IL MERCATO DEL GAS NATURALE,

a cura di Giovanni Giustiniani [1]

1.1. Premessa

1.2. Un mercato regolamentato

1.3. Quadro normativo nazionale

1.3.1. Approvigionamento - Up-Stream

1.3.1.1. Produzione

1.3.1.2. Importazione

1.3.2. Dal trasporto alla vendita - Down-Stream

1.3.2.1. Trasporto e dispacciamento

1.3.2.2. Stoccaggio

1.3.2.3. Distribuzione

1.3.2.3.1. Distribuzione e ambiti territoriali minimi

1.3.2.4. Vendita

1.4. Unbundling e industrie del gas naturale

1.4.1. Unbundling funzionale

1.4.2. Unbundling contabile

1.5. Il rapporto tra Amministrazione e gestore

1.5.1. Il contratto di servizio

1.5.1.2. Il modello di contratto di servizio predisposto dall’AEEG

1.1.      Premessa

Il gas naturale è prodotto dalla decomposizione anaerobica (i.e. in assenza di ossigeno) di materiale organico: esso si genera in paludi, discariche e durante la digestione degli animali; il gas naturale, tuttavia, si trova solitamente insieme al petrolio, e sono proprio i giacimenti di origine preistorica a essere sfruttati su scala industriale.

Il principale elemento del gas naturale è il metano (CH4) - la più piccola e leggera fra le molecole degli idrocarburi - e, in percentuali decrescenti, etano, propano ed idrocarburi più pesanti.

Per consentirne il trasporto in modo più versatile ed economico, il gas naturale (“GN”, “gas metano” o anche “gas”) viene normalmente liquefatto (“GNL” o anche “gas liquefatto”); il GNL si ottiene quindi sottoponendo il GN a fasi di raffreddamento e condensazione (la composizione e le caratteristiche del gas liquefatto variano a seconda del luogo di provenienza e del processo di liquefazione).

Trasformando il gas in liquido si riduce il volume dello stesso di circa seicento volte, facilitandone e rendendone meno dispendioso il trasporto via mare per mezzo di navi metaniere, in alternativa a quello via gasdotto.

La cosiddetta catena del GNL si articola quindi in varie fasi: (i) estrazione della materia prima dai giacimenti allo stato gassoso e liquefazione; (ii) trasporto e scarico del prodotto nel terminale d’importazione; (iii) ripristino del gas al suo stato originario negli impianti di rigassificazione (i.e. rigassificazione); (iv) immissione del GN nella rete di metanodotti e trasporto a destinazione.

Il sistema nazionale del gas è tuttavia alimentato prevalentemente (circa tre quarti) con gas importato per mezzo dei grandi gasdotti internazionali.

1.2.      Un mercato regolamentato

Il sistema istituzionale che, nell'ambito dell'organizzazione statale, presiede alla regolazione del settore del gas naturale ha oggi carattere sostanzialmente dualistico, vedendo concorrere l'Autorità per l'Energia Elettrica e il Gas (“AEEG”) [2] e il Ministero dello Sviluppo Economico - Direzione generale per l’energia e le risorse minerarie (“DGERM”).

All'AEEG spetta, da un lato, definire le condizioni economiche e tecniche per l'accesso alle infrastrutture, ivi incluse le regole in tema di unbundling, [3] e, dall'altro, determinare gli obiettivi qualitativi e quantitativi per lo svolgimento delle attività di fornitura (o comunque di servizio all'utenza), fissando i prezzi di riferimento per le forniture di gas, nonché individuare i casi in cui il gestore della rete è tenuto a indennizzare gli utenti per il malfunzionamento del servizio. [4]

Al Ministero sono invece assegnate le funzioni che più direttamente si ricollegano a decisioni di politica energetica e, dunque, di coordinamento delle attività connesse agli interventi di programmazione nazionale e regionale, ovvero di mantenimento dei rapporti con l’Unione Europea (“UE”) e con le organizzazioni internazionali.

1.3.      Quadro normativo nazionale

La filiera del gas naturale si compone di segmenti che costituiscono industrie a sé stanti, ciascuna capace di una gestione autonoma ed economica; tali segmenti o industrie sono normalmente raggruppati in due momenti, quello dell’approvigionamento - up-stream e quello del trasporto e vendita - down-stream.

