Abstract [It]: Il ruolo delle autonomie locali nel mercato dell’energia, per lungo tempo trascurato, assume oggi una nuova rilevanza, in quanto funzionale alla realizzazione della c.d. transizione energetica. Al tradizionale modello oligopolistico, dominato da imprese private, si contrappongono ora nuove forme di democrazia energetica, consistenti nella progressiva attribuzione alle Comunità energetiche e agli enti locali delle funzioni precedentemente svolte dagli operatori privati. Ciò premesso, il presente contributo analizza il ruolo delle Comunità energetiche e degli enti locali nel conseguimento dei fini sottesi alla transizione energetica, evidenziando come la Comunità energetica possa rappresentare un nuovo strumento di amministrazione condivisa, in cui i cittadini collaborano con la pubblica amministrazione per risolvere insieme i problemi della Comunità.
 
 
Abstract [En]: Nowadays, the role of local authorities in the energy market, neglected for a long time, seems to take on a new centrality, as it is functional to the achievement of the energy transition. The traditional oligopolistic market model, dominated by private companies, is now contrasted with new forms of energy democracy: energy communities and local authorities assume the functions previously performed by private operators. In this context, the paper investigates the role of energy communities and local authorities in achieving the goals underlying the energy transition, highlighting how the energy community can represent a new instrument of shared administration.
 
 
Sommario: 1. Transizione energetica e progressiva democratizzazione del mercato dell’energia. – 2. Il ruolo crescente delle autonomie locali tra istanze di rimunicipalizzazione e attivismo civico. – 3. Comunità energetiche e sviluppo locale: una possibile ricostruzione dello stato dell’arte in prospettiva comparata. – 3.1 La disciplina delle Comunità energetiche nelle recenti direttive europee. – 3.2. Verso un’effettiva economia sociale di mercato: il ruolo delle comunità energetiche tra efficienza economica e giustizia sociale. – 4. Transizione energetica e amministrazione decentrata: quali politiche pubbliche? – 5. Dalla privatizzazione alla rimunicipalizzazione: alcuni casi studio in Germania, Regno Unito e Stati Uniti. 5.1. Le ragioni della rimunicipalizzazione. – 6. Comunità energetica e nuove forme di partenariato ente pubblico-società civile.
 
 
1. Transizione energetica e progressiva democratizzazione del mercato dell’energia
Negli ultimi anni, la sempre più avvertita urgenza di porre un freno ai cambiamenti climatici, ben espressa dall’Accordo di Parigi[1], si è tradotta nella necessità di sottoporre il mercato dell’energia ad un cambiamento radicale, volto a favorire lo sviluppo dell’elettricità da fonti rinnovabili riducendo contestualmente l’energia prodotta da fonti fossili. È la cosiddetta “transizione energetica”[2], che ha spinto l’Unione europea ad adottare un corposo pacchetto normativo composto da otto testi legislativi[3], significativamente intitolato “Energia pulita per tutti gli europei”[4]e, ancor più di recente, il c.d. “Green Dealeuropeo”[5]. Entrambe le strategie sono accomunate dal rilievo centrale attribuito al consumatore, per la prima volta posto all’epicentro della c.d. “Unione dell’energia”[6]. Si assiste dunque alla progressiva affermazione del ruolo pivotale della partecipazione attiva dei cittadini ad una transizione verso l’energia pulita che sia «giusta e inclusiva». A tal proposito, il Green Dealeuropeo richiama la necessità di definire «un nuovo patto che riunisca i cittadini, con tutte le loro diversità, le autorità nazionali, regionali, locali, la società civile e l’industria, in stretta collaborazione con le istituzioni e gli organi consultivi dell’UE», essendo i cittadini «il motore della transizione». La stessa centralità è riconosciuta anche a livello nazionale: un esempio è contenuto nella Strategia Energetica Nazionale (SEN) approvata nel 2017[7], ove il consumatore è considerato il «motore della transizione energetica, da declinare in un maggiore coinvolgimento della domanda ai mercati tramite l’attivazione della demand response[8], l’apertura dei mercati ai consumatori e auto-produttori e lo sviluppo regolamentato di energy communities»[9].
La transizione energetica impone dunque il riconoscimento di una nuova centralità della dimensione locale, per lungo tempo trascurata.  Difatti, il modello di produzione centralizzata che notoriamente caratterizza il mercato elettrico ha fatto sì che i processi di nazionalizzazione[10]prima e di privatizzazione[11]poi, lasciassero fuori dalla narrazione la dimensione locale, «deresponsabilizzando»[12]i cittadini dall’onere di prendersi cura della res publicain prima persona nel proprio agire quotidiano[13]. Ciò in quanto l’energia elettrica viene principalmente generata da grandi impianti, collocati solitamente lontano dagli utenti finali e ad essi distribuita mediante le lunghe diramazioni della rete centralizzata. Tuttavia, lo sviluppo di nuove tecnologie sta attualmente incoraggiando la diffusione di sistemi energetici locali, che favoriscono la diffusione di numerosi impianti di piccola potenza, siti in prossimità del punto di consumo dell’energia stessa; consente inoltre agli stessi consumatori di vendere l’energia autoprodotta, non solo immettendola nella rete, ma anche – in un futuro tutt’altro che remoto – scambiandola ad altri utenti mediante collegamenti vehicle to grid[14]. 
In tale contesto, la transizione energetica rappresenta, al di là della trasformazione delle fonti di produzione, una vera e propria rivincita democratica, attribuendo ai singoli cittadini un nuovo ruolo attivo nel mercato energetico. Al tradizionale modello oligopolistico, dominato da imprese private, si contrappongono ora nuove alternative, caratterizzate da una forte valenza pubblicistica. 
 
2. Il ruolo crescente delle autonomie locali tra istanze di rimunicipalizzazione e attivismo civico

Infatti, in alcuni Paesi europei, prima fra tutti la Germania, si assiste ormai da qualche anno al contestuale emergere di due tendenze solo apparentemente antitetiche: alla crescente diffusione delle c.d. Comunità energetiche[15], quali iniziative spontanee frutto dell’attivismo locale della società civile, si associa il progressivo processo di rimunicipalizzazione[16]della rete elettrica, che sembra aprire la strada ad un più generale «rinascimento dell’economia municipale»[17]. Rimunicipalizzazione e Comunità energetiche sfidano entrambe l’ortodossia esistente, che rimette al mercato – e, con esso, alle grandi imprese private, spesso operanti in regime di oligopolio – la produzione e fornitura dei servizi energetici. Ambedue le istanze esprimono il desiderio di un controllo collettivo, contrapposto all’attuale sistema neoliberale: rappresentano due diverse espressioni del concetto di cittadinanza energetica e della crescente centralità rivendicata dal cittadino che, finalmente, può porsi anch’esso quale protagonista della transizione energetica.
In effetti, l’esperienza tedesca, che incarna l’esempio più maturo di transizione energetica (la cosiddetta Energiewende[18]), a livello europeo, trova le proprie origini ideologiche nei movimenti sociali spontaneamente sviluppatisi negli anni ’70 in reazione alla crisi petrolifera e alle scelte governative volte a favorire l’energia nucleare[19]. Come ben rappresentato da Robert Jungk nella sua celebre opera “Der Atom-Staat“[20], il vero obiettivo di tali forme di attivismo locale era quello di dar vita ad un diverso tipo di società basata su strutture decentralizzate, forme di democrazia partecipativa ed economie attente all’ambiente, capaci di ritrovare una sintesi nei processi di valorizzazione delle energie rinnovabili. Sulla base di tale presupposto, la letteratura sociologica[21], la scienza politica[22]e la dottrina giuridica[23]hanno in più occasioni evidenziato il nesso tra energia rinnovabile e democrazia energetica, creando una sorta di automatismo tra la natura decentralizzata che tipicamente caratterizza il mercato energetico e la valenza politica dello stesso, talvolta senza nemmeno definire il concetto di democrazia[24]. Tale legame è stato rimarcato anche nelle iniziative europee più su richiamate, considerate un mezzo per «imprimere un nuovo slancio alla democrazia europea»[25], ma la sua effettiva sussistenza ci sembra sia ancora tutta da dimostrare.
In generale, gli studi più recenti tendono a ricondurre alla nozione di democrazia energetica la progressiva attribuzione alle Comunità energetiche e agli enti locali (in particolar modo, ai Comuni) di nuove funzioni, precedentemente svolte da operatori privati[26]. Il fine è anche di garantire una maggiore giustizia energetica[27], sulla base dell’assunto per cui le esigenze di giustizia impongono l’apertura a processi partecipativi[28]e la distribuzione dei benefici prodotti[29]. È dunque un concetto che rievoca una funzione di redistribuzione della produzione e del consumo di energia, cui corrisponde una maggiore responsabilizzazione dei singoli utenti, anche in chiave di partecipazione al mercato energetico; al contempo, la transizione energetica viene associata al concetto di democrazia per indicare la necessità che tale transizione sia «giusta e inclusiva»[30], per cui si ritiene necessario rafforzare il ruolo delle autorità amministrative locali, chiamate anzitutto a garantire un accesso equo e sostenibile alle fonti energetiche sulla base del noto assunto che vede nel decentramento amministrativo un corollario dell’ordinamento democratico.
Abbandonando gli stretti (e talvolta sfumati) confini del diritto dell’energia, a venirci in soccorso è anzitutto l’annoso dibattito di matrice amministrativistico-costituzionale in materia di democrazia diretta[31]e partecipativa[32], che ci invita ad una più profonda riflessione non solo sulla nozione di democrazia, ma anche sul rapporto tra quest’ultima e il principio di sussidiarietà[33]. Partendo da quest’ultima questione, è stato infatti rilevato[34]come, secondo alcuna dottrina[35], la sussidiarietà attenga propriamente alla sfera del “fare”, esplicandosi in un’attività di produzione o gestione e così differenziandosi dalle pratiche di democrazia partecipativa, che concernono il discutere e decidere. Tale considerazione tuttavia tiene conto della democrazia unicamente nella sua accezione classica, come teoria della sovranità; trascura invece gli approdi della filosofia giuridica più recente, che enfatizza la sua valenza quale esercizio dell’autonomia[36]dei soggetti, inteso nel senso di un «riconoscimento dell’autonomia individuale e sociale»[37]. Questo concetto di democrazia, interpretata quale ideale normativo, è riconducibile per certi versi alla matrice individualistica già evidenziata da Norberto Bobbio[38]e delinea un modello che valorizza «tutto il peso della responsabilità morale rispetto alle proprie scelte e condotte d’azione»[39]da parte dei cittadini, che mettono al servizio dell’autonomia collettiva la propria autonomia individuale. 
Alla luce di tali considerazioni, appare allora forse possibile operare una prima ricostruzione del legame tra transizione energetica e il concetto di democrazia energetica nella sua duplice accezione già delineata: ovvero, non solo nell’ottica bottom-up, che vede in essa uno strumento di responsabilizzazione dei singoli utenti nella loro partecipazione al mercato energetico attraverso lo strumento delle Comunità energetiche quale esercizio di autonomia, ma anche in una prospettiva top-down, maggiormente riflessiva del principio di sovranità, che mette in risalto il ruolo delle autorità amministrative locali, chiamate anzitutto a garantire un accesso equo e sostenibile alle fonti energetiche. 
 
3. Comunità energetiche e sviluppo locale: una possibile ricostruzione dello stato dell’arte in prospettiva comparata

Con riferimento al primo profilo, appare anzitutto necessario ripercorrere, seppur per brevi cenni, l’origine, le funzioni e la disciplina normativa che connotano, nel contesto attuale, le c.d. Comunità energetiche. Non ci risultano, allo stato attuale, studi comprensivi della specificità del fenomeno da parte della dottrina pubblicistica: ciò nonostante si tratti di un istituto che ha origini molto risalenti, sebbene lo stesso assuma attualmente delle caratteristiche tali da renderlo per certi versi del tutto innovativo. È proprio quest’ultima circostanza che orienta metodologicamente la presente ricostruzione: operando un confronto tra l’attuale connotazione delle Comunità energetiche nel territorio italiano rispetto alle ben più diffuse esperienze che contraddistinguono altre esperienze nazionali, si è scelto di focalizzare l’attenzione su quegli aspetti che permettono di evidenziare le novità effettivamente introdotte in materia di Comunità energetiche dal nuovo pacchetto normativo europeo, cui è dedicato il paragrafo successivo.
In via generale, la Comunità energetica può essere concepita come un ente senza finalità di lucro, costituito al fine di superare l’utilizzo del petrolio e dei suoi derivati e di agevolare la produzione e lo scambio di energie generate principalmente da fonti rinnovabili, nonché forme di efficientamento e di riduzione dei consumi energetici[40]attraverso una partecipazione aperta e democratica e la concessione di benefici ai membri della comunità. Rappresenta dunque una modalità di organizzazione delle azioni collettive che hanno per oggetto lo scambio di energia e trova legittimazione nel principio di sussidiarietà orizzontale espresso dall’art. 118, comma 4, Cost.[41].
Le Comunità energetiche sono considerate uno strumento essenziale per promuovere nuove forme di partecipazione nel mercato in quanto, nell’assolvere la loro funzione sociale e ambientale, offrono al contempo opportunità lavorative agli abitanti che insistono in un determinato territorio e promuovono l’accettazione territoriale dello sviluppo delle energie rinnovabili, tradizionalmente affette dalla c.d. “sindrome di NIMBY“[42].
Al concetto di Comunità energetica possono essere infatti ricondotte alcune iniziative riscontrabili già in epoca precedente alla fase di nazionalizzazione del settore dell’energia elettrica: si pensi alle cosiddette cooperative storiche[43]e ai consorzi storici[44]. Fine primario della loro istituzione era quello di offrire il servizio elettrico nei casi in cui, a causa di vicende specifiche quali ad esempio la particolare collocazione geografica, tale servizio non veniva offerto né dall’ente pubblico né da imprese lucrative. Queste cooperative, tradizionalmente concentrate nelle aree settentrionali del Paese (in particolare, nell’arco alpino), operavano tendenzialmente in regime di monopolio, prevedendo la concessione di benefici ai propri soci. Con riferimento a quest’ultimo aspetto, attenta dottrina[45]ha recentemente evidenziato come siffatti modelli comunitari perseguano in realtà un interesse meramente collettivo e non propriamente pubblico o generale, come viene invece sovente definito: tale interesse è infatti esponenziale dei bisogni dei soci del consorzio/cooperativa, non rappresentando necessariamente i bisogni della collettività dei cittadini che insistono su un determinato territorio. 
In altri Paesi europei, come si è accennato, l’origine delle Comunità energetiche è invece da ricondursi primariamente alla corrente ideologica ascrivibile ai movimenti antinucleari[46], diffusisi in particolar modo a seguito della crisi petrolifera degli anni ’70. Agli inizi degli anni Novanta le Comunità energetiche si sono moltiplicate rapidamente nei Paesi del Nord Europa – soprattutto in Germania, Paesi Bassi, Danimarca -, in quanto favorite dall’introduzione di incentivi a tariffa fissa a supporto della produzione di energie rinnovabili[47]; sono poi ulteriormente prosperate in concomitanza dell’aumento dei prezzi di elettricità che ha accomunato la maggior parte dei Paesi europei negli ultimi anni, essendo concepite come un sistema volto ad offrire alla comunità energia a prezzi calmierati[48].
L’eterogeneità delle esperienze che connotano il panorama europeo permette inoltre di distinguere almeno due diverse tipologie di comunità: alle iniziative per così dire “istituzionali”, che prevedono la formazione di un’entità collettiva autonoma – sia pur di variabile forma giuridica e non necessariamente dotata di personalità giuridica[49]– si contrappongono le c.d. “Comunità contrattuali”, che sorgono di fatto ogni qualvolta vi sia uno scambio di elettricità tra prosumers[50](rectius: clienti attivi)[51]e normali consumatori, medianti accordi di compravendita.
Le Comunità energetiche stanno dunque progressivamente assumendo un ruolo rilevante nell’economia di molti Paesi europei: si contano attualmente circa 3000 cooperative energetiche, di cui quasi mille solo in Germania[52]. In Italia si tratta invece ancora di un fenomeno economicamente e numericamente marginale, considerato che, secondo un recentissimo studio[53], le Comunità energetiche costituite a partire dal 2007 sono unicamente 17.
Proprio a causa della sua natura residuale, la Comunità energetica è stata pressoché del tutto ignorata dal nostro ordinamento anche a livello legislativo e regolamentare. Quantomeno fino all’approvazione del nuovo pacchetto legislativo europeo, che ha introdotto due differenti definizioni di “Comunità energetica”, disciplinandola in due diverse direttive (v. infrapar. 3), la normativa nazionale non prevedeva alcuna legislazione specifica in materia. Con riferimento specifico alle cooperative elettriche[54], una scarna regolamentazione è stata offerta dall’ARERA[55],  in una deliberazione[56]che ha quale finalità principale quella di consentire alle cooperative storiche concessionarie, aventi una propria rete di distribuzione, di non far pagare ai propri clienti-soci una parte dei servizi di rete per la quota energia[57]limitatamente all’energia prodotta e autoconsumata dalla cooperativa stessa e dai suoi soci. È dunque anzitutto volta a prevedere un regime eccezionale e derogatorio a favore di comunità istituite in epoca precedente alla nazionalizzazione, essendo poco idonea a favorire lo sviluppo di nuove comunità, specie se rientranti in quella concezione ecomodernista[58]facilmente riscontrabile in altre esperienze nazionali. Sono inoltre comunità solo nel senso istituzionale, visto che attualmente in Italia l’unica forma di autoconsumo consentita a livello residenziale è quella one to one, ovvero da un unico impianto di produzione ad un unico consumatore finale, con l’eccesso di produzione da immettere in rete. Difatti, la direttiva2009/72/CE[59]attualmente in vigore[60]prevede all’art. 28 che le uniche configurazioni di autoconsumo multi-utente realizzabili siano del tipo “sistemi di distribuzione chiusi” presso siti industriali, commerciali o di servizi geograficamente limitati, che comunque non riforniscono clienti civili. Tuttavia, l’Italia ha dato solo parziale attuazione a tale articolo, che si rimetteva alla discrezionalità degli Stati membri: sono pertanto attualmente[61]consentite le configurazioni multi-utente solo per le reti private già esistenti, per cui, anche in questo caso, si è provveduto a normarein via di deroga anziché di regola, con uno sguardo al passato piuttosto che al futuro. 
Né si ravvisano riferimenti alle Comunità energetiche nella pur recente disciplina sulle imprese sociali[62], sebbene vi sia chi sostiene l’opportunità di aggiornare la suddetta normativa nel senso di ricomprendervi tali forme associative[63]. In effetti, questa opzione sarebbe in linea con la scelta, operata dall’ordinamento greco con una legge del gennaio 2018[64]specificamente dedicata alla Comunità dell’energia (c.d. Energiaki Kinotita), di introdurre un nuovo tipo di cooperativa civile nel più ampio quadro dell’economia sociale e solidale[65].
Ad ogni modo, pur nell’assenza di una normativa specifica di riferimento, sulla scorta della legge n. 221 del 28 dicembre 2015[66]che ha introdotto all’art. 71 le c.d. oil-free zone[67], alcune regioni virtuose hanno provveduto a promuovere l’istituzione delle Comunità energetiche, sebbene si siano limitate a prevedere un sostegno finanziario alla fase di costituzione e non prevedano alcuna disciplina puntuale, non offrendo neppure una definizione compiuta di Comunità energetica (ad esempio, in termini di natura giuridica). È il caso ad esempio del Piemonte[68]e della Puglia[69]le quali, con apposite leggi, hanno già incentivato la creazione di comunitàsenza fine di lucro, cui possono partecipare soggetti pubblici e privati, costituiti al fine di promuovere il processo di decarbonizzazione del sistema economico e territoriale e di agevolare la produzione, lo scambio e il consumo di energie rinnovabili, nonché il miglioramento dell’efficienza energetica e la riduzione dei consumi energetici[70].Sono comunità che rientrano nel concetto di “Comunità istituzionali”, dal momento che viene prevista la creazione di un soggetto giuridico autonomo che rappresenta la Comunità dell’energia, il cui obiettivo primario «è l’autoconsumo dell’energia rinnovabile prodotta dai membri della comunità, nonché, eventualmente, l’immagazzinamento dell’energia prodotta, al fine di aumentare l’efficienza energetica e di combattere la povertà energetica mediante la riduzione delle tariffe di fornitura»[71].Inoltre, sono comunità create “dall’alto verso il basso”[72], ben lontane da quelle forme di attivismo della società civile che connotano molte delle esperienze maturate nei Paesi del Nord Europa e che rappresentano “l’essenza più pura” delle Comunità energetiche[73].
In effetti, sotto un profilo funzionale le Comunità energetiche operano a favore di cittadini insediati in un territorio ben definito, tendenzialmente (se non esclusivamente)[74]coincidente con quello comunale. Inoltre, la base sociale e alcuni dei fini conseguiti – si pensi alla valorizzazione della partecipazione dei cittadini e, più in generale, della dimensione locale nella produzione e del consumo di energia rinnovabile, o al contrasto della povertà energetica – si sovrappongono alle finalità istituzionali degli enti pubblici locali che esercitano la sovranità su quel territorio, per cui è necessario un coordinamento con il governo amministrativo locale, soprattutto nei Comuni di minori dimensioni. Proprio nelle piccole realtà il connubio tra enti locali e Comunità energetiche sembra idoneo a produrre i più significativi risultati in termini di sviluppo socio-economico e ambientale.
Anche in questo caso, sembra giovare un confronto con le esperienze maturate all’interno di altri Stati europei. In Normandia, un Comune di appena 6000 abitanti di nome Malaunay, sede di un sito industriale tessile ora dismesso, ente amministrativo e società civile hanno collaborato insieme per riavviare l’economia locale secondo pratiche di rigenerazione[75], permettendo al contempo ai cittadini la riappropriazione dei mezzi di produzione di energia. In particolare, l’amministrazione comunale, dopo aver coinvolto i cittadini attraverso una raccolta di crowfundingche ha garantito agli investitori un ritorno pari al 2,25% della somma investita[76], ha installato impianti fotovoltaici sui tetti di tutti gli edifici pubblici, vendendo l’energia prodotta in eccesso alla cooperativa energetica locale (EnercoopNormandia) e abbinando un sistema di accumulo di energia, per cui l’energia elettrica non consumata direttamente dagli edifici pubblici viene fornita al resto del territorio[77].
È ad esempi come questi che ci sembra di dover guardare nel momento della concreta erogazione del fondo per investimenti a favore dei Comuni, stanziati la c.d. Legge di Bilancio 2020[78], anche al fine di incentivare il c.d. Green new Deal[79].  
Appare dunque necessario lavorare a livello amministrativo e legislativo all’elaborazione di soluzioni inedite, che creino virtuosi connubi tra le amministrazioni locali e le Comunità energetiche sul territorio, cosìabbandonando la visione, tipicamente ancorata al passato e all’esperienza delle cooperative storiche, che ha fino ad oggi caratterizzato la materia. 
 
3.1 La disciplina delle Comunità energetiche nelle recenti direttive europee

A offrire l’occasione per un’effettiva incentivazione delle Comunità energetiche è anzitutto il pacchetto normativo “Clean Energy for All Europeans” recentemente approvato che, per la prima volta, introduce il concetto di Comunità energetica nella legislazione europea.
A dire il vero, il nuovo “pacchetto energia” introduce due differenti categorie di Comunità energetiche, imponendo all’interprete uno sforzo di coordinamento. Infatti la direttiva (UE) 2018/2001, in materia di energie rinnovabili[80], prevede le c.d. Comunità di Energia Rinnovabile (CER)[81], mentre la direttiva (UE) 2019/944 (volta a fissare norme comuni per il mercato interno)[82]fa riferimento alle c.d. Comunità Energetiche dei Cittadini (CEC)[83]. Occorre inoltre tener distinto il concetto di Comunità energetica da quello di autoconsumo collettivo[84], volto ad indicare la più ristretta attività relativa ad uno scambio di energia tra più soggetti inseriti nel medesimo edificio (ad esempio, un condominio)[85]. In particolare, ci sembra di poter ricondurre i due modelli introdotti dalle nuove direttive al concetto di “Comunità istituzionale” che abbiamo delineato nel paragrafo precedente. In entrambi i casi si prevede infatti l’istituzione di un soggetto giuridico fondato sulla partecipazione volontaria e aperta, che ha come scopo principale quello di offrire ai suoi membri o soci (persone fisiche, piccole imprese[86]o autorità locali, comprese le amministrazioni comunali) o al territorio in cui opera benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità, anziché generare profitti finanziari[87]. La differenza più significativa tra le due è data dal fatto che l’attività della CER, al contrario della CEC, è circoscritta all’energia rinnovabile e impone una sorta di “criterio di prossimità”, dovendo essere i suoi membri situati nelle vicinanze degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili[88], per cui la stessa può ritenersi un sottoinsieme della Comunità Energetica dei Cittadini[89]. Ad ogni modo, solo con riferimento alla Comunità di Energia Rinnovabile viene prevista espressamente la necessità che gli Stati membri rendano la partecipazione accessibile anche ai consumatori vulnerabili o in condizioni di povertà energetica.
Un rilievo autonomo assumono poi le norme in materia di autoconsumo collettivo, unite alle disposizioni che, per la prima volta, introducono il concetto di “scambio tra pari” di energia[90]: difatti, sebbene le stesse non facciano espresso riferimento al concetto di comunità, ci sembrano riconducibili a quella che abbiamo definito come “Comunità contrattuale”. Insomma, se da un lato il nuovo pacchetto energia riconosce e disciplina solo le Comunità “istituzionali”, dall’altro favorisce indirettamente le seconde, nel momento in cui incentiva gli scambi peer to peer e consente agli stessi consumatori di vendere l’energia autoprodotta ad altri consumatori, dando così vita a nuove relazioni sociali ed economiche per finalità ambientali. 
Inoltre, le norme in materia di autoconsumo collettivo spingono il legislatore nazionale a consentire l’autoconsumo multi-utente, non solo permettendo la creazione di nuovi “sistemi di distribuzione chiusi” presso siti industriali e commerciali, ma anche favorendo l’autoconsumo a livello condominiale secondo un modello “one to many“, recentemente consentito in via sperimentale[91]anche in Italia attraverso il recente decreto Milleproroghe[92].
Le nuove direttive incoraggiano quindi la creazione di Comunità energetiche a livello locale come strumento per incentivare un’effettiva collaborazione orizzontale tra cittadini e amministrazioni comunali nel conseguimento dei fini sottesi alla transizione energica e, più in generale, allo sviluppo locale[93]. Non sono più unicamente delle cooperative create per supplire alla mancanza del servizio di distribuzione dell’elettricità nelle aree remote e rurali, fine che (come si è già evidenziato) ha giustificato la nascita delle cooperative e dei consorzi storici qui in Italia; rappresentano invece un nuovo punto di incontro tra società civile ed ente amministrativo locale, in un’ottica non solo complementare – anziché sostitutiva – rispetto agli operatori tradizionali, ma anche al fine di fornire servizi innovativi. In effetti, oltre alle attività tradizionali di generazione, eventuale distribuzione e fornitura dell’energia, si prevede espressamente la possibilità che tali comunità offrano ulteriori servizi ancillari, quali ad esempio i servizi di ricarica per veicoli elettrici[94], possibilità già riconosciuta anche dal nostro Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima[95]. Anche per questo motivo, sembrano potenzialmente idonee a rappresentare un effettivo interesse pubblico, in contrapposizione a quell’interesse meramente collettivo spesso conseguito dalle più tradizionali cooperative energetiche: ciò si evince non solo dalla possibile presenza del soggetto pubblico, atto a perseguire fini di rilievo generale a favore dell’intera collettività indifferenziata, ma anche dalla concreta formulazione della definizione offerta a nuove comunità. Infatti, l’obiettivo principale delle Comunità Energetiche Rinnovabili è quello di «fornire benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità ai suoi azionisti o membri o alle aree locali in cui opera[96], piuttosto che profitti finanziari». Ci sembra infatti che l’utilizzo della congiunzione disgiuntiva, che scinde i benefici degli azionisti o membri della comunità dalle aree locali in cui la stessa opera, stia ad enfatizzare la possibilità di perseguire, attraverso lo strumento della Comunità energetica, finalità pure in contrasto rispetto all’interesse dei soci, ma superiori perché poste a beneficio dell’intera area locale di riferimento, che può travalicare anche i confini amministrativi[97].
 
3.2. Verso un’effettiva economia sociale di mercato: il ruolo delle comunità energetiche tra efficienza economica e giustizia sociale

A ben vedere, pure la previsione di due diversi tipi di comunità energetica sembra derivare da una scelta ponderata, nonostante i forti elementi di sovrapposizione tra i due modelli comunitari. 
A nostro avviso, la duplice previsione è infatti riconducibile alla diversa natura e finalità delle due direttive contenenti la disciplina delle comunità energetiche. 
La direttiva (UE) 2019/994, nel disciplinare le comunità energetiche dei cittadini, mira a stabilire i diritti e gli obblighi di questi nuovi soggetti pubblici nei confronti dei tradizionali attori che operano nel mercato energetico, e dunque delle autorità pubbliche, delle imprese private e dei consumatori: il fine ultimo è quello di promuovere una maggiore efficienza del mercato stesso. Significativo in tal senso è il Considerando n. 2, che esplicita lo scopo della direttiva in parola come quello di «offrire a tutti i clienti finali dell’Unione, privati o imprese, una reale libertà di scelta, di creare nuove opportunità commerciali, garantire prezzi competitivi, inviare segnali di investimento efficienti e offrire più elevati livelli di servizio».
Le Comunità energetiche sono qui disciplinate in quanto nuovi attori di mercato, cui deve essere garantita la possibilità di operare su di un piano di parità di condizionirispetto agli operatori tradizionali[98]: forse così si spiega anche la scelta di non limitare il loro ambito di operatività all’energia rinnovabile, optando invece per un principio di neutralità tecnologica. Al contrario, le Comunità di Energia Rinnovabile sono introdotte dalla direttiva volta alla promozione delle energie rinnovabili, e la loro disciplina è finalizzata ad incentivare queste ultime. Sotto il profilo della partecipazione attiva dei consumatori alla comunità, se nella Comunità Energetica dei Cittadini lo scopo essenziale è quello di consentire una partecipazione aperta e volontaria, in questo caso il fine primario è quello di garantire che «siano disponibili norme per assicurare il trattamento equo e non discriminatorio dei consumatori[99]che partecipano a una comunità di energia rinnovabile»[100]: ritorna qui il concetto di “giustizia energetica”, sottesa all’idea di una transizione «giusta e inclusiva», che abbiamo introdotto nel primo paragrafo. 
Ma a ben vedere, è anche la libertà di scelta dei consumatori passivi a riflettere una diversa valenza, a seconda della direttiva considerata. La finalità protezionistica sottesa alla tutela della libertà di scelta dei clienti finali inserita nel Considerando n. 2 della direttiva (UE) 2019/944 poc’anzi richiamato è riconducibile alla teoria del Consumer Choice Approach[101], che riconosce il consumatore non tanto come parte debole di un rapporto contrattuale, bensì in via strumentale al buon funzionamento (rectius: all’integrità)[102]del mercato[103]. La libertà di scelta viene allora garantita in quanto necessaria al conseguimento dell’obiettivo pubblicistico consistente nell’integrazione del mercato interno[104], rivelando essa stessa una funzione di regolazione economica, poiché ritenuta parte essenziale del modello ideale di economia di mercato. Ciò posto, il consumatore viene tutelato per il ruolo che lo stesso svolge nelle dinamiche del mercato, essendo a sua volta funzionale ad un’effettiva liberalizzazione economica: la protezione giuridica ad esso offerta dall’ordinamento vede il lui non il destinatario finale, bensì un mero strumento che si frappone tra il soggetto pubblico e il vero obiettivo, ovvero la concorrenza tra le imprese.  In tale contesto, vi è una rigida scissione tra consumatore e produttore, e la tutela apprestata al primo mira ad orientare i comportamenti del secondo.
In altri termini, ci sembra che l’evoluzione del concetto di consumatore nel suo rapporto con il principio di concorrenza possa essere spiegata anche alla luce delle diverse dinamiche che sono venute a crearsi nel momento in cui il modello dello “Stato dirigista” ha ceduto il passo a quello dello “Stato regolatore”. Infatti, il processo di privatizzazione che ha seguito la fase di nazionalizzazione dell’energia elettrica ha spezzato la relazione diretta tra Stato e cittadini, dando vita ad un rapporto triangolare tra regolatore pubblico, impresa privata e cittadino nella veste di consumatore. Essendo venuto meno il controllo diretto della mano pubblica sull’economia, la tutela della libertà di scelta del consumatore è divenuta un modo, indiretto ma essenziale, di incentivare la concorrenza tra le imprese, ovvero tra i produttori. Per quanto tale principio di libertà sia aperto a considerare parametri diversi rispetto ai criteri tradizionali del prezzo e dell’efficienza, è comunque sempre funzionale all’obiettivo economico volto all’apertura del mercato, ed il consumatore finisce per essere un mero mezzo nel conseguimento di tale obiettivo. 
Ebbene, ci sembra che questa sia l’idea tradizionalmente accolta dal diritto europeo, ben rappresentata dalla direttiva (UE) 2019/944, che è finalizzata ad introdurre norme comuni per il mercato interno. 
In questo contesto, di ben diverso respiro appare allora la tutela apprestata dalla direttiva sulle energie rinnovabili per quel consumatore, anche passivo – nel senso di un soggetto che non produce energia – che scelga consapevolmente e responsabilmente di attivarsi, partecipando attivamente a una comunità volta alla produzione e allo scambio di energie rinnovabili. In questo senso, le misure a sostegno della partecipazione sono tali da riflettere anche fini di regolazione sociale, rivelandosi il consumatore finale funzionale al raggiungimento dei target ambientali imposti dalle nuove direttive europee.
È proprio con riferimento a tale ultimo profilo che la valorizzazione della libera scelta del consumatore può disvelare tutto il suo potenziale, andando oltre gli angusti confini del diritto antitrust: nelle proprie transazioni, il consumatore può finalmente palesare le sue scelte valoriali, che travalicano l’interesse solipsistico e producono un beneficio per la collettività.
È un consumatore diverso da quello rappresentato dalla tipica concezione liberalista, essendo semmai maggiormente riconducibile al concetto di «consumatore sovrano» elaborato nei primi anni Venti dall’economia neoliberale[105], il quale si differenzia dal primo per le forti implicazioni morali e politiche: il mercato rappresenta per il consumatore anche il luogo di partecipazione ai processi sociopolitici, divenendo esso stesso un luogo democratico[106].
Di qui anche la differente valenza delle due direttive: se la prima ha un significato regolatorio in senso stretto[107], la seconda pone in essere un tipico intervento di diritto pubblico dell’economia, che mira alla promozione e all’agevolazione dello sviluppo delle rinnovabili. Non a caso, solo con riferimento alle Comunità di Energia Rinnovabile si impone agli Stati membri di prevedere un «quadro di sostegno»[108]che comprenda il supporto alle famiglie in condizioni economicamente disagiate o vulnerabili, il quale rappresenta una delle tipiche finalità di intervento del diritto pubblico dell’economia. 
Volendo ricondurre tali riflessioni ai principi cardine del nostro ordinamento Costituzionale, ci sembra di poter riconoscere, nella disciplina delle Comunità Energetiche dei Cittadini, il richiamo al principio di uguaglianza formale, di cui all’art. 3, comma primo, della Costituzione, potendo interpretare la parità di condizioni che va assicurata alle comunità nei confronti dei tradizionali operatori del mercato come un divieto di sottoporli a discriminazione. La disciplina delle Comunità di Energia Rinnovabile ci sembra invece rappresentare una sorta di applicazione del principio di uguaglianza sostanziale di cui all’art. 3, comma 3, Cost., che impone di «rimuovere gli ostacoli di ordine economico e sociale», per favorire e incentivare tali nuovi realtà, prevedendo specifiche agevolazioni in nome di un’effettiva equità.
Tale possibile associazione con i due principi di uguaglianza, espressi dalla nostra Costituzione, trova ulteriore conferma se si accoglie quell’ormai noto orientamento dottrinale[109]che interpreta l’apparente contrasto tra i due principi di uguaglianza quale contrapposizione tra la tipica concezione dello Stato liberale, basato per l’appunto sul principio di uguaglianza formale, e quella che invece connota lo Stato sociale, programmaticamente rivolto all’uguaglianza sostanziale. 
In tale contesto, la comunità energetica nelle sue molteplici sfaccettature può tradursi in un nuovo strumento volto al conseguimento dell’economia sociale di mercato, principio posto a fondamento dell’Unione europea, potendo la stessa coadiuvare le istituzioni pubbliche nel raggiungimento degli obiettivi di miglioramento della tutela e qualità dell’ambiente e più in generale di progresso sociale richiamati dall’art. 3 del Trattato sull’Unione europea.
Ma soprattutto, diventa essa stessa una nuova istituzione, che si frappone tra Stato e Mercato nel controllo dell’economia. Viene alla mente a tal proposito una recente opera di un economista americano, “The Third Pillar: How Markets and the State Leave the CommunityBehind“[110],  ove l’autore ripercorre vari esempi che dimostrano come, negli ultimi tempi, Stato e Mercato abbiano invaso sempre più le attività che erano precedentemente volte anche a consolidare le relazioni all’interno delle comunità locali, spezzando così anche i legami sociali e interpersonali tra i membri di una collettività. Proprio il venir meno dell’equilibrio fra i tre pilastri Stato, Mercato e Comunità sarebbe la causa profonda della crisi che imperversa la nostra società. È il caso ad esempio di ciò che è accaduto con riferimento ai servizi energetici, dato che, come abbiamo rappresentato supra, par. 1, i processi di nazionalizzazione prima e di privatizzazione poi hanno avocato le funzioni prima esercitate a livello locale, deresponsabilizzando i cittadini dalla cura della res publica. 
Per usare le parole di Elinor Ostrom, «Quello che uno può osservare nel mondo è che né lo Stato né il mercato sono stati continuativamente capaci di dare agli individui un sistema produttivo di sfruttamento delle risorse naturali sostenibile nel lungo periodo. Mentre invece vi sono casi di comunità che per governare qualche risorsa hanno fatto affidamento su istituzioni diverse dallo Stato e dal mercato con un ragionevole grado di successo nel lungo periodo»[111].
Ridare importanza alla comunità è dunque l’unico modo per riequilibrare la società, e di conseguenza risanarla: per fare ciò, occorre partire da una (nuova)valorizzazione delle autorità amministrative locali, che siano capaci di mediare le esigenze contrapposte dello Stato e del Mercato. Favorire la transizione energetica a livello decentralizzato significa infatti anzitutto attribuire rilevanza alle amministrazioni locali. Sarebbe stato dunque auspicabile che il legislatore europeo, con l’approvazione del nuovo pacchetto legislativo, sfruttasse l’occasione per dotare tali enti di effettivi strumenti in tal senso: tuttavia, come è stato osservato in dottrina, il costante richiamo alla «legge nazionale applicabile» sembra lasciare troppo spazio alla discrezionalità delle autorità centrali di governo dei singoli Stati membri[112]. 
 
