Sentenza scelta dal dott. Domenico Cirasole direttore del sito giuridico http://www.gadit.it/
Svolgimento del processo – Motivi della decisione
1. I tre appelli sono già stati riuniti dalla precedente ordinanza istruttoria della Sezione, in base al rilievo che due di essi vertono sulla medesima sentenza (appello 7971/2009 e appello 8089/2009) e il terzo (8088/2009), pur vertendo su un’altra sentenza, riguarda le medesime delibere dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (d’ora innanzi: AEEG o Autorità) impugnate in prime cure e solleva le stesse questioni di diritto sollevate con l’appello n. 8089/2009.
2. Con i ricorsi di primo grado sfociati nelle due sentenze in epigrafe, imprese operanti nel settore della produzione di energia elettrica hanno impugnato due delibere dell’AEEG e i due presupposti documenti di consultazione e, in particolare:
1) la delibera dell’AEEG 21 ottobre 2008 ARG/Elt 154/08 recante "aggiornamento del prezzo medio del combustibile convenzionale per la determinazione del costo evitato di combustibile di cui al Titolo II, punto 2, del provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 29 aprile 1992 n. 6/92", pubblicata sul sito internet dell’AEEG in data 24 ottobre 2008 e in G.U.R.I. 8 novembre 2008 n. 262;
2) la delibera dell’AEEG 10 dicembre 2008 ARG/Elt 175/08 recante "aggiornamento per l’anno 2008 della componente relativa al trasporto del gas naturale inclusa nel prezzo medio del combustibile convenzionale, ai fini della determinazione del costo evitato di combustibile di cui al Titolo II, punto 2, del provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 29 aprile 1992 n. 6/92", pubblicata sul sito internet dell’AEEG in data 17 dicembre 2008;
3) ove occorra, del documento per la consultazione del 26 giugno 2008 n. 3/08;
4) ove occorra, del documento per la consultazione del 28 maggio 2008 n. 14/08.
3. Il Tar adito, con le sentenze in epigrafe, ha accolto un solo motivo di ricorso, rigettando tutti gli altri.
4. Le due sentenze sono state entrambe gravate dall’AEEG, limitatamente al capo che ha accolto uno dei molteplici motivi articolati in prime cure.
5. La sentenza n. 3357/2009 è stata anche gravata dalla società ricorrente in primo grado, in relazione a tutti i motivi respinti dal Tar.
6. Nell’ordine logico delle questioni va esaminato per primo l’appello proposto dalla società già ricorrente in prime cure, e in prosieguo i due appelli dell’AEEG.
7. Per una migliore comprensione dei fatti di causa giova premettere una breve ricostruzione del quadro normativo di riferimento, in cui si è inserito l’intervento dell’AEEG.
L’art. 20, l. 9 gennaio 1991 n. 9 demanda al Comitato Interministeriale dei Prezzi (CIP) il compito di definire, in base al criterio dei costi evitati, i prezzi relativi alla cessione, alla produzione per conto dell’Enel, al vettoriamento e i parametri relativi allo scambio dell’energia elettrica prodotta da impianti utilizzanti fonti convenzionali; mentre il successivo art. 22 della stessa l. n. 9/1991 disciplina il regime giuridico degli impianti di produzione di energia elettrica a mezzo di fonti rinnovabili, stabilendo che i prezzi relativi alla cessione, alla produzione per conto dell’Enel, al vettoriamento ed i parametri relativi allo scambio vengono definiti dal CIP ed aggiornati con cadenza almeno biennale, assicurando prezzi e parametri incentivanti nel caso di nuova produzione di energia elettrica ottenuta da fonti energetiche rinnovabili.
In attuazione di tale previsione, con la deliberazione del 29 aprile 1992 il CIP ha dettato alcune disposizioni in materia di energia elettrica prodotta da impianti installati sul territorio nazionale alimentati da fonti convenzionali, rinnovabili ed assimilate ai sensi degli artt. 20 e 22, l. n. 9/1991.
Dopo aver suddiviso gli impianti in tre classi (alimentati da a) fonti rinnovabili, b) fonti assimilate a quelle rinnovabili; c) fonti convenzionali), il CIP ha stabilito i criteri per la determinazione della tariffa per la cessione dell’energia prodotta da fonti rinnovabili ed assimilate, composta da quattro componenti:
1) il costo evitato di impianto;
2) il costo evitato di esercizio e manutenzione;
3) il costo evitato di combustibile;
4) una componente correlata ai maggiori costi della specifica tipologia di impianto.
Le prime tre componenti sono basate sul criterio del costo evitato (il costo che l’ex monopolista Enel avrebbe dovuto sopportare se avesse dovuto costruire, gestire e approvvigionare un impianto di generazione alimentato dal gas naturale), mentre la quarta componente ha una funzione incentivante, come chiarito nella relazione tecnica al provvedimento CIP 6.
Al punto 7, del titolo II, del provvedimento CIP 6, è stabilito che le componenti del prezzo di cessione vengono aggiornate dalla Cassa Conguaglio per il Settore Elettrico entro il mese di aprile di ciascun anno sulla base del seguente criterio, con riferimento al costo evitato di combustibile: variazione percentuale registrata tra il valore medio del prezzo del metano nell’anno 1992 riferito a forniture continue per centrali termoelettriche a ciclo combinato con consumo superiore a 50 milioni di metri cubi rispetto a quello dell’anno 1991 (Il valore risultante da tale aggiornamento sarà utilizzato come valore di conguaglio per l’anno 1992 e come valore di acconto per il 1993. I successivi aggiornamenti e conguagli si effettueranno con lo stesso criterio).
