1. Il rafforzamento della regolazione sulle infrastrutture energetiche e l’adozione di un modello pienamente finalistico. 2. Il Terzo Pacchetto e le reti di trasporto: unbundling, controllo sulla pianificazione ed attuazione degli investimenti e Third Party Access. 3. Il recepimento in Italia del Terzo Pacchetto. 4. Infrastrutture energetiche di trasporto e libertà di iniziativa economica.



1. Il rafforzamento della regolazione sulle infrastrutture energetiche e l’adozione di un modello pienamente finalistico.
Fin dall’avvio del processo di liberalizzazione dei mercati dell’energia, nella seconda metà degli anni novanta del secolo scorso, la disciplina delle reti di trasporto e delle altre infrastrutture ha occupato un posto centrale nel nuovo modello di regolazione adottato dal legislatore europeo e da quello nazionale.
Gli obiettivi di fondo più o meno consapevolmente sottesi alle norme sulle infrastrutture energetiche sono sempre stati due: promuovere lo sviluppo e la modernizzazione delle stesse, così da realizzare un mercato dell’energia integrato a livello europeo e da garantire la sicurezza degli approvvigionamenti; aprire le reti e le altre infrastrutture all’accesso di tutti gli operatori, per consentire un’effettiva competizione nella produzione e nella vendita di energia elettrica e di gas naturale.
Questi due obiettivi fondamentali sono stati perseguiti sottoponendo l’attività inerente alla gestione delle infrastrutture a vincoli regolatori via via più intensi e stringenti, che hanno limitato in misura sempre crescente la libertà d’impresa degli operatori interessati.
Il rafforzamento della regolazione è stato particolarmente consistente per quanto attiene alle reti di trasporto, che il legislatore europeo considera evidentemente la spina dorsale del sistema energetico e il veicolo fondamentale per l’integrazione dei diversi mercati nazionali (prima in mercati “regionali” e poi) in un unico mercato europeo. E’ per le reti di trasporto che si ritrovano, nelle due direttive e nei tre regolamenti che nel loro insieme costituiscono il Terzo Pacchetto[1], le disposizioni più innovative, che esprimono chiaramente la scelta di sottoporre ad una regolazione e ad un controllo pubblici estremamente penetranti le decisioni fondamentali dei gestori di tali infrastrutture – e anche, com’è opportuno aggiungere, la scelta di attrarre a livello europeo una parte non lieve di tale regolazione e controllo.
Appare evidente, alla luce di tali disposizioni e di quelle nazionali che le hanno recepite[2], che il modello di regolazione oggi adottato dall’ordinamento europeo relativamente alle infrastrutture energetiche di trasporto è di tipo schiettamente finalistico: ben lungi dal limitarsi a fissare le condizioni per lo svolgimento delle relative attività d’impresa, l’ordinamento individua i fini pubblici a cui le medesime attività devono conformarsi e ne persegue il rispetto da parte delle imprese sia attraverso meccanismi di incentivazione sia mediante prescrizioni riconducibili al canone del “command and control”[3].
Vedremo tra breve quali siano i principali contenuti di tale modello e quali i problemi giuridici più rilevanti che esso pone.
Prima è peraltro opportuno rilevare come l’evoluzione della disciplina europea in tema di infrastrutture energetiche non possa certamente ritenersi conclusa con le discipline contenute nel Pacchetto: ne fa fede, tra l’altro, la recente emanazione di una nuova Comunicazione della Commissione europea – la numero 677/4 del 17 novembre 2010 – in tema di priorità delle infrastrutture energetiche per il 2020 e oltre, che prefigura un nuovo approccio operativo e regolatorio e preannuncia la presentazione di ulteriori proposte normative finalizzate a garantire la tempestiva realizzazione dei progetti infrastrutturali ritenuti più urgenti e rilevanti.
E’ anche opportuno ricordare che, accanto all’azione propriamente regolatoria, ha avuto e continua ad avere grande rilievo, anche in materia di reti di trasporto dell’energia, l’intervento della Commissione europea in veste di autorità antitrust.
Com’è stato da tempo osservato[4], e com’è confermato anche da casi recenti[5], la Commissione ha non di rado usato i suoi poteri in materia di tutela della concorrenza per imporre agli operatori energetici – naturalmente, oggi, nella forma apparentemente spontanea degli impegni – condotte o misure strutturali che, a causa delle resistenze opposte da taluni Stati membri, non erano state ancora codificate a livello regolatorio. E tali interventi hanno frequentemente avuto ad oggetto la proprietà o le modalità di gestione delle reti di trasporto o di altre infrastrutture energetiche.
Qualunque sia il giudizio che si ritenga di dover dare su questo utilizzo degli strumenti antitrust in funzione para-regolatoria, è un fatto indubbio che essi costituiscano oggi un tassello fondamentale non solo della strategia delle istituzioni europee per realizzare un mercato dell’energia (o, più esattamente, della produzione e della vendita dell’energia) integrato e concorrenziale, ma anche, di fatto, della relativa regolazione settoriale.

2. Il Terzo Pacchetto e le reti di trasporto: unbundling, controllo sulla pianificazione ed attuazione degli investimenti e Third Party Access.