L’up-stream comprende la produzione (che a sua volta si compone di prospezione, ricerca e coltivazione) e l’importazione (inclusa la liquefazione e la rigassificazione); il down-stream: il trasporto, lo stoccaggio, la distribuzione e la vendita.

In attuazione della Direttiva 98/30/CE, (“Prima Direttiva Gas”), [5] l’art. 41 della Legge 17 maggio 1999, n. 144, ha liberalizzato il mercato del gas con particolare riferimento all’attività di trasporto, stoccaggio e distribuzione, delegando il Governo a recepire la direttiva e ridefinire, con decreto, tutte le componenti rilevanti del mercato de quo.

Detta delega ha avuto attuazione con il Decreto Legislativo 23 maggio 2000, n. 164 (“Decreto Letta”) che ha, a sua volta, contribuito alla liberalizzazione del settore per quanto concerne le fasi dell’importazione ed esportazione, trasporto e dispacciamento, distribuzione e vendita.

Il Decreto Letta, e più in generale il mercato del gas naturale, è stato nel tempo interessato da modifiche e integrazioni, la più importante recentemente intervenuta, in attuazione della Direttiva 2009/73/CE (“Terza Direttiva Gas”), con Decreto Legislativo 1 giugno 2011, n. 93. [6]

L’art. 117 della Costituzione riconosce alle Regioni potestà legislativa concorrente in materia di “produzione, trasporto e distribuzione nazionale di energia”, fermi restando i limiti generali dell’attività legislativa regionale costituiti dal rispetto della Costituzione, dall’ordinamento comunitario e dagli obblighi internazionali. [7]

1.3.1. Approvigionamento - Up-Stream

1.3.1.1. Produzione

La produzione (i.e. coltivazione) di gas consiste nell’estrazione della materia prima da giacimenti naturali scoperti a seguito di prospezione geofisica o ricerca vera e propria: tali ultime attività sono soggette ad autorizzazione, mentre la prima - la coltivazione -, è oggetto di concessione; più in particolare:

(i)	la prospezione è una tecnica d’indagine non distruttiva del sottosuolo, che si risolve nella misurazione, tramite diversi apparecchi (sonar, scandagli elettronici ecc.), di alcune proprietà fisiche del terreno che possono rivelarne la struttura e, dunque, la presenza di gas;
(ii)	la ricerca tout court si risolve, al contrario, in interventi fisici sul suolo, quali trivellazioni e mini esplosioni sotterranee, così da analizzare in modo più approfondito la conformazione del sottosuolo e, come detto, l’esistenza di potenziali giacimenti, attraverso strumenti di misurazione dell’onda di ritorno.

I titolari di concessione di coltivazione di idrocarburi devono dare accesso ai loro gasdotti agli altri concessionari, o ad imprese operanti nel settore, che ne facciano richiesta ai fini dell’importazione, esportazione o trasporto, a condizione e che rispettino le prescrizioni stabilite al riguardo dal Decreto Letta. [8]

Per un approfondimento della disciplina relativa alle cennate attività si richiamano, inoltre, il Decreto del Presidente della Repubblica 18 aprile 1994, n. 484, “Regolamento recante la disciplina dei procedimenti di conferimento dei permessi di prospezione o ricerca e di concessione di coltivazione di idrocarburi in terraferma e in mare” e il Decreto Legislativo 25 novembre 1996, n. 625 “Attuazione della direttiva 94/22/CEE relativa alle condizioni di rilascio e di esercizio delle autorizzazioni alla prospezione, ricerca e coltivazione di idrocarburi”.

1.3.1.2. Importazione

L’attività d’importazione di gas naturale è attuata dall’estero entro i confini dell’Italia attraverso i punti di entrata della rete nazionale di gasdotti (“RNG”) a mezzo di (i) gasdotti internazionali o terminali di rigassificazione GNL; (ii) carri bombolai o autocisterne di gas liquefatto.