Soppresso il CIP per effetto dell’art. 1, l. 24 dicembre 1993 n. 537, l’art. 5, comma 2, d.P.R. 20 aprile 1994 n. 373 ha attribuito al Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato le funzioni del CIP in materia di energia elettrica e di gas, fino all’assetto definitivo derivante dall’istituzione degli organismi indipendenti di cui all’art. 1, lett. b), l. 24 dicembre 1993 n. 537.
Con decreto del 4 agosto 1994, il Ministro dell’industria ha aggiunto il seguente periodo al titolo II, punto 7 la lettera b), del provvedimento CIP 6: "si fa riferimento all’accordo Snam/Confindustria: Contratto di lungo termine per la somministrazione di gas per la produzione di energia elettrica per cessione a terzi", inserendo anche il punto 7-bis: "Il prezzo di cessione viene aggiornato anche a seguito di modifiche normative che comportino maggiori costi o costi aggiuntivi".
Con la l. 14 novembre 1995 n. 481 è stata istituita l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, cui sono state trasferite le funzioni in materia di energia elettrica attribuite al Ministero dell’industria dal citato art. 5, comma 2, del d.P.R. n. 373/1994 (art. 3, comma 1).
Con la stessa l. n. 481/1995 (art. 3, comma 7), è stato previsto che "I provvedimenti già adottati dal Comitato interministeriale prezzi e dal Ministero dell’industria, del commercio e dell’artigianato in materia di energia elettrica e di gas conservano piena validità ed efficacia, salvo modifica o abrogazione disposta dal Ministro, anche nell’atto di concessione, o dalla Autorità competente. Il provvedimento CIP n. 6 del 29 aprile 1992, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 109 del 12 maggio 1992, come integrato e modificato dal decreto del Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato del 4 agosto 1994, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 186 del 10 agosto 1994, si applica, per tutta la durata del contratto, alle iniziative prescelte, alla data di entrata in vigore della presente legge, ai fini della stipula delle convenzioni, anche preliminari, previste dal decreto del Ministro dell’industria, del commercio e dell’artigianato del 25 settembre 1992, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 235 del 6 ottobre 1992, nonché alle proposte di cessione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili propriamente dette, presentate all’ENEL spa entro il 31 dicembre 1994 ed alle proposte di cessione di energia elettrica che utilizzano gas d’altoforno o di cokeria presentate alla medesima data, a condizione che in tali ultimi casi permanga la necessaria attività primaria dell’azienda.Conservano altresì efficacia le disposizioni di cui al decreto del Presidente della Repubblica del 28 gennaio 1994, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 56 del 9 marzo 1994. Per le altre iniziative continua ad applicarsi la normativa vigente, ivi compreso il citato provvedimento CIP n. 6 del 1992 ed i relativi aggiornamenti previsti dall’articolo 22, comma 5, della legge 9 gennaio 1991, n. 9, che terranno conto dei principi di cui all’articolo 1 della presente legge".
In tale quadro normativo si inserisce la deliberazione dell’Autorità del 15 novembre 2006 n. 249, con cui preso atto della scadenza in data 31 dicembre 2006 dell’accordo Snam/Confindustria, viene aggiornata la componente CEC, attraverso l’utilizzo di un prezzo medio del combustibile convenzionale, espresso in cEuro/mc, che risulti coerente con l’attuale struttura dei costi del mercato del gas naturale e mantenga inalterati i valori del consumo specifico (espresso in mc/kWh) definiti dal provvedimento Cip n. 6/92 e dalla deliberazione n. 81/99.
Con la decisione di questa Sezione 28 marzo 2008 n. 1275, si è affermato, in relazione alle delibera n. 249/06, che il citato art. 3, co, 7, l. n. 481/1995 prevede un generale potere dell’Autorità, con riferimento alle competenze ad essa trasferite, di modificare o abrogare i provvedimenti del CIP o del Ministro dell’industria e contiene poi una norma, di carattere eccezionale rispetto alla prima parte, con cui viene salvaguardato il provvedimento CIP n. 6 del 29 aprile 1992, come integrato e modificato dal d.m. 4 agosto 1994, con la previsione che tale provvedimento si applica, per tutta la durata del contratto, alle iniziative prescelte.
Da ciò deriva che l’Autorità non può esercitare il generale potere di cui alla prima parte del comma 7 di abrogazione o modifica dei provvedimenti del CIP, ma che la norma di deroga, in quanto eccezionale, non può essere applicata in modo estensivo.
Tuttavia, lo stesso provvedimento CIP 6, nello stabilire i criteri per la determinazione della tariffa per la cessione dell’energia prodotta da fonti rinnovabili ed assimilate, ha previsto l’aggiornamento delle singole componenti del prezzo di cessione.
Con riferimento al costo evitato del combustibile (CEC), il provvedimento CIP 6 prevede che tale componente sia determinata moltiplicando il consumo specifico per il prezzo del gas e che il suddetto prezzo del gas sia aggiornato con cadenza annuale.
L’aggiornamento del prezzo del gas non costituisce, quindi, un elemento introdotto dall’Autorità con la deliberazione n. 249/2006, ma era già presente nel provvedimento CIP 6.
