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LE FILIERE DELL’ENERGIA ELETTRICA E DEL GAS NATURALE: IL SEGMENTO DELLA DISTRIBUZIONE DELLE COMMODITIES ALL’UTENTE FINALE

Giovanni Giustiniani

SOMMARIO: A. Introduzione. - B. Il mercato elettrico. - b.1 Premessa. - b.2 Dall’istituzione dell’ENEL al Decreto Bersani. - b.3 La filiera dell’energia elettrica: dalla produzione alla vendita. - C. La distribuzione dell’energia elettrica. - c.1 Definizione e contesto. - c.2 Regime giuridico e organizzazione. - c.3 Obblighi, divieti e operatività. - c.4 I sistemi di distribuzione chiusi. - D. Il mercato del gas naturale. - d.1 Premessa. d.2 Il Decreto Letta. - d.3 La filiera del gas naturale: dalla produzione alla vendita. - E. La distribuzione del gas naturale. - e.1 Definizione e contesto. - e.2 Regime giuridico e organizzazione. - e.3 Obblighi, divieti e operatività.

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A. Introduzione

·         L’argomento trattato oggi coincide con l’analisi sistematica di alcune norme afferenti le filiere dell’energia elettrica e del gas naturale, ed è sostanzialmente centrato sul presupposto che la produzione, la distribuzione e la vendita di energia elettrica e di gas naturale costituiscono un fenomeno caratterizzato - da diversi anni a questa parte - da un forte interesse pubblico, tanto da potersi comunemente considerare, nel loro complesso, quali attività di interesse economico generale.

La predetta connotazione pubblicistica del mercato ha comportato - a seconda del tipo di attività in rilievo (e.g. produzione, vendita) - un intervento più o meno stringente da parte del Legislatore domestico e comunitario, ovvero, nel nostro caso, anche da parte del Regolatore[1] [2] à l’Autorità di Regolazione per Energia, Reti e Ambiente (“ARERA”) e del Governo à il Ministero della Transizione Ecologica competente in materia[3].

·         Stante i molteplici profili e le peculiarità dei mercati dell’energia elettrica e del gas naturale in termini sia di attività che ne costituiscono le rispettive filiere, sia di enti che variamente li sovraintendono, che di norme-regole che nello specifico li disciplinano, scopo del presente contributo è quello di fornire una descrizione sistematica e semplice delle filiere in parola, con particolare riguardo al segmento della distribuzione delle relative commodities all’utente finale.

Il documento tiene in debito conto, per quanto di interesse, le novità normative (e.g. D. Lgs. 8 novembre 2021, n. 210 e D. Lgs. 8 novembre 2021, n. 199) e giurisprudenziali (e.g. Corte costituzionale, sentenza 23 novembre 2021, n. 218 e Corte costituzionale, sentenza 7 dicembre 2021, n. 239) che hanno recentemente riguardato i settori de quibus.

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B. Il mercato elettrico

b.1 Premessa

·            L’energia elettrica è l’energia associata al lavoro compiuto da una corrente elettrica; generalmente questo tipo di energia viene prodotto da generatori elettrici, che consentono la trasformazione dell’energia chimica, meccanica, termica e di altro tipo in energia elettrica.[4] 

·      Il sistema elettrico nazionale è un sistema a rete, in cui l’energia richiesta e prelevata dai consumatori finali è complessivamente prodotta e immessa in rete dai produttori tramite impianti di generazione sparsi sul territorio.

In particolare, il sistema in argomento può essere efficacemente rappresentato ricorrendo allo schema della filiera ed è storicamente costituito dalle attività di produzione, traporto - suddiviso, a sua volta, in dispacciamento, trasmissione e distribuzione - e vendita di energia elettrica; a queste ultime si è di recente aggiunta, con specifico riguardo all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, anche l’attività di stoccaggio.

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b.2 Dall’istituzione dell’ENEL al Decreto Bersani [5]

·         Nel 1962 nasce l’Ente Nazionale per l’Energia Elettrica o “Enel” à Legge n. 1643 del 1962[6] c.d. nazionalizzazione della produzione dell’energia elettrica, del suo trasporto e della sua distribuzione. Lo Stato italiano espropria le aziende e tutti quei beni di produzione e di trasporto dell’energia elettrica esistenti à art. 43 della Costituzione[7]. Tra il 1963 e il 1990 la rete di trasmissione viene considerevolmente ampliata e quella di distribuzione verrà raddoppiata in ragione del costante e crescente processo di elettrificazione del paese.

·         A causa delle diverse crisi energetiche - si pensi a quella petrolifera legata alla guerra del Kippur (1973) - fra la fine degli anni ‘80 e la prima metà degli anni ‘90 del secolo scorso, a livello comunitario incomincia a delinearsi una politica energetica sempre più organica e determinata. Le istituzioni comunitarie iniziano infatti a normare specifiche aree di intervento aventi quale comun denominatore l’energia e le sue fonti.[8]

Il risultato di un tale impegno è stato l’adozione di una serie di direttive che, gradualmente, sono andate a formare la base e il consolidamento della legislazione europea in materia: à si segnala, per quanto di interesse, la Direttiva 96/92/CE del 19 dicembre 1996, nota come “Direttiva Elettricità”, recante norme comuni in materia di energia elettrica, poi abrogata dalla Direttiva 2003/54/CE del 26 giugno 2003, nota come “II Direttiva Elettricità”, a sua volta sostituita dalla Direttiva 2009/72/CE del 13 luglio 2009, nota come “III Direttiva Elettricità”; tale ultima Direttiva è stata infine abrogata dalla Direttiva (UE) 2019/944 del 5 giugno 2019.

·         In Italia, gli atti comunitari dettati per rendere sempre più concorrenziale ed efficiente il mercato trovano la loro più importante attuazione nel D. Lgs. 16 marzo 1999, n. 79 e ss.mm.ii., c.d. Decreto Bersani[9]. Con il Decreto Bersani viene ufficialmente avviato lo “smantellamento” del monopolio esistente nel settore dell’energia elettrica. Prende avvio quel progressivo e inarrestabile processo di liberalizzazione del mercato già, come anticipato, avviato con il processo di privatizzazione dell’ENEL à  Legge n. 359 del 1992[10].

In particolare: (i) il ciclo dell’energia viene suddiviso in fasi: produzione, trasmissione, servizi di dispacciamento e distribuzione, ovvero si introducono norme che impongono la separazione societaria tra gli operatori responsabili delle diverse attività (cfr. note nn. 2 e 41); (ii) ciascuna viene compiutamente disciplinata, in modo da permettere ad una molteplicità di soggetti di entrare nel mercato, determinando così un ribasso delle tariffe e condizioni più vantaggiose per gli utenti rispetto ad una situazione di monopolio. 