L’attività d’importazione di gas prodotto in paesi non appartenenti all’UE è soggetta ad autorizzazione, rilasciata secondo criteri obiettivi e non discriminatori; qualora invece si tratti di gas naturale prodotto in paesi UE, è sufficiente la sola comunicazione all’Autorità competente degli elementi tecnici e contrattuali della fornitura. [9]

1.3.2. Dal trasporto alla vendita - Down-Stream

1.3.2.1. Trasporto e dispacciamento

L’attività di trasporto del gas consiste nel far transitare il GN attraverso la rete nazionale di gasdotti, differenziandosi in questo dal trasporto per la fornitura ai clienti finali (i.e. il cliente che acquista gas naturale per uso proprio) che assume le caratteristiche della distribuzione.

La RNG è definita dall’art. 9 del Decreto Letta e nella delibera AEEG 27 giugno 2001, n. 120, [10] che sostanzialmente la identifica con i gasdotti appartenenti a Snam Rete Gas. [11]

La competenza legislativa e amministrativa relativa ai gasdotti nazionali è dello Stato; l’attività di trasporto e dispacciamento (i.e. l’attività diretta a impartire disposizioni per l’utilizzazione e l’esercizio coordinato degli impianti di coltivazione, di stoccaggio, della rete di trasporto e di distribuzione e dei servizi accessori) è, infatti, attività di pubblico interesse.

1.3.2.2. Stoccaggio

Lo stoccaggio di gas naturale è un processo che consente di iniettare il gas nella roccia porosa di un giacimento esaurito (o deposito), che già lo conteneva, riportando il giacimento, in un certo senso, al suo stato originario.

L’attività di stoccaggio è svolta in forza di titolo concessorio, rilasciato dall’Amministrazione ai richiedenti che abbiano la necessaria capacità tecnica, economica e organizzativa e che dimostrino di poter svolgere, nel pubblico interesse, un programma di stoccaggio rispondente alle disposizioni del Decreto Letta.

Con delibera 21 giugno 2005, n. 119, l’AEEG ha individuato “garanzie di libero accesso al servizio di stoccaggio del gas naturale, obblighi dei soggetti che svolgono le attività di stoccaggio e norme per la predisposizione dei codici di stoccaggio”. [12]

1.3.2.3. Distribuzione

L’attività di distribuzione del gas consiste nel suo trasporto, c.d. secondario, da un punto d’interconnessione della rete di distribuzione con la RNG, fino all’utente finale, nonché nel compiere, per conto di detto utente o del venditore, tutte le operazioni connesse alla gestione del gas fino al contatore di casa nostra.

Il Decreto Letta impone alle imprese di distribuzione una serie di obblighi: (i) svolgimento (anche) dell’attività di dispacciamento sulla propria rete; (ii) allaccio alla rete dei clienti che ne facciano richiesta nel rispetto degli obblighi di universalità del servizio; (iii) perseguimento del risparmio energetico e sviluppo delle fonti rinnovabili; (iv) sospensione della fornitura del gas agli impianti non a norma.

Dal 1° gennaio 2003 l’operatore che distribuisce il gas deve necessariamente essere un soggetto diverso rispetto a chi lo vende al cliente finale.

Il Decreto Letta definisce l'attività di distribuzione come “attività di servizio pubblico”, ritenendo con ciò legittimo l’affidamento del servizio solo laddove il gestore del servizio sia stato individuato “a mezzo gara (e) per periodi non superiori a dodici anni”. [13]

L’obbligo di affidare il servizio mediante gara e i termini entro cui tale attività dev’essere posta in essere, anche con riferimento alle concessioni in vigore e che abbiano superato il cd. periodo transitorio di tolleranza, [14] si rinviene negli artt. 14 e 15 del più volte citato Decreto Letta.

L’erogazione del servizio e, laddove necessaria, la contestuale realizzazione delle reti e degli impianti è affidata seguendo le regole dettate, ora, per la semplice concessione di servizi, ora, per la più articolata concessione di costruzione e gestione, nonché, in quest’ultimo caso, facendo eventualmente ricorso all’istituto della finanza di progetto.