Successivamente, l’art. 2, comma 141, l. 24 dicembre 2007 n. 244 – legge finanziaria per il 2008 – ha previsto che ai sensi dell’art. 3, comma 7, l. n. 481/1995, e a far data dal 1° gennaio 2007, il valore medio del prezzo del metano ai fini dell’aggiornamento del costo evitato di combustibile di cui al titolo II, punto 7, lett. b), del provvedimento CIP n. 6/1992 è determinato dall’AEEG "tenendo contro dell’effettiva struttura dei costi nel mercato del gas naturale".
Secondo quanto osservato da questa Sezione nella citata decisione n. 1282/2008, con tale disposizione il legislatore ha inteso fornire un ulteriore parametro di riferimento all’AEEG.
La delibera dell’AEEG n. 154/2008 aggiorna, a partire dall’anno 2008, il prezzo medio del combustibile convenzionale per la determinazione del costo evitato di combustibile.
Il CEC (costo evitato di combustibile), secondo la citata delibera, è determinato confermando la metodologia prevista dalla deliberazione n. 249/06, sopra menzionata, con le modificazioni indicate nei successivi punti 2, 3 e 4 della delibera: punto 2, ai fini della quantificazione del prezzo medio del combustibile convenzionale del CEC, la metodologia prevista dalla deliberazione n. 249/06 tiene conto delle caratteristiche della fornitura di gas naturale per le utenze termoelettriche; punto 3, ai fini di cui al precedente punto 2 la componente convenzionale relativa al valore del gas naturale è calcolata: a. aumentando la frequenza di aggiornamento da trimestrale a mensile; b. utilizzando, ai fini del calcolo dell’indice It di cui alla deliberazione n. 249/2006, le medie mensili delle quotazioni dei prodotti del paniere di riferimento riferite al periodo intercorrente tra il nono e l’ultimo mese precedente la data di aggiornamento; c. eliminando, ai fini del presente provvedimento, la soglia di invarianza di cui all’articolo 1, comma 3 della deliberazione n. 52/99; d. aggiornando, con le modalità di cui ai precedenti tre alinea, nonché con i criteri di cui al punto 2 dell’Allegato A alla deliberazione n. 195/02, il valore di 12,76 cEuro/mc fissato dalla deliberazione n. 249/2006, con riferimento al mese di ottobre 2004 e utilizzando, per ciascun anno, la media dei dodici valori mensili risultanti; 4. ai fini di cui al precedente punto 2, la componente relativa al trasporto del gas naturale è calcolata tenendo conto degli effetti, sulla capacità impegnata, derivanti dalla variabilità delle condizioni climatiche e del potere calorifico del gas naturale; 5. il valore della componente relativa al trasporto del gas naturale per l’anno 2008 è determinato dall’Autorità entro il 5 dicembre 2008; 6. il Direttore della Direzione Mercati dell’Autorità: a. effettua una valutazione degli effetti che deriverebbero dalla discontinuità dei prelievi di gas naturale da parte delle utenze termoelettriche, ai fini di valutare l’insorgenza di eventuali costi di sbilanciamento; b. monitora il grado di concentrazione del mercato del gas naturale ed il livello di apertura concorrenziale sul lato dell’offerta e segnala all’Autorità le eventuali esigenze di aggiornamento del presente provvedimento; …"
Con successiva deliberazione ARG/Elt 175/08 del 10 dicembre 2008 l’Autorità ha disciplinato l’aggiornamento per l’anno 2008 della componente relativa al trasporto del gas naturale, inclusa nel prezzo medio del combustibile convenzionale, ai fine della determinazione del costo evitato di combustibile di cui al Titolo II, punto 2, del provvedimento del Comitato interministeriale dei prezzi 29 aprile 1992, n. 6/92.
8. Con ordinanza istruttoria resa all’udienza del 23 novembre 2010 la Sezione ha chiesto all’AEEG:
– di esibire i contratti o gli altri elementi istruttori utilizzati per determinare il costo medio del metano;
– di esibire i documenti istruttori e chiarire i criteri utilizzati per determinare il tasso di cambio euro/dollaro.
9. Tanto premesso, e passando all’esame dell’appello proposto da B. I. P. s.p.a., l’appellante premette, in diritto, che secondo l’art. 2, comma 141, l. n. 244/2007 l’AEEG deve determinare il valore medio del prezzo del metano ai fini dell’aggiornamento del CEC tenendo conto dell’effettiva struttura dei costi nel mercato del gas naturale. Ad avviso dell’appellante il mercato del gas naturale rilevante è quello delle centrali termoelettriche, ai sensi del provvedimento CIP 6, stante la logica dei costi evitati che è basata su una centrale termoelettrica. Tanto sarebbe espressamente riconosciuto dalla stessa AEEG nelle premesse della delibera n. 154/08 ove si afferma che l’aggiornamento deve essere coerente "con l’attuale struttura dei costi del mercato del gas naturale per le utenze termoelettriche".
Alla luce di tale quadro normativo, secondo l’appellante la formula per il calcolo del CEC dovrebbe consentire la determinazione di un valore coerente con i costi di approvvigionamento del gas che una centrale termoelettrica sopporta.
In punto di fatto, l’appellante premette di essere titolare di 5 centrali termoelettriche cogenerative (per complessivi 400 MW) alimentate a gas naturale, ricadenti nell’ambito di applicazione del provvedimento CIP 6/92. Essa cede tutta l’energia elettrica prodotta al GSE e non è integrata nel settore del gas naturale, in quanto si limita ad acquistare gas naturale per le proprie centrali.