E’ noto che il cuore della disciplina contenuta nel Terzo Pacchetto – accanto, ovviamente, alle disposizioni inerenti alla nuova governance europea[6] - e anche l’epicentro del conflitto apertosi tra la Commissione e taluni Stati membri durante la fase di gestazione delle nuove normative[7], è il tema dell’unbundling, cioè della separazione tra le attività relative alla gestione delle reti di trasporto e quelle inerenti alla produzione e alla vendita di energia.
Sono anche note le tre soluzioni alternative che in definitiva la nuova disciplina europea ha previsto, lasciando agli Stati membri, in presenza di determinati presupposti, la facoltà di scegliere tra le stesse[8].
La prima soluzione – quella più radicale, che la Commissione europea ha a lungo e senza successo cercato di imporre – è quella dell’unbundling proprietario, che implica l’obbligo delle imprese verticalmente integrate di cedere le loro partecipazioni di controllo o nelle società che gestiscono le reti di trasporto o in quelle che svolgono attività di produzione e di vendita di elettricità e/o gas.
La seconda opzione è quella c.d. dell’Indipendent System Operator o ISO, imperniata sulla separazione tra proprietà e gestione della rete, con l’affidamento della seconda ad un soggetto pienamente indipendente dal proprietario (meccanismo che noi in Italia ben conosciamo, dato che sostanzialmente coincide con quello originariamente prescelto dal d.lgs. n. 79/99 per la rete di trasmissione dell’energia elettrica[9]).
La terza soluzione, aggiunta in extremis e in modo piuttosto affrettato nel testo finale delle due direttive su gas ed elettricità, è quella dell’ITO (Indipendent Transmission Operator), che prevede il mantenimento della società di gestione della rete di trasporto all’interno dell’impresa verticalmente integrata ma con la previsione di una serie estremamente articolata di vincoli organizzativi e decisionali diretti a neutralizzare – per quanto possibile – il conflitto d’interessi di cui essa è portatrice[10].
Dopo la proposta inizialmente avanzata dalla Commissione europea nel 2007, il dibattito dottrinale e tra gli addetti ai lavori sul Terzo Pacchetto si era concentrato fondamentalmente sulla misura dell’ownership unbundling, e in particolare sui due temi della legittimità di una sua imposizione alla luce dei principi generali dell’ordinamento comunitario (e anche dei principi costituzionali di diversi Stati membri)[11] e della sua reale convenienza rispetto all’obiettivo di stimolare i necessari investimenti infrastrutturali. In seguito, a valle dell’emanazione del Pacchetto nel luglio 2009 e in vista dell’emanazione delle discipline nazionali di attuazione, l’attenzione dei commentatori si è inevitabilmente spostata sul raffronto tra le tre soluzioni alternative previste, per valutarne la rispettiva efficienza rispetto ai fini perseguiti[12].
Dal punto di vista strettamente giuridico, appare indubbio che, dei tre modelli delineati dal legislatore europeo, quello più complesso è l’ITO: riguardo al quale la disciplina introdotta dalle due direttive 2009/72 e 2009/73, nell’intento di conciliare la garanzia dell’indipendenza della società che gestisce la rete di trasporto con la tutela degli interessi proprietari della sua capogruppo verticalmente integrata, si traduce in un regime di governance per più aspetti speciale (rispetto a quello dei modelli societari conosciuti nell’ordinamento degli Stati membri)[13] e richiede un’opera tutt’altro che agevole di adattamento e di integrazione con i principi generali sottesi a quei modelli.
D’altro canto, il sistema dell’ITO è connotato anche dall’attribuzione di significativi poteri di controllo alle autorità di regolamentazione, a cui spetta ad esempio di approvare gli accordi commerciali e finanziari tra l’ITO e l’impresa verticalmente integrata di cui è parte[14] nonché di verificare l’indipendenza delle persone designate per la gestione dell’ITO e le ragioni della loro eventuale cessazione anticipata dall’incarico[15]. Come - sulla base di quali parametri e principi - tali poteri debbano essere esercitati, e in particolare entro quali limiti le autorità di regolamentazione possano e debbano per tale via ingerirsi nelle scelte gestionali dei gestori delle reti di trasporto “itizzati”, appare questione non semplice né scontata.
E’ naturalmente compito dei legislatori nazionali, nel recepire le due direttive in questione, fornire su tali temi indicazioni adeguate, coerentemente con i caratteri specifici del proprio ordinamento. E vedremo tra breve se ed in che misura tale compito è stato effettivamente svolto dal legislatore italiano.
Accanto al tema dell’unbundling, importanza particolare assumono, nel sistema delineato dalle direttive del 2009, le norme concernenti gli obblighi dei gestori delle reti di trasporto in materia di pianificazione ed attuazione degli investimenti infrastrutturali: norme che forse meglio di ogni altra realizzano e attestano il carattere propriamente finalistico del modello di regolazione accolto dal legislatore europeo in tema di infrastrutture di trasporto dell’energia.
Tali norme disciplinano contenuti e procedure di formazione ed approvazione dei piani decennali di sviluppo delle reti e lo fanno in termini tali da far ritenere che i gestori delle reti di trasporto non possano definire i propri investimenti solo sulla base delle proprie convenienze e strategie, ma debbano invece tenere conto necessariamente degli interessi generali del sistema, che in tal modo li indirizza non soltanto con forme di incentivazione tariffaria ma anche con prescrizioni inequivocabilmente imperative.
