62010CC0242_IT
Conclusioni dell avvocato generale
Conclusioni dell avvocato generale
I – Introduzione
1. Con il presente rinvio pregiudiziale il Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia interroga la Corte, sostanzialmente, in merito alla compatibilità con il diritto dell’Unione di determinati obblighi imposti alle società operanti nel settore dell’energia elettrica che sono titolari di impianti considerati come «essenziali» per il funzionamento del sistema elettrico nell’ambito dei cosiddetti servizi di «dispacciamento e bilanciamento».
2. Tale regime di «impianti essenziali» si presenta come una risposta alle esigenze dei suddetti servizi di «dispacciamento e bilanciamento», che, come è noto, sono strettamente connessi alla sicurezza della rete e alla regolarità dell’approvvigionamento. Sotto questo profilo, pertanto, il caso di specie rientrerebbe chiaramente nell’ambito dell’art. 11 della direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 26 giugno 2003, 2003/54/CE, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE (2) . Tuttavia, il legislatore italiano e le autorità di regolamentazione affermano che la misura controversa persegue anche un più ampio obiettivo di controllo sui prezzi dell’energia elettrica pagati dai clienti finali. Tale secondo profilo, e le caratteristiche del menzionato regime italiano, inducono ad integrare l’analisi con un riferimento all’art. 3, n. 2, della medesima direttiva, richiamato da alcuni intervenienti, poiché tale disposizione consente agli Stati membri di imporre obblighi di servizio pubblico, in determinati casi e a certe condizioni, alle imprese operanti nel settore dell’energia elettrica. La sentenza 20 aprile 2010, Federutility (3), prima applicazione giurisprudenziale di tale disciplina degli obblighi di servizio pubblico nel settore energetico (4), costituisce un precedente immediato per l’interpretazione della disposizione in parola. In questi termini, la presente causa consentirà alla Corte di giustizia di pronunciarsi sull’applicazione di tale disciplina in un contesto molto diverso da quello analizzato nella menzionata sentenza.
II – Ambito normativo
A – Il diritto dell’Unione
3. L’art. 3 della direttiva 2003/54 disciplina i cosiddetti obblighi di servizio pubblico e la tutela del cliente. L’art. 3, n. 2, dispone quanto segue:
«Nel pieno rispetto delle pertinenti disposizioni del trattato, in particolare dell’articolo 86, 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, compresa la sicurezza dell’approvvigionamento, la regolarità, la qualità e il prezzo delle forniture, nonché la tutela ambientale, compresa l’efficienza energetica e la protezione del clima. Questi obblighi sono chiaramente definiti, trasparenti, non discriminatori e verificabili, e garantiscono alle società dell’Unione europea che operano nel settore dell’energia elettrica parità di accesso ai consumatori nazionali. In materia di sicurezza dell’approvvigionamento, di efficienza energetica/gestione della domanda e per il conseguimento degli obiettivi ambientali di cui al presente paragrafo, gli Stati membri possono attuare una programmazione a lungo termine, tenendo conto della possibilità che terzi chiedano l’accesso al sistema».
4. Ai sensi dell’art. 3, n. 9, «[n]ell’attuare la presente direttiva gli Stati membri informano la Commissione di tutte le misure adottate per adempiere agli obblighi relativi al servizio universale e al servizio pubblico».
5. L’art. 11, relativo al «dispacciamento e bilanciamento» (5), stabilisce al n. 2 che «[i]l dispacciamento degli impianti di generazione e l’impiego di interconnector avviene sulla base di criteri che possono essere approvati dallo Stato membro e che devono essere obiettivi, pubblicati e applicati in maniera non discriminatoria, per assicurare un buon funzionamento del mercato interno dell’energia elettrica. Essi tengono conto della priorità economica dell’energia elettrica proveniente dagli impianti di generazione disponibili o dai trasferimenti mediante interconnector, nonché dei vincoli tecnici del sistema». Analogamente, il n. 6 del medesimo articolo prevede che «[i] gestori del sistema di trasmissione acquisiscono l’energia che utilizzano per coprire le perdite di energia e la capacità di riserva del loro sistema
secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato, quando svolgono questa funzione».
B – La normativa nazionale (6)
1. Le delibere dell’AEEG nn. 168/03 e 111/06
6. Il 30 dicembre 2003 l’Autorità per l’energia elettrica e il gas (in prosieguo: l’«AEEG») ha adottato la delibera n. 168/03 (7), che definisce le condizioni per l’erogazione del pubblico servizio di dispacciamento al fine di garantire la soddisfazione della domanda di elettricità con adeguati livelli di sicurezza.
7. La delibera ARG/elt n. 111/06, adottata il 9 giugno 2006 dall’AEEG (8), ha modificato la delibera n. 168/03, autorizzando la Terna Rete Elettrica Nazionale SpA, il gestore della rete nazionale di trasmissione dell’elettricità in Italia e responsabile dell’esercizio dell’attività di dispacciamento in tutto il territorio nazionale (9), ad individuare le «unità essenziali» per la sicurezza della rete elettrica, strumento che consente di determinare le risorse necessarie ai fini del servizio di dispacciamento.
2. La legge n. 2/09
8. La legge 28 gennaio 2009, n. 2 (10), ha apportato alcune modifiche al regime delle unità essenziali istituito dalla delibera n. 111/06. L’art. 3, n. 10, lett. d), fa riferimento alla riforma del mercato dei servizi di dispacciamento, la cui gestione è affidata «al concessionario del servizio di trasmissione e dispacciamento, per consentire di selezionare il fabbisogno delle risorse necessarie a garantire la sicurezza del sistema elettrico in base alle diverse prestazioni che ciascuna risorsa rende al sistema, attraverso una valorizzazione trasparente ed economicamente efficiente. I servizi di dispacciamento sono assicurati attraverso l’acquisto delle risorse necessarie dagli operatori abilitati. Nel mercato dei servizi di dispacciamento il prezzo dell’energia sarà determinato in base ai diversi prezzi offerti in modo vincolante da ciascun utente abilitato e accettati dal concessionario dei servizi di dispacciamento, con precedenza per le offerte ai prezzi più bassi fino al completo soddisfacimento del fabbisogno (…)».
9. L’art. 3, n. 11, della legge n. 2/09 dispone che, in considerazione dell’eccezionale crisi economica internazionale e dei suoi effetti sul mercato dei prezzi delle materie prime, e «al fine di garantire minori oneri per le famiglie e le imprese e di ridurre il prezzo dell’energia elettrica», l’AEEG deve adeguare le proprie deliberazioni, anche in materia di dispacciamento di energia elettrica, ai seguenti principi e criteri direttivi:
«a) i soggetti che dispongono singolarmente di impianti o di raggruppamenti di impianti essenziali per il fabbisogno dei servizi di dispacciamento, come individuati sulla base dei criteri fissati dall’[AEEG] in conformità ai principi di cui alla presente lettera, sono tenuti a presentare offerte nei mercati alle condizioni fissate dalla medesima [AEEG], che implementa meccanismi puntuali volti ad assicurare la minimizzazione degli oneri per il sistema e un’equa remunerazione dei produttori: in particolare, sono essenziali per il fabbisogno dei servizi di dispacciamento, limitatamente ai periodi di tempo in cui si verificano le condizioni di seguito descritte, gli impianti che risultano tecnicamente e strutturalmente indispensabili alla risoluzione di congestioni di rete o al mantenimento di adeguati livelli di sicurezza del sistema elettrico nazionale per significativi periodi di tempo;
(…)».
3. La delibera dell’AEEG n. 52/09
10. In attuazione della legge n. 2/09, il 29 aprile 2009 l’AEEG ha adottato la delibera ARG/elt n. 52/09 (11), con la quale, a modifica della propria precedente delibera n. 111/06, essa ha introdotto una nuova disciplina relativa agli «impianti essenziali per il funzionamento del sistema elettrico».