4. Transizione energetica e amministrazione decentrata: quali politiche pubbliche?

In effetti, un’analisi più approfondita del nuovo pacchetto energia sembra confermare tale orientamento dottrinale. È infatti vero che il legislatore europeo riconosce come, rispetto agli obiettivi nazionali, spesso le autorità regionali e locali si diano obiettivi più ambiziosi in materia di rinnovabili[113]. Tuttavia, nel far ciò, si evidenzia che, attualmente, gli impegni assunti a livello regionale e locale per promuovere lo sviluppo dell’energia rinnovabile e l’efficienza energetica sono sostenuti da iniziative come il Patto dei sindaci[114], le iniziative Città intelligenti e Comunità intelligenti[115]e mediante l’elaborazione di piani d’azione in materia di energia sostenibile[116]. Come è evidente, queste iniziative, richiamate espressamente dalle direttive[117]per enfatizzare il ruolo delle autorità locali nella transizione energetica, hanno natura meramente politica. 
Si prenda ad esempio il Patto dei sindaci: per quanto rappresenti indubbiamente un utile strumento di confronto reciproco tra amministrazioni locali, esso costituisce un sistema a partecipazione volontaria, la cui adozione risulta ancora a macchia di leopardo (basti pensare che, nel 2016, il numero dei Comuni firmatari del Patto dei Sindaci in Sicilia era pari alla somma dei Comuni tedeschi, francesi, portoghesi, polacchi e inglesi)[118], volto allo scambio di best practicespiù che all’effettiva realizzazione delle stesse.  
Analoghe considerazioni possono essere avanzate con riferimento al Piano d’Azione per l’Energia Sostenibile e il Clima (c.d. PAESC), che consiste in un Piano strategico che gli enti locali sviluppano e adottano a seguito dell’adesione al c.d. Patto dei Sindaci per il Clima e l’Energia. 
Si tratta infatti di un documento programmatico e non rigido o vincolante, che identifica i settori di intervento più idonei e le opportunità più appropriate per raggiungere l’obiettivo di riduzione di CO2.
Con riferimento alle iniziative in materia diCittà intelligenti, ad indicare come si tratti in realtà di strumenti ben poco definiti è già la mancanza di una nozione univoca e condivisa di smart city[119]. Tra i vari tentativi definitori, si può menzionare quello volto a configurarla come «una città caratterizzata dall’integrazione tra strutture e mezzi tecnologicamente avanzati, proiettata verso politiche di crescita sostenibile al fine di ottenere un miglioramento degli standard qualitativi della vita umana»[120], perseguendo in via prioritaria l’efficienza energetica e lo sviluppo sostenibile[121]. La città intelligente mira dunque a dar risposta ad una serie di aspirazioni e bisogni, mettendo in comunicazione tra loro sistemi diversi di regole e principi attraverso soluzioni tecnologiche e innovative legate a molteplici dimensioni[122]. Tuttavia, il richiamo di quelle finalità complessive, considerabili come “macro-principi”, già sottesi alla ben più generale «Strategia Europa 2020»[123], nulla ci dice sugli strumenti giuridici utilizzabili a tal fine. Anzi, proprio la molteplicità degli scopi perseguiti rischia di complicare il riconoscimento dell’essenza del fenomeno, ridimensionandone, di conseguenza, la portata[124].
Passando alle Comunità intelligenti, nemmeno l’art. 20 del d.l. n. 179/2012 (c.d. “Decreto Crescita 2.0”)[125], recante la disciplina nazionale delle stesse, ne offre una definizione. Quest’ultima va semmai rintracciata nelle linee guida pubblicate dall’AgID nel 2012, che definiscono la comunità intelligente come «quel luogo e/o contesto territoriale ove l’utilizzo pianificato e sapiente delle risorse umane e naturali, opportunamente gestite e integrate mediante le numerose tecnologie ICT già disponibili, consente la creazione di un ecosistema capace di utilizzare al meglio le risorse e di fornire servizi integrati e sempre più intelligenti (cioè il cui valore è maggiore della somma dei valori delle parti che li compongono)».Allora, è l’utilizzo stesso del termine “comunità” a sottintendere una chiave ricostruttiva del fenomeno: ad assumere rilevanza non è l’ente locale nei suoi confini amministrativi predefiniti, bensì il «luogo e/o contesto territoriale». Ma se così è, il richiamo alle Comunità intelligenti è associabile al concetto di Comunità energetiche, più che al ruolo amministrativo svolto dalle Autorità locali. 
Ciò comporterebbe un’ulteriore sovrapposizione con le nozioni di Comunità Energetica dei Cittadini, Comunità di Energia Rinnovabile e consumo collettivo (considerato quale forma di comunità contrattuale) in tutti quei casi in cui queste ultime facciano utilizzo delle tecnologie digitali: ipotesi tutt’altro che remota, visto che il nesso tra evoluzione dei sistemi informatici, autoconsumo e collettività è riconosciuto anche dal Piano Nazionale Integrato per l’Energia e il Clima recentemente approvato[126]. Significativo in tal senso è l’utilizzo del già richiamato Vehicle to grid[127], per consentire lo “scambio” di elettricità rinnovabile, incentivando non solo la mobilità elettrica, ma anche la fornitura di elettricità da fonti rinnovabili per mezzo della stessa.
A ben vedere, nemmeno i richiami più o meno diretti agli enti locali e al loro ruolo con riferimento a specifiche attività, offrono indicazioni dirimenti. Si prenda in esame la direttiva in materia di prestazione energetica nell’edilizia[128], prevista tra i testi legislativi del già citato «quarto pacchetto energia», che riconosce in maniera molto vaga la necessità di affidare un ruolo di primo piano alle Autorità locali e regionali nello sviluppo, elaborazione, esecuzione e valutazione delle misure in materia di efficienza energetica, affinché le stesse possano tener conto delle peculiarità climatiche, culturali e sociali del territorio[129]. 
In concreto però, al di là dell’invito rivolto agli enti locali di porre in essere iniziative virtuose come quella più su richiamata di Malaunay che, attraverso la c.d. «net positive architecture» ha permesso agli stessi edifici di fornire elettricità al resto del territorio, gli istituti giuridici poi concretamente richiamati sono quelli classici della pianificazione e dell’infrastrutturazione[130]. Caso emblematico è quello rappresentato, ancora una volta, dalla mobilità elettrica, la cui incentivazione, come già rilevato, può essere favorita anche dalle comunità energetiche. Da un lato si impone la predisposizione di «un numero adeguato di punti di ricarica elettrica»accessibili al pubblico, prevedendo anche che i veicoli elettrici circolino con priorità nelle città e nelle altre aree urbane che hanno registrato nell’ultimo triennio lo sforamento dei limiti delle concentrazioni inquinanti[131], sulla scorta delle disposizioni già contenute nella c.d. direttiva DAFI[132]recepita nel nostro ordinamento con il d.lgs. n. 257/2016[133]. Dall’altro si invita a porre in essere una pianificazione urbana olisticae coerente, chepromuova modalità di trasporto alternative, sicure e sostenibili e della loro infrastruttura di sostegno, per esempio tramite infrastrutture dedicate per il parcheggio delle biciclette elettriche e per i veicoli delle persone a mobilità ridotta[134]. 
Dalla presente ricostruzione dovrebbe apparire evidente come, fino ad oggi, gli enti locali siano stati considerati dal diritto europeo perlopiù come «laboratori di soluzioni sostenibili e trasformative»[135], il cui intervento in materia di transizione energetica è stato disciplinato solamente in maniera indiretta o comunque settoriale. Questo è dovuto non tanto e non solo alla limitata possibilità del diritto europeo di intervenire nei diritti amministrativi interni dei singoli Stati membri, ma ancor prima alle ridotte funzioni, riconducibili alla transizione energetica, che rientrano nel governo diretto del Comune. A ciò si aggiunge l’inadeguatezza degli strumenti tipici del diritto amministrativo: si pensi al modello pianificatorio tradizionale[136], incapace di consentire il conseguimento dei fini precipui della transizione energetica valorizzando al contempo la partecipazione attiva dei cittadini, fulcro centrale della transizione stessa. Non a caso, il già citato Green New Dealitaliano fa riferimento al più generale concetto di “rigenerazione urbana”[137](che ancora non trova però una compiuta definizione[138]), probabilmente proprio per la sua idoneità ad integrare iniziative spontanee della società civile con gli interventi top-downdell’autorità locale[139]. 
Insomma, nei fatti il Comune finisce spesso per acquisire un ruolo di mero facilitatoredella transizione energetica, comportandosi esso stesso come “consumatore modello” (ad esempio, attraverso l’utilizzo di pannelli fotovoltaici sui tetti degli edifici pubblici, volti a favorire l’autoconsumo): la sua attività si concretizza dunque in una sorta di governing through enablingpiuttosto che in un governo effettivo. Nella migliore delle ipotesi, il suo intervento viene ricondotto alle tipiche attività urbanistiche o comunque settoriali, come la politica dei trasporti o in materia edilizia, riconducibili a loro volta nella (ben più vaga) politica di rigenerazione urbana.
Tutto ciò è davvero sufficiente, considerata anche l’importanza del suo intervento al fine del recupero di quel “Terzo Pilastro” che poc’anzi si richiamava? La risposta è evidentemente negativa. Effettivamente, alcuni legislatori nazionali stanno iniziando a riconoscere la necessità di approvare leggi ad hocin materia di transizione energetica, volte a favorire il ruolo centrale degli enti locali: è il caso ad esempio dell’ordinamento francese, che ha intrapreso alcune iniziative in questo senso. Significativo è rilevare come, in concomitanza dell’approvazione della riforma amministrativa volta a riconoscere un maggior ruolo alle autorità locali[140], nel 2015 sia stata promulgata una legge precipuamente dedicata alla transizione energetica[141], che ha creato nuove opportunità di azione a favore delle autorità locali, anche derogando al regime ordinario[142]; a questa ha poi fatto seguito, nel 2018, la presentazione di un piano di sviluppo dell’idrogeno per la transizione energetica[143]. Più nello specifico, la legge sulla transizione energetica ha previsto per la prima volta la possibilità in capo alle amministrazioni pubbliche di detenere una partecipazione in una società a fini di lucro, di per sé vietata (a meno che non si tratti di una société d’économie mixte locale), nel caso in cui tale società abbia come fine sociale la produzione e fornitura di energie rinnovabili a beneficio del territorio di riferimento o comunque nelle prossimità dello stesso, così prevedendo regole più flessibili rispetto a quelle ordinarie[144].
 
5. Dalla privatizzazione alla rimunicipalizzazione: alcuni casi studio in Germania, Regno Unito e Stati Uniti

A ben vedere, in altri ordinamenti la transizione energetica ha dato vita ad un cambiamento ben più radicale, che si è sviluppato parallelamente alla diffusione delle comunità energetiche: vi è stato un infatti un crescente ritorno alla municipalizzazione[145], intesa come riscoperta dei modelli pubblici di gestione e controllo dei servizi pubblici[146].
 A tal proposito, come già anticipato (suprapar. 1), tra i vari Stati membri[147]l’esempio più significativo è rappresentato dalla Germania, dove, solo nel 2017, si contavano ben 284 rimunicipalizzazioni nel settore dell’energia, derivanti da un lato dalla rescissione di concessioni per la gestione delle reti di luce e gas[148]e per la fornitura di elettricità[149]precedentemente affidati a gestori privati, dall’altro dalla costituzione ex novodi 109 aziende municipali[150]. A seguito del processo di liberalizzazione avviato dall’Unione europea negli anni Novanta, il mercato energetico tedesco ha paradossalmente vissuto un processo di concentrazione, che ha condotto alla creazione di un oligopolio a favore di quattro soli “big players“. Forme di attivismo locale hanno indotto un ritorno delle c.d. Stadtwerke, le piccole aziende municipali, che hanno non solo recuperato ma addirittura esteso il proprio ruolo nella produzione, trasmissione, distribuzione e fornitura di energia[151].
Si può citare, tra i tanti, il caso della città di Amburgo, ove nel 2009 è stata costituita una nuova azienda pubblica, la Hamburg Energie, finalizzata alla costruzione di impianti per la produzione di energia da fonti rinnovabili e la distribuzione dell’elettricità così prodotta[152]. Inoltre, a seguito di un referendumtenutosi nel 2013, la rete elettrica è stata rilevata dall’ente comunale nel 2015.
Casi di rimunicipalizzazione dei servizi energetici sono ravvisabili anche nel Regno Unito e negli Stati Uniti, il che appare piuttosto significativo considerando che è proprio in tali realtà che è stato avviato il processo di privatizzazione. Le autorità locali, private delle loro funzioni e della gestione dei servizi pubblici, a causa prima della nazionalizzazione e poi della privatizzazione, hanno cominciato a riappropriarsi di alcune attività, specialmente nel settore energetico.
Si può citare ad esempio il caso di Nottingham, ove nel 2015 il Consiglio comunale ha deciso di far fronte al problema del crescente numero di cittadini non in grado di pagare le bollette elettriche creando una nuova azienda pubblica senza scopo di lucro, significativamente chiamata Robin Hood Energy[153]. Questa azienda si è posta il fine di offrire energia a prezzi accessibili e di combattere la povertà energetica dei cittadini che insistono nel suo territorio, offrendo un servizio a prezzi economicamente più vantaggiosi rispetto a quelli dei tradizionali operatori di mercato e fornendo elettricità interamente prodotta da fonti rinnovabili. La sua creazione ha avuto un impatto significativo anche sul mercato, producendo benefici non limitati ai propri clienti: infatti, il costo medio dell’energia nelle Midlands Orientali, in cui si trova Nottingham, è ora il più economico del Regno Unito[154]. Molte altre città hanno seguito il suo esempio, coniugando la tutela dei consumatori vulnerabili con la promozione di energie rinnovabili: è il caso ad esempio Bristol Energy, creata su iniziativa del consiglio comunale nel 2015, che mira a offrire prezzi più bassi rispetto alle grandi società commerciali investendo al contempo nella produzione e fornitura di energia 100% rinnovabile; viene inoltre riservato un dividendo al finanziamento dei servizi locali.
Il ritorno alla gestione municipale non costituisce un mero passaggio di proprietà dalla struttura privata a una pubblica, ma è invece funzionale all’affermarsi di una nuova “etica del servizio pubblico”[155]. L’ethosguida l’ente pubblico nel garantire l’accesso universale, che non può essere garantito dai fornitori privati, orientati dalle prospettive commerciali e dalla ricerca di profitto. È inoltre un’iniziativa ben diversa rispetto albonus elettrico[156]o al reddito energetico[157], tipiche forme di tutela apprestate nel nostro ordinamento per fronteggiare le situazioni di povertà energetica, trattandosi nel primo caso di un intervento diretto nell’economia, nel secondo in un intervento di ausilio e promozione. 
Come anticipato, il processo di rimunicipalizzazione si sta notevolmente espandendo anche negli Stati Uniti. Tra i numerosi esempi si può annoverare il caso della città di Boulder, in Colorado, che ha riconosciuto espressamente la necessità di considerare l’energia come un servizio,prima ancora che un bene soggetto ad economie di scala[158]; si ritiene inoltre che solo un’effettiva rimunicipalizzazione possa permettere all’ente locale di intervenire concretamente nel senso di ridurre significativamente le emissioni di carbonio[159].
È interessante osservare come la rimunicipalizzazione assuma, in alcuni casi, forme del tutto innovative. È il caso ad esempio delle c.d. “Community Choice Aggregation“[160], che si stanno ampiamente diffondendo negli Stati Uniti. Si tratta in sostanza di un programma volto all’aggregazione della domanda di elettricità dei cittadini a livello municipale: l’ente di governo locale può così negoziare tariffe maggiormente favorevoli (proprio perché rappresenta un ampio numero di clienti) e al contempo incentivare il consumo di energie rinnovabili. In questo caso, l’ente locale non crea una nuova azienda, fa affidamento sulle infrastrutture e le società già esistenti, ma offre ai cittadini un’ulteriore scelta e un maggiore controllo sulla provenienza dell’energia elettrica acquistata, così riducendo il potere delle utilities private[161].
Per questo motivo, le Community Choice Aggregationvengono talvolta definite come una sorta di «municipalizzazione deregolamentata»[162]: infatti, a differenza del classico processo di ri-municipalizzazione, ove l’ente locale si riappropria della rete elettrica o comunque costituisce un’azienda pubblica, in questo caso l’ente locale si limita ad assumere il controllo del processo decisionale relativo alla fornitura di energia, rimanendo rimesse agli operatori privati le fasi di trasmissione e distribuzione dell’energia elettrica, nonché la fatturazione della stessa. 
Da un lato, questo sistema ci sembra presentare certe similitudini con le funzioni esercitate dall’Acquirente Unico italiano nel mercato di maggior tutela, in quanto, come noto, lo stesso si occupa di negoziare i contratti per la fornitura di energia elettrica nel mercato all’ingrosso; dall’altro, l’Aggregazione municipale rappresenta una innovativa forma di interventismo locale, in cui le scelte in materia di approvvigionamento energetico sono dettate non solo e non tanto e dal criterio economico del prezzo bensì sono orientate da scelte di valore. Come esplicita il nome stesso, il fine essenziale è quello di creare unaaggregazione, e dunque un’associazione,delle preferenze dei cittadini, scelte che mirano a riflettere valori ulteriori rispetto al risparmio, quali per l’appunto la transizione energetica attraverso il maggiore utilizzo dell’elettricità proveniente da fonti rinnovabili. 
Talvolta, le Community Choice Aggregation diventano esse stesse uno strumento per favorire lo sviluppo socioeconomico a livello locale, specialmente in un’ottica di rigenerazione. Un esempio è riscontrabile in California, ove un’agenzia pubblica, senza scopo di lucro, che opera come Aggregatore municipale[163], ha dato vita ad un parco fotovoltaico in un sito industriale dismesso (circa 4000 mq) di proprietà della raffineria di petrolio di Chevron Richmond, sita sulla baia di San Francisco[164]. Alla base del progetto vi era l’obbligo di assumere almeno il 50% del personale tra i cittadini del territorio locale, anche alla luce della circostanza che si tratta di una zona caratterizzata da alti tassi di disoccupazione e molte comunità sottoservite. Nei due anni antecedenti all’effettivo avvio del progetto, avvenuto nell’aprile 2018, è stato inoltre introdotto uno specifico percorso di formazione, dedicato gratuitamente agli studenti del territorio, in modo tale da fornire una formazione specifica ed incentivare la loro assunzione all’interno del progetto stesso[165]. 
Quanto al potere di scelta garantito al cittadino/consumatore, vengono introdotte diverse opzioni. Infatti, oltre all'”opzione base”, economicamente più conveniente, che comunque garantisce la provenienza da fonti rinnovabili di almeno la metà dell’energia erogata, all’utente finale viene permesso di scegliere di ricevere elettricità proveniente esclusivamente da fonti rinnovabili, pagando un centesimo di dollaro in più per chilowattora: metà dei proventi vengono poi reinvestiti per la creazione di nuovi parchi fotovoltaici e, dunque, per incrementare la produzione di energia rinnovabile a livello locale.
Un’ulteriore possibilità offerta dall’Aggregatore municipale è quella di acquistare elettricità interamente prodotta nell’ambito territoriale di riferimento: il cliente finale paga un sovrapprezzo che viene poi interamente reinvestito in progetti volti a favorire l’economia locale[166]. 
Infatti, la provenienza dell’elettricità rinnovabile dal proprio territorio non è scontata: non solo perché gli enti locali sono a loro volta connessi alla rete centralizzata, ma spesso non vi è una capacità di generazione sufficiente (o economicamente conveniente) tale da consentire città 100% rinnovabili, per cui nella maggior parte dei casi almeno una quota di elettricità da fonti rinnovabili viene acquistata mediante i c.d. “certificati di origine”, volti per l’appunto a certificare la provenienza da fonti rinnovabili dell’elettricità venduta.  
 
5.1. Le ragioni della rimunicipalizzazione

Le motivazioni addotte dagli enti locali nel rivendicare il controllo pubblico – se non addirittura il regime proprietario – dei servizi energetici sono riconducibili a ragioni non solo di matrice socio-ambientale ma anche economiche. Sotto il primo profilo, il fine è quello di soddisfare la richiesta della società civile di implementare il passaggio all’Energiewendeparallelamente al progressivo abbandono dell’energia nucleare: è il caso ad esempio del referendum tenutosi ad Amburgo nel 2013, che ha costretto il governo locale alla rimunicipalizzazione.Invece, sotto l’aspetto economico, si fa appello ad alcuni studi[167]ed evidenze empiriche[168]che dimostrano come non risulti provato che la gestione privata sia effettivamente più efficiente e conveniente per i consumatori finali rispetto a quella pubblica[169]. In particolare, appare opportuno osservare come tali movimenti di rimunicipalizzazione siano considerati una reazione alle politiche di austerità e al processo di (eccessiva) liberalizzazione, anche alla luce dei fallimenti dei modelli imposti dalla privatizzazione e dai partenariati pubblico-privati[170]. A tal proposito, va annoverata la possibilità, riconosciuta alle autorità locali in Germania, di ottenere prestiti dal sistema bancario ad un tasso di interesse quasi vicino allo zero, che ha permesso loro di finanziare la rimunicipalizzazione a condizioni molto vantaggiose[171], mentre (come vedremo meglio infra, par. 5) in Italia il vincolo di finanza pubblica dell’equilibrio di bilancio degli enti territoriali spinge a favorire la privatizzazione e il ricorso al mercato.
Ecco allora che, a causa degli spazi troppo angusti lasciati dalla regolazione agli enti locali, il settore energetico sta assistendo, in molti Stati europei, ad un ritorno dell’intervento diretto nel mercato attraverso l’impresa pubblica locale. Mentre il legislatore europeo e quello nazionale si affannano per sottoporre il mercato energetico a nuove forme di regolazione, alcune municipalità si stanno riappropriando del controllo di servizi energetici già privatizzati, come ad esempio la generazione e la fornitura dell’elettricità, giustificando tale strategia in quanto funzionale alla lotta contro il cambiamento climatico e allo sviluppo socio-economico e ambientale del territorio. In molti casi questo processo parte proprio dalle richieste della società civile, che reclama l’assunzione di una diretta responsabilità politica, e non più solo economica, nella gestione di tali servizi. 
Infatti, il servizio energetico è ora finalizzato al conseguimento di scopi che non erano stati ancora previsti nel ‘900, quando si è avviato il processo di privatizzazione. Non si tratta più solamente di garantire il prezzo più basso, unico reale obiettivo che si teneva in considerazione quando è stato avviato il processo di liberalizzazione: il crescente nesso tra energia e clima[172]impone un nuovo bilanciamento di valori, a sua volta variabile a seconda del contesto temporale e territoriale di riferimento, per cui sembra auspicabile una maggiore incisività del controllo pubblico locale. L’approvvigionamento di energia elettrica non è più considerato unicamente in termini di efficienza, di equilibrio tra domanda e offerta, con lo scopo pubblicistico di garantire al consumatore l’elettricità al prezzo più basso; questo è vero soprattutto se si considera il crescente contributo dei cittadini, sia in forma singola che associata, allo sviluppo economico del territorio. Implica l’assunzione di scelte politiche, volte alla promozione del bene comune, secondo una valutazione che necessita di essere compiuta dalle realtà locali. Lo stesso approvvigionamento dell’energia elettrica inizia dunque a poter essere configurato come un nuovo servizio pubblico[173], che permetta l’effettiva realizzazione di quegli obiettivi in materia di rinnovabili, spesso più ambiziosi rispetto agli obiettivi nazionali che – come riconosciuto dalle nuove direttive e come si è già evidenziato[174]– spesso le autorità regionali e locali si danno. 
A ben vedere, pure la dottrina inizia a riconsiderare la tesi per cui il ritorno alla municipalizzazione, e dunque alle forme di controllo e gestione diretta da parte dell’ente municipale, unita alla creazione di nuovi tipi di aggregazioni comunitarie su base locale, costituisca il modello di governancedei servizi energetici maggiormente idoneo a conseguire i fini sottesi alla transizione energetica. 
La rimunicipalizzazione, se combinata alla progressiva apertura ai processi partecipativi attraverso le comunità energetiche, apre nuovi spazi di collaborazione tra l’ente pubblico di governo locale e i cittadini, che insieme possono reinventare la gestione dei servizi pubblici in maniera più democratica ed efficiente, attraverso l’adozione di modelli che permettano alla cittadinanza stessa un innovativo ruolo nell’orientamento delle scelte organizzative e funzionali.
 
6. Comunità energetica e nuove forme di partenariato ente pubblico-società civile
 
Con riferimento alla categoria generale dei beni comuni, vi è chi ha evidenziato la necessità di andare “oltre” la concezione proprietaria[175]e focalizzarsi semmai nella ricerca di strumenti che permettano al giurista di garantire la primazia dell’interesse generale.La stessa dottrina individua in tal senso la necessità di istituire un partenariato tra ente pubblico e società civile, in modo da costituire un nuovo modello di amministrazione in cui i cittadini collaborano con la pubblica amministrazione per risolvere insieme i problemi della Comunità, rendendosi propositivi e attivi.
Alla luce della precedente analisi, ci sembra che il modello di Comunità energetica rappresenti un possibile strumento in tal senso. Infatti, partecipando all’interno della Comunità, il «cliente attivo»non solo prende parte al mercato energetico, ma esercita la sua sovranità di cittadino, «co-producendo»[176],insieme all’ente municipale, nuovi servizi pubblici, a beneficio dell’intera collettività. La Comunità energetica rappresenta allora non solo un nuovo modello di governancedella transizione energetica, ma più in generale contribuisce allo sviluppo socio-economico ed ambientale del territorio.
La crisi globale che stiamo vivendo impone nuove narrazioni, invitandoci alla ricerca di un diverso punto di equilibrio tra dinamiche del mercato e interventismo pubblico. È in questo contesto che il Terzo Pilastro della Comunità, finora adombrato da Stato e Mercato, rivendica il proprio spazio. 
Prova di ciò è offerta non tanto dalle recenti misure emergenziali di distanziamento sociale, che, nell’ergere muri difficilmente valicabili in corrispondenza dei confini territoriali amministrativi, hanno reso tangibile il concetto di prossimità;  l’esaltazione della comunità è nella riscoperta dei valori della solidarietà e della condivisione, che hanno rimesso in discussione i canoni della globalizzazione capitalistica e delle politiche di austerità cui ci eravamo assuefatti negli ultimi decenni. Allo stesso tempo, le esperienze di rimunicipalizzazione e le nuove forme di amministrazione condivisa ci invitano a ripensare quell’adagio, introdotto dal processo di liberalizzazione, che riconosce un’automatica prevalenza alle dinamiche del mercato, relegando l’intervento pubblico ad un mero intervento di regolazione, come se i classici schemi di conformazione del comportamento umano esaurissero incontrovertibilmente tutte le opzioni a nostra disposizione.
Nel recepire le disposizioni delle nuove direttive in materia di Comunità energetica, appare allora necessario valorizzare la cooperazione tra ente pubblico e società civile, ripartendo da qui per far ripartire l’economia nei territori così gravemente colpiti dalla pandemia. In tale contesto, infatti, le Comunità energetiche appaiono astrattamente idonee a rappresentare anche un valido strumento di sviluppo del Mezzogiorno, ove già attualmente viene prodotto oltre il 50% delle energie rinnovabili[177]. Pertanto, se le cooperative storiche sono state istituite quasi unicamente nel Nord Italia, è proprio a partire dal Sud del Paese che le nuove Comunità energetiche possono iniziare a fiorire.
 
 

 

[1]Alla conferenza sul clima di Parigi (COP21) del dicembre 2015, 195 Paesi hanno adottato il primo accordo universale e giuridicamente vincolante sul clima, poi sostanzialmente riconfermato con il rulebooksiglato a Katowice ad esito della COP24 tenutasi nel dicembre 2018. Per un primo approfondimento sul tema, v. S. NESPOR, L’adattamento al cambiamento climatico: breve storia di un successo e di una sconfitta, in Rivista Giuridica dell’Ambiente, n. 1/2018, pp. 29-57; ID., La lunga marcia per un accordo globale sul clima: dal protocollo di Kyoto all’accordo di Parigi, in Rivista trimestrale di diritto pubblico, n. 1/2016, pp. 81-121.

[2] Per un approfondimento di natura interdisciplinare sul tema della transizione energetica, si rinvia in particolare a G. VERBONG – D. LOORBACH, Governing the Energy Transition. Reality, Illusion or Necessity?, New York, 2012;  J. PERELMAN, Energy Transitions. Long-term Perspectives, New York, 1981; D. RICH – J.M. VEIGEL – A.M. BARNETT – J. BYRNE (a cura di), The Solar Energy Transition. Implementation And Policy Implications, New York, 2019; B.K. SOVACOOL, Visions of Energy Futures. Imagining and Innovating Low-Carbon Transitions, London, 2019.

[3]Esso è infatti composto da otto testi normativi: direttiva (UE) 844/2018 del 30 maggio 2018, che modifica la direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell’edilizia e la direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica; direttiva (UE) 2018/2001 dell’11 dicembre 2018 sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili; direttiva (UE) 2018/2002 dell’11 dicembre 2018, che modifica la direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica; regolamento (UE) 2018/1999 dell’11 dicembre 2018, sulla governance dell’Unione dell’energia e dell’azione per il clima, che modifica le direttive (CE) n. 663/2009 e (CE) n. 715/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE e 2013/30/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, le direttive del Consiglio 2009/119/CE e (UE) 2015/652 e che abroga il regolamento (UE) n. 525/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio; regolamento (UE) 2019/941 del 5 giugno 2019 sulla preparazione ai rischi nel settore dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2005/89/CE; regolamento (UE) 2019/942 del 5 giugno 2019 che istituisce un’Agenzia dell’Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell’energia; regolamento (UE) 2019/943 del 5 giugno 2019 sul mercato interno dell’energia elettrica; direttiva (UE) 2019/944 del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE. Per un primo approfondimento dottrinale in materia, v. in particolare: E. BRUTI LIBERATI – M. DE FOCATIIS – A. TRAVI (a cura di), La Transizione Energetica e il Winter Package. Politiche Pubbliche e Regolazione dei Mercati. Atti del convegno AIDEN tenutosi a Milano il 29 settembre 2017, Milano, 2018; L. AMMANNATI (a cura di), La Transizione Energetica, Torino, 2018; G. DE MAIO (a cura di), Introduzione allo studio del diritto dell’energia. Questioni e prospettive, Napoli, 2018.

[4]Più precisamente, si tratta del pacchetto legislativo “Clean Energy for All Europeans“, presentato il 30 novembre 2016.

[5]Comunicazione del 11 dicembre 2019 della Commissione al Parlamento europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo e a Comitato delle regioni “Il Green Deal europeo“, COM(2019) 640 final. Tale strategia appare ispirarsi al c.d. “Green New Deal” statunitense già ascritto alla presidenza Obama: sul punto, si rinvia a M. PASSALACQUA, Politiche pubbliche e strumenti giuridici per rigenerazione e riuso di aree industriali dismesse, in M. PASSALACQUA – B. POZZO, Diritto e rigenerazione dei brownfields. Amministrazione, obblighi civilistici, tutele, Torino, 2019, con particolare riferimento al paragrafo 4.2. 

[6]Comunicazione della Commissione al Parlamento europeo, al Consiglio, al Comitato economico e sociale europeo, al Comitato delle regioni e alla Banca europea per gli investimenti “Una strategia quadro per un’Unione dell’energia resiliente, corredata da una politica lungimirante in materia di cambiamenti climatici“, COM(2015) 80. Infatti, come ben chiarito dalla Comunicazione in parola, il fine è quello di realizzare «un’Unione dell’energia che mette in primo piano i cittadini che svolgono un ruolo attivo nella transizione energetica, si avvantaggiano delle nuove tecnologie per pagare di meno e partecipano attivamente al mercato, e che tutela i consumatori vulnerabili». V. anche il Considerando n. 76 della direttiva (UE) 2018/2001, che chiarisce come «La strategia dell’Unione dell’energia ha anche riconosciuto il ruolo dei cittadini nella transizione energetica, in cui assumono la responsabilità delle scelte energetiche, si avvalgono delle nuove tecnologie per ridurre il costo delle bollette e partecipano attivamente al mercato».

[7]Pubblicata il 10 novembre 2017 e disponibile all’indirizzo: https://www.mise.gov.it/images/stories/documenti/Testo-integrale-SEN-2017.pdf[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[8]Ovvero, del meccanismo di gestione attiva della domanda. Per un approfondimento in dottrina, si rinvia in particolare a J. B. EISEN, Demand Response’s Three Generations: Market Pathways and Challenges in the Modern Electric Grid, inNorth Carolina Journal of Law & Technology, 2017, n. 4/2017, pp. 351-431. Con riferimento alla dottrina italiana, si rinvia invece soprattutto a M. FALCIONE, Demande response: risparmio energetico dal lato della domanda. Il contributo volontario degli utenti finali alla flessibilità del consumo elettrico, in L. CARBONE – G. NAPOLITANO – A. ZOPPINI (a cura di), Annuario di Diritto dell’energia 2016 – Politiche pubbliche e disciplina dell’efficienza energetica, Bologna, 2016. 

[9]P. 34. 

[10]Con riferimento al sistema elettrico italiano, la nazionalizzazione è avvenuta con la legge 6 dicembre 1962, n. 1643, con cui è stato istituito l’Ente nazionale per l’energia elettrica (Enel), al quale è stato riservato il compito di esercitare nel territorio nazionale le attività di produzione, importazione ed esportazione, trasporto, trasformazione, distribuzione e vendita dell’energia elettrica da qualsiasi fonte prodotta. Si è così inteso superare la frammentazione che fino ad allora aveva caratterizzato il sistema elettrico italiano, essenzialmente al fine di consentire la rapida elettrificazione dell’intero territorio nazionale in un periodo di forte crescita economica e di garantire tariffe dell’energia elettrica non differenziate in base alla localizzazione del punto di prelievo. Vi furono comunque alcune eccezioni al processo di nazionalizzazione: in particolare, furono mantenuti autonomi: 1) alcune imprese produttrici e distributrici, soprattutto se afferenti agli enti locali, che poterono continuare ad operare su concessione dell’Enel, previa autorizzazione del Ministro per l’Industria e il commercio; 2) gli autoproduttori/autoconsumatori; 3) le c.d. imprese elettriche minori, principalmente localizzate nelle isole e caratterizzate da basse produzioni di energia elettrica e da costi di produzioni superiori alla media nazionale. Appare inoltre significativo evidenziare come all’epoca vi fosse una netta prevalenza delle fonti rinnovabili, superiore all’85% della domanda interna dell’energia interna. Per un approfondimento sul punto, si rinvia a B. POZZO (a cura di), Le politiche energetiche comunitarie. Un’analisi degli incentivi allo sviluppo delle fonti rinnovabili, Milano, 2009, pp. 104 ss. Con riferimento all’esperienza nazionalizzazione di altri paesi europei, si rinvia in particolare a P. BOLCHINI (a cura di) La Nazionalizzazione dell’energia elettrica: l’esperienza italiana e di altri paesi europei. Atti del convegno internazionale di studi del 9-10 novembre 1988 per il XXV anniversario dell’Enel, Bari, 1989.

[11]In Italia, il processo di privatizzazione e di superamento graduale del regime di monopolio pubblico nel mercato dell’energia è stato avviato a partire degli anni ’90, sotto l’impulso del diritto comunitario. Il primo passo del processo di privatizzazione formale è riconducibile al D.L. n. 333/1992, convertito in L. n. 359/1992, che ha disposto la trasformazione di IRI, ENI, INA e ENEL in società per azioni, mantenendone inalterato l’assetto proprietario e la composizione sociale. Con la L. n. 474/1994 è stato poi avviato il processo di privatizzazione sostanziale, completato con l’istituzione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas (AEEG) avvenuta con la ben nota L. n. 481/1995. Per un approfondimento si rinvia in particolare a G. TELESE, Il mercato dell’energia elettrica in Italia dalla nazionalizzazione alla graduale apertura della concorrenza, in L. AMMANNATI (a cura di), Monopolio e regolazione proconcorrenziale nella disciplina dell’energia, Milano, 2005; E. BRUTI LIBERATI, La regolazione pro-concorrenziale dei servizi pubblici a rete. Il caso dell’energia elettrica e del gas naturale, Milano, 2006.

[12]Il riferimento è a F. GENTILE, I doveri fondamentali dell’uomo nella società dei diritti, in R. ORECCHIA (a cura di),Atti del XIV Congresso Nazionale della Società Italiana di Filosofia Giuridica e Politica, Milano, 1984, p. 117.

[13]D. BORRELLI – M. GAVRILA – S. SICILIANO, Prove di democrazia energetica. La comunicazione in «movimento», in Rassegna Italiana di Sociologia, n. 4/2013, p. 628.

[14]Ovvero, tramite l’integrazione tra i veicoli elettrici e la rete elettrica. Ad esempio, il Considerando n. 22 della direttiva (UE) 2018/844 del Parlamento europeo e del Consiglio del 30 maggio 2018 che modifica la direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell’edilizia e la direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica, invita gli Stati membri, qualora lo ritengano opportuno, ad utilizzare le batterie delle auto come fonte di energia.L’invito è stato già accolto dal nostro ordinamento: può richiamarsi a tal proposito il Decreto del Ministero dello Sviluppo economico del 30 gennaio 2020, recante “Criteri e modalità per favorire la diffusione della tecnologia di integrazione tra i veicoli elettrici e la rete elettrica, denominata vehicle to grid“, entrato in vigore il 15 febbraio 2020. Tale Decreto è stato adottato in attuazione di quanto previsto dall’articolo 1, comma 11, della legge 27 dicembre 2017, n. 205 (c.d. legge di bilancio 2018), nonché in coerenza con la riforma del mercato dei servizi elettrici avviata da ARERA, ai sensi dell’art. 11 del d.lgs. 4 luglio 2014, n. 102. Ai sensi dell’art. 2, con l’espressione «vehicle to grid» deve intendersi «l’interazione tra veicoli elettrici e sistema elettrico, che consente ai predetti veicoli di erogare, attraverso le infrastrutture di ricarica, i seguenti servizi: a) servizi di riserva terziaria e bilanciamento, articolati nelle modalità “a salire” ed “a scendere”, nonché di risoluzione delle congestioni; b) ulteriori servizi tra i quali la regolazione primaria e secondaria di frequenza e la regolazione di tensione, ove tecnicamente fattibile». Entro il 16 maggio 2020 ARERA dovrà integrare le proprie disposizioni relativamente al dispacciamento, «affinché i requisiti minimi prestazionali per l’abilitazione a ciascun servizio, compresi i servizi di breve durata ed a risposta rapida, consentano adeguata partecipazione delle infrastrutture di ricarica, tenendo conto delle caratteristiche e della specificità delle stesse infrastrutture, incluse le domestiche, nonché delle esigenze dei veicoli per la mobilità».

[15]Meglio definite infrapar. 3.

[16]V. infrapar. 5. 

[17]H. BAUER, Zukunftshema Rekommunalisierung, in Die Öffentliche Verwaltung, n. 2/2012, p. 329.

[18]Traducibile in italiano come “trasformazione del sistema energetico”.

[19]In effetti, il termine Energiewende, poi passato alla storia quale emblema della transizione energetica, è stato coniato con da alcuni ricercatori dell’Università di Friburgo nell’opera pubblicata nel 1980 dal titolo Energie-Wende – Wachstum und Wohlstand ohne Erdöl und Uran, traducibile in italiano come “Transizione energetica: crescita e prosperità senza petrolio e uranio”.

[20]R. JUNK, Der Atom-Staat: Vom Fortschritt in die Unmenschlichkeit, München, 1977.

[21]A titolo di esempio, si richiamano le opere di D. BORRELLI – M. GAVRILA – S. SICILIANO, Prove di democrazia energetica. La comunicazione in «movimento», cit.; C. MORRIS – A. JUNGJOHANN, Energy Democracy. Germany’s Energiewende to Renewables, Cham, 2016; A. BELTRAN, Energia e democrazia politica. Qualche spunto storico, in Ricerche di storia politica – Quadrimestrale dell’Associazione per le ricerche di storia politica, n. 1/2018, pp. 51-62; G. OSTI, Energia democratica: esperienze di partecipazione, in Aggiornamenti Sociali, n. 68/2017, pp. 113-123; V. SMIL, Energy and Civilization: A History, Cambridge, 2017.

[22]K. SZULECKI, Conceptualizing energy democracy, in Environmental Politics, n. 1/2018, pp. 21-41.

[23]S. WELTON, Grasping for Energy Democracy, in Michigan Law Review, 2018, pp. 581-644; J.P. TOMAIN, The Democratization of Energy, in Vanderbilt Journal of Transnational Law, 2015, pp. 1125-1145.

[24]Paradigmatico in tal senso appare il contributo di B.K. SOVACOOL – P.L. BLYTH, Energy and environmental attitudes in the green state of Denmark: implications for energy democracy, low carbon transitions, and energy literacy, in Environmental Science & Policy, 2015, pp. 304-315, ove, nonostante il richiamo nel titolo, il concetto di democrazia energetica non viene definito. Sulla generale assenza di una definizione univoca del concetto di democrazia energetica, si rinvia in particolare a C. MORRIS – A. JUNGJOHANN, Energy democracy. Germany’s energiewende to renewables, Basingstoke, 2016. 

[25]V. le dichiarazioni della Presidente della Commissione europea Ursula von der Leyen, Comunicato stampa del 10 settembre 2019, disponibile all’indirizzo: https://ec.europa.eu/commission/presscorner/detail/it/IP_19_5542[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[26]K. SZULECKI, Conceptualizing energy democracy, cit., pp. 24-25.

[27]Per un approfondimento, cfr. in particolare B.K. SOVACOOL, Energy & ethics. Justice and the global energy challenge, Basingstoke, 2013; B.K. SOVACOOL – R.V. SIDORTSOV – B.R. JONES, Energy security, equality, and justice, London, 2013; B.K. SOVACOOL – M.H. DWORKIN, Global energy justice. Problems, principles, and practices, Cambridge, 2014; K.E.H. JENKINS – M. MARTISKAINEN, A normative approach to transitions in energy demand. An energy justice and fuel poverty case study, in K.E.H. JENKINS – D. HOPKINS, Transitions in Energy Efficiency and Demand. The Emergence, Diffusion and Impact of Low-Carbon Innovation, London, 2018, pp. 34-50. 

[28]È la c.d. “giustizia procedurale”, che tiene conto delle modalità di assunzione delle decisioni in materia di energia. Si considera integrata quando viene permessa una partecipazione attiva di tutte le parti interessate.

[29]Si integra così un concetto sostanziale di giustizia, volta al riconoscimento dei consumatori vulnerabili e in condizioni di povertà energetica (c.d. “recognition justice“) e la redistribuzione dei costi e benefici in chiave di una maggiore equità (c.d. “distributional justice“). 

[30]Per un recente approfondimento sul tema dell’equità nell’accesso all’energia, si rinvia in particolare a M.N. COOPER, Equity and Energy. Rising Energy Prices and the Living Standards of Lower Income Americans, New York, 2019; R. GALVIN, Inequality and Energy. How Extremes of Wealth and Poverty in High Income Countries Affect CO2 Emissions and Access to Energy, Cambridge, 2019. 

[31]G. CAPOGRASSI, La nuova democrazia diretta, in M. D’ADDIO – E. VIDAL (a cura di), Opere, vol. I, Milano, 1959; N. BOBBIO, Quali alternative alla democrazia rappresentativa?, in Mondoperaio, n. 10/1975, p. 40 ss.; E. GROSSO, Democrazia rappresentativa e democrazia diretta nel pensiero di Norberto Bobbio, in Rivista AIC, n. 4/2015, pp. 1-19.

[32]Definita come «un relazionamento della società con le istituzioni» che comporta «un intervento di espressioni dirette della prima nei processi di azione delle seconde»: cfr. U. ALLEGRETTI, Basi giuridiche della democrazia partecipativa in Italia: alcuni orientamenti, in Democrazia e diritto, n. 3/2006, p. 156. Per un recente approfondimento sul rapporto tra democrazia e diretta e partecipativa si rinvia a P. BILANCIA (a cura di), Democrazia diretta vs democrazia rappresentativa. Profili problematici nel costituzionalismo contemporaneo, in Federalismi.it, fascicolo speciale n. 1/2017. Si tenga inoltre presente che, come osserva F.M. PELLICANO, Istituti di democrazia diretta, cit., «La democrazia diretta e la partecipativa si differenziano a livello di principio, in quanto le forme tradizionali di democrazia diretta ammesse negli ordinamenti contemporanei (&) sono nella maggior parte dei casi occasionali e puntuali e, nella normalità dei casi, hanno un valore esterno rispetto all’agire delle istituzioni rappresentative. Momenti di democrazia diretta possono tuttavia rivelarsi inclusi in una procedura partecipativa (&) e ogni volta che la votazione decisiva di un’assemblea popolare venga inserita in una procedura partecipativa, o quando vengono accolte in esse modalità di autogestione». Più in generale, sul concetto di democrazia partecipativa, si rinvia in particolare a D. SICLARI, La democrazia partecipativa nell’ordinamento comunitario, in Diritto pubblico, n. 2/2009, pp. 589-607; E. ROSSI, Le finalità e gli strumenti della democrazia partecipativa nell’ordinamento giuridico italiano, in Diritto e società, n. 3/2016, pp. 493-452; A. VALASTRO, La democrazia partecipativa alla prova dei territori: tendenze e prospettive dei regolamenti comunali, in Osservatorio sulle fonti, n. 3/2016, pp. 1-31.

