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Timestamp: 2020-06-02 14:50:10+00:00
Document Index: 150812155

Matched Legal Cases: ['art. 8', 'art. 8', 'art. 23', 'art. 24', '§ 3', 'art. 14', 'art. 30', 'art. 22', 'art. 22', 'art. 3']

Gas. Disciplina pubblicistica in "Diritto on line"
di Francesco Piron, Tiziana Sogari - Diritto on line (2014)
Il mercato del gas naturale in Italia ha subito, su impulso del diritto comunitario ed al fine di completare la realizzazione del mercato interno per l’energia, una profonda trasformazione nella direzione dell’apertura alla concorrenza, della promozione della qualità e dell’efficienza dei servizi nonché della sicurezza degli approvvigionamenti. Di seguito, dopo avere ripercorso le principali tappe della liberalizzazione del mercato, viene illustrata la disciplina pubblicistica della filiera del gas naturale che ricomprende le attività dell’intero ciclo produttivo, dalla fase di approvvigionamento, al trasporto e stoccaggio, terminando con l’attività di vendita all’ingrosso e al dettaglio.
Il settore degli idrocarburi in Italia è stato caratterizzato, dalla seconda metà degli anni Venti in poi, dall’intervento diretto dello Stato attraverso la costituzione o l’acquisizione del controllo di diverse imprese pubbliche quali, ad esempio, l’Azienda generale petroli italiani (Agip), l’Azienda nazionale idrogenazione combustibili (Anic), Snam e altre società minori. La frammentata struttura economica pubblica venutasi a creare venne riorganizzata negli anni cinquanta istituendo, con l. 10.02.1953, n. 136, l’Ente nazionale idrocarburi (Eni) che poteva beneficiare del regime di riserva nelle attività di ricerca e coltivazione degli idrocarburi, di stoccaggio sotterraneo e costruzione ed esercizio delle condotte per il trasporto degli idrocarburi minerali nazionali. Sulla base della disciplina pubblicistica ante liberalizzazione l’Eni godeva di una posizione di monopolio di fatto in tutti i segmenti della filiera del gas (importazione, produzione, stoccaggio, trasporto, distribuzione e vendita).
Successivamente alla privatizzazione di Eni, trasformato nel 1992 da ente pubblico in società per azioni, con il d.lgs. 25.11.1996, n. 625 (di recepimento della direttiva 94/22/CE del 30 maggio 1991, relativa alle condizioni di rilascio e di esercizio delle autorizzazioni alla prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi), è avvenuta la cessazione dei regimi di esclusiva previsti in favore della medesima Eni. È, infatti, a partire dagli anni Novanta che hanno iniziato ad essere adottate direttive comunitarie volte a costruire un mercato interno dell’energia, sulla cui spinta gli Stati membri hanno progressivamente ridotto i sistemi monopolistici esistenti. Su input comunitario si è compiuto dunque, anche nel nostro Paese, a distanza di un ventennio dalle prime direttive, il processo di liberalizzazione del mercato del gas naturale.
Alla progressiva apertura del mercato alla concorrenza, il settore dell’energia si è andato caratterizzando per l’implementazione di un modello di governo complesso dove soggetti appartenenti all’amministrazione ministeriale oppure da essa separati sono stati investiti di importanti funzioni pubblicistiche. Tra questi figura l’Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI) organismo tecnico non governativo annoverabile tra le cd. “autorità amministrative indipendenti”, istituita con l. 14.11.1995, n. 481, con incisivi poteri di regolazione e vigilanza nel settore, compresi i segmenti completamente aperti al mercato, fra cui anche la vendita di gas naturale ai clienti finali (cfr. Napolitano, G., Le autorità per l’energia e le comunicazioni e i rischi di un eccesso di regolazione, in L’Italia da semplificare. II. Le regole e le procedure, in De Carariis, D.–Vesperini, G., a cura di, Bologna, 1998, 311 ss.; più in generale sulle autorità indipendenti, v. D’Alberti, M., Le autorità amministrative indipendenti, in Vesperini, G., a cura di, La riforma dell’amministrazione centrale, Milano, 2005, 95 ss.; Merusi, F.-Passaro, M., Le autorità indipendenti, II ed., Bologna, 2011; Napolitano, G., La rinascita della regolazione per autorità indipendenti, in Giorn. dir. amm., 2012, 229 ss.).