Depongono in questo senso, in particolare, le norme che prevedono che sulla proposta di piano decennale elaborata dai gestori debba svolgersi una consultazione aperta e trasparente di tutti “gli utenti di sistema effettivi e potenziali” (che saranno in primis le imprese attive nella produzione e nella vendita di energia)[16] e che poi subordinano l’approvazione del piano da parte delle autorità di regolamentazione alla verifica che esso “contempli tutti i fabbisogni in materia di investimenti individuati nel corso della procedura consultiva” (oltre che della sua coerenza con i piani decennali di sviluppo delle reti a livello comunitario)[17].
Il potenziamento e l’ammodernamento delle reti di trasporto non è dunque rimesso alle autonome determinazioni dei relativi gestori, ed è viceversa fatto dipendere dalle più complessive esigenze del sistema energetico nazionale ed europeo, come risultano dalla rappresentazione fattane dagli utilizzatori attuali e potenziali delle reti e dalla valutazione delle autorità di regolamentazione.
Non solo: perché anche rispetto alla successiva attuazione dei piani, le direttive del 2009 prevedono – in particolare, con riferimento agli ITO - un controllo pubblico estremamente penetrante, che può (e deve) spingersi sino all’adozione di provvedimenti che costringano imperativamente i gestori a realizzare gli investimenti programmati[18] se ancora attuali e possibili[19].
La gamma degli strumenti a tale scopo indicati dal legislatore europeo è assai articolata, e comprende, accanto alla pura e semplice imposizione di realizzare l’investimento, l’indizione di una gara d’appalto aperta a tutti gli investitori ovvero l’imposizione al gestore di un aumento di capitale finalizzato a finanziare l’investimento e aperto alla partecipazione di investitori indipendenti[20].
Non mancano, in tale regime, elementi oggettivamente incerti – come quello inerente alla circostanza che i meccanismi coercitivi di cui si è detto possano essere attivati nei confronti del gestore solo se la mancata, tempestiva attuazione del piano non è dovuta a “motivi prioritari che sfuggono al suo controllo”. Nel loro complesso tali norme appaiono peraltro univocamente rivolte a definire un assetto regolatorio nel quale l’azione dei gestori delle reti di trasporto dell’energia è largamente funzionalizzata al perseguimento di interessi generali.
Spetta poi anche in questo caso ai legislatori nazionali il compito di puntualizzare la disciplina dettata dalle due direttive sia quanto all’esatto contenuto degli obblighi dei gestori sia in ordine ai rilevanti poteri attribuiti alle autorità di regolamentazione. E si vedrà, tra breve, come abbia provveduto in tal senso il legislatore italiano.
Il Terzo Pacchetto è poi intervenuto anche sul terzo tassello fondamentale della strategia del legislatore europeo in tema di reti energetiche di trasporto, notoriamente costituito dalla disciplina sul Third Party Access: riguardo al quale molto, in realtà, era già stato fatto con le due direttive e i due regolamenti di seconda generazione[21], ma su cui le nuove norme segnano ora una svolta decisa nel senso dell’attrazione a livello europeo della regolazione dei profili più critici dell’istituto dell’accesso.
Vanno in questa direzione, in particolare, le disposizioni che nei due Regolamenti nn. 714 e 715 disciplinano l’adozione dei codici di rete da parte dei gestori, attribuendo al riguardo competenze rilevanti alla neo-istituita Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell’energia e alle nuove Reti europee dei gestori dei sistemi di trasmissione dell’elettricità e del gas[22]; nonché le norme che prevedono l’emanazione di “orientamenti” europei, la cui definizione o modifica è in definitiva rimessa alla Commissione, anzitutto in materia di corrispettivi di accesso e di procedure di assegnazione della capacità di trasporto nei casi di congestione[23].
Se già a partire dal 2003 era stato stabilito (anche a livello europeo)[24] che le condizioni economiche e tecniche dell’accesso non potevano essere rimesse alla negoziazione tra le parti (salvo un mero controllo successivo da parte delle autorità di regolamentazione) ma dovevano essere sottoposte ad una specifica e preventiva regolazione amministrativa, con le norme del Terzo Pacchetto si prevede che parte notevole di tale regolazione venga posta (o fortemente condizionata nei suoi contenuti) dalle istituzioni comunitarie.

3. Il recepimento in Italia del Terzo Pacchetto.
Come si è sopra rilevato, rispetto alla disciplina contenuta nel Terzo Pacchetto, e più precisamente rispetto alle norme dettate dalle direttive 2009/72 e 2009/73 in tema di infrastrutture di trasporto, il compito spettante alle legislazioni nazionali di recepimento era innanzitutto quello di scegliere il regime di unbundling da applicare nei due settori dell’elettricità e del gas nonché quello di coordinare il regime prescelto con i principi e le regole generali del diritto societario nazionale e di precisare obiettivi, criteri di esercizio e limiti dei rilevanti poteri di controllo assegnati alle autorità di regolamentazione.
Il legislatore italiano ha provveduto al recepimento con il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93, recante “Attuazione delle direttive 2009/72/CE, 2009/73/CE e 2008/92/CE relative a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica, del gas naturale e ad una procedura comunitaria sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale di gas e di energia elettrica, nonché abrogazione delle direttive 2003754/CE e 2003/55/CE”.