11. Ai sensi dell’art. 63.9 della delibera n. 111/06, come modificato dall’art. 1, lett. c), della delibera n. 52/09, il gestore della rete di trasporto e dei servizi di dispacciamento (Terna SpA) deve predisporre e pubblicare ogni anno un elenco degli impianti e gruppi di impianti considerati essenziali per il funzionamento e la sicurezza del sistema elettrico, indicando per ciascuno di essi, tra altri dati, i motivi della loro iscrizione nell’elenco e i periodi per i quali l’impianto in questione è considerato essenziale.
12. Secondo l’art. 63.2, della delibera n. 111/06, la società Terna SpA considererà essenziale:
«a) ciascun impianto di produzione in assenza del quale, anche in ragione delle esigenze di manutenzione programmata degli altri impianti di produzione e degli elementi di rete, non sia possibile, nell’anno solare successivo, assicurare adeguati standard di gestione in sicurezza del sistema elettrico;
b) ogni altro impianto di produzione appartenente ad un raggruppamento di impianti essenziale individuato ai sensi del comma 63.6 ed ulteriore rispetto a quelli di cui alla lettera a)».
13. La qualificazione di un impianto come essenziale o come parte di un raggruppamento di impianti essenziali obbliga i suoi titolari a presentare offerte al mercato della borsa elettrica italiana nelle sue diverse articolazioni del mercato del giorno prima, del mercato di aggiustamento e del mercato dei servizi ausiliari, «nel rispetto di vincoli e criteri definiti da Terna SpA con riferimento a ciascun mercato» (art. 64.2). Il prezzo unitario delle offerte nel mercato del giorno prima e nel mercato di aggiustamento deve essere «pari a zero» (art. 64.5). Il prezzo unitario delle offerte presentate nel mercato per il servizio di dispacciamento e corrispondenti alle quantità per cui gli impianti di produzione sono ritenuti indispensabili per la sicurezza del sistema è pari, in ciascun periodo rilevante, al prezzo di valorizzazione dell’energia elettrica venduta nel mercato del giorno prima nella zona in cui è localizzato l’impianto di produzione (art. 64.7). Qualora la remunerazione dell’energia fornita in regime vincolistico non sia sufficiente per coprire i costi varabili riconosciuti a ciascuna unità di produzione, la Terna SpA deve riconoscere agli operatori la differenza (art. 64.8).
14. La delibera n. 52/09 prevede due alternative al regime «ordinario» applicabile agli impianti essenziali.
15. Da un lato, ai sensi dell’art. 63.11 della delibera n. 111/06 (nella versione introdotta con la delibera n. 52/09), i titolari di impianti essenziali possono chiedere all’AEEG di applicare il cosiddetto «regime di reintegrazione dei costi», che consente di percepire uno specifico corrispettivo pari alla differenza tra i costi di produzione riconosciuti all’impianto di produzione ed i ricavi dallo stesso conseguiti dal momento dell’inserimento dell’impianto di produzione nell’elenco degli impianti essenziali (art. 63.13). Per potere accedere a tale regime gli operatori devono adempiere gli obblighi stabiliti all’art. 65.
16. D’altro canto, ai sensi dell’art. 65.bis (introdotto dalla delibera n. 52/09), i titolari di un impianto o di un raggruppamento di impianti essenziali possono essere esclusi dal regime «ordinario» ad essi applicabile sottoscrivendo con la Terna SpA un contratto in base al quale mettono a sua disposizione una quantità prestabilita di energia (generata con tutti gli impianti, e non solo con gli impianti essenziali), in cambio di un prezzo che, in ogni caso, sarà suscettibile di adeguamenti (offerte di vendita ad un prezzo pari a zero e offerte di acquisto pari al prezzo nella zona del mercato del giorno prima) o a limiti massimi o minimi.
III – Causa principale e questione pregiudiziale
17. Nella sua qualità di impresa produttrice di energia elettrica e di titolare di impianti dichiarati essenziali, l’Enel Produzione SpA (in prosieguo: l’«Enel») ha impugnato la delibera n. 52/09 dell’AEEG dinanzi al Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia, in quanto sarebbe in contrasto con l’art. 11, nn. 2 e 6, della direttiva 2003/54.
18. Detto giudice ritiene che la normativa nazionale controversa potrebbe risultare incompatibile con le norme del trattato concernenti la libertà di stabilimento, la libera prestazione di servizi, nonché la libera circolazione delle merci e dei capitali, e non essere giustificata né ai sensi dell’art. 86, n. 2, CE (divenuto art. 106, n. 2, TFUE) né dell’art. 3, n. 2, della direttiva 2003/54. Esso ha quindi sottoposto alla Corte la seguente questione pregiudiziale:
«Se gli artt. 23, 43, 49 e 56 del Trattato CE, nonché gli [artt. 11, nn. 2 e 6, e 24] della direttiva [2003/54] ostino ad una normativa nazionale che, in assenza di notifica alla [C]ommissione [europea], imponga stabilmente a determinati produttori di energia elettrica che, in circostanze date, risultino essenziali per il soddisfacimento del fabbisogno della domanda per i servizi di dispacciamento, di formulare offerte sui mercati della borsa elettrica secondo programmi eteronomamente determinati dal gestore della rete, e che sottragga la remunerazione di tali offerte alla libera determinazione del produttore ancorandola a parametri non predeterminati secondo “procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato”».
IV – Procedimento dinanzi alla Corte
19. La domanda di pronuncia pregiudiziale è stata depositata presso la cancelleria della Corte di giustizia il 17 maggio 2010.
20. Hanno presentato osservazioni scritte l’Enel, la Terna SpA, i governi austriaco e italiano e la Commissione.
21. All’udienza, tenutasi l’11 maggio 2011, erano presenti per svolgere osservazioni orali i rappresentanti dell’Enel e della Terna, nonché gli agenti della Repubblica italiana e della Commissione.
V – Analisi della questione pregiudiziale
A – Le funzioni di «dispacciamento e bilanciamento» del sistema elettrico nella direttiva 2003/54
22. La disciplina dei servizi di «dispacciamento e bilanciamento» contenuta nell’art. 11 della direttiva 2003/54 costituisce, in combinato disposto con l’art. 3, n. 2, nonché con il diciassettesimo e il ventiquattresimo ‘considerando’ della stessa, una manifestazione concreta del compromesso tra liberalizzazione e servizio pubblico sancito da tale disposizione. Infatti, il diciassettesimo ‘considerando’ e l’art. 11 della direttiva (riprodotti, in modo quasi letterale, nel trentacinquesimo ‘considerando’ e nell’art. 15 della direttiva 2009/72/CE (12) ), senza escludere la possibilità che i servizi di dispacciamento e bilanciamento vengano forniti sul libero mercato, consentono un controllo parziale e chiaramente circoscritto, in tale materia, da parte delle autorità pubbliche.
23. L’art. 11 della direttiva 2003/54 consente di individuare, in termini molto generali, i diversi compiti inerenti a tale servizio di «dispacciamento e bilanciamento». Il primo compito consiste nel «dispacciamento» o «gestione della circolazione» dell’energia nel sistema: il gestore della rete, quando assume tale funzione, «chiama» gli impianti di produzione situati nella sua zona in funzione del fabbisogno della domanda (13) . Ai sensi dell’art. 11, n. 2, della direttiva, tale «chiamata» o «dispacciamento» deve avvenire secondo il criterio della «priorità economica» delle offerte provenienti dai vari impianti, il che equivale ad applicare la programmazione risultante dal mercato del giorno prima e dal mercato infragiornaliero (14) . L’ordine di «priorità economica» riflesso nella programmazione può essere puntualmente modificato se ricorrono due diverse circostanze: in primo luogo, se lo Stato membro in questione ha deciso di attribuire priorità agli impianti di produzione che utilizzano «fonti energetiche rinnovabili o rifiuti, oppure che assicurano la produzione mista di calore e di energia elettrica» (possibilità contemplata dall’art. 11, n. 3, della direttiva) (15) e, in secondo luogo, se «vincoli tecnici del sistema» non ne consentono un’applicazione rigorosa (art. 11, n. 2, della direttiva).