[33]Sul rapporto tra il principio di democrazia e quello di sussidiarietà si rinvia in particolar modo a G.C. CIAN (a cura di), Sussidiarietà e democrazia. Esperienze a confronto e prospettive, Padova, 2009. Più in generale sul principio di sussidiarietà, v. in dottrina G. ARENA, Il principio di sussidiarietà orizzontale nell’art. 118 u.c. Costituzione, in AA.VV., Studi in onore di Giorgio Berti, Napoli, 2005, pp. 179 e ss.; ID.,Introduzione all’amministrazione condivisa, in Studi parlamentari, 1997, pp. 29 ss.; ID., Il welfare di comunità, in G. ARENA – C. IAIONE(a cura di), L’Italia dei beni comuni, Roma, 2012; ID., Cittadini attivi, Roma-Bari, 2006; M. PASSALACQUA, “Oltre” la concezione proprietaria dei beni comuni. Diritto, economia e interesse generale, in Amministrazione in Cammino, 2017, disponibile al link:http://www.amministrazioneincammino.luiss.it/app/uploads/2018/02/Passalacqua.pdf[ultimo accesso: 2 dicembre 2019]; D. DONATI, Il paradigma sussidiario. Interpretazioni, estensione, garanzie, Bologna, 2013; F. MERUSI,Il diritto ‘sussidiario’ dei domini collettivi, in Rivista trimestrale di diritto pubblico, 2003, pp. 77 ss.; F. GIGLIONI, Forme di cittadinanza legittimate dal principio di sussidiarietà, in Diritto e società, n. 2/2016, pp. 305 ss.; ID.,I regolamenti comunali per la gestione dei beni comuni urbani come laboratorio per un nuovo diritto delle città, in Munus, 2016, pp. 271 ss.; G. BERTI, Considerazioni sul principio di sussidiarietà, in Jus, 1994, pp. 405 ss.; C. MARZUOLI, Sussidiarietà e libertà, in Rivista di diritto privato, 2005, pp. 71 ss.; G. PASTORI, Amministrazione pubblica e sussidiarietà orizzontale,ivi,pp. 1749 e ss.;A. ALBANESE, Il principio di sussidiarietà orizzontale: autonomia sociale e compiti pubblici, in Diritto pubblico, 2002, pp. 51 ss.; G.U. RESCIGNO, Principio di sussidiarietà orizzontale e diritti sociali, in Diritto pubblico, 2002, pp. 5 ss.; I. MASSA PINTO, Il principio di sussidiarietà: profili storici e costituzionali, Napoli, 2003;G. FALCON, Autonomia amministrativa e principio di sussidiarietà, in Diritto e società, 1997, pp. 603 ss.; P. DURET, Sussidiarietà e autoamministrazione dei privati, Padova, 2004. 

[34]Sul punto, v. in particolare F.M. PELLICANO, Istituti di democrazia diretta, in GiustAmm.it, n. 11/2016.

[35]Il riferimento è a U. ALLEGRETTI, Basi giuridiche della democrazia partecipativa in Italia: alcuni orientamenti, in Democrazia e diritto, n. 3/2006, p. 156 ss.

[36]Cfr. in particolare M. SENATORE, Scambiare autonomia. Le motivazioni interiori come risorse per affrontare le crisi del nostro tempo, Roma, 2013.

[37]Sul punto, M.L. COSTERBOSA, La democrazia assediata. Crisi, rischi, princìpi, Roma, 2014, p. 18.

[38]Secondo cui, a rigore, nemmeno dovrebbe chiamarsi sovrano il popolo, ma i singoli individui, in quanto cittadini: v. N. BOBBIO, La democrazia dei moderni paragonata a quella degli antichi (e a quella dei posteri), in Teoria politica, n. 3/1987, ora in ID., Etica e politica. Scritti di impegno civile, Milano, 2009, pp. 1108­-1009.

[39]M.L. COSTERBOSA, La democrazia assediata, cit., p. 39.

[40]Così viene definita dalla legge regionale Piemonte del 3 agosto 2018, n. 12, art. 1, comma 1.

[41]Per un approfondimento in dottrina, v. supra nota 33.

[42]Acronimo che corrisponde all’espressione inglese “Not In My Back Yard” (letteralmente: “non nel mio cortile”) e sta ad indicare i movimenti di protesta che si sono sviluppati negli ultimi anni su scala territoriale avverso l’insediamento di opere sociali nelle vicinanze della propria abitazione. Tale forma di protesta caratterizza notoriamente l’installazione di impianti volti alla produzione di energie rinnovabili (centrali a biomasse, impianti eolici, fotovoltaici e centrali idroelettriche).

[43]Vale a dire, ogni società cooperativa di produzione e distribuzione dell’energia elettrica di cui all’art. 4, c. 8, della l. n. 1643/1962, già esistente alla data di entrata in vigore del decreto legislativo n. 79/1999. Tra gli esempi più significativi, può richiamarsi la cooperativa SECAB, creata nel 1911 su iniziativa di alcuni abitanti: essa rappresenta la prima azienda friulana per la produzione e distribuzione di energia elettrica in forma cooperativa.

[44]Ovvero, i consorzi o le società consortili costituiti per la produzione di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili e per gli usi di fornitura autorizzati nei siti industriali anteriormente al primo aprile 1999.   

[45]F. CAPORALE, I servizi idrici. Dimensione economica e rilevanza sociale, Milano, 2017, p. 387.

[46]Ad esempio, molte Comunità energetiche tedesche sono nate a seguito del disastro di Chernobyl.

[47]Per un approfondimento sul punto, si rinvia in particolare a R.J. HEWITT – N. BRADLEY – A.B. COMPAGNUCCI – C. BARLAGNE – A. CEGLARZ – R. CREMADES – M. MCKNEEN – I.M. OTTO, Social Innovation in Community Energy in Europe: A Review of the Evidence, in Frontiers in Energy Research, fasc. 12/2019. 

[48]Cfr. I. CAPPELLÀN PÉREZ – À. CAMPOS CELADOR – J. TERÉS ZUBIAGA, Renewable Energy Cooperatives ad an Instrument towards the Energy Transition in Spain, in Energy Policy, 2018, pp. 215-229.

[49]A titolo di esempio, contratti di partenariato pubblico-privato, società a responsabilità limitata, imprese sociali, cooperative edilizie, cooperative di utenza, cooperative sociali, cooperative di lavoro, società benefit, fondazioni, associazioni.

[50]Il termine deriva dalla crasi tra producere consumered è stato coniato da A. TOFFLER, The Third Way, New York, 1980, (trad. it.) La terza ondata, Milano, 1987. Per un approfondimento sul punto, v. M. MAUGERI, Elementi di criticità nell’equiparazione, da parte dell’AEEGSI [Autorità per l’Energia Elettrica, il Gas e il Sistema Idrico], dei “prosumer” ai “consumatori” e ai “clienti finali”, in La Nuova giurisprudenza civile commentata, n. 7-8/2015, pp. 406-410; K. CSERES, The Active Energy Consumer in EU Law, in European Journal of Risk Regulation, n. 2/2018, pp. 227-244; A.M. BENEDETTI, Lo scambio dei ruoli ovvero l’utente che produce energia: la regolazione convenzionale dello “scambio sul posto”, in G. NAPOLITANO – A. ZOPPINI (a cura di), Annuario di Diritto dell’Energia. Regole e mercato delle energie rinnovabili, Bologna, 2013, pp. 189-198; D. MURRU, La regolazione dei prosumer, in L. AMMANNATI (a cura di), La Transizione Energetica, op. cit., pp. 159-178; A. QUARTA, Il diritto dei consumatori ai tempi della “peer economy”. Prestatori di servizi e “prosumers”: primi spunti, in Europa e diritto privato, n. 2/2017, pp. 667-681.

[51]Termine utilizzato nel nuovo pacchetto normativo con riferimento ai consumatori che svolgono un ruolo attivo nel mercato energetico. Il cliente attivo viene definito dall’art. 2, punto 8 della direttiva (UE) 2019/944 come un «cliente finale o un gruppo di clienti finali consorziati che consuma o conserva l’energia elettrica prodotta nei propri locali situati all’interno di un’area delimitata o, se consentito da uno Stato membro, in altri locali, oppure vende l’energia elettrica autoprodotta o partecipa a meccanismi di flessibilità o di efficienza energetica, purché tali attività non costituiscano la principale attività commerciale o professionale».

[52]I. CAPELLÁN-PÉREZ – N. JOHANISOVA – J. YOUNG – C. KUNZE, Is community energy really non-existent in post-socialist Europe? Examining recent trends in 16 countries, in Energy Research & Social Science, 2020, pp. 1-6. 

[53]C. CANDELISE – G. RUGGIERI, Status and Evolution of the Community Energy Sector in Italy, in Energies, n. 8/2020. p. 1888 ss.

[54]Infatti, tutte le cooperative disciplinate in tal senso sono da qualificarsi come cooperative di utenza exart. 2512, comma 1, n. 1), c.c., dovendo avere, come scambio mutualistico qualificante, la compravendita di energia elettrica tra la cooperativa e i suoi soci. In dottrina, sul punto, si rinvia a E. CUSA, La cooperazione energetica tra tutela dei consumatori ed economia sociale di mercato, in Giurisprudenza Commerciale, n. 4/ 2015, p. 663 ss.

[55]Ovvero, dall’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, autorità amministrativa indipendente istituita con legge n. 481 del 1995 al fine di garantire la promozione della concorrenza e dell’efficienza nei servizi di pubblica utilità e tutelare gli interessi di utenti e consumatori. Tali funzioni vengono svolte armonizzando gli obiettivi economico-finanziari dei soggetti esercenti i servizi con gli obiettivi generali di carattere sociale, di tutela ambientale e di uso efficiente delle risorse.

[56]Cfr. il testo integrato delle disposizioni dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas per la regolamentazione delle cooperative elettriche (c.d. TICOOP), Allegato A alla deliberazione 46/2012/R/eel – Versione integrata e modificata dalle deliberazioni 578/2013/R/eel e 96/2018/R/eel.

[57]Si tratta dei c.d. oneri generali di sistema.

[58]Il riferimento è al c.d. Manifesto ecomodernista, la cui versione in italiano è disponibile all’indirizzo: http://www.ecomodernism.org/italiano[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[59]Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE.

[60]Tale direttiva verrà infatti abrogata a decorrere dal 1° gennaio 2021, quando entreranno in vigore le ultime disposizioni della direttiva (UE) 2019/944. Gli Stati membri dovranno quindi recepire le previsioni di quest’ultima direttiva nella normativa nazionale entro il 31 dicembre 2020.

[61]Nel momento in cui si scrive è entrato in vigore il c.d. Decreto Milleproroghe, meglio definito infra, nota 92, che contiene in via sperimentale disposizioni in materia autoconsumo a livello condominiale e di Comunità energetiche nelle more del completo recepimento delle direttive europee.

[62]Ci si riferisce al decreto legislativo 3 luglio 2017, n. 112, recante la revisione della disciplina in materia di impresa sociale, ai sensi dell’articolo 1, comma 7, della legge 6 giugno 2016, n. 106, recentemente modificato dal decreto legislativo n. 95 del 20 luglio 2018.

[63]Sul punto, cfr. J. SFORZI – C. BORZAGA, Imprese di comunità e riconoscimento giuridico: è davvero necessaria una nuova legge?, in Impresa sociale, n. 3/2019,  pp. 17-30.

[64]Legge n. 4513/2018, che istituisce le Comunità energetiche. 

[65]Legge n. 4430 del 2016, volta ad istituire un’economia sociale e solidale.

[66]Legge 28 dicembre 2015, n. 221, recante “Disposizioni in materia ambientale per promuovere misure di green economy e per il contenimento dell’uso eccessivo di risorse naturali“.

[67]Si intende per «Oil free zone» un’area territoriale nella quale, entro un determinato arco temporale e sulla base di specifico atto di indirizzo adottato dai comuni del territorio di riferimento, si prevede la progressiva sostituzione del petrolio e dei suoi derivati con energie prodotte da fonti rinnovabili. Secondo quanto previsto dall’art. 71, la costituzione di Oil free zoneè promossa dai comuni interessati, anche tramite le unioni o le convenzioni fra comuni di riferimento. In esse sono avviate sperimentazioni, concernenti la realizzazione di prototipi e l’applicazione sul piano industriale di nuove ipotesi di utilizzo dei beni comuni, con particolare riguardo a quelli provenienti dalle zone montane, attraverso prospetti di valutazione del valore delle risorse presenti sul territorio. Le regioni disciplinano le modalità di organizzazione delle Oil free zone, con particolare riguardo agli aspetti connessi con l’innovazione tecnologica applicata alla produzione di energie rinnovabili a basso impatto ambientale, alla ricerca di soluzioni eco-compatibili e alla costruzione di sistemi sostenibili di produzione energetica e di uso dell’energia, quali la produzione di biometano per usi termici e per autotrazione; possono inoltre assicurare specifiche linee di sostegno finanziario alle attività di ricerca, sperimentazione e applicazione delle attività produttive connesse con l’indipendenza dai cicli produttivi del petrolio e dei suoi derivati, con particolare attenzione all’impiego equilibrato dei beni comuni e collettivi del territorio di riferimento.

[68]Intervenuta sul punto con la legge regionale del 3 agosto 2018, n. 12, precipuamente dedicata alla “Promozione dell’istituzione delle comunità energetiche“. È intervenuta poi la deliberazione della Giunta regionale 8 marzo 2019, n. 18-8520, recante disposizioni attuative e di approvazione, per l’anno 2019, dei criteri per il sostegno finanziario.

[69]Legge regionale 9 agosto 2019, n. 45, anch’essa specificamente dedicata alla “Promozione dell’istituzione delle comunità energetiche“.

[70]Altre regioni stanno procedendo in tal senso: cfr. ad es. la proposta di legge della Regione Sardegna del 4 settembre 2019, “Promozione dell’istituzione delle comunità energetiche“.

[71]Come previsto dall’art. 2 comma 2 della legge regionale Puglia 9 agosto 2019, n. 45.

[72]Come ben dimostra l’art. 1, comma 2, della legge regionale pugliese, che fa riferimento unicamente ai «Comuni che intendono procedere alla costituzione di una comunità energetica», adottando uno specifico protocollo di intesa.

[73]Ad onor del vero, attualmente anche in Germania la maggior parte delle cooperative energetiche sono partecipate dagli enti locali. Secondo un recente studio, infatti, pubblicato da B. SCHMID – T. MEISTER – B. KLAGGE – I. SEIDL, Energy Cooperatives and Municipalities in Local Energy Governance Arrangements in Switzerland and Germany, in Journal of Environment & Development, n. 1/ 2020, pp. 123-146 e in particolare p. 133, attualmente il 50% delle cooperative energetiche in Svizzera e il 60% di quelle in Germania sono partecipate da uno o più Comuni. Amplius, sul rapporto tra ente locale e cooperative in Germania, cfr. S. DEBOR, Muliplying mighty Davids? The Influence of Energy Cooperatives on Germany’s Energy Transition, Switzerland, 2018.

[74]È il caso ad esempio della già citata proposta di legge regionale Sardegna, la quale all’art. 1, comma 2, specifica che «L’ambito territoriale per la costituzione di una comunità energetica è quello comunale (&)».

[75]Per un ampio e recente approfondimento sul tema, si rinvia in particolare a M. PASSALACQUA – B. POZZO, Diritto e rigenerazione dei brownfields. Amministrazione, obblighi civilistici, tutele, op.cit.

[76]Per un maggiore approfondimento si rinvia al rapporto pubblicato da A. BOLLE, How Cities can back renewable energy communities. Guidelines for local and regional policy makers, 2019, p. 16, pubblicato da Energy Citiese disponibile all’indirizzo: https://energy-cities.eu/wp-content/uploads/2019/06/EnergyCities_RNP_Guidebook_Web.pdf[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[77]Maggiori dettagli sono disponibili al sito ufficiale del Comune, nella sezione dedicata alla transizione energetica: http://www.malaunay.fr/Malaunay-en-transition-s/Changer-le-territoire/S-approvisionner-et-produire-durable/Production-d-energie-locale[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[78]Legge 27 dicembre 2019, n. 160, recante il Bilancio di previsione dello Stato per l’anno finanziario 2020 e bilancio pluriennale per il triennio 2020-2022, art. 1, commi 44 e 46. In particolare è stata prevista una dotazione di 400 milioni di euro per ciascuno degli anni dal 2025 al 2034.

[79]Il Green New Dealitaliano è stato annunciato nel Documento Programmatico di Bilancio 2020-2022, come un piano di investimenti pubblici sinergici a quelli privati, orientati «al contrasto ai cambiamenti climatici, allo sviluppo dell’economia circolare e al rafforzamento della coesione sociale e territoriale. È prevista l’introduzione di due nuovi fondi di investimento destinati ad attivare progetti sostenibili di rigenerazione urbana e di riconversione energetica e per incentivare l’utilizzo di fonti rinnovabili. Tali fondi, destinati a finanziare gli investimenti dello Stato e degli Enti Territoriali per oltre 55 miliardi euro nell’arco di 15 anni, si andranno a sommare ai fondi già esistenti». Per alcune riflessioni sul punto e sulle norme previste in materia dalla c.d. Legge di Bilancio 2019, si rinvia in particolare a M. PASSALACQUA, Politiche pubbliche e strumenti giuridici per rigenerazione e riuso di aree industriali dismesse, in M. PASSALACQUA – B. POZZO, Diritto e rigenerazione dei brownfields, op.cit., nota 119.

[80]Per i riferimenti specifici, v. supranota 3.

[81]Disciplinate all’art. 22, direttiva (UE) 2018/2001.

[82]V. supranota 3.

[83]Disciplinate all’art. 22, direttiva (UE) 2019/944.

[84]Rectius, «autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente», definiti dalla direttiva (UE) 2018/2001 come «un gruppo di almeno due autoconsumatori di energia rinnovabile che agiscono collettivamente ai sensi del punto 14) e si trovano nello stesso edificio o condominio».

[85]Si segnala, sul punto, la sentenza della Corte di Giustizia UE, Sez. I, 2 aprile 2020, causa Condominio di Milano, via Meda, c. Eurothermo SpA, C-329/19. In particolare, su domanda di pronuncia pregiudiziale proposta dal Tribunale di Milano, la Corte di giustizia ha in tal sede precisato che l’art. 1, par. 1, e l’art. 2, lett. b), della direttiva 93/13/CEE del 5 aprile 1993, concernente le clausole abusive nei contratti stipulati con i consumatori, devono essere interpretati nel senso che non ostano a una giurisprudenza nazionale che interpreti la normativa di recepimento della medesima direttiva nel diritto interno in modo che le norme a tutela dei consumatori che essa contiene siano applicabili anche a un contratto concluso con un professionista da un soggetto giuridico quale il condominio nell’ordinamento italiano, anche se un simile soggetto giuridico non rientra nell’ambito di applicazione della suddetta direttiva.

[86]Oppure anche medie imprese, nel caso delle Comunità di energia rinnovabile. 

[87]Più precisamente, la «Comunità energetica dei cittadini» viene definita come un «soggetto giuridico che: a)è fondato sulla partecipazione volontaria e aperta ed è effettivamente controllato da membri o soci che sono persone fisiche, autorità locali, comprese le amministrazioni comunali, o piccole imprese; b)ha lo scopo principale di offrire ai suoi membri o soci o al territorio in cui opera benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità, anziché generare profitti finanziari; e c)può partecipare alla generazione, anche da fonti rinnovabili, alla distribuzione, alla fornitura, al consumo, all’aggregazione, allo stoccaggio dell’energia, ai servizi di efficienza energetica, o a servizi di ricarica per veicoli elettrici o fornire altri servizi energetici ai suoi membri o soci». La «Comunità di energia rinnovabile» è invece un «soggetto giuridico: a)che, conformemente al diritto nazionale applicabile, si basa sulla partecipazione aperta e volontaria, è autonomo ed è effettivamente controllato da azionisti o membri che sono situati nelle vicinanze degli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili che appartengono e sono sviluppati dal soggetto giuridico in questione; b)i cui azionisti o membri sono persone fisiche, PMI o autorità locali, comprese le amministrazioni comunali; c)il cui obiettivo principale è fornire benefici ambientali, economici o sociali a livello di comunità ai suoi azionisti o membri o alle aree locali in cui opera, piuttosto che profitti finanziari».

[88]Al contrario, nelle disposizioni in materia di Comunità Energetica dei Cittadini non c’è alcun riferimento ai vincoli territoriali, dunque la stessa può anche assumere una dimensione nazionale (si pensi, a titolo di esempio, alla già citata Enercoop Normandia) o addirittura travalicarne i confini.

[89]Ove invece non sussiste il vincolo della provenienza da fonte rinnovabile dell’elettricità prodotta.

[90]Definito, ai sensi dell’art. 2, punto 18, della direttiva (UE) 2018/2001, come la «vendita di energia rinnovabile tra i partecipanti al mercato in virtù di un contratto con condizioni prestabilite che disciplina l’esecuzione e il regolamento automatizzati dell’operazione, direttamente tra i partecipanti al mercato o indirettamente tramite un terzo certificato partecipante al mercato, come ad esempio un aggregatore. Il diritto di condurre «scambi tra pari» non pregiudica i diritti o gli obblighi delle parti coinvolte in qualità di consumatori finali, produttori, fornitori o aggregatori». Lo «scambio tra pari» è richiamato anche all’art. 21. Per un approfondimento sul punto, sia concesso il rinvio a T. FAVARO, Può la tecnologia regolare? Blockchain e “scambio tra pari” di energia rinnovabile, in Rivista della Regolazione dei Mercati, n. 2/2019, pp. 294-318.

[91]Nelle more del completo recepimento degli artt. 21 e 22 della direttiva (UE) 2018/2001.

[92]D.l. 30 dicembre 2019, n. 162, conv. con modif. con l. 28 febbraio 2020, n. 8, art. 42bis.

[93]Tale aspetto è enfatizzato anche dal Considerando n. 70 della direttiva (UE) 2018/2001, ove si riconosce che «La partecipazione dei cittadini locali e delle autorità locali a progetti nell’ambito delle energie rinnovabili attraverso le comunità che producono energia rinnovabile ha comportato un notevole valore aggiunto in termini di accettazione delle energie rinnovabili a livello locale e l’accesso a capitali privati aggiuntivi, il che si traduce in investimenti a livello locale, più scelta per i consumatori e una maggiore partecipazione dei cittadini alla transizione energetica. Tale coinvolgimento a livello locale è tanto più importante in un contesto caratterizzato dall’aumento della capacità di energia rinnovabile. Le misure volte a consentire alle comunità di energia rinnovabile di competere su un piano di parità con altri produttori mirano altresì ad aumentare la partecipazione locale dei cittadini a progetti nell’ambito delle energie rinnovabili e pertanto incrementano l’accettazione dell’energie rinnovabile».

[94]Si stima infatti che entro il 2030 le Comunità energetiche saranno responsabili del 17% dell’energia eolica prodotta in Europa e del 21% dell’energia solare: Inoltre, si prevede che entro il 2050 circa la metà delle famiglie europee produrrà energia rinnovabile. Sul punto, v. B. KAMPMAN – J. BLOMMERDE – M. AFMA, The Potential of Energy Citizens in the European Union, 2016, rapporto commissionato da Greenpeacee disponibile all’indirizzo: https://www.cedelft.eu/publicatie/the_potential_of_energy_citizens_in_the_european_union/1845[ultimo accesso: 20 marzo 2020]. In effetti, già attualmente molte Comunità energetiche a livello europeo forniscono servizi ancillari, quali ad esempio la messa a disposizione di piattaforme elettroniche per il monitoraggio dei consumi, volte a sensibilizzare i consumatori al risparmio energetico: per un approfondimento, si rinvia a J. ROBERTS, What energy communities need from regulation, inEuropean Energy Journal, n. 3-4/2018, pp. 13-27 e in particolare p. 14. A dire la verità, la possibile fornitura di servizi di efficienza energetica e servizi di addebito per veicoli elettrici sono esplicitamente menzionati per le Comunità Energetiche dei Cittadini, non invece per le Comunità di Energia Rinnovabile. Inoltre, solo con riferimento alle prime è prevista espressamente la possibilità di assumere lo statusdi DSO, ovvero di distributori di energia. Tuttavia, sposando un’interpretazione estensiva, tali diritti dovrebbero ritenersi attribuiti anche alla seconda tipologia di comunità, alla luce della previsione di cui all’art. 24, direttiva (UE) 2018/2001, secondo la quale «le comunità di energia rinnovabile non sono soggette a un trattamento discriminatorio in relazione alle loro attività, diritti e obblighi in quanto (…) gestori del sistema di distribuzione».

[95]Pubblicato nel dicembre 2019 e disponibile all’indirizzo:
https://www.mise.gov.it/images/stories/documenti/PNIEC_finale_17012020.pdf [ultimo accesso: 20 marzo 2020]. Cfr. in particolare p. 23. 

[96]Corsivo aggiunto.

[97]Meno felice ci sembra invece la scelta di introdurre la congiunzione disgiuntiva anche tra la tipologia di benefici perseguiti, che sembra non ritenere necessaria la compresenza delle finalità ambientali, sociali ed economiche. Il punto è rilevato anche da E. GIARMANÀ, Il diritto a produrre energia e le nascenti figure dei prosumers e delle renewable energy communities, disponibile all’indirizzo: http://www.reteambiente.it/normativa/36468/[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[98]Considerando n. 65.

[99]Il corsivo è di chi scrive. 

[100]V. art. 22, par. 4, lett. i), direttiva (UE) 2018/2001.

[101]Teoria elaborata da R.H. AVERITT – N.W. LANDE, Using the “Consumer Choice Approach” to Antitrust Law, in Antitrust Law Journal, vol. LXXIV, 2007, p. 175 ss.; ID., Consumer Sovereignty: A Unified Theory of Antitrust and Consumer, in Antitrust Law Journal, 1997, p. 713 ss.

[102]Così si esprime A. ZOPPINI, Appunti in tema di rapporti tra tutele civilistiche e disciplina della vigilanza bancaria, in Banca Borsa Titoli di Credito, n. 1/2012, pp. 12-36. In particolare, osserva l’A. a p. 33, «Se si guarda al diritto dei consumatori – e segnatamente alla tutela della trasparenza delle condizioni contrattuali e della correttezza dei rapporti con la clientela – come a un elemento del corretto funzionamento del mercato, si delinea una situazione giuridica che io propongo di definire, con un sintagma che compare nel testo unico della finanza, nei termini della tutela dell’integrità del mercato».

[103]Per un approfondimento teorico si rinvia in particolare a F. RISCHKOWSKY – T. DÖRING, Consumer Policy in a Market Economy: Considerations from the Perspective of the Economics of Information, the NewInstitutional Economics as well as Behavioural Economics, in Journal of Consumer Policy, n. 1/2008, p. 285 ss.

[104]Sul punto, v. ex multisC.U. SCHMID, The Instrumentalist Conception of the Acquis Communautaire in Consumer Law and its Implications on a European Contract Law Code, in European Review of Contract Law, n. 2/2005, pp. 211 ss.; J. BENÖHR, EU Consumer Law and Human Rights, Oxford, 2013, p. 36. A supporto di tale tesi può richiamarsi la circostanza per cui la competenza in materia di tutela del consumatore è ricondotta al dettato normativo dell’art. 114 TFUE, dedicato per l’appunto al ravvicinamento delle normative nazionali che hanno per oggetto l’instaurazione ed il funzionamento del mercato interno. Pertanto, la tutela dei consumatori a livello europeo non è considerata fine a sé stante, essendo invece funzionale agli obiettivi di integrazione del mercato. 

[105]Si rinvia in particolare al pensiero di Ludwig von Mises, ben rappresentato nell’opera L’innocenza del mercato. Pensieri liberali, Roma, 2000, p. 55 ss.

[106]In questo senso si esprime N. OLSEN, The sovereign consumer: a new intellectual history of neoliberalism, Cham, 2019.

[107]Tale valenza si evince anche dalla formulazione dell’art. 16, dedicato alle Comunità Energetiche dei Cittadini. La norma infatti esordisce sancendo che «Gli Stati membri prevedono un quadro normativo di riferimento per le comunità energetiche dei cittadini (&)». 

[108]Significativo in tal senso è l’art. 22, par. 4, primo capoverso, ove si prevede che «Gli Stati membri forniscono un quadro di sostegno atto a promuovere e agevolare lo sviluppo delle comunità di energia rinnovabile».

[109]V. ex multisR. BIN – G. PITRUZZELLA, Diritto Costituzionale, XIX edizione, Torino, 2018, p. 515 ss.

[110]R.G. RAJAN, The Third Pillar: How Markets and the State Leave the CommunityBehind, London, 2019. 

[111]E. OSTROM, Understanding Commons as Knowledge, Boston, The Mit Press, 2007, (trad. it.) La conoscenza come bene, Milano, 2009.

[112]Sul punto si rinvia a A. SAVARESI, The Rise of Community Energy from Grassroots to Mainstream: The Role of Law and Policy, in Journal of Environmental Law, n. 31/2019, pp. 487-510 e in particolare p. 496.

[113]V. Considerando n. 62 della direttiva (UE) 2018/2001. 

[114]Il Patto dei Sindaci è un’iniziativa della Commissione Europea lanciata nel 2008 per riunire in una rete permanente le autorità locali e regionali che, su base volontaria, intendono avviare un insieme coordinato di iniziative per la lotta ai cambiamenti climatici, con l’obiettivo di ridurre del 40% delle emissioni di anidride carbonica entro il 2030. L’iniziativa riunisce ad oggi oltre 7.000 enti locali e regionali in 57 Paesi.

[115]V. in particolare la Comunicazione della Commissione europea «Città e comunità intelligenti. Partenariato europeo di innovazione» del 10 luglio 2012, COM (2012) 4701 final. Assume rilevanza a tal fine anche la Comunicazione della Commissione europea «La dimensione urbana delle politiche dell’UE – Elementi fondanti di un’Agenda urbana UE» del 18 luglio 2014, COM(2014) 490 final. Per un approfondimento dottrinale sul punto, v. in particolare N. RANGONE – J. ZILLER(a cura di), Politiche e regolazioni per lo sviluppo locale sostenibile. Il Patto dei sindaci, Napoli, 2013.

[116]Il riferimento è al Piano d’Azione per l’Energia Sostenibile e il Clima, c.d. PAESC (meglio definito infra), che aggiorna il PAES – documento di pianificazione volto a promuovere l’efficienza energetica e l’uso di energia ricavata da fonti rinnovabili nel territorio dell’ente locale, che i firmatari del c.d. Patto dei Sindaci del 2008 si sono impegnati a predisporre ed attuare entro il 2020, prendendo in considerazione tutti i settori di attività che l’ente locale può influenzare – tenendo conto del nuovo Patto dei Sindaci integrato per l’energia e il clima presentato nell’ottobre 2015 dalla Commissione, che supera gli obiettivi stabiliti per il 2020, impegnando i firmatari a ridurre le emissioni di gas serra del 40% entro il 2030 e ad adottare un approccio congiunto all’integrazione di mitigazione e adattamento ai cambiamenti climatici.

[117]V. ad es. il Considerando n. 62 della direttiva (UE) 2018/2001.

[118]Come riportato da S. TAGLIAPIETRA – G. ZACHMANN, Going local: empowering cities to lead EU decarbonisation, Policy Contribution issue n. 22, 2016, p. 10, disponibile all’indirizzo: https://www.bruegel.org/2016/11/going-local-empowering-cities-to-lead-eu-decarbonisation/[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[119]E. FERRERO, Riflessioni sul Patto globale per l’ambiente: quale ruolo per le «smart cities»?, in Ambiente & Sviluppo, n. 2/2019, p. 127. Cfr. anche R. FERRARA, The Smart City and the Green Economy in Europe: a Critical Approach, in Il Piemonte delle Autonomie, n. 2/2015, che definisce la mancanza di un quadro normativo vincolante in materia come«aserious shortcoming». Per una ricostruzione dei vari significati che può assumere la smart city, cfr. in particolare A. COCCHIA, Smart and Digital City: A Systematic Literature Review, in R.P. DAMERI – C. ROSENTHAL-SABROUX(a cura di), Smart City. How to create Public and Economic Value with High Technology in Urban Space, New York, 2014, p. 13 ss. 

[120]E. FERRERO, Le smart cities nell’ordinamento giuridico, in Foro amministrativo, n. 4/2015, pp. 1267 ss. 

[121]Cfr. J.-B. AUBY – V. DE GREGORIO, Le smart cities in Francia, in Istituzioni del Federalismo, n. 4/2015, pp. 975-993 e in particolare p. 980, ove si osserva come i concetti di smart citye di città sostenibile sono considerati indissociabili, essendo la prima un normale prolungamento della seconda. 

[122]E. CARLONI,Città intelligenti e agenda urbana. Le città del futuro, il futuro delle città, in Munus, n. 2/2016, pp. 264-265.

[123]Comunicazione della Commissione «Europa 2020: Una strategia per una crescita intelligente, sostenibile e inclusiva» del 3 marzo 2010, COM(2010) 2020. Essa presenta tre priorità che si rafforzano a vicenda, ovvero: promuovere una crescita intelligente, sviluppando un’economia basata sulla conoscenza e sull’innovazione; favorire una crescita sostenibile, promuovendo un’economia più efficiente sotto il profilo delle risorse, più verde e più competitiva; incentivare una crescita inclusiva, favorendo la coesione sociale e territoriale. 

[124]Cfr. M. PASSALACQUA, Diritti urbani e interesse generale alla rigenerazione di siti industriali dismessi nella «Città», in F. DI LASCIO – F. GIGLIONI(a cura di), La rigenerazione di beni e spazi urbani. Contributo al diritto delle cittàBologna, 2017, pp. 295-323.

[125]Conv. l. n. 221/2012.

[126]V. p. 93 del documento in parola. 

[127]V. supranota 14.

[128]Direttiva (UE) 2018/844 del Parlamento europeo e del Consiglio del 30 maggio 2018 che modifica la direttiva 2010/31/UE sulla prestazione energetica nell’edilizia e la direttiva 2012/27/UE sull’efficienza energetica. In particolare, il Considerando n. 8 della direttiva (UE) 2018/844 riconosce che il miglioramento dell’efficienza energetica può contribuire in termini di sviluppo economico, mentre al Considerando n. 10 si osserva che l’obbligo di risparmio energetico ha svolto un ruolo importante nella creazione di posti di lavoro a livello locale e dovrebbe essere mantenuto per rompere il legame tra consumo energetico e crescita.  Per un approfondimento sul tema dell’efficienza energetica, v. in particolare L. AMMANNATI,Una nuova governance per la transizione energetica dell’Unione europea. Soluzioni ambigue in un contesto conflittuale, in La Transizione Energetica, Torino, 2018, pp. 3-24; S. QUADRI,La nuova multi-level governance dell’efficienza energetica, ivi, pp. 25-40; L. AMMANNATI, La transizione dell’Unione Europea verso un nuovo modello energetico eco-sostenibile tra scelte politiche, regolazione e dinamiche di mercato, in Energia, Ambiente, Innovazione, n. 2/2018, pp. 86-97. Per un approfondimento del tema con focusspecifico sulle smart cities, cfr. in particolare A.M. GAMBINO – M. PROVENZANO, Smart Cities ed efficientamento energetico, in G. OLIVIERI – V. FALCE (a cura di),Smart Cities e Diritto dell’Innovazione, Milano, 2016, pp. 51-72.

[129]V. in particolare il Considerando n. 39 della direttiva in parola. 

[130]Sul tema, in dottrina, v. in recente contributo di S. AMOROSINO, Regolazione e programmazione delle infrastrutture, in S. DOMINELLI – G.L. GRECO, I mercati dei servizi tra regolazione e governance, Torino, 2019, pp. 45-52.

[131]Si prevede infatti che le misure di miglioramento dell’efficienza energetica nei trasporti possano essere prese in considerazione per ottemperare l’obbligo di risparmio energetico nell’uso finale: v. Considerando n. 15 della direttiva (UE) 2018/844.

[133]Che disciplina il quadro strategico nazionale per lo sviluppo dei combustibili alternativi. Sul punto, in dottrina, cfr. in particolare M. DE MIN -L. LO SCHIAVO, Un nuovo paradigma dei consumi elettrici per un consumatore più evoluto, in L. AMMANNATI(a cura di), La Transizione Energetica, Torino, 2018, pp. 141-158.

[134]V. Considerando n. 28. Assume inoltre rilevanza il Considerando n. 23, per cui «I regolamenti edilizi possono essere efficacemente utilizzati per introdurre requisiti mirati a sostegno della realizzazione dell’infrastruttura di ricarica nei parcheggi degli edifici residenziali e non residenziali. Gli Stati membri dovrebbero prevedere misure volte a semplificare l’installazione dell’infrastruttura di ricarica, al fine di ovviare a ostacoli quali la frammentazione degli incentivi e le complicazioni amministrative che i singoli proprietari incontrano quando tentano di installare un punto di ricarica nel proprio parcheggio».

[135]Comunicazione della Commissione al Parlamento Europeo, al Consiglio Europeo, al Consiglio, al Comitato Economico e Sociale Europeo, al Comitato delle Regioni e alla Banca Europea per gli Investimenti, «Un pianeta pulito per tutti. Visione strategica europea a lungo termine per un’economia prospera, moderna, competitiva e climaticamente neutra» del 28 novembre 2018, COM(2018) 773 final.

[136]Ciò anche per il generale tramonto del mito della pianificazione, già evidenziato da autorevole dottrina. Cfr. P. STELLA RICHTER, La fine del piano e del suo mito, in Riv. giur. urbanistica, n. 3/2017, p. 432 ss.; E. SALZANO,Fondamenti di urbanistica, Bari, 2003, p. 256 ss. Invece, con specifico riferimento alla pianificazione in materia energetica, si rinvia a K. SPERLING – F. HVELPLUND – B. VAD MATHIESEN, Centralisation and decentralisation in strategic municipal energy planning in Denmark, in Energy Policy, 2019, pp. 1338-1351, i quali evidenziano suggeriscono l’utilizzo dello strumento di pianificazione energetica strategica, che integri risparmi, efficienza ed energia rinnovabile in tutti i settori energetici.

[137]Sul nesso tra Green New Deale rigenerazione urbana si rinvia a M. PASSALACQUA, Politiche pubbliche e strumenti giuridici per rigenerazione e riuso di aree industriali dismesse, cit.

[138]Sul tema, sia concesso il rinvio a T. FAVARO, Verso la smart city: sviluppo economico e rigenerazione urbana, in Rivista giuridica dell’edilizia, n. 2/2020, pp. 87-120.

[139]Per una definizione del concetto di rigenerazione urbana, comprensiva non solo delle pratiche spontanee poste in essere dalla società civile ma anche degli interventi più propriamente amministrativi, sia concesso il rinvio a rinvio a T. FAVARO, voce Rigenerazione Urbana, in M. PASSALACQUA – A. FIORITTO – S. RUSCI (a cura di), Ri-conoscere la Rigenerazione. Strumenti giuridici e tecniche urbanistiche, Santarcangelo di Romagna, 2018, p. 333.

[140]Il riferimento è alla LOI n° 2014-58 du 27 janvier 2014 de modernisation de l’action publique territoriale et d’affirmation des métropoles.

[141]Trattasi della LOI n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Appare significativo evidenziare come questa legge abbia preceduto e orientato la Conferenza di Parigi sul Clima e i Cambiamenti Climatici che ha dato vita all’Accordo di Parigi.

[142]Come ben evidenziato da M. DREYFUS – R. ALLEMAND, Three Years After the French Energy Transition for Green Growth Law: Has the ‘Energy Transition’ Actually Started at the Local Level?, in Journal of Environmental Law, n. 30/2018, pp. 109-133.

[143]Plan de déploiement de l’hydrogène pour la transition écologique, presentato il 1° giugno 2018, disponibile all’indirizzo: https://www.haut-rhin.gouv.fr/Politiques-publiques/Environnement-risques-naturels-et-technologiques/Hydrogene/Plan-de-deploiement-de-l-hydrogene-pour-la-transition-ecologique[ultimoaccesso: 20 marzo 2020]. 

[144]M. DREYFUS – R. ALLEMAND, Three Years After the French Energy Transition for Green Growth Law: Has the ‘Energy Transition’ Actually Started at the Local Level?, cit., p. 120.

[145]La fase della municipalizzazione può individuarsi nel periodo a partire dalla Legge Giolitti del 1903 fino alle riforme della fine degli anni Novanta e si caratterizza per l’assunzione da parte degli enti locali della gestione e del controllo dei servizi pubblici, fino ad allora in larga parte in mano ai privati, al fine di garantire la soddisfazione dei bisogni essenziali alla vita della collettività. Per un approfondimento in dottrina si rinvia in particolare a S. GIANNINI, Profili giuridici della municipalizzazione con particolare riguardo alle aziende, in Rivista amministrativa della Repubblica italiana, 1953, p. 616; G. VACCHELLI, I servizi pubblici comunali e l’industria per l’illuminazione elettrica, in Rivista di Diritto Commerciale, n. 1/1906, p. 209; S. ROMANO, Principi di diritto amministrativo, Milano, 1906, p. 421; G. CAIA, voce Municipalizzazione dei servizi pubblici, in Enciclopedia Giuridica Treccani, ed. XX, Roma, 1989; F. BASSI, Natura giuridica dell’azienda municipalizzata, Milano, 1957, pp. 170 ss.; G. TREVES, Le imprese pubbliche, Torino, 1950; R. TORRIGIANI, Le aziende autonome pubbliche, Milano, 1971. Ad avviso di F. MERUSI, Cent’anni di municipalizzazione: dal monopolio alla ricerca della concorrenza, in Diritto amministrativo, 2004, p. 37 ss., la legge giolittiana si caratterizzava per i seguenti aspetti: «1) l’eliminazione degli effetti negativi della erogazione di servizi pubblici in regime di monopolio di diritto (come i tranvai che la l. 27 dicembre 1896, n. 561 attribuiva obbligatoriamente ai privati) o di fatto (per le caratteristiche tecniche  del servizio  determinanti  la necessaria  unicità  dell’erogatore)  da parte  di  privati concessionari attraverso  la  gestione diretta  da  parte dei  Comuni;  2) l’individuazione  di  una nuova  forma  giuridica di gestione diretta del servizio, l’azienda organo; 3) l’attribuzione al consiglio comunale di definire che cosa fosse un  servizio  pubblico locale  se  non rientrante  in  un elenco  non  esaustivo di  servizi  pubblici locali previsti dalla stessa legge. (…) La lista dei servizi pubblici locali prevista dall’art. 1 della legge era aperta».

[146]Per un approfondimento sul punto, si rinvia in particolare a S. ANTONIAZZI, Società miste e servizi pubblici locali. Esperienze nazionali e modello europeo, Napoli, 2017. In particolare, l’A. distingue tre tipologie di rimunicipalizzazione. 1) materiale, intesa come partecipazione della Pubblica amministrazione al capitale sociale di una società; 2) funzionale, intesa come riassunzione diretta di un servizio, prima affidato ad un privato; 3) formale, che consiste nella trasformazione di una società pubblica in una struttura regolata dal diritto pubblico. 