Il Decreto Bersani ha inoltre istituito:

(i)                  il Gestore della Rete di Trasmissione Nazionale dell’Elettricità (“GRTN”) (oggi “GSE” - Gestore dei Servizi Elettrici)[11] à originariamente deputato a diverse funzioni, tra cui la gestione della rete di trasmissione nazionale, ha poi trasferito a Terna S.p.A. tutto il ramo d’azienda relativo alle attività di dispacciamento, trasmissione e sviluppo della rete. Terna S.p.A. à gestisce la rete nazionale con il compito di curarne la manutenzione ordinaria e straordinaria, nonché quello di identificare ed attuare gli interventi di sviluppo della rete di trasmissione nazionale approvati dal Ministero dello Sviluppo Economico (rectius: dal MITE) secondo il documento programmatico (i.e. il Piano Elettrico Nazionale) che fornisce le direttive politiche del Governo in materia di energia.[12]

(ii)                il Gestore del Mercato Elettrico (“GME”) à organizza e gestisce il mercato elettrico secondo criteri di neutralità, trasparenza e concorrenza tra produttori, assicurando la gestione economica di un’adeguata disponibilità di riserva di potenza;

(iii)              l’Acquirente Unico (“AU”) à approvvigiona l’energia elettrica in favore degli utenti del mercato c.d. tutelato a prezzi di riferimento e condizioni standard fissati dall’ARERA.

Il Decreto Bersani è stato da poco modificato e integrato con l’entrata in vigore, lo scorso 26 dicembre, del D. Lgs. 8 novembre 2021, n. 210[13], decreto, quest’ultimo, che ha altresì introdotto diverse e autonome previsioni finalizzate all’attuazione dell’ultima disciplina europea dettata per il mercato dell’energia elettrica.[14]

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b.2 La filiera dell’energia elettrica: dalla produzione alla vendita

Come già anticipato, il sistema elettrico può essere efficacemente rappresentato ricorrendo allo schema della filiera ed è storicamente costituito dalle attività di produzione, traporto - suddiviso, a sua volta, in dispacciamento, trasmissione e distribuzione - e vendita di energia elettrica; a queste ultime si è di recente aggiunta,  con specifico riguardo all’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, anche l’attività di stoccaggio.

·         Uno degli ambiti principali su cui è intervenuto il Decreto Bersani è quello relativo alla PRODUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA:[15] come già anticipato, prima della liberalizzazione, quest’ultima attività era di esclusiva competenza dell’ENEL, ente di diritto pubblico in mano statale. Nel mentre della sua definitiva privatizzazione,[16] il Legislatore domestico ha a tal fine contestualmente vietato a chiunque di produrre o importare più del 50% dell’energia elettrica generata o importata in Italia.

In siffatta ottica, l’ENEL è stata  nondimeno obbligata a vendere ad altri operatori parte della propria capacità produttiva (e.g. impianti e centrali) nell’ordine del 15% à 15.100 MW di potenza efficiente netta, consentendo così l’ingresso nel mercato di nuovi operatori che, debitamente autorizzati, hanno potuto costruire proprie centrali e produrre energia elettrica.

Ad eccezione del riferito limite, la produzione di energia elettrica, così come la sua importazione ed esportazione, è un’attività esercitabile liberamente da chiunque possieda i relativi requisiti prescritti ex lege e rispetti le regole interne su programmazione e dispacciamento.

·         Terna S.p.A. è la società che gestisce la rete nazionale ad alta e altissima tensione[17] (c.d. rete primaria (i.e. il complesso delle linee che collegano le centrali di produzioni con le stazioni primarie di smaltimento e trasformazione dell’energia[18]) ed è responsabile - insieme ai distributori locali - del trasporto (i.e. la trasmissione dell’energia da un punto della rete nel quale l’energia viene immessa a un punto della rete in cui l’energia viene prelevata), con particolare riguardo (A) al DISPACCIAMENTO à l’attività di gestione dei flussi di energia volta a mantenere, in ogni momento, l’equilibrio tra le immissioni ed i prelievi di energia elettrica dovuti rispettivamente alla produzione e al consumo (cfr. nota n. 12)[19] e (B) alla TRASMISSIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA  vera e propria à consistente nel trasporto di energia elettrica dall’impianto di generazione alla rete di distribuzione, ossia i nodi periferici vicini al consumatore finale (c.d. rete secondaria).

·         Le attività di dispacciamento e trasmissione sono attività di interesse pubblico, riservate allo Stato e attribuite a Terna S.p.A. in concessione (c.d. monopolio naturale). Perciò, Terna S.p.A. ha l’obbligo di connettere tutti i soggetti che ne facciano richiesta[20], senza compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le vigenti regole tecniche e le condizioni tecnico - economiche di accesso e di interconnessione fissate dall’ARERA[21]. Per l’accesso e l’uso della rete di trasmissione nazionale è dovuto a Terna S.p.A. un corrispettivo indipendentemente dalla localizzazione geografica degli impianti di produzione e dei clienti finali, e comunque sulla base di criteri non discriminatori[22]. N.B. La società di vendita sottoscrive con Terna S.p.A. un contratto per il servizio di dispacciamento e di trasmissione.

·         Un ulteriore aspetto inciso dal Decreto Bersani concerne la fase di DISTRIBUZIONE DELL’ENERGIA ELETTRICA dalla rete nazionale alle singole utenze a media e bassa tensione (cfr. nota n. 17). Tale ambito di gestione della rete è stato disegnato su base territoriale, per cui in ogni Comune opera una società di distribuzione che gestisce il relativo tratto di rete in regime di concessione. Le concessioni per svolgere il servizio di distribuzione che sono state rilasciate dal(l’oggi) Ministero dello Sviluppo Economico prima del 31 marzo 2001 scadranno il 31 dicembre 2030. Per dette imprese è stato previsto l’obbligo di connettere alle proprie reti tutti i soggetti che ne facciano richiesta. Per l’accesso e l’uso della rete di distribuzione locale è dovuto al distributore un corrispettivo.

·         Infine, per quanto riguarda la VENDITA DELL’ENERGIA ELETTRICA, quest’ultima attività è stata quella maggiormente interessata dal processo di liberalizzazione: da un lato, è stato infatti permesso a tutti gli operatori interessati di entrare sul mercato in veste di società fornitrici e, dall’altro, per il suo esercizio non è stato richiesto alcun titolo abilitativo[23]. N.B. La società di vendita sottoscrive con la società di distribuzione locale un contratto per il servizio di trasporto dell’energia presso il cliente finale.

Quanto ai clienti finali, va ricordato che a partire dal 1° luglio 2007 è venuta definitivamente meno la distinzione tra clienti idonei e clienti vincolati[24]: i primi possono rivolgersi ai diversi operatori à mercato libero, i secondi sono destinati al mercato tutelato[25]. Quest’ultima distinzione verrà definitivamente meno con l’apertura del mercato a partire dal 1° gennaio 2024.