24. In secondo luogo, e in funzione di tali vincoli tecnici del sistema, il «dispacciamento» comporta anche una serie di compiti intesi a superare i limiti tecnici individuati nella programmazione o che possano presentarsi in tempo reale, a regolare la tensione, a gestire gli squilibri tra produzione e consumo e a costituire e mantenere una capacità di riserva. Questi sarebbero i servizi tecnici di dispacciamento in senso stretto (16) . Ad essi fanno specificamente riferimento il citato art. 11, n. 6, della direttiva, e, per quanto riguarda i compiti intesi a garantire il «bilanciamento» del sistema, il n. 7 del medesimo articolo, che non è in discussione nel caso di specie. Ai sensi dell’art. 11, n. 6, l’acquisizione dell’energia che il gestore utilizza per «coprire le perdite di energia e la capacità di riserva» deve avvenire «secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato» (17) .
B – Il settore elettrico italiano e la sua regolamentazione. La misura controversa
25. Le prime misure di apertura del settore elettrico italiano, imposte dalla direttiva 96/92, sono state adottate in Italia con il cosiddetto «decreto Bersani» (18) . Tale disciplina è stata integrata da numerose disposizioni successive, che hanno adeguato il mercato italiano dell’energia elettrica ai requisiti della direttiva 2003/54.
26. Conformemente a tali disposizioni, in generale, la vendita di elettricità in Italia può essere effettuata nell’ambito di una negoziazione bilaterale libera e anteriore al momento della fornitura, oppure partecipando al mercato o alla borsa dell’elettricità ad una data più vicina a quella della fornitura. A sua volta, tale mercato elettrico è costituito da due fasi o mercati successivi, il cosiddetto «mercato del giorno prima» e il «mercato infragiornaliero», ai quali possono partecipare tutti i produttori di energia elettrica. Una volta conclusa questa prima fase si apre il cosiddetto «mercato dei servizi di dispacciamento».
1. I mercati del giorno prima e infragiornaliero
27. Il «mercato del giorno prima», in primo luogo, costituisce la sede della contrattazione delle offerte di acquisto e di vendita di elettricità per ogni ora del giorno della fornitura. In realtà, esso si apre nove giorni prima del giorno considerato e si chiude alle h. 9.00 del giorno precedente, momento in cui vengono stabiliti, in base alla contrattazione, i programmi preliminari di ingresso ed uscita dell’energia elettrica (chi la produrrà e chi la consumerà) per ciascun segmento del sistema e per ogni ora del giorno seguente.
28. Il mercato infragiornaliero (precedentemente denominato mercato di aggiustamento) si svolge in seguito, comunque anch’esso il giorno prima della fornitura, ed è la sede di un’ulteriore contrattazione che consente agli operatori di apportare adeguamenti o variazioni alla programmazione preliminare risultante dal mercato del giorno prima.
2. La funzione di dispacciamento e bilanciamento: il mercato dei servizi di dispacciamento
29. È praticamente impossibile, tuttavia, che la programmazione risultante dai due mercati anteriori si adegui esattamente alle oscillazioni reali che, il giorno della fornitura, si producono in tempo reale nell’offerta e nella domanda effettive di elettricità. Alla data dell’approvvigionamento, e poiché l’energia elettrica non è un bene immagazzinabile, la domanda deve sempre corrispondere esattamente alla produzione.
30. Nella sua qualità di gestore della rete di trasmissione, l’impresa Terna SpA provvede al «dispacciamento e bilanciamento» degli impianti di produzione, un servizio destinato a garantire un equilibrio costante tra l’offerta e la domanda di elettricità nella rete di trasmissione nazionale e, pertanto, la sicurezza e la continuità della fornitura di elettricità (19) .
31. Ai fini della prestazione di quelli che ho definito come servizi tecnici di dispacciamento, il gestore italiano della rete elettrica, la Terna SpA, fa ricorso al menzionato «mercato dei servizi di dispacciamento». In tale sede, pertanto, la domanda proviene dalla Terna SpA e l’offerta dai titolari di impianti precedentemente dichiarati «essenziali».
32. Nel mercato dei servizi di dispacciamento le entità che dispongono di unità essenziali offrono di mettere i loro impianti, in un determinato momento, «a disposizione» della Terna SpA, la quale indica loro se, nel momento considerato, debbano immettere nel sistema più o meno elettricità rispetto alla quantità programmata. Sembra pacifico che questo tipo di servizi sia molto più oneroso per i produttori di elettricità, dati il carattere imprevedibile e quasi aleatorio della domanda e la necessità di soddisfarla immediatamente, con grande capacità di reazione. I costi sostenuti dalla Terna SpA per l’acquisizione dell’energia necessaria alla prestazione di tali servizi vengono compensati con il cosiddetto «uplift», fatturato a tutti i consumatori.
33. Tale mercato dei servizi di dispacciamento presuppone quindi l’individuazione di una serie di infrastrutture considerate «essenziali» per il funzionamento e la sicurezza del sistema elettrico. Tale qualificazione comporta l’assoggettamento ad un regime particolare di partecipazione ai mercati elettrici, che nel 2009 è stato oggetto di un’importante riforma.
3. La riforma del 2009: il nuovo regime degli impianti essenziali
34. L’elenco degli impianti essenziali è elaborato ogni anno dalla Terna SpA secondo i criteri ed il procedimento stabiliti a tale scopo dall’art. 63 della delibera dell’AEEG n. 111/06, come modificato dall’art. 1, lett. c), della delibera n. 52/09.
35. Il sistema vigente prima della riforma del 2009 si è rivelato, secondo quanto indicato nell’ordinanza di rinvio, «poco efficace», sia per l’esiguità del numero di centrali dichiarate essenziali, sia perché il concetto di essenzialità veniva riferito ai singoli impianti e non alle imprese che ne erano titolari, «[p]oteva quindi accadere che l’assoggettamento di un singolo impianto al regime vincolistico non fosse sufficiente ad eliminare le situazioni di potere di mercato di determinati operatori che, in quanto proprietari di altri impianti nel loro complesso indispensabili alla copertura dei fabbisogni del dispacciamento, avrebbero, comunque, potuto determinare unilateralmente il prezzo di vendita per la quantità marginale di energia necessaria in determinate condizioni di funzionamento della rete».
36. La rilevanza della riforma è indiscutibile in termini di energia elettrica controllata. Secondo i dati prodotti dall’Enel (che non sono stati contestati dagli altri intervenienti), prima della legge n. 2/09 e della delibera n. 52/09 la quantità di energia considerata essenziale ammontava a 500 MW totali, mentre in seguito alla riforma sono considerati essenziali 10 413 MW della produzione dell’Enel, cui andrebbero aggiunti, con tutta probabilità, ulteriori quantitativi ignoti delle altre imprese produttrici di elettricità.
37. La Terna SpA è quindi competente a stabilire, per ogni proprietario di impianti essenziali, il numero di ore e la potenza considerati essenziali. Il resto delle ore e della potenza rimangono «libere» per il produttore, il quale può offrire il quantitativo che vuole al prezzo desiderato. Per contro, le ore e la potenza dichiarate essenziali devono formare oggetto di offerte sul mercato del giorno prima, sul mercato infragiornaliero e sul mercato dei servizi di dispacciamento «nel rispetto di vincoli e criteri definiti da Terna con riferimento a ciascun mercato» (art. 64.2 della delibera n. 111/06).