BG sarebbe, sul mercato italiano, un operatore di piccole dimensioni (la cui produzione di energia elettrica è pari a poco più dell’1% della produzione nazionale) che nei propri contratti di approvvigionamento del gas naturale recepisce l’effettiva struttura dei costi non essendo in condizione di influenzarla.
Al fine di minimizzare gli oneri derivanti dall’approvvigionamento del gas naturale e di ottenere il miglior prezzo possibile, BG riferisce di aver contattato, con riferimento all’anno termico 2008-2009, 14 potenziali controparti ottenendo 8 offerte. A valle di tale procedura selettiva finalizzata all’acquisizione dell’offerta economicamente più vantaggiosa, BG ha acquisito 4 fornitori di gas per le proprie centrali. Il prezzo medio delle offerte ricevute da BG risulta superiore di 1,6 centesimi di euro per metro cubo rispetto al valore corrispondente calcolato sulla base della delibera n. 154/08.
L’effetto è che la differenza tra quanto pagato dalla società per l’approvvigionamento di gas e la componente CEC calcolata ai sensi della citata delibera è pari, per il 2008, a circa 10 milioni di euro.
Nonostante BG abbia fatto quanto in suo potere, quale operatore virtuoso, per minimizzare i costi di approvvigionamento del gas naturale, il CEC non sarebbe remunerativo, e dunque non rispecchierebbe l’effettiva struttura dei costi nel mercato del gas naturale, in contrasto sia con la finanziaria 2008 sia con il criterio del costo evitato sotteso al provvedimento CIP 6/92. In conclusione, anche per un operatore virtuoso non sarebbe possibile approvvigionarsi del gas naturale al costo indicato nella delibera n. 154/08.
Aggiunge BG che le proprie pretese potrebbero essere ritenute soddisfatte anche ove l’AEEG introducesse misure volte a imporre ai fornitori del gas naturale il rispetto del prezzo derivante dall’applicazione della delibera n. 154/08.
Nella logica del CIP 6/92 basata sui costi evitati la componente CEC dovrebbe consentire la copertura del costo del gas e non costituire una possibile perdita.
9.1. Sulla base di tali premesse in fatto e in diritto, con il primo motivo di appello, viene riproposto il primo motivo del ricorso di primo grado.
Con esso si lamenta violazione del citato art. 2, comma 141, l. n. 244/2007 e del criterio dei costi evitati di cui al provvedimento CIP 6, e si assume che l’incongruenza tra il CEC riconosciuto nella delibera 154/08 e il costo di mercato del gas naturale troverebbe la sua spiegazione nelle seguenti circostanze:
a) la formula utilizzerebbe, quale base di calcolo, un valore del gas naturale di partenza pari a 12,76 centesimi di euro per metro cubo che non trova riscontro nel mercato del gas naturale, e che è frutto di una ricostruzione storico astratta;
b) la formula non rifletterebbe tutte le componenti del costo di mercato del gas naturale, in particolare non rifletterebbe i costi di sbilanciamento;
c) quantificherebbe in modo erroneo il valore di alcune delle componenti del costo del gas naturale;
d) l’AEEG non avrebbe tenuto conto dei contratti di fornitura del gas naturale destinato ai clienti termoelettrici, bensì del mercato dei clienti finali soggetti a maggiore tutela, e ciò nonostante che l’AEEG aveva la disponibilità di tutti i contratti di fornitura del gas naturale alle utenze termoelettriche;
e) l’AEEG non avrebbe potuto prescindere dai contratti di fornitura del gas destinato ai clienti termoelettrici;
f) i fornitori del gas naturale non sono disposti a praticare il prezzo che risulta dall’applicazione dei criteri deliberati dall’Autorità, né l’AEEG ha previsto il loro obbligo di rinegoziare i contratti di approvvigionamento in conformità ai meccanismi di aggiornamento del CEC;
g) per determinare il prezzo medio del metano l’AEEG avrebbe fatto riferimento ai costi del metano per le forniture ai clienti finali, soggetti a particolare tutela.
9.2. Il Tar ha disatteso tali censure ritenendo che:
dovendo l’AEEG individuare il valore medio del prezzo del metano considerando l’effettiva struttura dei costi, i particolari contratti richiamati dalla ricorrente non rientrerebbero necessariamente tra i parametri valutativi da utilizzare, in quanto essi riguardano specifiche vicende negoziali, legate a circostanze contingenti e alla forza contrattuale delle singole parti;
il riferimento normativo alla struttura dei costi e non ai costi in quanto tali implicherebbe che l’AEEG non è tenuta a prendere in considerazione i costi effettivamente sostenuti dai singoli operatori;
non sarebbe provato l’assunto che l’AEEG ha tenuto conto dei costi del gas naturale per i clienti finali anziché per i clienti termoelettrici.
9.3. Parte appellante critica la sentenza osservando che se il mercato di riferimento è quello del gas fornito alle centrali termoelettriche, i relativi contratti di fornitura costituiscono il mercato e da essi non si può prescindere se si vuole determinare la struttura dei costi in quel mercato. Contrariamente a quanto sostenuto dal Tar, tali contratti non riflettono singoli rapporti di fornitura, in quanto si tratta di tutti i contratti di fornitura delle centrali termoelettriche, tutti nella disponibilità dell’AEEG.
