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Tariffe di trasporto e di dispacciamento gas naturale
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Inviato: dom giu 14, 2015 12:41 pm
Tariffe di trasporto e di dispacciamento gas naturale.
SENTENZA ,sede di CONSIGLIO DI STATO ,sezione SEZIONE 6 ,numero provv.: 201502888
- Public 2015-06-12 -
N. 02888/2015REG.PROV.COLL.
N. 05495/2013 REG.RIC.
sul ricorso numero di registro generale 5495 del 2013, proposto da
Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas, in persona del legale rappresentante, rappresentata e difesa dall'Avvocatura generale dello Stato e presso la medesima domiciliata in Roma, Via dei Portoghesi, 12;
Enel Trade s.p.a., in persona del legale rappresentante, rappresentato e difeso dagli avvocati Marcello Cardi, Manuela Muscardini e Guido Greco, con domicilio eletto presso il primo in Roma, viale Bruno Buozzi, 51;
Snam Rete Gas s.p.a., in persona del legale rappresentante, rappresentata e difesa dagli avvocati Giuseppe Caia e Marco Reggiani, con domicilio eletto presso l’avv. Mario Sanino in Roma, viale Parioli, 180;
Eni s.p.a., in persona del legale rappresentante, rappresentato e difeso dagli avvocati Luca Nanni, Luca Franceschini e Domenico Durante, con domicilio eletto presso l’avv. Guido Pottino in Roma, piazza Augusto Imperatore 22;
per la riforma della sentenza del T.A.R. LOMBARDIA – MILANO, SEZIONE III, n. 00995/2013, resa tra le parti, concernente criteri di determinazione delle tariffe di trasporto e di dispacciamento gas naturale per il periodo 2010-2013;
Visti gli atti di costituzione in giudizio di Enel Trade s.p.a. e di Snam Rete Gas s.p.a., quest’ultima con proposizione di appello incidentale;
Relatore nell'udienza pubblica del giorno 21 aprile 2015 il Cons. Gabriella De Michele e uditi per le parti l’avvocato dello Stato Fabio Tortora, nonché gli avvocati Cardi, Greco, Caia e Nanni;
Con sentenza del Tribunale amministrativo regionale per la Lombardia, Milano, sez. III, n. 995/13 del 19 aprile 2013 sono stati accolti – nei termini di seguito precisati – il ricorso e i successivi motivi aggiunti di gravame, proposti dalla società Enel Trade s.p.a., avverso le delibere dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas nn. ARG/Gas 184/09 in data 1 dicembre 2009, 192/09 del 14 dicembre 2009, 198/09 del 21 dicembre 2009 e 218/10 del 30 novembre 2019, concernenti i criteri per la determinazione delle tariffe di trasporto e di dispacciamento del gas naturale per il periodo 2010/2013, ad avviso della parte ricorrente con modalità tali da determinare un ingiustificato aumento dei costi, in particolare a discapito degli operatori, la cui attività fosse concentrata nei punti di entrata del gas collocati nell’Italia meridionale. Quanto sopra, a seguito del passaggio da un sistema tariffario omogeneo per tutto il territorio, per la quota attinente ai costi sostenuti dalle imprese di trasporto, a un sistema di allocazione a carico degli utenti, in proporzione alla distanza fra punti di entrata e punti di uscita, ma con “censurabile concezione e applicazione del criterio della distanza”.
Nella medesima sentenza si rilevava come i criteri in questione risultassero privi di fondamento normativo o in contrasto con la normativa vigente, con effetto discriminatorio per le imprese, la cui attività di importazione fosse concentrata nei punti di entrata dell’Italia meridionale.
In materia di tariffe per il trasporto del gas, in effetti, il legislatore avrebbe dettato formule generali ed elastiche, enunciate (solo) “per obiettivi” – con ravvisata “declinazione debole” del principio di legalità – purché gli atti emessi costituissero espressione di un potere, effettivamente assegnato all’Autorità in questione, in base al principio generale, di cui all’art. 23 (Tariffe), comma 3 del d.lgs. 23 maggio 2000, n. 164 (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). Con i criteri contestati, tuttavia, si sarebbe passati da una ripartizione dei ricavi, basata sui costi effettivi di ciascuna impresa, ad una preponderanza della capacity (ovvero dei costi fissi, prescindendo dai volumi immessi), con conseguente sottovalutazione della componente commodity (riferita alla quantità di gas immessa in rete) ed eliminazione di ogni incentivo, per la massimizzazione dei flussi di gas da parte delle imprese di trasporto.
Sarebbe stato poi avulso dal contesto normativo un nuovo criterio introdotto, per la determinazione della tariffa per il gas destinato all’autoconsumo, ovvero misurato per gli usi delle imprese di trasporto, a fini di funzionamento delle centrali di compressione, i cui costi erano in precedenza inclusi nella generalità dei costi operativi e riversati sugli utenti finali, in modo omogeneo su tutto il territorio (sistema del “price cap”).
Con i criteri in esame, invece, si allocava un determinato quantitativo in base ai punti di entrata, tramite un sistema di prelievi preventivi in natura non previsto dalla legge (art. 2, comma 12, lettera e), l. 14 novembre 1995, n. 481 - Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilita'.
Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità). Anche tale sistema, peraltro, sarebbe stato penalizzante per gli operatori con attività concentrata nell’Italia meridionale, in contrasto con la direttiva 2003/55/CE (che al punto 15 stabilisce l’istituzione di meccanismi di bilanciamento non discriminatori e rispettosi dei costi), nonché con l’art. 23, commi 2 e 4 del d.lgs. n. 164 del 2000, in base al quale l’Autorità deve determinare le tariffe in modo tale da assicurare una congrua remunerazione del capitale investito.
Nella situazione introdotta con le delibere impugnate, viceversa, sarebbe stato determinato un sostanziale effetto distorsivo della concorrenza.