38. Ciò significa che, da un lato, la Terna SpA indica al proprietario dell’impianto essenziale il quantitativo (ore/potenza) di energia elettrica che deve offrire sul mercato del giorno prima e sul mercato infragiornaliero. Tale offerta dev’essere «a prezzo zero», con le conseguenze che si indicheranno più avanti. Parallelamente vengono formulate offerte di acquisto senza indicazione di prezzo (art. 64.5 e 64.6 della decisione n. 111/06). In tal modo, secondo quanto esposto dal governo italiano, si garantisce che l’offerta dell’impianto essenziale sia selezionata dalla Terna SpA sui mercati in parola (secondo il criterio della «priorità economica»). Il meccanismo delle cosiddette «offerte a prezzo zero» sembra inoltre collegato alla circostanza che tutta la menzionata capacità di produzione essenziale sarà remunerata ad un prezzo diverso da quello che si sarebbe potuto ottenere sul libero mercato.
39. D’altro canto, i proprietari di impianti essenziali devono anche offrire sul mercato dei servizi di dispacciamento il quantitativo di energia prestabilita dalla Terna SpA, che la paga al prezzo di vendita dell’elettricità sul mercato del giorno prima corrispondente alla zona considerata. Se tale prezzo medio risulta inferiore ai costi variabili, al produttore viene corrisposta la differenza (art. 64.7 e 64.8 della delibera n. 111/06).
40. In alternativa, i proprietari di impianti essenziali possono chiedere all’AEEG di applicare il cosiddetto «regime di reintegrazione dei costi», che consente di percepire uno specifico corrispettivo pari alla differenza tra i costi di produzione riconosciuti all’impianto essenziale (fissi e variabili) ed i ricavi dallo stesso conseguiti durante il periodo di inserimento nell’elenco degli impianti essenziali (art. 63.13 della delibera n. 111/06). Tale regime consente quindi di garantire la copertura dei costi sia variabili che fissi degli impianti dichiarati essenziali. In cambio, l’impianto non solo viene assoggettato al regime di offerta ordinario degli impianti essenziali per i periodi e la capacità produttiva dichiarati tali, ma accetta anche ulteriori restrizioni relative ai quantitativi e ai periodi non essenziali o «liberi»: più precisamente, tali quantitativi e periodi devono essere offerti su tutti i mercati ad un prezzo non superiore ai costi variabili o, eventualmente, ad un prezzo pari a zero (art. 65.3 della delibera n. 111/06).
41. Infine, per evitare che i loro impianti vengano inclusi nell’elenco, i proprietari di impianti essenziali possono stipulare con la Terna SpA uno dei due tipi di contratto previsti dall’art. 65 bis della delibera n. 111/06. In entrambi i casi l’operatore mette a disposizione della Terna SpA una quantità prefissata di energia (proveniente da tutti i suoi impianti, e non solo da quelli che abbiano potuto essere dichiarati essenziali) in cambio di un prezzo fisso che può essere pari all’uplift (art. 65 bis.1) o equivalente al costo fisso annuo per MW di un impianto con tecnologia di punta. L’Enel (al pari di altre società ricorrenti in altri procedimenti paralleli) ha optato per tale meccanismo alternativo previsto dall’art. 65 bis.
4. Sintesi
42. In breve, la nuova disciplina italiana presuppone un duplice intervento pubblico su tutta la capacità di produzione di elettricità dichiarata «essenziale».
43. In primo luogo, il produttore non può accedere liberamente ai mercati del giorno prima e infragiornaliero, con la conseguenza che per tale energia non gli viene corrisposto il prezzo che avrebbe potuto offrire ed ottenere su detti mercati (20), bensì il prezzo medio del mercato corrispondente alla stessa zona (apparentemente una media dei diversi prezzi dell’elettricità nell’arco della giornata).
44. In secondo luogo, i titolari di tali impianti essenziali sono tenuti a partecipare al mercato dei servizi di dispacciamento, che, in una certa misura, è anch’esso controllato: il libero funzionamento di tale mercato avrebbe condotto, come già avviene in altri paesi, alla formazione di un prezzo libero dell’energia necessaria per prestare i servizi tecnici di dispacciamento. Di regola, tale prezzo sarebbe superiore al prezzo medio attualmente pagato dalla Terna SpA, date le caratteristiche di tali servizi e considerato il momento in cui essi risultano generalmente necessari (nel calcolo del prezzo medio sono inclusi, come è logico, prezzi più alti e prezzi più bassi).
45. Infine, nel complesso di tale riforma va sottolineato il compito fondamentale assegnato, nell’ambito del sistema di impianti essenziali, alla Terna SpA, che assume un ruolo centrale sia nell’elaborazione dell’elenco degli impianti essenziali, sia nella fissazione del prezzo dell’energia elettrica.
C – Osservazioni preliminari sulla questione pregiudiziale
46. Il giudice del rinvio chiede alla Corte se tale regime di impianti essenziali vigente in Italia, con le caratteristiche che gli vengono attribuite, sia compatibile con gli artt. 23 CE, 43 CE, 49 CE e 56 CE, e con due specifiche disposizioni della direttiva 2003/54, ossia gli artt. 11, nn. 2 e 6, e 24. A tal riguardo occorre svolgere alcune osservazioni preliminari.
47. In primo luogo, il riferimento al trattato richiede alcune precisazioni. L’art. 56 CE (art. 63 TFUE), concernente le restrizioni alla libera circolazione dei capitali, a mio parere non è pertinente nel caso di specie. La questione pregiudiziale non chiarisce perché tale disposizione del trattato potrebbe essere rilevante ai fini dell’analisi della misura controversa.
48. Per contro, e in linea di principio, nulla dovrebbe impedire di considerare pertinente l’esame della normativa italiana sotto il profilo degli artt. 23 CE (art. 28 TFUE), 43 CE (art. 49 TFUE) e 49 CE (art. 56 TFUE), che vietano rispettivamente le restrizioni alla libera circolazione delle merci, alla libertà di stabilimento e alla libera prestazione di servizi.
49. Secondo il quarto ‘considerando’ della direttiva 2003/54, «[l]a libera circolazione delle merci, la libera fornitura dei servizi e la libertà di stabilimento, assicurate ai cittadini eur opei dal trattato, possono essere attuate soltanto in un mercato completamente aperto, che consenta ad ogni consumatore la libera scelta dei fornitori e ad ogni fornitore la libera fornitura ai propri clienti». Orbene, tali libertà garantite dal trattato non sono assolute e possono essere limitate in determinati casi per motivi di pubblico interesse, purché siano rispettati taluni requisiti. Gli artt. 3, n. 2, e 11, n. 6, della direttiva 2003/54 prevedono, in una certa misura, alcune eccezioni al regime delle libertà, codificando e armonizzando i requisiti specificamente applicabili per garantire la loro legittimità comunitaria, conformemente alle disposizioni del trattato cui in alcuni casi fanno specificamente riferimento.
50. Sulla scorta delle suesposte considerazioni, e conformemente ad una costante giurisprudenza (21), ritengo che l’atto controverso debba essere esaminato principalmente in base alle disposizioni della direttiva, interpretate, ove necessario, alla luce della libertà di stabilimento e della libera prestazione di servizi sancite dal trattato. La questione pregiudiziale fa riferimento, come si è già rilevato, esclusivamente a due articoli della direttiva 2003/54: l’art. 11, nn. 2 e 6, e l’art. 24.
51. Tuttavia, per quanto riguarda quest’ultimo, si deve osservare preliminarmente che esso fa riferimento alle «misure di salvaguardia» che gli Stati membri possono adottare temporaneamente «[i]n caso di crisi improvvisa sul mercato dell’energia o quando è minacciata l’integrità fisica o la sicurezza delle persone, delle apparecchiature o degli impianti o l’integrità del sistema». Il giudice del rinvio esclude espressamente la possibilità di includere il regime degli impianti essenziali in tale categoria delle «misure di salvaguardia», dato il «carattere durevole» che a suo parere caratterizzerebbe detto regime. Orbene, a prescindere dal carattere permanente o transitorio della misura controversa, ritengo che la sua adozione non sia mai stata connessa alle circostanze eccezionali espressamente richieste dall’art. 24. Mi sembra quindi indubbio che tale disposizione non sia applicabile al caso di specie. Ne consegue, a mio avviso, e fatto salvo quanto si esporrà più avanti, che l’esame del regime degli impianti essenziali deve essere limitato alla sua incompatibilità con l’art. 11 della direttiva 2003/54.