[147]Per un’analisi comparativa delle esperienze di rimunicipalizzazione in Europa, si rinvia al rapporto pubblicato da Energy Cities, Local Energy Ownership in Europe: An explanatory of social public initiatives in France, Germany and the United Kingdom, 2017, disponibile all’indirizzo: https://energy-cities.eu/publication/local-energy-ownership-in-europe/[ultimoaccesso: 20 marzo 2020].

[148]Nel numero di 166.

[149]In 9 casi. 

[150]93 per la gestione delle reti luce/gas e 16 per la fornitura di energia. Per maggiori informazioni si rinvia a S. KISHIMOTO – O. PETITJEAN (a cura di), Il ritorno alla gestione pubblica dei servizi di base: Comuni e cittadini chiudono il capitolo privatizzazioni, 2017, p. 10 ss., disponibile all’indirizzo: https://www.tni.org/files/publication-downloads/rimunicipalizzazione_italiaans_22_11_web.pdf[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[151]L’occasione è stata offerta soprattutto dalla scadenza dei contratti di concessioni. Infatti, come osserva S. BECKER, La nostra città. La nostra rete. La rimunicipalizzazione dell’energia in Germania, in S. KISHIMOTO – O. PETITJEAN (a cura di), Il ritorno alla gestione pubblica dei servizi di base: Comuni e cittadini chiudono il capitolo privatizzazioni, op.cit., pp. 124-125, «In quei contratti erano previste le condizioni per l’uso delle strade e altri spazi pubblici per posare cavi e condotte – elemento essenziale per gestire una rete energetica locale. I contratti di concessione avevano normalmente una durata di 20 anni, e nella prima decade del 2000 molti di essi dovevano essere rinnovati. La maggior parte sono stati rinnovati parzialmente rinegoziati e poi prorogati ma nei Comuni dove si è passati alla rimunicipalizzazione, la scadenza della concessione ha posto all’ordine del giorno la questione del futuro dell’energia locale. Si è così avuta l’occasione di modificare relazioni consolidate. E infatti, oltre i due terzi di tutti i casi di rimunicipalizzazione (&) sono avvenuti alla scadenza del contratto di concessione».

[152]Più nello specifico, la missione che le era stata affidata era quella di fornire energia rinnovabili e alle istituzioni pubbliche e di pianificare, costruire e gestire infrastrutture comunali.

[153]Si ricorderà infatti che la storia di Robin Hoodè ambientata a Nottingham.

[154]Fonte: S. KISHIMOTO – O. PETITJEAN (a cura di), Reclaiming Public Services: How cities and citizens are turning back privatization, 2017, p. 136, disponibile all’indirizzo: https://www.tni.org/files/publication-downloads/reclaiming_public_services.pdf[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[155]Sul punto, si rinvia in particolare a H. WOLLMANN, L’esperienza degli ordinamenti europei: un “ritorno” alle gestioni pubbliche/municipali?, in Il Piemonte delle Autonomie, n. 1/2016, pp. 1-12.

[156]Il bonuselettrico è uno sconto sulla bolletta, introdotto dal Governo e reso operativo dall’Autorità con la collaborazione dei Comuni, per assicurare un risparmio sulla spesa per l’energia elettrica alle famiglie in condizione di disagio economico e fisico e alle famiglie numerose. Il bonusè previsto nei casi di disagio economico – per famiglie con ISEE non superiore a 8.265 euro; per famiglie numerose (con più di 3 figli a carico) con ISEE non superiore a 20.000 euro; per i titolari di Reddito di Cittadinanza o Pensione di cittadinanza – e nei casi di disagio fisico, ovvero in cui una grave malattia costringa all’utilizzo di apparecchiature mediche alimentate con l’energia elettrica (elettromedicali) indispensabili per il mantenimento in vita. 

[157]Cfr. in particolare la legge regionale Puglia 9 agosto 2019, n. 42, “Istituzione del Reddito energetico regionale“. In particolare, come esplicitato all’art. 2, comma 1, «Al fine di favorire la progressiva diffusione di impianti di produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile presso e a servizio delle utenze residenziali domestiche o condominiali, è istituito il Reddito energetico regionale attraverso la previsione di interventi per l’acquisto e l’installazione di impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili in favore di utenti in condizioni di disagio socioeconomico che si impegnano ad attivare, tramite idonee convenzioni con il Gestore dei servizi energetici S.p.A. (GSE), il servizio di scambio sul posto dell’energia elettrica prodotta dai suddetti impianti, il cui acquisto è incentivato dalla Regione attraverso la concessione di contributi». Ancora, l’art. 3, comma 2, primo capoverso, prevede che «Gli utenti beneficiari della misura hanno diritto all’autoconsumo gratuito dell’energia elettrica prodotta attraverso gli impianti». Anche altre Regioni si stanno progressivamente muovendo in tal senso: v. ad esempio la Proposta di legge regionale Umbria del 14 ottobre 2019, volta alla “Istituzione e disciplina del Reddito energetico regionale“.

[158]Per un approfondimento sul punto, si rinvia al documento redatto dal Consiglio comunale “City Council Agenda Item – Update on Boulder’s Energy Future Municipalization Exploration Project” del 17 dicembre 2013, disponibile all’indirizzo: https://documents.bouldercolorado.gov/WebLink/0/doc/124268/Electronic.aspx[ultimo accesso: 20 marzo 2020], con particolare riferimento a p. 12.

[159]Ibidem.

[160]Nota anche come Aggregazione municipale, consiste in un programma sostenuto dagli enti locali per aggregare da domanda di elettricità dei propri residenti, per negoziare tariffe migliori con fornitori competitivi e scegliere fonti di energia più ecologiche. Le Community Choice Aggregationsono attualmente autorizzate in California, Illinois, Ohio, Massachusetts, New Jersey, New York e Rhode Island. https://www.epa.gov/greenpower/community-choice-aggregation[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[161]Un esempio recentissimo è quello della città di Albany, che all’inizio di marzo 2020 ha posto in essere un programma di aggregazione municipale per fornire una tariffa elettrica competitiva, relativa ad elettricità prodotta da fonti rinnovabili, ai suoi residenti. Grazie alla collaborazione con la Municipal Electric and Gas Alliance (MEGA) e altri tredici comuni, Albany offrirà ai residenti una nuova alternativa rispetto a quelle esistenti. I cittadini che rientrano nell’ambito della giurisdizione comunale saranno automaticamente iscritti a questo programma, a meno che non decidano espressamente di rinunciarvi.

[162]Cfr. S. WELTON, Public Energy, cit. p. 308.

[163]MCE, precedentemente noto come Marine Clean Energy.

[164]Si tratta del progetto c.d. MCE Solar One. Maggiori informazioni sono disponibili all’indirizzo: https://www.mcecleanenergy.org/local-projects/[ultimo accesso: 20 marzo 2020]. 

[165]Infatti, circa 341 lavoratori sono stati impiegati nella costruzione del sistema e il 45% di questi lavoratori erano residenti a Richmond.

[166]Maggiori informazioni sono disponibili all’indirizzo: https://www.mcecleanenergy.org/[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

[167]Per una ricostruzione degli studi in materia, seppur risalente nel tempo, cfr. ex multisJ.D. DONAHUE, The Privatization Decision: Public Ends, Private Means, New York, 1989.

[168]Molteplici esempi sono forniti da A.E. BOARDMAN – A.R. VINING, Ownership and Performance in Competitive Environments: A comparison of the Performance of Private, Mixed, and State-Owned Enterprises, in The Journal of Law and Economics, n. 1/1989, pp. 1-33. Secondo gli A. infatti, dall’analisi dei casi studio si può dedurre che il soggetto pubblico sia maggiormente efficiente nel servire i servizi elettrici ed idrici, non solo per la limitata concorrenza che caratterizza il settore ma anche perché anche l’operato delle imprese private non è rimesso al libero gioco del mercato, trattandosi di settori altamente regolamentati.

[169]Sul punto, si rinvia in particolare a D.W. PENN, Competition, the Consumer, and Local Decision Making: Public Power’s Important Role, in Electricity Journal, 1997, p. 33.

[170]Sul punto, si rinvia alle osservazioni formulate da M.G. ROMERO – M. VERVYNCKT, Smontare la pericolosa illusione dei Partenariati Pubblico Privato – PPP, in S. KISHIMOTO – O. PETITJEAN (a cura di), Il ritorno alla gestione pubblica dei servizi di base: Comuni e cittadini chiudono il capitolo privatizzazioni, op.cit., pp. 108-120. In particolare, secondo gli A., i governi ricorrono ai Partenariati Pubblico Privato “per occultare il debito pubblico con pratiche contabili non trasparenti, e le loro conseguenze a lungo termine”; inoltre, con i PPP i costi sono diluiti in un lungo periodo di tempo ed è possibile accumulare prestiti e debiti nel futuro, riducendo gli spazi di manovra di bilancio per i governi e la loro capacità di erogare servizi essenziali. Oltre a ciò, i progetti di PPP creano spesso infrastrutture e servizi che, per generare utili con i canoni degli utenti, escludono di fatto i cittadini più poveri. Più in generale, sul tema del PPP si rinvia a A. FIORITTO (a cura di), Nuove forme e nuove discipline del partenariato pubblico privato, Torino, 2016.

[171]H. WOLLMANN, L’esperienza degli ordinamenti europei: un “ritorno” alle gestioni pubbliche/municipali?, cit., p. 11.

[172]Per un approfondimento, v. in particolare A.B. KLASS, Climate Change and the Convergence of Environmental and Energy Law, in Fordham Environmental Law Review, n. 24/2013, pp. 189 ss. V. anche M. COCCONI, La riforma costituzionale delle competenze sull’energia, in Munus, n. 1/2017, pp. 51-74, che sottolinea come gli artt. 192 e 194 TFUE paiano porre l’energia in una condizione di subalternità rispetto alla politica di tutela dell’ambiente. In particolare, «alla politica ambientale sembra riconoscersi un ruolo egemone rispetto alla politica energetica, che appare confinata ad un ruolo ancillare e subordinato e anzi tale da essere asservita alle proprietà della prima»: anche alla luce di tale circostanza, l’A. propone un ritorno alla competenza esclusiva dello Stato della materia riguardante la «produzione, (il) trasporto e (la) distribuzione nazionali dell’energia»in virtù della competenza statale in materia di ambientale. 

[173]Cfr. in particolare W. BOYD, Public Utility and the Low-Carbon Future, in UCLA Law Review, 2014, p. 1614. Secondo l’A., infatti, la nozione di servizio pubblico deve essere ripensata in modo tale da integrare le nuove finalità sottese all’azione di contrasto al cambiamento climatico. V. inoltre W. BOYD – A.E. CARLSON, Accidents of Federalism: Ratemaking and Policy Innovation in Public Utility Law, in UCLA Law Review, 2016, pp. 810-893, secondo cui tale innovazione sarebbe a sua volta funzionale alla promozione dello sviluppo tecnologico nel settore elettrico.

[174]V. supranota 112.

[175]Il riferimento è a M. PASSALACQUA, “Oltre” la concezione proprietaria dei beni comuni. Diritto, economia e interesse generale, cit., 2017.

[176]Ci si riferisce qui alle pratiche collaborative volte alla co-produzione di beni e servizi e in particolare a E. OSTROM, Crossing the great divide: Coproduction, synergy, and development, in World Development, n. 6/1996, pp. 1073-1087. Tra gli scritti più recenti in materia, cfr. in particolare S. PROFETI -V. TARDITI, Le pratiche collaborative per la co-produzione di beni e servizi: quale ruolo per gli Enti locali? in Istituzioni del. Federalismo, n. 4/2019, pp. 861-890.

[177]Come documentato dal rapporto MED & Italian Energy Report, Rapporto annuale sul settore dell’energia in Italia e nel Mediterraneo, presentato il 3 dicembre 2019 presso il Parlamento europeo e disponibile all’indirizzo: https://www.srm-med.com/p/med-italian-energy-report-2019/[ultimo accesso: 20 marzo 2020].

 

Sommario: 1. Il fatto; 2. L’autorizzazione unica per la realizzazione degli impianti; 3. Le modifiche oggettive e la rimodulazione dei progetti; 4. Le modifiche soggettive: la voltura e la suddivisione dell’autorizzazione; 5. Il dialogo tra Amministrazione e proponente; 6. La mutabilità degli interessi ambientali; 7. Quale semplificazione?

1. Il fatto
La controversia riguarda il diniego del Gestore dei servizi energetici (GSE) al riconoscimento della qualifica di “Impianto Alimentato da Fonti Rinnovabili” (IAFR)[1] di un impianto eolico di potenza pari a 32 MW, a seguito della divisione di un progetto già autorizzato di potenza maggiore. 
Secondo il Gestore le modifiche oggettive e soggettive del progetto originario “vanificano” l’Autorizzazione concessa e rendono necessario il rinnovo del procedimento autorizzatorio.
In effetti, vi è stata una scissione dell’impianto originario (di 44 MW) in due impianti di potenza minore (32 MW e 12 MW) e una voltura parziale dell’Autorizzazione ad un diverso titolare al fine di realizzare uno solo degli impianti (di 32 MW).
Il giudice di primo grado[2] ha ritenuto illegittimo il diniego e non necessaria una nuova Autorizzazione essendo sufficiente una Segnalazione Certificata di Inizio Attività (SCIA) dal momento che: “la nozione di scia risultante dall’art. 19 della legge n. 241 del 1990 (&) può applicarsi anche alla verifica, da parte della competente Amministrazione Regionale, dell’avvenuto trasferimento, dal soggetto originario titolare ad altro soggetto "subentrante", del titolo abilitativo già posseduto in capo al primo, atteso che la novazione "soggettiva" che in tal caso si viene a determinare nella titolarità del rapporto amministrativo, richiede il solo accertamento, da parte dell’Amministrazione preposta, di requisiti e presupposti richiesti dalla legge o da atti amministrativi generali“.
Il Consiglio di Stato ha, invece, ritenuto corretto l’operato del GSE poiché nell’ipotesi di scissione di un impianto che determina un mutamento della potenza e una voltura del titolo è necessario un nuovo procedimento autorizzatorio.
La modifica richiesta non costituisce, ad avviso del giudice di appello, una mera novazione soggettiva, ma impone il rinnovo del procedimento con una nuova istruttoria ai fini del rilascio di due nuove autorizzazioni (l’una, per 32 MW e l’altra, per 12 MW).
In tale ipotesi, secondo il giudice, la semplificazione recede di fronte agli interessi correlati alla certezza dell’autorizzazione, sicurezza dei traffici giuridici, responsabilità dei titolari. Pertanto, non è ammissibile una “ideale suddivisione dell’unico titolo giuridico in parti non formalmente, né materialmente individuate (&) senza compiere alcun nuovo accertamento sulla possibilità di autorizzarli come entità distinte e separate“.
In particolare: “pur volendo fare massima applicazione possibile del principio della semplificazione amministrativa, il sistema ordinamentale non può essere spinto fino al punto di entrare in contraddizione con sé stesso, collidendo (piuttosto che collimando) con i principi giuridici di pari grado rispetto a quello che la ricorrente intende vantare“.
La complessa vicenda consente di analizzare le problematiche correlate alle modifiche oggettive e soggettive dei presupposti per l’autorizzazione unica all’esercizio di impianti eolici. Tali modifiche – necessarie considerata la mutabilità degli interessi ambientali – incidono in maniera significativa sulla semplificazione alla quale mira il rilascio di una Autorizzazione Unica per l’esercizio degli impianti.
 
2. L’Autorizzazione unica per la realizzazione degli impianti
L’analisi delle criticità correlate alla “scissione” di un titolo per la realizzazione degli impianti impone una breve ricostruzione della disciplina di riferimento.
L’art. 12, comma 3, del d.lgs. 387 del 29.12.2003, prevede “la costruzione e l’esercizio degli impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, gli interventi di modifica, potenziamento, rifacimento totale o parziale e riattivazione, come definiti dalla normativa vigente, nonché le opere connesse e le infrastrutture indispensabili alla costruzione e all’esercizio degli impianti stessi, sono soggetti ad una autorizzazione unica, rilasciata dalla regione o dalle province delegate dalla regione, ovvero, per impianti con potenza termica installata pari o superiore ai 300 MW, dal Ministero dello sviluppo economico, nel rispetto delle normative vigenti in materia di tutela dell’ambiente, di tutela del paesaggio e del patrimonio storico-artistico, che costituisce, ove occorra, variante allo strumento urbanistico. A tal fine la Conferenza dei servizi è convocata dalla regione o dal Ministero dello sviluppo economico entro trenta giorni dal ricevimento della domanda di autorizzazione“.
L’Autorizzazione Unica “sostituisce tutti i pareri e le autorizzazioni altrimenti necessarie”, poiché “l’organo competente al rilascio dell’autorizzazione unica compie la valutazione comparativa di tutti gli interessi coinvolti, tenendo conto delle posizioni di dissenso espresse dai partecipanti alla conferenza di servizi”[3].
E’, dunque, evidente la finalità di semplificazione dell’Autorizzazione Unica volta a consentire uno sviluppo delle energie rinnovabili[4] mediante l’assunzione di una decisione contestuale da parte di tutte le autorità coinvolte[5]. In effetti, tale Autorizzazione rientra tra i procedimenti acceleratori finalizzati a “rendere appetibile il settore” e, dunque, promuovere l’utilizzo delle energie rinnovabili per il rispetto anche degli obiettivi posti in materia a livello comunitario[6].
Tale autorizzazione è soggetta, però a modifiche a seguito sia delle scelte dei soggetti proponenti sia alla natura mutabile degli interessi ambientali[7] che limitano le finalità di semplificazione.
In particolare, il progetto per la realizzazione di un impianto eolico autorizzato può andare incontro a modifiche oggettive o soggettive.
Le prime attengono alla modifica del progetto come nel caso di riduzione della potenza dell’impianto e scissione dell’impianto in due parti diverse.
Le seconde attengono, invece, alla modifica della titolarità dell’autorizzazione a seguito di voltura dovuta a modifiche del soggetto proponente. In effetti, i proponenti del progetto sono solitamente società che subiscono vicende modificative – come ad esempio la cessione del ramo d’azienda – per il perseguimento dei propri interessi economici.
Entrambe le modifiche delineate che incidono sia sul titolo autorizzatorio rilasciato sia sugli obiettivi di semplificazione dell’Autorizzazione Unica verranno analizzate nei paragrafi successivi.
 
3. Le modifiche oggettive e la rimodulazione dei progetti
La modifica oggettiva dei progetti per la realizzazione di impianti pone, come si è detto, il problema del rilascio di una nuova Autorizzazione.
Una nuova autorizzazione si rende necessaria soltanto qualora la modifica sia di natura “sostanziale” e, dunque, incida in maniera significativa rendendo non più idoneo il titolo rilasciato in precedenza. In effetti, l’applicazione del principio di semplificazione determina il rinnovo del titolo soltanto qualora sia strettamente necessario ai fini di tutela ambientale.
Solo una modifica sostanziale del progetto può determinare impatti significativi sulle risorse ambientali che richiedono un nuovo procedimento autorizzatorio[8].
In tale prospettiva diventa determinante la valutazione della rilevanza della modifica effettuata che, in assenza di una definizione normativa, va effettuata caso per caso e viene rimessa alla Amministrazione procedente o nella maggior parte dei casi al giudice[9]. In effetti, l’assenza di una definizione nel decreto n. 387/2003 delle modifiche ritenute sostanziali e di una spiegazione al riguardo nelle Linee guida per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili[10] comporta inevitabilmente l’intervento del giudice per dirimere le controversie sulla necessità del rinnovo del procedimento autorizzatorio. Del resto, tale rinnovo comporta sia un allungamento dei tempi per la realizzazione degli impianti, sia una incidenza anche sui costi del progetto sostenuti dal proponente e, dunque, può creare contenzioso.
Alla luce di queste considerazioni, per determinare cosa si intenda per “modifica sostanziale” occorre analizzare la giurisprudenza che si è formata sulla materia.
Il Consiglio di Stato ha considerato sostanziali le modifiche che comportano una variazione strutturale del progetto come ad esempio la modifica del numero delle torri o degli aerogeneratorinegli impianti eolici che, dunque, possono avere un impatto sulla tutela ambientale.[11]
Tale modifica anche se in riduzione, vale a dire relativa ad una diminuzione della potenza dell’impianto, può determinare un necessario rinnovo del procedimento autorizzatorio al fine di valutare la compatibilità ambientale[12] se può incidere in maniera significativa sull’ecosistema.
Nella sentenza che qui si commenta il giudice non richiama, invece, il concetto di “modifica sostanziale” dando per presupposta l’incidenza della modifica dovuta alla scissione dell’impianto. L’incidenza considerata non riguarda, però, come per le altre pronunce analizzate, l’impatto ambientale della scissione dell’impianto, ma il solo rischio di lesione della certezza del titolo giuridico rilasciato.
In effetti, la scissione determina secondo il giudice, una incertezza sul titolo autorizzatorio rilasciato che prescinde dalla modifica del progetto e dall’impatto ambientale e richiede comunque un nuovo procedimento: “ammesso e non concesso che, in natura, tale suddivisione di beni potesse essere effettuata (ed evidentemente lo era visto che è stato fatto) sul piano giuridico ciò avrebbe comportato necessariamente l’apertura di un nuovo procedimento“. 
In altri termini, un titolo autorizzatorio non può essere utilizzato pro quota vale a dire solo per una parte del bene giuridico per il quale è stato rilasciato, nella specie un impianto eolico di 44 Mw “che è cosa e bene giuridico assai diverso da due impianti rispettivamente di 32 e 12 MW“. Del resto, “pur volendo fare massima applicazione possibile del principio della semplificazione amministrativa” vanno tutelati anche gli altri principi di certezza e responsabilità e, pertanto, è necessaria una nuova autorizzazione per attribuire incentivi per l’esercizio di una parte dell’impianto originario.
Viene, dunque, effettuato un bilanciamento tra semplificazione e certezza del titolo autorizzatorio rilasciato ma non tra semplificazione e possibile incidenza sull’ambiente della modifica dell’impianto.
In altri termini a prescindere dalla rilevanza della modifica del progetto e dell’incidenza sull’ambiente, una nuova autorizzazione è necessaria perché un unico titolo autorizzatorio non può essere scisso. Anche se la scissione è possibile in natura e non incide sull’ambiente va rinnovato il procedimento autorizzatorio al solo fine di garantire la certezza giuridica e consentire una corretta suddivisione delle responsabilità.
La finalità di sviluppo delle energie rinnovabili e di tutela ambientale per le quali viene consentita la semplificazione dei procedimenti viene, dunque, ritenuta secondaria rispetto alla necessità di garantire la certezza dell’attribuzione di un titolo autorizzatorio necessario per il rilascio degli incentivi da parte del Gestore.
 
4. Le modifiche soggettive: la voltura e la suddivisione dell’autorizzazione
Il giudice nella sentenza in commento ritiene consentita la voltura del titolo autorizzatorio, ma non la sua suddivisione. In particolare, si afferma: “non è in discussione l’astratta volturabilità dei titoli (da sempre pacificamente ammessa secondo il principio generale della circolazione giuridica dei beni e dei titoli rappresentativi di essi: bene giuridico è, del resto, ogni cosa che può formare oggetto di diritti) o l’utilizzabilità di istituti di semplificazione amministrativa per le successive modificazioni dal lato soggettivo dei medesimi (cd. novazione soggettiva) ma la giuridica praticabilità di una ideale suddivisione dell’unico titolo giuridico in parti non formalmente, né materialmente individuate“.
La voltura dell’autorizzazione all’esercizio di impianti è, dunque, consentita per garantire la circolazione giuridica dei beni e la semplificazione delle modifiche soggettive.
In effetti, considerati la complessità nella realizzazione di impianti eolici e la rilevanza dei relativi investimenti, la voltura dei titoli è necessaria per consentire ai soggetti proponenti di perseguire non solo gli interessi di tutela ambientale ma anche i propri interessi economici. Pertanto, il titolo autorizzatorio “risente” delle vicende modificative dei soggetti che intendono realizzare gli impianti eolici. Nella specie la voltura è stata, in effetti, resa necessaria a seguito di una cessione del ramo di azienda.
La realizzazione di impianti di energia rinnovabile con la correlata attribuzione di incentivi coinvolge, dunque, interessi diversi: da un lato la tutela dell’ambiente; dall’altro la tutela dell’iniziativa economica privata[13].
La voltura viene, però, nettamente distinta dalla suddivisione di un titolo autorizzatorio in due parti distinte che viene considerata inammissibile.
Vanno, dunque, valutate le ragioni di tale orientamento restrittivo.
La suddivisione dell’autorizzazione degli impianti non viene consentita perché potrebbe determinare l’elusione delle regole per gli impianti di potenza maggiore. In effetti, per evitare che l’impianto sia soggetto al procedimento di autorizzazione unica in luogo delle procedure semplificate – come ad esempio la SCIA – le istanze potrebbero essere proposte per due impianti separati di potenza minore, ma collegati al fine di non applicare le garanzie di tutela ambientale previste con una potenza maggiore.
Tale comportamento potenzialmente elusivo viene ritenuto inammissibile dalla giurisprudenza al fine di consentire una tutela dell’ambiente effettiva e non solo formale[14].
Nella specie, pur non riscontrandosi il rischio di elusione delle regole previste in materia, viene seguito un orientamento restrittivo nei confronti della suddivisione dell’impianto In effetti, nel caso oggetto di studio non si tratta di autorizzare due impianti di potenza minore collegati per realizzare in sostanza un progetto unico, ma di una Autorizzazione già concessa per un impianto unico di potenza elevata.
È evidente, dunque, che l’attenzione del giudice non è rivolta alla tutela ambientale – dal momento che l’autorizzazione per un impianto più grande richiede vincoli maggiormente stringenti già valutati – ma alla certezza del titolo rilasciato.
Pertanto, anche dal lato soggettivo l’esigenza di semplificazione sembra recedere, secondo il giudice, di fronte alla necessità di garantire la certezza del titolo giuridico rilasciato.
Peraltro, per conseguire l’obiettivo della certezza, il giudice non ritiene sufficiente neanche l’utilizzo dell’istituto della Segnalazione Certificata di Inizio Attività (SCIA).
Nella sentenza si afferma, infatti, che: “la società pretende oggi di ottenere, tramite la presentazione di una scia, la voltura del titolo edilizio (rilasciato per l’intero impianto) non già nel suo complesso (come generalmente accade per le volture e i successivi trasferimenti) ma per la sola “quota parte ideale” corrispondente all’acquisto fatto sul piano civilistico (l’impianto di 32 KW)”.
In effetti, la SCIA richiede un mero accertamento successivo che potrebbe non essere sufficiente per verificare l’idoneità degli interventi da realizzare e la responsabilità del soggetto che li gestisce.
Pertanto, dal punto di vista soggettivo la modifica relativa alla suddivisione di un impianto va, dunque, adeguatamente valutata con un nuovo procedimento per definire non solo gli impatti ambientali, ma anche le responsabilità dei soggetti che si occupano di gestire le singole porzioni del progetto unico: nella specie si tratta della suddivisione in due impianti gestiti da due diverse società (una titolare originaria dell’autorizzazione, l’altra subentrata a seguito di voltura) con “distinte responsabilità giuridiche, a garanzia dei principi (di pari rango rispetto al principio di semplificazione) di certezza e sicurezza dei traffici giuridici e responsabilità giuridica“.
In definitiva, le modifiche dal lato oggettivo e soggettivo vengono ammesse nell’ottica della semplificazione, ma soltanto se non comportano incertezze sulla titolarità e sull’oggetto dell’autorizzazione.
 
5. Il dialogo tra Amministrazione e proponente
Un ulteriore aspetto da considerare nelle vicende modificative dell’Autorizzazione Unica per l’esercizio di impianti eolici è l’assetto degli interessi dei soggetti proponenti e il ruolo di questi ultimi nell’ambito del rilascio dei titoli.
In effetti, la certezza delle Autorizzazioni richiamata dal giudice come limite alla semplificazione costituisce una garanzia per l’Amministrazione e il Gestore che concede gli incentivi, ma potrebbe dissuadere i proponenti dalla presentazione di istanze per la realizzazione di impianti. Bisogna, dunque, valutare se i proponenti abbiano la possibilità di partecipare effettivamente anche alla fase istruttoria relativa ai procedimenti autorizzatori e di rilascio degli incentivi.
I proponenti possono partecipare innanzitutto alla conferenza di servizi[15], ma non hanno al riguardo alcun potere decisionale. In effetti, la mera partecipazione alla conferenza di servizi, con l’eventuale presentazione di osservazioni è ritenuta di per sé sufficiente a prescindere dalla effettiva considerazione delle proposte pervenute dai privati[16].
Del resto, la giurisprudenza tende a consentire la partecipazione dei soggetti terzi in maniera limitata essendo sufficiente che questi siano messi a conoscenza degli interventi e possano partecipare – senza potere decisionale – alla conferenza di servizi[17]. La partecipazione dei privati nel procedimento per il rilascio dell’Autorizzazione Unica è, dunque, meramente formale non essendo previste possibilità incisive di intervento sulla scelta dell’Amministrazione.
La partecipazione è, poi, consentita anche nel procedimento volto al rilascio degli incentivi.
In particolare, nell’ipotesi di voltura, i proponenti devono comunicare al GSE la modificae questi rilascia gli incentivi soltanto in presenza di un titolo idoneo.
Prima di un eventuale diniego il GSE – come nella specie – invia il preavviso di rigetto ex art. 10 bis della l. 241/1990 per consentire ai proponenti la presentazione di osservazioni prima dell’adozione della decisione finale.
Si applicano, dunque, le garanzie procedimentali della legge sul procedimento amministrativo.
E’ evidente, allora, che nell’ambito della modifica dei titoli per la realizzazione di impianti – sia nella fase di autorizzazione, sia nella fase di rilascio degli incentivi – non vi sono garanzie procedimentali specifiche e trovano applicazione gli istituti tradizionali.
A questo punto ci si può chiedere se la mera presentazione di osservazioni – in conferenza o nell’ambito del procedimento istaurato dal GSE – è sufficiente al fine di garantire una reale partecipazione dei soggetti interessati.
In base a quanto emerso dalla sentenza oggetto di analisi, si può sostenere che, se viene garantita una partecipazione effettiva e non solo “di facciata”, l’attenzione posta alla certezza dei titoli rispetto alla semplificazione potrebbe garantire anche la posizione giuridica degli stessi proponenti.
In effetti, se i limiti alla semplificazione sono “concordati” tra Amministrazioni e proponenti al fine di tutelare l’ambiente e garantire che gli incentivi concessi vengano effettivamente rivolti alla promozione delle energie rinnovabili, possono essere giustificabili.
In altri termini, anche i proponenti del progetto potrebbero avere interesse a limitare la semplificazione a favore della certezza del titolo ottenuto considerato la complessità nella effettiva realizzazione degli impianti e la rilevanza degli investimenti necessari. Tali esigenze – espresse dai privati nelle osservazioni in ambito procedimentale – devono essere, però, adeguatamente prese in considerazione da parte dell’Amministrazione in sede di decisione per evitare che gli obiettivi di certezza disincentivino invece di favorire gli interventi privati nel settore e, dunque, lo sviluppo delle energie rinnovabili.
 
6. La mutabilità degli interessi ambientali
L’Autorizzazione Unica sostituisce tutte le autorizzazioni e, dunque costituisce uno strumento di semplificazione. Tale circostanza non esclude, però, che vi sia la necessità di una revisione periodica del titolo.
In effetti, oltre alle modifiche oggettive e soggettive dovute a scelte imprenditoriali, vi sono modifiche dettate dalla natura degli interessi ambientali. Gli interessi ambientali sono “mutevoli” perché soggetti ai cambiamenti dovuti sia ai mutamenti che avvengono in natura, sia alle continue modifiche delle conoscenze tecniche nel settore[18].
Pertanto, le autorizzazioni in materia ambientale sono soggette ad un limite temporale per consentire un rinnovo della valutazione dell’impatto delle opere sull’ambiente.
Nel caso dell’Autorizzazione Unica la mutabilità degli interessi ambientali ha un duplice ruolo poiché determina non solo la “scadenza” del titolo, ma anche l’imposizione di un termine di validità alle autorizzazioni che confluiscono nell’AU.
L’Autorizzazione Unica deve, in effetti, coordinarsi con i sub-procedimenti relativi all’impatto ambientale – come per la Valutazione di Impatto Ambientale – per considerare adeguatamente tutti gli interessi pubblici incisi dalla realizzazione di un impianto eolico[19].
Emblematiche sono in proposito le Linee guida per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili – sopra richiamate – che specificano al punto 15.5: “Resta fermo l’obbligo di aggiornamento e di periodico rinnovo cui sono eventualmente assoggettate le autorizzazioni settoriali recepite nell’autorizzazione unica“.
Tale obbligo di aggiornamento viene richiamato anche in giurisprudenza[20] che richiede un rinnovo delle autorizzazioni settoriali che confluiscono nell’Autorizzazione Unica che hanno validità per un tempo determinato poiché i mutamenti naturali e scientifici determinano una continua revisione dell’incidenza sull’ambiente[21].
La revisione dei titoli dovuti alla natura degli interessi ambientali anche se incide sugli obiettivi di semplificazione è necessaria per garantire una effettiva tutela dell’ambiente.
Va, però, evidenziato che il mutamento degli interessi ambientali non prevale necessariamente sulla semplificazione se si tratta di un “ripensamento” su una decisione già adottata.
In particolare, il cambiamento di prospettiva di una sola Amministrazione non incide su una autorizzazione unica già rilasciata[22]. In effetti, la decisione del rilascio di una autorizzazione unica viene adottata nell’ambito della conferenza di servizi. Pertanto, qualora una amministrazione adotti un provvedimento diverso da quello rilasciato in conferenza dopo che sia stata emessa l’Autorizzazione Unica, tale circostanza non incide sul titolo rilasciato.
La conferenza di servizi è, in effetti, volta a semplificare il procedimento consentendo l’adozione di una decisione unica per tutte le Amministrazioni coinvolte che si determina al momento del rilascio del titolo. Pertanto, solo in sede di conferenza e, dunque, rinnovando l’intero procedimento è ammissibile una modifica rispetto ad un titolo già rilasciato.
A prescindere da tale ipotesi particolare, le modifiche rispetto alle Autorizzazioni concesse sono, dunque, inevitabili alla luce la precarietà della materia ambientale e i titoli sono soggetti a periodiche revisioni che determinano un rinnovo dei procedimenti.
Anche in tale ipotesi la semplificazione sembra, dunque, recedere di fronte alla necessità di tutela ambientale e, dunque, di rinnovare i procedimenti autorizzatori.
 
7. Quale semplificazione?
La pronuncia oggetto di analisi evidenzia la necessità di un bilanciamento tra semplificazione e ulteriori interessi correlati alla realizzazione di un impianto eolico.
In particolare, la finalità di semplificazione per lo sviluppo delle energie rinnovabili non può prevalere sulla certezza dei titoli autorizzatori e sulla responsabilità dei proponenti dei progetti soprattutto nell’ambito dell’attribuzione di incentivi economici.
In tali ipotesi, la certezza del diritto è determinante quanto la semplificazione al fine di evitare arbitri e speculazioni sullo sviluppo delle energie rinnovabili.
Per un corretto sviluppo delle fonti di energia pulita occorre, dunque, che vi sia una certezza nei titoli e un controllo dell’Amministrazione, mentre una eccessiva semplificazione potrebbe disincentivare, invece, di favorire la realizzazione di progetti per promuovere l’utilizzo di fonti rinnovabili.
In proposito è, dunque, evidente che “la strada verso l’effettiva semplificazione del regime amministrativo delle energie rinnovabili appare ancora lunga, nonostante siano stati fatti molti passi avanti“[23].
Il bilanciamento di interessi sopra richiamato è, peraltro, mutevole perché i progetti relativi alle energie rinnovabili possono subire modifiche, anche successive al rilascio dell’Autorizzazione Unica, dovute ad esigenze imprenditoriali, come la voltura del titolo. Nell’ambito della realizzazione di un impianto vi possono essere più soggetti coinvolti a seguito di volture dovute ad interessi commerciali e alle esigenze di impresa. I proponenti possono, in effetti, decidere di non realizzare il progetto di costruzione di impianti eolici e di cedere l’autorizzazione unica ad altri soggetti[24].
Tale mutamento richiede, secondo il Consiglio di Stato, un nuovo procedimento e una ulteriore valutazione[25] a discapito della semplificazione soprattutto nell’ipotesi in cui venga messa a rischio la certezza del titolo rilasciato.
Se le modifiche soggettive sono talmente significative da determinare dubbi sulla titolarità delle autorizzazioni, è necessario procedere ad un nuovo procedimento autorizzatorio.
Anche le modifiche oggettive richiedono un nuovo procedimento se sono di natura sostanziale – come nell’ipotesi di suddivisione di un impianto – e possono comportare impatti significativi sull’ambiente che vanno riconsiderati dalle amministrazioni preposte al rilascio del titolo.
Tale rinnovo del procedimento seppur necessario per la tutela non solo dell’ambiente, ma anche della certezza del diritto, costituisce un limite alla semplificazione volta a promuovere l’utilizzo delle energie rinnovabili. In effetti, la sottoposizione di un progetto per realizzare un impianto ad una sola autorizzazione non costituisce una reale semplificazione se per la modifica di tale titolo è necessario – nella maggior parte dei casi – il rinnovo dell’intero procedimento.
Peraltro, in mancanza di indicazioni normative precise al riguardo la rilevanza delle modifiche che richiedono un rinnovo del procedimento viene comunque valutata “caso per caso”.
L’individuazione delle modifiche rilevanti dovrebbe essere allora e innanzitutto una prerogativa del soggetto pubblico titolare del potere autorizzatorio. Altrimenti se tale decisione è demandata comunque al giudice si rischia di produrre più contenzioso che energia[26].
L’applicazione degli istituti di semplificazione è, dunque, difficoltosa perché oltre alle modifiche dovute ad esigenze di natura economico – imprenditoriale – sopra delineate – vi sonomutamenti negli interessi ambientali correlati ad esigenze “tecnico – scientifiche”. Le conoscenze nel settore ambientale sono in continua evoluzione e, pertanto, la individuazione del reale impatto di un progetto sull’ecosistema cambia a seconda del progresso scientifico.
Al fine di tutelare tali esigenze di salvaguardia dell’ambiente, la certezza del titolo autorizzatorio sembra, secondo il giudice, preferibile rispetto ad una semplificazione eccessiva che non apporta garanzie né alla società proponente, né all’amministrazione, né ad eventuali ulteriori soggetti coinvolti[27].
In particolare, i proponenti potrebbero preferire l’ottenimento di un titolo certo anche se non conseguito in tempi rapidi al fine della tutela degli investimenti nel progetto; l’amministrazione mira a garantire la certezza delle decisioni trattandosi di una materia “sensibile” data anche la correlazione con l’attribuzione di incentivi economici; i soggetti coinvolti come eventuali proprietari espropriati sono maggiormente tutelati se sono certi delle conseguenze dell’adozione dell’autorizzazione e se possono prendere parte – nei limiti consentiti dall’ordinamento – alla nuova decisione dell’Amministrazione.
Del resto, solo un nuovo procedimento può tutelare i privati che possono di nuovo partecipare; l’Amministrazione che può effettuare i controlli; i titolari dell’autorizzazione che sono certi della validità del titolo.
Pertanto, semplificazione e interessi delle imprese che vogliono realizzare impianti eolici non devono necessariamente confliggere ma possono essere “bilanciati”[28] per trovare soluzioni che possano garantire sia la tutela ambientale, sia la certezza negli investimenti economici. In effetti, la semplificazione va vista sia nell’ottica del perseguimento di un elevato livello di tutela dell’ambiente, sia in quella della crescita del sistema economico e produttivo.
Pertanto, anche la semplificazione seppur necessaria deve essere bilanciata con altri interessi per consentire un intervento certo delle imprese nel settore e consentire l’attribuzione da parte del GSE di incentivi che vengano effettivamente utilizzati per le energie rinnovabili.
La ricostruzione sembra essere in linea anche con gli obiettivi posti a livello comunitario e nazionale per lo sviluppo delle energie rinnovabili. Per promuovere lo sviluppo di tale energia la semplificazione dei procedimenti anche se necessaria non può da sola portare a risultati significativi se non vengono attribuite garanzie di certezza ai soggetti che intendono realizzare tali progetti e compiutamente definiti gli ambiti di azione delle Amministrazioni procedenti[29].
In conclusione, la semplificazione non va vista come mera riduzione delle fasi procedimentali o degli oneri burocratici, ma come adozione di misure adeguate che possano consentire una reale tutela dell’ambiente[30].

Sommario: 1. Le energie rinnovabili tra ambiente, salute pubblica e libertà di iniziativa economica – 2. L’equilibrio tra ambiente, salute e libertà di iniziativa economica nel settore delle energie rinnovabili – 3. Il potere pubblico nel mercato delle energie rinnovabili: i meccanismi di incentivazione – 4. La giurisdizione amministrativa in materia di incentivi alle fonti rinnovabili – 5. La competenza del giudice amministrativo in materia di incentivi alle fonti rinnovabili – 6. Considerazioni conclusive.
 

 

 

1. Energia – Produzione da fonti rinnovabili – Impianti sperimentali – Geotermia – Autorizzazione – Competenza a provvedere rafforzata – Principio di precauzione.
 

1. In tema di autorizzazione all’apertura e all’esercizio di impianti c.d. pilota per la produzione di energia da fonti rinnovabili di cui all’art. 1, c. 3-bis, d. lgs. n. 22 del 2010, in particolare geotermici, ove sussista il dissenso tra le amministrazioni interessate, la relativa determinazione di autorizzazione viene rimessa, ai sensi del successivo art. 3, c. 2-bis, alla valutazione del massimo organo di Governo, con l’apporto effettivo e ineludibile della Regione interessata, ai fini del corretto apprezzamento del grado di rischio e della sua accettabilità , allo stato attuale della tecnica e nel rispetto del preminente principio di precauzione.