Avverso la predetta sentenza l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG, ora estesa anche al servizio idrico) ha proposto l’atto di appello in esame (n. 5495/13, notificato il 9 luglio 2013), in primo luogo illustrando le modalità di sperimentazione, antecedenti all’adozione dei provvedimenti contestati, con ampia possibilità di partecipazione per tutti i soggetti interessati
Nell’impugnativa si riferiva come, già in precedenza, la ripartizione delle quote di ricavo privilegiasse la componente capacity (capacità di trasporto impegnata dagli shippers – trasportatori – cui era assegnata una percentuale del 70%), rispetto alla componente commodity (gas effettivamente immesso in rete, valutato in percentuale pari al 30%).
Il sistema avrebbe però presentato inconvenienti (mancanza di certezza sulla copertura dei costi – essendo la componente commodity molto variabile –, dissociazione dalla quota preponderante dei costi fissi del servizio di trasporto, differenze fra operatori). Il rapporto era stato, quindi, ulteriormente spostato a favore della componente capacity (in percentuale portata al 90%), al fine di realizzare un sistema, che riflettesse maggiormente la struttura dei costi effettivi del servizio, rendesse più certo il recupero delle quote riconducibili al capitale e favorisse la semplificazione amministrativa.
Con tali premesse, l’appellante Autorità formulava articolate contestazioni ai profili di illegittimità ravvisati nella sentenza appellata, nei termini di seguito sintetizzati:
a) sul carattere antieconomico, discriminatorio e non rispondente ai costi della regolazione, le statuizioni della sentenza sarebbero state erronee, poiché il corrispettivo applicato a ogni specifico punto di entrata del gas avrebbe dovuto riflettere i costi del trasporto, da tale punto verso il baricentro del mercato (baricentro, che si affermava “ubicato nel centro-nord e segnatamente nella pianura padana, atteso che ivi si concentrano i siti di stoccaggio, nonché la quota più rilevante dei consumi, civili e industriali”). Era stato poi predisposto un algoritmo in grado di individuare corrispettivi, tali da riflettere “il costo di trasporto di sistema per punto di entrata ed uscita, non relativo ad una specifica tratta”, per una corretta imputazione dei costi del servizio. Il regolamento CE n. 715/2009, sulle condizioni di accesso alle reti di trasporto di gas naturale, prevedeva un sistema “entry-exit”, specificando tra l’altro come le tariffe non dovessero tenere conto dei flussi, ovvero del percorso del gas nella rete. La sentenza di primo grado, sostanzialmente, avrebbe sostenuto la legittimità di un sistema di tariffe tale da rispecchiare le specifiche tratte di trasporto (cosiddette tariffe “point to point”, come nel settore autostradale), ma tale sistema sarebbe stato incompatibile, nel settore del trasporto del gas, con la normativa nazionale ed europea, con particolare riguardo per il regolamento n. 715/2009. L’eliminazione del differenziale dei corrispettivi sarebbe stato configurabile, infatti, come fonte di sussidio incrociato fra i soggetti, importatori di gas dai punti di entrata del nord e del nord-est, rispetto ai soggetti importatori dal sud Italia, essendo ovvia la maggiorazione dei costi per il trasporto, in proporzione alla lontananza del luogo di ingresso del gas rispetto al luogo di consumo: nell’interesse della collettività, invece, doveva imporsi l’acquisto del gas nel luogo più vicino possibile al punto di consumo e ai luoghi di stoccaggio. L’originaria ricorrente Enel Trade s.p.a.,, invece, avrebbe preteso “un costo fittizio uguale per tutti i punti di ingresso nella rete, indipendentemente dai costi reali”, con conseguente incentivazione ad acquistare il gas nei luoghi più lontani, posto che il maggior costo sarebbe stato pagato dalla generalità degli utenti.
In tale ottica, l‘originaria ricorrente non avrebbe potuto richiamare l’art. 15 (Gestore di un sistema combinato) della direttiva 2003/55/CE (relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale), comunque abrogata e sostituita dalla direttiva 2009/73/CE), che prevedeva meccanismi di bilanciamento non discriminatori e che rispettassero i costi. L’incremento dei corrispettivi di ingresso situati in Italia meridionale, rispetto alla media nazionale, sarebbe stato dunque coerente con i criteri di allocazione dei costi “entry-exit”, proporzionale alla distanza dei punti di ingresso dal baricentro del mercato;
b) sulla presunta violazione di disposizioni di legge in materia tariffaria, con riferimento all’art. 23, comma 3, del d.lgs. n. 164 del 2000, avrebbe dovuto tenersi presente che la norma enuncia in primo luogo il criterio della distanza e in secondo luogo quello della quantità di gas trasportata. Il giusto bilanciamento, in ogni caso, andava affidato a scelte tecnico-discrezionali dell’Autorità, che nella fattispecie avrebbe inteso assicurare l’effettiva corrispondenza della tariffa ai costi;
c) sulla presunta illegittimità della nuova disciplina regolatoria, in materia di gas di autoconsumo per le centrali di compressione, la questione sarebbe stata già risolta in senso opposto dal medesimo giudice di primo grado, con sentenza n. 1455 del 2010.
Con coerenza e motivatamente, pertanto, l’Autorità avrebbe scelto di escludere i costi di acquisto del gas, per il funzionamento delle centrali di compressione, trattandosi di costi non controllabili da parte dell’impresa maggiore di trasporto, che non avrebbe potuto operare altrimenti recuperi di efficienza (elemento cruciale per il price cap, che rappresenta uno degli strumenti a cui l’Autorità può ricorrere, “essendo ancorato all’effettiva possibilità per l’operatore di incidere sul relativo costo in termini di riduzione ed efficientamento”).
In ogni caso, ove fosse stato applicato il metodo del price cap per il riconoscimento dei costi, associati al funzionamento delle centrali di compressione, l’onere per gli utenti della rete sarebbe stato molto maggiore. Avrebbe dovuto ritenersi incontestabile, infine, il potere dell’Autorità di stabilire i corrispettivi per l’uso delle reti, attraverso dazioni di denaro o conferimenti in natura di gas;
d) sull’infondatezza delle ulteriori censure, proposte dalla ricorrente in primo grado Enel Trade con motivi aggiunti, l’Autorità avrebbe provveduto alla verifica a posteriori dei flussi e degli assetti di rete, avendo comunque il potere di effettuare verifiche sulla corretta applicazione dei provvedimenti di propria competenza.