Una volta aggiudicata la gara, il rapporto con il distributore è regolato da un apposito contratto di servizio, il quale disciplina, in particolare, la durata, le modalità di espletamento del servizio, gli obiettivi qualitativi, gli aspetti economici della concessione, i diritti degli utenti, i poteri di verifica dell’Ente affidante, le conseguenze degli inadempimenti, le condizioni di recesso anticipato per inadempimento del gestore.

A tal riguardo, l’AEEG ha adottato, con delibera 8 aprile 2004, n. 55, il modello di contratto di servizio che è normalmente seguito per disciplinare le obbligazioni contrattuali in essere tra Ente concedente e concessionario. [15]

Con delibera 6 giugno 2006, n. 108, la stessa AEEG ha poi approvato il Codice di rete tipo per il servizio di distribuzione del gas (“Codice di rete” o “CRDG”) [16] e aggiornato la delibera n. 138/04 recante criteri di libero accesso alle reti di distribuzione locali. [17]

Il CRDG è lo strumento contrattuale in forza del quale sono disciplinati i rapporti tra le imprese che gestiscono gli impianti di distribuzione e le imprese di vendita che li utilizzano.

Con l’entrata in vigore del CRDG, le imprese che intendono adottarne i contenuti possono usufruire di una procedura di approvazione molto rapida: sarà, infatti, sufficiente una dichiarazione di adesione del singolo operatore al Codice di rete (pubblicato sul sito dell’AEEG), per evitare la proposizione, per esame e approvazione, di un testo disciplinare personalmente redatto.

Al fine di evitare soluzioni di continuità nella fornitura del servizio, l’ordinamento richiede che, almeno un anno prima della scadenza dell'affidamento, l’Amministrazione avvii la procedura ad evidenza pubblica per l’individuazione del nuovo distributore; qualora l’Ente locale non provveda entro il termine de quo, la Regione, anche tramite un commissario ad acta, darà direttamente impulso alla gara.

Scaduto il servizio, il Concedente acquista la piena disponibilità di tutte le reti, degli impianti e delle dotazioni strumentali allo svolgimento dell’utility, trasferendone la detenzione al distributore subentrante, il quale è tenuto a rimborsarne in parte il valore al distributore uscente secondo le disposizioni dettate al riguardo dal Decreto Letta. [18]

1.3.2.3.1. Distribuzione e ambiti territoriali minimi

Come poc’anzi detto, l’Amministrazione ha l’obbligo ex lege di affidare il servizio di distribuzione mediante procedura ad evidenza pubblica; tuttavia, per completezza di trattazione, è necessario approfondire tale obbligo alla luce dell’art. 46 bis del Decreto Legge 1 ottobre 2007, n. 159, “Interventi urgenti in materia economico-finanziaria, per lo sviluppo e l'equità fiscale” [19]

L’art. 46 bis, co. 2, D.L. cit. prevede che le procedure di gara possano svolgersi anche a livello sovra-comunale, con riguardo ad ambiti territoriali minimi (“ambiti” o “ATEM”) riferiti a bacini ottimali di utenza, selezionati in base a criteri di efficienza e riduzione dei costi.

Siffatto obiettivo presuppone un’attività normativa secondaria volta all’identificazione degli ambiti e dei criteri di gara, alla quale il Governo avrebbe dovuto provvedere celermente, e non oltre un anno dall’entrata in vigore della Legge di conversione del D.L. cit., al fine di consentire l’espletamento della gara entro i due anni successivi all’individuazione degli ATEM. [20]

La disciplina in parola non ha però inciso sulla potestà degli Enti concedenti di bandire le gare, ancorché individuali, nelle more della cennata approvazione: la giurisprudenza ha infatti chiarito che la pendenza della procedura di realizzazione degli ambiti non si sarebbe risolta, vuoi, in una proroga degli affidamenti cessati di efficacia, vuoi, in un impedimento a riassegnare singolarmente le concessioni una volta scadute. [21]

Il Consiglio di Stato ha inoltre ritenuto meramente facoltativo il ricorso agli ATEM, atteso che lo stesso art. 46 bis, prevedendo “misure per l’incentivazione” al fine di favorire operazioni di aggregazione tra Amministrazioni, ne avrebbe ipso facto escluso ogni carattere impositivo. [22]

