Sentenza scelta dal dott. Domenico Cirasole direttore del sito giuridico http://www.gadit.it/
Svolgimento del processo – Motivi della decisione
1. I due appelli sono stati già riuniti da ordinanza istruttoria della Sezione, perché proposti contro la medesima sentenza (n. 3358/2009).
2. Con il di primo grado sfociato nella sentenza in epigrafe, T. C. s.p.a., impresa operante nel settore della produzione di energia elettrica ha impugnato 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.
3. Il Tar adito, con la sentenza in epigrafe, ha disatteso una eccezione di inammissibilità del ricorso sollevata dall’AEEG, e nel merito ha accolto una delle tre censure in cui era articolato l’unico motivo di ricorso, rigettando le altre due.
4. La sentenza è stata gravata dall’originaria ricorrente in relazione ad uno solo dei due capi in cui è soccombente, e segnatamente quello relativo all’indice It, e dall’AEEG in relazione al capo favorevole all’originaria ricorrente. L’AEEG non ha contestato il capo di sentenza che ha respinto l’eccezione di inammissibilità del ricorso di primo grado, per cui su tale capo si è formato il giudicato. A sua volta T. C. s.p.a. non ha contestato il capo di sentenza che ha disatteso la censura di primo grado con cui si censurava la delibera per non aver tenuto conto dei contratti gas release. Anche su tale capo si è pertanto formato il giudicato.
5. Nell’ordine logico delle questioni va esaminato per primo l’appello proposto dalla società già ricorrente in prime cure, e in prosieguo l’appello dell’AEEG.
6. 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 conto 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.
7. Tanto premesso, e passando all’esame dell’appello proposto da T. C. s.p.a., con esso si ripropone la censura articolata in primo grado e disattesa dal Tar, in ordine all’indice It utilizzato dalla delibera in ordine al cambio euro/dollaro.
Tale indice 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.
7.1. Con il ricorso di primo grado e con l’appello si lamenta che tale indice non trova corrispondenza nella struttura dei costi del mercato, perché gli operatori del settore utilizzano, alternativamente, due diversi metodi di valorizzazione del cambio euro/dollaro, uno (utilizzato per determinare il prezzo nel c.d. gas release) che applica il cambio euro/dollaro del mese cui si riferisce la fornitura del gas, l’altro, utilizzato dall’operatore ENI Gas e Power, di cui si evidenzia la posizione di price maker, per le vendite di gas naturale sul mercato termoelettrico italiano, che si basa su un tasso di cambio 80-20, consistente nell’utilizzare un saggio costituito per l’80% dal tasso di cambio del mese cui si riferisce la fornitura e per il 20% dalle media dei cambi dei nove mesi precedenti quello cui si riferisce la fornitura.
Invece l’indice It utilizzato dall’AEEG, non reagisce rapidamente alle variazioni del tasso di cambio, come accade nell’utilizzo delle altre due metodologie descritte, sicché le variazioni dei cambi vengono recepite più lentamente perché sono spalmate su un periodo di nove mesi.
Osserva la ricorrente che il valore del CEC risultante dalla delibera 154/08 è inferiore ai costi che un operatore deve sostenere per approvvigionarsi di gas naturale sul mercato all’ingrosso, risultando persino più basso di circa l’1,6% rispetto al prezzo fissato nei contratti c.d. gas release (vale a dire le cessioni di gas a cui ENI è stata obbligata, nell’ambito di una procedura antitrust, per due anni, in favore di imprese del gas).
Osserva la ricorrente che in virtù della delibera impugnata i costi riconosciuti sarebbero inferiori di circa 5 milioni di euro rispetto ai costi effettivamente sostenuti.
7.2. Il Tar ha disatteso tali censure osservando che 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
Invero 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.
7.3. Parte appellante critica tale capo di sentenza osservando che in modo incongruo la sentenza da un lato riconosce che le variazioni del tasso di cambio incidono sui costi, e dall’altro lato ritiene che per la quantificazione dei costi non occorrerebbe utilizzare criteri uguali a quelli usati dal mercato.
Errerebbe il Tar a ritenere che sarebbe legittimo non usare i criteri contrattuali, atteso che nella specie i contratti utilizzano, alternativamente, solo due tipi di clausole.
Erra il Tar laddove afferma che occorreva determinare un valore medio, perché un conto è determinare il prezzo medio del metano, un conto è il tasso di cambio euro dollaro per aggiornare il costo del metano. Il tasso di cambio non potrebbe essere assoggetto al canone della media, che sarebbe incoerente con il tasso stesso.
Con ulteriore censura parte appellante critica la sentenza laddove essa afferma che sarebbe irrilevante il prezzo sostenuto dalle singole imprese per approvvigionarsi di gas naturale. Tanto contrasterebbe con la norma primaria secondo cui occorre tener conto dell’effettiva struttura dei costi di mercato. Pertanto bisognerebbe considerare i costi effettivamente sostenuti dalla singola impresa, se si tratta di impresa efficiente che ha agito diligentemente per conseguire il miglior prezzo di mercato. La delibera impugnata in relazione al cambio euro/dollaro non consente di remunerare i costi effettivamente sostenuti da un operatore efficiente.
8. Con ordinanza istruttoria resa all’udienza del 23 novembre 2010 la Sezione ha chiesto all’AEEG:
a) di depositare i contratti e/o gli altri elementi istruttori in base ai quali ha ritenuto che i contratti del settore contengono i coefficienti di salvaguardia applicati dalla delibera impugnata;
b) di esibire i documenti istruttori e chiarisca i criteri utilizzati per determinare il tasso di cambio euro/dollaro.
La trattazione della causa è stata per l’effetto rinviata all’udienza odierna del 29 marzo 2010.
