Sentenza scelta dal dott. Domenico Cirasole direttore del sito giuridico http://www.gadit.it/
Svolgimento del processo
1. L’impianto IGCC (Integrated Gasification and Combined Cycle) di Sarroch (CA), nella titolarità della società S. SRL (di seguito l’Impresa), è un impianto incentivato di produzione di energia elettrica destinatario di due categorie di benefici. Difatti: in quanto utilizza i residui della raffinazione del petrolio, gode dei contributi incentivanti previsti dal provvedimento OP n. 6/92 (dal gennaio 2001 fino al gennaio 2021) per gli impianti che utilizzano combustibili di processo o residui; in quanto produce in forma combinata energia elettrica e calore è esentata, secondo quanto previsto dal d.lgs. n. 79/99 per gli impianti di cogenerazione, dall’obbligo di acquisto dei certificati verdi.
Nel 2007 (24 e 25 luglio) l’impianto IGCC è stato oggetto di una verifica ispettiva svolta dalla Cassa conguaglio per il Settore Elettrico (di seguito "CCSE’), ai sensi della delibera n. 60/04, in esito alla quale è stato accertato il mancato rispetto della condizione di cogenerazione definita dalla delibera n. 42/02; l’Impresa, conseguentemente, è stata assoggetta all’obbligo previsto dall’art. 11 del d.lgs. n. 79/99 di acquisto dei certificati verdi, con riferimento alla produzione di alcune delle sezioni che costituiscono l’impianto.
2. Con il ricorso principale e con i successivi motivi aggiunti l’Impresa ha impugnato gli esiti della verifica anzidetta ed i conseguenti seguiti provvedimentali, meglio specificati in epigrafe.
Si sono costituite in giudizio le parti intimate, chiedendo il rigetto del ricorso.
Sul contraddittorio così istauratosi, la causa è stata discussa e decisa con sentenza definitiva all’odierna udienza.
Motivi della decisione
I. L’art. 2, comma 8, d.lgs. n. 79/1999 stabilisce che per cogenerazione si intende "la produzione combinata di energia elettrica e calore alle condizioni definite dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas, che garantiscano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate". La norma correla, quindi, il concetto di cogenerazione all’efficienza in termini di risparmio energetico della produzione combinata di energia e calore.
La deliberazione AUTORITA" PER L’ENERGIA ELETTRICA E IL GAS (di seguito "AEEG" o "Autorità") n. 42/2002 (come integrata e modificata dalle deliberazioni 2004 n. 201 e 2005 n. 296) stabilisce le condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione. L’art. 2 della delibera cit. stabilisce, tra l’altro, che: 1) la cogenerazione, agli effetti dei benefici previsti dal d.lgs. n. 79/99 e dal d.lgs. n. 164/00, è la produzione combinata di energia elettrica e calore che garantisce un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate; 2) per impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore si intende "un sistema integrato che converte l’energia primaria di una qualsivoglia fonte di energia nella produzione congiunta di energia elettrica e di energia termica (calore), entrambe considerate effetti utili, conseguendo, in generale, un risparmio di energia primaria ed un beneficio ambientale rispetto alla produzione separata delle stesse quantità di energia elettrica e termica". Si precisa poi che "la produzione di energia meccanica o elettrica e di calore deve avvenire in modo sostanzialmente interconnesso, implicando un legame tecnico e di mutua dipendenza tra produzione elettrica e utilizzo in forma utile del calore, anche attraverso sistemi di accumulo. Il calore generato viene trasferito all’utilizzazione, in forme diverse, tra cui vapore, acqua calda, aria calda, e può essere destinato a usi civili di riscaldamento, raffrescamento o raffreddamento o a usi industriali in diversi processi produttivi…"; 3) per sezione di impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore si intende ogni modulo in cui può essere scomposto l’impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore in grado di operare anche indipendentemente dalle altre sezioni e composto da un insieme di componenti principali interconnessi tra loro in grado di produrre in modo sostanzialmente autosufficiente energia elettrica e calore.