Persino la Relazione annuale dell’Autorità pubblicata nel luglio 2009, contiene una tabella che riporta il prezzo medio di acquisto, nell’anno 2008, del gas naturale per le diverse tipologie di clienti. La tabella riporta un valore medio del gas naturale per l’anno 2008 per i clienti termoelettrici pari a 34,95 centesimi di euro per metro cubo, superiore di 1,34 centesimi di euro per metro cubo rispetto al costo del gas riconosciuto dalla delibera 154/08 (pari a 33,61 centesimi di euro per metro cubo).
Inoltre il riconosciuto valore di 33,61 sarebbe inferiore non solo al valore medio nel mercato termoelettrico, ma anche al valore medio per tutte le categorie di clienti.
Non condivisibile sarebbe poi la distinzione tracciata dal Tar tra struttura dei costi e costi in quanto tali, meramente formalistica.
Erra infine il Tar quando nega che l’AEEG abbia tenuto conto del prezzo del metano per i clienti finali. Infatti la delibera n. 154/08 rinvia alla delibera 195/02 che a sua volta aggiorna il costo del gas per i clienti finali soggetti a maggior tutela.
9.4. Il primo motivo di appello è fondato per quanto di ragione.
9.5. L’interpretazione del quadro normativo fornita da parte appellante appare al Collegio condivisibile nei sensi che si stanno per esporre, e costituisce la necessaria premessa per verificare se le impugnate delibere sono legittime o illegittime.
Si deve infatti ritenere che il criterio del costo evitato di carburante, letto alla luce dell’art. 2, comma 141, l. n. 244/2007, a tenore del quale l’AEEG deve determinare il valore medio del prezzo del metano ai fini dell’aggiornamento del CEC tenendo conto dell’effettiva struttura dei costi nel mercato del gas naturale, implichi che:
a) occorre stabilire qual è il mercato del gas naturale rilevante;
b) occorre tener conto della struttura effettiva dei costi di approvvigionamento per un operatore economico virtuoso.
In relazione al punto a), il mercato rilevante va identificato con il mercato in cui si incontrano la domanda di gas naturale da parte delle centrali termoelettriche e l’offerta di gas naturale da parte dei relativi produttori-distributori;
In relazione al punto b):
1) occorre tener conto dell’effettiva struttura dei costi che incontra una centrale termoelettrica per approvvigionarsi di gas naturale;
2) occorre avere riguardo non ad una qualsivoglia centrale termoelettrica, ma ad un modello di operatore virtuoso, come riconosciuto dalla stessa appellante, che agisce in modo da conseguire il più conveniente prezzo del gas naturale;
3) il criterio dell’operatore virtuoso risponde ad elementari esigenze di evitare manovre speculative e di incoraggiare l’efficienza economica, evitando che il rimborso del CEC si traduca in una rendita speculativa o in un finanziamento a perdere in favore di operatori inefficienti;
4) occorre pertanto che siano stabiliti parametri oggettivi e ragionevoli volti a stabilire quale sarebbe il costo di carburante che incontrerebbe il Gestore dei servizi elettrici se si approvvigionasse direttamente seguendo il modello dell’operatore virtuoso, e dunque quale è il CEC.
9.6. Sulla base di tali premesse, si deve ritenere che essendo il mercato rilevante quello del gas naturale fornito alle centrali termoelettriche, l’AEEG doveva individuare il costo medio del gas naturale su tale mercato e tanto poteva e doveva fare prendendo in considerazione anzitutto tutti i contratti di fornitura del gas naturale alle centrali termoelettriche.
Tali contratti sono, normativamente, nella sua disponibilità, ed è dall’insieme di tali contratti, secondo un criterio di media, che si desume la struttura effettiva dei costi sul mercato rilevante.
Contrariamente a quanto sostenuto dal Tar, non si tratta di considerare i singoli contratti dei singoli operatori, che possono essere effettivamente legati a circostanze contingenti e a diversi rapporti di forza contrattuale, ma di considerare tutti i contratti del relativo mercato.
Non necessariamente il prezzo medio desunto da tali contratti costituisce per l’AEEG l’unico criterio.
Infatti ove l’esame dei contratti porti a ritenere che il prezzo appare iniquo, irreale, sbilanciato, l’AEEG dovrebbe valutare l’introduzione di correttivi volti ad incidere sui fornitori del gas naturale in termini di imposizione di prezzi massimi praticabili.
Si tratta, comunque, di valutazioni rimesse alla sfera discrezionale dell’AEEG e che non competono al giudice amministrativo.
In questa sede va solo stigmatizzata la mancata utilizzazione di elementi di fatto essenziali per la determinazione del prezzo di mercato, vale a dire i contratti che tale mercato concorrono a costituire.
10. Con il secondo motivo del ricorso di primo grado si è lamentato che:
a) la formula della delibera n. 154/08 non tiene conto degli effetti della discontinuità dei prelievi di gas naturale da parte delle utenze termoelettriche al fine di valutare l’insorgenza di costi di sbilanciamento;
b) il cambio euro/dollaro viene effettuato nella formula del CEC in modo diverso da quanto accade nei contratti di approvvigionamento.