L’Autorità ha eseguito il richiesto adempimento istruttorio.
9. L’appello è infondato.
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.
10. L’appello dell’Avvocatura dello Stato contesta il capo di sentenza con cui è stato accolto il motivo del ricorso di primo grado che contesta la delibera n. 154/08 nella parte in cui, richiamando "i criteri di cui al punto 2 dell’allegato A della deliberazione n. 195/02" introduce nella determinazione del valore medio del gas naturale la previsione di un "coefficiente di salvaguardia". L’applicazione di tali criteri comporta che le variazioni, in aumento e in diminuzione, del prezzo del combustibile di riferimento devono essere considerate non in misura piena, ma in una misura ridotta da un coefficiente di salvaguardia pari al 95%, quando il prezzo medio del petrolio è superiore a 60 dollari al barile e al 75% quando le quotazioni medie del greggio sono inferiori a 60 dollari al barile.
10.1. Secondo il ricorso di primo grado, tale meccanismo viola la regola divisata dall’art. 2, comma 141, l. n. 244/2007, che fa riferimento all’effettiva struttura dei costi di mercato.
10.2. Il Tar ha accolto la censura, osservando che le clausole di salvaguardia non connotano il mercato del gas naturale e quindi la loro applicazione non consente di determinare il reale andamento del relativo prezzo, e di individuare conseguentemente l’effettiva struttura dei costi di mercato.
Né secondo il Tar avrebbe pregio l’eccezione dell’AEEG, secondo cui le clausole di salvaguardia operano non solo in danno ma anche a favore delle imprese, nel caso di diminuzione del prezzo del metano, con una sorta di meccanismo compensativo.
Ad avviso del Tar il meccanismo compensativo non esclude che i coefficienti di salvaguardia non trovino corrispondenza nella struttura dei costi di mercato.
Inoltre la tesi della compensazione sarebbe apodittica perché non vi è prova dell’esatta simmetria tra aumento e diminuzione dei costi.
10.3. L’appellante AEEG critica tale capo di sentenza osservando che i coefficienti di salvaguardia servono a calcolare le variazioni di costo, e servirebbero a rallentare la crescita o viceversa la diminuzione della componente CEC a fronte delle oscillazioni in aumento o in diminuzione dei prezzi di mercato del metano.
Il Tar erra, ad avviso dell’appellante, a ritenere che tali clausole non siano utilizzate sul mercato, laddove invece sono ampiamente utilizzate nella prassi commerciale.
Tali clausole di salvaguardia, già contenute nella delibera n. 248/04, sarebbero state già giudicate legittime dal Consiglio di Stato (Cons. St., sez. VI, n. 3352/2006) e sarebbero alla base della regolazione in materia di condizioni economiche di fornitura del gas (delibera AEEG n. 79/07).
Se dunque le clausole di salvaguardia sono impiegate per aggiornare il prezzo del gas, è coerente che esse siano impiegate per determinare il costo del gas come incidente sul CEC.
10.4. L’appello è infondato.
L’appellante deduce ma non dimostra che siffatte clausole di salvaguardia sarebbero contenute nei contratti di fornitura del gas alle imprese che producono energia elettrica da fonti rinnovabili.
Il precedente della sezione n. 3352/2006 che ha ritenuto legittime le clausole di salvaguardia previste dalla delibera n. 248/04, non è pertinente, perché relativo a delibera adottata prima dell’entrata in vigore dell’art. 2, comma 141, l. n. 244/2007.
Inoltre la delibera n. 248/04, ad avviso di Cons. St. n. 3352/2006, si era basata su una adeguata istruttoria da cui risultava che i contratti di fornitura del gas naturale contenevano le clausole di salvaguardia.
Ma non è dimostrato che analoga istruttoria è stata condotta in sede di adozione della delibera per cui è processo, istruttoria che era doverosa, dato il decorso del tempo.
Resta il dato di fatto che non essendo dimostrato che tali clausole siano inserite nei contratti di fornitura del gas alle imprese, il loro utilizzo per determinare il costo medio del metano ai fini dell’aggiornamento del CEC non risponde al parametro normativo che impone di far riferimento all’effettiva struttura dei costi di mercato.
Quanto all’assunto dell’Autorità, secondo cui tali clausole sarebbero contenute nei contratti internazionali di approvvigionamento del gas di durata pluriennale, c.d. contratti take or pay, si tratta di assunto rimasto indimostrato perché, da un lato, l’Autorità non ha depositato tali contratti, sull’assunto che contengono dati sensibili, e dall’altro lato neppure ha fornito una sintesi anonima del contenuto di tali contratti, che avrebbe potuto consentire di comprendere l’esistenza e il contenuto delle clausole di salvaguardia. L’ordine istruttorio impartito dal Collegio era infatti nel senso di esibire i contratti o fornire comunque gli elementi istruttori rilevanti, e l’Autorità, che ha la disponibilità dei documenti, ben avrebbe potuto, nell’omettere il deposito dei contratti per motivi di tutela del segreto commerciale, potuto fornire un resoconto dettagliato ma anonimo della tipologia di clausole contrattuali.
Si tratta, inoltre, di contratti operanti su un mercato diverso rispetto a quello rilevante per determinare il CEC, e per tale motivo di dubbia pertinenza.
11. In conclusione, gli entrambi gli appelli vanno respinti.
La soccombenza reciproca giustifica la compensazione delle spese di lite.
P.Q.M.
Il Consiglio di Stato in sede giurisdizionale (Sezione Sesta), definitivamente pronunciando sugli appelli in epigrafe, già riuniti, li respinge.
Spese compensate.
Ordina che la presente sentenza sia eseguita dall’autorità amministrativa.
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