REPUBBLICA ITALIANA
IN NOME DEL POPOLO ITALIANO
Il Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio
(Sezione Seconda Bis)
ha pronunciato la presente
SENTENZA
sul ricorso numero di registro generale 13939 del 2019, integrato da motivi aggiunti, proposto da Italia Nostra Onlus, Fausto Carotenuto, Lucia Romagnoli, Alessandro Michele, Marco Carbonara in qualità  di titolare dell’impresa individuate omonima, Società  Agricola Quercia Calante S.S., Vrm Italia S.p.a., queste ultime in persona dei rispettivi legali rappresentanti pro tempore, rappresentati e difesi dagli avvocati Michele Lioi, Michele Greco, Ilenia Miranda, con domicilio digitale come da PEC da Registri di Giustizia;
contro
la Presidenza del Consiglio dei Ministri, il Ministero dell’Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare, il Ministero dello Sviluppo Economico, il Ministero per i Beni e le Attività  Culturali, in persona dei rispettivi legali rappresentanti pro tempore, rappresentati e difesi dall’Avvocatura Generale dello Stato, domiciliataria ex lege in Roma, via dei Portoghesi, 12;
la Regione Lazio, in persona del Presidente pro tempore della Giunta regionale, rappresentata e difesa dall’avvocato Rosa Maria Privitera, con domicilio digitale come da PEC da Registri di Giustizia;
la Regione Umbria, in persona del Presidente pro tempore della Giunta regionale, non costituita in giudizio;
nei confronti
ITW & Geotermia Italia S.p.A., in persona del legale rappresentante pro tempore, rappresentata e difesa dall’avvocato Emanuele Turco, con domicilio digitale come da PEC da Registri di Giustizia;
per l’annullamento
della deliberazione 31.7.2019 con la quale il Consiglio dei Ministri (d’ora in avanti anche CdM) ha superato “la mancata intesa della Regione Umbria” ed ha consentito “la prosecuzione del procedimento di assegnazione del permesso di ricerca denominato “Castel Giorgio”, per la realizzazione di un impianto nel campo geotermico sito nel Comune di Castel Giorgio (TR), proposto da ITW LKW Geotermia Italia spa”;
del processo verbale della riunione del 31 luglio 2019 all’esito della quale, “tenuto conto dell’istruttoria effettuata”, il CdM ha deciso – con la deliberazione di cui al punto che precede – di “consentire la prosecuzione” del progetto di cui al punto che precede, “superando i dissensi emersi nel corso dell’istruttoria”;
del parere tecnico n. 3025 del 31 maggio 2019, con il quale la Commissione Tecnica di Verifica dell’impatto ambientale (d’ora in avanti anche CTVIA) del Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare (MATTM) ha stabilito che “il parere n. 1641 del 31.10.2014 relativo all’impianto geotermico di Castel Giorgio emanato con decreto VIA positivo n. 59 del 3.4.2015 non richiede nessuna ulteriore analisi e resta pertanto confermato in tutti i suoi aspetti”;
del verbale – ordine del giorno dell’Assemblea Plenaria CTVIA del 31 maggio 2019;
della nota 17 giugno 2019, inviata al Capo di Gabinetto del MATTM, con la quale la Direzione Generale per le valutazioni e le autorizzazioni ambientali del MATTM medesimo ha ritenuto di “dover confermare quanto già  contenuto nella pregressa corrispondenza, in particolare nel parere n. 3025 del 31 maggio 2019 della CTVIA, salvo diverso avviso, di merito tecnico, della Commissione stessa alla quale la presente nota viene pure trasmessa”;
del parere tecnico n. 3062 del 5 luglio 2019 con il quale la CTVIA “conferma quanto espresso nel parere n. 3025 del 31 maggio 2019”;
del verbale – ordine del giorno dell’Assemblea Plenaria della CTVIA del 5 luglio 2019;
dei verbali-resoconti delle tre riunioni ex art. 14 quater co. 3 l. 241 /1990 tenutesi presso il Dipartimento per il Coordinamento Amministrativo presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri (d’ora in avanti DICA) il 25 maggio 2018, 25 giugno 2018 e 10 settembre 2018;
dell’istanza del Ministero dello sviluppo economico (MISE) 11.5.2018 di rimessione al Consiglio dei Ministri ai sensi dell’art. 14 quater co. 3 l. 241/1990, nella parte in cui si afferma, tra l’altro, che “la posizione prevalente espressa in seno alla conferenza risultata favorevole alla realizzazione del progetto” e che la Regione Umbria “non ha evidenziato motivi di contrarietà  al progetto in seno alla conferenza dei servizi”;
del verbale della conferenza dei servizi MISE dell’8.9.2015, nella parte in cui – tra l’altro – non stata richiesta l’intesa alla Regione Lazio;
del provvedimento n. 59 del 3.4.2015 con il quale il MATTM ha decretato la compatibilità  ambientale dell’impianto pilota geotermico “Castel Giorgio;
del parere positivo con prescrizioni CTVIA n. 1641 del 31.10.2014;
del parere favorevole con prescrizioni MIBACT prot. 31235 dell’11.12.2014;
del parere CIRM del 12.2.2012;
nonchè, con ricorso per motivi aggiunti depositato in data 31 luglio 2020:
del decreto 16 marzo 2020, pubblicato nel Bollettino Ufficiale degli Idrocarburi e delle Georisorse (BUIG) n. 3 del 31 marzo 2020, con il quale il MISE e il MATTM hanno rilasciato a ITW&LKW Geotermia Italia spa (d’ora in avanti ITW&LKW) “il permesso di ricerca di risorse geotermiche denominato “Castel Giorgio”, finalizzato alla sperimentazione dell’impianto pilota convenzionalmente denominato “Castel Giorgio” ed hanno contestualmente approvato il relativo programma dei lavori;
delle note prot. 28872/DVA del 21.10.2016 e prot. 23410 del 17.9.2019, menzionate nel decreto del 16 marzo 2020 di cui al punto che precede e non cognite, con le quali il MATTM ha prima espresso e poi confermato il proprio concerto al rilascio del permesso di ricerca;
di ogni parere, proposta, verbale, comunicazione, corrispondenza ed ogni altro atto in genere comunque connesso, presupposto o conseguente a quelli impugnati, espressamente menzionati o meno nel presente ricorso, atti tutti che vengono qui pure impugnati anche se non cogniti.

Visti gli atti di costituzione in giudizio della Presidenza del Consiglio dei Ministri, del Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, del Ministero dello sviluppo economico del Ministero dei beni e delle attività  culturali, della Regione Lazio, della ITW & Geotermia Italia S.p.a.;
Visti tutti gli atti della causa;
Viste le memorie difensive;
Relatore nell’udienza pubblica del giorno 12 gennaio 2021 la dott.ssa Brunella Bruno ed uditi per le parti i difensori in collegamento da remoto in videoconferenza come indicato nel verbale di udienza, secondo quanto disposto dall’art. 25 del decreto legge 28 ottobre 2020, n. 137;
Ritenuto e considerato in fatto e diritto quanto segue.

FATTO
Con il ricorso introduttivo del presente giudizio Italia Nostra Onlus e gli altri soggetti, persone fisiche e giuridiche, asseritamente proprietari di aziende, terreni e immobili abitativi localizzati in zone asseritamente suscettibili di essere incise dalla realizzazione del progetto denominato “Castel Giorgio”, avente ad oggetto la realizzazione di un impianto nel campo geotermico sito nel Comune di Castel Giorgio, hanno agito per l’annullamento degli atti, elencati in epigrafe, con i quali stata superata “la mancata intesa della Regione Umbria” ed stata consentita la prosecuzione del procedimento di assegnazione del permesso per l’avvio di detto impianto, unitamente a quelli presupposti, incluso il provvedimento n. 59 del 3.4.2015, riferito alla compatibilità  ambientale dell’impianto.
Ai fini dell’inquadramento e della comprensione della presente controversia occorre premettere, sul piano fattuale che:
– l’istanza avente oggetto il progetto sopra indicato stata presentata dalla ITW al MISE in data 19 luglio 2011, ai sensi del d.lgs. n. 22 del 2010 ed aveva ad oggetto due impianti pilota (Castel Giorgio – Torre Alfina);
– l ‘8 gennaio 2014, tuttavia, stata presentata una nuova istanza per il solo impianto pilota “Castel San Giorgio”, con aumento di potenza da 3,2 MWe a 5 MWe;
– i pozzi di produzione e reiniezione sono dislocati in un’area molto vasta, tanto che la parte terminale sotterranea di essi si insinua al di sotto del bacino idrogeologico del Lago di Bolsena;
– a seguito di un lungo iter amministrativo, di circa sei anni, scaturita la riunione del Consiglio dei Ministri del 31 luglio 2019, con la quale stato deliberato di “superare la mancata intesa della Regione Umbria e di consentire la prosecuzione del procedimento di assegnazione del permesso di ricerca denominato “Castel Giorgio”;
– più in particolare, l’8 settembre 2015, si svolta la conferenza dei servizi presso il MISE nella quale sono state espresse riserve da parte delle amministrazioni coinvolte;
– il procedimento, tuttavia, rimasto pendente fino alla sentenza del TAR Umbria 9 aprile 2018, n. 197, con la quale sono state annullate le delibere regionali dell’Umbria volte ad esprimere rilievi in senso ostativo all’accoglimento dell’istanza, con obbligo per il MISE di procedere alla conclusione del procedimento;
– il MISE ha attivato, dunque, la procedura di cui all’art. 14 quater, comma 3, della l. 241/90, volta a superare il dissenso espresso dagli EELL e dalla Regione, rimettendo il procedimento alla sede del Consiglio dei Ministri;
– presso il DICA della Presidenza del Consiglio dei Ministri hanno avuto luogo riunioni di coordinamento istruttorio (25 maggio, 25 giugno e 10 settembre 2018), all’esito delle quali i Comuni hanno prodotto un documento tecnico-amministrativo contenente dati ed elementi in ordine al rischio sismico (considerati i terremoti avvenuti nell’area nel 2016) ed all’impatto dell’opera sul paesaggio e sugli acquiferi del Lago di Bolsena e dell’Alfina;
– la Regione Umbria ha fatto propri i contenuti del documento dei Comuni;
– la Direzione Regionale Politiche Ambientali della Regione Lazio, con propria nota, ha confermato di non ritenere possibile l’esclusione di impatti negativi sulle zone di prelievo dell’acqua potabile nel bacino del Lago di Bolsena.
– in precedenza, nella conferenza dei servizi apertasi presso il MISE l’8 settembre 2015 (alla quale stata invitata solo la Regione Umbria, mentre alla Regione Lazio stato richiesto esclusivamente di rilasciare il parere tecnico di cui sopra), hanno espresso riserve sull’impianto i Comuni di Castel Giorgio, Montefiascone, Orvieto, Acquapendente, Bolsena, Castel Viscardo e le Province di Viterbo e Terni; il MIBACT – Direzione Generale Archeologia, la Soprintendenza Archeologica dell’Umbria, le Regioni Lazio ed Umbria.
In particolare:
– la Soprintendenza Archeologica dell’Umbria ha rilevato “presenze archeologiche documentate” ed un vincolo correlato alla “necropoli in loc. Lauscello (decreto del 21.6.2011)”, con conseguente avvio di una verifica preventiva;
– il DG del MIBACT si riportato al parere della Soprintendenza;
– il Servizio risorse idriche e Rischio idraulico della Regione Lazio ha richiesto espressamente il rispetto “del comma 3 dell’art. 16 del DPR 395/1991 in merito alla distanza da mantenere per la postazione di perforazione dei pozzi rispetto alla linea di confine del permesso”, riservandosi la richiesta di “ulteriori approfondimenti istruttori a valle della verbalizzazione della presente CdS”;
– in conclusione di seduta la ITW, con riferimento alle richieste del MIBACT, ha precisato di non possedere “ulteriore documentazione ad integrazione di quanto già  prodotto e presente agli atti”; il MISE ha, dunque, invitato “le Amministrazioni intervenute a formulare al più presto eventuali richieste di integrazioni e approfondimenti tecnici istruttori” direttamente alla proponente.
A seguito della richiamata Sentenza del TAR Umbria 9 aprile 2018, n. 197 e delle conseguenti riunioni di coordinamento istruttorio presso il DICA, il Consiglio dei Ministri, nella seduta del 28 novembre 2018, ha sospeso ogni decisione per acquisire ulteriori approfondimenti “diretti, in particolare, a verificare la possibilità  di svolgere una nuova VIA sul progetto, che tenga conto degli eventi sismici del 2016, non considerati nel provvedimento di VIA, in quanto rilasciato nel 2015”.
Con parere tecnico n. 3025 del 31 maggio 2019, la CTVIA ha stabilito che “il parere n. 1641 del 31.10.2014 relativo all’impianto geotermico di Castel Giorgio emanato con decreto VIA positivo n. 59 del 3.4.2015 non richiede nessuna ulteriore analisi e resta pertanto confermato in tutti i suoi aspetti”. Ad identiche conclusioni giunta la CTVIA con il parere tecnico n. 3062 del 5 luglio 2019, nel quale stato confermato “quanto espresso nel parere n. 3025 del 31 maggio 2019”.
Alla riunione del Consiglio dei Ministri del 31 luglio 2019 non ha partecipato il Presidente della Regione Umbria ma un delegato (l’Assessore Bartolini), nè ha partecipato la Regione Lazio, non essendo stata ritualmente e formalmente convocata; in detta riunione, il Consiglio dei Ministri ha deliberato di “superare la mancata intesa della Regione Umbria e di consentire la prosecuzione del procedimento di assegnazione del permesso di ricerca denominato “Castel Giorgio”.
In tale quadro si inserisce la presente impugnativa.
Premessa ampia illustrazione in ordine alla sussistenza delle fondamentali condizioni dell’azione (legittimazione ed interesse) ed alla competenza di questo Tribunale, la difesa di parte ricorrente ha, in primo luogo, articolato contestazioni avverso la conferenza dei servizi MISE dell’8 settembre 2015 e l’istanza del MISE 11.5.2018 di rimessione al Consiglio dei Ministri, deducendo che, in conformità  alle previsioni dell’art. 3, comma 2 bis del D. Lgs n. 22 del 2010, l’intesa avrebbe dovuto essere richiesta non solo alla Regione Umbria ma anche alla Regione Lazio, non potendo intendersi per “regione interessata” soltanto quella in cui collocata la centrale (peraltro a brevissima distanza dal confine), ma anche quella che vede direttamente coinvolti dalle operazioni dell’impianto il proprio campo geotermico ed bacino idrogeologico. In tale quadro, parte ricorrente ha, altresì, dedotto che le posizioni prevalenti espresse in conferenza sono state tutt’altro che favorevoli, avendo tutte le amministrazione rilasciato pareri negativi (Provincia di Viterbo, Comuni e, per il tramite di questi ultimi, la Regione Umbria che si rifiutata di rilasciare l’intesa) ovvero sollevato contestazioni e richiesto integrazioni (Provincia di Terni, Soprintendenza e MIBACT) rimaste prive di riscontro.
Parte ricorrente ha, inoltre, censurato la circostanza che alla riunione del 31 luglio 2019 la Regione Umbria non stata coinvolta adeguatamente: invero, il Presidente della Regione si era dimesso alcuni giorni prima, così che non poteva essere reso il parere richiesto dall’art. 14 quater, comma 3 della l. n. 241/90 (era presente all’incontro soltanto un delegato del vice-Presidente facente funzioni, l’Assessore Bartolini, al solo scopo di rappresentare l’impossibilità  giuridica per la Regione di pronunciarsi sull’intesa e chiedere il rinvio della riunione in corso a data successiva alle elezioni regionali). In punto di violazione dell’intesa, parte ricorrente ha sottolineato che il Presidente della Regione era dimissionario e che il vicario, a norma di Statuto, titolato ad assumere solamente determinazioni di ordinaria amministrazione, nell’ambito della quale non sarebbe riconducibile il parere in ordine all’autorizzazione all’impianto di cui trattasi, attesa la natura eccezionale di quest’ultimo ed i considerevoli rischi connessi alla gestione ed alla tutela del territorio.
Attraverso puntuali riferimenti anche alla giurisprudenza costituzionale, la difesa di parte ricorrente ha, quindi, censurato la sussistenza di un vizio radicale, stante la violazione del principio di leale collaborazione, con ampia illustrazione delle deduzioni a supporto della contestazione.
Sulla base di articolati profili tecnici, approfonditi in atti, parte ricorrente ha altresì dedotto la lacunosità  dell’istruttoria e l’erroneità  delle valutazioni espresse dall’amministrazione, stante la sussistenza di un consistente gradiente di rischio suscettibile di determinare gravi effetti negativi sia sulla qualità  delle acque destinate ad uso idropotabile sia in ragione della sismicità  dell’area.
In particolare, i pareri CTVIA del 31 maggio e 5 luglio 2019 sarebbero illegittimi in quanto non avrebbero eseguito l’approfondimento richiesto dal CDM in relazione al rischio sismico. Invero, secondo quanto censurato da parte ricorrente, disattendendo la memoria e le relazioni tecniche dei Comuni senza entrare nel merito di quanto rappresentato, con il parere tecnico n. 3025 del 31 maggio 2019, la CTVIA ha stabilito che “il parere n. 1641 del 31.10.2014 relativo all’impianto geotermico di Castel Giorgio emanato con decreto VIA positivo n. 59 del 3.4.2015 non richiede nessuna ulteriore analisi e resta pertanto confermato in tutti i suoi aspetti”. Inoltre, in riscontro ad una sollecitazione inviata dal Capo di Gabinetto del MATTM, con nota del 17 giugno 2019 la Direzione Generale per le valutazioni e le autorizzazioni ambientali del MATTM ha ritenuto di “dover confermare quanto già  contenuto nella pregressa corrispondenza, in particolare nel parere n. 3025 del 31 maggio 2019 della CTVIA, salvo diverso avviso, di merito tecnico, della Commissione stessa alla quale la presente nota viene pure trasmessa”. A identiche conclusioni giunta la CTVIA con il parere tecnico n. 3062 del 5 luglio 2019, nel quale ha confermato “quanto espresso nel parere n. 3025 del 31 maggio 2019”. Parte ricorrente ha osservato, al riguardo, che con la sentenza n. 7573 del 2019 il TAR ha ritenuto meritevole di accoglimento la censura riguardante la mancata valutazione, nel giudizio positivo di compatibilità  ambientale originariamente reso da parte della CTVIA, dei “contenuti tecnici che oggi, secondo la stessa Commissione ICHESE, costituiscono i parametri di riferimento in materia”; il caso odierno sarebbe perfettamente sovrapponibile a quello esaminato e deciso con la predetta sentenza, apparendo effettivamente illogica la scelta della CTVIA manifestata con i pareri del 31 maggio e del 5 luglio di non riaprire il procedimento di VIA, rinviando semplicemente al precedente giudizio di compatibilità  ambientale, reso nel 2014, senza alcun approfondimento sugli indici di riferimento contenuti nel rapporto ICHESE (e nelle Linee guida MISE 2014), senza considerare il terremoto distruttivo del 1957 e senza conoscere tutti i dati che sono emersi a seguito del sisma del 2016. Pertanto, secondo parte ricorrente, la decisione del 31 luglio 2019 integra una illegittima decisione unilaterale del CDM inficiata peraltro dai vizi dei pareri CTVIA del 31 maggio e 5 luglio 2019, che la travolgono insanabilmente in via derivata per essere stati acriticamente e pedissequamente ripresi nella deliberazione finale, che perciò da ritenersi atto unilaterale adottato in spregio del principio di leale collaborazione.
Le deduzioni successive, ampiamente articolate con plurimi riferimenti ai contenuti ed alle conclusioni delle perizie prodotte, sono incentrate su ulteriori circostanze idonee ad evidenziare la sussistenza di erroneità  valutative, irragionevolezze, carenze istruttorie con precipuo riferimento all’incidenza negativa sul bacino idrogeologico ed in ordine all’acquifero superficiale idropotabile del Lago di Bolsena e dell’Alfina e sulle attività  termali.
Relativamente ai pareri della CTVIA, parte ricorrente ha ulteriormente dedotto la sussistenza di vizi di illegittima composizione della commissione, stante la sussistenza di una situazione di conflitto riscontrabile quanto al Presidente, a causa dei pregressi rapporti di collaborazione e consulenza intrattenuti con ITW; del pari i medesimi profili di illegittimità  sarebbero riscontrabili con riferimento al Dr. Franco Barberi, nominato, con decreto pubblicato nel Bollettino Ufficiale degli Idrocarburi e delle Georisorse del 31.1.2012, componente della Commissione per gli idrocarburi e le risorse minerarie.
Con ulteriori censure hanno costituito oggetto di contestazioni le valutazioni espresse in relazione alla compatibilità  paesaggistico- ambientale ed ai profili di tutela archeologica, l’omessa valutazione di incidenza sul SIC-SIR Monte Rufeno oltre che sui siti Natura 2000 del medio corso del Paglia, del Bosco del Sasseto e dei Monti Vulsini, l’assenza di idonea qualificazione professionale del proponente.
Con motivi aggiunti, i ricorrenti hanno poi impugnato il permesso di ricerca di risorse geotermiche denominato “Castel Giorgio” nel frattempo pubblicato sul Bollettino Ufficiale delle Georisorse del 31 marzo 2020, chiedendone l’annullamento per vizi derivati dalle censure dedotte avverso la deliberazione del Consiglio dei Ministri presupposta e gli altri atti oggetto di gravame con il ricorso introduttivo, nonchè per vizi propri, riferiti all’omessa specifica indicazione delle modalità  di coltivazione dei fluidi geotermici, le quali avrebbero dovuto essere definite sulla base di dati che neppure sono stati esaustivamente forniti dalla proponente, comunque priva dei necessari requisiti professionali ed economici, nonchè alla sopravvenuta inefficacia del decreto VIA del 2015, alla inottemperanza delle prescrizioni imposte ed all’inadempimento di specifici obblighi.
La Presidenza del Consiglio dei Ministri e le amministrazioni centrali intimate si sono costituite in giudizio per resistere al gravame, concludendo per il rigetto del ricorso, come integrato dai motivi aggiunti.
Si costituita in giudizio anche la Regione Lazio, rappresentando di aver proposto ricorso autonomo (iscritto al numero di R.G. n. 14585/19) avverso il medesimo provvedimento (determinazione del Consiglio dei Ministri adottata nella seduta del 31/7/19) e chiedendo la riunione dei giudizi.
La controinteressata si costituita in giudizio sollevando eccezioni preliminari di incompetenza (successivamente oggetto di rinuncia), non venendo in rilievo profili idonei a radicare la competenza di questo Tribunale, di inammissibilità  del ricorso per carenza di interesse e per carenza di legittimazione ad agire, oltre che per omessa impugnazione di precedenti determinazioni attuate con la deliberazione del Consiglio dei Ministri del 31 luglio 2019, nonchè, relativamente al ricorso per motivi aggiunti, di tardività  del deposito del ricorso, in relazione ai termini dimidiati di cui all’art. 119, comma 1, lett. f) c.p.a. (al quale la fattispecie dovrebbe essere ricondotta essendo il progetto approvato con valore di pubblica utilità  delle opere ed apposizione del vincolo preordinato all’esproprio ex art. 1, comma 1 del D. lgs. n. 22 del 2010). La relativa difesa, inoltre, ha articolato ampie e pertinenti deduzioni in relazione a tutte le censure articolate da parte ricorrente.
Con ordinanza cautelare n. 5690 del 2020 sono stati disposti specifici adempimenti ai fini della regolarizzazione del rilevato superamento dei limiti dimensionali stabiliti con gli artt. 3 e 8 del decreto del Presidente del Consiglio di Stato del 22 dicembre 2016, con rinvio della trattazione della causa alla camera di consiglio del 14 ottobre 2020, in esito alla quale le parti hanno espresso rinuncia alla domanda interinale originariamente proposta.
Successivamente le parti hanno depositato ulteriori memorie e documenti a sostegno delle rispettive deduzioni.
All’udienza pubblica del 12 gennaio 2021 la causa stata trattenuta per la decisione.
DIRITTO
1. Il Collegio ritiene preliminarmente di rilevare che non valuta meritevole di positivo apprezzamento l’istanza di riunione del presente giudizio ad altri analoghi proposti avverso i medesimi atti dalle Regioni Lazio ed Umbria e da altre amministrazioni locali, stante l’assenza di connessione soggettiva ed il soddisfacimento dell’esigenza di accedere ad un apprezzamento unitario delle vicende contenziose attraverso la loro trattazione da parte della Sezione nella medesima udienza pubblica.
2. Deve respingersi, in primis, l’eccezione di difetto di competenza del TAR Lazio, che andrebbe declinata, secondo quanto originariamente sostenuto dalla controinteressata, in favore del TAR Umbria.
2.1. Al fine di stabilire la competenza territoriale del giudice amministrativo, deve aversi riguardo all’ambito spaziale degli effetti del provvedimento impugnato, anche in relazione alla domanda formulata dalle parti: nel caso di specie, viene dedotto un elemento di fatto avente carattere di novità , rispetto alla fattispecie esaminata a suo tempo dal TAR Umbria nel giudizio conclusosi con la sentenza nr. 197/2018 e cio che – all’esito degli sviluppi procedimentali successivi alla predetta decisione – si paventa un (potenziale) effetto diretto dell’impianto sulla risorsa idrica del Lago di Bolsena che interessa anche la Regione Lazio; quest’ultima sarebbe peraltro interessata dagli effetti dell’autorizzazione (ovvero dal funzionamento dell’impianto oggetto dell’autorizzazione) per i rilievi che potrebbe avere in rapporto alle attività  sismiche (potenzialmente capaci di propagarsi oltre i confini tra le due Regioni). Del pari si osserva che nessuna incidenza dispiega la differente valutazione espressa da questo Tribunale (sez. III ter) nella pronuncia n. 7423 del 2017, in considerazione del relativo oggetto e della causa petendi (ricorso proposto dalla controinteressata ITW avverso l’inerzia riferita al rilascio di permesso di ricerca di risorse geotermiche finalizzato alla sperimentazione dell’impianto pilota), nonchè degli sviluppi procedimentali dai quali scaturita l’adozione degli atti gravati.
2.2. Anche se tale ambito di efficacia del provvedimento impugnato dipende, in concreto, da fatti e presupposti l’accertamento dei quali riservato all’esito della controversia, ai fini della regolazione della competenza territoriale tra i TAR necessario avere riguardo al petitum e dunque alla prospettazione della parte ricorrente.
2.3. Deve pertanto affermarsi la competenza del TAR Lazio sulla odierna controversia, attenendo quest’ultima ad una fattispecie nella quale viene in rilievo l’accertamento di potenziali effetti ambientali del provvedimento impugnato in un ambito transregionale.
3. L’eccezione di inammissibilità  del ricorso per carenza delle fondamentali condizioni dell’azione sollevata dalla controinteressata merita solo parziale accoglimento.
3.1. Si evidenzia, infatti, che l’associazione Italia Nostra Onlus, riconosciuta con d.P.R. 22 agosto 1958 n. 1111, portatrice di interessi diffusi in materia di tutela e valorizzazione del patrimonio storico, artistico e naturale della Nazione, oltre ad essere individuata ai sensi dell’art. 13 della legge 349/1986 ed iscritta nel registro delle persone giuridiche ai sensi dell’art. 2 del d.P.R. n. 361/2000. Ciò sufficiente a concludere per la sussistenza di entrambe le condizioni dell’azione, alla stregua dei principi ribaditi anche dall’Adunanza Plenaria, da ultimo con la sentenza n. 6 del 2020.
3.2. Relativamente agli altri ricorrenti, persone fisiche e giuridiche, effettivamente non constano evidenze in atti, che era onere dei medesimi allegare, idonee a comprovare la sussistenza delle circostanze, meramente asserite, afferenti alla prossimità  dei terreni in proprietà  con l’area interessata dal progetto, dovendosi sottolineare che nel giudizio amministrativo, fatta eccezione per ipotesi specifiche in cui ammessa l’azione popolare (ad esempio il giudizio elettorale), non consentito adire il giudice al solo fine di conseguire la legalità  e la legittimità  dell’azione amministrativa, se ciò non si traduca anche in uno specifico beneficio in favore di chi la propone, che dallo stesso deve essere dedotto con idonee allegazioni, ciò in quanto in detto processo l’interesse a ricorrere condizione dell’azione e corrisponde ad una specifica utilità  o posizione di vantaggio che attiene ad uno specifico bene della vita, contraddistinto indefettibilmente dalla personalità  e dall’attualità  della lesione subita, nonchè dal vantaggio ottenibile dal ricorrente (Cons. Stato, sez. V, 27 gennaio 2016, n.265). Il che si spiega, come noto, con la natura di giurisdizione soggettiva del sistema di tutela giurisdizionale amministrativa e non già  di strumento di difesa dell’oggettiva legittimità  dell’azione amministrativa, alla stregua di un’azione popolare, con conseguente esclusione di un ampliamento della legittimazione attiva al di fuori dei casi espressamente previsti dalla legge. La legittimazione ad impugnare un provvedimento amministrativo deve essere, infatti, direttamente correlata alla situazione giuridica sostanziale che si assume lesa dal provvedimento. In caso contrario, l’impugnativa verrebbe degradata al rango di azione popolare a tutela dell’oggettiva legittimità  dell’azione amministrativa, con conseguente ampliamento della legittimazione attiva al di fuori dei casi espressamente previsti dalla legge, in insanabile contrasto con il carattere di giurisdizione soggettiva che la normativa legislativa e quella costituzionale hanno attribuito al vigente sistema di giustizia amministrativa (cfr. TAR Napoli, sez. I, 09/09/2015 n. 4402). La circostanza, dunque, che i ricorrenti uti singuli non abbiano allegato obiettivi elementi a comprova quanto meno della localizzazione delle aree in proprietà  in prossimità  del contesto territoriale interessato dal progetto non può che condurre, in parte qua, all’accoglimento dell’eccezione di inammissibilità  sollevata dalla controinteressata.
4. Merita, altresì, parziale accoglimento l’eccezione di inammissibilità , pure sollevata dalla difesa della controinteressata, relativamente agli atti presupposti, e segnatamente a quelli alla base della decreto di compatibilità  ambientale del Ministro del MATTM, di concerto con il Ministro dei beni e delle attività  culturali e del turismo, oltre che al decreto medesimo, i quali avrebbero dovuto costituire oggetto di tempestiva impugnazione entro i prescritti termini di decadenza. E’ evidente, infatti, che, come correttamente argomentato dalla difesa della controinteressata, con pertinente riferimento anche alla giurisprudenza del Giudice d’Appello, la natura del decreto in questione, rimasto inoppugnato nel termine di decadenza stabilito dal codice del processo amministrativo, determina la preclusione a far valere vizi che riferiti ad atti ormai consolidati; giova al riguardo precisare che l’estratto del decreto con i termini per l’impugnazione ha costituito oggetto di pubblicazione nella GURI, con conseguente piena conoscibilità .
4.1. Ferma l’irricevibilità  nei termini sopra chiariti delle deduzioni dirette a contestare il decreto di compatibilità  ambientale e gli atti allo stesso presupposti, deve, comunque, escludersi che l’omessa tempestiva impugnazione di detto decreto determini una integrale inammissibilità  dell’impugnativa con riferimento alle successive determinazioni assunte, tempestivamente impugnate, con le quali si addivenuti, attraverso la deliberazione 31.7.2019 del Consiglio dei Ministri, al rilascio del permesso di ricerca. Vengono in rilievo, infatti, in parte qua, atti connotati da una propria autonoma portata lesiva resa evidente dalla definitiva conclusione della complessa ed articolata procedura che in rilievo.
5. Va respinta integralmente, invece, la eccezione di inammissibilità  dei motivi aggiunti per tardività  del relativo deposito.
5.1. Secondo tale eccezione, dovrebbe applicarsi alla fattispecie la speciale disciplina di cui all’art.119, comma 1, lett. f) c.p.a., poichè il progetto risulta approvato con valore di pubblica utilità  delle opere ed apposizione del vincolo preordinato all’esproprio ex art. 1, c. 1 del D. lgs. n. 22/2010.
Si tratta di una affermazione priva di riscontro in fatto, posto che non risulta effettivamente apposto alcun vincolo preordinato all’esproprio, essendo i terreni interessati dalla realizzazione dell’impianto tutti nella proprietà  o nella disponibilità  della controinteressata proponente l’iniziativa.
6. Quanto al merito, va preliminarmente esaminata la natura e la finalità  del procedimento complesso di cui all’art. 14 ter, comma 3 della l. n. 241 del 1990 (nel testo ratione temporis applicabile, in rapporto al caso di specie).
6.1. Va premesso che, come risulta pacifico tra le parti, gli impianti di cui si discute appartengono ad una categoria di centrali di produzione energetica con fonti rinnovabili che ha natura sperimentale (art. 1, comma 3 bis del d.lgs. n. 22 del 2010). L’autorizzazione per dette tipologie di impianti ha carattere statale ed rimessa al Ministero dello sviluppo economico, che opera di concerto con il Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, d’intesa con la “Regione interessata” (art. 3, comma 2 bis, d.lgs. 22/2010).
6.2. E’ bene evidenziare che il modulo legislativo che disciplina la competenza a provvedere costituisce una misura funzionale alla migliore valutazione dei rischi connessi alla natura “sperimentale” degli impianti di cui all’art. 1, comma 3 bis, del d.lgs. 22/2010: quest’ultima implica, invero, che la novità  della tecnologia e delle metodologie di estrazione e conversione della risorsa in energia non consente di disporre di dati storici confermati dalla prassi e dall’esperienza risalente che sono invece disponibili in rapporto agli impianti tradizionali.
6.3. La intrinseca impossibilità  di contare su dati storici e di esperienza nell’esercizio dell’impianto, implica che la relativa autorizzazione deve scaturire da una valutazione di interessi che ha natura non già  vincolata (come ordinariamente accade entro il più vasto ambito dei provvedimenti autorizzativi di iniziative economiche private), ma di ampio merito amministrativo, sostanziantesi in apprezzamenti di opportunità  (anche politica), in un adeguato bilanciamento di interessi e nella conseguente (ragionevole) assunzione di un rischio.
6.4. In altri termini, per coniugare l’esigenza generale (di pubblica utilità ) connessa alla promozione delle tecnologie di utilizzo delle fonti rinnovabili di produzione di energia ed il progresso nel loro impiego con l’altrettanto rilevante principio di precauzione, il legislatore, nel riconoscere esplicitamente l’importanza di tale genere di impianti (avendo ad essi dedicato specifiche norme), ha inteso apprestare la garanzia di una competenza a provvedere rafforzata, finalizzandola ad accertare in concreto la sussistenza dei presupposti per accedere alla sperimentazione dell’impianto, essendo impossibile, per le ragioni sin qui descritte, predeterminare esaustivamente in via generale ed astratta le condizioni tecniche e scientifiche di autorizzazione.
6.5. Il modulo collegiale che regola la competenza a provvedere (costituito dal MEF e dal MIBACT d’intesa con la Regione interessata) preordinato a costituire quindi la principale garanzia di realizzazione di tali impianti, individuando gli opportuni accorgimenti volti a prevenire ricadute negative in termini ambientali e di sicurezza.
6.6. Alla luce di quanto sin qui ritenuto, quando, nei procedimenti di autorizzazione degli impianti sperimentali di cui all’art. 1, comma 3 bis, del d.lgs. n. 22 del 2010, non si raggiunge l’intesa, la natura degli interessi pubblici sottesi al procedimento di cui si tratta richiede che la decisione circa l’autorizzazione all’impianto sia devoluta al massimo livello di amministrazione, ovvero al Consiglio dei Ministri, il quale chiamato a deliberare per risolvere il dissenso nella sede del procedimento di cui all’art. 14 quater della l. 241/90 (nel testo vigente ratione temporis, successivamente sostituito dalla diversa disciplina di cui all’art. 14 quinquies), adottando una decisione che viene qualificata come avente “natura di atto di alta amministrazione” e che, dunque, implica un apprezzamento particolarmente ampio degli interessi in esame.
6.7. Nella misura in cui sussiste un inevitabile grado (sia pur minimo) di incertezza sugli effetti dell’utilizzo della tipologia di impianto di cui si discute (in quanto sperimentale), l’autorizzazione all’esercizio presuppone l’assunzione del rischio in capo ad una valutazione latamente politica (in termini di bilanciamento tra il grado di rischio e l’interesse allo sviluppo della produzione di energia) che proprio per la sua rilevanza rimessa al Consiglio dei Ministri, che chiamato a decidere nel confronto con le Regioni interessate.
6.8. Attese tali finalità , affinchè la deliberazione del Consiglio dei Ministri sia validamente assunta, necessario che la partecipazione delle Regioni interessate sia assicurata in maniera effettiva e completa, non potendosi ritenere assolto il relativo obbligo di confronto (che attiene, come si detto, alla peculiare valutazione degli interessi pubblici coinvolti nel procedimento ed all’assunzione di una responsabilità  da rischio) con il rispetto meramente formale del precetto legislativo, essendo questo l’unico strumento di garanzia volto a perseguire l’effettivo equilibrio del caso concreto tra le esigenze di promozione, ricerca e sviluppo da un lato e di protezione ambientale e di sicurezza dall’altro.
6.9. Nel caso di specie, in accoglimento delle tesi difensive di parte ricorrente, deve ritenersi che non stato assolto l’obbligo di effettivo ed efficace confronto tra le amministrazioni aventi titolo a partecipare al procedimento ed alla deliberazione del Consiglio dei Ministri, nei termini declinati dall’art. 14 quater della l. n. 241 del 1990.
6.10. Quanto alla Regione Umbria, era presente alla riunione del 31 luglio 2019 un rappresentante sfornito dei poteri di impegnare la Regione all’esterno e di validamente esprimerne la posizione (ovvero di partecipare con effetto utile alla valutazione collegiale degli interessi coinvolti nel procedimento). Invero, attesa la rilevanza delle valutazioni che si richiedono alle Amministrazioni coinvolte nell’esame del progetto di impianti sperimentali di cui si discute, non possibile ridurre la partecipazione all’attività  del Consiglio dei Ministri ex art. 14 quater della l. n. 241 del 1990 ad un atto di “ordinaria amministrazione”, essendo necessarie valutazioni di ampia discrezionalità  (incompatibili con la natura vincolata dell’ordinaria amministrazione).
6.11. Trattandosi di un potere volto alla tutela di interessi non disponibili, il compito del Presidente della Regione di prendere parte all’attività  deliberativa del Consiglio dei Ministri di cui all’art. 14 quater della l. 241/90 non può quindi essere esercitato dal vicario che lo sostituisce in caso di dimissioni, ostando a ciò sia lo Statuto della Regione Umbria (che non attribuisce al vice Presidente tale genere di compiti), sia la natura degli interessi dedotti. La posizione espressa dal rappresentante del vicario nel caso di specie, ancorchè quest’ultimo abbia rappresentato un giudizio negativo di compatibilità  e si sia quindi espresso nel merito del progetto, non riferibile alla Regione, che non può dirsi validamente rappresentata a tali fini.
6.12. Quanto alla contestata omessa acquisizione dell’intesa con la Regione Lazio, osserva il Collegio che, a norma dell’art. 6, comma 5 del d.lgs. n. 22 del 2010 “qualora l’area della concessione interessi i territori di due o più regioni confinanti, il titolo rilasciato di concerto fra le regioni medesime dal Presidente della Giunta regionale nel cui territorio ricade la maggiore estensione dell’area richiesta“; la disposizione va coordinata con il comma 3 bis del medesimo articolo, secondo il quale “nel caso di sperimentazione di impianti pilota di cui all’articolo 1, comma 3-bis, l’autorità  competente il Ministero dello sviluppo economico, di concerto con il Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, che acquisiscono l’intesa con la Regione interessata“. Stando al suo tenore letterale, quest’ultimo comma (che ha natura di specialità  rispetto alla disciplina ordinaria che include, a sua volta, anche il comma 5), sembrerebbe non tenere conto della circostanza che l’impianto pilota potrebbe interessare “il territorio di due o più regioni confinanti” come nella fattispecie del comma 5; ma si tratta di un mero difetto di redazione della norma, facilmente risolvibile dall’interpretazione sistematica dell’intera disposizione dell’art. 6 cit. in base al quale l’intesa andà  raggiunta con il (necessario) coinvolgimento (non della sola Regione nella quale ricade la sede dell’impianto ma) anche della Regione confinante la Regione “nel cui territorio ricade la maggiore estensione dell’area richiesta” pure al caso degli impianti pilota.
6.13. Con la conseguenza che, per questi ultimi, il MISE dovà  coinvolgere nell’intesa non solo la “Regione interessata”, ma “le Regioni interessate”, sia pure tenendo conto della diversità  di interessi in ragione dell’estensione dell’impianto.
6.14. Tale interpretazione suffragata dall’esegesi che deriva dal raffronto dell’art. 6 del d.lgs. n. 22 del 2010 con l’omologa previsione di cui all’art. 30 del d.lgs n. 152 del 2006, codice ambiente, che disciplina gli “impatti ambientali interregionali” distinguendo due ipotesi, ovvero: interventi soggetti a VAS/VIA di competenza regionale, i quali risultino localizzati anche sul territorio di regioni confinanti, per i quali le procedure di valutazione e autorizzazione ambientale sono effettuate d’intesa tra le autorità  competenti; progetti o interventi (o loro parti) soggetti a VAS/VIA i quali (sono completamente localizzati entro il territorio di una regione, ma) possano avere “impatti ambientali rilevanti ovvero effetti ambientali negativi e significativi su regioni confinanti” per i quali l’autorità  competente tenuta “a darne informazione e ad acquisire i pareri delle autorità  competenti di tali regioni, nonchè degli enti locali territoriali interessati dagli impatti“.
6.15. Del resto, la Regione Lazio ha preso parte alla Conferenza dei Servizi indetta dal MISE per l’esame dell’istanza, essendo stata coinvolta nel procedimento (a partire già  dalla prima conferenza di servizi dell’8 settembre 2015, laddove il relativo Presidente attestava che “l’intero permesso di ricerca interessa sia la Regione Umbria sia la Regione Lazio”) ed avendo espresso un parere tecnico (tramite la nota del 16 ottobre 2018). Pertanto, come dedotto da parte ricorrente, la stessa Regione avrebbe anche dovuto prendere parte al procedimento presso il DICA ed il Consiglio dei Ministri svoltosi successivamente.
6.16. Pertanto, la Regione Lazio aveva titolo a partecipare alla riunione del Consiglio dei Ministri di cui all’art. 14 quater della l. n. 241 del 1990 al fine di superare il dissenso tra le Amministrazioni interessate al procedimento di autorizzazione dell’impianto pilota di cui si discute, in quanto, pur se la maggior parte di esso localizzata in territorio della Regione Umbria, la risorsa naturale alla quale l’impianto sotterraneo attinge transfrontaliera e dunque i relativi impatti ambientali possono essere significativi anche per la Regione confinante (a tal proposito, si rimanda al decreto di compatibilità  ambientale n. 59 del 2015 che, tra i vari considerato, evidenzia la localizzazione delle opere in progetto “nell’area del Campo Geotermico di Torre Alfina, ubicato al confine fra le Province di Terni e Viterbo”, al parere reso dal MIBACT di cui alla nota prot. n. 31235 dell’11 dicembre 2014, allegato e costituente parte integrante del suddetto decreto, che reca in più punti riferimenti al sistema fluviale del Tevere, evidenziandosi, altresì, che proprio nella considerazione di tale impatti non a caso tra gli enti coinvolti nelle verifiche circa l’osservazione delle prescrizioni impartite, figurano enti della Regione Lazio e, segnatamente, la relativa ARPA).
6.17. Ne deriva che, dovendo essere espresso il parere anche ai sensi di cui all’art. 30, comma 2, del d.lgs n. 152 del 2006, tale parere non potà  che essere acquisito all’interno del modulo procedimentale specificatamente prescritto – per la tipologia sperimentale degli impianti quale quello di cui si discute – dall’art. 6 del d.lgs. n. 22 del 2010 e, laddove sia necessario procedere alla più complessa procedura di cui all’art. 14 quater della l. n. 241 del 1990, anche in tale ultima sede, ove l’Amministrazione Regionale dovà  essere chiamata ad intervenire.
6.18. Non superfluo osservare che, ai fini del superamento del dissenso, la diversità  di incidenza degli effetti ambientali dell’impianto sperimentale non irrilevante: essa si rifletteà  però non già  su una diversità  formale del coinvolgimento delle Regioni nel procedimento (come nel concreto accaduto, essendo stata la Regione Lazio invitata ad esprimere un parere tecnico, a differenza della Regione Umbria inizialmente coinvolta a pieno titolo nelle riunioni presso il DICA), ma in un diverso peso delle loro valutazioni all’interno del confronto con il Consiglio dei Ministri, questione che atterà , dunque, al merito della relativa decisione e che resta riservato a quella sede; ma che presuppone, in ogni caso, che entrambe le Regioni siano entrambe coinvolte, in coerenza con quanto già  accaduto nella conferenza dei servizi.
7. Riassuntivamente, ai fini dell’autorizzazione all’apertura ed esercizio di impianti pilota ex art. 1, comma 3 bis, del d.lgs. n. 22 del 2010, ove sussista il dissenso tra le Amministrazioni interessate, la relativa determinazione di autorizzazione viene rimessa alla valutazione del massimo organo di Governo, in quanto il superamento del dissenso implica l’apprezzamento del grado di rischio e l’accettabilità  di esso nei termini di massima sicurezza possibile, allo stato della tecnica, nel rispetto del principio di precauzione. A tali fini, l’apporto delle Regioni interessate non può essere risolto nei termini di una mera forma, o di una potenziale partecipazione nominalistica, bensì va ricondotto ad un sostanziale confronto (anche politico) che attiene alla opportunità  ed al merito amministrativo.
7.1. Osserva il Collegio che il mancato coinvolgimento delle Regioni nel procedimento va riferito alla procedura svoltasi presso la Presidenza del Consiglio dei Ministri ex art. 14, quater, l. 241/90 ed, in particolare, quanto alla Regione Umbria in relazione alla seduta del 31 luglio 2019; quanto alla Regione Lazio, si osserva che quest’ultima era stata convocata alla prima riunione indetta per il giorno 25 maggio 2018, in quanto compresa tra le Amministrazioni che avevano preso parte alla Conferenza dei Servizi, ma non ai fini del superamento del dissenso (per cui avrebbe dovuto essere rappresentata non già  da personale tecnico, ma da organo appositamente delegato dalla Giunta, come previsto specificatamente dall’art. 14 quater); tant’ che interveniva alla seconda riunione (del 25 giugno 2018), dando atto di non essere convocata ai fini dell’intesa – come la Regione Umbria – sia pure chiedendo di acquisire il documento tecnico dei Comuni per poter valutare eventuali ricadute ambientali del progetto nel proprio territorio; nella riunione del 10 settembre 2018, la Regione Lazio ribadiva la medesima posizione, riservandosi ogni valutazione in ordine agli impatti sul Lago di Bolsena.
7.2. Presso il Consiglio dei Ministri, atteso il mancato superamento del dissenso da parte della Regione Umbria stata disposta la riapertura di “un nuovo procedimento di valutazione di impatto ambientale” (riunione del 28 novembre 2018), che conduceva all’emissione dei pareri CTIVIA di cui oltre, per poi concludersi nella riunione del 31 luglio 2019 (oggetto di gravame), nella quale si deliberava in senso favorevole al progetto.
7.3. Alla luce di quanto ritenuto sin qui, appare evidente la concreta lesione dell’obbligo di intesa, da ricondursi per la Regione Umbria alla sola riunione del 31 luglio 2019 e per la Regione Lazio all’intero svolgimento del procedimento ex art. 14 quater della l. 241/90.
Non depone in contrario la circostanza che la Regione Lazio, nelle riunioni presso il DICA e con il rilascio del parere del 16 ottobre 2018, avesse espresso una posizione sostanzialmente adesiva alla modalità  della propria partecipazione al procedimento (laddove il relativo rappresentante evidenziava di essere presente non ai fini dell’intesa, che riguardava la sola Regione Umbria).
Invero, non essendo stata rivolta alla Regione Lazio, ab origine, la convocazione ai fini del raggiungimento dell’intesa, l’Ente non poteva che intervenire mediante un rappresentante solamente “tecnico”, ovvero non legittimato ad esprimersi in merito.
Nessuna acquiescenza può dunque rinvenirsi nella fattispecie, anche perchè gli interessi dei quali la Regione chiamata ad apprestare tutela non sono disponibili, fermo restando che era onere della Presidenza del Consiglio dei Ministri individuare le Regioni interessate all’intesa sulla base del concreto assetto di incidenza del permesso di ricerca sulle matrici ambientali.
8. Quanto alle ulteriori doglianze, il Collegio ribadisce, in primo luogo, la già  rilevata irricevibilità  per tardività  (cfr. capo 4 della presente decisione al quale si rinvia) di tutte le censure proposte avverso gli atti riferiti ai precedenti sviluppi procedimentali, le quali avrebbero dovuto essere proposte entro i prescritti termini di decadenza.
8.1. In particolare, il Collegio osserva che, con riferimento alla censurata sussistenza di conflitti di interessi del Presidente della CTVIA e del componente della CIRM – che si ritiene di esaminare prioritariamente rispetto alle altre residue doglianze in ragione della radicalità  del vizio (illegittima composizione dell’organo collegiale) – tale profilo avrebbe dovuto essere contestato con la tempestiva impugnazione del decreto di compatibilità  ambientale del 2015, con conseguente preclusione della suscettibilità  di far valere il vizio in relazione ad atti ormai consolidatisi. E’, dunque, esclusivamente per maggior scrupolo che si rileva che il Presidente della CTVIA, come documentato in atti, era del tutto assente alla seduta della commissione di cui al parere n. 1641 del 31 ottobre 2014, non avendo, dunque, concorso alla formazione della volontà  dell’organo collegiale.
8.2. La rilevata irricevibilità , se certamente preclude l’ammissibilità  della contestazione del vizio quanto al parere CTVIA n. 1641 del 31.10.2014 ed al parere espresso dal CIRM nella seduta del 19 marzo 2014, non si estende ai pareri successivi espressi dalla CTVIA, segnatamente il 31.05.2019 ed il 5.07.2019, oggetto di impugnazione con il ricorso introduttivo del presente giudizio.
8.3. Sebbene sia comprovata in atti, infatti, la sussistenza, sino al 2013, di un rapporto di consulenza e collaborazione del Presidente della CTVIA con la società  controinteressata, per giunta riferito proprio al progetto per la relazione dell’impianto pilota di Castel Giorgio, all’evidenza suscettibile di determinare l’insorgere del duplice obbligo di comunicazione e di astensione, le evidenze in atti consentono di escludere la sussistenza del censurato vizio.
8.4. Consta dalla documentazione prodotta e, segnatamente, dal parere della Commissione VIA n. 3025 del 31 maggio 2019 (pag. 6) che il Presidente era “assente” alla seduta (analogamente, come già  rilevato, a quanto documentato in relazione alla seduta del 31.10.2014) e, del pari, comprovato che nella seduta dell'”Assemblea plenaria n. 19/2019″ del 5 luglio 2019, in relazione alla “proposta di parere” n. 4.14 relativa all’ “Impianto pilota geotermico “Castel Giorgio”, alle “ore 10,45 il Presidente si allontana & Presiede la riunione il geol. Bordone”; sia la discussione che l’approvazione della proposta in questione sono avvenute in assenza del Presidente, intervento solo successivamente per il prosieguo dei lavori non riferiti al progetto de quo.
8.5. Come chiarito dall’univoca giurisprudenza, nel silenzio della legge, il criterio più sicuro per individuare quando un organo collegiale debba ritenersi " perfetto" quello che assegna tale connotazione al collegio per il quale, accanto ai componenti effettivi, sono previsti anche componenti supplenti. Lo scopo della supplenza, non prevista nella specie, proprio da un lato, quello di garantire che il collegio possa operare con il "plenum" anzichè con la sola maggioranza, in caso di impedimento di taluno dei membri effettivi, e, dall’altro lato, l’esigenza che la commissione svolga le sue operazioni con continuità  e tempestività , senza che il suo agire sia impedito o ritardato dall’impedimento di taluno dei suoi componenti (cfr., ex multis, Consiglio Stato, sez. VI, 2 febbraio 2004, n. 324).
8.6. Si osserva, inoltre, che anche nell’attuale configurazione della Commissione, conseguente alla riorganizzazione introdotta con il d. lgs. n.104 del 2017, deve escludersi la infungibilità  di ciascun singolo componente rispetto agli altri, tenuto conto dei criteri di professionalità  che in modo fungibile devono presiedere alla scelta dei componenti con una ripartizione per profili che nella fattispecie non ha costituito neppure oggetto di specifica contestazione. Da ciò consegue che non sono traslabili alla fattispecie le coordinate sviluppate dalla giurisprudenza in tema di attività  valutativa delle commissioni di gara e di concorso, trattandosi, diversamente dal caso di specie, di organi straordinari, caratterizzati da profili soggettivi di integrazione disciplinare tali da escludere la fungibilità  di ciascun singolo componente, nonchè dalla possibile presenza di membri supplenti (cfr. Cons. St., sez. VI, 21/03/2005, n. 1112).
8.7. Esclusa, dunque, la qualificazione della commissione in termini di collegio perfetto e comprovato in atti che il componente in questione (presidente della commissione) non ha partecipato alle sedute (in un caso in quanto addirittura assente e nell’altro in quanto si allontanato per rientrate solo dopo la decisione conclusiva riferita al progetto de quo) e non ha in alcun modo concorso alla formazione della determinazione dell’organo collegiale, deve concludersi per l’insussistenza del censurato vizio (cfr. Cons. St., sez. IV, 12 aprile 2001, n. 2258).
9. Quanto alle doglianze rivolte all’impugnazione degli atti istruttori ed, in particolare, del parere reso dalla CTVIA il 31.05.2019, nonchè del successivo parere del 5.07.2019, si osserva che il gravame formulato in termini tali da doversi considerare rivolto ad una contestazione di merito, come tale inammissibile nella sede giurisdizionale.
9.1. Deve premettersi, in linea generale, che nel rendere giudizi attinenti alla valutazione di impatto ambientale (ed, a maggior ragione, quando tale valutazione viene esercitata ai fini dell’adozione di “atti di alta amministrazione” come nel caso del superamento del dissenso ai fini dell’art. 14 quater della l. 241/90), l’amministrazione esercita ampia discrezionalità , che non si esaurisce in un mero giudizio tecnico, in quanto tale suscettibile di verificazione tout court sulla base di oggettivi criteri di misurazione, ma presenta, al contempo, profili intensi di discrezionalità  amministrativa e istituzionale in relazione all’apprezzamento degli interessi pubblici e privati coinvolti; la natura schiettamente discrezionale della decisione finale risente inevitabilmente dei suoi presupposti, sia sul versante tecnico che amministrativo.
9.2. Di conseguenza, le posizioni soggettive delle persone e degli enti coinvolti nella procedura sono pacificamente qualificabili in termini di interesse legittimo, ed altrettanto assodato che le relative controversie non rientrano nel novero delle tassative ed eccezionali ipotesi di giurisdizione di merito sancite dall’art. 134 c.p.a. (cfr., sotto l’egida della precedente normativa, identica in parte qua, Cons. St., Ad. Pl., 9 gennaio 2002, n. 1).
9.3. Proprio in ragione di tali particolari profili che caratterizzano il giudizio di valutazione di impatto ambientale, il Collegio ritiene di far proprie le considerazioni reiteratamente espresse dal Consiglio di Stato in materia (cfr. Cons. St. Sez. IV, 28.02.2018 n. 1240 cit. e Cons. Stato, Sez. IV, 27.03.2017 n. 1392), per cui, "prescindendo da specifiche aggettivazioni (debole o forte)…, la relativa valutazione di legittimità  giudiziale, escludendo in maniera assoluta il carattere sostitutivo della stessa, debba essere limitata a evidenziare la sussistenza di vizi rilevabili ictu oculi, a causa della loro abnormità , irragionevolezza, contraddittorietà  e superficialità . Invero, il giudizio di compatibilità  ambientale, quand’anche reso sulla base di criteri oggettivi di misurazione, pienamente esposti al sindacato del giudice amministrativo, attraversato, come visto, da profili particolarmente intensi di discrezionalità  amministrativa sul piano dell’apprezzamento degli interessi pubblici in rilievo e della loro ponderazione rispetto all’interesse all’esecuzione dell’opera, con la conseguenza che le scelte effettuate dall’amministrazione si sottraggono al sindacato del giudice amministrativo ogniqualvolta le medesime non si appalesino come manifestamente illogiche o incongrue (in termini, cfr., Cass. civ., sez. un., 17 febbraio 2012, nn. 2312 e 2313; Corte cost., 3 marzo 2011, n. 175; Cons. St., sez. VI, 9 febbraio 2011, n. 871)".
9.4. Da ciò deriva che, come costantemente affermato da questa Sezione (cfr. sentenza n. 11004 del 2019) in una materia così complessa:
"a) la sostituzione, da parte del giudice amministrativo, della propria valutazione a quella riservata alla discrezionalità  dell’Amministrazione, costituisce ipotesi di sconfinamento vietato della giurisdizione di legittimità  nella sfera riservata alla p.a., quand’anche l’eccesso in questione sia compiuto da una pronuncia il cui contenuto dispositivo si mantenga nell’area dell’annullamento dell’atto;
b) in base al principio di separazione dei poteri sotteso al nostro ordinamento costituzionale, solo l’Amministrazione in grado di apprezzare, in via immediata e diretta, l’interesse pubblico affidato dalla legge alle sue cure;
c) conseguentemente, il sindacato sulla motivazione delle valutazioni discrezionali:
I) deve essere rigorosamente mantenuto sul piano della verifica della non pretestuosità  della valutazione degli elementi di fatto acquisiti;
II) non può avvalersi di criteri che portano ad evidenziare la mera non condivisibilità  della valutazione stessa;
III) può disporre c.t.u. o verificazione al fine di esercitare più penetranti controlli, con particolare riguardo ai profili accertativi".
9.5. Quest’ultima ipotesi non ricorre nel caso di specie. La difesa di parte ricorrente ha lamentato che i pareri impugnati (costituenti l’adempimento al supplemento istruttorio deciso dal Consiglio dei Ministri nella seduta del 28 novembre 2018) non avrebbero preso in considerazione una serie di fattori rilevanti ai fini del decidere connessi al rischio sismico che sarebbe stato palesato dai fatti successivi rispetto alla conclusione della precedente fase istruttoria (ovvero il sisma del 2016), limitandosi a riconfermare (in tesi apoditticamente) le conclusioni già  a suo tempo rassegnate (in senso favorevole all’impianto); ma tale premessa smentita dall’analisi del testo dei documenti.
9.6. Infatti, nei pareri della CTIVIA si espone un giudizio (sia pure formalmente sintetico, ma sostanzialmente) esaustivo, ovvero che tali eventi non comportano una modifica dell’originario parere. In particolare, nel parere del 31 maggio 2019, la CTIVIA non si limita a ribadire meramente il giudizio di cui al parere nr. 1641/2014 e successiva VIA 59/2015, ma prende in esame i dati dell’INGV, Oss. Nazionale terremoti (riportati nell’apposita tabella incorporata nel testo del parere) per esprimere il giudizio secondo il quale gli eventi sismici generati nell’appennino centrale che possono avere magnitudo ML maggiore di 6 sono generati dalle “faglie capaci”, ovvero quelle attive (che hanno effetti catastrofici per le popolazioni che risiedono nelle loro vicinanze) ma che sono meno risentiti nella zona di Castel Giorgio “di quanto lo siano i più deboli terremoti locali di origine vulcanica/geotermica” ai quali – secondo CTIVIA – sono riconducibili gli eventi sismici del 2016 (viene riportata la tabella 1 che indica la localizzazione degli epicentri di tutti i sismi inferiori a 4 di ML, che a partire dall’agosto 2016, hanno colpito l’Italia centrale e che sono a più di 90 km dalla zona di interesse, allineati lungo la “faglia capace” di “quaternaria allineata lungo l’Appenino con direzione NNW-SSE da Norcia all’Aquila” (seguono ulteriori considerazioni e tabelle di rilevazione e dati). Si tratta, dunque, di valutazioni ed elementi di fatto che sono addotti dalla Commissione proprio in relazione agli approfondimenti istruttori richiesti (in coerenza con quanto affermato dalla sentenza di questo TAR nr. 7573/2019) dal Consiglio dei Ministri.
9.7. Ne deriva che la conclusione del parere del 31 maggio 2019, secondo la quale “I terremoti che hanno colpito l’appennino centrale nel 2016: – sono simili a quelli che si sono verificati in passato in quelle aree; non costituiscono pertanto un elemento di novità &” ed altro a seguire, rappresenta piena espressione di un giudizio di merito, rispetto al quale gli argomenti critici dedotti dalle Regioni nella odierna sede di giudizio potranno essere riproposti ai fini delle decisioni da assumere ex art. 14 quater della l. 241/90, al fine di valutare ogni opportuna misura (incluso, ove ritenuto opportuno, il riesame della questione in sede procedimentale); ma sono inammissibili nell’odierna sede di giudizio.
10. Ferma, inoltre, la già  rilevata tardività  delle contestazioni articolate avverso il decreto di compatibilità  ambientale del 2015 e gli atti allo stesso presupposti, incidente anche relativamente ai profili paesaggistici, ambientali e culturali, nonchè alla valutazione di incidenza ambientale, il Collegio ritiene, esclusivamente per completezza di analisi, di sottolineare che dalla documentazione versata in atti emerge che nella valutazione positiva espressa dal Ministero per i beni e le attività  culturali sono stati congruamente esaminati gli elementi di interesse sul piano paesaggistico ambientale, con acquisizione di tutte le evidenze fattuali, esaustivamente ponderate e vagliate, anche in esito alle richieste di integrazione rivolte alla proponente ed ai sopralluoghi eseguiti, con considerazione dei pareri espressi dalla Soprintendenza per i beni architettonici e paesaggistici dell’Umbria, la quale, giova precisare, ha riconosciuto la propria incompetenza provvedendo all’adozione di pareri endoprocedimentali.
10.1. Nello specifico, stato considerato che il progetto compatibile con gli indirizzi e prescrizioni del Piano Piano Urbanistico Territoriale Regionale (PUT), nonchè con gli indirizzi e le prescrizioni del Piano Paesaggistico Regionale (PPR), interessando aree libere da vincoli paesaggistici ai sensi del D.lgs. 42 del 2004, salvo per quanto attiene “l’elettrodotto cabina secondaria di Nuova Itelco Orvieto” e l’attraversamento di determinati e circoscritti ambiti, prevedendosi, in relazione a questi ultimi, la necessità  dell’autorizzazione del medesimo Ministero per i beni e le attività  culturali. Del pari stata rilevata la conformità  con gli altri numerosi strumenti di pianificazione vagliati, incluso il piano territoriale di coordinamento della Provincia di Terni, sottolineandosi che l’intervento interessa aree inserite nella Z.T.O. agricola ovvero quella inerente alle attività  produttive e che le tubazioni si sviluppano in parte in aree agricole ed in parte in zone di viabilità  esistente.
10.2. Coerentemente con gli elementi fattuali, correttamente acquisiti, il suddetto Ministero ha ritenuto di esprimersi positivamente con imposizione di stringenti prescrizioni che contemplano anche una rilevante attività  di monitoraggio da parte della predetta Soprintendenza e che, nel complesso dell’articolato parere espresso con atto dell’11 dicembre 2014, sono state ritenute idonee a superare i profili di criticità  da quest’ultima segnalati, con valutazioni immuni dai contestati vizi, risultando funzionali ad assicurare la tutela dei valori paesaggistico ed ambientali implicati, peraltro, in misura residuale, senza precludere l’iniziativa proposta.
11. Del pari, e sempre ai fini di una maggiore esaustività  stante la rilevata inammissibilità  delle deduzioni in esame, si evidenzia, quanto alla valutazione di incidenza ambientale, che vi comprova in atti che l’area di progetto non ricade all’interno dei Siti della Rete Natura 2000, avendo la Commissione ritenuto di richiedere al proponente l’esecuzione di uno studio d’incidenza relativo al sito “Lago di Bolsena” esclusivamente in funzione dell’opportunità  di verificare una “possibile incidenza sulla falda che scorre” verso detto sito, addivenendo, in esito all’approfondita istruttoria svolta, alla conclusione che le incidenze sulle suddette aree possono essere ritenute nulle. L’approccio seguito dalla Commissione stato, dunque, rigoroso, dovendosi escludere la necessità  di estendere la valutazione anche ad altri siti non direttamente incisi, sia in quanto estranei all’ambito di intervento sia alla luce delle risultanze emerse, constando in atti i numerosi e specifici approfondimenti svolti dalla società  nello studio di impatto ambientale (SIA), il quale ha considerato tutte le componenti ambientali suscettibili di essere interessate dalla costruzione e dall’esercizio dell’opera con identificazione dei raggi di azione che le diverse attività  del progetto possono esercitare nell’ambiente. Coerentemente con gli approfondimenti svolti, infatti, stato appurato, con esauriente appropriatezza di approfondimento, che l’attuazione del progetto non produrà  alcun effetto negativo sugli habitat e sulle specie di flora e fauna presenti nelle aree SIC e nella ZPS del Lago di Bolsena.
12. Con riferimento alla capacità  tecnica della proponente, se può convenirsi con la difesa di parte ricorrente quanto all’assenza di esperienze maturare dalla società  controinteressata nel settore, in quanto costituita solo nel 2010 con lo scopo di rispondere all’esigenza di generare energia geotermoelettrica con una tecnologia c.d. non emissiva, ciò non preclude affatto la sussistenza dell’adeguatezza delle competenze tecniche da riferire al personale tecnico e direttivo incaricato alla realizzazione del progetto; per quanto attiene, invece, alla capacità  economica, a prescindere da ulteriori considerazioni in ordine ai precedenti sviluppi procedimentali conclusisi con determinazioni non tempestivamente impugnate, consta in atti che la controinteressata ha provveduto anche alla sottoscrizione della polizza fideiussoria.
13. Anche per quanto attiene alla inefficacia sopravvenuta del decreto di compatibilità  ambientale gravato, non può che rilevarsi che, contrariamente a quanto sostenuto da parte ricorrente, non solo la società  controinteressata ha richiesto la proroga della VIA con istanza del 1 aprile 2020 ma il Ministero dei beni e delle attività  culturali ha espresso “parere tecnico istruttorio favorevole alla richiesta di proroga del termine di efficacia della dichiarazione di compatibilità  ambientale di cui al Decreto VIA n. 59 del 03/04/2015”. Da ciò consegue che non può revocarsi in dubbio che il decreto di compatibilità  ambientale 59/2015 sia ancora valido ed efficace.
14. Conclusivamente, il ricorso, come integrato dai motivi aggiunti, va in parte dichiarato irricevibile, in parte inammissibile e per la restante parte accolto, nei limiti sopra indicati, con assorbimento delle residue censure, sicchè per l’effetto vanno annullati sia le delibere assunte dal Consiglio dei Ministri, senza la partecipazione delle Regioni interessate, sia gli atti impugnati con i motivi aggiunti, in quanto alle stesse strettamente conseguenziali.
14.1. Ne deriva l’obbligo per la Presidenza del Consiglio dei Ministri di rinnovare – nei predetti limiti – il procedimento volto a superare il dissenso (non più disciplinato dall’art. 14 quater della l. 241/90, ma dall’art. 14 quinquies, comma 4 e ss. nel testo attualmente vigente), assicurando il coinvolgimento effettivo della Regione Umbria e della Regione Lazio e con facoltà , ove sia ritenuto opportuno, di disporre il riesame delle conclusioni dell’istruttoria circa i rischi sismici e di impatto sulla risorsa idrica, secondo le allegazioni fornite dalle Amministrazioni interessate o che queste ultime potranno motivatamente proporre, garantendo in tal caso il pieno contraddittorio con la società  proponente, odierna controinteressata.
15. Attesa la rilevanza degli interessi coinvolti e la complessità  delle questioni giuridiche trattate, sussistono evidenti ragioni per disporre la piena compensazione delle spese di lite tra le parti.
P.Q.M.
Il Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio (Sezione Seconda Bis), definitivamente pronunciando sul ricorso in epigrafe indicato, come integrato dai motivi aggiunti, in parte lo dichiara irricevibile, in parte inammissibile e per la restante parte lo accoglie, nei limiti e nei termini di cui in motivazione.
Spese compensate.
Ordina che la presente sentenza sia eseguita dall’autorità  amministrativa.
Così deciso in Roma nella camera di consiglio del giorno 12 gennaio 2021, tenutasi in collegamento da remoto in videoconferenza, secondo quanto disposto dall’art. 25 del decreto legge 28 ottobre 2020, n. 137:
Elena Stanizzi, Presidente
Salvatore Gatto Costantino, Consigliere
Brunella Bruno, Consigliere, Estensore