10.1. Il Tar ha disatteso tali censure osservando che:
a) il punto 6, lett. a) della deliberazione n. 154/08 ha attribuito al direttore della direzione mercati dell’AEEG il compito di compiere una valutazione degli effetti che deriverebbero dalla discontinuità dei prelievi di gas naturale da parte delle utenze termoelettriche, al fine di valutare l’insorgenza di eventuali costi di sbilanciamento; quindi l’Autorità avrebbe preso in considerazione la questione e avrebbe ritenuto necessaria una verifica istruttoria; il che sarebbe ragionevole considerata la complessità della materia e la necessità di tener conto di costi medi e non di costi per singole imprese;
b) il criterio utilizzato dall’AEEG per tener conto dell’incidenza del tasso di cambio euro/dollaro sul costo del metano è razionale e non necessariamente doveva corrispondere a quello utilizzato nei contratti di approvvigionamento.
10.2. Parte appellante critica tali capi di sentenza osservando che:
a) non è incerta l’esistenza di costi di sbilanciamento, ma la loro quantificazione, e pertanto l’AEEG avrebbe dovuto determinarli secondo criteri di media;
b) le metodologie di cambio euro/dollaro utilizzate effettivamente nei contratti di approvvigionamento sono riconducibili a due modelli fondamentali, che pur nelle differenze di dettaglio, si ispirano al criterio del tasso di cambio del mese di consegna del gas, laddove il metodo utilizzato dall’AEEG si basa sui tassi di cambio dei nove mesi precedenti la consegna del gas; essendo il metodo incoerente con quello di mercato, esso non riflette l’effettiva struttura dei costi, in violazione di legge.
11. Con ordinanza istruttoria resa all’udienza del 23 novembre 2010 la Sezione ha chiesto all’AEEG di esibire i documenti istruttori e chiarire i criteri utilizzati per determinare il tasso di cambio euro/dollaro.
L’Autorità ha provveduto a tale adempimento.
12. Il mezzo è parzialmente fondato.
12.1. Quanto ai costi di sbilanciamento, la loro esistenza è certa e comprovata, e pertanto l’AEEG doveva tenerne conto nella propria delibera, anziché rinviare per approfondimenti istruttori a una successiva attività del direttore della direzione mercati.
Invero, ai sensi dell’art. 18, d.lgs. n. 164/2000, i fornitori di gas naturale hanno l’obbligo di fornire a tutti i clienti, ivi incluse le centrali termoelettriche, il servizio di modulazione stagionale, di punta stagionale e giornaliero. Tale servizio consiste nella possibilità, per il cliente, di modulare il prelievo di gas tra i diversi giorni della settimana, e tra la stagione invernale e le altre stagioni. In particolare, la modulazione giornaliera è resa necessaria dalla discontinuità nei prelievi.
Per le centrali termoelettriche, la discontinuità nei prelievi è causata anche dalla circostanza che il quantitativo di gas naturale necessario per produrre una determinata quantità di energia elettrica varia a seconda della temperatura giornaliera. Inoltre si possono determinare ulteriori variazioni giornaliere se il GSE chieda alle centrali di cui al provvedimento CIP 6 (che cedono tutta l’energia al GSE) di ridurre la produzione al minimo carico o di spegnere, o nei casi di indisponibilità per cause accidentali.
Ogni variazione dei consumi delle centrali termoelettriche rispetto a un consumo standard richiede che il fornitore di gas effettui il servizio di modulazione, per garantire alle centrali il prelievo dell’esatto volume di gas naturale richiesto.
L’unico strumento di flessibilità che consente di garantire la modulazione giornaliera è lo stoccaggio.
Stante la scarsità dello stoccaggio in Italia, ad oggi non è mai stata conferita capacità di stoccaggio per il servizio di modulazione in favore dei clienti termoelettrici; il servizio di stoccaggio per le utenze termoelettriche non gode di alcuna priorità, in quanto lo stoccaggio di modulazione è subordinato a quello strategico, a quello per il bilanciamento operativo del sistema di trasporto e a quello minerario (art. 18, d.lgs. n. 164/2000; art. 9, delibera n. 119/2005; delibera n. 51/2009, allegato A, par. 75), per cui le relative richieste sono posposte alle altre.
Ne consegue che i fornitori di gas, per fornire il servizio di modulazione ai clienti termoelettrici, devono sopportare alti costi per l’utilizzo dello stoccaggio, in quanto le delibere dell’AEEG prevedono penali per l’impiego dello stoccaggio oltre la capacità conferita (c.d. costi di sbilanciamento). Tali costi di sbilanciamento vengono trasferiti dai fornitori del gas ai clienti termoelettrici tramite il prezzo pagato da questi ultimi.
La stessa Autorità riconosce l’esistenza del fenomeno (v. indagine conoscitiva sull’attività di stoccaggio del gas naturale, delibera n. 51/2009).
Spetta alla discrezionalità dell’AEEG stabilire come tener conto dei costi di sbilanciamento, alla luce della pluralità di elementi rilevanti, tra cui, a titolo semplificativo:
la perduranza di situazioni di monopolio di fatto quanto allo stoccaggio del gas naturale in Italia (i siti di stoccaggio italiani sono tutti ubicati in giacimenti di gas naturale in avanzato stato di coltivazione, facenti capo a S. s.p.a., controllata da ENI s.p.a. e a E. stoccaggio s.p.a. facente capo a E. s.p.a., con un sostanziale monopolio di S. che detiene il 97% della quota di mercato; la liberalizzazione dell’attività di stoccaggio, prevista dal d.lgs. n. 164/2000, risulta avviata con il d.m. 26 agosto 2005 che ha previsto i modelli di concessione per lo stoccaggio del gas, ma alla data della delibere n. 51/2009 non risultano rilasciate concessioni di stoccaggio a soggetti diversi da S. e E. Stoccaggio);
la liceità o meno della modulazione offerta agli utenti termoelettrici, ove avvenga in danno dei clienti civili;
la corretta imputazione dei costi di sbilanciamento, alla luce del parametro dell’operatore virtuoso;
l’indagine sulle clausole contrattuali che offrono il servizio di modulazione, il relativo costo, l’effettivo utilizzo del servizio di modulazione da parte degli utenti termoelettrici.