L’art. 10.1 lett. i) del regolamento approvato dall’Autorità con la deliberazione 2004 n. 215 precisa, in relazione ai criteri che l’Autorità deve seguire in occasione dei controlli, che occorre verificare che "il programma di utilizzo dell’impianto dichiarato dal produttore sia ragionevolmente coerente sia con gli assetti produttivi dell’impianto che con i fabbisogni caratteristici dell’utenza tecnica servita", così evidenziando che i dati dichiarati dal produttore ai fini del riconoscimento della cogenerazione devono riflettere le finalità produttive dell’impianto gestito.
I.1. Nel caso di specie, non sono in contestazione le circostanze per cui l’impianto di produzione di ossigeno: è struttura di proprietà della società A.L., è essenziale ai fini del funzionamento dell’impianto di cogenerazione di cui è titolare l’Impresa ricorrente, è esterno al perimetro della centrale. Nella documentazione inviata precedentemente al GRTN, l’Impresa, pur attestando che tale impianto, esterno alla raffineria ed appartenente a terzi, forniva ossigeno all’impianto IGCC, non lo aveva considerato e qualificato come "ausiliario" (ai fini del rispetto delle condizioni di cogenerazione).
I.2. Sennonché, con la nota del 12 giugno 2008, l’Autorità, a seguito della visita ispettiva del 24 e 25 luglio 2007, avendo invece qualificato l’impianto di produzione dell’ossigeno come "ausiliario", ha concluso che l’impianto IGCC non aveva rispettato i requisiti stabiliti dalla delibera numero 42/2002 per la qualifica dello stesso come cogenerativo con riferimento a determinati periodi (dal 2002 al 2005 per tutte le sezioni ed il 2006 per le sezioni I e II). Ciò consegue al fatto che, ai sensi della delibera n. 42/2002, l’energia elettrica netta è "la quantità di energia elettrica lorda prodotta nella sezione nell’anno solare diminuita dell’energia elettrica destinata ai servizi ausiliari", cosicché quanto maggiore è la quantità di energia imputata ai servizi ausiliari, minore è, a parità di energia lorda prodotta e di energia primaria utilizzata, la quantità di energia elettrica netta ottenuta e, quindi, il valore degli indici IRE e LT.
I.3. Con la nota 19 marzo 2009, in parziale accoglimento dell’istanza di riesame della società ricorrente, l’Autorità ha rettificato gli esiti istruttori di cui alla nota 12 giugno 2008. Non è stata, tuttavia, accolta l’istanza di revisione relativa alla qualificazione della produzione di idrogeno mediante "steam reforming" come "effetto utile" ai fini della cogenerazione.
Conseguentemente sono stati limitati i periodi in relazione ai quali l’Impresa è tenuta all’acquisto di certificati verdi, rispetto a quelli indicati nella nota 12 giugno 2008 (sezioni 1 e 3 per il 2002, intero impianto per il 2003 e il 2004, sezione 1 e 2 per il 2005).
I.4. La nota GSE del 17 agosto 2009 indica il numero di certificati verdi da acquistare ed il relativo ammontare. L’Impresa, al fine di evitare eventuali conseguenze pregiudizievoli, ha corrisposto il riportato importo, precisando (cfr lettera del 15 settembre 2009) che tale pagamento non è da intendersi in alcun modo quale acquiescenza ai provvedimenti dell’Autorità e del GSE, considerati dalla stessa illegittimi. La società ricorrente, nella memoria depositata in giudizio il 14 febbraio 2011, ha precisato di aver ottenuto il riconoscimento degli oneri sostenuti per l’acquisto di certificati verdi in applicazione della deliberazione AEEG n. 113/2006 (per complessivi Euro 14.236.588 che vengono, a tal fine, conteggiati a decurtazione del danno risarcibile invocato).