2. Il processo di liberalizzazione del mercato del gas naturale
Il d.lgs. 23.05.2000, n. 164, cd. “decreto Letta” (che ha attuato la direttiva 98/30/CE del 22 giugno 1998 relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale), ha segnato la prima tappa fondamentale del percorso di liberalizzazione del settore del gas naturale. Con tale provvedimento il legislatore nazionale ha ridisegnato il quadro normativo di riferimento e dettato una disciplina organica di tutte le attività ricomprese nella filiera (cfr. Caia, G.-Colombari, S., Regolazione amministrativa e mercato interno del gas naturale, in Rass. giur. en. el., 2000, 338 ss.; Corali, E., Il mercato del gas naturale in Italia, Milano, 2000; Alesio, M., La liberalizzazione del mercato del gas naturale: dubbi e metodi applicativi, in Dir. giust., 2002, 90 ss.).
In particolare, a seguito dell’entrata in vigore del decreto Letta, le diverse attività, quali importazione, esportazione, trasporto e dispacciamento, distribuzione e vendita di gas naturale sono libere, sia pure nei limiti del decreto stesso. Il d.lgs. n. 164/2000 ha altresì individuato nel Ministero dell’industria, commercio e artigianato oggi Ministero dello sviluppo economico (MSE) e nell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (AEEG), oggi Autorità per l’energia elettrica il gas e il sistema idrico (AEEGSI), i soggetti a cui affidare la maggior parte delle funzioni amministrative con riferimento al mercato del gas naturale.
La direttiva del 26 giugno 2003/55/CE, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale, che abroga e sostituisce la direttiva 98/30/CE, ha impresso un’ulteriore accelerazione del processo di liberalizzazione ed, infine, con l’adozione nel 2009 del cd. “Terzo Pacchetto Energia”, entrato in vigore il 3 marzo 2011 (comprensivo della direttiva 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009,relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale e che abroga la direttiva 2003/55/CE, della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE, del Regolamento (CE) n. 714/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica e che abroga il regolamento (CE) n. 1228/2003, del Regolamento (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale e che abroga il regolamento (CE) n. 1775/2005, nonché del Regolamento (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia), si è realizzato il completamento del processo di liberalizzazione del mercato interno del gas naturale nell’Unione europea.
Il quadro normativo comunitario e nazionale sono oggi fondati sul principale obiettivo di rendere più competitivo il mercato interno dell’energia ed uniformare la qualità dei servizi e dei prezzi tra i vari Stati membri, anche intensificando gli scambi transfrontalieri sia di capacità sia di gas e creando nuove opportunità commerciali. In tal senso, la direttiva 2009/73/CE ha cercato di colmare i vuoti della precedente direttiva 2003/55/CE.
3. La disciplina pubblicistica del gas naturale
Per esaminare la disciplina pubblicistica delle singole attività ricomprese nella filiera del gas naturale può seguirsi l’ordine con cui sono considerate nel decreto Letta.
3.2 Trasporto e dispacciamento
In base alla normativa di liberalizzazione, l’attività di trasporto (vettoriamento del gas naturale attraverso la rete di gasdotti nazionali e regionali, esclusi i gasdotti di coltivazione e le reti di distribuzione) e dispacciamento di gas naturale (diretta ad impartire disposizioni per l’utilizzazione e l’esercizio coordinato degli impianti di coltivazione, di stoccaggio, della rete di trasporto e di distribuzione e dei servizi accessori) è definita di interesse pubblico ed è sottoposta agli obblighi di servizio pubblico derivanti dalla normativa comunitaria e nazionale, anche di carattere regolatorio (art. 8, co. 1, d.lgs. n. 164/2000).
Il servizio di trasporto è basato in Italia su un sistema di tipo entry-exit, tale per cui un determinato quantitativo di gas è preso in consegna dall’operatore di trasporto ad uno dei punti di ingresso del sistema di trasporto nazionale ed un pari quantitativo di gas è riconsegnato ad un punto di uscita. Il gas è poi riconsegnato alle interconnessioni con le reti locali di distribuzione del gas o con i siti di consumo dei grandi clienti finali allacciati direttamente a livello di rete di trasporto (cd. clienti diretti).