Si è costituita in giudizio, con proposizione di appello incidentale, la società Snam Rete Gas s.p.a., affermando la legittimità dei nuovi criteri, in quanto in grado di assicurare il perseguimento dell’obiettivo di cui all’art. 1, comma 1, della legge 14 novembre 1995, n. 481 (Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità), ovvero lo svolgimento del servizio di trasporto del gas “in condizioni di economicità e redditività”, in perfetta coerenza con la previsione, di cui all’art. 3, comma 3, lettera a) del d.-l. 1 luglio 2009, n. 78 (Provvedimenti anticrisi, nonché proroga di termini), convertito con modificazioni dalla l. 3 agosto 2009, n. 102, che demanda all’Autorità l’introduzione - nelle tariffe di trasporto del gas naturale – di “misure di regressività, che tengano conto della struttura dei costi del servizio, in ragione del coefficiente di utilizzo”. Con la riduzione dell’incidenza della componente commodity, sarebbe stata ottenuta una significativa regressività della tariffa in ragione dell’utilizzo della rete, corrispondendo ad un utilizzo maggiore un minore costo di trasporto, per ogni metro cubo di gas immesso.
Sarebbe disceso dalla disciplina comunitaria (regolamento CE n 1775/2005 e attualmente regolamento CE n. 715/2009 del 13 luglio 2009), d’altra parte, il principio di c.d. “cost-reflectivity”, secondo cui le tariffe di trasporto debbono rispettare i costi effettivamente sostenuti. Gli argomenti esposti da controparte sarebbero stati comunque erronei, per quanto riguarda sia la presunta disincentivazione a massimizzare i flussi di gas da parte delle imprese di trasporto, sia la sottovalutazione della componente commodity, che avrebbe imposto la considerazione della quantità trasportata indipendentemente dalla distanza. Sotto il primo profilo, perché un maggiore uso della rete avrebbe determinato una minore incidenza della quota fissa per metro cubo di gas immesso e, per il secondo, poiché l’incidenza dei costi fissi sulla componente commodity sarebbe stata inferiore. La maggior parte dei costi operativi delle imprese di trasporto (a partire dai costi del personale), infatti, avrebbe avuto carattere fisso, indipendente dai volumi di gas trasportati nella rete.
Quanto al prelievo diretto per l’autoconsumo, secondo il giudice di primo grado si sarebbe trattato di sistema non previsto dalla normativa e non compreso nel potere di regolazione dell’Autorità, mentre l’art. 2, comma 12, lettera e) della legge n. 481 del 1995 disponeva, invece, che l’AEEG potesse stabilire “modalità per il recupero dei costi”, con individuazione di volta in volta della regola tecnica più opportuna per il perseguimento dei propri scopi; la nuova misura, peraltro, sarebbe stata giustificata dell’imprevedibilità e volatilità del prezzo del gas. Sul punto, la sentenza appellata avrebbe inoltre disatteso, senza motivazione, la precedente pronuncia del medesimo Tribunale amministrativo n. 1455 del 2010, passata in giudicato. La presunta discriminazione degli importatori provenienti da sud, rispetto a quelli entrati da nord, sarebbe infine stata dedotta dal Tribunale amministrativo in modo generico, apodittico e immotivato. La circostanza di fatto oggettiva (aumento dei costi per alcuni operatori), conseguente ai nuovi criteri, sarebbe stata infatti censurabile, solo ove detti criteri avessero potuto ritenersi viziati e non come conseguenza naturale di scelte razionali e giustificate.
E’ intervenuta ad opponendum nel presente giudizio la Eni s.p.a., quale impresa esercente l’attività di vendita di gas e utente del servizio di trasporto, chiedendo il rigetto dell’impugnativa. Anche Enel Trade, costituitasi in giudizio, ha depositato ampie controdeduzioni difensive, cui hanno nuovamente replicato le controparti. Su tale base, nell’udienza in data odierna, la causa è passata in decisione.
Sono sottoposte all’esame del Collegio le delibere con cui l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas ha modificato – per il triennio 2010/2013 – i criteri per la determinazione delle tariffe di trasporto e dispacciamento del gas naturale: tali delibere, secondo uno degli operatori del settore (Enel Trade, ricorrente vittorioso in primo grado) avrebbero infatti introdotto fattori di squilibrio, prevalentemente a danno delle imprese, che si fossero avvalse dei punti di entrata del gas collocati nell’Italia meridionale.
Nella presente sede di appello, la situazione introdotta con le delibere contestate deve essere esaminata sotto i seguenti profili:
1) riduzione convenzionale dei punti di uscita del gas (exit) da 17 a 6 e individuazione di un “baricentro” – non coincidente con gli effettivi punti di entrata e uscita – per calcolare le distanze percorse dal carburante;
2) modifica dei criteri di composizione della tariffa, da corrispondere per il trasporto: secondo l’appellante, in modo tale da rispecchiare maggiormente i costi reali, ma, secondo l’originaria ricorrente (la cui tesi è stata accolta nella sentenza appellata), con allontanamento da tale criterio e alterazione della parità di condizioni fra gli utenti;
3) determinazione del contributo, da corrispondere per il quantitativo di gas consumato per le esigenze di trasporto (autoconsumo), con riferimento alla possibilità, o meno, di richiedere tale contributo in natura (ovvero, conferendo il quantitativo di gas, necessario per il funzionamento delle centrali di compressione).
L’esame dei punti controversi presuppone l’identificazione delle caratteristiche essenziali del trasporto in questione e della disciplina di riferimento.
Il gas naturale viene in prevalenza importato in Italia dall’estero e immesso nella rete nazionale attraverso diversi punti di entrata, situati sia a nord che a sud del Paese.
