Poteri dell’Arera e misure perequative

Materia: Energia elettrica

N. 06534/2021REG.PROV.COLL.
N. 05435/2019 REG.RIC.


REPUBBLICA ITALIANA
IN NOME DEL POPOLO ITALIANO
Il Consiglio di Stato
in sede giurisdizionale (Sezione Sesta)
ha pronunciato la presente
SENTENZA
sul ricorso numero di registro generale 5435 del 2019, proposto da Fiamma 2000 S.p.A., in persona del legale rappresentante pro tempore, rappresentato e difeso dagli avvocati Damiano Lipani, Francesca Sbrana, Antonio Catricala', con domicilio digitale come da PEC da Registri di Giustizia e domicilio eletto presso lo studio Antonio Catricalà in Roma, via Vittoria Colonna n. 40; 

contro
Arera - Autorita' di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, in persona del legale rappresentante pro tempore, rappresentato e difeso dall'Avvocatura Generale dello Stato, domiciliataria ex lege in Roma, via dei Portoghesi, 12; 

nei confronti
Butan Gas S.p.A. non costituito in giudizio; 

per la riforma
della sentenza del Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia (Sezione Seconda) n. 00602/2019, resa tra le parti, concernente per l’annullamento -previa adozione di idonea misura cautelare- della   nota della   Direzione   Infrastrutture   Energia   e Unbundling dell'AEEGSI, n. 0026024-02del 2  agosto2017, Prot.  Generale/P DIEU/ilg/se, recante “Istanza di intervento di Fiamma 2000 Spa. Vostra comunicazione  in  data  31  marzo  2017”(di seguito, anche solo “Nota”, doc. 1), con la quale è stata archiviata la segnalazione di Fiamma dell'8 novembre 2016, come integrata in data 31 marzo 2017;
-di   ogni   altro   atto preordinato,   conseguenziale   e/o   comunque connesso.

Visti il ricorso in appello e i relativi allegati;
Visto l'atto di costituzione in giudizio di Arera - Autorita' di Regolazione per Energia Reti e Ambiente;
Visti tutti gli atti della causa;
Relatore nell'udienza pubblica del giorno 24 settembre 2021 il Cons. Davide Ponte;
Ritenuto e considerato in fatto e diritto quanto segue.