Ad ogni modo, ciò che l’utente finale paga in bolletta è la sommatoria di diverse componenti (tariffe) - i.e. la materia prima, il trasporto, gli oneri di sistema (e.g. lo sviluppo delle fonti rinnovabili) e le imposte (l’IVA). I costi per il trasporto, in particolare, sono i costi dovuti alla consegna presso il cliente finale dell’energia immessa dal fornitore sulla base del contratto di fornitura. N.B. Queste ulteriori voci di costo rappresentano il corrispettivo dovuto dal cliente finale per il cosiddetto “servizio di trasporto”, e sono di tre tipi: quelli per il trasporto dell’energia elettrica sulla rete di trasmissione nazionale; quelli per il trasporto dell’energia elettrica sulla rete di distribuzione del distributore locale e quelli di installazione e manutenzione del misuratore (contatore), che comprendono anche la lettura dei dati da parte del personale incaricato dal distributore.

·         Lo STOCCAGGIO DELL’ENERGIA ELETTRICA, con specifico riguardo a quella prodotta da fonti rinnovabili, è l’attività della filiera di recente normata e recepita nell’Ordinamento italiano dal D. Lgs. 8 novembre 2021, n. 210 (cfr. nota n. 14).

L’art. 18 del citato D. Lgs. disciplina lo “Sviluppo di capacità di stoccaggio”, sistema che andrà a regime nel corso del 2022 e che prevede l’intervento dell’ARERA, di Terna S.p.A. e del GME.

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C. La distribuzione dell’energia elettrica

c.1 Definizione e contesto

·         Per DISTRIBUZIONE si intende “il trasporto e la trasformazione di energia elettrica su reti di distribuzione a media e bassa tensione per le consegne ai clienti finali”.[26] Generalmente tale rete comprende, come anticipato (cfr. nota n. 17), linee elettriche a media tensione (tra 1 e 35 kV) e linee a bassa tensione (tra 50 e 1.000 V), nonché di trasformazione AT/MT (cabine primarie), trasformatori su pali o cabine elettriche a media tensione (cabine secondarie), sezionatori e interruttori, strumenti di misure e contatori.[27]

Il cliente non può scegliere il proprio distributore, ma dovrà necessariamente affidarsi a quello che opera nella zona (i.e. nel Comune) in cui vive (c.d. monopolio naturale). Il distributore locale (i) è il proprietario dei contatori e si occupa della loro lettura; (ii) comunica i consumi  delle letture al fornitore per il calcolo delle bollette; (iii) interagisce col cliente finale in caso di guasto al contatore, misura i consumi e svolge le necessarie operazioni tecniche (e.g. l’allaccio del  contatore) (c.d. servizio di MISURA DELL’ENERGIA ELETTRICA) à il cliente contatta il distributore solo in caso di guasto altrimenti si rivolge direttamente alla società di vendita - fornitore.

Per l’accesso e l’uso della rete di distribuzione locale è dovuto al distributore un corrispettivo.[28]

Le componenti tariffarie vigenti sono state stabilite dall’ARERA con delibera n. 654/2015/R/eel, recante “Regolazione tariffaria dei servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica, per il periodo di regolazione 2016-2023” e ss.mm.ii.

La disciplina di base della distribuzione di energia elettrica è ancora oggi principalmente contenuta nell’art. 9 del Decreto Bersani, che detta in maniera “abbastanza” compiuta le regole che governano l’attività in esame, ribadendo sin da subito la finalità principale di dover garantire l’accesso al servizio.[29]

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c.2 Regime giuridico e organizzazione del servizio

·         Come detto, l’attività di distribuzione dell’energia elettrica è svolta in regime di concessione (cfr. nota n. 9) storicamente rilasciata dal Ministro dell’industria, del Commercio e dell’Artigianato (già Ministero delle Attività Produttive, oggi Ministero dello Sviluppo Economico) (“Ministero dello Sviluppo Economico”); la relativa competenza è stata di recente trasferita al MITE (cfr. nota n. 3). Al fine di razionalizzare la distribuzione dell’energia elettrica, è rilasciata una sola concessione di distribuzione per ambito comunale (c.d., per l’appunto, monopolio naturale).

In applicazione del Decreto Bersani, al fine di individuare le modalità di rilascio delle concessioni è necessario distinguere a seconda che si faccia riferimento al periodo antecedente l’anno 2030 oppure al periodo successivo. Il Legislatore ha infatti inteso creare un regime transitorio per le imprese già operanti nel settore prima della riforma, riconoscendo loro la possibilità di continuare a svolgere il servizio di distribuzione sulla base delle concessioni rilasciate entro il 31 marzo 2001 dal Ministero dello Sviluppo Economico e che avranno validità fino al 31 dicembre 2030. Al riguardo, la maggioranza della dottrina ha però sin da subito espresso forti perplessità in ordine a tali “dilatate” tempistiche; in particolare, è stato osservato che “se da una parte è vero che la concorrenza nella fase della distribuzione non sembra particolarmente idonea a garantirne l’efficienza, dall’altra appare eccessivo addirittura rinunciarvi, fissando la scadenza delle concessioni al 2030” [30].

Nella PRIMA FASE, viene dunque conservato il regime esistente; al termine di quest’ultimo primo periodo, che continua a “riservare” ai medesimi operatori l’attività di distribuzione, farà seguito un NUOVO SISTEMA sempre basato su titoli concessori che potranno-dovranno tuttavia essere contesi tra tutte le imprese aventi determinati requisiti: dal 2030, per l’appunto, la distribuzione dell’energia elettrica sarà affidata con regole concorrenziali. Il rilascio delle nuove concessioni avverrà tramite gare bandite per ambiti territorialmente limitati, cui potranno partecipare anche nuove imprese[31]. In tal senso, lo stesso Decreto Bersani ha espressamente previsto che con un Regolamento del Ministro dello Sviluppo Economico (a questo punto dal MITE) saranno “stabiliti le modalità, le condizioni e i criteri, ivi inclusa la remunerazione degli investimenti realizzati dal precedente concessionario, per le nuove concessioni da rilasciare alla scadenza del 31 dicembre 2030, previa delimitazione dell’ambito, comunque non inferiore al territorio comunale. Detto servizio è (rectius: sarà, ndr) affidato sulla base di gare da indire, nel rispetto della normativa nazionale e comunitaria in materia di appalti pubblici, non oltre il quinquennio precedente la medesima scadenza” (art. 9, comma 2, Decreto Bersani).