Imprese di trasporto e gestori della rete sono soggetti diversi ex lege (art. 21 del d.lgs. 23 maggio 2000, n. 164 –Attuazione della direttiva 98/30/CE recante norme comuni per il mercato interno del gas naturale, a norma dell’art. 41 della legge 17 maggio 1999, n. 144): le prime conferiscono e ritirano il gas nei punti di entrata e di uscita della rete, per la successiva consegna agli utenti; i secondi (fra cui è in posizione di netta prevalenza, in Italia, SNAM Rete Gas) conferiscono capacità di trasporto ai soggetti che ne fanno richiesta.
L’attività di trasporto e distribuzione di cui trattasi è dunque un servizio integrato, che richiede da un lato l’acquisto della risorsa e la relativa consegna all’utenza, dall’altro un complesso sistema di infrastrutture (siti di stoccaggio e tubazioni di trasporto), per l’utilizzo del quale sono previste tariffe, stabilite da un organismo indipendente – Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) – istituito con legge 14 novembre 1995, n. 481 (Norme per la concorrenza e la regolazione dei servizi di pubblica utilità. Istituzione delle Autorità di regolazione dei servizi di pubblica utilità.), con compiti di tutela degli interessi dei consumatori e di promozione della concorrenza, nonché di vigilanza e controllo per l’efficiente prestazione del servizio con adeguati livelli di qualità.
La disciplina per la formazione delle tariffe è contenuta, in via prioritaria, nell’art. 23 del citato d.lgs. n. 164 del 2000, che – oltre a richiamare al riguardo le attribuzioni dell’AEEG, prevede che i corrispettivi in questione realizzino “un’adeguata ripartizione dei benefici tra clienti ed imprese” ed assicurino “a queste ultime una congrua remunerazione del capitale investito”; viene altresì disposto che i medesimi corrispettivi – riferiti a trasporto, dispacciamento e stoccaggio, tengano conto della “necessità di non penalizzare le aree del Paese con minori dotazioni infrastrutturali ed in particolare le aree del Mezzogiorno”.
Per il trasporto, in particolare, si richiede di tenere conto “in primo luogo della capacità impegnata e della distanza di trasporto e in secondo luogo della quantità trasportata, indipendentemente dalla distanza; le tariffe relative al trasporto sulla rete nazionale di gasdotti sono determinate in relazione ai punti di entrata e di uscita da tale rete, tenendo conto della distanza di trasporto in misura equilibrata, al fine di attenuare le penalizzazioni territoriali”.
La direttiva 2003/55/CE (successivamente abrogata e sostituita dalla direttiva 2009/73/CE), a sua volta, al punto 15 stabiliva quanto segue: “Per garantire a tutti gli operatori […] compresi i nuovi operatori, un accesso effettivo al mercato, è necessario istituire meccanismi di bilanciamento non discriminatori e che rispettino i costi”.
La nuova direttiva 2009/73/CE del 13 luglio 2009 (Norme comuni per il mercato interno del gas naturale), ai punti 3, 23 e 55 ribadisce lo stesso concetto sopra riportato, in una dimensione di trasparenza e promozione della concorrenza. Principi analoghi sono contenuti nel regolamento CE n. 715/2009, sempre del 13 luglio 2009 (Condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale), che – in particolare per il gas liquido (punto n. 19) – prevede un sistema “entry-exit”, in base al quale le tariffe non dovrebbero essere integralmente dipendenti dall’itinerario di trasporto, per favorire la libera concorrenza.
La previsione, di cui all’art. 3, comma 3, lettera a), del d.-l. 1 luglio 2009, n. 78 (Provvedimenti anticrisi, nonché proroga di termini), convertito con modificazioni dalla l. 3 agosto 2009, n. 102, che demanda all’Autorità l’introduzione – per il calcolo dei corrispettivi di trasporto del gas naturale – di “misure di regressività, che tengano conto della struttura dei costi del servizio, in ragione del coefficiente di utilizzo” appare, infine, coerente con l’art. 1, comma 1, della legge n. 481 del 1995, che connette la stessa istituzione dell’Autorità allo svolgimento del servizio di trasporto del gas “in condizioni di economicità e redditività” .
Per valutare la corretta applicazione, o meno, delle disposizioni sopra sintetizzate si debbono quindi considerare le caratteristiche delle imposizioni tariffarie di cui trattasi, in rapporto ai limiti entro cui è consentito il sindacato giurisdizionale di legittimità.
Sotto il primo profilo, va sottolineato come le tariffe, da applicare per il trasporto sulla rete, risultino formate da due componenti: una – cosiddetta capacity (percentualmente prevalente e proporzionale alla distanza entry-exit) – riferita non al costo di costruzione delle reti (per lo più oggetto di finanziamento pubblico), ma a tutti gli ulteriori costi di ammortamento, gestione, manutenzione, controllo e sicurezza, quali costi fissi, rapportati alla capacità di trasporto prenotata; l’altra – cosiddetta commodity – commisurata alla quantità di gas da trasportare e, quindi, corrispondente a costi variabili, potenzialmente introduttivi di un effetto di perequazione, in funzione dei volumi di gas immessi nella rete.
Come in precedenza accennato, con le delibere impugnate l’Autorità modificava in modo sensibile gli equilibri preesistenti, portando le percentuali da attribuire alle due componenti capacity/commodity da un rapporto di 70/30% ad un rapporto di 90/10%, dando assoluta preponderanza alla prima componente.
In tal modo, si sarebbe determinato un forte incremento del Cpe (inteso come corrispettivo unitario di capacità per il trasporto in entrata - entry), con più forte incidenza per i punti di ingresso meridionali.
La riduzione convenzionale del numero di aree tariffarie di uscita (exit), avrebbe inoltre accentuato la sproporzione del modello tariffario “entry –exit”, in base al quale il 50% dei ricavi delle imprese di trasporto dovrebbe provenire dai punti di entry ed il 50% dai punti di exit.
Quanto sopra, sulla base di un modello matematico recepito dall’Autorità (algoritmo), in base al quale la variabilità dei costi di trasporto gravava prevalentemente sui punti di entrata, con la rappresentata penalizzazione per gli importatori operanti nel meridione del Paese.