FATTO
Con l’appello in esame l’odierna parte appellante impugnava la sentenza n. 602 del 2019 del Tar Lombardia, sede di Milano, recante rigetto dell’originario gravame, proposto dalla medesima parte istante al fine di ottenere l’annullamento della nota dell’Autorità per l'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico (Direzione Infrastrutture Energia e Unbundling dell'AEEGSI, n. 0026024-02 del 2 agosto 2017) che ha archiviato la segnalazione con la quale la ricorrente ha indicato le gravi alterazioni del mercato del gas naturale che interesserebbero la Regione Sardegna chiedendo un intervento regolamentare dell’Autorità.
Ricostruendo in fatto e nei documenti la vicenda, nel riproporre le censure di prime cure e contestare le argomentazioni della sentenza impugnata, parte appellante formulava, avverso la sentenza di rigetto, il seguente motivo di appello:
- error in iudicando, non avendo il giudice di prime cure rilevato violazione e falsa applicazione dell’art. 23, comma 4, del decreto n. 164/2000, della direttiva 2014/94/ue, nonché dell’art. 1 della legge n. 481/1995, difetto di motivazione e carenza di istruttoria, eccesso di potere, contraddittorietà estrinseca, travisamento dei fatti, illogicità manifesta.
La parte appellata si costituiva in giudizio chiedendo il rigetto dell’appello. Non si costituiva in giudizio la parte privata intimata, Butan gas.
Alla pubblica udienza del 24 settembre 2021 la causa passava in decisione.
DIRITTO
1. La presente controversia ha ad oggetto il gravame con cui l’odierna parte appellante ripropone le censure, disattese dal Tar Lombardia nella sentenza impugnata, dedotte in prime cure avverso la nota di archiviazione della segnalazione a suo tempo presentata dalla stessa società Fiamma 2000.
1.1 Con tale segnalazione la società, attiva su tutto il territorio nazionale nell’offerta del servizio di impiantistica di manutenzione e rifornimento di impianti alimentati a GPL, aveva chiesto un intervento dell’Autorità regolatrice, odierna appellata, volto a superare le criticità dell’attuale contesto regolamentare, che – a fronte della conclamata indisponibilità del gas metano e del contestuale sviluppo del Gas di Petrolio Liquefatti che caratterizzano la Regione Sardegna – precluderebbe la piena operatività dei vigenti meccanismi di perequazione, penalizzerebbe le imprese distributrici, ostacolerebbe il celere sviluppo delle reti distributive locali, pregiudicando i consumatori della stessa Regione.
Con la nota impugnata in prime cure l’Autorità adita disponeva l’archiviazione, rappresentando l’insussistenza di elementi tali da rendere opportuna l’introduzione di meccanismi di perequazione per i gas diversi dal naturale. 
1.2 La contestazione, reiterata nella presente sede, prende le mosse dalla predetta circostanza per cui in Sardegna non c’è il metano, con la conseguenza che i GPL, ossia la fonte di energia distribuita dalla società odierna appellante, è una necessità per gli utenti sardi, impossibilitati ad accedere alla erogazione dei gas naturali per la vita di tutti i giorni, così come per le attività imprenditoriali sviluppate in loco. È peraltro in corso l’iter procedimentale, denominato “metanizzazione della Sardegna”, nel cui ambito con Delibera n. 5113 del 12 dicembre 2006 della Giunta Regionale si è provveduto ad approvare lo schema di Accordo di Programma Quadro. In seguito, dall’anno 2006 all’anno 2010, tutti gli “Organismi di Bacino” individuati dall’accordo, hanno indetto e affidato le concessioni per la “progettazione, realizzazione e gestione delle reti di distribuzione del gas metano nei Comuni appartenenti al bacino”. Ciò nonostante, nella prospettazione appellante, allo stato gli utenti sardi non possono fare affidamento sul gas metano e utilizzano, invece, il GPL. 
1.3 In tale contesto, la società appellante è risultata aggiudicataria di svariati bacini e ha, per gli effetti, sostenuto i relativi investimenti nella realizzazione delle reti comunali in esercizio. In assenza del metano, la società dichiara di essere stata peraltro obbligata a destinare le proprie reti distributive all’uopo realizzata al GPL, indicato come altro gas naturale. In virtù di tale conversione, l’odierna appellante non ha avuto modo di fruire del sistema di perequazione previsto dalla normativa di cui al d.lgs. n. 164 del 2000, che quindi con riferimento alle attività della Società in Sardegna è rimasto inapplicato, nonostante la sua espressa menzione nelle concessioni relative ai bacini aggiudicati alla stessa Fiamma 2000. Nelle concessioni relative ai bacini costituiti in forza della DGR n. 54/28 (per Fiamma i bacini nn. 3, 28, 18, 20, 34 e 25), infatti, il 10 Decreto n. 164/2000 – asseritamente ritenuto inapplicabile dai Giudici di prime cure – è espressamente richiamato. 