Non è questa la sede per un’analisi di dettaglio di tale disciplina. Basti dire che per quanto attiene in primo luogo all’unbundling, la scelta è stata di mantenere un regime diversificato per l’elettricità e il gas. Per la prima, il legislatore si è sostanzialmente limitato a confermare la separazione proprietaria già da tempo introdotta tra attività di produzione e vendita e attività di gestione della rete di trasmissione[25], ribadendo l’attribuzione di quest’ultima in regime di concessione a Terna s.p.a.[26] e solo sancendo – in termini più netti rispetto al passato – il divieto per la stessa di esercitare direttamente o indirettamente attività di produzione e di fornitura di energia elettrica e di gestire, anche temporaneamente, infrastrutture o impianti di produzione di energia elettrica[27].
E’ bene notare che tale separazione proprietaria non è assoluta, giacché è comunque consentita – anche dalla legislazione europea[28] - la partecipazione minoritaria di imprese di generazione e di vendita al capitale sociale di Terna[29].
Per quanto concerne il gas, il d.lgs. n. 93 ha invece optato in via generale per la soluzione più soft dell’ITO, la più gradita ovviamente al campione nazionale Eni e al governo suo azionista, salvo solo prevedere la facoltà degli altri proprietari di reti di trasporto di scegliere il regime dell’ISO e quella di tutti gli operatori (Eni inclusa) di adottare la misura più radicale dell’ownership unbundling[30].
Data tale scelta, e data la già sopra rilevata complessità sotto il profilo giuridico dell’istituto dell’ITO, sarebbe stato onere del legislatore italiano di integrare e specificare le disposizioni contenute nella direttiva 2009/73, in particolare per chiarire il regime di governance del gestore unbundlizzato e le regole di esercizio dei poteri di vigilanza spettanti alle autorità di regolamentazione.
Il d.lgs. 93/11 si è invece limitato ad una pedissequa trasposizione delle norme europee[31], che poco aggiunge alle indicazioni fornite dalle direttive e che sostanzialmente rimette la soluzione dei dubbi che la relativa disciplina solleva sotto entrambi i profili ora richiamati alla normazione secondaria dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas[32] e alle scelte interpretative della giurisprudenza amministrativa[33].
Analoghe considerazioni, del resto, valgono anche per le norme in materia di controllo sulla pianificazione ed attuazione degli investimenti infrastrutturali. Anche in questo caso, il recepimento è avvenuto con una disciplina minimale, se possibile ancora più scarna ed essenziale di quella dettata nelle due direttive del 2009[34].
E’ peraltro apprezzabile che, sia pure con una qualche attenuazione, i poteri di enforcement che le due direttive prevedono per le autorità di regolamentazione con riguardo agli investimenti infrastrutturali dell’ITO siano stati contemplati dal d.lgs. n. 93/11 anche per il gestore della rete elettrica, nonostante questo operi – come si è ricordato – in regime di separazione proprietaria.
Nel caso del gas, l’art. 16 del decreto legislativo disciplina la procedura di consultazione e di successiva approvazione del piano decennale di sviluppo della rete in termini sostanzialmente coincidenti con quanto previsto dalla direttiva 2009/73, salvo solo articolare la verifica delle previsioni del piano tra il Ministero dello Sviluppo Economico (a cui in definitiva è attribuito il potere formale di approvazione del piano) e l’Autorità per l’energia, e prevedere che tale verifica debba riguardare anche la coerenza di quelle previsioni con la strategia energetica nazionale[35].
Per quanto attiene alla rete elettrica, il vincolo per il gestore ad inserire nel piano decennale di sviluppo impegni di investimento conformi al fabbisogno emerso in sede di procedura di consultazione è meno univocamente previsto, ma è comunque desumibile dalla disposizione secondo cui Terna deve individuare nel piano le “infrastrutture da potenziare o costruire … anche in risposta alle criticità e alle congestioni riscontrate o attese sulla rete” [36].
Relativamente, d’altro canto, al controllo sull’attuazione del piano, il decreto 93/11 detta una disciplina molto simile per rete elettrica e del gas, prevedendo che laddove il gestore non realizzi, “per cause a lui imputabili”, un investimento programmato l’Autorità per l’energia, nel caso dell’elettricità, ovvero l’Autorità e il Ministero dello Sviluppo Economico, nel caso del gas, possono costringere il medesimo a realizzare gli investimenti programmati. E’ tuttavia implicitamente escluso, con riferimento ad entrambi i settori, il potere dei regolatori di imporre le misure coercitive particolarmente drastiche – come l’indizione di gare d’appalto aperte a tutti gli investitori o l’adozione di aumenti di capitale con la partecipazione di investitori indipendenti – che viceversa le direttive prevedono con riguardo all’ITO[37].
Nonostante tali parziali omissioni – e pur dovendosi rilevare l’evidente ritrosia del legislatore delegato a dettare una disciplina compiuta ed organica degli istituti previsti dalle direttive del 2009 – appare indubbio che anche il modello di regolazione delle infrastrutture energetiche di trasporto accolto dal d.lgs. n. 93/11 ha una chiara connotazione finalistica: i gestori di tali infrastrutture – più o meno intensamente neutralizzati nei loro conflitti d’interesse e ovviamente vincolati dalle regole sul TPA – sono chiamati a definire le proprie scelte d’investimento anche sulla base degli interessi generali di sistema, quali emergono in sede di pianificazione partecipata, e sono al riguardo non solo incentivati in via tariffaria ma anche sottoposti ad un controllo autoritativo dell’Autorità per l’energia e del Ministero competente.