·         L’attività di gestione continua ad essere quindi svolta da ENEL distribuzione (e-distribuzione) e da altre imprese elettriche, seppur sulla base di titoli abilitativi “ricognitivi”, in quanto sostanzialmente confermativi dei provvedimenti concessori rilasciati in forza delle previgenti previsioni normative[32]. Al riguardo, in particolare, i provvedimenti di concessione devono individuare i responsabili della gestione, della manutenzione e dello sviluppo delle reti di distribuzione e dei sistemi per la loro interconnessione, ma anche misure di incremento dell’efficienza energetica degli usi finali, al fine di raggiungere gli obiettivi di energia secondo obiettivi quantitativi stabiliti dal MITE. Le modifiche più significative, però, riguardano, da un lato, la durata della concessione stabilita dal Decreto Bersani in trent’anni e, dall’altro, l’ambito di operatività di ENEL. Con riferimento al PRIMO ASPETTO, la riforma ha comportato, infatti, una riduzione della durata originariamente prevista per la concessione di ENEL (i.e. quaranta anni). In relazione al SECONDO ASPETTO, a seguito del processo di aggregazione promosso ai sensi dei commi 3 e 5 dell’art. 9 del Decreto Bersani, il Legisaltore ha espressamente riconosciuto un ampliamento dell’ambito di operatività della concessione di distribuzione delle imprese degli enti locali, estendendo in potenza la loro attività all’intero territorio comunale.

·         In proposito, ai sensi del comma 3, allo scopo di garantire la razionalizzazione del sistema dell’energia elettrica, deve essere rilasciata una sola concessione di distribuzione per ambito comunale[33]; per detto motivo nei Comuni ove alla data di entrata in vigore della norma già operavano più distributori, questi hanno dovuto procedere ad una loro aggregazione e sottoporre le loro proposte all’approvazione del Ministro dello Sviluppo Economico. In assenza della proposta o nel caso di motivato rifiuto da parte del Ministero, il Legislatore ha, peraltro, riconosciuto alle società di distribuzione partecipate dagli enti locali la possibilità di chiedere ad ENEL la cessione dei rami d’azienda dedicati all’esercizio dell’attività di distribuzione nei comuni in cui le medesime società già servivano almeno il venti per cento delle utenze. Sempre per esigenze di razionalizzazione, ai sensi del comma 5, è stato previsto che, entro un anno dall’entrata in vigore del Decreto Bersani, le società degli enti locali aventi non meno di 100.000 clienti finali (effettivamente serviti), operanti in ambiti territoriali contigui (Comuni confinanti), avrebbero potuto richiedere al Ministero dello Sviluppo Economico di aggregarsi[34].

·         N.B. l’ARERA stabilisce i criteri e i parametri economici per la determinazione del canone annuo da corrispondere agli eventuali proprietari di reti di distribuzione ai quali non sia assegnata la relativa concessione. Il Ministro dello Sviluppo Economico (rectius: il MITE) può ripartire o modificare la concessione rilasciata, previo consenso del concessionario.

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c.3. Obblighi, divieti e operatività

·         Come più volte anticipato, le imprese distributrici hanno l’obbligo di connettere alle proprie reti tutti i soggetti che ne facciano richiesta,[35] senza compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche nonché le deliberazioni emanate dall’ARERA in materia di tariffe, contributi ed oneri.[36]

·         In ordine all’iter di allaccio (i.e. di CONNESSIONE ALLA RETE), ENEL Distribuzione, così come gli altri operatori, ha definito le modalità e le condizioni contrattuali[37], nonché gli standard tecnici di riferimento e le regole tecniche da adottare, mettendo a disposizione degli utenti una guida esplicative sulla procedura per connettere il proprio impianto di produzione in rete.

Senza pretesa di esaustività, l’Iter autorizzativo può così riassumersi: (i) trasmissione della domanda da parte del soggetto interessato; (ii) invio del preventivo di connessione da parte dell’impresa distributrice; (iii) accettazione del preventivo con dichiarazione dell’intenzione di avvalersi (o meno) della facoltà di realizzare in proprio l’impianto di connessione[38]; (iv) sottoscrizione del Regolamento di esercizio.

·         N.B. Per la realizzazione di lavori aventi ad oggetto “l’installazione e la manutenzione di linee aeree e interrate in MT e BT, cabine secondarie MT/BT e lavori su gruppi di misura elettrici, con/senza presenza di tensione, interventi su chiamata per guasto, nonché attività accessorie come attività propedeutiche alle progettazioni di linee/impianti (inclusi rilievi celerimetrici e catastali, elaborati tecnici ecc.), interventi edili di modesta entità in Cabina primaria AT/MT ed eventuale attività accessoria di taglio/potatura piante e sfalcio erba”[39], il Legislatore domestico ha imposto al distributore locale di applicare nell’individuazione - contrattualizzazione dei fornitori le regole previste dal Decreto Legislativo 18 aprile 2016, n. 50, recante “Codice dei contratti pubblici”. In particolare, venendo in rilievo “a) la messa a disposizione o la gestione di reti fisse destinate alla fornitura di un servizio al pubblico in connessione con la produzione, il trasporto o la distribuzione di elettricità; b) l’alimentazione di tali reti con l’elettricità” (cfr. art. 116, Codice cit.), troveranno espressamente applicazione le procedure di affidamento di cui al TITOLO VI - REGIMI PARTICOLARI DI APPALTO - CAPO I - APPALTI NEI SETTORI SPECIALI del citato Codice[40].

·         La liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica e la sua completa apertura anche ai clienti domestici a partire dal 1° luglio 2007 ha fatto sì che, a decorrere da tale data, l’attività di distribuzione di energia elettrica per le imprese le cui reti alimentano almeno 100.000 clienti finali venga svolta in regime di separazione societaria rispetto all’attività di vendita.[41] Ciò per evitare che i distributori possano approfittare della rendita di posizione ad essi garantita, nei rapporti con i clienti, dal proprio ruolo di distributore.

·         Il rapporto tra le società di distribuzione e le società di vendita trova il proprio quadro legale di riferimento nel Codice di rete tipo per il servizio di trasporto dell’energia elettrica adottato dall’ARERA con deliberazione 268/2015/R/EEL del 4 giugno 2015 e ss.mm.ii.

·         Le imprese distributrici di energia elettrica hanno l’obbligo di rendere pubblico, con periodicità annuale, il Piano di Sviluppo della propria rete, secondo modalità individuate dall’ARERA; Il Piano di Sviluppo della rete di distribuzione, predisposto in coordinamento con Terna S.p.A. e in coerenza con i contenuti del Piano di Sviluppo della rete di trasmissione nazionale, indica i principali interventi e la previsione dei relativi tempi di realizzazione, anche al fine di favorire lo sviluppo coordinato della rete e degli impianti di produzione.[42]

Al riguardo, ai sensi dell’art 35 del D. Lgs. 8 novembre 2021, n. 199, recante “Attuazione della direttiva (UE) 2018/2001 del Parlamento europeo del Consiglio, dell’11 dicembre 2018, sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili”, a far data dal 15 dicembre 2021, al fine di garantire un’accelerazione nel potenziamento della rete elettrica per accogliere le quote di produzione crescenti da fonti rinnovabili, i gestori della rete:

ü  nella programmazione dello sviluppo della rete adottano criteri e modalità predittive della crescita attesa della produzione da fonti rinnovabili sul medio e lungo termine, in modo da programmare e avviare in tempi congrui gli interventi necessari;

ü  in attuazione di quanto sopra, nell’ambito degli aggiornamenti dei rispettivi Piani di Sviluppo adottano le opportune misure per dotare le aree idonee all’installazione di impianti di produzione di energia rinnovabile delle infrastrutture necessarie per la connessione degli impianti e per l’utilizzo dell’energia prodotta, anche anticipando le richieste di connessione su tali aree.