In tale contesto giurisprudenziale e normativo, il Governo (i.e. il Ministero dello Sviluppo Economico) ha finalmente provveduto, con D.M. 19 gennaio 2011, a determinare gli “ambiti territoriali nel settore della distribuzione del gas naturale” e, con D.M. 18 ottobre 2011, completato la procedura di aggregazione per ATEM. [23]

Quanto all’affidamento e alla durata delle concessioni, l’art. 3 del D.M. 19 gennaio 2011 dispone che:

(i)	nel periodo di prima applicazione del nuovo sistema, il gestore risultato vincitore della gara d’ambito subentra progressivamente nell’affidamento del servizio (dei vari impianti di distribuzione gas) dell’ATEM alla scadenza delle singole concessioni presenti nell’ambito, a meno di una loro concordata e anticipata risoluzione fra Ente locale e gestore uscente;
(ii)	le gare per le quali non è stato pubblicato il bando o non è ancora decorso il termine per la presentazione delle offerte sono aggiudicate unicamente in relazione agli ATEM; il gestore uscente resta comunque obbligato a proseguire la gestione del servizio fino alla data di decorrenza del nuovo affidamento.

Lo stesso decreto prescrive di inserire nell'ambito d'appartenenza anche i Comuni non serviti da gas naturale (in previsione di una futura metanizzazione), con eccezione dei Comuni della Sardegna che, in vista del completamento del progetto G.AL.S.I, [24] saranno oggetto di un futuro specifico provvedimento.

La previsione sub (b) (art. 3.3 del Decreto) ha pertanto, ad oggi, privato i Comuni della potestà di procedere a gara individuale in attesa della realizzazione degli ambiti territoriali minimi, esclusione, quest’ultima, da ultimo confermata dall’art. 24, co. 4, del D.Lgs. n. 93/11. [25]

1.3.2.4. Vendita

L’attività di vendita comprende anche le operazioni di approvvigionamento, marketing operativo, gestione commerciale e bollettazione finalizzate alla vendita di gas naturale ai clienti finali.

Ai sensi dell'art. 18 del Decreto Letta, i soggetti che intendono svolgere attività di vendita devono essere autorizzati: le imprese s’intendono autorizzate quando siano trascorsi tre mesi dalla richiesta e in assenza di diniego motivato da parte dell’Autorità competente.

Si segnala che a decorrere dal 1° gennaio 2012 è operativo presso il Ministero dello Sviluppo Economico un elenco dei soggetti abilitati alla vendita di gas naturale a clienti finali a cui devono essere iscritte tutte le società che risultano autorizzate (o che faranno richiesta di autorizzazione) per l'esercizio di tale attività.

Con delibera 8 luglio 2010, n. 10, l’AEEG ha approvato il “Codice di condotta commerciale per la vendita di gas naturale”, fissando, in particolare, le modalità e i contenuti delle informazioni minime che i soggetti impegnati a svolgere l’attività de qua devono fornire ai propri clienti.

1.4.      Unbundling e industrie del gas naturale

Per unbundling s’intende quell’insieme di regole che disciplina gli obblighi di separazione societaria, contabile e funzionale delle industrie che costituiscono la filiera del gas naturale, dettato dal legislatore e regolatore domestico, nonché dall’ordinamento comunitario, al fine di garantire la creazione e lo sviluppo di un mercato concorrenziale.

La separazione societaria nel settore del GN è disciplinata dall’art. 21 del Decreto Letta, il quale ha rispettivamente prescritto che:

(i)	l’attività di trasporto e dispacciamento è oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività di settore, ad eccezione dell’attività di stoccaggio, che è comunque oggetto di separazione contabile e gestionale dall’attività di trasporto e dispacciamento e di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas;
(ii)	l’attività di distribuzione è oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività dello stesso settore;
(iii)	l’attività di vendita può essere effettuata unicamente da società che non svolgano alcuna altra attività, salvo l’importazione, l’esportazione, la coltivazione e l’attività di cliente grossista.