Occorre d’altro canto notare che il decreto legislativo in questione contiene un’ulteriore disposizione di evidente (e ancora più marcata) impostazione dirigistica, che riguarda non solo le reti di trasporto ma tutte le infrastrutture elettriche e del gas e anche gli impianti di produzione. Tale disposizione – non a caso fortemente criticata dall’Autorità garante della concorrenza e del mercato[38] - prevede un regime speciale e privilegiato, dal punto di vista procedimentale e tariffario, per gli investimenti infrastrutturali ed impiantistici che siano individuati con riferimento “a grandi aree territoriali e a un adeguato periodo temporale” con decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri[39].
Ammesso e non concesso che tale disciplina venga effettivamente attuata e superi le possibili contestazioni che potrebbero sollevarsi nei suoi confronti[40], essa sembra implicare che le scelte relative agli interventi di carattere infrastrutturale da realizzare siano non solo condizionate al soddisfacimento di determinati interessi generali ma in realtà di fatto affidate in larga misura ai pubblici poteri (e più esattamente ad organi di carattere politico). Il che segna una differenza rilevante rispetto al modello europeo sopra richiamato, giacché in esso si affida ai regolatori il compito di garantire che gli investimenti nelle reti siano sufficienti (o, meglio, adeguati) rispetto al fabbisogno del sistema ma non si prevede nessun disincentivo o disfavore per gli operatori che, sulla base di proprie valutazioni, vogliano realizzarne di ulteriori. Mentre l’art. 3 del d.lgs. n. 93 del 2011 sembra prefigurare un assetto nel quale tale disfavore – procedimentale e tariffario – viceversa esiste[41].

4. Infrastrutture energetiche di trasporto e libertà d’iniziativa.
Per effetto delle disposizioni che si sono sopra richiamate, e delle altre - pur significative -che non è stato qui possibile menzionare, le attività economiche attinenti alla proprietà e alla gestione di infrastrutture energetiche di trasporto risultano oggi sottoposte ad una regolazione molto penetrante, che lascia uno spazio piuttosto limitato alle autonome determinazioni delle imprese che operano in tale ambito del mercato dell’energia.
Il modello di riferimento, gradualmente definito dal legislatore europeo e da quello nazionale, è quello di un gestore largamente funzionalizzato, la cui efficienza è promossa non attraverso meccanismi di mercato (o anche “per il mercato”)[42], bensì mediante una combinazione di misure imperative, sia strutturali (come l’unbundling) che comportamentali (come il TPA e i vincoli sugli investimenti), e di incentivi principalmente di carattere tariffario.
Coerentemente con i ben noti principi generali accolti in sede europea, nessuna indicazione è data a livello legislativo sul carattere pubblico o privato dei gestori. Ma è coerente con il modello, e di fatto si verifica in non pochi Stati membri (e certamente in Italia), che i gestori siano proprietariamente controllati dallo Stato o da altri enti territoriali. Ad essi, del resto, e in primis ai gestori della rete elettrica di trasmissione, sono attribuiti anche compiti di regolazione tecnica (come quelli inerenti al dispacciamento dell’energia), che per più ragioni appaiono da ricostruire giuridicamente come (implicanti l’esercizio di) poteri amministrativi.
Non si vuole qui esprimere un giudizio di merito su tale modello fortemente centralizzato, e in particolare valutare se esso sia in effetti il più idoneo al perseguimento degli obiettivi – di sviluppo e modernizzazione infrastrutturale e di garanzia della neutralità della gestione e della sicurezza del sistema – individuati come prioritari dalle normative sopra citate. E’ solo opportuno sottolineare che esso, accanto ad alcuni vantaggi indiscutibili, comporta anche, rispetto a sistemi meno pervasivamente regolati, alcuni rischi evidenti, che sono poi quelli tipici dei settori assoggettati ad iper-regolazione amministrativa: innanzitutto, la possibilità che il regolatore s’ingerisca in scelte propriamente gestionali e che lo faccia per finalità e secondo logiche di carattere politico (possibilità tanto meno remota quanto più le relative competenze siano attribuite anche ad organi ministeriali e non solo ad autorità indipendenti)[43]; il pericolo di una cattura del regolatore da parte dei gestori, particolarmente elevato laddove questi ultimi siano pubblici e svolgano anche compiti di regolazione tecnica in stretta collaborazione con le autorità di regolamentazione).
Di tali rischi, sin troppo noti a chi studi l’esperienza italiana di governo dell’economia, è bene essere consapevoli, sia in sede di disegno del sistema e di definizione della sua disciplina puntuale, sia nell’interpretare in sede applicativa la medesima. E ciò anche allo scopo di evitare di dilatare ulteriormente il modello e di estenderlo anche ove questo non è in realtà necessario né, verosimilmente, utile.
Emblematica è, da questo punto di vista, la vicenda relativa alla disciplina dell’esenzione dal Third Party Access (e oggi anche dall’Ownership Unbundling) per le nuove infrastrutture[44].
Ormai da tempo anche il legislatore europeo ha previsto che gli operatori che realizzano ex novo importanti infrastrutture o che potenziano quelle esistenti possono, in presenza di determinati presupposti[45], essere esonerati dall’obbligo di consentire l’accesso dei terzi.