1.4 Sulla base di tale ricostruzione, Fiamma 2000 contesta gli effetti distorsivi del suddetto quadro regolatorio, dinanzi ai quali sarebbe quindi ben giustificato l’invocato intervento invocato dell’Autorità del settore. Infatti, la società appellante lamenta di essere tutt’ora costretta a competere su base nazionale con operatori che, non avendo attività in Sardegna, possono fare affidamento sui sistemi di perequazione previsti dalla predetta normativa. Fiamma 2000 sarebbe quindi costretta ad operare in perdita, a fronte di un sistema regolamentare che non le permette di competere ad armi pari con le altre imprese attive nella distribuzione del metano.
Dal punto di vista normativo, nella prospettazione appellante, l’intervento invocato rientra a pieno titolo tra le prerogative dell’ARERA, ai sensi dell’art. 1, comma 1, della legge n. 481 del 1995, il quale imporrebbe all’Autorità “di garantire la promozione della concorrenza e dell’efficienza nel settore dei servizi di pubblica utilità”, nonché “adeguati livelli di qualità nei servizi medesimi in condizioni di economicità e redditività. La stessa disposizione prevede, inoltre, che “Il sistema tariffario deve altresì armonizzare gli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti il servizio con gli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse”. 
2. L’appello è infondato nel merito, potendosi conseguentemente prescindersi- anche in questa sede, come in prime cure - dall’esame delle (peraltro infondate) eccezioni di carattere preliminare.
3. In primo luogo va evidenziata la peculiarità dell’attività dell’appellante e dell’effettivo mercato di riferimento, cioè della fornitura di gas diverso dal gas naturale a mezzo di reti urbane. Tale attività viene gestita mediante reti non interconnesse alla rete di trasporto nazionale, da imprese che eserciscono in modo integrato l’attività di distribuzione e quella di vendita. 
3.1 La gestione integrata delle attività di distribuzione e vendita non rende confrontabile sul piano del quadro normativo di riferimento tale attività con la distribuzione di gas naturale. 
Assumono rilievo, al riguardo, sia il diverso quadro normativo di riferimento, sia la circostanza di fatto per cui la fornitura di gas diversi dal naturale rappresenta una realtà più limitata a livello nazionale, caratterizzata da un ridotto numero di imprese che servono località in genere non densamente abitate. 
3.2 Come già evidenziato da questo Consiglio (cfr. ad es. sentenze nn. 587 e 676 del 2018), occorre, infatti, considerate che il sistema normativo (quale risultante dal decreto legislativo n. 164/2000 e dalla normativa sopravvenuta di rango sia primario che secondario, ivi inclusi gli atti di regolazione dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico, oggi Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente), ha sempre considerato separatamente la distribuzione del gas naturale e la diversa attività di distribuzione del GPL. Si possono citare, a tal proposito, le seguenti fonti normative: l’art. 46-bis d.l. n. 159/2007, convertito con legge n. 222/2007; i decreti ministeriali del Ministero delle Sviluppo Economico 19 gennaio 2011, 18 ottobre 2001, 12 novembre 2011; l’art. 1 legge-delega n. 239 del 2004, attuata con il d.lgs. n. 128/2006; nonché il Testo Unico delle disposizioni della regolazione della qualità e delle tariffe dei servizi di distruzione e misura del gas approvato con le delibere dell’Autorità 367/2014/R/gas e 775/2016/R/gas. 
3.3 La costante separata considerazione a livello normativo (di gas naturale e GPL) trova riscontro nel dato funzionale-teleologico, attese le profonde differenze sul piano tecnico esistenti tra la distribuzione del gas naturale e la distribuzione del GPL. Il gas naturale viene, infatti, erogato attraverso le tubazioni, mentre il GPL viene trasportato allo stato liquido ed immesso in bomboloni. Le reti e gli impianti del GPL sono diversi da quelli del gas naturale e dal punto di vista tecnico non sono adatti al c.d. vettoriamento (il servizio di trasporto) del metano, atteso che, in sostanza, gli impianti GPL non possono essere utilizzati per il trasporto del gas naturale. 
Le due reti, pertanto, non possono interagire e le reti a gas naturale non possono confluire in quelle a GPL. 
In materia, la finalità del vigente ordinamento, a partire dal sistema normativo, è proprio quella di valorizzare gli investimenti per l’estensione della rete a gas naturale, al fine di superare definitivamente le obsolete reti a GPL, prevalentemente in fase di dismissione. 
3.4 L’interpretazione della normativa evocata nel senso sostenuto dall’appellante, oltre a scontrarsi con il già univoco dato letterale, risulta, quindi, ulteriormente precluso da considerazioni di natura sistematica e teleologica. A fronte di un sistemo normativa evidentemente volto a favorire la diffusione del servizio di metanizzazione e la sostituzione delle reti a GPL con le reti del gas naturale, sarebbe, infatti, irragionevole estendere il diverso meccanismo compensativo previsto per un mercato distinto e caratterizzato da elementi diversi e peculiari.