Le regole relative alla separazione contabile e funzionale sono state invece dettate dall’AEEG, con delibera 24 gennaio 2007, n. 11/07, [26] “Testo Integrato sull’Unbundling”(“TIU”), [27] che, per rafforzare l’operatività della separazione societaria, ha introdotto, alla luce di quanto prescritto dal legislatore comunitario, [28] l’obbligo di separazione funzionale relativamente a determinate attività del settore.

Il predetto obbligo si risolve, in particolare, nella separazione dell’attività di gestione (i.e. separazione decisionale e organizzativa del gestore) delle infrastrutture essenziali per l’erogazione del servizio rispetto alle altre attività della filiera, assicurando così, ora, la sua indipendenza, ora, il venir meno di qualsivoglia conflitto d’interessi.

Il quadro normativo testé rappresentato è stato infine confermato, ovvero ulteriormente rafforzato per quanto riguarda gli obblighi di separazione funzionale, dal Decreto Legislativo 1 giugno 2011, n. 93, “Attuazione delle Direttive … 2009/73/CE …”. [29]

1.4.1. La separazione funzionale

La separazione funzionale ha lo scopo di predisporre una strutturazione del gruppo societario che consenta una reale indipendenza dei soggetti preposti allo svolgimento di alcune attività, fra cui, per quanto qui d’interesse, la distribuzione.

Più nel dettaglio, si evidenzia che le disposizioni rilevanti del TIU sono quelle previste dagli artt. 7 - 15; in tali disposizioni, dopo essere stato definito l’ambito di applicazione della separazione in commento, viene chiarito quale sia - in linea generale - l’obbligo in cui si concretizza detta separazione.

Al riguardo, l’art. 8 del TIU dispone che “l’impresa verticalmente integrata, (…) conferisce autonomia decisionale e organizzativa ad ogni attività di cui al comma 7.1. (fra le quali vi è la distribuzione di gas naturale), [30] separandola amministrativamente da tutte le altre attività di cui al comma 4.1. (tra cui la vendita di gas naturale)” e “… ne affida la gestione ad un gestore indipendente, di cui al titolo II, che agisce anche nei rapporti con i terzi, in modo da garantire il rispetto delle disposizioni di cui ai titoli II, III, IV e V della presente Parte”.

Le caratteristiche del gestore indipendente sono elencate dall’art. 11 del TIU, laddove il provvedimento chiarisce che il gestore deve avere un’effettiva autonomia decisionale e organizzativa. Al fine di poter ritenere esistente un grado sufficiente di autonomia, la medesima disposizione individua una serie di elementi che devono essere garantiti al gestore: (i) disponibilità di risorse per l’assolvimento dei propri obblighi; (ii) potere di predisporre documenti programmatici; (iii) libertà di scelta negli approvvigionamenti.

Sono inoltre previste specifiche regole in tema di partecipazione al gestore indipendente, nel senso che la disposizione individua i soggetti che devono necessariamente far parte del gestore ed i soggetti che, invece, risultano incompatibili con il ruolo di neutralità che contraddistingue l’istituto in commento.

Lo stesso art. 11 predispone anche alcuni meccanismi di tipo salariale volti ad evitare che sia resa, di fatto, inefficace la separazione attraverso incentivi, o altre forme di remunerazione, che leghino alcuni vantaggi economici del gestore indipendente all’andamento complessivo dell’impresa integrata verticalmente.

Seguono poi le disposizioni inerenti gli obblighi del più volte citato gestore, le quali, in definitiva, sono volte a rafforzare - o quanto meno a rendere effettiva - la separazione imposta dall’art. 11 del TUI.

1.4.2. La separazione contabile

Quando un’impresa verticalmente integrata esercita delle attività per le quali l’AEEG ha prescritto la separazione funzionale, la contabilità relativa a dette attività deve essere tenuta in maniera distinta, al fine di rappresentare una situazione economica e patrimoniale quale quella che risulterebbe laddove le stesse venissero svolte da aziende giuridicamente separate.

In altri termini, gli obblighi di separazione contabile servono a “fotografare” la situazione patrimoniale delle singole attività in modo da evidenziare la presenza di potenziali sussidi incrociati tra le industrie che costituiscono la filiera del gas naturale e che fanno capo allo stesso soggetto.