La domanda dei servizi di trasporto e dispacciamento è rappresentata sia dagli operatori attivi nella vendita di gas ai clienti finali che dai trader di gas.
Le imprese che svolgono l’attività di trasporto e dispacciamento sono tenute ad allacciare alla propria rete gli utenti che ne facciano richiesta, alla duplice condizione che il sistema di cui esse dispongono abbia idonea capacità e che le opere necessarie all’allacciamento dell’utente siano tecnicamente ed economicamente realizzabili in base a criteri stabiliti con provvedimento dell’AEEGSI (art. 8, co. 2, d.lgs. n. 164/2000).
I servizi di trasporto dispacciamento del gas naturale sono soggetti a regolazione da parte dell’AEEGSI al fine di garantire a tutti gli utenti della rete la libertà di accesso a parità di condizioni, nonché la massima imparzialità e neutralità dei servizi. La disciplina dei predetti servizi è stata definita dall’autorità di settore con la deliberazione n. 137/2002 e ss.mm.ii., sulla base della quale le imprese di trasporto hanno adottato i propri codici di rete.
Sotto il profilo della regolazione tariffaria, il riferimento fondamentale è costituito dalla Delibera AEEG n. 120/2001 e ss.mm.ii. che ha previsto i criteri per la determinazione delle tariffe di trasporto.
Si evidenzia che con il “Terzo Pacchetto Energia” sono stati previsti, inoltre, nuovi strumenti di regolazione secondaria a livello comunitario. Più precisamente si è stabilito che l’associazione europea dei gestori dei sistemi di trasporto del gas naturale (ENTSO-G) predisponga un set di norme tecniche, meglio conosciute come “codici di rete”, aventi ad oggetto, principalmente, una disciplina organica in materia di congestioni contrattuali nonché le modalità di allocazione della capacità ai punti di interconnessione, secondo le linee guida (Framework Guidelines on Gas Balancing in Trasmission Sistems del 18.10.2011) predisposte dall’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia (ACER). Attualmente è ancora in corso il processo con cui tale set di norme tecniche (Draft Network Code on Gas Balancing in Transmission System a cura di ENTSO-G del 13 aprile 2012) verrà recepito nei codici di rete dei vari operatori dei sistemi di trasporto del gas europei (cfr. Deliberazione AEEG n. 171/2012/A).
3.3 Stoccaggio
A differenza dell’energia elettrica, il gas naturale possiede delle caratteristiche fisiche che consentono il suo immagazzinamento; i cd. “siti di stoccaggio” servono ad immagazzinare il gas precedentemente immesso in rete (importato o prodotto) per poterlo utilizzare successivamente, di modo da svincolare la fruizione del gas dalle rigide modalità di approvvigionamento.
L’attività di stoccaggio è attività riservata allo Stato che ne attribuisce l’esercizio in regime di concessione (la concessione è rilasciata dal Ministero delle attività produttive, MAP, ora Ministero dello Sviluppo Economico, MSE).
Il decreto Letta annovera l’attività di stoccaggio fra le “attività di rete”, assieme al trasporto, rigassificazione e distribuzione. A differenza del trasporto e della distribuzione di gas, lo stoccaggio non dovrebbe, in teoria, essere considerato un “monopolio naturale”. Tuttavia, nel nostro Paese le particolari caratteristiche che connotano l’attività di stoccaggio lo fanno sussumere tra le cd. “essential facilities” (per un quadro completo del segmento si rimanda all’indagine conoscitiva, condotta congiuntamente dall’AEEG e dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato, Allegato A) alla Delibera VIS n. 51/2009). Stogit è il primo operatore italiano, con circa il 97% della capacità di stoccaggio a livello nazionale (Fonte: Relazione Annuale AEEG 2011).
Il decreto Letta individua, in particolare, tre tipi di stoccaggio: minerario, di modulazione e strategico.
Lo stoccaggio minerario è necessario, per motivi tecnici ed economici, a consentire lo svolgimento ottimale della coltivazione di giacimenti di gas naturale nel territorio italiano.
Lo stoccaggio di modulazione è utilizzato dalle imprese di vendita per modulare le proprie forniture in funzione delle variazioni giornaliere, stagionali e di punta dei consumi.