52. Infine, e in un’ottica diversa, va rilevato che il giudice del rinvio fornisce una descrizione pressoché inequivocabile del provvedimento controverso. In particolare, esso afferma chiaramente che il regime degli impianti essenziali ha natura permanente e che la remunerazione delle offerte è ancorata «a parametri non predeterminati secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato», il che esclude direttamente qualsiasi possibilità di applicare l’art. 11, le cui condizioni di applicazione sono esattamente queste, nonché l’art. 3, n. 2, che fa parimenti riferimento alla trasparenza e al carattere non discriminatorio del procedimento per l’imposizione di obblighi di servizio pubblico, oltre ad esigere (implicitamente) che il provvedimento sia temporaneo (22) .
53. Pertanto, se si dovesse partire dall’accettazione senza riserve di tutte le premesse formulate nella questione pregiudiziale, si dovrebbe contestare che un provvedimento come quello ivi descritto sia in contrasto con la lettera stessa dell’art. 11, nn. 2 e 6, della direttiva. È evidente, tuttavia, che tale modo di presentare le cose presuppone un’affermazione di principio. Nel caso presente si tratta in primis di stabilire se il regime italiano assuma effettivamente le caratteristiche che gli vengono attribuite dal giudice del rinvio, fatta salva la competenza di quest’ultimo ad interpretare la portata ed il significato di ciò che, in definitiva, costituisce una normativa nazionale. In prosieguo si passerà all’analisi di tali caratteristiche alla luce della direttiva 2003/54.
D – Il regime degli impianti essenziali alla luce della direttiva 2003/54
1. La possibilità di intervenire sul prezzo nel mercato dei servizi di dispacciamento
54. L’Enel e il Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia ritengono che l’art. 11 della direttiva 2003/54 estenda la liberalizzazione del mercato elettrico all’intera attività di produzione, compresi l’acquisto e la vendita di energia nell’ambito dei servizi di dispacciamento, imponendo in questa materia il criterio della «priorità economica» dell’energia elettrica (n. 2) e l’applicazione di procedure «basate su criteri di mercato» (n. 6). A loro parere, pertanto, la disposizione osta a qualsiasi provvedimento che assoggetti i rapporti tra i produttori di elettricità ed il gestore del sistema di trasmissione a regole diverse dalla libera contrattazione sul mercato.
55. A mio parere, tale interpretazione della direttiva 2003/54 non è del tutto esatta.
56. Infatti, l’attività di dispacciamento degli impianti di generazione risponde ad un evidente interesse pubblico (garantire la sicurezza del sistema e, in generale, dell’approvvigionamento di energia elettrica), e presenta alcune caratteristiche che consentirebbero di qualificarla come attività regolamentata: ai sensi dell’art. 11 della direttiva 2003/54 si può attribuire in esclusiva al gestore della rete (il che avviene regolarmente, data l’unicità di quest’ultimo) sulla base di norme di attuazione approvate dalle autorità pubbliche (nel caso italiano, le «procedure operative» del dispacciamento sono indicate nel cosiddetto Codice della rete (23) elaborato dalla Terna SpA e verificato dall’AEEG e dal Ministero italiano delle attività produttive) (24) .
57. È vero che l’art. 11 della direttiva, anzitutto, assoggetta alle regole di mercato tale attività di «dispacciamento degli impianti di generazione» svolta dal gestore del sistema. Il dispacciamento deve essere effettuato tenendo conto della «priorità economica dell’energia elettrica» (n. 2), il che, come ho già avuto occasione di spiegare, equivale ad affermare che occorre seguire l’ordine della programmazione risultante dal mercato, con precedenza per l’offerta economicamente più vantaggiosa.
58. Orbene, l’applicazione delle regole di mercato è soggetta in questo caso ad alcune limitazioni, compresa l’esigenza di tenere conto, oltre che del criterio strettamente economico, dei «vincoli tecnici del sistema» (art. 11, n. 2). Tali eventuali vincoli tecnici e la sicurezza tecnica del sistema implicano che la liberalizzazione non possa estendersi sic et simpliciter all’acquisto di energia elettrica destinato a «coprire le perdite di energia e la capacità di riserva» (art. 11, n. 6), né all’attività di bilanciamento del sistema elettrico (art. 11, n. 7).
59. Il diciassettesimo ‘considerando’ della direttiva 2003/54 rispecchia questa idea della direttiva secondo cui i servizi di dispacciamento e di bilanciamento possono essere sottratti, anche se a determinate condizioni, al libero gioco del mercato. Secondo tale ‘considerando’, «[p]er garantire a tutti gli operatori del mercato, compresi i nuovi operatori, un accesso effettivo al mercato, è necessario istituire meccanismi di bilanciamento non discriminatori e che rispecchino i costi. A tal fine, non appena il mercato dell’elettricità raggiunge un livello di liquidità sufficiente, sarebbe opportuno instaurare meccanismi di mercato trasparenti per la fornitura e l’acquisto di energia elettrica necessaria ai fini del bilanciamento. In assenza di un mercato liquido, le autorità nazionali di regolamentazione dovrebbero svolgere un ruolo attivo per garantire che le tariffe di bilanciamento siano non discriminatorie e rispecchino i costi. Al tempo stesso, dovrebbero essere istituiti incentivi adeguati per bilanciare l’immissione e il prelievo di energia elettrica e per non compromettere il sistema». A mio parere, il ‘considerando’ in questione è collegato all’art. 11 della direttiva, per cui si deve ritenere che con l’espressione «tariffe di bilanciamento» si intenda l’importo corrisposto ai produttori per «compensarli» o per remunerare i servizi da loro prestati al fine di garantire il dispacciamento e il bilanciamento della rete, e non, come suggerito dall’Enel, l’«uplift» pagato dai consumatori finali.
60. Il testo di tale ‘considerando’ potrebbe far pensare che la deroga alla liberalizzazione sia transitoria, subordinata al fatto che il mercato non sia sufficientemente liquido e che, una volta superata tale situazione, l’attività di dispacciamento debba soggiacere integralmente alle regole di mercato. A tal proposito, quand’anche fosse così, si deve considerare che, nonostante il livello elevato di liquidità di cui dispone apparentemente il mercato italiano dell’energia elettrica nel suo complesso, lo specifico mercato dei servizi di dispacciamento sembra caratterizzato da uno scarso livello di liquidità (25) . D’altro canto, il fatto che l’elenco degli impianti essenziali sia rivisto e rielaborato ogni anno, insieme alla circostanza che la misura è stata presentata come uno strumento di lotta contro una situazione di crisi e di particolare concentrazione del mercato, potrebbe consentire di affermare che essa rivesta un carattere meramente transitorio.
61. In ogni caso, dubito che il legislatore dell’Unione intendesse vietare qualsiasi tipo di intervento pubblico in relazione a tali servizi tecnici di dispacciamento, anche nell’ipotesi di un mercato sufficientemente liquido. L’art. 11, n. 6, della direttiva 2003/54 dispone che il gestore del sistema di trasmissione deve acquisire l’energia che utilizza per coprire le perdite di energia e la capacità di riserva «secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato». A differenza del compito di mera «chiamata» dei produttori, di «abbinamento» delle offerte e domande di energia, che, ai sensi dell’art. 11, n. 2, della direttiva, deve basarsi sul criterio della «priorità economica» caratterizzato dal mercato, il n. 6 dello stesso articolo, relativo all’acquisto dell’energia necessaria per la prestazione dei servizi tecnici di dispacciamento, non richiama il criterio rigoroso della «priorità economica» (26), ma si limita ad esigere, oltre alla trasparenza e alla non discriminazione, che nel procedimento per l’acquisto di tale energia si tenga conto in qualche misura dei criteri economici che regolano il mercato. L’espressione «basati sul mercato» consente, a mio parere, un intervento più ampio.