I.5. Tanto premesso, prima di passare allo scrutinio delle censure sollevate, occorre sottolineare che, in ordine ai motivi quarto e quinto articolati nel ricorso introduttivo, è cessata la materia del contendere, come più volte sottolineato dalla società ricorrente senza alcuna opposizione delle controparti.
Ancora preliminarmente, occorre dichiarare la tardività della memoria, depositata dal GSE soltanto in data 15 febbraio 2011, oltre il termine (di quindici giorni liberi perché dimidiato per la specialità del rito) di cui all’art. 73 c.p.a., considerato che la data di discussione dell’udienza era fissata per il 2 marzo 2011.
II. In prima battuta, l’Impresa denuncia la violazione del principio di affidamento. A tal fine, invoca la circostanza che il GRTNGSE, in passato, non aveva sollevato alcuna obiezione circa le dichiarazioni precedentemente inviate dalla ricorrente, confermando anzi il rispetto degli indici IRE ed LT da parte dell’impianto IGCC. In particolare, all’esito della ispezione del 2003, l’Impresa ritiene di aver consolidato il proprio legittimo affidamento sul fatto che l’impianto di produzione ossigeno non fosse da qualificarsi come "ausiliario", non avendo in quell’occasione il GRTN sollevato obiezioni sul punto; la stessa aggiunge di aver sempre rappresentato al GSE in modo chiaro e trasparente la configurazione dell’impianto che la stessa riteneva coerente con la normativa applicabile; l’Autorità, difatti, sulla base dei risultati dell’ispezione della CCSE, non ha contestato la non veridicità dei dati inviati a suo tempo dall’impresa ma si è limitata a ricalcolare gli indici IRE e LT basandosi su di una diversa interpretazione delle norme applicabili.
II.1. La censura non può essere accolta.
La Sezione (sentenza n. 603/2010 del 12 marzo 2010) ha già avuto modo di esaminare la deliberazione dell’Autorità n. 42 del 19 marzo 2002, con specifico riguardo al procedimento per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione. Tale delibera delinea un procedimento complesso, articolato in più fasi, che prevedono l’intervento di diversi soggetti. In particolare, dagli artt. 4 e 5 della delibera emerge che i produttori con sezioni di produzione combinata di energia elettrica e calore, che intendono avvalersi dei benefici correlati alla cogenerazione, devono comunicare, separatamente per ciascuna sezione, mediante dichiarazione sostitutiva di atto di notorietà firmata dal legale rappresentante ai sensi degli articoli 21, 38 e 47 del d.p.r. 28 dicembre 2000, n. 445, il valore dell’indice di risparmio di energia I.R.E. e del limite termico L.T., calcolati secondo le modalità tecniche stabilite dalla stessa delibera n. 42 relativi all’anno solare precedente. La dichiarazione deve contenere determinate informazioni stabilite dalla delibera e deve essere inviata al Gestore entro il 31 marzo di ogni anno. A sua volta, il Gestore, entro il 30 giugno di ogni anno, verifica le dichiarazioni e trasmette all’Autorità e alla Cassa un prospetto riepilogativo delle dichiarazioni pervenute. Si specifica che l’invio di informazioni incomplete o difformi comporta, per la sezione o per l’impianto, l’esclusione, per l’anno di riferimento, dei benefici correlati alla cogenerazione, fermo restando che in caso di dichiarazioni contenenti dati e informazioni non veritieri, l’Autorità, su segnalazione del Gestore, può applicare le sanzioni di cui all’articolo 2, comma 20, lettera c), della legge 14 novembre 1995, n. 481. La verificazione del Gestore non conclude la procedura, perché l’art. 5 della deliberazione n. 42 disciplina un’ulteriore fase caratterizzata da "verifiche sulla sezione", ossia sugli impianti; verifiche atte a controllare il rispetto delle condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione. Va precisato che il testo originario della delibera n. 42 rimetteva anche queste verificazioni al Gestore della rete, ma la successiva deliberazione AEEG 11 novembre 2004 n. 201, ha previsto che esse siano effettuate dall’Autorità, anche avvalendosi della CCSE ai sensi della deliberazione AEEG n. 60/04, oltre che della collaborazione di altri enti o istituti di certificazione e svolte, ove necessario, attraverso sopralluoghi al fine di accertare la veridicità delle informazioni e dei dati trasmessi. A sua volta la delibera n. 60/04 del 22 aprile 2004 prevede che la CCSE compie verifiche e sopralluoghi sugli impianti di cogenerazione atte a controllare il rispetto delle condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai fini dei benefici di legge, rimettendo ad un apposito regolamento la determinazione delle modalità di svolgimento delle verifiche e dei sopralluoghi (regolamento approvato dall’Autorità con deliberazione n. 215/04 e contenuto nell’allegato A della medesima delibera n. 215).