IL SEGRETARIO

1. Ambiente – Energia – Impianti – Acque pubbliche – Autorizzazione della conferenza di servizi – Natura decisoria.

1. L’autorizzazione della conferenza dei servizi, di cui all’art. 12, comma 3, d.lgs. n. 387/2003, per la costruzione di impineti di energia elettrica da fonti rinnovabili ha natura decisoria ed destinata a sostituire l’acquisizione di ogni autorizzazione, nulla osta o assenso comunque denominato.
 

LA CORTE SUPREMA DI CASSAZIONE   
    SEZIONI UNITE CIVILI    
   Composta dagli Ill.mi Sigg.ri Magistrati:  
Dott. CURZIO Pietro     – Primo Presidente –
Dott. DE CHIARa  Carlo    – Presidente di Sez. –
Dott. LOMBARDO Luigi Giovanni  – Presidente di Sez. –
Dott. DE STEFANO Franco     – Consigliere  –
Dott. SCODITTI Enrico     – Consigliere  –
Dott. GARRi  Fabrizia     – Consigliere  –
Dott. GIUSTI Alberto     – Consigliere  –
Dott. MERCOLINo  Guido    – rel. Consigliere  –
Dott. SCRIMA Antonietta    – Consigliere  –
ha pronunciato la seguente:      
    SENTENZA      
sul ricorso iscritto al n. 8268/2019 R.G. proposto da:
PROVINCIA DI VITERBO, in persona del Presidente p.t., rappresentata e
difesa dall’Avv. Roberto Venettoni, con domicilio eletto in Roma,
via C. Fracassini, n. 18;
– ricorrente –
e
IDREN SOCIETA’ AGRICOLA S.R.L., in persona degli amministratori p.t.
  M.F., e  V.G., rappresentata e difesa dagli Avv.
Giorgio Gallone, ed Angelo Buongiorno, con domicilio eletto presso
lo studio di quest’ultimo in Roma, via Emilia, n. 88;
– ricorrente –
contro
I.E.S. – INIZIATIVE ENERGETICHE SOSTENIBILI S.R.L., in persona del
legale rappresentante p.t.  B.E., rappresentata e difesa
dagli Avv. Mario Bucello, Simona Viola, e Gabriele Pescatore, con
domicilio eletto presso lo studio di quest’ultimo in Roma, via L.
Spallanzani, n. 22;
– controricorrente e ricorrente incidentale –
e
REGIONE LAZIO, in persona del Presidente della Giunta regionale p.t.,
rappresentata e difesa dall’Avv. Rosa Maria Privitera, con domicilio
eletto in Roma, via M. Colonna, n. 27, presso l’Avvocatura
regionale;
– controricorrente –
e
COMUNE DI TARQUINIA, CONSORZIO DI BONIFICA DELLA MAREMMA ETRUSCA,
ENERGIE NUOVE S.R.L., MINISTERO DELLA DIFESA, MINISTERO
DELL’INTERNO, MINISTERO PER I BENI E LE ATTIVITA’ CULTURALI,
MINISTERO DELLO SVILUPPO ECONOMICO, AGENZIA DEL DEMANIO, UNIONE
REGIONALE DELLE BONIFICHE DEL LAZIO, AUTORITA’ DEI BACINI REGIONALI
DEL LAZIO, A.R.D.I.S. – AREA REGIONALE PER LA DIFESA DEL SUOLO, AREA
REGIONALE PER LE RISORSE IDRICHE, S.I.I., A.R.P.A. LAZIO AGENZIA
REGIONALE PROTEZIONE AMBIENTALE DEL LAZIO, AZIENDA UNITA’ SANITARIA
LOCALE DI VITERBO, COMUNE DI TUSCANIA, ENEL DISTRIBUZIONE S.P.A.;
– intimati –
avverso la sentenza del Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche n.
202/18, depositata il 14 dicembre 2018.
Udita la relazione svolta nella pubblica udienza del 6 ottobre 2020
dal Consigliere Dott. Guido Mercolino;
uditi gli Avv. Roberto Venettoni, Gabriele Pescatore, Simona Emanuela
Anna Viola, Fiammetta Fusco per delega dell’Avv. Rosa Maria
Privitera, Angelo Buongiorno e Stefano Vinti, per delega dell’Avv.
Giorgio Gallone;
udito il Pubblico Ministero, in persona dell’Avvocato Generale Dott.
MATERA Marcello, che ha concluso chiedendo il rigetto del ricorso
principale e del ricorso successivo, con l’assorbimento del ricorso
incidentale condizionato.
  
 
FATTI DI CAUSA
1. L’I.E.S. – Iniziative Energetiche Sostenibili S.r.l., operante nel settore della produzione di energia da fonti rinnovabili, presentಠnell’anno 2012 tre domande di concessione di piccola derivazione di acqua dal fiume (OMISSIS), localizzate nel Comune di (OMISSIS), nelle località  (OMISSIS), nonch in località  (OMISSIS); mentre quest’ultima non ebbe alcun esito, per le prime due la concessione fu rilasciata ((OMISSIS)), e la società  presentಠle relative istanze di autorizzazione alla costruzione degli impianti elettrici ((OMISSIS)), chiedendo inoltre l’attivazione dei procedimenti di verifica di assoggettabilità  a VIA, ai sensi del D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152, art. 20 (dicembre 2014).
Nel frattempo, con convenzione del 30 ottobre 2013, l’Unione regionale delle Bonifiche del Lazio, per conto di tutti i Consorzi di bonifica associati, aveva assegnato alla Energie Nuove S.r.l. l’incarico di verificare tutte le possibilità  di sfruttamento idroelettrico delle reti consortili, di progettazione preliminare degli impianti individuati e di loro costruzione e gestione (convenzione quadro del 30 ottobre 2013). Nel 2014 il consiglio di amministrazione del Consorzio di Bonifica della Maremma Etrusca aveva accordato anch’esso all’EN il diritto di costruire e gestire due centraline idroelettriche all’interno del proprio impianto irriguo di (OMISSIS).
Con Det. Regione Lazio 19 gennaio 2015, n. G0020, fu poi rilasciata al Consorzio di Bonifica della Maremma Etrusca una variazione alla concessione di grande derivazione ad uso irriguo, tesa ad estendere il prelievo dalle acque del fiume (OMISSIS) dai tradizionali sei mesi estivi all’intero arco dell’anno. Con Det. 29 maggio 2015, n. G06682, il Consorzio fu autorizzato a realizzare il raddoppio di un esistente sedimentatore e il potenziamento della condotta di restituzione in alveo. Con Det. n. G04880 del 2015 e Det. n. G04881 del 2015, vennero ammesse in istruttoria le due domande di concessione di piccola derivazione ad uso idroelettrico presentate dall’EN, che vennero accolte con provvedimenti in data 1 dicembre 2015.
Le due domande di autorizzazione alla costruzione degl’impianti presentate dalla IES furono invece respinte con provvedimenti del 20 ottobre 2015, a seguito dei quali fu disposta la decadenza dalle concessioni rilasciate alla medesima società .
2. L’IES propose quindi una nutrita serie di ricorsi al Tribunale Superiore delle Acque Pubbliche, chiedendo l’annullamento dei seguenti atti: la) la determinazione della Regione Lazio n. G04881 del 23 aprile 2015,
che aveva disposto l’ammissione in istruttoria dei progetti dell’EN, 1b) l’esclusione da VIA dei progetti dell’EN;
1c) le concessioni rilasciate all’EN;
1d) l’affidamento all’EN della realizzazione dei lavori autorizzati al Consorzio;
1e) la Delib. n. 258 del 2016, con cui il Consorzio aveva approvato il contratto di appalto tra Regione Lazio e l’EN per la progettazione esecutiva e l’esecuzione di interventi di riqualificazione della condotta di restituzione esistente, nonch di realizzazione di una condotta,
1f) le autorizzazioni nn. 49 e 50 del 2016, relative alla realizzazione delle due centraline dell’EN;
2a) la Det. 19 gennaio 2015, n. G00201, di estensione temporale della concessione ad uso irriguo rilasciata al Consorzio di Bonifica della Maremma Etrusca;
2b) i provvedimenti che avevano autorizzato l’EN all’esecuzione delle opere (sedimentatore e seconda condotta di restituzione);
2c) l’annuncio con il quale la Regione aveva informato della circostanza che l’EN avrebbe realizzato gratuitamente i lavori autorizzati in favore del Consorzio;
2d) la Delib. n. 258 del 2016, con cui il Consorzio aveva approvato il contratto di appalto tra Regione Lazio e l’EN per la redazione della progettazione esecutiva e l’esecuzione di interventi di riqualificazione della condotta di restituzione esistente e la realizzazione di una nuova condotta di restituzione;
3) il primo parere negativo idraulico reso dall’A.R.D.I.S. – Agenzia Regionale per la Difesa del Suolo in relazione all’impianto di (OMISSIS);
4a) la Delib. del Comune di Tarquinia di apposizione del vincolo di indisponibilità  sulle aree destinate a ospitare l’impianto di (OMISSIS);
4b) il secondo parere negativo idraulico di ARDIS relativo a tale impianto;
5) il secondo parere idraulico di ARDIS relativo all’impianto di (OMISSIS);
6) le determinazioni dirigenziali della Provincia di Viterbo di diniego dell’autorizzazione unica per i progetti di (OMISSIS);
7) le Det. Dirig. Provincia di Viterbo n. 794 del 2016 e Det. Dirig. Provincia di Viterbo n. 795 del 2016, che avevano disposto la decadenza delle concessioni di IES relative agli impianti di (OMISSIS).
A sostegno dell’impugnazione, la ricorrente propose articolate censure di legittimità , affermando che, in quanto aventi un punto di presa collocato a monte dei propri impianti di (OMISSIS) ed in corrispondenza del punto di prelievo previsto per l’impianto di (OMISSIS), ed un punto di restituzione in alveo delle acque situato a valle di tutti i predetti impianti, le concessioni rilasciate all’EN determinavano una situazione di esercizio inconciliabile in rapporto alla risorsa idrica disponibile, che avrebbe imposto la messa in concorrenza o in comparazione delle domande, ai sensi del R.D. 11 dicembre 1933, n. 1775, artt. 7 e 45 e comunque il pagamento di un indennizzo in favore degli utenti sacrificati.
2.1. Si costituirono la Regione Lazio, la Provincia di Viterbo, l’Unione Regionale delle Bonifiche del Lazio, il Comune di Tarquinia, il Consorzio di Bonifica della Maremma Etrusca, la EN, il Ministero dei beni culturali, il Ministero dello sviluppo economico, l’Agenzia del Demanio e il Ministero dell’interno, chiedendo il rigetto dei ricorsi.
L’EN ed il Comune di Tarquinia proposero inoltre ricorso incidentale, chiedendo a loro volta l’annullamento delle concessioni rilasciate all’IES con Det. Dirig. 9 giugno 2014, n. 1714, in località  (OMISSIS) e con Det. Dirig. 9 giugno 2014, n. 1716, in località  (OMISSIS), nonch l’accertamento dell’inefficacia delle stesse per intervenuta decadenza.
2.2. Con sentenza del 14 dicembre 2018, il TSAP, riuniti i giudizi, ha accolto i ricorsi della IES.
A fondamento della decisione, il Tribunale ha innanzitutto rilevato la tardività  dei ricorsi incidentali, osservando che l’interesse a ricorrere non poteva considerarsi sorto in conseguenza del ricorso principale, il quale aveva ad oggetto provvedimenti che non s’innestavano in un procedimento concorsuale, ma rivestivano carattere autonomo rispetto a quelli impugnati in via incidentale, con la conseguenza che le relative impugnazioni avrebbero dovuto essere proposte nei termini. Ha ritenuto comunque che tali ricorsi fossero infondati, escludendo che l’accoglimento delle domande di concessione proposte dall’IES trovasse ostacolo nella L.R. Lazio 4 aprile 2014, n. 5, art. 3: ha richiamato in proposito l’indirizzo interpretativo prevalente, confermato anche dalla L.R. 8 agosto 2014, n. 9, art. 1, secondo cui l’art. 3 cit., nell’impedire il rilascio di concessioni nel periodo compreso tra il 9 aprile ed il 12 agosto 2014, in mancanza della formazione del Piano idrico, non ne escludeva il rilascio in via provvisoria, ove la domanda fosse stata presentata in data anteriore a quella di entrata in vigore della legge e fossero state già  espletate le procedure di pubblicazione ed acquisizione dei pareri. Ha escluso inoltre che in località  (OMISSIS) esistesse una precedente concessione, ancora vigente ai sensi dell’art. 8, comma diciannovesimo, della L.R. 29 aprile 2013, n. 2, nella cui titolarità  il Comune di Tarquinia era subentrato, in quanto la relativa domanda di rinnovo era stata respinta con Det. provinciale 1 giugno 2012, n. 08/539/G. Ha ritenuto irrilevante la circostanza che alle domande dell’IES non fosse stata allegata la documentazione attestante la disponibilità  dell’area di sedime per la realizzazione delle opere progettate, osservando che gl’impianti idroelettrici costituiscono opere di pubblica utilità  per le quali può procedersi ad esproprio, nella specie richiesto anche mediante l’allegazione del relativo piano particellare. Ha escluso la necessità  di acquisire l’autorizzazione prescritta dalla L.R. 26 agosto 1988, n. 53, art. 41, comma 1, per la costruzione delle opere di presa di tipo fisso e l’assenso del Consorzio di Bonifica, potendo la prima essere rilasciata successivamente nell’ambito del procedimento di autorizzazione unica, e trattandosi di concessioni relative a prelievi ad uso non irriguo e comunque collocate a valle del punto di presa del Consorzio. Ha rilevato che l’errata stima della portata idrica derivabile era dovuta ad un mero refuso, mentre l’opposizione proposta dalla N.E.A. S.r.l. non aveva avuto seguito, essendosi tale società  acquietata dopo aver preso visione del progetto. Ha escluso infine la decadenza della ricorrente dalle concessioni per la mancata realizzazione degl’impianti, in quanto l’inosservanza del termine era dovuta al diniego dell’autorizzazione unica, che costituiva oggetto dell’impugnazione.
In ordine ai ricorsi proposti avverso il diniego dell’autorizzazione unica per gl’impianti di (OMISSIS), premesso che il provvedimento era stato giustificato con l’indisponibilità  delle aree ed il diniego di rilascio del nulla osta idraulico da parte dell’ARDIS, il TSAP ha dichiarato innanzitutto illegittima la Delib. 30 dicembre 2015, n. 47, con cui il Comune di Tarquinia aveva apposto il vincolo d’indisponibilità  sulle aree destinate ad ospitare l’impianto di (OMISSIS), osservando che la stessa, adottata nelle more del giudizio al fine di assicurarsi le medesime utilità  perseguite con il ricorso incidentale, mirava più ad impedire l’iniziativa imprenditoriale dell’IES che a rendere possibile l’erogazione di un servizio pubblico, in quanto prospettava il futuro esercizio da parte dell’Ente di un’attività  imprenditoriale che, indipendentemente dalla dubbia riconducibilità  ai suoi fini istituzionali, era subordinata al rilascio di una concessione di prelievo a fini idroelettrici già  accordata ad altri, e non sostanziava quindi una destinazione funzionale effettiva. Quanto al diniego del nulla osta idraulico, rilevato che l’IES aveva soddisfatto le richieste di integrazione documentale avanzate dall’ARDIS in riferimento all’impianto di (OMISSIS), fatta eccezione per la presa in carico dell’opera di presa di monte, per la quale l’ARDIS aveva negato l’accesso agli atti del progetto di consolidamento spondale prescritto al Consorzio di Bonifica, ha ritenuto che il ritardo nell’integrazione non giustificasse l’improcedibilità  della domanda, ma dovesse trovare definitiva soluzione all’esito dell’esame del predetto progetto; ha escluso comunque che il parere negativo reso dall’ARDIS nella conferenza di servizi avesse portata ostativa, affermando che in quella sede la Provincia non avrebbe potuto limitarsi ad un ruolo meramente notarile, ma avrebbe dovuto operare una sintesi delle ragioni emerse, al fine di esprimere un giudizio di prevalenza, trattandosi di questioni superabili alla luce del principio di leale collaborazione. Per gli stessi motivi, ha ritenuto superabili le obiezioni sollevate in riferimento allo impianto di (OMISSIS), rilevando che le stesse non trovavano giustificazione nell’incompatibilità  della progettazione, ma nel ritardo nell’adempimento della richiesta d’integrazione documentale, avanzata soltanto nel corso della terza conferenza di servizi. Ha ritenuto conseguentemente fondata l’impugnazione delle determinazioni dirigenziali di decadenza dalle concessioni relative agl’impianti di (OMISSIS) e (OMISSIS), in quanto giustificate unicamente dal mancato rilascio dell’autorizzazione unica alla costruzione degl’impianti.
Il TSAP ha escluso inoltre che fosse venuto meno l’interesse dell’IES a coltivare l’impugnazione degli atti riguardanti il rilascio delle concessioni in favore dell’EN, in quanto le stesse avevano un punto di presa collocato a monte dei suoi impianti in progettazione ed in corrispondenza del punto di prelievo dell’impianto di (OMISSIS), ed un punto di restituzione in alveo delle acque situato a valle di tutti i suoi impianti. Ha ritenuto infondata l’eccezione di tardività  di detta impugnazione, osservando che la posizione giuridica della ricorrente si era concretizzata soltanto quando la stessa era venuta a conoscenza dello stretto coordinamento temporale e funzionale esistente tra la richiesta di estensione della concessione ad uso irriguo e le iniziative idroelettriche dell’EN, la quale faceva sospettare che il potere esercitato in favore del Consorzio, assistito dalla priorità  dell’uso irriguo, fosse in realtà  strumentale allo sfruttamento idroelettrico da parte di terzi dell’acqua prelevata a fini irrigui durante il periodo invernale. Ha precisato che in casi come quello in esame la fattispecie provvedimentale deve essere valutata quale fattispecie complessiva, che produce i suoi effetti quando l’atto propedeutico, in s apparentemente giusto, viene attuato per mezzo di un atto finale, che disvela le finalità  dell’esercizio del potere, rendendone manifesta l’ingiustizia. Tanto premesso, ha ritenuto fondate le censure di sviamento di potere, rilevando che la domanda di estensione temporale della concessione presentata dal Consorzio di Bonifica, pur essendo stata preceduta dal conferimento all’EN dell’incarico di verificare le possibilità  di sfruttamento idroelettrico delle reti consortili, di progettazione preliminare degli impianti e di costruzione e gestione degli stessi, nonch dalla concessione alla medesima società  del diritto di costruire due centraline idroelettriche all’interno del proprio impianto di (OMISSIS), non conteneva alcun cenno ad un successivo accordo di sottensione per lo sfruttamento idroelettrico. Ha aggiunto che la natura unitaria del progetto coltivato dal Consorzio di Bonifica era testimoniata dalla circostanza che le concessioni idroelettriche erano state successivamente chieste dall’EN alla Regione, anzich alla Provincia, sul presupposto che le stesse costituissero una pertinenza della grande derivazione ad uso irriguo. Ha pertanto concluso che lo sviluppo graduale della vicenda era stato strumentale a neutralizzare, grazie all’indiscussa priorità  dell’uso irriguo ed all’iniziale occultamento di quello idroelettrico, il vincolo derivante dall’avvenuto rilascio delle concessioni idroelettriche in favore dell’IES.
Per tali ragioni, il TSAP ha ritenuto fondate anche le censure riguardanti le concessioni rilasciate dalla Regione con Det. 1 dicembre 2015, n. G14857 e Det. 1 dicembre 2015, n. G14859, aggiungendo che le stesse risultavano viziate anche da incompetenza, in quanto aventi ad oggetto piccole derivazioni, e quindi rimesse alla potestà  della Provincia, ai sensi della L.R. 11 dicembre 1998, n. 53, artt. 8 e 9. Ha ritenuto infine fondata la censura di violazione dei principi di concorrenza e priorità  tra le derivazioni, applicabili in caso di concessioni tecnicamente incompatibili con quelle già  richieste o rilasciate, osservando che, nonostante l’avvenuto rilascio delle concessioni in favore dell’IES, nessuna messa in concorrenza o comparazione era stata effettuata in sede di valutazione delle domande successivamente proposte dall’EN. Pur riconoscendo che le utilità  accordate a quest’ultima non erano tecnicamente configurabili come concessioni di nuova risorsa in sponda, in quanto non implicavano la sottrazione di ulteriore risorsa idrica, ha osservato che l’estensione temporale della concessione ad uso irriguo di cui beneficiava il Consorzio costituiva il veicolo per assicurare provvista di acqua turbinabile a fini idroelettrici, e non era quindi configurabile come un affare interno al rapporto tra il concessionario irriguo e quello idroelettrico, ma come atto terminativo di una fattispecie complessa in cui l’estensione temporale della concessione irrigua era parte di un progetto di prelievo in cui le finalità  idroelettriche avevano un ruolo prioritario.
Il Tribunale ha dichiarato infine l’illegittimità  derivata delle procedure autorizzative semplificate relative alla realizzazione delle due centraline dell’EN, mentre ha ritenuto che la ricorrente non avesse interesse ad impugnare gli atti riguardanti i lavori di riqualificazione ed ammodernamento delle opere a servizio della concessione irrigua, in quanto funzionali al prelievo idrico ad uso irriguo nel periodo estivo ed in ogni caso inidonee a pregiudicare l’utilizzo idrico cui aspirava la ricorrente.
3. Avverso la predetta sentenza hanno proposto ricorso per cassazione la Provincia, per quattro motivi, e l’Idren Società  Agricola S.r.l. (subentrata all’EN nella titolarità  degl’impianti di cui alle concessioni rilasciate con Det. Regionali 1 dicembre 2015, n. G14859 e Det. regionali 1 dicembre 2015, n. G14857), per tredici motivi. Hanno resistito con controricorso l’IES, la quale ha proposto ricorso incidentale condizionato, affidato ad un solo motivo, e la Regione Lazio. Fatta eccezione per la Provincia, tutte le parti costituite hanno depositato memorie. Gli altri intimati non hanno svolto attività  difensiva.
 