Lo stoccaggio strategico è costituito dalle riserve di gas che le imprese titolari di contratti di importazione o produttrici sono tenute a destinare negli impianti di stoccaggio; si tratta di una risorsa che non è nella disponibilità delle predette imprese in quanto finalizzata esclusivamente a sopperire a situazioni di criticità del sistema (ad es., mancanza o riduzione degli approvvigionamenti). Compete al MSE determinare il quantitativo per lo stoccaggio strategico.
Il d.lgs. 31.05.2011, n. 91 ha esteso la priorità nell’assegnazione della capacità di stoccaggio di modulazione per le esigenze dei clienti civili anche alle attività di servizio pubblico nonché ai clienti non civili con consumi inferiori a 50.000 Smc/anno. Inoltre, con il medesimo decreto lo stoccaggio strategico è stato posto a carico sia dei produttori nazionali sia degli importatori di gas naturale indipendentemente dalla provenienza UE ed extra UE del gas naturale; l’autorizzazione all’uso di stoccaggio strategico viene, invece, assicurata solo nel caso in cui l’intera capacità di importazione conferita sia stata utilizzata, e per documentati casi di forza maggiore, compatibilmente con le condizioni e i vincoli tecnici esistenti.
L’attività di stoccaggio rappresenta un elemento fondamentale per la “flessibilità” del sistema e lo sviluppo di un’effettiva concorrenza nel segmento down-stream, con particolare riferimento agli operatori di mercato nuovi entranti.
In attuazione delle previsioni contenute nel Regolamento (CE) 13.07.2009, n. 715, con la Delibera ARG/gas 45/2011 l’AEEG ha introdotto una nuova disciplina del bilanciamento di merito economico del gas naturale, dando corso ad una radicale riforma del sistema. A seguito dell’introduzione del cd. “mercato del bilanciamento del gas” le esigenze di modulazione “non programmabili” degli operatori sono regolate su di una nuova piattaforma (denominata PB–GAS), organizzata e gestita dal Gestore dei Mercati Energetici – GME, nella quale l’impresa maggiore di trasporto, Snam Rete Gas, approvvigiona o vende, sulla base di criteri di merito economico, i volumi necessari alla copertura dello sbilanciamento complessivo sulla rete di trasporto. Allo stato l’unica risorsa utilizzata per assicurare il bilanciamento è lo stoccaggio e gli operatori titolari di tale risorsa sono pertanto utenti obbligati della piattaforma. Il “mercato del bilanciamento” costituisce, dunque, un nuovo meccanismo che consente agli operatori di acquisire, sulla base di condizioni di mercato, le risorse del gas per bilanciare le proprie posizioni: in tal modo si è passati da un sistema in cui lo sbilanciamento dello shipper, se non compensato dal proprio stoccaggio, veniva sanzionato con penali ad un meccanismo basato su “criteri di mercato”.
Anche le tariffe per lo stoccaggio sono determinate dall’AEEGSI così come stabilito dal decreto Letta all’art. 23, che indica l’obbligo di definire tariffe che assicurino una congrua remunerazione del capitale investito e che non operino discriminazioni per le “aree del paese con minori dotazioni infrastrutturali”.
3.4 Terminali di rigassificazione di GNL
I terminali di rigassificazione accolgono il gas trasportato allo stato liquido, attraverso navi, e lo trasformano allo stato gassoso. Attraverso questa attività di rigassificazione il gas naturale può essere immesso direttamente nella rete di trasporto.
La disciplina normativa rilevante è contenuta all’art. 24 del d.lgs. n. 164/2000 dove si prevede un obbligo in capo alle imprese che controllano infrastrutture essenziali al funzionamento del sistema del gas, ivi inclusi gli impianti di rigassificazione, di permetterne l’accesso alle altre imprese che ne facciano richiesta, disciplinando tassativamente i casi di legittimo rifiuto all’accesso (il rifiuto all’accesso deve essere manifestato con una dichiarazione motivata e deve essere immediatamente comunicato all’AEEGSI, all’AGCM, nonché al MSE. L’AEEG si esprime in merito al rifiuto con atto motivato entro tre mesi da tale comunicazione).