II.2. Orbene, la breve disamina appena svolta rende evidente come l’accertamento dei presupposti della cogenerazione si ponga all’esito di un procedimento articolato in più fasi di un unico procedimento complesso, in cui ad una prima attività di verifica solo documentale, ovvero estrinseca e meramente cartolare, svolta dal Gestore sulla base dell’autocertificazione trasmessa dall’impresa interessata, segue una fase di verificazione sostanziale, diretta ad accertare, mediante sopralluoghi sugli impianti, la veridicità delle dichiarazioni rese dalla società (la seconda attività di verificazione è rimessa, dal 2004, all’Autorità, che si avvale della CCSE). L’Autorità non pone, dunque, in essere una verifica meramente cartolare riesaminando le valutazioni compiute dal Gestore, ma esercita un distinto potere di verificazione sostanziale, correlato all’esame degli impianti, anche mediante sopralluoghi; esso non è espressivo di un potere di autotutela, perché non è riconducibile ad una funzione di riesame rispetto a determinazioni già assunte, bensì concreta un accertamento sostanziale che completa il procedimento finalizzato al riconoscimento dei requisiti di cogenerazione (in relazione alle considerazioni sinora svolte si veda di recente, anche il Consiglio di Stato, sez. VI, 11 agosto 2009, n. 4929, il quale ha sostenuto che il riconoscimento della natura cogenerativa di un impianto, nonché la verifica del rispetto della suddivisione dell’impianto in più sezioni, costituisce "una fattispecie a formazione progressiva" ove si inseriscono sia atti privatistici, le dichiarazioni sostitutive di atto di notorietà con le quali il soggetto produttore comunica annualmente al GSE il valore degli indici IRE e LT, sia atti pubblicistici, ovvero le note del GSE che prendono atto delle dichiarazioni sostitutive, facendo espressa e apposita riserva di esercizio del potere di verifica delle stesse e infine gli anni delle verifiche ispettive condotte dall’Autorità, anche avvalendosi della CCSE, finalizzate a controllare il rispetto delle condizioni per il riconoscimento della cogenerazione).