L’effetto di tale disciplina derogatoria è stato quello di creare o mantenere uno spazio per la libertà di iniziativa economica anche nel segmento della gestione delle infrastrutture energetiche, affiancando al modello prevalente del gestore funzionalizzato quello (più marginale) del gestore che persegue il suo esclusivo interesse – e, nel far ciò, realizza smithianamente l’interesse generale al potenziamento delle infrastrutture.
Sennonché, la Commissione europea, che sin da principio ha guardato con diffidenza all’operare di tale meccanismo di deroga, ha poi di fatto gradualmente imposto in sede applicativa l’adozione di procedure – c.d. di open season – intese a costringere chi avesse assunto l’iniziativa della costruzione o del potenziamento di un’infrastruttura di definirne la taglia in misura tale da consentirne l’utilizzo anche da parte di altri operatori a ciò interessati. E tale vincolo è stato ora, con riferimento al settore del gas naturale, codificato dal Terzo Pacchetto[46].
Per effetto di tale sviluppo, anche laddove la progettata nuova infrastruttura energetica non sia una essential facility nella nota accezione antitrust e il relativo promotore non detenga alcuna posizione dominante nel mercato, esso è tenuto a condividere i vantaggi della sua iniziativa con i terzi suoi concorrenti.
Non ci si può non chiedere se questo regime – indubbiamente coerente con un modello di regolazione infrastrutturale fortemente pervasivo e finalistico – sia però conforme al principio di proporzionalità: se, cioè, la limitazione che per questa via è imposta alla libertà d’impresa sia effettivamente necessaria o se invece le finalità generali di promozione della concorrenza e di garanzia della sicurezza non siano altrettanto, o anche meglio, servite da una disciplina che riconosca e premi il merito di chi, senza essere in una condizione di dominanza, assuma iniziative del tutto autonome rispetto ai suoi competitor.
Al di là della risposta da dare a tale quesito, appare evidente che l’esigenza di valutare con attenzione tutte le implicazioni del modello di regolazione finalistica accolto nell’ordinamento europeo per le infrastrutture energetiche di trasporto, evitando di estenderne l’applicazione in modo indiscriminato, è reale. E tale esigenza dovrebbe essere particolarmente avvertita in paesi, come l’Italia, dove la propensione ad un uso politico e non rispettoso delle logiche concorrenziali della regolazione è notoriamente molto radicata, ed è riemersa con forza in questi anni di crisi anche nei settori in cui l’istituzione di regolatori indipendenti poteva far sperare in un effettivo cambiamento di paradigma[47].

----------

[1] E’ noto che il c.d. Terzo Pacchetto, approvato il 13 luglio 2009, comprende i seguenti atti: la direttiva 2009/72/CE sul mercato interno dell’energia elettrica; la direttiva 2009/73/CE sul mercato interno del gas naturale; il regolamento (CE) n. 713/2009 che istituisce l’Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell’energia; il regolamento (CE) n. 714/2009 sull’accesso alla rete per gli scambi transfrontalieri di energia elettrica; il regolamento (CE) n. 715/2009 sull’accesso alle reti di trasporto del gas naturale. E’ altresì noto che tra le prime due direttive (la 96/92/CE sull’energia elettrica e la 98/30/CE sul gas naturale) e il Terzo Pacchetto vi è stata una seconda ondata di normative europee, che avevano già determinato un significativo potenziamento della regolazione sulle reti energetiche, tra le quali è bene qui ricordare le direttive 2003/54/CE sul mercato dell’energia elettrica e 2003/55/CE sul mercato del gas naturale. In dottrina, sulle direttive di prima e seconda generazione generazione v., tra gli altri, P. CAMERON, Legal Aspects of UE Energy regulation, Oxford, University Press, 2005; ROGGENKAMP, REDGWELL, RONNE e DEL GUAYO, Energy Law in Europe, Oxford University Press, 2007.
[2] Il recepimento delle due direttive del 2009 è avvenuto in Italia con il d.lgs. 1 giugno 2011 n. 93.
[3] La distinzione tra regolazione finalistica, prudenziale e condizionale, molto in auge nella letteratura amministrativistica sino ai primi anni dello scorso decennio per segnalare il passaggio dal vecchio al nuovo paradigma di governo dell’economia, è oggi meno frequentemente utilizzata ma resta comunque un utile riferimento per delineare sinteticamente i tratti di fondo delle diverse regolazioni dei mercati. Per una chiara enunciazione della distinzione v. S. CASSESE, Fondamento e natura dei poteri della Consob relativi all’informazione del mercato, in AA.VV., Sistema finanziario e controlli: dall’impresa al mercato, Milano, 1986, 49 ss.; L. TORCHIA, Il controllo pubblico della finanza privata, Padova, 1992, G. VESPERINI, La Consob e l’informazione del mercato mobiliare. Contributo allo studio della funzione regolativa, Padova, 1993.
[4] V. ad esempio E. BRUTI LIBERATI, La regolazione pro-concorrenziale dei servizi pubblici a rete, Milano, Giuffrè, 2006, 147 ss.