I criteri per le tariffe del servizio di rigassificazione e all’accesso al servizio di rigassificazione sono invece stati stabiliti con Delibera AEEG n. 120/2001 e ss.mm.ii..
La realizzazione dei terminali di rigassificazione comporta un iter autorizzatorio molto complesso le cui tappe principali sono costituite dalla valutazione sull’impatto ambientale del progetto infrastrutturale, dallo svolgimento della Conferenza dei servizi – incaricata, tra l’altro, di stabilire con gli enti locali le eventuali compensazioni economiche e ambientali per il territorio su cui dovrebbe sorgere l’impianto – e dall’autorizzazione unica da parte del MSE alla costruzione e esercizio dell’impianto.
La distribuzione di gas naturale consiste nel trasporto del gas naturale attraverso reti di gasdotti locali o regionali per la consegna ai clienti. Il servizio pubblico di distribuzione del gas naturale è attribuito in regime di concessione.
Prima che intervenisse il processo di liberalizzazione, il servizio di distribuzione del gas – esercitato in esclusiva nel territorio comunale dal gestore individuato dall’Ente locale titolare del servizio – includeva anche la vendita del gas direttamente agli utenti. Il decreto Letta, in attuazione delle norme comunitarie, ha invece introdotto regimi giuridici distinti per l’attività di distribuzione e per l’attività di vendita, che è divenuta attività libera esercitabile nel mercato da operatori muniti di apposita autorizzazione ministeriale (v. infra, § 3.5). Coerentemente, il decreto Letta ha altresì previsto l’obbligo per gli operatori di provvedere alla separazione societaria delle due attività.
Il servizio di distribuzione locale è affidato esclusivamente mediante gara per periodi non superiori a dodici anni (art. 14, co. 1, d.lgs. n. 164/2000), escludendo pertanto la possibilità per gli enti locali di assumere la gestione diretta del servizio di distribuzione del gas. Gli enti locali che affidano il servizio svolgono attività di indirizzo, di vigilanza, di programmazione e di controllo sulle attività di distribuzione ed i loro rapporti con il gestore del servizio sono regolati da appositi contratti di servizio, sulla base di uno schema tipo predisposto dall’AEEG ed approvato dal MAP, ora MSE.
A seguito del d.l. 1.10.2007 n. 159 (convertito in l. 24.12.2007, n. 222) le gare debbono svolgersi non più a livello comunale, ma per ambiti sovra-comunali (c.d. “Ambiti Territoriali Minimi” o “Atem”). Con successivo D.M. 19.1.2011, i Ministeri competenti hanno provveduto ad individuare il numero complessivo degli ambiti (177), suddividendoli per singole province. Con D.M. 18.10.2011 è stata completata la definizione degli ambiti attraverso l'individuazione dei Comuni ricompresi in ciascuno di essi. La definizione dei criteri di gara è stata dettata con D.M. 12.11.2011, n. 226 (Regolamento per i criteri di gara e per la valutazione dell'offerta per l'affidamento del servizio della distribuzione del gas naturale). La nuova disciplina per l’effettuazione delle gare prevede quindi, per la prima volta, criteri di aggiudicazione uniformi sull’intero territorio nazionale.
Le componenti delle tariffe obbligatorie dei servizi di distribuzione, misura e commercializzazione del gas naturale sono determinate dall’AEEGSI.
3.6 Vendita
La vendita di gas naturale è disciplinata dagli artt. 17 e 18 del d.lgs. 164/2000, come modificato dall’art. 30 del d.lgs. 01.06.2011, n. 93, nonché dal D.M. 29.12. 2011 che stabilisce i criteri in base ai quali le imprese, che operano in tale segmento della filiera gas, sono iscritte nell’elenco dei soggetti abilitati alla vendita di gas naturale ai clienti finali sull’intero territorio nazionale, consistenti in: a) disponibilità di gas naturale e del servizio di modulazione per i clienti con consumi annui non superiori a 50.000 metri cubi; b) dimostrazione della provenienza del gas e dell’affidabilità del sistema di trasporto; c) adeguatezza delle capacità tecniche e finanziarie dell’impresa.
Per lo svolgimento di questa attività è previsto, pertanto, un sistema di accreditamento presso il MAP ora MSE.