II.3. In definitiva, è senza dubbio vero (come riconosciuto più volte dalla giurisprudenza della Sezione: da ultimo cfr. sentenza n. 1106/2011) che è dovere del Regolatore operare in modo chiaro e lineare e di rispettare le situazioni consolidate di legittimo affidamento, con tale espressione intendendosi l’aspettativa di coerenza dell’amministrazione con il proprio precedente comportamento, la quale è fonte di un obbligo, per quest’ultima, di comportarsi secondo buona fede, tenendo in adeguata considerazione l’interesse dell’amministrato; tuttavia, nel caso di specie, nessuna violazione di tale principio può correlarsi alla circostanza che il GRTNGSE, a seguito della precedente ispezione del 2003, non aveva sollevato alcuna obiezione alle dichiarazioni di anno in anno inviate dalla ricorrente. Ciò in quanto, come sopra evidenziato, la delibera n. 42 del 2002 assoggetta il riconoscimento della cogenerazione ad un procedimento complesso, in cui ad una prima fase di controllo estrinseco e meramente provvisorio, basato sulle sole risultanze documentali, segue una prevista seconda fase di controllo sostanziale, all’esito della quale le risultanze del controllo formale potranno ben essere confermate o modificate, ma sempre nell’ambito di un procedura unitaria. Al tal fine, è significativo osservare come l’art. 5 della delibera n. 42/02 non si limiti ad affermare che l’Autorità in sede di verifica sulla sezione accerta "la veridicità delle informazioni e dei dati trasmessi", ma specifica che tali verifiche sono dirette "a controllare il rispetto delle condizioni per il riconoscimento della produzione combinata di energia elettrica e calore come cogenerazione ai fini dei benefici". Contrariamente a quanto sembra sostenere la società ricorrente, la lettura complessiva della disposizione rende evidente che l’attività in questione non è diretta ad accertare una sorta di "falso ideologico" o di "falso materiale" rispetto ai documenti formati e trasmessi dalla società che richiede il riconoscimento, ma deve, mediante una verifica sugli impianti, accertare se la rappresentazione che la società ha fornito degli impianti stessi ai fini del riconoscimento della cogenerazione rifletta o meno i contenuti tecnici del d.lgs. 1999 n. 79 e della deliberazione n. 42/2002 (tale considerazione trova ulteriore conferma nell’art. 10 del regolamento approvato dall’AEEG con la deliberazione n. 215/04, ove si precisa che "la finalità delle verifiche e dei sopralluoghi sugli impianti di produzione di energia elettrica da cogenerazione è quella di controllare la sussistenza, in capo al produttore, dei requisisti oggettivi e soggettivi e dei presupposti per il riconoscimento dei benefici previsti dalla normativa vigente e il rispetto della condizione tecnica di impianto di cogenerazione").
Ne deriva che l’esito positivo, come nel caso di specie, del controllo estrinseco compiuto dal Gestore non radica alcuna posizione di affidamento in capo all’impresa, sicché il successivo intervento, anche a distanza di tempo, della verificazione sostanziale dell’Autorità non lede situazioni consolidate, con conseguente infondatezza della censura formulata sul punto.
II.4. Sempre ai medesimi fini, è utile sottolineare che la non riconducibilità all’autotutela del potere di verifica esercitato dall’AEEG esclude che la legittimità del provvedimento debba essere apprezzata in base alle regole che governano l’esercizio dell’autotutela stessa; pertanto, la circostanza che il provvedimento non evidenzi alcuna particolare ragione di interesse pubblico non integra un profilo di illegittimità, perché la determinazione impugnata non è diretta a riesaminare un provvedimento già adottato, ma a verificare sul piano sostanziale i presupposti tecnici per il riconoscimento della cogenerazione, con la conseguenza che è solo in relazione alla ragionevole applicazione di tali presupposti che va sindacata la legittimità dell’azione amministrativa, mentre la considerazione di ulteriori ragioni di interesse pubblico resta estranea alla fattispecie in esame.