[5] Tra tali casi merita certamente di essere ricordato quello relativo agli impegni di dismissione di assets assunti da Eni s.p.a. nel 2010, nell’ambito di procedure per abuso di posizione dominante avviate dalla Commissione europea relativamente alla gestione di gasdotti in Germania, Austria e Svizzera.
[6] Su tali disposizioni, che prevedono innanzitutto l’istituzione dell’Agenzia per la cooperazione dei regolatori dell’energia, una significativa espansione dei poteri regolatori della Commissione e un rafforzamento dell’indipendenza dei regolatori nazionali rispetto ai rispettivi governi, v. tra gli altri gli scritti di E. BRUTI LIBERATI e F. DONATI in BRUTI LIBERATI – DONATI (a cura di), La regolazione dei servizi di interesse economico generale, Giappichelli, Torino, 2010.
[7] Sul processo che ha condotto all’emanazione del Terzo Pacchetto v. P. RANCI, Le infrastrutture energetiche: l’Italia e il mercato unico europeo, in P.M. MANACORDA (a cura di), I nodi delle reti, Passigli Editori, Firenze, 2010, 157 ss.; A. CANEPA, La costruzione del mercato europeo dell’energia e il difficile percorso del “terzo pacchetto” legislativo, in Amministrare, 2009, n. 2.
[8] V. in particolare gli artt. 9 ss. della direttiva 2009/72 sull’energia elettrica e gli artt. 9 ss. della direttiva 2009/73 sul gas naturale.
[9] Si veda, al riguardo, il testo originario degli artt. 3 (in particolare, comma 4) e 13 del d.lgs. n. 79/99. In dottrina v. F. VETRO’, Il servizio pubblico a rete. Il caso paradigmatico dell’energia elettrica, Torino, Giappichelli; P. CIRIELLI, La trasmissione dell’energia elettrica in Italia, Ipsoa, Milano, 2005.
[10] V. in particolare gli artt. 17 ss. delle due direttive 2009/72 e 2009/73.
[11] V. al riguardo J. PIELOW, G. BRUNEKREFT e E. EHLERS, Legal and Economic Aspects of Ownership Unbundling in the EU, in Journal of World Energy Law and Business, 2009, 96, 1009; M. HUNT, Ownership Unbundling: the Main Legal Issues in a Controversial Debate, in B. DELVAUX, M. HUNT e K. TALUS (a cura di), EU Energy Law and Policy Issues, Brussels, 2008; M. DIATHESOPOULOS, Ownership Unbundling in European Energy Market and Legal Problems under EU Law, in Selected Works, available at http://works.bepress.com/micheal_diathesopoulos/2.
[12] V., tra gli altri, F. LEVEQUE, J.M. GLACHANT, M. SAGUAN e G. de MUIZON, How to Rationalise the Debate About EU Energy Third Package? Revisiting Criteria to Compare Electricity Transmission Organizations, RSCAS 2009/15.
[13] Ricordo solo, al riguardo, la compresenza, nella società che gestisce la rete, di organi di amministrazione svincolati dal prevalente controllo fiduciario dell’impresa verticalmente integrata, ai quali è affidata la gestione corrente della società, e di un organo – quello “di sorveglianza” – che è (o, meglio, può essere) invece formato in maggioranza da persone legate all’impresa verticalmente integrata, al quale competono le decisioni “che possono avere un impatto significativo sul valore delle attività degli azionisti” (così l’art. 20 di entrambe le direttive).
[14] V. artt. 18, comma 7, delle due direttive.
[15] V. artt. 19, comma 2, delle direttive.
[16] V. gli artt. 22, comma 4, delle due direttive.
[17] Si vedano gli artt. 22, comma 5. Tali disposizioni sono dettate con specifico riferimento al modello dell’ITO. Tuttavia, occorre sottolineare che l’art. 13, comma 2, della direttiva 2009/73 stabilisce in generale che “ogni gestore del sistema di trasporto costruisce sufficiente capacità transfrontaliera per integrare l’infrastruttura europea di trasporto accogliendo tutte le richieste di capacità economicamente ragionevoli e tecnicamente fattibili e tenendo conto della sicurezza degli approvvigionamenti”. E analoghe prescrizioni sono dettate per l’elettricità dall’art. 12 della direttiva 2009/72. Si vedano anche le norme in tema di poteri delle autorità di regolamentazione poste rispettivamente dall’art. 37, comma 1, lett. g) della direttiva 2009/72 e dall’art. 41, comma 1, lett. g) della direttiva 2009/73.
[18] Si noti al riguardo che le direttive impongono che i piani decennali indichino anche le scadenze entro cui gli investimenti devono essere realizzati.
[19] V. gli artt. 22, commi 6-8, delle direttive.
[20] V. gli artt. 22, comma 7, delle due direttive.
[21] V. rispettivamente le direttive 2003/54 e 2003/55 del 26 giugno 2003 nonché i regolamenti (CE) n. 1228/2003 e n. 1775/2005.
[22] V. rispettivamente gli artt. 6 ss. del regolamento n. 714/2009 e del regolamento n. 715/2009.
[23] V. al riguardo gli artt. 18 del regolamento n. 714/2009 e 23 del regolamento n. 715/2009.
[24] Per l’Italia tale sistema era già stato introdotto dalle normative nazionali di recepimento delle direttive di prima generazione, cioè dal d.lgs. n. 79 del 1999 e dal d.lgs. n. 164 del 2000.