4. In secondo luogo assume infatti ulteriore rilievo dirimente la struttura tariffaria, già determinata dall’Autorità, con atti peraltro neppure tempestivamente impugnati.
4.1 Al riguardo, la legge attribuisce all’Autorità il potere di stabilire ed aggiornare le tariffe nei settori dell’energia elettrica e del gas. L’articolo 1, comma 1, della legge 14 novembre 1995, n. 481 declina i principi informatori dell’ordinamento tariffario, alla stregua dei quali l’ordinamento tariffario deve essere certo, trasparente e basato su criteri predefiniti, tale da tutelare gli interessi di clienti e consumatori attraverso “la promozione della concorrenza e dell’efficienza” e, al tempo stesso, in grado di assicurare la fruibilità e la diffusione del servizio con adeguati livelli di qualità in condizioni di economicità e redditività e di “armonizzare gli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti il servizio con gli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse”. 
Coerentemente a tali finalità, l’articolo 2, comma 12, lett. e) della stessa legge n. 481/1995 intesta all’Autorità il potere di stabilire e aggiornare “in relazione all’andamento del mercato, la tariffa base, i parametri e gli altri elementi di riferimento per determinare le tariffe”. 
Ai fini dell’aggiornamento delle tariffe, i commi 18 e 19 dell’art. 2 della legge n. 481/1995 prevedono l’utilizzo del meccanismo del “price cap”, e cioè di un sistema in base al quale l’Autorità, identificando, tra l’altro, il livello dei costi da riconoscere agli esercenti, persegue annualmente un obiettivo di recupero di produttività. 
Le previsioni di cui alla citata legge n. 481 attribuiscono all’Autorità il potere di definire le tariffe per il gas, ivi incluso quello diverso dal naturale, mentre non trovano applicazione in relazione alla fattispecie di cui all’odierna controversia le disposizioni di cui al d.lgs. 164 cit., recante, non a caso, “Attuazione della direttiva n. 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell’articolo 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144”, concernenti quindi unicamente il mercato del gas naturale
4.2 La struttura tariffaria per la distribuzione di gas diversi dal naturale a mezzo di reti canalizzate, pur ricalcando in parte quella del servizio di distribuzione del gas naturale quanto alle modalità di determinazione dei vincoli ai ricavi ammessi, alla composizione del capitale investito riconosciuto a fini regolatori, nonché alla determinazione del valore delle immobilizzazioni nette, alla remunerazione del capitale investito e dell’ammortamento, se ne differenzia – in coerenza alla predetta diversità di attività - dal momento che non prevede un sistema fondato su tariffa di riferimento, tariffa obbligatoria e meccanismi di perequazione, ma soltanto sulla tariffa di riferimento fissata per ciascuna impresa distributrice e su un’opzione tariffaria, anch’essa stabilita per singola impresa distributrice, eventualmente differenziata su base regionale.
In proposito, la tariffa di riferimento è composta da una componente a copertura della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti relativi a immobilizzazioni centralizzate, una componente a copertura della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti relativi alle immobilizzazioni materiali di località, nonché di una componente a copertura dei costi operativi relativi al servizio di distribuzione. Ai sensi del successivo articolo 86 della citata RTDG 2010-2012, ciascuna impresa distributrice applica, in modo non discriminatorio, opzioni tariffarie compatibili con quelle approvate dall’Autorità a copertura dei costi relativi ai servizi di distribuzione e misura. In particolare, le imprese di distribuzione devono differenziare le opzioni tariffarie per ambito gas diversi, da intendersi, ai sensi dell’articolo 1, come “l’ambito di determinazione delle opzioni tariffarie per il servizio di distribuzione di gas diversi dal gas naturale formato dall’insieme delle località gas diversi appartenenti alla medesima regione e servite dalla medesima impresa distributrice”.
4.3 In tale contesto va quindi condivisa la considerazione per cui la disciplina tariffaria della distribuzione del gas naturale trova il proprio fondamento non solo nella legge n. 481 cit., che si applica al mercato del gas tutto, ma anche nel citato decreto n. 164 del 2000, che disciplina unicamente il settore del gas naturale. 
In particolare, l’articolo 23 di tale disciplina, che detta i principi fondamentali in materia tariffaria, attribuisce all’Autorità il compito di determinare le tariffe per la distribuzione del gas naturale “in modo da assicurare una congrua remunerazione del capitale investito”. Inoltre, prevede specificatamente che l’Autorità possa “disporre, anche transitoriamente, appositi strumenti di perequazione”, al fine di garantire che “le tariffe per la distribuzione tengano conto della necessità di remunerare iniziative volte ad innalzare l’efficienza di utilizzo dell’energia e a promuovere l’uso delle fonti rinnovabili, la qualità, la ricerca e l’innovazione finalizzata al miglioramento del servizio, di non penalizzare le aree in corso di metanizzazione e quelle con elevati costi unitari” (comma 4, articolo 23).