62. Partendo da questa relativa eccezione al libero funzionamento del mercato, il diciassettesimo ‘considerando’ attribuisce agli Stati membri un margine di discrezionalità molto più ampio quando si tratti del dispacciamento in un settore elettrico il cui mercato sia carente di liquidità: in tal caso è sufficiente garantire che il prezzo di tale energia «rispecchi i costi».
63. È probabile che, come sostenuto dall’Enel, la prestazione di tali servizi di dispacciamento risulti molto più onerosa per i produttori rispetto alla produzione di energia elettrica venduta sul mercato del giorno prima, il cui prezzo medio viene preso come riferimento per la remunerazione dei produttori, anche atteso che il bene oggetto del mercato dei servizi di dispacciamento sia diverso da quello acquistato e venduto sul mercato del giorno prima e sul mercato infragiornaliero (nel quale è venduta una determinata «disponibilità» o capacità di produzione). Tuttavia, ritengo che una regolamentazione come quella italiana, che fissa il prezzo dell’energia acquisita dalla Terna SpA sul mercato dei servizi di dispacciamento con riferimento al prezzo dell’energia elettrica sul mercato del giorno prima, garantendo in ogni caso la copertura dei costi variabili, soddisfi il requisito secondo cui tale remunerazione deve essere basata su criteri di mercato. Il meccanismo di «reintegrazione dei costi» e la soluzione contrattuale alternativa di cui all’art. 65 bis della delibera n. 111/06 contribuiscono inoltre alla maggiore proporzionalità della misura, rafforzando il collegamento tra il corrispettivo versato e i costi totali dell’energia.
64. D’altro canto, e fatto salvo quanto si esporrà in prosieguo, il regime dei cosiddetti impianti essenziali può soddisfare anche i requisiti di trasparenza e non discriminazione di cui all’art. 11, n. 6. Da un lato, la misura controversa non risulta discriminatoria, come ha invece sostenuto l’Enel: se si tratta di garantire la sicurezza del sistema, è logico che detta misura si applichi esclusivamente alle imprese e agli impianti che potrebbero mettere a rischio tale sicurezza con il loro comportamento sul mercato. Dall’altro, il sistema configurato dalle autorità italiane soddisferebbe, in linea di principio, anche il requisito della trasparenza, dato che l’elenco degli impianti essenziali è rivisto e rielaborato ogni anno con la partecipazione, entro certi limiti, dei produttori eventualmente interessati (art. 63.4 e 64.5 della decisione n. 111/06), viene pubblicato e può essere impugnato in giudizio.
65. In conclusione, sulla base di quanto precede, ritengo che l’art. 11, n. 6, della direttiva 2003/54 consenta di per sé, in via di principio, un regime di intervento sui prezzi del mercato per il servizio di dispacciamento.
66. Orbene, l’interpretazione corretta di tale disposizione potrebbe essere inficiata qualora l’oggetto e lo scopo del regime degli impianti essenziali in esame travalicasse l’ambito dei cosiddetti servizi di dispacciamento e perseguisse obiettivi di portata molto diversa. La compatibilità di siffatto regime degli impianti essenziali con l’art. 11, n. 6, è quindi soggetta a tale condizione, come indicato nei paragrafi seguenti.
2. Il nuovo regime degli impianti essenziali potrebbe travalicare l’ambito dei servizi di dispacciamento in senso tecnico
67. Inizierò ricordando che il governo italiano ha presentato ripetutamente il regime degli impianti essenziali come una misura strettamente necessaria per il funzionamento dei servizi tecnici di dispacciamento del sistema elettrico e, quindi, adottata in conformità all’art. 11 della direttiva.
68. Tuttavia, come si è già evidenziato, risulta che i quantitativi di energia sui quali interviene la Terna SpA – apparentemente ai fini del dispacciamento – sono rapidamente e fortemente aumentati a partire dal 2009, senza che per tale aumento sia stata fornita una spiegazione soddisfacente. Infatti, prima della riforma in esame, i servizi di dispacciamento in senso stretto ammontavano, come si è già rilevato, a 500 MW per tutte le imprese produttrici; dopo la riforma, sono stati dichiarati «essenziali», solo per quanto riguarda l’Enel, oltre 10.000 MW. Benché in passato vi siano stati singoli problemi circoscritti di sicurezza e di bilanciamento del sistema (27), è difficile immaginare quale tipo di problemi tecnici connessi ai servizi di dispacciamento possano avere reso necessario un tale aumento della quantità di energia considerata essenziale. In ogni caso, la Terna SpA e il governo italiano non hanno fornito una motivazione coerente atta a spiegare tale cambiamento.
69. D’altro canto, tale circostanza deve essere messa in relazione con il fatto che la legge n. 2/09 menziona espressamente, quale ratio di tale nuova normativa, un obiettivo di controllo, in generale, dei prezzi finali dell’energia elettrica.
70. In base a questi due elementi, sembra legittimo chiedersi se la riforma italiana non sia intesa a conseguire indirettamente e attraverso siffatto meccanismo un certo controllo generale sui prezzi dell’energia elettrica pagati dai consumatori finali. Per conseguire tale scopo la riforma avrebbe reso possibile includere nella nozione di «impianti essenziali» alcuni impianti che eccederebbero chiaramente le esigenze del servizio di dispacciamento. E ciò a prescindere dal fatto che detti impianti possano risultare essenziali sotto il profilo economico, in quanto collocano i loro titolari in una posizione dominante sul mercato, dalla quale possono controllare i prezzi dell’energia elettrica, compresi quelli pagati per il servizio di dispacciamento (28) . Ne consegue inevitabilmente che si verrebbe a lasciare nelle mani del gestore del sistema, in termini realmente ampi, il volume di energia che deve formare oggetto di intervento.
71. Giunti a questo punto, si deve tenere conto del fatto che la Commissione, la Terna SpA e il governo italiano, probabilmente alla luce delle circostanze sopra indicate, hanno esteso la discussione all’art. 3, n. 2, della direttiva 2003/54, sostenendo che la misura controversa potrebbe rientrare nell’ambito di tale disposizione.
72. L’art. 3, n. 2, della direttiva consente, infatti, di imporre, previa notifica alla Commissione, obblighi di servizio pubblico alle imprese che operano nel settore dell’energia elettrica, «nell’interesse economico generale», purché detti obblighi siano chiaramente definiti, trasparenti, non discriminatori e verificabili, e garantiscano alle società dell’Unione europea che operano nel settore dell’energia elettrica parità di accesso ai consumatori nazionali, e purché tale imposizione avvenga nel pieno rispetto delle pertinenti disposizioni del trattato, in particolare dell’art. 106 TFUE.
73. Inoltre, e fatte salve tali condizioni rigorose, la suddetta disposizione fornisce una definizione relativamente ampia dell’oggetto degli obblighi di servizio pubblico, che possono riguardare «la sicurezza, compresa la sicurezza dell’approvvigionamento, la regolarità, la qualità e il prezzo delle forniture, nonché la tutela ambientale, compresa l’efficienza energetica e la protezione del clima». Un intervento diretto sui prezzi di produzione dell’energia elettrica come quello verificatosi nel caso di specie potrebbe essere diretto a controllare il prezzo dell’energia elettrica pagato dal consumatore finale e a garantire, direttamente o indirettamente, la sicurezza della rete, entrambi obiettivi espressamente contemplati dal citato art. 3, n. 2, della direttiva 2003/54 (29) .