III. Con ulteriore ordine di argomentazioni, l’Impresa lamenta che la suddetta qualificazione dell’impianto di produzione ossigeno come "ausiliario" si porrebbe in contrasto con la normativa applicabile ai periodi rilevanti ai fini del presente giudizio (2002, 2003, 2004 e 2005). Prima della delibera 2/2006, in difetto di una pertinente normativa di settore, la qualificazione di una struttura in termini di servizio accessorio rispetto ad un impianto di cogenerazione andava fatta secondo i criteri posti dalla normativa fiscale, per la quale è invece rilevante che la struttura servente dell’impianto sia o meno gestita dallo stesso titolare dell’impianto e si trovi o meno collocata all’interno del perimetro dell’impianto servito (in particolare, si cita l’articolo 52, comma 2, lettera f, d.lgs. 26 ottobre 1995 n. 504, nella versione antecedente alle modifiche apportate con d.lgs. 2 febbraio 2007 n. 26). La delibera 2/2006, a questa stregua, nel qualificare come energia assorbita da servizi ausiliari di centrale "quella impiegata, in usi diversi dalla illuminazione esclusivamente per la generazione o per la trasformazione in altra energia elettrica, compresa quella utilizzata come forza motrice delle centrali elettriche per servizi ausiliari strettamente connessi al compimento del ciclo di generazione e trasformazione dell’energia elettrica, anche esterni al perimetro della centrale o forniti da soggetti diversi dal titolare della centrale, inclusi tutti i servizi ausiliari di trattamento del combustibile", non si sarebbe per nulla limitata a recepire la definizione di ausiliario derivante dalla predetta normativa fiscale. Ne consegue che, illegittimamente, l’Autorità avrebbe fatto applicazione retroattiva della delibera n. 2/2006 la quale, in parte qua, avendo una vera e propria portata innovativa, non avrebbe potuto essere spiegare efficacia rispetto alle situazioni pregresse.
III. 1. Anche tale doglianza è destituita di fondamento.
La delibera 2/2006, nella parte in cui precisa che tali strutture non perdono il loro connaturato carattere di "servizio accessorio" semplicemente perché gestite da soggetti diversi dal titolare dell’impianto di cogenerazione di cui esse sono serventi ovvero perché fisicamente si trovino collocate al di fuori del perimetro dell’impianto stesso, si limita a specificare quanto desumibile dal pregresso quadro regolatorio, cosicché nella sua applicazione non pare affatto possa ravvisarsi il carattere della retroattività. Tale precisazione, contrariamente a quanto ritenuto dall’Impresa, esplicita il previgente parametro regolatorio che incentra la nozione di "ausiliarietà" sul rapporto di oggettiva funzionalità tra struttura servente ed impianto servito. In tal senso, è chiara la lettera della delibera n. 42/2002 (art. 1 lett. n), secondo cui l’energia elettrica netta "è la quantità di energia elettrica lorda prodotta dalla sezione nell’anno solare, diminuita dell’energia elettrica destinata ai servizi ausiliari della sezione e delle perdite nei trasformatori principali: i servizi ausiliari includono i servizi posti sui circuiti che presiedono alla produzione di energia elettrica e di calore, inclusi quelli di un eventuale sistema di gassificazione, ed escludendovi i servizi ausiliari relativi alla rete di trasporto e distribuzione del calore, come le pompe per la circolazione dell’acqua calda".
Del resto, non si comprende quale disposto normativo o regolatorio poteva indurre gli operatori a ritenere che la specifica disciplina tributaria sulla imposta di consumo sull’energia elettrica potesse soccorrere ai fini della individuazione delle condizioni di cogenerazione. E neppure la società ricorrente ha offerto un principio di prova circa la sussistenza, per il passato, di una generalizzata prassi dell’Autorità di applicare un criterio diverso da quello poi esplicitato con la delibera del 2006.