L’attività di vendita dal 1° gennaio 2003 è completamente liberalizzata, venendo estesa la qualifica di «idoneità» a tutti i clienti, compresi quelli domestici (art. 22, co. 2, d.lgs. n. 164/2000) che possono scegliere liberamente il proprio fornitore.
A tutela della concorrenza il decreto aveva imposto dei cd. “tetti antitrust” volti a limitare il potere dell’incumbent, consistenti in limitazioni alla quota nel mercato nazionale della vendita ai clienti finali e in limitazioni alla quantità di gas immissibile nella rete di gasdotti nazionali. I tetti antitrust previsti dal decreto Letta, venuti a scadere alla fine del 2010, sono stati successivamente sostituiti dal d.lgs. 13.08.2010 n. 130, con limitazioni alle quote di mercato all’ingrosso per i soggetti che immettono gas nella rete nazionale di trasporto. La quota di mercato all’ingrosso è limitata ad una soglia massima del 40% dei consumi nazionali: in caso di superamento di tale limite sono previsti meccanismi di gas release a prezzi regolamentati. Si prevede, inoltre, la possibilità di elevare la soglia al 55% a fronte dell’assunzione di impegni di potenziamento e sviluppo della capacità di stoccaggio per 4 miliardi di metri cubi in cinque anni.
Con riferimento specifico alla vendita al dettaglio l’AEEGSI vigila sulla trasparenza delle condizioni contrattuali e sulla qualità del servizio, mantenendo, inoltre, la potestà di definire le tariffe che gli esercenti la vendita sono obbligati ad offrire sul cd. “mercato tutelato”, unitamente alle proprie offerte sul “mercato libero”, ai clienti finali definiti vulnerabili. La l. 9.8.2013 n. 98 (Conversione, con modificazioni, del decreto-legge 21 giugno 2013, n. 69. Disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia), novellando l’art. 22 del d.lgs. 164/2000 così come modificato dal d.lgs. 93/2011, ha previsto che «per i soli clienti domestici» l’AEEGSI continui transitoriamente – nell’ambito degli obblighi di servizio pubblico – a determinare i prezzi di riferimento nel mercato di tutela; di conseguenza l’obbligo di offerta delle condizioni economiche definite dall’autorità di settore (cfr. Delibera ARG/gas 64/09 e ss.mm.ii., All. A), Testo integrato delle attività di vendita al dettaglio di gas naturale e gas diversi da gas naturale distribuiti a mezzo di reti urbane (TIVG)”) ad oggi riguarda solo i clienti finali domestici.
3.7 Approvvigionamento
Nel segmento dell’approvvigionamento rientrano due modalità di reperimento della materia prima gas: a) la prospezione, la ricerca e la coltivazione dei giacimenti esistenti sul territorio italiano; b) l’importazione dall’estero.
In Italia la copertura del fabbisogno interno è assicurata solo in minima parte dalla produzione nazionale e l’offerta di gas è costituita principalmente dalle importazioni che avvengono sia tramite la rete di gasdotti internazionali che tramite navi. I quantitativi di gas vengono importati prevalentemente da Paesi extraeuropei (per il 90% circa) e per la restante parte da Paesi appartenenti all’Unione Europea.
In base al d.lgs. 29.12.1996 n. 625 e ss.mm.ii. l’attribuzione dei permessi di ricerca è soggetta a pubblicità e a procedure concorsuali. Al titolare del permesso di ricerca, che abbia rinvenuto idrocarburi liquidi o gassosi, è riconosciuto il diritto a presentare istanza per l’attribuzione della relativa concessione di coltivazione, senza l’avvio per ciò di una procedura concorsuale.
L’attività d’importazione di gas naturale dall’estero è “libera”, soggetta ad autorizzazione da parte del MSE. La disciplina vigente (art. 3, co. 1 -2, d.lgs. n. 164/2000, così come modificato dal d.lgs. n. 93/2011) prevede un regime di favore per l’autorizzazione delle importazioni, con l’introduzione del meccanismo del silenzio-assenso; l’attività di importazione si intende autorizzata ove il diniego, fondato su motivi obiettivi e non discriminatori, non sia stato espresso entro tre mesi dalla richiesta (cfr. decreto del MAP 23 marzo 2005, Semplificazione di adempimenti relativi alla comunicazione dei prezzi del gas, alla determinazione dello stoccaggio minerario e alle autorizzazioni per l’importazione del gas naturale). Nel caso del gas prodotto in Paesi extra-europei il rilascio dell’autorizzazione è subordinato al possesso di requisiti sia soggettivi che oggettivi (D.M. MSE 2 agosto 2011); il più favorevole regime per le importazioni provenienti da Paese UE prevede, invece, la semplice comunicazione al MSE e all’AEEGSI dei contratti di importazione e dei relativi elementi.