74. Infine, nulla impedirebbe di ritenere, in linea di principio, che l’eventuale misura adottata dal governo italiano persegua un obiettivo di «interesse economico generale», come richiesto dall’art. 3, n. 2. Infatti, in un mercato con una domanda estremamente inelastica come quello dell’energia elettrica, in cui, oltretutto, il bene in questione non può essere immagazzinato, non si può escludere che si verifichino situazioni di abuso di posizione dominante da parte di determinati operatori. Pertanto, l’intervento sulla vendita di energia da parte dei produttori considerati in posizione dominante sul mercato potrebbe eventualmente costituire una condizione indispensabile per garantire la sicurezza della rete e caratterizzarsi, in definitiva, come una misura di «interesse economico generale».
75. Quanto precede può spiegare perché il governo italiano abbia sostenuto l’applicabilità dell’art. 3, n. 2, al caso di specie sulla base di un importante precedente giurisprudenziale: la citata sentenza Federutility, in cui la Corte ha riconosciuto che la fissazione di «prezzi di riferimento» per la fornitura di gas naturale poteva costituire, a determinate condizioni, un obbligo di servizio pubblico ai sensi dell’art. 3, n. 2, della direttiva 2003/55 (disposizione corrispondente, nel settore del gas, a quella della seconda direttiva in materia di energia elettrica ora in esame). Infatti, il governo italiano afferma che, se questo tipo di intervento è ammesso in un mercato totalmente aperto alla concorrenza come quello della fornitura di energia (gas nel caso della Federutility, elettricità nella presente causa), a maggior ragione deve esserlo in relazione ai servizi di dispacciamento, che costituiscono un’attività di interesse pubblico.
76. Ciononostante, e per i motivi che esporrò più avanti, ritengo che il regime configurato dalle disposizioni nazionali controverse non possa trasformarsi in un meccanismo di regolamentazione generale dei prezzi dell’energia elettrica.
77. Va anzitutto anticipato che quanto affermato nella sentenza Federutility non è applicabile sic et simpliciter al caso in esame. In detta causa i cosiddetti «prezzi di riferimento» per la fornitura del gas naturale erano stabiliti direttamente dall’autorità nazionale di regolamentazione (30), l’AEEG, la quale aveva sempre dichiarato che la misura perseguiva una riduzione dei prezzi di detta fornitura. Nella presente causa, invece, la Terna SpA, la società che assume le funzioni di gestore del sistema, adotta direttamente misure di intervento sui prezzi dell’energia, in forza di una norma giuridica nazionale che le consente di operare nell’ambito dei cosiddetti servizi di dispacciamento.
78. È questa eventuale «funzione aggiuntiva» della misura controversa che, a mio parere, non può trovare giustificazione nell’art. 3, n. 2, della direttiva 2003/54.
79. Come si è già rilevato, la direttiva prevede solo l’intervento diretto del gestore del sistema (nel senso di un intervento di delimitazione del mercato) nell’ambito esclusivo dei servizi di dispacciamento (art. 11). Pertanto, l’attribuzione a detto gestore di un altro tipo di poteri regolamentari o di facoltà di intervento sui mercati dell’energia elettrica che travalichino tale ambito comporterebbe, a prima vista, uno «snaturamento» delle funzioni di dispacciamento e bilanciamento, stravolgendo l’ordine interno della direttiva. È evidente che, per la sua stessa configurazione, di regola il gestore dei servizi di dispacciamento non è in grado di assumere, con l’indipendenza e l’imparzialità richieste, il compito di stabilire il livello di intervento generale sui prezzi della fornitura, a prescindere dal fatto che le sue decisioni possano essere impugnate in giudizio.
80. Più in particolare, ritengo che tale modus operandi determini una notevole confusione, incompatibile con il requisito della trasparenza imposto dall’art. 3, n. 2, della direttiva e, in definitiva, con la certezza del diritto.
81. In tal senso, sono del parere che il testo dell’art. 3, n. 2, preveda un duplice requisito di trasparenza in relazione a tali obblighi di servizio pubblico. Da un lato, disponendo che essi devono essere «chiaramente definiti», fa riferimento alla trasparenza nel senso procedurale classico: sotto questo profilo, come si è rilevato, non si può muovere alcuna obiezione al sistema italiano. Tuttavia, la medesima disposizione aggiunge subito dopo che gli obblighi di servizio pubblico devono essere «trasparenti», espressione che si potrebbe ricondurre all’imperativo della certezza del diritto. Gli obblighi di servizio pubblico, in definitiva, devono non solo essere chiari e accessibili, ma anche essere definiti ed imposti in maniera da non indurre confusione o errori. In quest’ottica, la misura controversa potrebbe sollevare problemi di trasparenza qualora fosse effettivamente dimostrato che, per quanto venga presentata come misura formalmente giustificata dall’art. 11 della direttiva 2003/54 (e, in definitiva, da ciò che risulta «essenziale» per la prestazione dei servizi di dispacciamento), nella pratica essa è intesa a funzionare come se il legislatore si fosse avvalso delle specifiche possibilità concesse dall’art. 3, n. 2, della direttiva.
82. Spetterà naturalmente al giudice del rinvio valutare in ciascun caso quale sia la quota della capacità complessiva di produzione dichiarata «essenziale» che può effettivamente rispondere ad obiettivi tecnici di sicurezza del sistema. Esso è l’unico competente, in definitiva, a valutare, ove necessario, se il regime delle unità essenziali sia utilizzato per uno scopo chiaramente estraneo a quello risultante dalla sua stessa configurazione, partendo, ad esempio, dai dati relativi alla quantità effettivamente utilizzata in passato ai fini della prestazione di tali servizi.
83. Alla luce di quanto precede, ritengo che l’art. 11, n. 6, della direttiva 2003/54 non osti ad un regime di «impianti essenziali» come quello oggetto della presente questione pregiudiziale e che spetti al giudice nazionale valutare, ove necessario, se nella sua applicazione tale regime sia stato utilizzato in modo poco coerente rispetto al suo scopo, perseguendo in particolare un obiettivo che travalica chiaramente le esigenze di una corretta gestione dei servizi di «dispacciamento e bilanciamento».
VI – Conclusione
84. In conclusione, propongo alla Corte di risolvere come segue la questione sollevata dal Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia:
«Gli artt. 49 e 56 TFUE e l’art. 11, nn. 2 e 6, della direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 26 giugno 2003, 2003/54/CE, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE, non ostano ad una normativa nazionale che imponga stabilmente a determinati produttori di energia elettrica che, in circostanze date, risultino essenziali per il soddisfacimento del fabbisogno della domanda per i servizi di dispacciamento, di formulare offerte sui mercati della borsa elettrica secondo programmi eteronomamente determinati dal gestore della rete, e che sottragga la remunerazione di tali offerte alla libera determinazione del produttore, purché sussistano le seguenti condizioni:
1) la remunerazione di tali offerte di energia dichiarata essenziale sia ancorata a parametri predeterminati secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato. Una normativa nazionale che fissa il prezzo dell’energia acquisita dal gestore della rete ai fini della prestazione dei servizi di dispacciamento con riferimento al prezzo medio dell’energia elettrica sul mercato del giorno prima, garantendo in ogni caso la copertura dei costi variabili, soddisfa il requisito secondo cui la suddetta remunerazione deve essere basata su criteri di mercato;
2) in ogni caso, siffatto regime vincolistico corrisponda all’energia che risulta indispensabile per la prestazione dei servizi tecnici di dispacciamento (copertura delle perdite di energia e della capacità di riserva). Spetterà al giudice nazionale stabilire, ove necessario, se o in quale misura la capacità di produzione di energia elettrica dichiarata essenziale possa effettivamente rispondere a tali obiettivi».
(1) .
(2)
–	GU L 176, pag. 37.