4.4 Alla luce di tale quadro normativo, differenziato per i due settori, l’Autorità ha adottato la regolazione tariffaria per il servizio di distribuzione del gas naturale e quella per il servizio di distribuzione dei gas diversi. 
In tale ambito, il sistema tariffario previsto per i gas diversi dal naturale si fonda su una “tariffa di riferimento” stabilita sulla base dei medesimi criteri per la distribuzione del gas naturale e su opzioni tariffarie che, appunto, devono riflettere i costi del servizio di distribuzione dei gas diversi e devono essere differenziate in relazione a ciascun ambito gas determinato dall’insieme delle località appartenenti alla medesima regione e servite dalla medesima impresa distributrice. 
In particolare, per quanto concerne il servizio di distribuzione dei gas diversi dal naturale non è stato previsto alcun meccanismo di perequazione. 
4.5 A quest’ultimo riguardo, la determinazione tariffaria – peraltro, come detto, neppure tempestivamente impugnata – trova ragionevole inquadramento – negli evidenti limiti di sindacato del presente giudizio, proposto avverso un diniego di modifica del vigente sistema – sia per l’assenza di una normativa primaria di riferimento, sia per le conseguenze che deriverebbero in capo ai clienti finali. 
Il conto per la perequazione tariffaria della distribuzione gas naturale utilizzato, appunto, per la copertura dei saldi di perequazione è alimentato dal gettito derivante dalla componente UG1, versata dai clienti finali con la tariffa obbligatoria. Si tratta, dunque, dell’imposizione di un prelievo che deve necessariamente trovare la propria fonte in una disposizione di legge, che, nel caso di specie, è prevista solo per la distribuzione del gas naturale. Introdurre un meccanismo di perequazione anche per le tariffe di distribuzione dei gas diversi dal naturale significherebbe, infatti, far sostenere i costi di investimento di un distributore anche a clienti finali che non sono allacciati a quel distributore. 
4.6 Quindi, le differenze strutturali – in termini di caratteristiche tecnico-economiche, normative e di esigenze di tutela sottese – ontologicamente connaturate ai due settori, escludono che possa estendersi o possa introdursi ex novo un meccanismo perequativo per il servizio di distribuzione dei gas diversi.
Coerentemente con la natura delle reti impiegate, che sono isolate e non interconnesse, le attività di distribuzione e vendita dei gas diversi possono essere svolte, dunque, in modo integrato. A differenza di quanto previsto per i mercati dell’energia elettrica e del gas naturale, l’attività di vendita dei gas diversi non è stata liberalizzata, né sono previsti obblighi di accesso di terzi per il gestore della rete. Nei settori dell’energia elettrica e del gas naturale, al contrario, vige un principio di imparzialità nella gestione dell’infrastruttura che impone che il gestore della rete non possa esercitare le attività a monte e a valle della filiera e che, nel caso in cui faccia parte di un’impresa verticalmente integrata, rispetti stringenti obblighi di separazione. Anche alla luce di tanto, è evidente come l’Autorità legittimamente abbia ritenuto che non vi fossero i presupposti giuridici oltre che economici per accogliere l’istanza con cui l’odierna ricorrente ha chiesto che il meccanismo di perequazione tariffaria fosse esteso anche alle reti di distribuzione del gas diverso dal naturale.
4.7 In definitiva, va condiviso la conclusione per cui il diverso contesto normativo, che connota il settore dei gas diversi, impone un’applicazione più rigida del principio della “cost reflectivity” ( ossia dell’orientamento a riflettere i costi effettivi dell’energia fornita ) della tariffa, non giustificando attenuazioni analoghe a quelle introdotte nel settore del gas naturale”; tale principio in sostanza richiede che gli utenti finali paghino il servizio sulla base dei costi effettivamente sostenuti dal singolo operatore che li serve, con ciò escludendo i meccanismi di perequazione tariffaria tra utenti finali forniti da operatori diversi che comportano, al contrario, una “socializzazione” dei costi in capo anche a soggetti che non hanno fruito del servizio di quel singolo operatore.
5. Alla luce delle considerazioni che precedono l’appello va respinto.
Sussistono giusti motivi, a fronte della complessità e delle peculiarità della fattispecie, per compensare le spese di giudizio.
P.Q.M.
Il Consiglio di Stato in sede giurisdizionale (Sezione Sesta), definitivamente pronunciando sull'appello, come in epigrafe proposto, lo respinge.
Spese compensate.
Ordina che la presente sentenza sia eseguita dall'autorità amministrativa.
Così deciso in Roma nella camera di consiglio del giorno 24 settembre 2021 con l'intervento dei magistrati:


Giancarlo Montedoro,	Presidente
Oreste Mario Caputo,	Consigliere
Dario Simeoli,	Consigliere
Giordano Lamberti,	Consigliere
Davide Ponte,	Consigliere, Estensore

Giancarlo Montedoro,	Presidente
Oreste Mario Caputo,	Consigliere
Dario Simeoli,	Consigliere
Giordano Lamberti,	Consigliere
Davide Ponte,	Consigliere, Estensore



IL SEGRETARIO


Massima:
Energia elettrica – Tariffe – Gas diversi dal naturale – Individuazione.
Energia elettrica – Tariffe – Gas diversi dal naturale – Misure perequative- Limiti. 
 
 
La disciplina tariffaria della distribuzione del gas naturale trova il proprio fondamento non solo nella l. 14 novembre 1995, n. 481, che si applica al mercato del gas tutto, ma anche nel d.lgs. n. 164 del 2000, che disciplina unicamente il settore del gas naturale (1).
Il contesto normativo, che connota il settore dei gas diversi, impone un’applicazione più rigida del principio della “cost reflectivity” (ossia dell’orientamento a riflettere i costi effettivi dell’energia fornita) della tariffa, non giustificando attenuazioni analoghe a quelle introdotte nel settore del gas naturale”             ​​​​​​​  (2).
 
 
(1) Ha chiarito la Sezione che la struttura tariffaria per la distribuzione di gas diversi dal naturale a mezzo di reti canalizzate, pur ricalcando in parte quella del servizio di distribuzione del gas naturale quanto alle modalità di determinazione dei vincoli ai ricavi ammessi, alla composizione del capitale investito riconosciuto a fini regolatori, nonché alla determinazione del valore delle immobilizzazioni nette, alla remunerazione del capitale investito e dell’ammortamento, se ne differenzia – in coerenza alla predetta diversità di attività - dal momento che non prevede un sistema fondato su tariffa di riferimento, tariffa obbligatoria e meccanismi di perequazione, ma soltanto sulla tariffa di riferimento fissata per ciascuna impresa distributrice e su un’opzione tariffaria, anch’essa stabilita per singola impresa distributrice, eventualmente differenziata su base regionale.
In proposito, la tariffa di riferimento è composta da una componente a copertura della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti relativi a immobilizzazioni centralizzate, una componente a copertura della remunerazione del capitale investito e degli ammortamenti relativi alle immobilizzazioni materiali di località, nonché di una componente a copertura dei costi operativi relativi al servizio di distribuzione. Ai sensi del successivo articolo 86 della RTDG 2010-2012, ciascuna impresa distributrice applica, in modo non discriminatorio, opzioni tariffarie compatibili con quelle approvate dall’Autorità a copertura dei costi relativi ai servizi di distribuzione e misura. In particolare, le imprese di distribuzione devono differenziare le opzioni tariffarie per ambito gas diversi, da intendersi, ai sensi dell’articolo 1, come “l’ambito di determinazione delle opzioni tariffarie per il servizio di distribuzione di gas diversi dal gas naturale formato dall’insieme delle località gas diversi appartenenti alla medesima regione e servite dalla medesima impresa distributrice”.

(2) Ad avviso della Sezione le attività di distribuzione e vendita dei gas diversi possono essere svolte, dunque, in modo integrato. A differenza di quanto previsto per i mercati dell’energia elettrica e del gas naturale, l’attività di vendita dei gas diversi non è stata liberalizzata, né sono previsti obblighi di accesso di terzi per il gestore della rete. Nei settori dell’energia elettrica e del gas naturale, al contrario, vige un principio di imparzialità nella gestione dell’infrastruttura che impone che il gestore della rete non possa esercitare le attività a monte e a valle della filiera e che, nel caso in cui faccia parte di un’impresa verticalmente integrata, rispetti stringenti obblighi di separazione. Anche alla luce di tanto, è evidente come l’Autorità legittimamente abbia ritenuto che non vi fossero i presupposti giuridici oltre che economici per accogliere l’istanza con cui l’odierna ricorrente ha chiesto che il meccanismo di perequazione tariffaria fosse esteso anche alle reti di distribuzione del gas diverso dal naturale.
​​​​​​​In definitiva, va condiviso la conclusione per cui il diverso contesto normativo, che connota il settore dei gas diversi, impone un’applicazione più rigida del principio della “cost reflectivity” (ossia dell’orientamento a riflettere i costi effettivi dell’energia fornita ) della tariffa, non giustificando attenuazioni analoghe a quelle introdotte nel settore del gas naturale”; tale principio in sostanza richiede che gli utenti finali paghino il servizio sulla base dei costi effettivamente sostenuti dal singolo operatore che li serve, con ciò escludendo i meccanismi di perequazione tariffaria tra utenti finali forniti da operatori diversi che comportano, al contrario, una “socializzazione” dei costi in capo anche a soggetti che non hanno fruito del servizio di quel singolo operatore.