·         L’art. 19 del D. Lgs. n. 8 novembre 2021, n. 210 ha inoltre previsto la possibilità (per Terna S.p.A. e) per i gestori della rete a livello locale, nell’ambito di quanto previsto dai rispettivi piani di sviluppo, di proporre lo sviluppo e la gestione di impianti di stoccaggio di energia, solo se pienamente integrati con l’infrastruttura, previa approvazione da parte dell’ARERA.

c.4 I sistemi di distribuzione chiusi

·         L’art. 17 del D. Lgs. 8 novembre 2021, n. 210 ha introdotto nel nostro Ordinamento l’istituto di derivazione comunitaria dei “SISTEMI DI DISTRIBUZIONE CHIUSI”, sistemi che possono essere realizzati, al ricorrere di determinati presupposti,[43] per “la distribuzione di energia elettrica a unità di consumo industriali, commerciali o di servizi condivisi, collocate all’interno di un’area geograficamente limitata”.

Per potersi configurare una sistema di distribuzione c.d. chiuso è necessario il verificarsi delle seguenti condizioni: (i) il gestore del sistema di distribuzione chiuso deve essere titolare di una sub-concessione di distribuzione stipulata con il gestore del sistema di distribuzione locale, previa autorizzazione da parte del Ministero della Transizione Ecologica; (ii) il sistema non può fornire energia elettrica ai clienti civili, fatta eccezione per l’uso accidentale da parte di un numero limitato di nuclei familiari, legati al proprietario del sistema di distribuzione da un rapporto di lavoro o professionale ovvero da un vincolo simile e situati nell’area servita dal sistema stesso.

I sistemi di distribuzione chiusi sono considerati reti pubbliche di distribuzione con obbligo di connessione dei terzi, indipendentemente dalla proprietà della rete. Il gestore del sistema di distribuzione chiuso, in qualità di sub-concessionario, è tenuto all’osservanza degli stessi obblighi e delle stesse condizioni cui è sottoposto il gestore del sistema di distribuzione, fatto salvo quanto precisato infra e previsto in tema di unbundling a carico dei distributori locali.

Il gestore di un sistema di distribuzione chiuso è in particolare esentato dal rispetto dei seguenti obblighi: (i) approvazione delle tariffe praticate o delle metodologie di calcolo delle stesse da parte dell’ARERA; (ii) approvvigionamento dei servizi non relativi alla frequenza e dell’energia a copertura delle perdite di rete secondo procedure trasparenti, non discriminatorie e basate su criteri di mercato; (iii) approvvigionamento dei servizi necessari al funzionamento della rete; (iv) presentazione del Piano di Sviluppo della rete di distribuzione dell’energia elettrica.

·         Entro la fine del mese di Settembre (2022), l’ARERA provvederà a: (a) predisporre le convenzioni-tipo per il rilascio della sub-concessione di cui sopra; (b) approvare le linee guida sulla base delle quali deve essere verificato il rispetto delle condizioni previste ex lege per poter realizzare il sistema, nonché a stabilire condizioni specifiche per la delimitazione geografica dei siti su cui è possibile realizzare sistemi di distribuzione chiusi; (c) adeguare, ove necessario, la regolazione dei servizi di connessione, misura, trasmissione, distribuzione, dispacciamento e vendita, secondo criteri di proporzionalità e semplificazione; (d) determinare le modalità attraverso le quali un utente del sistema di distribuzione chiuso può richiedere all’Autorità di esaminare e approvare le tariffe praticate dal gestore del sistema ovvero le metodologie di calcolo delle medesime tariffe.

·         Entro la fine del mese di Settembre (2022), con decreto del Ministro della Transizione Ecologica, verrà inoltre prevista, inter alia, (a) l’istituzione dell’albo dei sistemi di distribuzione chiusi realizzati in attuazione della nuova disciplina e (b) la procedura per l’ottenimento dell’autorizzazione alla stipula della sub-concessione da parte del relativo Ministero.

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D. Il mercato del gas naturale

d.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 normalmente insieme al petrolio, e sono proprio i giacimenti di origine preistorica a essere sfruttati su scala industriale.[44]

Per consentirne il trasporto in modo più versatile ed economico, il gas naturale viene normalmente liquefatto; il gas naturale liquefatto si ottiene quindi sottoponendo il gas naturale a fasi di raffreddamento e condensazione. 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. Il sistema nazionale del gas è tuttavia alimentato prevalentemente (circa tre quarti) con gas importato per mezzo dei grandi gasdotti internazionali. [45]

·         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 raggruppati in due momenti, quello dell’approvigionamento - up-stream e quello del trasporto e vendita - down-stream. In particolare, l’up-stream comprende la produzione, che si compone, a sua volta, di prospezione, ricerca e coltivazione, e l’importazione; il down-stream riguarda invece: il trasporto e il dispacciamento, lo stoccaggio, la distribuzione e la vendita della commodity all’utente finale.

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d.2 Il Decreto Letta[46]

·         Per quanto di interesse, in attuazione della Direttiva 98/30/CE (“Prima Direttiva Gas”)[47], l’art. 41 della L. 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.

La predetta delega ha avuto attuazione con il D. Lgs. 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.

A differenza del comparto elettrico, quello del gas naturale è partito da una posizione teoricamente di vantaggio, in quanto non erano presenti monopoli di legge a nessun livello della filiera (produzione/importazione - trasporto - consumo), salvo alcuni diritti esclusivi per la coltivazione dei giacimenti dell’Emilia-Romagna e di alcune zone dell’Adriatico concessi al Gruppo ENI.

Il Decreto Letta, e più in generale il mercato del gas naturale, è stato nel tempo interessato da modifiche e integrazioni, la più importante intervenuta, in attuazione della Direttiva 2009/73/CE (“Terza Direttiva Gas”)[48] [49], con il D. Lgs. 1° giugno 2011, n. 93 e ss.mm..ii.

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d.3 La filiera del gas naturale: up-stream e down-stream

Come già anticipato,  la filiera del gas naturale si compone di segmenti raggruppati in due momenti, quello dell’approvigionamento - up-stream e quello del trasporto e vendita - down-stream; in particolare, l’up-stream comprende la produzione, che si compone, a sua volta, di prospezione, ricerca e coltivazione, e l’importazione, inclusa la liquefazione e la rigassificazione; il down-stream riguarda invece: il trasporto e il dispacciamento, lo stoccaggio, la distribuzione e la vendita.