Le autorizzazioni alle importazioni di gas naturale sono trasmesse, oltre che al richiedente, all’AEEGSI e all’AGCM, all’impresa maggiore di trasporto e alla Agenzia delle dogane competente. Il MSE pubblica periodicamente sul suo sito internet l’elenco dei soggetti importatori con una sintesi dei relativi dati.
D.lgs. 23.5.2000, 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; l 23.8.2004, n. 239, Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per l’ assetto delle disposizioni vigenti in materia di energia; d.lgs. 13.8.2010, n. 130 Misure per la maggiore concorrenzialità nel mercato del gas naturale ed il trasferimento dei benefici risultanti ai clienti finali, ai sensi dell'articolo 30, commi 6 e 7, della legge 23 luglio 2009, n. 99; d.lgs. 1.6.2011, n. 93, Attuazione delle direttive 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE relative a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica, del gas naturale e ad una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica, nonché abrogazione delle direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE”; l. 9.8.2013, n. 98 Conversione, con modificazioni, del decreto-legge 21 giugno 2013, n. 69. Disposizioni urgenti per il rilancio dell'economia; dir. 2009/73/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno del gas naturale e che abroga la direttiva 2003/55/CE; reg. (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativo alle condizioni di accesso alle reti di trasporto del gas naturale e che abroga il regolamento (CE) n. 1775/2005; reg. (CE) n. 713/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, che istituisce un’Agenzia per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia.
Alesio, M., La liberalizzazione del mercato del gas naturale: dubbi e metodi applicativi, in Dir. giust., 2002, 90 ss.; Ammannati, L. (a cura di), Monopolio e Regolazione Proconcorrenziale nella disciplina dell’energia, Milano, 2005; Beccarello, M. -Piron, F., La regolazione del mercato del gas naturale: aspetti metodologici e operativi sul piano economico e giuridico, Milano, 2008; Caia, G.-Colombari, S., Regolazione amministrativa e mercato interno del gas naturale, in Rass. giur. energia elettr., 2000, 338 ss.; Cavaliere, A., Liberalizzazioni e accesso alle essential facilities: regolamentazione e concorrenza nello stoccaggio di gas naturale, in Politica Economica, a. XXIII, n. 1, 2007, 29 ss.; Cioffo, V., La fuga dalla distribuzione del gas, in Merc. conc. reg., 2, 2006; Clò, A., Liberalizzazione del mercato del gas metano: le ragioni di criticità, in Energia, 2002, 4, 30 ss.; Corali, E., Il mercato del gas naturale in Italia, Milano, 2000; D’Alberti, M., Le autorità amministrative indipendenti, in Vesperini, G. (a cura di), La riforma dell’amministrazione centrale, Milano, 2005, 95; Ferla, S., Il servizio pubblico di distribuzione del gas naturale, Rimini, 2012; Merusi, F.-Passaro, M., Le autorità indipendenti, II ed., Bologna, 2011; Napolitano, G., Le autorità per l’energia e le comunicazioni e i rischi di un eccesso di regolazione, in De Caprariis, D.-Vesperini, G. (a cura di), L’Italia da semplificare. II. Le regole e le procedure, Bologna, 1998, 311 ss.; Napolitano, G., L’energia elettrica e il gas, in Cassese, S., (a cura di), Trattato di Diritto amministrativo, Diritto amministrativo speciale, III, I servizi pubblici. Finanza pubblica e privata, II ed., Milano, 2003, 2189 ss.; Picozza, E.-Colavecchio, A., Energie,inCorso, G.-Lopilato, V. (a cura di), Diritto amministrativo dopo le riforme costituzionali, pt. spec., II, Milano, 2006.
2 Il processo di liberalizzazione del mercato del gas naturale
3 La disciplina pubblicistica del gas naturale