Con le medesime delibere impugnate, si passava inoltre – per l’ulteriore quota rapportata al funzionamento delle centrali di compressione, dalle quali dipende la circolazione del gas nelle reti – dal sistema del price cap (implicante individuazione regolatoria di un prezzo massimo e conseguenti variazioni di prezzo vincolate, in ragione della qualità del servizio offerto) all’autoconsumo, ovvero al prelievo in natura del gas necessario per il funzionamento dell’impianto. Per le distanze venivano poi considerati, come già accennato, punti di uscita standardizzati (in numero inferiore a quello reale), con individuazione di un “baricentro” del sistema, in considerazione del luogo maggiormente interessato da siti di stoccaggio e consumo: tale baricentro era individuato in corrispondenza della pianura Padana.
In rapporto a quanto sopra, il Collegio non è chiamato a un integrale riesame dell’apprezzamento tecnico dell’Autorità, insindacabile nel merito, oltre che frutto di alta competenza nel settore.
Non può tuttavia ignorarsi una significativa evoluzione giurisprudenziale, rispetto all’indirizzo che limitava il giudizio di legittimità, rapportato ai provvedimenti tecnici della medesima Autorità, alla mera estrinseca ragionevolezza e coerenza tecnica degli stessi: cosiddetto “sindacato debole”, quest’ultimo, per la riferibilità degli atti in questione non solo a regole scientifiche specialistiche, ma anche a valutazioni di natura prognostica, non ripercorribile in base a dati univoci perché a carattere anche economico o sociologico (cfr. Cons. Stato, IV, 6 ottobre 2001, n. 5287; VI, 23 aprile 2002, n. 2199; 18 giugno 2002, n. 5156; 27 gennaio 2004, n. 926; 5 luglio 2005, n. 6152 1; IV, 5 marzo 2010, n. 1274; III, 25 marzo 2013, n. 1645).
In base all’indirizzo in questione, formatosi a partire dalla nota decisione del Consiglio di Stato, IV, 9 aprile 1999, n. 601, è stato chiarito come – pur non potendo il giudice sostituirsi alla amministrazione in ciò che è ad essa riservato, in ordine al merito della funzione amministrativa – il sindacato giurisdizionale non potesse limitarsi ad un esame estrinseco della valutazione discrezionale (secondo i noti parametri di logicità, congruità e completezza dell’istruttoria) ma dovesse estendersi, invece, dall’esatta rappresentazione dei fatti all’attendibilità delle operazioni tecniche, sotto il profilo della correttezza dei criterii applicati, secondo i parametri della disciplina nella fattispecie rilevante: quanto sopra in coerenza con il principio – costituzionale e comunitario – di effettività della tutela giurisdizionale.
Tale principio impone che l’esercizio della discrezionalità tecnica sia verificabile nel giudizio di legittimità, sotto i profili della coerente applicazione delle regole tecniche, rilevanti per il settore, nonché della corrispondenza degli atti emessi ai dati concreti, in modo logico e non arbitrario; sia l’apprezzamento dei fatti che i profili tecnici, sottostanti al provvedimento, sono quindi censurabili, quando risulti superato il margine oggettivo di opinabilità delle scelte (cfr. in tal senso Cons. Stato, VI, 21 maggio 2013, n. 2722, 10 dicembre 2014, n. 6050; 6 maggio 2014, n. 2302; Cass., SS.UU., 14 maggio 2014, n. 10411).
Nella situazione in esame, il Collegio ritiene che le argomentazioni contenute nell’atto di appello e nell’appello incidentale non possano essere condivise, per ragioni che attengono, con carattere assorbente, alla non congruenza delle misure adottate rispetto ai parametri normativi di riferimento, con conseguente inattendibilità delle valutazioni contenute negli atti impugnati, in rapporto agli obiettivi che l’Autorità era chiamata a perseguire.
Prima di affrontare tali ragioni, debbono essere valutate due questioni preliminari, rappresentate sia dall’Autorità appellante che dall’appellante incidentale.
La prima è riferita alla fase partecipativa, che la stessa appellante afferma di avere avviato, con successiva emanazione dei provvedimenti impugnati come frutto di ampia collaborazione fra l’Autorità e gli operatori del settore, ivi compreso Enel Trade.
Detta fase tuttavia – pur potendo ridurre di fatto i margini di dissenso degli operatori interessati – non era idonea ad incidere sui diritti degli stessi (in specie: il diritto di difesa), in rapporto ai provvedimenti poi in concreto adottati, la cui stessa effettiva portata, data la complessità della materia, non poteva prestarsi a una compiuta valutazione ex ante.
Si deve ricordare, d’altra parte, come l’inoppugnabilità, che può discendere dall’accettazione degli effetti di un provvedimento, sia quella derivante da acquiescenza, ipotizzabile solo in presenza di dichiarazioni o comportamenti univoci, volontariamente posti in essere e che dimostrino una chiara ed incondizionata volontà del destinatario dell’atto di accettarne l’operatività (con preclusa configurazione dell’istituto, in ogni caso, in rapporto ad atti non ancora emanati: cfr. in tal senso, Cons. Stato,. IV, 22 novembre 2013, n. 5557, 10 marzo 2014, n. 1081; 25 settembre 2014, n. 4825; 4 luglio 2014, n. 3407).
Le pur insistite argomentazioni, prospettate dall’appellante con riferimento alla fase partecipativa in questione, debbono quindi ritenersi irrilevanti.
Più complessa appare l’altra argomentazione difensiva, riferita a una precedente pronuncia del medesimo Tribunale amministrativo per la Lombardia (sez. III, 11 maggio 2010, n. 1455), in cui si respingeva il ricorso proposto da altra società – Italtrading s.p.a. – avverso due delle delibere che sono state rese oggetto anche del ricorso attualmente in esame (ARG/gas 184/09 in data 1 dicembre 2009 e ARG/gas 192/09 del 14 dicembre 2009).
In particolare la società ricorrente – per effetto delle nuove regole in materia di autoconsumo – si era trovata a fronteggiare una richiesta di risoluzione del contratto, dalla medesima concluso con Snam Rete Gas s.p.a., per la fornitura del gas fuel necessario per il funzionamento delle centrali di compressione, per un importo di circa 50 milioni di euro.