Up-stream

·         La PRODUZIONE DEL GAS NATURALE consiste nella coltivazione dei giacimenti naturali, una volta scoperti a seguito di prospezione e ricerca[50]: semplificando, le attività di prospezione e di ricerca sono soggette al rilascio di una mera autorizzazione, la coltivazione di un provvedimento di concessione.^[51]

I titolari di concessione di coltivazione di idrocarburi devono dare accesso ai loro gasdotti di coltivazione 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 dall’art. 6 del Decreto Letta. ^[52] 

·         L’attività d’IMPORTAZIONE DEL GAS NATURALE è attuata dall’estero entro i confini dell’Italia attraverso i punti di entrata della rete nazionale di gasdotti a mezzo di gasdotti internazionali o terminali di rigassificazione di gas naturale liquefatto.

L’attività d’importazione di gas relativa a contratti di durata superiore ad un anno è soggetta ad autorizzazione da parte del MITE, rilasciata secondo criteri obiettivi e non discriminatori; qualora invece si tratti di contratti di durata non superiore ad un anno è sufficiente la sola comunicazione degli elementi tecnici e contrattuali della fornitura.

Down-stream

·         L’attività di TRASPORTO DEL GAS NATURALE consiste nel far transitare il gas naturale attraverso la rete nazionale di gasdotti fino alle reti di distribuzione locale, ai punti di riconsegna della rete regionale o a grandi clienti finali (centrali termoelettriche o impianti di produzione industriale), 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 competenza legislativa e amministrativa relativa ai gasdotti nazionali è dello Stato; l’attività di trasporto - e di DISPACCIAMENTO DEL GAS NATURALE, ovverosia 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 svolta in regime di concessione.

La rete nazionale di gasdotti è definita dall’art. 9 del Decreto Letta che sostanzialmente la identifica con i gasdotti appartenenti a Snam S.p.A.

·         Lo STOCCAGGIO DEL 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 un titolo concessorio, rilasciato 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 (cfr. articoli 11, 12 e 13).

·         La DISTRIBUZIONE DEL GAS NATURALE consiste nel suo trasporto, c.d. secondario, da un punto d’interconnessione della rete di distribuzione con la rete nazionale, 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.

L’art. 14 del Decreto Letta definisce l’attività di distribuzione come “attività di servizio pubblico”, ritenendo con ciò legittimo l’affidamento del servizio in regime di concessione solo laddove il gestore del servizio sia stato individuato “a mezzo gara (e, ndr) per periodi non superiori a dodici anni”.[53]

·         La VENDITA DEL GAS NATURALE comprende (anche) le operazioni di approvvigionamento, marketing operativo, gestione commerciale e bollettazione finalizzate alla vendita della commodity ai clienti finali[54].

Per poter vendere gas naturale ai clienti finali è necessario essere iscritti in un apposito albo tenuto dal Ministero dello Sviluppo Economico (rectius: dal MITE).

La società di vendita sottoscrive con la società di distribuzione locale un contratto per il servizio di trasporto del gas naturale presso il cliente finale.

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E. La distribuzione del gas naturale

e.1 Definizione e contesto

·         Per DISTRIBUZIONE si intende “il trasporto di gas naturale attraverso reti di gasdotti locali per la consegna ai clienti”.[55] Un impianto di distribuzione di gas naturale è tipicamente costituito da: (i) una o più stazioni principali, interconnesse con la rete nazionale o regionale di trasporto del gas naturale, di ricezione, condizionamento, misura ed immissione del gas nella rete di distribuzione (denominate impianto o cabina REMI, identificato da un codice univoco attribuito dall’impresa di trasporto); (ii) reti esercite in media pressione (max 5 bar), per il trasporto del gas fino ai gruppi di riduzione finale o zonale della pressione e ai punti di riconsegna della distribuzione alimentati in media pressione; (iii) gruppi di riduzione finale o zonale della pressione, ubicati in prossimità dei nuclei abitati; (iv) reti esercite in bassa pressione (max 0,04 bar), per il trasporto del gas fino ai punti di riconsegna della distribuzione; (v) impianti per la protezione elettrica delle tubazioni di acciaio interrate; (vi) derivazioni d’utenza o allacciamenti; (vii) gruppi di misura (i.e. contatori).

Il cliente non può scegliere il proprio distributore, ma dovrà necessariamente affidarsi a quello che opera nella zona (i.e. nel Comune) in cui vive (c.d. monopolio naturale). Il distributore: (a) è il proprietario dei contatori e si occupa della loro lettura; (b) comunica i consumi delle letture al fornitore per il calcolo delle bollette; (c) interagisce col cliente finale in caso di guasto al contatore, misura i consumi e svolge le necessarie operazioni tecniche (e.g. l’allaccio del contatore) (c.d. servizio di MISURA DEL GAS NATURALE) -> il cliente contatta il distributore solo in caso di guasto altrimenti si rivolge direttamente alla società di vendita - fornitore).

Per l’accesso e l’uso della rete di distribuzione locale è dovuto al distributore un corrispettivo.

Le componenti tariffarie vigenti sono state stabilite dall’ARERA con delibera n. 570/2019/R/gas, recante “Regolazione tariffaria dei servizi di distribuzione e misura del gas per il periodo 2020 -2025”.

La disciplina di base della distribuzione di gas naturale è ancora contenuta negli artt. 14, 15 e 16 del Decreto Letta.[56]

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e.2 Regime giuridico e organizzazione del servizio

·         Come detto, l’attività di distribuzione del gas naturale è svolta in regime di concessione affidata mediante procedura ad evidenza pubblica. “Nel rispetto degli standard qualitativi, quantitativi, ambientali, di equa distribuzione sul territorio e di sicurezza, la gara è aggiudicata sulla base delle migliori condizioni economiche e di prestazione del servizio, del livello di qualità e sicurezza, dei piani di investimento per lo sviluppo e il potenziamento delle reti e degli impianti, per il loro rinnovo e manutenzione, nonché dei contenuti di innovazione tecnologica e gestionale presentati dalle imprese concorrenti. Tali elementi fanno parte integrante del contratto di servizio” (art. 14, comma 6, Decreto Letta). [57]

·         Per promuovere l’apertura del mercato alla concorrenza il Decreto Letta ha previsto la scadenza anticipata, ancorché diluita nel tempo, degli affidamenti e delle concessioni in essere affidate con o senza gara prima della data di entrata in vigore di detto decreto[58]. Una volta scaduta ex lege o naturalmente (i.e. entro l’ivi previsto periodo transitorio) il rapporto concessorio, il Comune procede all’affidamento del servizio seguendo, per l’appunto, le regole dell’evidenza pubblica[59]. Il concessionario uscente prosegue nella gestione del servizio in regime di prorogatio fino alla data di decorrenza del nuovo affidamento[60].