[25] Si veda al riguardo l’art. 1-ter del decreto legge 29 agosto 2003 n. 239, convertito con legge 27 ottobre 2003 n. 290, e il successivo d.p.c.m. 11 maggio 2004, recante “Criteri, modalità e condizioni per l’unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione”.
[26] V. l’art. 36, comma 1, del d.lgs. 93/11.
[27] Per tale divieto v. l’art. 36, comma 2, del suddetto decreto legislativo.
[28] V. l’art. 9, comma 1, della direttiva 2009/72.
[29] E in effetti Enel s.p.a. conserva tuttora in Terna una partecipazione significativa, che supera allo stato il 5% del capitale. Appare incerto, alla luce della non univoca formulazione del secondo comma dell’art. 9 della direttiva 2009/72, se Enel (come qualsiasi altra impresa di produzione e fornitura di elettricità) possa oggi nominare membri degli organi di amministrazione di Terna.
[30] Si noti che, in base all’art. 9, comma 8, della direttiva 2009/73, la facoltà di operare tali scelte spetta in realtà solo alle imprese che fossero verticalmente integrate il 3 settembre 2009. Per le altre sembra operare solo il sistema dell’unbundling proprietario (in tal senso v. anche la sia pur approssimativa previsione dell’art. 10 comma 1, lett. b), del d.lgs. 93/11).
[31] Si vedano al riguardo gli artt. 11 ss. del decreto legislativo.
[32] L’Autorità è ripetutamente intervenuta in materia di unbundling. La disciplina di riferimento è oggi posta dalla delibera n. 11/2007 del 24 gennaio 2007, come successivamente integrata e modificata.
[33] Anche la giurisprudenza amministrativa ha già avuto modo di pronunciarsi sul tema dell’unbundling, e in particolare sul rapporto tra la relativa disciplina speciale e i principi generali sulle società dettati dal codice civile (v. al riguardo, tra le altre, le sentenze del Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia, 18 dicembre 2008, nn. 385 ss.; nonché 19 marzo 2009, nn. 3929 ss.; ; e quelle del Consiglio di Stato, 16 dicembre 2008, n. 699 ss.).
[34] V. l’art. 16 del decreto.
[35] V. in particolare il comma 6.
[36] V. l’art. 36, commi 12 e 13, del d.lgs. 93.
[37] Per l’elettricità la norma rilevante è, al riguardo, l’art. 36, comma 14. Per il gas v. invece l’art. 16, comma 8.
[38] V. al riguardo la Segnalazione AS821 del 5 aprile 2011.
[39] V. l’art. 3 del d.lgs. 93/11. Si noti che la formulazione del primo comma di tale articolo potrebbe suggerire che il d.p.c.m. da esso previsto non debba avere propriamente ad oggetto l’individuazione di specifici interventi infrastrutturali o impiantistici (in esso si prevede infatti che il d.p.c.m. dovrà individuare “le necessità minime di realizzazione o di ampliamento di impianti di produzione di energia elettrica, di rigassificazione di gas naturale liquefatto, di stoccaggio in sotterraneo di gas naturale e di stoccaggio di prodotti etroliferi e le relative infrastrutture di trasmissione e di trasporto di energia” ); i commi successivi (e in particolare il terzo e il settimo) chiariscono peraltro in modo univoco che il d.p.c.m. deve provvedere all’individuazione di specifici impianti e infrastrutture.
[40] Soprattutto la disposizione dettata dal comma 7 dell’art. 3 appare assai dubbia sul piano della legittimità, laddove prevede – a quanto sembra – che gli impianti e infrastrutture “non individuati” nel d.p.c.m. debbano sostenere i maggiori costi di quelli “individuati” dal medesimo.
[41] E’ poi naturalmente molto significativo, e accentua i dubbi sull’opportunità di tale disciplina, la circostanza che essa sia stata dettata non solo per le reti di trasporto ma anche per le altre infrastrutture energetiche e per gli impianti di produzione.
[42] Sembra logico chiedersi se, in presenza di un assetto cosi fortemente regolato e funzionalizzato, i gestori delle reti di trasporto non dovrebbero in realtà essere scelti mediante meccanismi di concorrenza per il mercato, cioè attraverso procedure competitive.
[43] Sul carattere dualistico dell’assetto istituzionale preposto alla regolazione del settore dell’energia in Italia v. E. BRUTI LIBERATI, La regolazione dei mercati energetici tra Autorità per l’energia elettrica e il gas e il Governo, in Riv. Trim. Dir. Pubbl., 2009, n. 4, 435 ss..
[44] V. ora l’art. 36 della direttiva 2009/73 e l’art. 17 del regolamento (CE) 714/2009.
[45] Tali presupposti sostanzialmente attengono all’idoneità dell’investimento a rafforzare la concorrenza e la sicurezza del sistema: v. il primo comma dell’art. 36 della direttiva 2009/73 e il primo comma dell’art. 17 del regolamento 714/2009.
[46] Si veda al riguardo l’art. 36, paragrafo 6, della direttiva 2009/73.
[47] Si vedano al riguardo, le considerazioni di M. CLARICH, Autorità indipendenti. Bilancio e prospettive di un modello, Bologna, Il Mulino, 2005; e di G. NAPOLITANO, Regole e mercato nei servizi pubblici, Bologna, Il Mulino, 2005.

(pubblicato il 26.9.2011)