Tale fornitura, infatti, non sarebbe più stata necessaria dopo l’imposizione alle imprese, che chiedevano di accedere alla rete, di un prelievo forzoso del carburante necessario per le esigenze del trasporto.
L’impugnativa era basata su richieste di tutela dell’affidamento del contraente e sul principio di buona fede (che, tuttavia, non avrebbero garantito l’immutabilità nel tempo del presupposto quadro normativo), nonché su censure di mancata partecipazione al procedimento (ritenute infondate in fatto), di omesso preavviso di rigetto (ritenuto non necessario) e difetto di motivazione (nella fattispecie non ravvisato).
Per quanto sopra, risulta evidente l’insussistenza di un opponibile giudicato, sia formale che sostanziale, per la diversità della vicenda contenziosa attualmente in esame. Non si possono individuare statuizioni con forza di giudicato, d’altra parte, in mere annotazioni finali – contenute nella citata sentenza n. 1455 (oggetto anche di appello, dichiarato però improcedibile per sopravvenuta carenza di interesse) – che definivano “né irragionevole, né immotivata” la scelta, implicante “allocazione in capo agli utenti del servizio di trasporto, del gas necessario al funzionamento delle centrali di compressione”: tali valutazioni si limitavano infatti a rilevare il dato estrinseco della compiuta esternazione, da parte dell’Autorità, di non implausibili ragioni giustificatrici di tale scelta.
Diverse sono però le argomentazioni, prospettate nella situazione in esame, risultando la medesima scelta contestata, nel presente giudizio, in una dimensione più ampia, riferita a difetto di istruttoria e penalizzazione delle imprese (soprattutto quelle operanti nell’Italia meridionale), a vantaggio esclusivo del gestore delle reti e senza reale controllo da parte dell’Autorità, che avrebbe anche agito in violazione del principio di legalità, in assenza di un preciso dettato normativo di riferimento.
Tali assunti non possono, evidentemente, essere ritenuti coperti dal giudicato formatosi sulla predetta sentenza del Tribunale amministrativo, tenuto conto della giurisprudenza consolidata in tema di limiti soggettivi ed oggettivi della pronuncia divenuta inoppugnabile.
Ferma restando, infatti, l’efficacia erga omnes del solo, eventuale, annullamento di atti di normazione secondaria, o di atti amministrativi generali, ai sensi dell’art. 2909 Cod. civ. il giudicato si forma solo tra le parti ed i loro eredi o aventi causa, con riferimento al “dedotto” e al “deducibile”, ovvero alle questioni di fatto e di diritto fatte valere in via di azione o eccezione, nonché alle questioni che ne costituiscano presupposto logico e indefettibile, senza preclusione però per domande nuove, riferite sotto diversi profili – come nel caso di specie – ai medesimi atti (cfr. in tal senso, fra le tante, Cons. Stato, III, 4 settembre 2013, n. 4408; IV, 11 marzo 2013, n. 1473; VI, 10 febbraio 2015, n. 722).
Premesso quanto sopra, debbono quindi essere esaminate le questioni di merito, strettamente riferite alle modalità di determinazione delle tariffe impugnate.
Centrale a tale riguardo – in quanto originario fondamento dell’interesse a ricorrere dell’attuale appellata, Enel Trade – è il tema della prospettata penalizzazione delle imprese importatrici di gas, come l’appellata stessa, dai punti entrata situati nel meridione del Paese: una penalizzazione tradotta in termini di sensibili incrementi tariffari, come riconosciuto nella sentenza di primo grado, senza puntuali contestazioni in fatto, in sede di appello e di appello incidentale.
Nella memoria conclusionale dell’Autorità (cui si fa immediato cenno per ragioni di priorità logica, in rapporto alle ragioni difensive esposte nell’atto di appello) si contesta invece la stessa sussistenza dell’incremento come rappresentato da Enel Trade, in particolare per omessa considerazione della “corrispondente riduzione del corrispettivo variabile”. In base a una tabella prodotta, infatti, vi sarebbe stata addirittura una “riduzione dei costi sostenuti dalla resistente, nella misura del 3%”.
Dovrebbe poi essere considerato un fattore, “non noto all’Autorità”, riferito al costo di acquisto del gas, ceduto in natura a Snam Rete Gas per autoconsumo.
I dati in questione sono efficacemente contestati da Enel Trade, che ne segnala la tardiva produzione e la non verificabilità, non essendo stato fornito alcun chiarimento sui criteri utilizzati, al fine di rendere possibile un riscontro di “attendibilità e correttezza” dei medesimi.
La medesima società rappresenta come siano, invece, oggettivi e inconfutabili gli aumenti (fino a sei volte rispetto alla gestione precedente) dei corrispettivi di entrata, approvati per i punti di ingresso situati nel sud del Paese, mentre analogo aumento non sarebbe intervenuto per i punti di ingresso, situati a nord.
A tale riguardo non sembra inutile tornare a sottolineare che, in sede di appello, l’Autorità ha richiamato in modo espresso il “maggior incremento dei corrispettivi” di cui trattasi, ritenuto “coerente con i criteri di allocazione dei costi entry-exit”, poiché in tale sistema tariffario “il corrispettivo applicato ad uno specifico punto di entrata deve riflettere i costi di trasporto del gas dal punto considerato verso il baricentro del mercato”. Il gestore delle reti Snam Rete Gas, a sua volta, riconosce “aumenti delle tariffe non proporzionali tra operatori che entrano da sud e da nord nella rete nazionale di trasporto”, ritenendo però che le differenze registrate possano non ritenersi discriminatorie, se giustificate dalla razionalità dei nuovi criteri tariffari.
Il Collegio non può che prendere atto, pertanto, dell’assenza di tempestive contestazioni sulla questione degli incrementi tariffari sopra esaminata, senza che possa assumere rilievo al riguardo la ricordata memoria conclusionale dell’Autorità, in quanto tardiva (se volta a confutare il corrispondente capo della pronuncia appellata) e priva di riscontro fattuale.