Posto, infatti, che la separazione delle attività serve ad evitare che un’impresa verticalmente integrata sfrutti benefici derivanti dallo svolgimento di una data attività (ipoteticamente esercitata in condizioni di monopolio) per sostenere i costi propri dello svolgimento di un’altra attività (esercitata in concorrenza), la redazione di una contabilità separata serve ad evitare l’aggiramento del divieto in commento.

È questo il caso tipico delle imprese che distribuiscono gas naturale, le quali, pur avendo adempiuto ai citati obblighi di separazione (delle attività di vendita da tutte le altre attività), si trovano oggi ad operare in entrambi i segmenti della filiera, ovverosia, ora, in quello della distribuzione (attività esercitata in concessione), ora, tramite impresa controllata, in quello della vendita (attività liberalizzata).

1.5.      Il Rapporto tra Amministrazione e gestore

1.5.1. Il contratto di servizio

L’affidamento del servizio pubblico di distribuzione del gas si sviluppa attraverso due fasi distinte:

(a)	la prima, di carattere puramente pubblicistico, finalizzata alla scelta del contraente ed incentrata essenzialmente sull’espletamento della procedura di gara;
(b)	la seconda, di carattere tipicamente privatistico, finalizzata alla regolazione del servizio pubblico e incentrata sulla stipula del contratto di servizio e sull’esecuzione del medesimo.

In termini schematici, si può indicare nel provvedimento di aggiudicazione definitiva il momento conclusivo del procedimento relativo alla scelta del contraente e, dunque, il termine finale della procedura di gara e dell’intera fase ad evidenza pubblica.

La fase successiva, c.d. “fase negoziale” (anche detta contrattuale), si apre pertanto con la stipulazione del contratto di servizio e prosegue con l’esecuzione dello stesso.

Considerata la genesi dell’accordo e la natura giuridica di una delle parti, l’applicabilità al contratto della disciplina prevista dal codice civile in materia contrattuale dovrà essere valutata alla luce delle limitazioni previste dalle disposizioni pubblicistiche.

1.5.1.2. Il modello di contratto di servizio predisposto dall’AEEG

L’art. 14, co. 1, del Decreto Letta stabilisce che i rapporti fra Ente locale e gestore sono regolati da specifici contratti di servizio, i quali vengono redatti sulla base di un contratto-tipo, predisposto dall’AEEG, ed approvato dal Ministero dello Sviluppo Economico.

Orbene, come poc’anzi anticipato, l’AEEG ha adottato, con delibera 8 aprile 2004, n. 55, il modello di contratto di servizio che, ancorché non (risulti essere stato) ancora approvato dal Governo, viene normalmente seguito per disciplinare le obbligazioni contrattuali in essere tra Ente concedente e concessionario.[31]

In modo volutamente sintetico si può suddividere nei termini che segue l’articolazione del contratto in commento:

(i)            individuazione analitica delle premesse finalizzate a richiamare i principali passaggi della procedura di gara che ha condotto all’individuazione del nuovo soggetto gestore del servizio;

(ii)          una parte generale contenente le definizioni dei termini utilizzati nel contratto, i principi generali della materia che costituiscono gli obiettivi generali e gli obblighi fondamentali cui è tenuto il gestore del servizio nell’esercizio dell’attività, le disposizioni relative all’oggetto del contratto integrate dalle determinazioni del bando di gara, il corrispettivo dovuto dal gestore per l’affidamento del servizio, le disposizioni relative alla durata del contratto;

(iii)        una parte organizzativa contenente la disciplina degli interventi di sviluppo delle reti e degli impianti, degli interventi manutentivi, la previsione degli obblighi di informazione reciproca tra titolare e gestore; [32]

(iv)         una parte modale contenente la modalità di svolgimento del servizio in senso stretto, il quale risulta disciplinato per relationem, attraverso il rinvio alle clausole del regolamento di servizio;

(v)           una parte relativa alla disciplina degli adempimenti contenente la specifica previsione dei reciprochi obblighi delle parti e le disposizioni relative alle situazioni patologiche che si possono verificare (ad esempio: disciplina dell’inadempimento di obblighi contrattuali, diritto di recesso, forme adeguate per la risoluzione delle controversie). [33]