12.2. Le censure relative al tasso di cambio sono infondate.
L’indice It usato dalla deliberazione impugnata si basa sul parametro costituito dal prezzo di un paniere di combustibili fossili e considera le medie mensili delle quotazioni dei prodotti del paniere, riferite al periodo intercorrente tra il nono e l’ultimo mese precedente la data di aggiornamento.
Il criterio si basa su una media di nove mesi, come si addice all’esigenza di determinare valori medi e non prezzi attinenti solo all’uno o all’altro dei mesi che compongono il periodo da considerare.
L’indice utilizzato dall’AEEG per valutare l’incidenza sui costi del tasso di cambio euro/dollaro è razionale e coerente con l’effettiva struttura dei costi di mercato.
Tanto non è nella specie contraddetto dalla circostanza che i contratti del settore utilizzano diverse metodologie.
Infatti nei contratti del settore occorre far fronte all’esigenza del pagamento mensile del gas, sicché coerentemente si tiene conto del tasso di cambio euro/dollaro del mese di riferimento, o in misura integrale, o in una percentuale preponderante, mediata, in percentuale minore, della media dei cambi negli ultimi nove mesi.
Invece, l’AEEG deve determinare prezzi medi, e deve perciò calcolare l’incidenza media del tasso di cambio euro/dollaro. Sicché è coerente utilizzare un indice che si basa sulla media dei cambi negli ultimi nove mesi.
13. Con l’ultima parte del secondo motivo di appello (par. 2.3, pagg. 28-29 dell’atto di appello) si lamenta l’omesso esame da parte del Tar dell’ultimo profilo di censura articolato con il secondo motivo del ricorso di primo grado.
Con esso si assumeva, testualmente "Infine, anche la componente della formula relativa al trasporto non riflette il reale costo del trasporto per le utenze termoelettriche, come si avrà modo di illustrare con maggiore dettaglio nel corso del giudizio".
Con successiva memoria depositata nel giudizio di primo grado la censura è stata specificata, e viene riproposta in appello.
13.1. Il collegio rileva che la censura riproposta in appello è del tutto diversa da quella articolata nel secondo motivo del ricorso di primo grado, e sulla quale il Tar si è espressamente pronunciato (par. 4.3, pagg. 13-14 della sentenza).
Pertanto, da un lato l’appello non contesta espressamente tale capo di sentenza, sicché lo stesso deve ritenersi passato in giudicato.
Dall’altro lato l’appello, nell’articolare una censura non contenuta nel ricorso di primo grado, è inammissibile, in quanto le censure devono essere chiare e puntuali sin dalla presentazione del ricorso, e non possono essere proposte con successive memorie o con l’atto di appello.
14. Con il terzo motivo di appello si ripropone il terzo motivo del ricorso di primo grado.
14.1. Si era dedotto che la delibera n. 154/08 si limita ad apportare dei correttivi alla formula di cui alla delibera n. 249/06 sul presupposto della mancanza di un mercato del gas sufficientemente liberalizzato. Si assumeva che esistendo un mercato del gas, ancorché non pienamente liberalizzato, da esso non poteva prescindersi.
Si era poi contestato il criterio di aggiornamento del prezzo base come fissato nella delibera n. 249/06.
14.2. Il Tar ha accolto la censura sul criterio di aggiornamento del prezzo base come fissato nella delibera n. 249/06 e ha respinto nel resto il motivo.
Ha osservato il Tar che il dato normativo invocato dal ricorrente in ordine al divieto di ciascun operatore di detenere più del 50% del mercato di vendita del gas non comprova di per sé l’esistenza di un mercato da cui desumere un prezzo significativo, esistenza smentita dai dati di fatto raccolti dall’Autorità.
14.3. Parte appellante critica tale capo di sentenza osservando che il Tar non ha pienamente colto la portata della censura articolata, volta a dimostrare l’esistenza di un numero sufficientemente elevato di operatori.
14.4. La Sezione, con l’ordinanza istruttoria resa all’udienza del 23 novembre 2010, ha chiesto all’Autorità di esibire i contratti o gli altri elementi istruttori utilizzati dalla medesima AEEG per determinare il costo medio del metano.
14.5. Il mezzo è fondato.
Sussiste il vizio dedotto in primo grado di difetto di istruttoria. Le stesse analisi condotte dall’AEEG dimostrano come il mercato del gas in Italia si stia progressivamente aprendo alla concorrenza, sicché era possibile con adeguata istruttoria acquisire elementi sull’andamento dei prezzi in tale mercato, al fine di stabilire l’effettiva struttura dei costi. In tal senso era possibile se non altro utilizzare, anche in difetto di una borsa liquida, le risultanze dei contratti di fornitura del gas, che erano nella disponibilità dell’Autorità.