Detti incrementi, d’altra parte, hanno fondamentale rilievo, in quanto in contrasto con il già ricordato art. 23, comma 3, del d.lgs. n. 164 del 2000, secondo cui “le tariffe per il trasporto e il dispacciamento e le tariffe per lo stoccaggio tengono conto della necessità di non penalizzare le aree del Paese con minori dotazioni infrastrutturali, ed in particolare le aree del Mezzogiorno”.
Si deve quindi valutare se effettivamente – come sostenuto nel primo ordine di censure dell’Autorità – i nuovi criteri corrispondessero alle segnalate esigenze di copertura dei “costi effettivi” del servizio, con “recupero delle quote di ricavo riconducibili al capitale”, in corrispondenza al principio di “semplificazione amministrativa”.
Il Collegio non ritiene ravvisabili tali circostanze.
Non è contestata, infatti, la predisposizione di un algoritmo, in cui avrebbero dovuto trovare adeguata composizione le numerose variabili, da considerare per la determinazione delle tariffe di cui trattasi, ma non si rinvengono adeguati supporti – logici e/o normativi – per l’accentuato sbilanciamento fra le due componenti tariffarie, né per l’individuazione di un “baricentro del mercato…ubicato nel centro-nord e segnatamente nella pianura padana”. Di tale scelta – presumibilmente penalizzante, per la valutazione della componente maggioritaria capacity, in funzione del percorso del gas dai punti di ingresso del meridione – l’Autorità non fornisce motivazioni ulteriori, rispetto a quelle riferite alla concentrazione nell’area in questione dei siti di stoccaggio, nonché della quota più rilevante dei consumi. Viene poi sostenuto, in modo apodittico, che il vecchio si sistema di ripartizione, fra le componenti commodity e capacity, avrebbe determinato un “sussidio incrociato, a vantaggio degli utenti del servizio che utilizzano le infrastrutture, lontane dal baricentro del mercato”, tenuto conto del fatto che, “quanto più il luogo di ingresso del gas è lontano dal luogo di consumo, tanto più alti sono i costi per il trasporto del gas”. In quanto, poi, deve ritenersi interesse della collettività che il gas costi il meno possibile, l’obiettivo dovrebbe essere perseguito acquistando la risorsa “nel luogo più vicino[…] al punto di consumo, minimizzando i costi di trasporto complessivi”; i soggetti interessati, pertanto, dovrebbero essere incentivati “ad acquistare il gas il più vicino possibile ai luoghi di consumo e ai siti di stoccaggio”. Le argomentazioni sopra sintetizzate appaiono poco convincenti.
Attendibilmente, infatti, la società appellata segnala l’assenza di comprensibili parametri istruttori, in base ai quali l’individuazione del cosiddetto “baricentro” possa ritenersi conciliabile con l’art. 23, comma 3, del citato d.lgs. n. 164 del 2000, che richiede di non penalizzare le aree “con minori dotazioni infrastrutturali”, né è dato comprendere in che modo la fissazione del medesimo baricentro – appunto nel luogo con più dotazioni strutturali e maggiori consumi – potrebbe incentivare l’ingresso di nuovi operatori sul mercato e la maggiore rispondenza delle tariffe ai costi effettivi del trasporto, come richiesto anche dal regolamento n. 715/2009/CE.
Appaiono, infatti, indebitamente trascurate circostanze anche estrinseche, legate alle contingenze possibili del mercato internazionale, per cui gli acquisti di gas potrebbero trovare maggiore spazio, di volta in volta, presso Paesi diversi e collocati in aree geografiche anche opposte: quanto sopra, in corrispondenza a situazioni reali e di sistema di primario rilievo, necessariamente da considerare per una valutazione attendibile. Al tempo stesso, non possono ragionevolmente essere escluse ragioni aziendali che, in regime di libera concorrenza, comportino forniture e consumi concentrati, per alcuni operatori, nelle aree meridionali del Paese, con non comprovata possibilità di riequilibrio nel rapporto entry-exit. Le circostanze sopra indicate richiedono l’individuazione di punti di immissione nella rete, riconducibili non solo (come prospettato dall’Autorità) all’elemento della statica vicinanza ai siti di stoccaggio o ai luoghi di maggior consumo, ma anche a ragioni geografiche, ambientali, economiche e, in senso lato. politiche.
Appare emblematico, a tale riguardo, quanto rappresentato dalla società appellata, che ricorda come nel 2012 una crisi energetica sia stata contrastata massimizzando l’importazione di gas dall’Algeria, mentre le condizioni del mare rendevano inaccessibili due terminali del nord (a Rovigo e Panigaglia), con contemporanea riduzione delle importazioni effettive dalla Russia nel punto di entrata di Tarvisio.
La complessità del quadro generale di riferimento, pertanto, non appare al Collegio adeguatamente considerata negli equilibri tariffari di cui trattasi. E’ dunque convincente la rappresentazione di uno sbilanciamento, a favore degli interessi del principale gestore della rete, la cui posizione è stata rafforzata in rapporto a qualsiasi variabilità del mercato, attraverso la forte preponderanza della componente capacity, associata ad un “baricentro”, in realtà fortemente decentrato. Quanto sopra in un sistema marcatamente svincolato dai percorsi reali, soprattutto per le imprese operanti – in via principale se non esclusiva – nelle zone meridionali del Paese (mentre – è il caso di ricordarlo – l’art. 23, comma 3, d.lgs. n. 164 del 2000 impone di tenere conto della “distanza di trasporto in misura equilibrata, al fine di evitare le penalizzazioni territoriali”).
Fondatamente, pertanto, la società appellata richiama l’esigenza di una diversa ripartizione fra trasportatori e utenti “dei rischi derivanti da andamenti della domanda complessiva di gas, difformi rispetto alle previsioni, per ragioni climatiche, macroeconomiche, o per motivi connessi con l’andamento dei mercati energetici”.
