariffa separata.
39      Ciò vale a maggior ragione in quanto le citate disposizioni del diritto dell’Unione non si distinguono per chiarezza, come esposto al paragrafo 51 delle presenti conclusioni.
40      Ciò si verificherebbe se i costi relativi agli OSP, sebbene formalmente collegati ai «corrispettivi di accesso alla rete», fossero contabilizzati separatamente rispetto a tali oneri.
41      Rilevo, a tal riguardo, che dalla relazione dell’ACER, invocata sia dal VREG sia dai GRD ricorrenti e dal governo belga, risulta che, nelle Fiandre, come nella maggior parte degli Stati membri, i costi non connessi alla rete sono chiaramente separati dagli altri costi o oneri connessi alla rete. V., a tal proposito, punto 63 di tale relazione e tabella 4 che l’accompagna nonché tabella 59 del suo Allegato I, in particolare pag. 111. Tale allegato è consultabile, esclusivamente in lingua inglese, al seguente indirizzo
https://www.acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Publications_annex/2025-ACER-Electricity-Network-Tariff-Annex-I.pdf. Sebbene, in detta relazione, l’ACER sottolinei che, in taluni Stati membri, tra cui il Regno del Belgio, l’Irlanda e la Repubblica slovacca, i costi non connessi alla rete sono inseriti nelle tariffe di rete e non sono chiaramente separati nella fattura, tale osservazione non sembra applicarsi a tutto il territorio belga, ma si limita alla regione di Bruxelles. V., a tal riguardo, relazione dell’ACER, pag. 29, punto 85, e tabella 59 del suo
Allegato I, pag. 111.
42      La Commissione ritiene che la prima questione pregiudiziale debba essere intesa come diretta a stabilire se il legislatore nazionale sia competente ad adottare disposizioni che obblighino un’autorità nazionale di regolazione a tener conto, nella determinazione delle tariffe, dei costi connessi agli OSP. A suo avviso, non possono essere ammesse, alla luce dell’articolo 57, paragrafi 4 e 5, e dell’articolo 59, paragrafo 1, lettera a), della direttiva 2019/944, misure di regolamentazione nazionali che comprendono disposizioni dettagliate che stabiliscono, in modo specifico, gli elementi soggetti al potere discrezionale dell’autorità nazionale di regolazione, quali il livello delle tariffe della rete elettrica o i metodi concreti del loro calcolo.
43      V., in tal senso, sentenza del 2 settembre 2021, Commissione/Germania (Recepimento delle direttive 2009/72 e 2009/73) (C‑718/18, EU:C:2021:662, punti 108 e 109 e giurisprudenza ivi citata).
44      V. sentenza del 6 marzo 2025, Alajärven Sähkö e a. (C‑48/23; in prosieguo: la «sentenza Alajärven Sähkö e a. », EU:C:2025:144, punto 30 e giurisprudenza ivi citata).
45      V. sentenza Alajärven Sähkö e a. (punti 32 e 39 e giurisprudenza ivi citata).
46      In realtà, gli oneri relativi agli OSP sono simili a un meccanismo di sostegno «classico», al quale gli Stati membri ricorrono, tra gli altri strumenti, nell’ambito dei regimi di aiuti di Stato a favore delle energie rinnovabili.
47      Orbene, come stabilito ai paragrafi 50 e 56 delle presenti conclusioni, i costi relativi agli OSP a sostegno della promozione delle energie rinnovabili rientrano, in linea di principio, in quest’ultima categoria.
48      Ricordo a tal riguardo che, nell’ambito della presente causa, il decreto sull’energia prevede che la ripercussione dei costi da parte dei gestori di rete debba avvenire sotto il controllo del VREG. Secondo le osservazioni sia scritte che orali del VREG e del governo belga, il controllo esercitato dal VREG verte in particolare sulla verifica del nesso tra tali costi e gli OSP, nonché sulla ragionevolezza degli stessi.
49      Ciò potrebbe avvenire, in particolare, quando tali aspetti contengono elementi tecnici che necessitano di valutazioni complesse.
50      V. sentenza Alajärven Sähkö e a. (punto 40). V., altresì, le mie conclusioni in tale causa (C‑48/23, EU:C:2024:695, paragrafi 52 e 53).
51      Direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale e che abroga la direttiva 2003/55/CE (GU 2009, L 211, pag. 94).