(3)
–	Causa C‑265/08 (Racc. pag. I‑3377).
(4)
–	La sentenza ha per oggetto l’art. 3, n. 2, della direttiva del Parlamento europeo e del Consiglio 26 giugno 2003, 2003/55/CE, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale e che abroga la direttiva 98/30/CE (GU L 176, pag. 57), il cui testo è molto simile a quello dell’art. 3, n. 2, della direttiva 2003/54.
(5)
–	«Appel et équilibrage» nella versione francese; «Inanspruchnahme und Ausgleich von Kapazitäten» in quella tedesca, e «dispatching and balancing» in quella inglese.
(6)
–	La normativa che disciplina il settore elettrico italiano è contenuta in varie norme di trasposizione della direttiva 2003/54. Nella specie si farà riferimento direttamente alle delibere dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas pertinenti ai fini della soluzione della presente causa e alla legge n. 2/2009, che definisce lo schema generale della riforma in discussione nel caso di specie.
(7)
–	In prosieguo: la «delibera n. 168/03» (supplemento ordinario alla GURI n. 16 del 30 gennaio 2004).
(8)
–	In prosieguo: la «delibera n. 111/06» (supplemento ordinario alla GURI n. 153 del 4 luglio 2006).
(9)
–	Conformemente al decreto legge 6 marzo 1999, n. 79 (in prosieguo: la «Terna SpA»).
(10)
–	In prosieguo: la «legge n. 2/09» (GURI n. 22 del 28 gennaio 2009). Si tratta della legge di conversione del decreto legge 29 novembre 2008, n. 185, recante misure urgenti per il sostegno a famiglie, lavoro, occupazione e impresa e per ridisegnare in funzione anti‑crisi il quadro strategico nazionale.
(11)
–	Supplemento ordinario alla GURI n. 133 dell’11 giugno 2009 (in prosieguo: la «delibera n. 52/09»).
(12)
–	Direttiva 2009/72/CE, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (GU L 211, pag. 55).
(13)
–	A tale proposito v. C. Isidoro, L’ouverture du marché de l’électricité à la concurrence communautaire et sa mise en œuvre (Allemagne, France, Italie, Royaume-Uni), Librairie Générale de Droit et de Jurisprudence, 2006, pag. 224, e P. Cameron, Competition in the energy markets,
Oxford University Press, 2 nd
edition, 2007, pag. 23.
(14)
–	Ai sensi dell’art. 2, punto 16), della direttiva 2003/54, per «priorità economica» si intende «la classificazione di fonti di energia elettrica secondo criteri economici».
(15)
–	L’art. 11, n. 4, prevede un’analoga possibilità.
(16)
–	V. A. Carbajo, «Los mercados eléctricos y los servicios de ajuste del sistema», Economía Industrial, n. 364, 2007, e de la Cruz Ferrer, La liberalización de los servicios públicos y el sector eléctrico,
Marcial Pons Ed., 1999, pag. 450.
(17)
–	V. anche art. 14, nn. 5 e 6, della direttiva, che prevede gli stessi requisiti per il caso in cui tali funzioni vengano assunte dal gestore del sistema di distribuzione.
(18)
–	Decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79.
(19)
–	Informazione tratta dalla pagina web di Terna SpA: http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/dispacciamento.aspx.
(20)
–	Detti mercati si basano sul cosiddetto sistema del «prezzo marginale», che varia costantemente nel corso della giornata e, in un mercato fortemente inelastico come quello dell’energia elettrica, aumenta con l’aumentare della domanda, di modo che, nei momenti in cui la domanda è più alta, il prezzo marginale raggiunge il livello massimo.
(21)
–	V., in tal senso, sentenza 12 ottobre 1993, causa C‑37/92, Vanacker e Lesage (Racc. pag. I‑4947, punto 9): «dato che il problema della raccolta degli oli usati è disciplinato a livello comunitario dalla direttiva in base ai criteri di armonizzazione, qualunque provvedimento nazionale in materia deve essere valutato in rapporto alle disposizioni di tale direttiva e non degli artt. 30‑36 del trattato». Nello stesso senso v. sentenze 23 novembre 1989, causa C‑150/88, Parfümerie fabril (Racc. pag. 3891, punto 28); 24 gennaio 2008, causa C‑257/06, Roby Profumi (Racc. pag. I‑189, punto 14); 13 dicembre 2001, causa C‑324/99, Daimler Chrysler (Racc. pag. I‑9897, punto 32), e 30 aprile 2009, causa C‑132/08, Lidl Magyarország (Racc. pag. I‑3841, punto 42).
(22)
–	Nello stesso senso, v. sentenza Federutility, cit. (punto 35).
(23)
–	Codice di trasmissione, dispacciamento, sviluppo e sicurezza della rete: http://www.terna.it/default/Home/SISTEMA_ELETTRICO/codice_rete_aspx.
(24)
–	V. B. Pajuelo Iglesias, «La gestión técnica del sistema. El operador del sistema. Los procedimientos de operación», in Derecho de la regulación económica. III. Sector energético, S. Muñoz Machado, Dir., Iustel, 2009, pagg. 447 e 463.
(25)
–	Il livello di liquidità di un mercato si misura, come spiegato dall’Enel, in funzione della «possibilità di eseguire rapidamente ordini di acquisto e di vendita senza incorrere in elevati costi di transazione, e di fornire segnali corretti agli operatori attraverso prezzi trasparenti, difficilmente suscettibili di oscillazioni anomale connesse a singole operazioni o a pratiche manipolative». L’Enel e la Commissione hanno confermato che il mercato elettrico italiano presenta tali caratteristiche, mentre il governo italiano e la Terna SpA precisano che tale liquidità non è prevedibile nel caso del mercato per il servizio di dispacciamento. Interrogata in udienza in merito a tale motivo di fatto (che costituisce, peraltro, il motivo stesso che giustifica il regime degli impianti essenziali), l’Enel non l’ha smentito direttamente.
(26)
–	Né lo richiama il n. 7 del medesimo articolo, relativo ai servizi di bilanciamento del sistema.
(27)
–	Così è stato affermato in udienza.
(28)
–	Così ritiene il giudice nazionale, il quale afferma espressamente nell’ordinanza di rinvio che «sono inclusi fra gli impianti essenziali non solo quelli “tecnicamente e strutturalmente” indispensabili alla risoluzione delle congestioni o al mantenimento dei livelli di sicurezza del sistema, ma anche quelli che fanno parte di raggruppamenti di impianti essenziali; raggruppamenti che vengono definititi come insiemi di impianti che consentono a determinati produttori di essere determinanti per il soddisfacimento della domanda di energia proveniente dal gestore della rete, determinandone il prezzo in assenza di un’effettiva concorrenza».
(29)
–	In tal senso, si può ammettere che il fatto che l’intervento abbia luogo nella fase della produzione dell’elettricità potrebbe essere irrilevante. Le obiezioni sollevate a tale riguardo dall’Enel e dal giudice del rinvio si basano, a mio avviso, su una certa confusione tra la nozione di «obblighi di servizio pubblico» e quella di «servizio universale», che sono invece tenute chiaramente distinte dall’art. 3 della direttiva 2003/54. La validità della misura controversa non può essere messa in discussione neppure per assenza di notifica alla Commissione, dato che, sebbene l’art. 3, n. 9, della direttiva obblighi gli Stati membri a notificare i provvedimenti adottati nel contesto di detta disposizione, si tratta di una formalità la cui inosservanza può eventualmente giustificare un ricorso per inadempimento, ma non inficiare la validità della misura nazionale in questione (a differenza, ad esempio, dei provvedimenti di cui all’art. 24 della direttiva, poiché, in tal caso, la Commissione, attraverso la notifica obbligatoria, esercita un certo controllo sul contenuto della misura nazionale).
(30)
–	Nel senso dell’art. 23, n. 1, della direttiva 2003/54.