RAGIONI DELLA DECISIONE
1. Preliminarmente, si rileva che l’impugnazione proposta dall’Idren, pur essendo stata notificata il 28 marzo 2019, e quindi in data successiva a quella della notificazione del ricorso principale, effettuata il 1 marzo 2019, non stata proposta in via incidentale, nella forma prescritta dall’art. 371 c.p.c., ma anch’essa in via principale, mediante ricorso successivo.
Tale modalità  di proposizione dell’impugnazione si pone in contrasto con il principio dell’unicità  del processo di impugnazione, sancito dall’art. 333 c.p.c., in virt๠del quale, una volta avvenuta la notificazione della prima impugnazione, tutte le altre impugnazioni contro la stessa sentenza devono essere proposte in via incidentale nello stesso processo, e quindi, nel caso di ricorso per cassazione, con l’atto contenente il controricorso; il rispetto di tale forma non ha tuttavia carattere essenziale, per cui ogni ricorso successivo al primo si converte in ricorso incidentale, indipendentemente dalla veste assunta ed ancorch proposto con atto a s stante, e deve quindi considerarsi ammissibile, purch la notifica abbia avuto luogo entro il termine di legge (nella specie, quello di cui al R.D. n. 1775 del 1933, art. 201), (cfr. Cass., Sez. II, 14/01/2020, n. 448; Cass., Sez. III, 9/02/ 2016, n. 2516; Cass., Sez. lav., 20/03/2015, n. 5695).
2. Con il primo motivo d’impugnazione, la Provincia denuncia la violazione e la falsa applicazione della L. 7 agosto 1990, n. 241, artt. 14 e segg., nonch l’eccesso di potere e l’omesso esame di un fatto controverso e decisivo per il giudizio, sostenendo che, nel dichiarare illegittimo il diniego dell’autorizzazione unica, la sentenza impugnata non ha considerato che lo stesso presentava tutti i requisiti di forma e di sostanza normativamente richiesti, in quanto richiamava tutti i pareri acquisiti nella conferenza di servizi e disattendeva le osservazioni fatte pervenire dall’IES. Premesso che il predetto diniego trovava giustificazione nell’accertata indisponibilità  delle aree su cui avrebbe dovuto essere realizzata l’opera e nel parere negativo dell’ARDIS, osserva che quest’ultimo era stato fatto pervenire per iscritto in vista della conferenza di servizi, ed afferma pertanto l’irrilevanza della mancata comparizione di un rappresentante dell’Agenzia. Aggiunge di aver correttamente applicato il principio di leale cooperazione, precisando che, mentre per l’impianto da realizzarsi in località  (OMISSIS) la richiesta di integrazione documentale era stata effettivamente trasmessa in ritardo, per quello da realizzarsi in località  (OMISSIS) l’aveva regolarmente ricevuta, ma aveva omesso di adempiervi tempestivamente ed esaurientemente.
2.1. Il motivo inammissibile.
Nel censurare la valutazione compiuta dalla sentenza impugnata in ordine alla motivazione del diniego dell’autorizzazione unica, la ricorrente si limita infatti a ribadire da un lato l’indisponibilità  delle aree necessarie per la realizzazione delle opere e l’inottemperanza dell’istante alla richiesta d’integrazione della documentazione, senza curarsi di confutare le argomentazioni svolte dal TSAP in ordine all’illegittimità  del vincolo apposto dal Comune sulle aree ed alla non imputabilità  dell’inadempimento, insistendo dall’altro sulla presenza di un rappresentante dell’ARDIS alla conferenza di servizi, senza tener conto delle ragioni della decisione, non consistenti nella mancata partecipazione dell’Agenzia alla predetta conferenza, ma nel carattere non ostativo del parere negativo dalla stessa espresso in quella sede. In tal modo, essa dimostra per un verso di non aver colto per intero la ratio decidendi della statuizione impugnata, e per altro verso di voler sollecitare una nuova valutazione dei fatti, non consentita in sede d’impugnazione delle sentenze emesse dal TSAP, che nelle materie di cui al R.D. 11 dicembre 1933, n. 1775, art. 143, sono censurabili, oltre che per i vizi indicati dall’art. 201 del medesimo decreto, solo per violazione di legge, sostanziale o processuale, ai sensi dell’art. 111 Cost., restando quindi esclusa la deducibilità  del vizio di motivazione, a meno che lo stesso non si traduca nella mancanza assoluta o nella mera apparenza della motivazione (cfr. Cass., Sez. Un., 15/04/2020, n. 7833; 6/11/2018, n. 28220; 5/04/2007, n. 8520).
3. Con il secondo motivo, la ricorrente deduce la violazione e la falsa applicazione del R.D. 25 luglio 1904, n. 523, art. 98, lett. d) e del D.Lgs. 31 marzo 1998, n. 112, art. 86, nonch l’omesso esame di un fatto controverso e decisivo per il giudizio, affermando che, nel rilevare la mancata ponderazione della rilevanza delle ragioni emerse nella conferenza di servizi, la sentenza impugnata ha espresso un apprezzamento estraneo al sindacato di legittimità  dell’atto amministrativo, nonch contrastante con la documentazione prodotta. Aggiunge che il TSAP non ha tenuto conto della valutazione da essa compiuta in ordine al parere dell’ARDIS, riguardante anche la correttezza procedurale dell’atto, n del carattere obbligatorio e vincolante di tale parere, al quale aveva dovuto essere attribuito carattere necessariamente prevalente, non potendo essa ricorrente sostituirsi all’Agenzia nelle valutazioni tecniche di sua competenza.
4. Con il terzo motivo, la ricorrente lamenta la violazione e la falsa applicazione del R.D. 25 luglio 1904, n. 523, art. 98, lett. d) e del D.Lgs. 31 marzo 1998, n. 112, art. 86, nonch l’eccesso di potere e l’omesso esame di un fatto controverso e decisivo per il giudizio, riproponendo le medesime censure sviluppate nel secondo motivo, in riferimento alla dichiarazione d’illegittimità  del diniego dell’autorizzazione unica alla realizzazione dell’impianto di (OMISSIS).
5. I due motivi, da esaminarsi congiuntamente, in quanto aventi ad oggetto le stesse questioni, sono infondati.
Il rilievo conferito dalla sentenza impugnata alla mancata ponderazione delle ragioni emerse nell’ambito della conferenza di servizi, pur a fronte del carattere vincolante del parere espresso dall’ARDIS, trova infatti giustificazione nella disciplina dettata dalla L. n. 241 del 1990, art. 14-ter, ai sensi del quale l’Amministrazione procedente deve adottare la determinazione motivata di conclusione della conferenza "sulla base delle posizioni prevalenti espresse dalle Amministrazioni partecipanti". Si tratta di una regola dal contenuto flessibile, che, come chiarito dalla giurisprudenza amministrativa, consente di valutare in concreto, in ragione della natura degli interessi coinvolti, l’importanza dell’apporto delle singole autorità  e la tipologia di eventuali dissensi, i quali non costituiscono manifestazione di attività  provvedimentale, ma di un giudizio formulato in vista di un confronto dialettico, che concorre, per la parte di competenza dell’autorità  che lo esprime, a formare il giudizio complessivo posto a fondamento del provvedimento conclusivo (cfr. Cons. Stato, Sez. V, 6/11/2018, n. 6273; Cons. Stato, Sez. VI, 21/10/2013, n. 5084; 3/03/2006, n. 1023). A tale regola non si sottrae neppure la conferenza di servizi prevista del D.Lgs. 29 dicembre 2003, n. 387, art. 12, comma 3, ai fini del rilascio dell’autorizzazione unica richiesta per la realizzazione degl’impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, la quale ha natura decisoria, svolgendosi con le modalità  di cui della L. n. 241 del 1990, artt. 14 e segg. e sostituendo a tutti gli effetti ogni autorizzazione, nulla osta o atto di assenso comunque denominato di competenza delle Amministrazioni partecipanti (cfr. Tar Campania, Salerno, Sez. I, 5/09/2012, n. 1634). La previsione di tale strumento mira infatti a favorire le iniziative volte alla realizzazione dei predetti impianti, semplificando il procedimento autorizzativo e concentrando in una unica sede l’apporto valutativo di tutte le Amministrazioni interessate (cfr. Tar Lombardia, Brescia, Sez. I, 13/12/2011, n. 1726). Nella dialettica degl’interessi coinvolti, il parere negativo opposto da una delle Amministrazioni partecipanti non può dunque produrre l’effetto di impedire la prosecuzione del procedimento, ma svolge una mera funzione di rappresentazione degli interessi affidati alla tutela dell’ente che lo esprime, ed conseguentemente rimesso alla valutazione discrezionale dell’autorità  decidente, la quale rimane libera di recepire o meno quanto osservato nel parere (cfr. Tar Puglia, Lecce, Sez. I, 24/02/2011, n. 357; Tar Lazio, Latina, 22/12/2009, n. 1345; Tar Marche, Ancona, 6/12/2001, n. 1233). Non merita pertanto censura la sentenza impugnata, nella parte in cui ha ritenuto illegittimo il diniego dell’autorizzazione, in quanto fondato sulla mera presa d’atto del parere negativo reso dall’ARDIS, osservando che i rilievi dalla stessa mossi al progetto presentato dall’IES, in quanto superabili alla luce del principio di leale cooperazione, avrebbero dovuto essere invece sottoposti a valutazione da parte della Provincia, tenuta a svolgere un ruolo non meramente notarile, ma di sintesi delle ragioni emerse dalla conferenza di servizi. In quanto riflettente la sola difformità  dell’attività  svolta dall’Amministrazione procedente rispetto al modello legale prefigurato dal D.Lgs. n. 387 del 2003, art. 12, comma 3, tale apprezzamento si sottrae alle critiche formulate dalla ricorrente, la cui insistenza sull’avvenuto riscontro della regolarità  formale del parere conferma la correttezza della decisione adottata dal TSAP, costituendo un ulteriore indice rivelatore dell’inadeguatezza della ponderazione degl’interessi sottesa all’adozione del provvedimento di diniego.
6. Con il quarto motivo, la ricorrente denuncia la violazione e la falsa applicazione del R.D. 11 dicembre 1933, n. 1775, art. 55, comma 1, lett. f), nonch l’eccesso di potere e l’omesso esame di un fatto controverso e decisivo per il giudizio, rilevando che, nel dichiarare illegittima la pronuncia di decadenza delle concessioni ottenute dall’IES, la sentenza impugnata non ha considerato che la stessa costituiva un atto dovuto a seguito del diniego dell’autorizzazione unica, in quanto, come emergeva dal relativo disciplinare, le concessioni erano indissolubilmente legate all’effettiva realizzazione delle opere di derivazione dell’acqua, ed erano pertanto destinate a venir meno in conseguenza dell’impossibilità  di realizzarle.
6.1. Il motivo infondato.
La sentenza impugnata ha infatti accertato che la pronuncia di decadenza delle concessioni trovava giustificazione esclusivamente nel mancato rilascio dell’autorizzazione unica alla costruzione ed alla gestione degl’impianti, la quale comportava l’impossibilità  di adempiere le prescrizioni imposte dallo art. 8 del disciplinare, consistenti, tra l’altro, proprio nella presentazione del progetto esecutivo delle opere, regolarmente approvato nell’ambito del procedimento di autorizzazione unica. Rispetto alla pronuncia di decadenza, il diniego dell’autorizzazione veniva pertanto a configurarsi come atto presupposto, la cui illegittimità , consentendo di escludere che la mancata presentazione del progetto approvato fosse imputabile all’IES, comportava, quale effetto automatico, l’annullamento dell’atto consequenziale, senza che risultasse necessaria, a tal fine, alcuna ulteriore valutazione (cfr. Cons. Stato, Sez. III, 7/01/2020, n. 112; Cons. Stato, Sez. IV, 21/09/2015, n. 4404; 2/02/2012, n. 585).
7. Con il primo motivo del suo ricorso, l’Idren deduce la violazione della L.R. Lazio 4 aprile 2014, n. 5, art. 3, comma 6, sostenendo che, nell’escludere l’illegittimità  delle concessioni rilasciate all’IES, per contrasto con il divieto previsto dalla predetta disposizione, la sentenza impugnata non ha considerato che i provvedimenti amministrativi devono essere adottati in conformità  della disciplina vigente alla data di conclusione del procedimento, senza tener conto delle eventuali aspettative di fatto dei privati. Ininfluente doveva considerarsi, a tal fine, la specificazione che i provvedimenti erano stati rilasciati in via provvisoria, trattandosi di modalità  non prevista dalla norma in esame, la quale vincolava il rilascio delle concessioni al rispetto delle priorità  previste dall’art. 2, commi 3 e 4 della medesima legge, ed alla definizione del bilancio idrico partecipato.
8. Con il secondo motivo, la ricorrente lamenta la violazione della L.R. Lazio 29 aprile 2013, n. 2, art. 8, comma 19, censurando la sentenza impugnata nella parte in cui ha ritenuto legittima la concessione relativa all’impianto in località  (OMISSIS), senza tener conto della perdurante validità  ed efficacia della concessione precedentemente rilasciata alla Cartiera di Tarquinia S.p.a., alla quale era subentrato il Comune di Tarquinia, e del mancato coinvolgimento dell’ente nel procedimento, che aveva determinato uno sviamento di potere per carenza di istruttoria. Premesso che al riguardo doveva ritenersi ininfluente la mancata presentazione di una nuova domanda di concessione, in luogo di quella di rinnovo effettivamente presentata, trattandosi di una mera questione di qualificazione, inidonea ad impedire il consolidamento della volontà  dell’Amministrazione di dar seguito al precedente titolo concessorio, afferma che, nel dichiarare inammissibile il ricorso incidentale, proposto avverso il rigetto della predetta domanda, il TSAP non ha considerato che l’impugnazione incidentale risponde proprio all’esigenza di consentire la proposizione di censure volte a paralizzare l’azione principale, con il solo limite dell’incensurabilità  degli atti che avrebbero dovuto essere impugnati autonomamente.
9. Con il terzo motivo, la ricorrente denuncia la violazione del Regolamento della Provincia di Viterbo per il rilascio delle concessioni di piccola derivazione, come modificato dalla Delib. Giunta Provinciale 2 maggio 2011, n. 51, nonch della L. 7 agosto 1990, n. 241, censurando la sentenza impugnata nella parte in cui ha escluso l’illegittimità  delle concessioni rilasciate all’IES per mancata allegazione alla domanda dell’attestazione della proprietà  dei beni interessati, ritenendo sufficiente l’allegazione del piano particellare di esproprio, senza considerare che la disciplina regolamentare impone alla Provincia di verificare preventivamente il rapporto dell’aspirante concessionario con i predetti beni.
10. Con il quarto motivo, l’Idren deduce la violazione della L.R. Lazio n. 53 del 1998, art. 41, comma 1 e della L. n. 241 del 1990, osservando che, nell’escludere l’illegittimità  delle concessioni per difetto dell’autorizzazione idraulica regionale, la sentenza impugnata ha erroneamente ritenuto che la stessa potesse essere accordata nell’ambito del procedimento di rilascio dell’autorizzazione unica, in tal modo trascurando un atto necessariamente prodromico al rilascio della concessione, e sostituendosi indebitamente all’Amministrazione procedente, la quale, dopo aver richiesto la predetta autorizzazione, non ne ha verificato l’avvenuto rilascio.
11. Con il quinto motivo, la ricorrente lamenta la violazione della L.R. n. 53 del 1998, art. 34 e della L. n. 241 del 1990, rilevando che, nel ritenere superfluo l’assenso del Consorzio di Bonifica, ai fini del rilascio delle concessioni, la sentenza impugnata ha erroneamente evidenziato la non interferenza di queste ultime con gli impianti del Consorzio e l’uso non irriguo delle derivazioni, senza considerare che all’interno del proprio perimetro di competenza il Consorzio deve occuparsi delle opere affidategli, ivi comprese quelle ad uso non irriguo, e della manutenzione dei corsi d’acqua.
12. Con il sesto motivo, la ricorrente denuncia la violazione della L. n. 241 del 1990, nonch l’illogicità  della motivazione della sentenza impugnata, censurando la sentenza impugnata nella parte in cui ha ravvisato un refuso nella stima della portata del corpo idrico di derivazione, senza tener conto della mancata correzione dei provvedimenti impugnati e del contrasto della relativa motivazione con le risultanze dell’istruttoria.
13. Con il settimo motivo, l’Idren deduce la violazione della L.R. Lazio 31 gennaio 2002, n. 5, art. 3 e della L. n. 241 del 1990, censurando la sentenza impugnata nella parte in cui ha ritenuto irrilevante, ai fini della legittimità  della concessione relativa all’impianto in località  (OMISSIS), l’omesso esame da parte del Comitato Regionale Lavori Pubblici dell’opposizione proposta dalla NEA, senza tener conto dell’incompletezza dell’istruttoria effettuata dalla Provincia.
14. Con l’ottavo motivo, la ricorrente lamenta la violazione del R.D. n. 1775 del 1933, art. 55, comma 1, lett. f), sostenendo che, nell’escludere la decadenza dell’IES dalle concessioni ottenute, il TSAP non ha considerato che la presentazione del progetto esecutivo delle opere e l’avvio del procedimento di esproprio avrebbero dovuto aver luogo anche nel caso in cui il procedimento di rilascio dell’autorizzazione unica non si fosse concluso prima della scadenza del termine previsto dal disciplinare. Aggiunge che, anche a voler ritenere che il termine fosse prorogabile, la mancata presentazione di un’apposita istanza, recante l’indicazione delle ragioni del ritardo, avrebbe imposto di dichiarare la decadenza dalle concessioni.
15. I predetti motivi, da esaminarsi congiuntamente, in quanto volti a riproporre le questioni sollevate nel precedente grado di giudizio relativamente alla legittimità  delle concessioni rilasciate all’IES, sono inammissibili.
Nel rigettare i ricorsi incidentali proposti dall’EN, dante causa dell’Idren, il TSAP ne ha rilevato innanzitutto la tardività , osservando che l’interesse della resistente all’impugnazione non poteva considerarsi sorto soltanto per effetto della proposizione del ricorso principale, dal momento che quest’ultimo aveva ad oggetto provvedimenti adottati all’esito di una vicenda amministrativa del tutto autonoma rispetto a quella che aveva interessato la resistente, e collocata in un contesto temporale del tutto diverso, con la conseguenza che l’impugnazione avrebbe dovuto essere proposta nei termini. Tale rilievo, avente carattere pregiudiziale, non ha costituito oggetto di contestazione in questa sede, essendosi l’Idren limitata a censurare le argomentazioni svolte dal TSAP in ordine alla fondatezza delle questioni sollevate con i ricorsi incidentali, le quali risultano tuttavia estranee alla ratio della sentenza impugnata, costituita dalla tardività  delle impugnazioni, e quindi concretamente ininfluenti. Qualora infatti, come nella specie, il giudice, dopo aver dichiarato inammissibile una domanda, o un capo di essa, o un singolo motivo di gravame, in tal modo spogliandosi della potestas judicandi in ordine al merito della questione, abbia ugualmente proceduto all’esame della stessa, le relative argomentazioni devono considerarsi svolte ad abundantiam, in quanto prive di concreta incidenza sulla decisione adottata, con la conseguenza che la parte soccombente non ha alcun interesse ad impugnarle (cfr. Cass., Sez. Un., 30/10/2013, n. 24469; Cass., Sez. III, 19/ 12/2017, n. 30393; Cass., Sez. II, 4/01/2017, n. 101).
16. Con il nono motivo, la ricorrente denuncia la violazione dell’art. 826 c.c., R.D. n. 1775 del 1933, art. 143, comma 1, lett. a), L.R. n. 53 del 1988, art. 3, comma 1, lett. b) e art. 41, comma 1, del capo VII del R.D. n. 523 del 1904 e della L. n. 241 del 1990, artt. 14 e segg., nonch l’eccesso di potere giurisdizionale, osservando che il diniego dell’autorizzazione unica, impedendo la realizzazione delle opere programmate, e comportando la decadenza dell’IES dalle concessioni ottenute, aveva determinato il venir meno dell’interesse a ricorrere. Sostiene che, nel dichiarare illegittima la Delib. di apposizione del vincolo d’indisponibilità , il TSAP non ha considerato che la relativa impugnazione esulava dalla sua giurisdizione, trattandosi di un provvedimento non riguardante il regime delle acque pubbliche, ed giunto a sindacare il merito delle scelte compiute dall’Amministrazione, contestando addirittura l’effettività  delle sue intenzioni. Nel dichiarare illegittimo il diniego dell’autorizzazione unica, la sentenza impugnata non ha considerato che l’IES non si era attivata per contestare la legittimità  del diniego di accesso alla documentazione richiesta ai fini del rilascio del nulla osta idraulico, il cui diniego non era a sua volta superabile in sede di conferenza di servizi, avendo carattere vincolante; il TSAP si inoltre sostituito all’ARDIS nelle valutazioni tecniche di sua competenza, non avendo tenuto conto del tempo trascorso prima della chiusura del procedimento e dell’inadempimento della richiesta d’integrazione documentale da parte dell’IES, sintomatici del difetto dei requisiti prescritti per il rilascio del nulla osta.
16.1. Il motivo infondato.
L’avvenuta impugnazione, da parte dell’IES, del diniego dell’autorizzazione unica e della conseguente dichiarazione di decadenza dalle concessioni, impedendo il consolidamento dei due provvedimenti, per effetto dei quali si erano rese nuovamente disponibili le risorse idriche precedentemente destinate allo sfruttamento da parte della ricorrente, consente infatti di escludere che quest’ultima non potesse trarre alcuna utilità  dall’accertamento dell’illegittimità  delle concessioni rilasciate all’EN, la cui incompatibilità  con quelle accordate all’IES testimonia la sussistenza ab origine di un interesse attuale e concreto a ricorrere avverso le prime, anche al fine di evitare che la mancata impugnazione delle stesse comportasse la dichiarazione d’inammissibilità , per difetto d’interesse, del ricorso proposto avverso la dichiarazione di decadenza. Correttamente, pertanto, il TSAP ha ritenuto che l’annullamento del diniego dell’autorizzazione unica e della dichiarazione di decadenza consentisse di affermare la persistenza dell’interesse dell’IES a coltivare il giudizio sugli atti che si collocavano all’origine della controversia, e che coinvolgevano la posizione del Consorzio di Bonifica e dell’EN, in quanto protagonisti di un’iniziativa definita "concorrente": soltanto in caso di rigetto del ricorso proposto avverso i predetti provvedimenti si sarebbe potuto ritenere cessato l’interesse all’impugnazione di quelli emessi in favore dei resistenti, dal momento che la ricorrente non avrebbe potuto trarre alcun vantaggio dall’accoglimento della domanda, in quanto privata del diritto di sfruttamento delle risorse accordate a questi ultimi.
Correttamente, poi, ai fini della pronunzia in ordine alla domanda di annullamento del diniego dell’autorizzazione, il TSAP ha esteso la propria indagine alla legittimità  della Delib. con cui il Consiglio comunale di Tarquinia aveva apposto il vincolo d’indisponibilità  sulle aree destinate alla realizzazione degl’impianti, anch’esso peraltro oggetto di autonoma impugnazione da parte dell’IES: l’estraneità  di tale provvedimento alla gestione delle acque strettamente intesa non consentiva infatti di escludere la devoluzione della controversia alla giurisdizione in materia di acque pubbliche, avuto riguardo all’incidenza del vincolo sulle possibilità  di sfruttamento delle aree, che ne impediva l’utilizzazione per la costruzione delle opere. Ai sensi del R.D. n. 1775 del 1933, art. 143, la giurisdizione del TSAP ha infatti ad oggetto tutti i ricorsi avverso i provvedimenti che, per effetto della loro incidenza sulla realizzazione, sospensione o eliminazione di un’opera idraulica riguardante un’acqua pubblica, concorrono, in concreto, a disciplinare le modalità  di utilizzazione di quell’acqua; in tale ambito vanno quindi ricompresi anche i ricorsi contro i provvedimenti che, ancorch provenienti da organi dell’amministrazione non preposti alla cura degli interessi del settore delle acque pubbliche, finiscano tuttavia con l’incidere immediatamente sull’uso di queste ultime, in quanto interferiscono con i provvedimenti relativi a tale uso, ad esempio autorizzando, impedendo o modificando i lavori relativi o determinando i modi di acquisto dei beni necessari all’esercizio ed alla realizzazione delle opere stesse (cfr. Cass., Sez. Un., 31/07/2017, n. 18977; 25/10/2013, n. 24154; v. anche nella giurisprudenza amministrativa, Cons. Stato, Sez. V, 11/07/2016, n. 3055; Tar Sicilia, Palermo, Sez. III, 13/06/2019, n. 1593).
Nel compimento della predetta indagine, il TSAP non affatto ecceduto lo ambito dei propri poteri giurisdizionali, essendosi limitato ad accertare lo sviamento dell’atto dalla sua funzione tipica, alla luce dell’uso cui le aree vincolate erano state fino ad allora destinate in concreto e della destinazione prevista per il futuro: rilevato infatti che il Comune, dopo aver utilizzato le aree come autoparco comunale ed ecocentro per il conferimento di rifiuti ingombranti, aveva manifestato la volontà  di riattivare la centrale idroelettrica ivi esistente, al fine di produrre energia elettrica da fonti rinnovabili, ha evidenziato il carattere meramente futuro ed ipotetico di tale destinazione, subordinata all’ottenimento di un’apposita concessione, e la dubbia riconducibilità  della predetta attività  ai fini istituzionali dell’ente, concludendo pertanto che l’attività  da quest’ultimo posta in essere risultava finalizzata essenzialmente ad impedire l’iniziativa imprenditoriale altrui, piuttosto che a rendere possibile l’erogazione di un servizio pubblico. Il percorso logico-giuridico in tal modo seguito si pone perfettamente in linea con le coordinate individuate dalla giurisprudenza amministrativa ai fini dell’accertamento dello sviamento di potere, il quale, dovendo consistere in un’effettiva e comprovata divergenza dell’atto dalla sua funzione tipica, ovvero nell’esercizio del potere per finalità  diverse da quelle previste dalla norma attributiva dello stesso, postula che la censura sia supportata da precisi e concordanti elementi di prova, idonei a dar conto degli obiettivi avuti concretamente di mira dall’Amministrazione in difformità  da quelli cui astrattamente preordinato l’atto, non risultando a tal fine sufficienti semplici supposizioni o indizi che non si traducano nella dimostrazione degli scopi illegittimi oggettivamente perseguiti dall’organo amministrativo (cfr. ex plurimis, Cons. Stato, Sez. V, 5/06/2018, n. 3401; 27/03/2013, n. 1776; Cons. Stato, Sez. VI, 3/07/2014, n. 3355).
Quanto poi alla legittimità  del diniego dell’autorizzazione unica, appena il caso di richiamare le considerazioni già  svolte in ordine alla portata non ostativa del parere negativo reso dall’ARDIS ed alla non imputabilità  dell’inottemperanza alla richiesta d’integrazione documentale, il cui accertamento fa apparire irrilevante anche la mancata impugnazione del diniego di accesso alla documentazione richiesta, in quanto l’annullamento di tale provvedimento non avrebbe fatto altro che confermare l’impossibilità  almeno temporanea di provvedere all’integrazione. Nel contestare la valutazione compiuta al riguardo dal TSAP, la ricorrente omette d’altronde di censurare l’affermazione della sentenza impugnata, secondo cui la mancata soddisfazione della predetta richiesta non preclucleva definitivamente il rilascio del nulla osta, dovendosene escludere il carattere ultimativo, quale forma d’interlocuzione destinata a trovare soluzione una volta effettuata la discovery documentale; nessun rilievo può assumere, in quest’ottica, il tempo trascorso prima della conclusione del procedimento, non essendo stato dedotto n dimostrato che la documentazione richiesta sia stata messa in seguito a disposizione dell’istante, ed essendone stata anzi ribadita anche in giudizio l’inaccessibilità , in quanto l’esecuzione dei lavori che ne costituivano oggetto era ancora in corso.
17. Con il decimo motivo, l’Idren deduce la violazione del R.D. n. 1775 del 1933, artt. 18, 143 e 208 e del D.Lgs. 2 luglio 2010, n. 104, art. 41, comma 2, censurando la sentenza impugnata per aver rigettato l’eccezione di tardività  dell’impugnazione del provvedimento di estensione temporale della concessione per uso irriguo, nonostante il carattere perentorio del relativo termine, decorrente dalla pubblicazione del provvedimento impugnato sul Bollettino Ufficiale della Regione. Sostiene che la portata lesiva di tale provvedimento era immediatamente percepibile, avendo lo stesso comportato una significativa riduzione del prelievo lasciato a disposizione dell’IES, ed essendo all’epoca già  pendenti le domande presentate dalla Energie Nuove.
17.1. Il motivo infondato.
Nell’escludere la tardività  del ricorso, la sentenza impugnata si correttamente attenuta all’orientamento della giurisprudenza amministrativa, fatto proprio anche da queste Sezioni Unite, secondo cui, ai fini della decorrenza del termine per l’impugnazione, non sufficiente la pubblicazione dell’atto impugnato nelle forme previste dalla legge, ma necessaria la piena conoscenza dello stesso, la quale presuppone la percezione non solo dell’esistenza di un provvedimento amministrativo, ma anche degli aspetti che ne rendono evidente la portata lesiva della sfera giuridica del potenziale ricorrente, in modo tale da rendere valutabile l’attualità  dell’interesse ad agire per l’annullamento dell’atto (cfr. Cons. Stato, Sez. V, 19/11/2018, n. 6527; Cons. Stato, Sez. IV, 22/05/2012, n. 2974; Cons. Stato, Sez. VI, 16/09/2011, n. 5170; Cass., Sez. Un., 25/06/2013, n. 15871). La possibilità  di rendersi conto dell’effetto lesivo del provvedimento di estensione al periodo invernale della concessione per uso irrigua rilasciata al Consorzio di Bonifica stata infatti ricollegata alla conoscenza da parte dell’IES dello stretto coordinamento temporale e funzionale della relativa richiesta con le concorrenti iniziative idroelettriche dell’EN, ritenuta dal TSAP idonea ad ingenerare nella ricorrente il sospetto che il potere esercitato in favore del Consorzio, assistito dalla priorità  dell’uso irriguo, fosse in realtà  strumentale allo sfruttamento idroelettrico dell’acqua da parte di terzi. Soltanto il collegamento con le istanze proposte dall’EN poteva consentire alla ricorrente di avvedersi dello sviamento di potere insito nell’estensione della concessione spettante al Consorzio, e della conseguente lesione dei propri interessi: in assenza di tale collegamento, l’estensione sarebbe infatti risultata del tutto legittima, in quanto avente ad oggetto il prelievo delle acque ad uso irriguo, il cui carattere prioritario rispetto all’uso idroelettrico cui erano destinate le concessioni richieste dall’IES avrebbe reso recessiva la posizione di quest’ultima, ai sensi del D.Lgs. 3 aprile 2006, n. 152, art. 167. Nessun rilievo può assumere, in proposito, la circostanza che quando fu emesso il provvedimento di estensione fossero già  pendenti le istanze proposte dalla EN, non sussistendo all’epoca alcuna certezza in ordine all’accoglimento delle stesse, e non essendo lo sviamento di potere desumibile dal mero incremento del prelievo d’acqua, effettuato dal Consorzio in maniera apparentemente legittima per l’uso previsto dalla concessione.
18. Con l’undicesimo motivo, la ricorrente lamenta la violazione del R.D. n. 1775 del 1933, artt. 7, 8, 9 e 47, osservando che, nel ritenere sussistente uno sviamento di potere, la sentenza impugnata non ha tenuto conto dell’ordine di priorità  previsto dalla legge per l’uso delle risorse idriche e delle garanzie di trasparenza assicurate dal procedimento per il rilascio delle concessioni idriche: premesso che, pur in presenza di un parallelo interesse idroelettrico non prioritario, peraltro specificamente valutato nel procedimento in questione, la presenza dell’interesse irriguo prioritario del Consorzio avrebbe imposto comunque il superamento della posizione della IES, afferma che le motivazioni addotte a sostegno della domanda di estensione temporale della concessione dovevano ritenersi più che plausibili sotto il profilo sia giuridico che tecnico, in relazione alle attuali esigenze della produzione agricola. Aggiunge che il Consorzio non aveva affatto tentato di occultare l’ulteriore fine di utilizzare la derivazione anche a fini idroelettrici nel periodo invernale, in modo tale da ottimizzare impianti e concessioni, mettendo a frutto in maniera sostenibile ed efficace la dotazione d’acqua disponibile senza impatto idrologico-ambientale. Le opere idroelettriche non comportavano d’altronde alcun incremento della risorsa prelevata, dovendo essere realizzate sulle opere di restituzione dell’acqua e quindi all’esito della utilizzazione a fini irrigui, mentre l’accordo raggiunto con il terzo costituiva attuazione dell’obbligo imposto dal R.D. n. 1775 del 1933, art. 47.
19. Con il tredicesimo motivo, l’Idren deduce la violazione del R.D. n. 1775 del 1933, artt. 7, 8 e 9, sostenendo che, nel ritenere violate le garanzie concorrenziali, la sentenza impugnata non ha considerato che le concessioni rilasciate ad essa ricorrente non comportano alcuna ulteriore derivazione, limitandosi a riutilizzare l’acqua già  derivata dal Consorzio in virt๠della concessione rilasciata ad uso irriguo, avente carattere di priorità  rispetto a quelle rilasciate per fini idroelettrici"
20. I predetti motivi, da esaminarsi congiuntamente, in quanto riflettenti profili diversi della medesima questione, sono infondati.
Nel dichiarare illegittimo il provvedimento di estensione della concessione per uso irriguo emesso dalla Provincia in favore del Consorzio di Bonifica, analogamente a quanto accaduto in riferimento alla Delib. comunale di apposizione del vincolo d’indisponibilità , il TSAP non si discostato dai principi enunciati dalla giurisprudenza amministrativa in tema di accertamento del vizio di sviamento di potere: la sentenza impugnata ha posto infatti in rilievo una pluralità  di elementi ritenuti sintomatici della deviazione dell’atto dalla sua funzione tipica, osservando che a) la relativa istanza era stata preceduta dal conferimento all’EN dell’incarico di verificare le possibilità  di sfruttamento idroelettrico della rete consortile e di progettazione preliminare degli impianti e b) dalla concessione all’EN del diritto di costruire e gestire due centraline idroelettriche all’interno dell’impianto di (OMISSIS), c) tali modalità  di sfruttamento non risultavano in alcun modo menzionate nell’istanza di estensione, la quale confermava l’uso irriguo della derivazione, d) la stessa concessione non faceva alcun riferimento ad un possibile sviluppo del prelievo verso uno sfruttamento idroelettrico, e) l’istanza di rilascio delle concessioni in favore dell’EN era stata presentata alla Regione, anzich alla Provincia, sul presupposto che le stesse costituissero una pertinenza della concessione di grande derivazione ad uso irriguo, f) la stessa gradualità  nello sviluppo della vicenda ne evidenziava l’idoneità  a neutralizzare, in virt๠dell’indiscussa priorità  dell’uso irriguo e dell’iniziale occultamento di quello idroelettrico, il vincolo derivante dalle concessioni idroelettriche precedentemente rilasciate in favore dell’IES.
Tale ragionamento non si pone affatto in contrasto con la priorità  che il D.Lgs. n. 152 del 2006, art. 167, assegna all’uso irriguo rispetto alle altre forme di sfruttamento del prelievo idrico, dandola anzi per scontata, ma rilevandone l’avvenuta utilizzazione come espediente per aggirare l’ostacolo rappresentato dalle concessioni rilasciate all’IES, attraverso un procedimento indiretto costituito dalla previa stipulazione di un accordo tra il Consorzio di Bonifica e l’EN e dalla successiva presentazione da parte degli stessi di distinte istanze volte ad ottenere provvedimenti diversi, ma unificati dal fatto di avere ad oggetto il medesimo prelievo d’acqua. Nessun rilievo può assumere, in contrario, la circostanza che il prelievo per uso idroelettrico non comportasse alcuna sottrazione di risorse idriche a quello per uso irriguo, trattandosi anzi di un ulteriore argomento a favore della tesi secondo cui l’estensione della concessione non rivestiva alcuna utilità  per il Consorzio, ma era destinata esclusivamente a soddisfare le esigenze di sfruttamento idroelettrico dell’EN. Quanto poi all’accordo intervenuto con quest’ultima, la negazione del tentativo di occultarlo si pone in contrasto con l’accertamento contenuto nella sentenza impugnata, e rimasto incensurato in questa sede, secondo cui l’istanza proposta dal Consorzio ed il provvedimento di estensione rilasciato in favore dello stesso non ne facevano alcuna menzione, nonch con l’ulteriore rilievo del TSAP, secondo cui la predetta società  aveva avanzato dinanzi alla Regione distinte domande di rilascio delle concessioni.
21. Con il dodicesimo motivo, la ricorrente denuncia la violazione della L.R. n. 53 del 1998, artt. 8 e 9, censurando la sentenza impugnata nella parte in cui ha dichiarato illegittime, per incompetenza della Regione, le concessioni rilasciate alla EN, senza considerare che, quando un progetto di piccola derivazione collegato ad uno già  esistente di grande derivazione, la competenza spetta comunque alla Regione, dovendosi procedere a valutazioni che interferiscono con le grandi derivazioni di competenza regionale. Afferma che, nel ritenere inoperante il predetto criterio, il TSAP non ha considerato che si trattava di un accordo tra Amministrazioni, volto a trovare una soluzione interpretativa in presenza di domande necessariamente connesse, e non lesivo degl’interessi dell’IES.
21.1. Il motivo infondato.
Correttamente, infatti, la sentenza impugnata ha escluso che, in quanto relative ad una concessione di piccola derivazione per uso idroelettrico sottesa o connessa alla concessione di grande derivazione ad uso irriguo rilasciata al Consorzio di Bonifica, le istanze proposte dall’EN potessero ritenersi sottratte alla competenza della Provincia, ed attribuite a quella della Regione: la L.R. n. 53 del 1998, nel riservare a quest’ultima la competenza in ordine alle concessioni di grandi derivazioni per l’utilizzo di acque pubbliche (art. 8, comma 3, lett. c), si limitava infatti a far salva la potestà  programmatoria e normativa dello Stato in materia di concessioni per uso idroelettrico e l’intesa con le altre Regioni per le concessioni che interessassero più Regioni, ai sensi del D.Lgs. 31 marzo 1998, n. 112, art. 29, comma 3 e art. 89, comma 2, senza prevedere alcuna deroga per le concessioni di piccola derivazione, interamente rimesse alla potestà  delegata della Provincia, ai sensi dell’art. 9, comma 2, lett. b), n. 1 della medesima Legge, indipendentemente dall’eventuale interferenza con quelle riservate alla Regione. Non può condividersi la tesi sostenuta dalla ricorrente, secondo cui la deroga al criterio legale di competenza doveva ritenersi operante, pur in assenza di una specifica norma di legge, in virt๠di un accordo delle Amministrazioni, o quanto meno di un’interpretazione volta ad evitare sovrapposizioni di competenze, a fronte di domande necessariamente connesse: in quanto prevista da una norma di legge ed in favore di un ente diverso da quello delegante, la predetta delega comportava infatti un trasferimento di potestà  non derogabile attraverso un semplice accordo tra le Amministrazioni interessate, n superabile in via interpretativa sulla base di una prassi praeter legem, sfornita di qualsiasi appiglio testuale o teleologico nella norma interpretata, e fondata esclusivamente su criteri di opportunità  pratica.
22. Il ricorso principale e quello successivo vanno pertanto rigettati, con il conseguente assorbimento del ricorso incidentale condizionato proposto dall’IES, con cui quest’ultima ha lamentato la violazione e la falsa applicazione del R.D. n. 1775 del 1933, artt. 7, 8, 10, 19, 21, 28, 45 e 49, R.D. 14 agosto 1923, n. 1285, art. 17, artt. 19 e segg. e 167 e dell’allegato IV alla parte seconda del D.Lgs. n. 152 del 2006, L.R. Lazio 4 aprile 2014, n. 5, art. 2 e delle norme imperative in materia di contratti pubblici, nonch l’omesso esame di un fatto controverso e decisivo per il giudizio, censurando la sentenza impugnata, per l’ipotesi di accoglimento degli altri ricorsi, nella parte in cui ha escluso l’interesse di essa controricorrente ad impugnare gli atti riguardanti i lavori di riqualificazione e ammodernamento delle opere a servizio della concessione gestita dal Consorzio.
23. L’oggettiva complessità  delle questioni trattate, posta anche in relazione con lo svolgimento tutt’altro che lineare della vicenda amministrativa da cui scaturita la controversia, giustifica la dichiarazione d’integrale compensazione delle spese processuali.
 