52      Disposizione corrispondente, expressis verbis, all’articolo 9, paragrafi da 1 a 3, della direttiva 2019/944.
53      V. sentenza del 30 aprile 2020, Оvergas Mrezhi e Balgarska gazova asotsiatsia (C‑5/19, EU:C:2020:343, punto 88). V., altresì, sentenza del 16 luglio 2020, Commissione/Ungheria (Corrispettivi di accesso alle reti di trasmissione dell’energia elettrica e di trasporto del gas naturale) (C‑771/18, EU:C:2020:584, punti da 47 a 53).
54      Poiché il regolamento 2019/943 non prevede disposizioni più specifiche quanto al metodo applicabile per valutare l’efficienza e incoraggiarla, la determinazione di un siffatto metodo rientra nei compiti dell’autorità nazionale di regolazione, conformemente all’articolo 59 della direttiva 2019/944.
.
55      V., per analogia, sentenza del 23 ottobre 2025, Gaso e Conexus Baltic Grid (C‑87/24, EU:C:2025:826, punto 81). V., altresì, le mie conclusioni in tale causa (C‑87/24, EU:C:2025:249, paragrafo 65).
56      Ciò si verifica, in particolare, quando un’autorità nazionale di regolazione è chiamata ad effettuare analisi economiche prospettiche volte a determinare la probabilità di taluni sviluppi del mercato rilevante in un lasso di tempo prevedibile. Va da sé che siffatte analisi prospettiche sono il più delle volte complesse e necessariamente più incerte delle analisi ex post. V., per analogia, nel settore delle concentrazioni, sentenza del 13 luglio 2023, Commissione/CK Telecoms UK Investments (C‑376/20 P, EU:C:2023:561, punti 82 e 83).
57      Occorre precisare che la maggior parte delle autorità nazionali di regolazione dell’Unione utilizza, nella regolamentazione dei ricavi dei GRD, metodi basati sui costi storici per determinare le tariffe di rete. V., a tal riguardo, relazione del Consiglio dei regolatori europei dell’energia (CEER) del 2023 sui quadri normativi per le reti europee dell’energia, intitolata «Regulatory Frameworks for European Energy Networks», del 21 febbraio 2024, disponibile al seguente indirizzo: https://www.ceer.eu/wp-content/uploads/2024/04/RFR23-Main-report.pdf, in particolare pag. 166.
58      Occorre rilevare, a tal riguardo, che l’articolo 18, paragrafo 4, lettera b), del regolamento 2019/943 prevede che, nella fissazione dei corrispettivi di accesso alla rete, i «versamenti attesi per periodi futuri, stimati sulla base dei periodi passati», rientrino tra gli elementi da prendere in considerazione.
59      Dalla decisione di rinvio risulta che il metodo di tariffazione adottato dal VREG prevede, in particolare, un controllo esercitato da quest’ultimo sulla ragionevolezza dei costi dichiarati dai GRD (che consiste, tra l’altro, nel verificare se i costi siano giustificati dal punto di vista degli utenti della rete di distribuzione o dell’interesse generale e se non avrebbero potuto essere evitati). Inoltre, il VREG applica un massimale di ricavo sui costi endogeni, che costituisce quindi un incentivo all’efficacia. V., parimenti, paragrafo 17 delle presenti conclusioni.
60      Il giudice del rinvio rileva, in particolare, che il metodo applicato dal VREG non sembra includere un meccanismo che consenta di verificare la giustificazione e la necessità dei costi sostenuti dai GRD durante il periodo di riferimento. Anche supponendo che i GRD fiamminghi, nel caso di specie, siano stati inefficienti, punto sul quale il giudice stesso ammette di non potersi pronunciare in questa fase, tale metodo di tariffazione non sembrerebbe, secondo detto giudice, idoneo a individuare una situazione del genere né ad impedire che costi eccessivi siano trasferiti sugli utenti finali attraverso tariffe troppo elevate. Per completezza, rilevo che, secondo la decisione di rinvio, e sebbene non si oppongano, in linea di principio, all’utilizzo dei costi storici come punto di partenza per il calcolo delle tariffe, i GRD ricorrenti contestano il metodo adottato dal VREG per il motivo che esso rischierebbe non di «sovrastimare» i loro costi come prevede lo stesso giudice, bensì di «sottostimare» i loro costi reali (il che, pertanto, si tradurrebbe nella concessione di un ricavo troppo basso a tali GRD). I GRD ricorrenti sottolineano altresì che i dati storici sui quali si basa il metodo adottato dal VREG non riflettono necessariamente i costi effettivi sostenuti, in particolare, in caso di crisi o di eventi imprevedibili che abbiano determinato importanti fluttuazioni sui mercati.