·         A partire dal 29 giugno 2011, le gare per l’affidamento del servizio di distribuzione del gas possono essere espletate solo per ambiti territoriali minimi ex art. 46 bis, D. L. 1° ottobre 2007, n. 159, convertito in L. 29 novembre 2007, n. 222, e ss.mm.ii. (cfr. art. 24, comma 4, D. Lgs. n. 93/2011) (“ATEM”).[61] [62]

In tal senso, l’art. 46 bis del D. L. cit. ha demandato a successivi provvedimenti ministeriali (i) la definizione di regole di gara uniformi; (ii) l’introduzione di ambiti territoriali minimi di gara (secondo bacini ottimali di utenza da individuarsi secondo criteri di efficienza e riduzione dei costi), con il conseguente superamento della dimensione comunale delle gare di settore.

La definizione degli ambiti è stata frazionata in due decreti ministeriali (DECRETI AMBITI):

-          Il D.M. 19 gennaio 2011 ha individuato il numero complessivo degli ambiti (n. 177), suddividendoli per ogni singola provincia;

-          Il D.M. 18 ottobre 2011 contiene l’elencazione di tutti i comuni ricompresi in ciascun ambito.

La definizione delle regole uniformi di gara è stata invece disciplinata dal D.M. n. 226/2011, come successivamente modificato dal D.M. n. 106/2015 (REGOLAMENTO CRITERI DI GARA).[63]

In ogni ATEM deve essere nominata una Stazione appaltante d’ambito[64] che dovrà provvedere, entro termini prestabiliti[65], ad indire le relative gare d’ambito. La Stazione appaltante d’ambito: (i) indice, svolge e aggiudica la gara; (ii) è la controparte contrattuale del concessionario e svolge le funzioni di vigilanza e controllo, coadiuvata da un comitato di monitoraggio (rappresentativo degli Enti locali dell’ambito). Il D.M. 5 febbraio 2013 ha previsto lo schema di contratto-tipo per l’affidamento del servizio.

·         N.B. Nelle more del nuovo affidamento (e a concessione scaduta), ai sensi dell’art. 1, comma 453, della L. 11 dicembre 2016, n. 232, l’art. 14, comma 7, del Decreto Letta “si interpreta nel senso” che “il gestore uscente resta obbligato al pagamento del canone di concessione previsto nel contratto”. La legittimità costituzionale di siffatta impostazione è stata di recente affermata dalla Corte costituzionale con sentenza n. 239 del 7 dicembre 2021. Tuttavia, secondo la Consulta, il gestore uscente, per ovviare alle possibili conseguenze negative legate alla proroga ex lege della relativa concessione (e all’obbligo di dover corrispondere il canone), può avvalersi degli appositi strumenti, generali e specifici, previsti dall’Ordinamento; in particolare, il concessionario potrà invocare, inter alia, il riequilibrio economico-finanziario del rapporto concessorio[66].

N.B. Il nuovo gestore, con riferimento agli investimenti realizzati sugli impianti oggetto di trasferimento di proprietà nei precedenti affidamenti o concessioni, è tenuto a subentrare nelle garanzie e nelle obbligazioni relative ai contratti di finanziamento in essere (o ad estinguere queste ultime), nonché a corrispondere una somma al distributore uscente in misura pari al valore di rimborso (i.e. pari al VIR – valore industriale residuo) per gli impianti la cui proprietà è trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore (cfr. il novellato art. 14, comma 8, prima parte, Decreto Letta e art. 7, D.M. n. 226/2011).

In particolare, ai titolari degli affidamenti e delle concessioni scadute anticipatamente è riconosciuto un rimborso (a carico del nuovo gestore) calcolato nel rispetto di quanto stabilito nelle convenzioni o nei contratti, purché stipulati prima della data di entrata in vigore del regolamento D.M. 12 novembre 2011, n. 226 (i.e. prima dell’11 febbraio 2012), e, per quanto non desumibile dalla volontà delle parti nonchè per gli aspetti non disciplinati dalle medesime convenzioni o contratti, in base alle linee guida su criteri e modalità operative per la valutazione del valore di rimborso adottate con D.M. 22 maggio 2014 (“Linee Guida”). In ogni caso, dal rimborso sono detratti i contributi privati relativi ai cespiti di località, valutati secondo la metodologia della regolazione tariffaria vigente. Qualora il valore di rimborso (VIR) risulti maggiore del 10 per cento del valore delle immobilizzazioni nette di località calcolate nella regolazione tariffaria (i.e. calcolate secondo la metodologia tariffaria vigente corrispondente alla “regulatory asset base” (RAB)), al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, l’Ente locale concedente trasmette le relative valutazioni di dettaglio del valore di rimborso all’ARERA per la verifica prima della pubblicazione del bando di gara (cfr. art. 5, comma 14, D.M. n. 226/2011). Tale disposizione non si applica qualora l’Ente locale concedente possa certificare anche tramite un idoneo soggetto terzo che il valore di rimborso è stato determinato applicando le disposizioni contenute nelle Linee Guida, e che lo scostamento del valore di rimborso e del valore delle immobilizzazioni nette, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, aggregato d’ambito, non risulti superiore alla percentuale dell’8 per cento, purché lo scostamento del singolo comune non superi il 20 per cento. Nel caso di valore delle immobilizzazioni nette disallineate rispetto alle medie di settore secondo le definizioni dell’ARERA, il valore delle immobilizzazioni nette rilevante ai fini del calcolo dello scostamento è determinato applicando i criteri di valutazione parametrica definiti dall'ARERA. La stazione appaltante tiene conto delle eventuali osservazioni dell’ARERA ai fini della determinazione del valore di rimborso da inserire nel bando di gara (cfr. Il novellato art. 15, comma 5, Decreto Letta). [67]

L’ARERA, limitatamente al primo periodo di esercizio delle concessioni assegnate per ATEM, riconosce in tariffa al gestore entrante l’ammortamento della differenza tra il valore di rimborso (VIR), come sopra determinato, e il valore delle immobilizzazioni nette, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località (RAB) (cfr. art. 24, comma 3, D. Lgs. n. 93/2011).

Gli oneri gravanti sul nuovo gestore sono indicati nel bando di gara stimando il valore di rimborso delle immobilizzazioni previste dopo l’emissione del bando di gara. Il bando di gara riporta le modalità per regolare il valore di rimborso relativo a queste ultime immobilizzazioni. Il gestore subentrante acquisisce la disponibilità degli impianti dalla data del pagamento della somma corrispondente agli oneri suddetti, ovvero dalla data di offerta reale della stessa (cfr. art. 14, comma 9, Decreto Letta).