Nemmeno a seguito della disposta istruttoria, l’Autorità ha fornito elementi chiarificatori. Infatti assume di aver tenuto conto, nella determinazione del costo medio del metano, dei contratti internazionali di approvvigionamento, che però non sono stati depositati sull’assunto che contengono "dati sensibili"; e nemmeno è stata fornito un resoconto anonimo (per tutelare i dati sensibili), del contenuto di tali contratti, che possa consentire al Collegio di constatare la coerenza del costo medio del metano con le risultanze di tali contratti. L’Autorità ha depositato le delibere relative al costo della materia prima gas nel mercato tutelato sicché risulta comprovato l’assunto della parte privata che l’Autorità ha determinato il costo medio del metano tenendo conto dei costi nel mercato tutelato anziché dei costi nel mercato effettivamente rilevante.
15. Con il quarto motivo di appello viene riproposto il quarto motivo del ricorso di primo grado.
15.1. Si era lamentato che il provvedimento impugnato, non riflettendo la struttura effettiva dei costi di mercato, limiterebbe la crescita della società ricorrente e la sua capacità di investimento in Italia, con effetto limitativo dell’ingresso di nuovi operatori nel mercato.
15.2. I-l Tar ha disatteso la censura rilevando che l’asserita incidenza sulla concorrenza non discenderebbe dalle delibere impugnate ma semmai dal provvedimento CIP 6.
15.3. Parte appellante critica tale capo di sentenza osservando che essa è ben consapevole che il sistema CIP 6 si muove al di fuori della concorrenza. Ma ciò che si imputa all’AEEG è di non aver tenuto conto delle conseguenze della propria delibera sul mercato del gas naturale che è invece liberalizzato. La delibera favorisce gli operatori dominanti che possono approvvigionarsi del gas a prezzi più favorevoli.
15.4. La censura può essere assorbita in considerazione dell’accoglimento delle altre censure, che impongono il rinnovo dell’azione dell’AEEG.
16. Con il quinto motivo di appello si ripropone il quinto motivo del ricorso di primo grado.
16.1. Si lamentava la violazione del principio di partecipazione procedimentale in quanto l’AEEG non avrebbe compiutamente valutato le osservazioni presentate dalla società in sede istruttoria.
16.2. Il Tar ha disatteso la censura osservando che l’AEEG, pur dovendo assicurare la partecipazione procedimentale e dovendo tener conto delle osservazioni presentate dagli stake holders, non è tuttavia tenuta a esaminare e confutare puntualmente tutte le singole osservazioni e che dall’esame delle osservazioni presentate dalla ricorrente comparato con la motivazione degli atti impugnati emerge che l’AEEG ha tenuto conto delle osservazioni dette, ancorché disattendendole.
16.3. Parte appellante critica solo in parte tale capo di sentenza; non contesta le affermazioni di principio fatte dal Tar; si limita, in punto di fatto, ad osservare che contrariamente a quanto affermato, in fatto, dal Tar, l’AEEG non ha tenuto conto dei rilievi svolti dalla ricorrente in ordine all’impiego di criteri mutuati dal mercato dei clienti finali, senza alcuna motivazione sul punto.
16.4. Posta la censura di appello in questi termini, essa può essere assorbita in quanto il criterio utilizzato dall’AEEG e contestato dalla ricorrente è stato ritenuto da questo Collegio illegittimo in accoglimento di altro motivo di ricorso.
17. Passando all’esame degli appelli principali dell’AEEG, con essi si contesta il capo, identico nelle due sentenze appellate, con cui è stato accolto il motivo di ricorso, formulato in termini analoghi nei ricorsi di primo grado (terzo motivo di entrambi i ricorsi di primo grado), con cui si lamentava che l’AEEG avesse preso a base dell’aggiornamento il prezzo di 12,76 centesimi di euro per metro cubo indicato nella delibera n. 249/06, senza tener conto dei successivi aggiornamenti fatti con la stessa delibera per l’anno 2005 (14,90 centesimi di euro per metro cubo) e per l’anno 2006 (21,05 centesimi di euro per metro cubo).
Secondo l’AEEG il Tar non avrebbe compreso la portata della delibera n. 154/2008 che avrebbe preso solo come base di partenza il prezzo di 12,76 centesimi di euro per metro cubo indicato nella delibera n. 249/06, procedendo poi ad aggiornamento per gli anni 2005, 2006, 2007. Il valore di partenza è stato prima aggiornato e poi utilizzato per aggiornare il CEC.
17.1. La censura merita accoglimento in quanto appare palese che l’AEEG prima di determinare il CEC ha proceduto ad aggiornamento del prezzo fissato per il 2004, tenendo conto dei prezzi rilevati per gli anni successivi.
18. In conclusione, in accoglimento parziale dell’appello proposto dalla società B. I. P. s.p.a. e in accoglimento degli appelli proposti dall’AEEG, la delibera n. 154/08 va annullata con diversa motivazione rispetto a quella contenuta alle sentenze di primo grado.
19. La novità e complessità delle questioni giustifica l’integrale compensazione delle spese di lite in relazione ad entrambi i gradi di giudizio.
P.Q.M.
Il Consiglio di Stato in sede giurisdizionale (Sezione Sesta), definitivamente pronunciando sugli appelli in epigrafe, già riuniti:
accoglie in parte l’appello n. 7971/2009;
accoglie gli appelli 8088/2009 e 8089/2009;
per l’effetto annulla la delibera dell’AEEG n. 154/08;
compensa interamente tra le parti le spese di entrambi i gradi di giudizio.
Ordina che la presente sentenza sia eseguita dall’autorità amministrativa.
Testo non ufficiale. La sola stampa del bollettino ufficiale ha carattere legale.