Inoltre, anche sul piano ermeneutico, non pare affatto corretto volere inferire dalla disciplina fiscale il precetto di escludere alla nozione di ausiliario i servizi esterni al perimetro della centrale o forniti da terzi, ai fini del rispetto delle condizioni di cogenerazioni. La norma fiscale, difatti, prevede la tassazione dell’energia elettrica consumata dai sistemi di centrale non necessaria alla produzione di energia elettrica; ai sensi del richiamato art. 52, comma 2, lettera f, d.lgs. 26 ottobre 1995 n. 504 (nella versione antecedenti alle modifiche introdotte con il decreto legislativo 2 febbraio 2007 numero 26), è esente dall’imposta l’energia impiegata, in usi diversi dalla illuminazione, esclusivamente per la generazione o per la trasformazione in altra energia elettrica, compresa quella utilizzata per forza motrice nelle centrali elettriche per servizi ausiliari strettamente connessi al compimento del ciclo di generazione o di trasformazione dell’energia elettrica, nonché quella impiegata nelle centrali idroelettriche per il sollevamento delle acque nelle vasche di carico per la successiva immissione nelle condotte forzate. La normativa fiscale, coerentemente alla sua funzione di dover "incidere" la fonte produttiva di ricchezza, non può che fare riferimento ai soggetti cui è imputabile il fenomeno economico considerato rilevante; come sottolineato dalla difesa erariale, è dunque ovvio considerare separatamente quanto é riferibile al titolare dell’impianto e quanto è riferibile al titolare del servizio ausiliario, valutando non meritevole di agevolazione l’energia elettrica dal secondo impiegata per la produzione di beni generatrice per lui soltanto di ricchezza.
IV. Da ultimo, l’Impresa lamenta la mancata considerazione dell’effetto utile dell’idrogeno da parte della CCSE e dell’Autorità, che secondo l’Impresa violerebbe non solo la delibera n. 42/2002 ma si porrebbe in palese contrasto con le ragioni sottese alle disposizioni in materia di cogenerazione. L’Impresa precisa che, prima della verifica ispettiva del 24 e 25 luglio 2007, risultando gli indici IRE ed LT conformi alle previsioni della deliberazione n. 42/2002, essa non aveva alcun interesse a qualificare l’idrogeno prodotto dall’impianto IGCC come "effetto utile" in quanto ciò non influiva sul rispetto delle condizioni di cogenerazione; all’esito dell’ispezione, al contrario, la qualificazione dell’idrogeno come effetto utile assume un’estrema rilevanza.
La tesi sostenuta è che l’idrogeno, pur essendo una sostanza chimica, sarebbe oggetto di una disciplina speciale come emergerebbe dalla Relazione Tecnica alla deliberazione n. 42 del 2002, il cui punto 5.1 afferma, infatti, che "nel caso di utilizzo di gas di sintesi (quale l’impianto IGCC), il sistema di classificazione è parte integrante dell’impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore e l’eventuale produzione di idrogeno, utilizzato ai fini di processo o commerciali, è da considerarsi effetto utile". Dunque, la produzione di idrogeno è espressamente qualificata dalla relazione tecnica alla deliberazione n. 42 come effetto utile. Si sottolinea, ancora, come la relazione tecnica del 9 maggio 2009 (documento numero 43 depositato in data 9 febbraio 2011) provveda a calcolare l’effetto utile dell’idrogeno in coerenza con la delibera n. 42/2002. In particolare la relazione illustrerebbe perché il rendimento di conversione per la produzione di idrogeno mediante steam reforming proposto dalla impresa, pari al 35%, sarebbe corretto; inoltre la stessa relazione confermerebbe che, tenendo conto dell’effetto utile dell’idrogeno, la produzione di energia elettrica e calore rispetterebbe gli indici IRE e LT con riferimento tutti gli anni interessati e a tutte le sezioni di impianto, ad eccezione della sua terza sezione nel periodo aprile dicembre 2002 (e ciò in assenza di una diversa interpretazione in merito all’impianto di produzione ossigeno).
IV.1. La CCGE, ai fini del calcolo degli indici IRE e LT, ha detratto l’energia associata all’idrogeno prodotto dalle unità 600 e 610 dell’impianto IGCC dall’energia in ingresso al sistema; in particolare, l’idrogeno viene qualificato come sostanza chimica recuperata e di conseguenza si opera la detrazione della parte del contenuto energetico del combustibile ad esso associata.