Ragionevoli appaiono anche le argomentazioni, con cui viene contestato che il corrispettivo di exit (nel meridione inferiore alla media) sia sufficiente per assicurare il principio di cost reflectivity, nel rispetto, in particolare, degli articoli 3 del regolamento n. 1775/05 e 13 del regolamento n. 715/09, secondo cui “Le tariffe debbono essere trasparenti [....] rispecchiare i costi effettivamente sostenuti ed applicate in modo non discriminatorio”. Analoga, del resto, è la prescrizione del più volte citato art. 23, comma 3, del d.lgs. n. 164 del 2000, in base al quale “le tariffe sono determinate in relazione ai punti di entrata e di uscita dalla rete”.
In base ai nuovi criteri – con particolare riguardo, per quanto qui interessa, all’individuazione di punti di exit convenzionali, in numero inferiore a quello effettivo – detta determinazione delle tariffe pare invece allontanarsi dalla valutazione dei dati reali e quindi dei costi effettivi, cui dette norme fanno riferimento, non senza qualche ripercussione – è lecito presumere – sull’incentivazione all’uso efficiente delle risorse e al contenimento dei costi stessi.
La società appellata sottolinea peraltro – a differenza di quanto sostenuto dalle controparti – di non aver mai rivendicato un sistema tariffario point to point (ovvero strettamente ancorato ai percorsi reali, come avviene per un pedaggio autostradale), o tariffe di entrata uguali in tutto il territorio nazionale, ma di aver richiesto piuttosto – e di richiedere – che detto sistema fosse più equilibrato e trasparente, nonché preclusivo di qualsiasi discriminazione territoriale.
Tali prospettazioni trovano sostegno nella normativa, nazionale e comunitaria, in precedenza richiamata, sulla base di dati non puntualmente smentiti. Le argomentazioni dell’appellante – che rivendica l’effettuazione di un “giusto bilanciamento”, sulla base di proprie scelte tecnico/discrezionali – appaiono invece, sotto diversi profili, meramente assertive e non verificabili.
Le tesi difensive rappresentate dall’appellante (come sintetizzate ai punti a e b della parte in fatto della presente decisione e come ribadite dall’appellante incidentale) non appaiono quindi condivisibili, per quanto riguarda la corrispondenza delle nuove tariffe ai costi effettivi e la logica dei punti di exit convenzionali.
Conclusioni in parte analoghe, sotto il profilo dell’inadeguatezza dell’istruttoria posta a base dei nuovi criteri, nonché della scarsa trasparenza della relativa applicazione, si possono trarre sull’autoconsumo, passato dal sistema del price cap a quello del prelievo diretto in natura del combustibile (con conseguente infondatezza del terzo ordine di considerazioni della parte appellante, come in precedenza sintetizzate al punto c).
Mentre, infatti il price cap comporta un limite massimo di variazione di prezzo, vincolata per un periodo pluriennale (tenuto conto sia dei costi delle materie prime che della qualità del servizio), criteri altrettanto chiari non sembrano sorreggere l’autoconsumo: ne seguono presumibili ripercussioni sull’incentivazione dell’impresa di trasporto a migliorare l’efficienza degli impianti, al fine di ridurre i costi a parità di flussi di gas e di prezzo dell’energia.
A tale riguardo, in ogni caso, è prioritaria la tesi accolta nella sentenza appellata, secondo cui detto prelievo in natura non avrebbe base normativa.
L’argomentazione appare non confutabile, in base all’art. 2, commi 5 e 12. lettera e), nonché 17, 18 e 19 della citata legge n. 481 del 1995, che connette la stessa istituzione dell’Autorità a finalità di regolazione e di controllo del settore di competenza, “al fine di tutelare i clienti finali e di garantire mercati effettivamente concorrenziali”. Per il perseguimento delle finalità in questione, la medesima Autorità “stabilisce ed aggiorna le tariffe […] di cui ai commi 17, 18 e 19”, intendendo per “tariffe […] i prezzi massimi unitari dei servizi al netto delle imposte”, con successiva elencazione dei criteri, da adottare per la determinazione dei limiti massimi di variazione del prezzo, nella logica del price cap.
Non è chiarito dall’appellante, né dall’appellante incidentale, come questi criteri possano trovare perfetta corrispondenza nel sistema di prelievo in natura della risorsa, da impiegare nelle centrali di compressione, solo in quanto detto prelievo rientrerebbe fra le “modalità di recupero dei costi”, ai sensi del medesimo art. 2, comma 12, lettera e) della legge n. 481 del 1995.
Non è infatti spiegato perché, con il meccanismo del price cap, detti costi non sarebbero controllabili da parte dell’impresa maggiore di trasporto, che non potrebbe in tale prospettiva “operare recuperi di efficienza”, mentre sulla controdeduzione – secondo cui proprio l’autoconsumo corrisponderebbe ad assetti di rete, ignoti agli operatori – ci si limita ad osservare che basterebbe al riguardo il controllo dell’Autorità: tale controllo, infatti, sarebbe altrettanto valido in rapporto al criterio del price cap, peraltro fornito di ben più dettagliati parametri normativi di garanzia, della cui possibile osservanza, nell’ottica dell’autoconsumo, non si trova invece adeguato riscontro.
Tenuto conto di quanto rappresentato, in ordine ai profili di non corrispondenza delle delibere impugnate alle finalità ed ai parametri della disciplina di riferimento, il Collegio ritiene che l’appello principale e quello incidentale debbano essere respinti, con assorbimento di ogni ulteriore ragione difensiva rappresentata dalle parti (con particolare riguardo alle controdeduzioni sui motivi aggiunti di gravame, proposti da Enel Trade in primo grado di giudizio).
Quanto alle spese giudiziali, infine, il Collegio ritiene di poterne disporre la compensazione, tenuto conto della complessità della normativa da applicare e della natura degli interessi coinvolti.
Il Consiglio di Stato in sede giurisdizionale (Sezione Sesta), definitivamente pronunciando, respinge il ricorso in appello e l’appello incidentale, specificati in epigrafe.
Compensa le spese giudiziali.
Così deciso in Roma nella camera di consiglio del giorno 21 aprile 2015 con l'intervento dei magistrati:
Il 12/06/2015

References: SENTENZA 
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 art. 23
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