N.B. Gli impianti e le reti di cui è proprietario l’Ente locale sono ceduti al gestore del servizio subentrante sulla base non del loro valore industriale residuo (VIR) ma sulla base del valore corrispondente alla RAB (cfr. T.A.R. Veneto, Sez. I, sentenza n. 1054 del 31 agosto 2021).[68] La normativa vigente non indica espressamente i criteri o i parametri cui riferirsi ai fini della valutazione dell’entità della somma da corrispondere al Comune, “tuttavia, diversamente da quanto afferma l’Amministrazione resistente, tale mancanza non costituisce una lacuna dell’ordinamento da colmare in via interpretativa, ma una consapevole scelta del legislatore e delle Autorità regolatorie volta a differenziare il regime applicabile ai beni di proprietà del Comune, e ciò risulta da un’interpretazione di carattere sistematico della disciplina di settore. Infatti secondo la normativa vigente un Comune può cedere gli impianti e la rete di sua proprietà al gestore subentrante in occasione dell’esperimento della gara, solamente per una remunerazione corrispondente a quella che ricaverebbe in caso di concessione al medesimo dell’utilizzo dei predetti impianti mantenuti in proprietà per un valore, ai sensi dell’art. 8, comma 3, del DM n. 226 del 2021, corrispondente alla RAB” (sentenza cit.)[69].

Nella situazione a regime, al termine della durata delle nuove concessioni di distribuzione del gas naturale affidate per ATEM, il valore del rimborso da corrispondere al gestore uscente (non sarà più pari al VIR, ma) sarà pari al valore delle immobilizzazioni nette di località del servizio di distribuzione e misura, relativo agli impianti la cui proprietà viene trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore, incluse le immobilizzazioni in corso di realizzazione, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, calcolato secondo la metodologia della regolazione tariffaria vigente (i.e. corrispondente alla RAB) e sulla base della consistenza degli impianti al momento del trasferimento della proprietà (cfr. il novellato art. 14, comma 8, seconda parte, Decreto Letta).

·         Completa il quadro regolatorio di riferimento il D.M. 21 aprile 2011, che affronta il problema della tutela occupazionale – sotteso alla prospettiva di mutamenti di gestore che potranno interessare vaste aree territoriali –, stabilendo l’obbligo per il gestore entrante di assumere il personale del gestore uscente addetto agli impianti interessati, nonché una quota parte del personale con funzioni centrali; il tutto nel limite quantitativo - salvo eccezioni – di un dipendente ogni 1.500 utenze (rectius punti di riconsegna).

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e.3 Obblighi, divieti e operatività

·         Le imprese di distribuzione di gas naturale hanno l’obbligo di allacciare i clienti, che ne facciano richiesta, che abbiano sede nell’ambito dell’area territoriale alla quale si riferisce l'’affidamento sulla base del quale esse operano, purché esista la capacità del sistema di cui dispongono e le opere necessarie all’allacciamento del cliente siano tecnicamente ed economicamente realizzabili in base a criteri stabiliti con delibera dell’ARERA, nel rispetto degli obblighi di universalità del servizio pubblico.[70]

Il Decreto Letta impone inoltre alle imprese di distribuzione: (i) lo svolgimento dell’attività di dispacciamento sulla propria rete; (ii) il perseguimento del risparmio energetico e lo sviluppo delle fonti rinnovabili; (iii) la sospensione della fornitura del gas agli impianti non a norma.

·         In ordine all’iter di allaccio per i produttori di biometano (i.e. di CONNESSIONE ALLA RETE), i distributori applicano le disposizioni previste dalla Delibera 46/2015/r/gas.  

Senza pretesa di esaustività, l’Iter autorizzativo può così riassumersi: (i) trasmissione della domanda da parte del soggetto interessato; (ii) invio del preventivo di connessione da parte dell’impresa distributrice; (iii) accettazione del preventivo con dichiarazione dell’intenzione di avvalersi (o meno) della facoltà di realizzare in proprio l’impianto di connessione[71]; (iv) sottoscrizione del Regolamento di esercizio ove il preventivo non sia stato dettagliato in tal senso.

·         N.B. Per la realizzazione di lavori e servizi aventi ad oggetto il servizio di distribuzione, il Legislatore domestico ha imposto al distributore di applicare nell’individuazione - contrattualizzazione dei fornitori le regole previste dal Decreto Legislativo 18 aprile 2016, n. 50, recante “Codice dei contratti pubblici”. Segnatamente, venendo in rilievo “a) la messa a disposizione o la gestione di reti fisse destinate alla fornitura di un servizio al pubblico in connessione con la produzione, il trasporto o la distribuzione di gas; b) l’alimentazione di tali reti con gas” (cfr. art. 115, Codice cit.), troveranno espressamente applicazione le procedure di affidamento di cui al TITOLO VI - REGIMI PARTICOLARI DI APPALTO - CAPO I - APPALTI NEI SETTORI SPECIALI del citato Codice[72]. Il Codice dei Contratti Pubblici non si applica agli operatori che svolgono dette attività in virtù di un affidamento ottenuto tramite procedura ad evidenza pubblica (cfr. art. 114, comma 4, Codice cit.). In siffatto contesto, di particolare interesse per le imprese di distribuzione (anche di energia elettrica) è l’art. 177, comma 1, del Codice, ai sensi del quale “i soggetti pubblici o privati, titolari di concessioni di lavori, di servizi pubblici o di forniture già in essere alla data di entrata in vigore del presente codice, non affidate con la formula della finanza di progetto, ovvero con procedure di gara ad evidenza pubblica secondo il diritto dell’Unione europea, sono obbligati ad affidare, una quota pari all’ottanta per cento dei contratti di lavori, servizi e forniture relativi alle concessioni di importo pari o superiore a 150.000 euro e relativi alle concessioni mediante procedura ad evidenza pubblica, introducendo clausole sociali e per la stabilità del personale impiegato e per la salvaguardia delle professionalità”. La previsione de qua è stata di recente dichiarata incostituzionale con sentenza 23 novembre 2021, n. 218: la Corte Costituzionale l’ha ritenuta “irragionevole e sproporzionata rispetto al pur legittimo fine perseguito (dalla norma di tutela della concorrenza, ndr), in quanto tale lesiva della libertà di iniziativa economica, con la (sua, ndr) conseguente illegittimità costituzionale (…) per violazione dell’art. 41, primo comma, Cost.”[73]

·         Dal 1° gennaio 2003 l’operatore che distribuisce il gas deve necessariamente essere un soggetto diverso rispetto a chi lo vende al cliente finale.[74] Ciò per evitare che i distributori possano approfittare della rendita di posizione ad essi garantita, nei rapporti con i clienti, dal proprio ruolo di distributore.

·         Il rapporto tra le società di distribuzione e le società di vendita trova il proprio quadro legale di riferimento nel Codice di rete tipo per il servizio di distribuzione del gas adottato dall’ARERA con delibera n. 108/06 e ss.mm.ii.

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