Orbene, ritiene il Collegio che sia corretta la decisione della Autorità (nota 19 marzo 2009), di rigettare l’istanza sul cd effetto utile dell’idrogeno, avendo l’Impresa proposto un metodo di calcolo difforme da quanto stabilito dalla delibera n. 42/02 e della Direttiva comunitaria 2004/8/CE sulla cogenerazione ad alto rendimento ( D.lgs. n. 20/07). Difatti, l’articolo 1, comma 1.1, lettera d) della delibera n. 42/02, nel definire l’impianto di produzione combinata di energia elettrica e calore, individua l’energia elettrica, l’energia termica (calore) e l’energia meccanica come "effetti utili". Come sottolineato dalla difesa erariale, senza essere in ciò specificatamente contestata, la stessa formula stabilita per il calcolo dell’IRE non consente di considerare anche la produzione di idrogeno in termini di risparmio di energia primaria e di beneficio ambientale. Ne consegue la possibilità di riconoscere all’impresa esclusivamente il vantaggio, ai fini del calcolo degli indici IRE e LT, di detrarre la quota parte di combustibile necessaria alla produzione di idrogeno, da quella utilizzata per generare di energia elettrica e calore. Tale metodo trova il proprio fondamento anche nel punto 5 della allegato II del d.lgs. n. 20/2007 che ha recepito la direttiva comunitaria n. 8/2004; tale norma prevede: "se una parte del contenuto energetico del combustibile di alimentazione nel processo di cogenerazione è recuperata sotto forma di sostanze chimiche e riciclata, detta parte può essere dedotta dal combustibile di alimentazione prima di calcolare il rendimento complessivo". Stante la chiarezza del quadro regolatorio, l’invocato passaggio della relazione tecnica non pare possa aver introdotto alcuna disciplina speciale, stante la sua funzione meramente esplicativa.
Sotto il profilo tecnico appare, poi, convincente la spiegazione fornita dalla difesa erariale, la cui congruenza non è stata oggetto di specifiche contestazioni da parte dell’Impresa ricorrente. In particolare, nella definizione dell’indice IRE è necessario calcolare il parametro Ec, energia primaria immessa nell’impianto per mezzo dei combustibili. Tra i combustibili utilizzati nell’impianto S., quello di gran lunga più importante è costituito dai residui di lavorazione del petrolio in raffineria, cui ci si riferisce come TAR. L’apporto energetico del combustibile all’impianto viene valutato moltiplicando le quantità di TAR inviate al gassificatore per il relativo potere calorifico. Prima della fase di produzione di energia elettrica e calore, vengono estratte dal processo mediante vari trattamenti determinate quantità di zolfo e di idrogeno: ciascuna di queste due sostanze è caratterizzata dal proprio potere calorifico. Poiché le sostanze estratte non partecipano alla combustione ed al processo di produzione combinata di energia elettrica e calore, il loro apporto energetico viene sottratto da quello originale del TAR. Ne discende che, ai fini del rispetto delle condizioni di cogenerazione, la produzione combinata di energia elettrica e calore risulta generata da una quantità di combustibile (TAR) inferiore rispetto a quella immessa nell’impianto, conseguendo un indice IRE superiore a quella di un corrispondente impianto privo di produzione di idrogeno.
5. Le spese di lite seguono la soccombenza come di norma.
P.Q.M.
Il Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia (Sezione Terza), definitivamente pronunciando sul ricorso, come in epigrafe proposto:
DICHIARA cessata la materia del contendere sui motivi quarto e quinto del ricorso introduttivo;
RESPINGE, per il resto, il ricorso nei termini di cui in motivazione.
CONDANNA la società ricorrente al pagamento delle spese di lite che si liquida in Euro 2.000,00 da corrispondersi in favore di ciascuna delle resistenti, oltre IVA e CPA come per legge.
Ordina che la presente sentenza sia eseguita dall’autorità amministrativa.
Testo non ufficiale. La sola stampa del bollettino ufficiale ha carattere legale.