P.Q.M.
rigetta il ricorso principale e il ricorso successivo; dichiara assorbito il ricorso incidentale condizionato. Compensa integralmente le spese processuali.
Ai sensi delD.P.R. 30 maggio 2002, n. 115, art. 13, comma 1-quater, inserito dallaL. 24 dicembre 2012, n. 228, art. 1, comma 17, dà atto della sussistenza dei presupposti processuali per il versamento, da parte della ricorrente principale e della ricorrente successiva, dell’ulteriore importo a titolo di contributo unificato pari a quello previsto per il ricorso principale ed il ricorso successivo dello stesso art. 13, comma 1-bis, se dovuto.
Così deciso in Roma, il 6 ottobre 2020.
Depositato in Cancelleria il 1 febbraio 2021

1. Ambiente – Energia – Impianto eolico – Calcolo della rendita catastale – Computazione della torre in acciaio – Elemento funzionale al processo produttivo di energia – Esclusione.

LA CORTE SUPREMA DI CASSAZIONE   
    SEZIONE SESTA CIVILE    
     SOTTOSEZIONE T    
    Composta dagli Ill.mi Sigg.ri Magistrati:  
Dott. LUCIOTTI  Lucio     – Presidente –
Dott. CROLLA  Cosmo     – Consigliere  –
Dott. RUSSO  Rita    – Consigliere  –
Dott. D’AQUINO  Filippo    – rel. Consigliere  –
Dott. DELLI PRISCOLI Lorenzo    – Consigliere  –
ha pronunciato la seguente:      
    ORDINANZA      
sul ricorso iscritto al n. 24443/2019 R.G. proposto da:
AGENZIA DELLE ENTRATE (C.F. (OMISSIS)), in persona del Direttore pro
tempore, rappresentata e difesa dall’Avvocatura Generale dello
Stato, presso la quale domiciliata in Roma, via dei Portoghesi,
12;
– ricorrente –
contro
ENEL GREEN POWER SPA (C.F. (OMISSIS)), in persona del legale
rappresentante pro tempore, rappresentato e difeso dall’Avv. ENRICO
PAULETTI e dall’Avv. ROSAMARIA NICASTRO, elettivamente domiciliato
presso lo studio Di Tanno e Associati in Roma, Via Crescenzio, 14;
– controricorrente –
avverso la sentenza della Commissione Tributaria Regionale del
Molise, n. 139/1/2019, depositata il 30 gennaio 2019.
Udita la relazione svolta nella camera di consiglio non partecipata
del 25 novembre 2020 dal Consigliere Relatore Dott. D’Aquino
Filippo.
  
 
RILEVATO
CHE:
La società  contribuente ENEL GREEN POWER SPA ha impugnato un avviso di accertamento con il quale, a seguito di DOCFA presentata nell’aprile 2016, era stato rettificato dall’Ufficio il classamento e la conseguente rendita catastale di un impianto aerogeneratore, includendovi il palo di sostegno (torre) della navicella eolica; la società  contribuente ha ritenuto che il palo di sostegno non concorresse alla determinazione della rendita catastale, in quanto componente impiantistica esclusa da tale computo a termini della L. 28 dicembre 2015, n. 208, art. 1, comma 21.
La CTP di Isernia ha accolto il ricorso e la CTR del Molise, con sentenza in data 30 gennaio 2019, ha rigettato l’appello dell’Ufficio.
Ha ritenuto il giudice di appello che, alla luce della L. n. 208 del 2015, art. 1, comma 21, la parte impiantistica e funzionale al processo produttivo non va inclusa nella valutazione degli elementi costruttivi idonei a determinare la rendita catastale. In particolare, la CTR ha compiuto un accertamento in fatto, ritenendo che nella parte impiantistica va ricompreso anche il palo di sostegno, quale elemento integrato nell’impianto di produzione, in quanto elemento che consente all’aerogeneratore di svolgere la sua funzione a una quota altimetrica ottimale, contrastando la forza impressa dal vento e assorbendo le vibrazioni. Tale funzione, ad avviso del giudice di appello, risulta prevalente sulla funzione di mero sostegno della navicella ("utilità  statica di sostegno").
Propone ricorso per cassazione l’Ufficio affidato a un unico motivo; resiste con controricorso la società  contribuente.
La proposta del relatore stata comunicata, unitamente al decreto di fissazione dell’adunanza camerale, ai sensi dell’art. 380-bis c.p.c..
 
CONSIDERATO
CHE:
1 – Con l’unico motivo si deduce, in relazione all’art. 360 c.p.c., comma 1, n. 3, violazione e falsa applicazione della L. n. 208 del 2015, art. 1, comma 21, nella parte in cui la sentenza di appello ha ritenuto che il palo di sostegno debba essere ricompreso tra i macchinari funzionali al processo produttivo ed escluso dalla stima ai fini catastali. Deduce il ricorrente che il palo di sostegno ("palo eolico") costituisce costruzione, al pari delle opere di fondazione, intesa quale opera strutturalmente connessa da includere nel valore del bene ai fini della determinazione della rendita catastale. Deduce il ricorrente che il palo di sostegno gode di autonomia strutturale ed qualificabile quale costruzione ancorata al suolo, nonch impianto che contribuisce a determinare la destinazione d’uso del bene ai fini catastali.
2 – Il ricorso infondato.
2.1 – Questa Corte si recentemente pronunciata sulla medesima questione (Cass., Sez. VI, 30 settembre 2020, nn. 20726, 20727, 20728; Cass., Sez. VI, 5 ottobre 2020, nn. 21286, 21287, 21288; Cass., Sez. VI, 6 ottobre 2020, nn. 21460, 21461, 21462), ritenendo che spetta alla CTR accertare se la torre costituisca parte dell’impianto assimilabile a macchinari, congegni, attrezzature ed altri impianti, funzionali allo specifico processo produttivo, rinviando la causa alla CTR perch effettuasse il relativo accertamento ("se la torre costituisca macchinario, congegno, attrezzatura o altro impianto funzionale al processo produttivo di energia elettrica, in quanto tale soggetta ad esenzione ai sensi della L. n. 208 del 2015, art. 1, comma 21").
2.2 – Con tali precedenti, pur prendendosi atto del consolidamento dell’orientamento secondo cui i parchi eolici, al pari delle centrali elettriche, sono accatastabili nella Categoria "D/1-Opificio" (Categoria proposta dalla contribuente in sede di DOCFA, come emerge dal ricorso), questa Corte ha osservato che la norma in oggetto (L. n. 208 del 2015, art. 1, comma 21), ha stabilito che, con decorrenza dal 1 gennaio 2016, la determinazione della rendita catastale degli immobili censibili (anche) nel gruppo "D" va effettuata "tenendo conto del suolo e delle costruzioni, nonch degli elementi ad essi strutturalmente connessi che ne accrescono la qualità  e l’utilità , nei limiti dell’ordinario apprezzamento", ma con esclusione di "macchinari, congegni, attrezzature ed altri impianti, funzionali allo specifico processo produttivo". Si ritenuto che con tale disposizione normativa il legislatore, attraverso una tecnica legislativa "per esclusione", ha sottratto all’assoggettamento a imposta catastale, con decorrenza dal 1 gennaio 2016, tutte quelle componenti funzionali al processo produttivo (macchinari, congegni, attrezzature, impianti), ancorch unite al suolo, meglio note con la denominazione di "imbullonati" (già  in obiter dictum Cass., Sez. V, 6 dicembre 2016, n. 24924; conf. Cass., Sez. V, 20 dicembre 2019, n. 34249), privilegiando la destinazione ad attività  produttiva (quanto ai settori della siderurgia, della manifattura e dell’energia), intesa come componente impiantistica del manufatto. Ha, quindi, ritenuto questa Corte che il legislatore abbia sottratto dal carico impositivo il valore delle "componenti impiantistiche secondo un criterio distintivo che privilegia la destinazione ad attività  produttive (…) indipendentemente dalla natura strutturale e dalla rilevanza dimensionale del manufatto che fosse o meno infisso al suolo" Cass., n. 21462/2020, cit.).
2.3 – Questa Corte ha, poi, rimesso al giudice del merito l’accertamento se la torre eolica, bench stabilmente infissa al suolo, assolva, oltre alla "funzione passiva di sostegno al pari di un traliccio di una linea elettrica" e, quindi, di mero supporto statico, anche quella di "componente essenziale ed attiva della macchina, che svolge una funzione di contrasto della forza impressa dal vento sulle pale, al fine di consentire alle pale di offrire la massima resistenza possibile e al generatore di sfruttare la potenza del vento per generare così l’energia elettrica" (Cass., n. 21462/2020, cit.), nel qual caso la torre risulterebbe esente dal carico impositivo, al pari del rotore e della navicella.
2.4 – Nella specie, l’accertamento della funzionalità  del palo eolico allo specifico processo produttivo stato compiuto dalla CTR con accertamento in fatto, conforme ai suindicati principi ("la funzione delle torri assolutamente integrata nell’impianto di produzione tanto da esserne una componente essenziale: il vincolo di funzionalità  tale da rendere evidente che torre, rotore e navicella si atteggiano ad unico bene o impianto (…J la torre di sostegno una componente primaria per il funzionamento dell’aerogeneratore, che svolge una funzione di contrasto alla forza impressa dal vento, al fine di consentire alla pala di offrire la massima resistenza possibile e al generatore di sfruttare la potenza eolica per generare così l’energia elettrica") e, pertanto, incensurabile in cassazione.
Il ricorso non offre utili elementi per discostarsi da tale interpretazione.
3 – Il ricorso va, pertanto, rigettato. La novità  della questione comporta la compensazione delle spese processuali del giudizio di legittimità .
 
P.Q.M.
La Corte, rigetta il ricorso; dichiara compensate le spese del giudizio di legittimità .
Così deciso in Roma, il 25 novembre 2020.
Depositato in Cancelleria il 20 gennaio 2021
 

1.- Energie – Energie rinnovabili – artt. 10 e 12 della L. R. Puglia n. 34/2019 (Norme in materia di promozione dell’utilizzo di idrogeno e disposizioni concernenti il rinnovo degli impianti esistenti di produzione di energia elettrica da fonte eolica e per conversione fotovoltaica della fonte solare e disposizioni urgenti in materia di edilizia) – violazione dell’art. 117, secondo e terzo comma, Cost. – va affermata.

La ricerca del punto di equilibrio tra l’esigenza di semplificare le procedure per esercitare impianti alimentati da fonti di energia rinnovabili e la tutela dell’ambiente in cui essi si trovano è un compito dello Stato. Non spetta, dunque, alle Regioni decidere quali siano le condizioni che determinano l’esclusione dalle verifiche d’impatto ambientale. Sebbene la competenza esclusiva statale prevista dall’art. 117, secondo comma, lettera s), Cost. non escluda aprioristicamente interventi regionali, anche legislativi, è tuttavia necessario che ciò avvenga in termini di piena compatibilità  con l’assetto normativo individuato dalla legge statale, non potendo tali interventi alterarne il punto di equilibrio conseguito ai fini di tutela ambientale: la disciplina sulla VIA rientra a pieno titolo nella competenza statale esclusiva indicata dall’art. 117, secondo comma, lettera s), Cost., e, infatti, lo Stato riconosce alle Regioni e Province autonome spazio di intervento soltanto in ambiti specifici e precisati dallo stesso codice dell’ambiente.
Di conseguenza, va dichiarata l’illegittimità  costituzionale dell’art. 10 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019 (Norme in materia di promozione dell’utilizzo di idrogeno e disposizioni concernenti il rinnovo degli impianti esistenti di produzione di energia elettrica da fonte eolica e per conversione fotovoltaica della fonte solare e disposizioni urgenti in materia di edilizia) ove stabilisce quali sono i criteri per ritenere che la modifica degli impianti non avrà  effetti negativi sull’ambiente, per violazione dell’art. 117, secondo comma, lettera s), Cost.
Va altresì¬ dichiarata la illegittimità  costituzionale dell’art. 12 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019, concernente il rinnovo del titolo abilitativo all’esercizio degli impianti eolici e fotovoltaici imponendo condizioni per ottenere detto rinnovo, in assenza di simili indicazioni nella legislazione di principio in materia di energia – in particolare negli artt. 4 e 6 del d.lgs. n. 28 del 2011 e 12 del d.lgs. n. 387 del 2003 – così¬ violando l’art. 117, terzo comma, Cost.
 
 

SENTENZA
nel giudizio di legittimità  costituzionale degli artt. 3, 10, 11, 12, 16, della legge della Regione Puglia 23 luglio 2019, n. 34 (Norme in materia di promozione dell’utilizzo di idrogeno e disposizioni concernenti il rinnovo degli impianti esistenti di produzione di energia elettrica da fonte eolica e per conversione fotovoltaica della fonte solare e disposizioni urgenti in materia di edilizia), promosso dal Presidente del Consiglio dei ministri con ricorso notificato il 23-26 settembre 2019, depositato in cancelleria il 30 settembre 2019, iscritto al n. 100 del registro ricorsi 2019 e pubblicato nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica n. 44, prima serie speciale, dell’anno 2019.
Visto l’atto di costituzione della Regione Puglia;
udito nell’udienza pubblica del 3 novembre 2020 il Giudice relatore Franco Modugno;
uditi l’avvocato dello Stato Maria Gabriella Mangia per il Presidente del Consiglio dei ministri e l’avvocato Tiziana Teresa Colelli per la Regione Puglia, in collegamento da remoto, ai sensi del punto 1) del decreto del Presidente della Corte del 30 ottobre 2020;
deliberato nella camera di consiglio del 3 novembre 2020.
 
Ritenuto in fatto
1.- Con ricorso depositato il 30 settembre 2019, iscritto al reg. ric. n. 100 del 2019, il Presidente del Consiglio dei ministri, rappresentato e difeso dall’Avvocatura generale dello Stato, in forza della delibera di impugnazione assunta dal Consiglio dei ministri in data 19 settembre 2019, ha promosso questioni di legittimità  costituzionale degli artt. 3, 10, 11, 12 e 16 della legge della Regione Puglia 23 luglio 2019, n. 34 (Norme in materia di promozione dell’utilizzo di idrogeno e disposizioni concernenti il rinnovo degli impianti esistenti di produzione di energia elettrica da fonte eolica e per conversione fotovoltaica della fonte solare e disposizioni urgenti in materia di edilizia), in riferimento all’art. 117, secondo comma, lettera s), della Costituzione, per violazione delle norme contenute nel decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 (Norme in materia ambientale), e all’art. 117, terzo comma, Cost., per violazione dei principi fondamentali in materia di «produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell’energia» fissati nel decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 (Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità ) e nel decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 (Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE).
2.- Nell’introdurre i motivi d’impugnazione degli artt. 3 e 10 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019, la difesa statale rammenta che la disciplina della valutazione d’impatto ambientale (VIA) e della valutazione ambientale strategica (VAS), secondo la giurisprudenza costituzionale, deve essere uniformemente osservata sul territorio nazionale e che deve essere riservato alla competenza legislativa statale il potere di fissare i livelli uniformi di tutela, ferma restando la facoltà  delle Regioni di regolare interessi funzionalmente connessi con quelli propriamente ambientali.
2.1.- Per quanto riguarda l’impugnazione dell’art. 3 (Piano regionale dell’idrogeno), l’Avvocatura generale dello Stato censura, in particolare, i commi 3 e 4, ove è prevista la procedura per l’adozione del Piano (d’ora in avanti: PRI) e non è stabilito che esso debba essere sottoposto a VAS. Tale omissione ne determinerebbe la sottrazione alla VAS, in contrasto con l’art. 6, comma 2, del d.lgs. n. 152 del 2006, che richiede una valutazione per tutti i piani e i programmi che incidano sulla qualità  dell’aria e dell’ambiente, per il settore energetico, tra i quali il PRI senz’altro rientrerebbe.
2.2.- Quanto all’impugnazione dell’art. 10 (Valutazione preliminare dei potenziali impatti ambientali), esso sarebbe illegittimo per violazione della disciplina statale sulla VIA. In primo luogo, in tesi, occorrerebbe specificare che le disposizioni regionali possono riguardare solo gli impianti per cui le verifiche d’impatto ambientale sono di competenza regionale, dovendo essere espressamente sottratti all’applicazione dell’impugnato art. 10 gli impianti eolici di potenza superiore a 30 MW, che vanno assoggettati a VIA di competenza statale. In secondo luogo, il comma 2 dell’articolo impugnato, disponendo che all’esito della procedura prevista dall’art. 6, comma 9, d.lgs. n. 152 del 2006 (d’ora in avanti, anche: cod. ambiente), comunque sia, nessuna valutazione ambientale occorre quando le modifiche agli impianti eolici e fotovoltaici già esistenti riducano il numero di aerogeneratori o la superficie occupata, introdurrebbe una deroga alla disciplina della verifica di assoggettabilità  a VIA e della VIA di cui all’art. 5 (recte: 6), commi 6 e 7, cod. ambiente. Secondo la legislazione nazionale, infatti, le Regioni potrebbero esonerare gli impianti di produzione di energia da fonte rinnovabile dalla verifica di assoggettabilità  a VIA e dalla VIA solamente nel caso in cui la potenza dell’impianto non superi 1 MW. L’illegittimità  costituzionale di queste disposizioni deriverebbe, allora, dal fatto che l’esonero dalle citate procedure di valutazione dell’impatto ambientale sarebbe determinato non già in base alla potenza generata dall’impianto, bensì¬ da criteri del tutto diversi.
3.- A seguire, il ricorso denunzia l’illegittimità  costituzionale dell’art. 11 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019, che disciplina il regime abilitativo delle modifiche sostanziali e non sostanziali di impianti eolici e fotovoltaici esistenti, per contrasto con il principio fondamentale in materia di energia contenuto nell’art. 5, comma 3, del d.lgs. n. 28 del 2011, che individua gli interventi sottoponibili a procedura abilitativa semplificata (PAS). L’articolo impugnato, dopo aver previsto, al comma 1 – e conformemente alla disciplina statale -, che le modifiche che, «a prescindere dalla potenza nominale complessiva risultante dagli interventi proposti, non comportano variazioni in aumento delle dimensioni fisiche degli apparecchi, della volumetria delle strutture e della superficie destinata all’installazione degli impianti stessi» sono assentite con PAS, introdurrebbe al comma 4, lettera b), una norma contraddittoria che sottopone alla procedura di autorizzazione unica (AU) gli interventi non sostanziali che comportano la realizzazione di un impianto di potenza nominale complessiva superiore a 1 MW, limitando così¬ l’utilizzo della PAS.
L’Avvocatura generale sottolinea che lo Stato ha dettato i principi fondamentali in materia di produzione dell’energia, attribuita alla potestà  legislativa concorrente dall’art. 117, terzo comma, Cost., con il decreto legislativo 16 marzo 1999, n. 79 (Attuazione della direttiva 96/92/CE recante norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica), il d.lgs. n. 387 del 2003 e il d.lgs. n. 28 del 2011. Tali norme di principio non potrebbero subire deroghe ad opera delle leggi regionali «per il necessario rispetto dei canoni di proporzionalità  e di adeguatezza (art. 4 d.lgs. 28/2011) nonchè di esigenze di celerità  e soprattutto di omogeneità  sull’intero territorio nazionale». I regimi abilitativi per la costruzione degli impianti di energia da fonti rinnovabili, dunque, non potrebbero che essere gli stessi in tutto il Paese, anche perchè, altrimenti, si produrrebbe una ingiustificata discriminazione tra le iniziative economiche nelle diverse Regioni.
3.1.- Per la difesa dello Stato, le medesime ragioni che sostengono l’impugnazione dell’art. 11 determinerebbero l’illegittimità  costituzionale del successivo art. 12, concernente il rinnovo del titolo abilitativo. Quest’ultimo, infatti, imporrebbe una serie di condizioni per l’ottenimento del rinnovo che «non trovano alcun riscontro nella normativa nazionale». Sarebbero, in tesi, previsti considerevoli aggravi per gli operatori, in contrasto con l’art. 12 del d.lgs. n. 387 del 2003 e con gli artt. 4 e 6 del d.lgs. n. 28 del 2011 e, conseguentemente, in violazione dell’art. 117, terzo comma, Cost.
3.2.- Infine, per motivi analoghi a quelli posti a fondamento delle censure rivolte agli artt. 11 e 12 della legge regionale impugnata, sarebbe incostituzionale, ad avviso del ricorrente, l’art. 16 della medesima legge regionale, che «rimanda alla Giunta regionale la definizione, tra l’altro, di termini per i procedimenti di cui al Capo II che ha ad oggetto i regimi della Procedura abilitativa semplificata (PAS) e dell’Autorizzazione Unica (AU)».
4.- Con atto depositato il 5 novembre 2019, si è costituita in giudizio la Regione Puglia, chiedendo che si dichiari la non fondatezza delle questioni di costituzionalità  promosse con il ricorso.
4.1.- Quanto all’impugnazione dell’art. 3, secondo la resistente esso non intenderebbe sottrarre il PRI alla normativa nazionale sulla tutela dell’ambiente; conseguentemente, il Piano dovrà  «necessariamente essere assoggettato a valutazione ambientale strategica ai sensi dell’art. 6, comma 2, d.lgs. n. 152/2006». Ciò sarebbe chiaro valorizzando quanto scritto nell’art. 1 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019: la promozione dell’utilizzo dell’idrogeno prodotto da fonte rinnovabile deve avvenire «in armonia con la legislazione comunitaria, statale e regionale in materia di tutela dell’ambiente, della salute e della qualità  della vita della popolazione». La difesa regionale aggiunge che il PRI, come risulterebbe dall’ultimo comma dell’art. 3, integrerebbe il pìù generale piano energetico ambientale regionale (PEAR) e che quest’ultimo sarebbe pacificamente sottoposto a VAS. Il PRI non potrebbe essere considerato strumento autonomo rispetto al PEAR, in quanto s’inserirebbe proprio all’interno della programmazione regionale in materia di energia e, dunque, sarebbe soggetto alle medesime valutazioni ambientali.
4.2.- Con riferimento all’impugnazione dell’art. 10, la difesa regionale innanzitutto esclude che le disposizioni impugnate possano applicarsi a progetti di impianti eolici di potenza complessiva superiore a 30 MW, assoggettati a VIA di competenza statale, visto che l’art. 13 della stessa legge regionale stabilisce che «[p]er quanto non espressamente previsto dagli articoli 10, 11 e 12, trovano applicazione le disposizioni statali e regionali che disciplinano i procedimenti di valutazione preliminare, verifica di assoggettabilità  a VIA, valutazione di impatto ambientale, nonchè di autorizzazione unica e procedura abilitativa semplificata».
Per quanto riguarda il comma 2 dell’art. 10, per la difesa regionale esso s’inserirebbe nella cornice normativa disegnata, da un lato, dalla lettera t), punto 8, dell’Allegato IV alla Parte II del codice dell’ambiente – ai sensi del quale sono soggette a verifica di assoggettabilità  a VIA le «modifiche o estensioni di progetti di cui all’Allegato III o all’Allegato IV già autorizzati, realizzati o in fase di realizzazione, che possono avere notevoli ripercussioni negative sull’ambiente» – e, dall’altro lato, dall’art. 6, comma 9, cod. ambiente, sulla valutazione preliminare (altresì¬ detta procedura di pre-screening) – ai sensi del quale, per le modifiche, le estensioni o gli adeguamenti tecnici finalizzati a migliorare il rendimento e le prestazioni ambientali dei progetti elencati negli Allegati alla Parte II del codice dell’ambiente, il proponente, in ragione della presunta assenza di potenziali impatti ambientali significativi e negativi, ha la facoltà  di richiedere all’autorità  competente una valutazione preliminare che indichi se le modifiche, le estensioni o gli adeguamenti tecnici devono essere assoggettati alla verifica di assoggettabilità  a VIA, alla VIA, ovvero non rientrano nelle categorie di cui all’art. 6, commi 6 o 7, cod. ambiente. Dato che il legislatore statale non ha fissato criteri per decidere quali interventi sugli impianti possano considerarsi esenti dalla verifica di assoggettabilità  a VIA o dalla VIA, le disposizioni regionali, «nell’ambito dei confini così¬ delineati, [hanno] inteso definire un quadro normativo chiaro e ben definito, individuando i criteri [&] in base ai quali è da ritenere esclusa una ripercussione negativa sull’ambiente e sul paesaggio». I contenuti dell’articolo impugnato, peraltro, sarebbero in linea con le direttive europee in materia, secondo cui «[g]li Stati membri possono fissare soglie o criteri per stabilire in quali casi non è necessario che i progetti siano oggetto di una determinazione a norma dei paragrafi 4 e 5, nè di valutazione dell’impatto ambientale» (è citato l’art. 4, paragrafo 3, della direttiva 2011/92/UE, del Parlamento europeo e del Consiglio del 13 dicembre 2011, concernente la valutazione dell’impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati). Ad avviso della resistente, peraltro, la giurisprudenza costituzionale avrebbe pìù volte affermato che la tutela dell’ambiente non si configura come materia in senso stretto, bensì¬ come valore avente natura trasversale, la cui protezione presuppone la coesistenza di competenze statali e regionali.
4.3.- La difesa regionale, poi, rileva che i commi 1 e 4 dell’art. 11 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019 non sarebbero in contrasto tra loro e nemmeno definirebbero, per le modifiche non sostanziali di impianti eolici e fotovoltaici, una disciplina pìù gravosa di quella prevista dalla legge dello Stato, causando la violazione dell’art. 117, terzo comma, Cost. La finalità  del comma 4 dell’art. 11 sarebbe, al contrario, quella di evitare condotte elusive della normativa nazionale, intendendo in particolare evitare che impianti «assentiti con titoli abilitativi o semplificati (DIA, PAS, SCIA) che, dunque, non hanno scontato il procedimento di cui all’art. 12 del D.lgs. 387/2003 di Autorizzazione Unica nè tantomeno la valutazione degli impatti del progetto sull’ambiente (screening o VIA), possano superare la soglia di potenza di 1 MW a seguito di interventi di ammodernamento che siano considerati come modifiche non sostanziali (quindi assentiti con PAS), così¬ aggirando il limite di potenza oltre il quale è dovuto, secondo la normativa nazionale, il procedimento amministrativo di Autorizzazione Unica». Così¬, le disposizioni impugnate presidierebbero la corretta applicazione della disciplina statale – la quale prevede, all’art. 5, comma 3, d.lgs. n. 28 del 2011, che le modifiche non sostanziali siano assentite con PAS, facendo perಠsalvo quanto disposto dall’art. 6, secondo cui «le Regioni e le Province autonome possono estendere la soglia di applicazione della procedura di cui al comma 1 [la PAS] agli impianti di potenza nominale fino ad 1 MW» – non consentendo di eluderla tramite interventi di cosiddetto revamping sugli impianti già esistenti.
4.4.- Quanto ai rilievi mossi nel ricorso avverso l’art. 12, la resistente sostiene che la possibilità  di fruire di un regime abilitativo semplificato al momento del rinnovo dell’autorizzazione dell’impianto, alle condizioni stabilite al comma 1 dell’articolo impugnato, rappresenterebbe un’alternativa rispetto al procedimento di AU «che il soggetto proponente ben può richiedere senza assoggettare il progetto alle soglie dimensionali previste all’articolo 12, comma 1». La rispondenza a principi di proporzionalità  e adeguatezza dell’azione regionale sarebbe testimoniata proprio dal riconoscimento di una possibilità  di scelta al soggetto proponente: potrebbe adeguarsi alle condizioni previste dall’impugnato art. 12, riducendo l’impatto dell’impianto sull’ambiente, e ottenere il rinnovo secondo la procedura semplificata, oppure potrebbe presentare una ordinaria istanza di AU. Sarebbe, così¬, da escludersi la violazione delle norme statali sulle procedure autorizzative e, quindi, dell’art. 117, terzo comma, Cost.
5.- In prossimità  dell’udienza, il 13 ottobre 2020 l’Avvocatura generale dello Stato ha depositato una memoria con cui insiste per la declaratoria di illegittimità  costituzionale degli articoli della legge reg. Puglia n. 34 del 2019 impugnati con il ricorso, poichè, sostiene, le tesi difensive spiegate dalla parte resistente sarebbero inconsistenti.
5.1.- In particolare, non potrebbe condividersi la prospettiva per cui il PRI estenderebbe o integrerebbe il PEAR, rappresentando, invece, un atto dotato di autonomia contenutistica rispetto a quest’ultimo.
5.2.- La difesa dello Stato ricorda, poi, che le disposizioni di cui all’art. 10 della legge regionale impugnata vanificherebbero l’intervento riformatore di cui al decreto legislativo 16 giugno 2017, n. 104 (Attuazione della direttiva 2014/52/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 aprile 2014, che modifica la direttiva 2011/92/UE, concernente la valutazione dell’impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati, ai sensi degli articoli 1 e 14 della legge 9 luglio 2015, n. 114), che ha ridisegnato le procedure di VIA statale e regionale in attuazione della direttiva 2014/52/UE, introducendo la procedura di pre-screening e prevedendo, nell’Allegato III alla Parte II del d.lgs. n. 152 del 2006, che l’esonero dalle verifiche d’impatto ambientale operi esclusivamente per impianti eolici che generino potenza non superiore a 1 MW.
5.3.- Infine, gli argomenti difensivi della resistente a sostegno della non fondatezza delle questioni degli artt. 11, 12 e 16 della legge regionale impugnata sarebbero, pure, privi di fondamento, dato che lo Stato, recependo le direttive europee in tema di impianti alimentati da fonti di energia rinnovabili, ha fissato «un punto di equilibrio tra l’esigenza di semplificazione e di accelerazione del procedimento amministrativo, da un lato, e la “speciale” tutela che deve essere riservata al bene ambiente, dall’altro» (è citata la recente sentenza n. 106 del 2020 di questa Corte) e le Regioni non potrebbero prevedere discipline differenziate.
 
Considerato in diritto
1.- Il Presidente del Consiglio dei ministri ha promosso questioni di legittimità  costituzionale di alcuni articoli della legge della Regione Puglia 23 luglio 2019, n. 34 (Norme in materia di promozione dell’utilizzo di idrogeno e disposizioni concernenti il rinnovo degli impianti esistenti di produzione di energia elettrica da fonte eolica e per conversione fotovoltaica della fonte solare e disposizioni urgenti in materia edilizia). Sono impugnati l’art. 3 (Piano regionale dell’idrogeno), l’art. 10 (Valutazione preliminare dei potenziali impatti ambientali), l’art. 11 (Disciplina delle modifiche sostanziali e non sostanziali), l’art. 12 (Rinnovo del titolo abilitativo) e l’art. 16 (Disposizioni in materia di adempimenti della Giunta regionale).
La legge reg. Puglia n. 34 del 2019, si propone, in generale, di valorizzare l’idrogeno come combustibile alternativo alle fonti fossili attraverso la sua produzione con energia elettrica ottenuta da fonte rinnovabile; di favorire l’ammodernamento degli impianti eolici e fotovoltaici, semplificando le procedure per gli interventi di potenziamento o rifacimento e, al contempo, ricercando il migliore inserimento degli impianti stessi nel contesto paesaggistico. Il legislatore pugliese dichiara di agire nel solco degli obiettivi condivisi a livello internazionale ed europeo sulla promozione dell’utilizzo di energia da fonti rinnovabili e sulla semplificazione dei procedimenti per gli interventi migliorativi del rendimento di tale genere di impianti.
Il ricorso denunzia, da un lato, il contrasto tra gli artt. 3 e 10 della legge regionale e l’art. 117, secondo comma, lettera s), della Costituzione, derivante dalla violazione delle norme del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 (Norme in materia ambientale) sulla valutazione ambientale strategica (VAS) e sulla valutazione d’impatto ambientale (VIA) di piani e progetti riguardanti la produzione di energia da fonti rinnovabili, e, dall’altro lato, il contrasto tra gli artt. 11, 12 e 16 della legge regionale e l’art. 117, terzo comma, Cost., derivante dalla violazione delle norme statali sulle procedure per l’abilitazione all’esercizio di impianti alimentati da fonti rinnovabili, che fissano i principi fondamentali in materia di produzione dell’energia.
2.- È anzitutto censurato l’art. 3, che prevede che la Giunta regionale «approva il piano regionale triennale dell’idrogeno (PRI). Il PRI: a) analizza lo stato delle conoscenze tecnologiche e le prospettive di sviluppo della ricerca applicata all’idrogeno; b) definisce gli obiettivi da raggiungere nell’arco temporale di tre anni; c) individua gli interventi regionali di promozione e sostegno dei settori legati alla filiera dell’idrogeno prodotto da energia da fonte rinnovabile al fine di razionalizzare e ottimizzare le risorse finanziarie disponibili; d) definisce gli ambiti di ricerca e di ricerca applicata da sostenere; e) evidenzia le risorse finanziarie destinate all’attuazione del PRI; f) prevede strumenti di verifica dello stato di attuazione del PRi». Stabilisce poi, al suo ultimo comma, che, «tenendo conto delle finalità , degli obiettivi e delle azioni di cui alle presenti disposizioni, la Regione aggiorna gli atti di programmazione generale e il Piano energetico ambientale regionale (PEAR), di cui all’articolo 2, della legge regionale 24 settembre 2012, n. 25 (Regolazione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili)».
Il ricorso muove dalla preoccupazione che il PRI possa sottrarsi alla VAS, prescritta dall’art. 6, comma 2, del d.lgs. n. 152 del 2006 (d’ora in avanti, anche: cod. ambiente) per i piani e i programmi che possono avere impatti significativi sull’ambiente. Il legislatore pugliese, omettendo di precisare che il PRI va sottoposto alla VAS, violerebbe l’art. 117, secondo comma, lettera s), Cost., di cui le disposizioni del codice assunto a norma interposta rappresentano diretta espressione.
2.1.- L’esame della legge regionale impugnata permette di interpretare l’art. 3 in senso diverso da quello prefigurato dal ricorrente e conforme alla Costituzione. Deve, infatti, ritenersi che il PRI non sia sottratto alla VAS, essendo così¬ esclusa la violazione dell’art. 117, secondo comma, lettera s), Cost. La corretta lettura delle norme regionali deriva dalla loro considerazione sistematica e merita di essere qui brevemente illustrata.
Nella disciplina del procedimento di adozione del PRI non vi è espresso richiamo alla necessità  della VAS, ma nemmeno se ne prevede l’esclusione. Occorre, perciò, considerare le altre disposizioni normative pertinenti.
L’art. 1 della legge regionale impugnata afferma che la Regione «sostiene e promuove» la produzione di energia da fonte rinnovabile – riconosce, in particolare, «l’idrogeno come sistema di accumulo, vettore energetico e combustibile alternativo alle fonti fossili e ne favorisce la sua produzione» – «in armonia con la legislazione comunitaria, statale e regionale in materia di tutela dell’ambiente, della salute e della qualità  della vita della popolazione». Se ne può desumere che, ove non esclusa, l’applicazione della disciplina statale sulla protezione ambientale operi senz’altro e a prescindere da disposizioni regionali che specificamente la richiamino.
L’art. 3, all’ultimo comma, prevede che, a seguito dell’adozione del PRI, sia aggiornato il PEAR. Anche tale disposizione concorre a concludere nel senso della sottoposizione del PRI alla VAS, perchè porta a ritenere che la nuova programmazione specificamente riguardante la produzione di idrogeno vada integrata nel PEAR: quest’ultimo, originariamente adottato con delibera della Giunta pugliese dell’8 giugno 2007, n. 827 e successivamente aggiornato, è sottoposto alla VAS. Se, dunque, il PRI è parte del PEAR, deve ritenersi che esso sarà  oggetto di VAS al pari degli altri contenuti di quest’ultimo.
2.2.- Nella cornice delineata la questione di costituzionalità  dell’art. 3 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019 non è fondata, perchè la disciplina sulla VAS, contenuta nel codice dell’ambiente, trova applicazione nel contesto dell’articolo impugnato.
Le iniziative che, nel rispetto delle norme sulla protezione ambientale, sono volte ad accrescere l’utilizzo di combustibili ottenuti da fonti rinnovabili sono, peraltro, meritevoli di apprezzamento. Come questa Corte ha già affermato, l’obiettivo dell’incremento della produzione elettrica da fonti rinnovabili è, infatti, in linea con la politica energetica dell’Unione europea (così¬, da ultimo, sentenza n. 106 del 2020), che mostra «un deciso favor per le fonti energetiche rinnovabili al fine di eliminare la dipendenza dai carburanti fossili» (sentenza n. 148 del 2019).
3.- È poi impugnato l’art. 10, che sarebbe illegittimo per violazione della disciplina statale sulla VIA, espressiva della competenza esclusiva ex art. 117, secondo comma, lettera s), Cost. Esso, dopo aver stabilito – come disposto dall’art. 6, comma 9, del d.lgs. n. 152 del 2006 – che, per i progetti relativi a interventi di ricostruzione, potenziamento, rifacimento e riattivazione di impianti fotovoltaici ed eolici di potenza nominale complessiva superiore a 1 MW, può chiedersi una valutazione preliminare degli impatti ambientali, prevede, al comma 2, che «[a]ll’esito della valutazione preliminare, i progetti di cui al comma 1 non sono comunque assoggettati al procedimento di verifica di assoggettabilità  a valutazione di impatto ambientale o a VIA a condizione che prevedano: a) per gli impianti eolici, la riduzione del numero di aereogeneratori pari ad almeno il 50 per cento del totale di aereogeneratori precedentemente installati; b) per gli impianti fotovoltaici, la riduzione della superficie radiante pari ad almeno il 20 per cento della superficie radiante precedentemente installata o una riduzione della superficie destinata all’installazione dell’impianto fotovoltaico pari ad almeno il 20 per cento di quella precedentemente occupata».
3.1.- Anzitutto, secondo il ricorrente, non specificando che tali disposizioni riguardano gli impianti che generano una potenza maggiore di 1 MW ma non superiore a 30 MW, il legislatore regionale eccederebbe dalla sua competenza. La disciplina sarebbe, infatti, suscettibile di applicazione anche in relazione a impianti di potenza maggiore di 30 MW per cui le verifiche di impatto ambientale sono di competenza statale (Allegati I e II alla Parte II del codice dell’ambiente).
Sotto tale profilo, il ricorso non coglie nel segno. L’analisi della legge impugnata porta a ritenere che l’art. 10 sia volto a disciplinare i procedimenti di verifica di assoggettabilità  a VIA e di VIA regionali. L’art. 1, come già osservato, afferma che la promozione dell’utilizzo delle energie rinnovabili deve realizzarsi in armonia con la legislazione statale, e l’art. 8 precisa, a sua volta, che «[l]a Regione, nel rispetto della normativa statale dettata in materia di impianti di produzione di energia elettrica da fonte rinnovabile, favorisce gli interventi di integrale ricostruzione, potenziamento, rifacimento e riattivazione di impianti esistenti [&]». L’art. 13 prevede, inoltre, che «[p]er quanto non espressamente previsto dagli articoli 10, 11 e 12, trovano applicazione le disposizioni statali e regionali che disciplinano i procedimenti di valutazione preliminare, verifica di assoggettabilità  a VIA, valutazione di impatto ambientale, nonchè di autorizzazione unica e procedura abilitativa semplificata». Lo stesso art. 10, infine, all’ultimo comma, individua la Regione quale autorità  competente per la valutazione di cui all’art. 6, comma 9, cod. ambiente; previsione, questa, che vale a significare, ancora, che la normativa si riferisce a progetti che rientrano nelle competenze regionali, nella generale consapevolezza che i progetti per impianti di potenza superiore a 30 MW sono sottoposti al controllo ministeriale.
3.2.- Sotto altro profilo, l’art. 10, al comma 2, è censurato nella parte in cui stabilisce quali sono i criteri per ritenere che la modifica degli impianti non avrà  impatti negativi sull’ambiente e può, quindi, realizzarsi senza sottoporsi a valutazioni d’impatto ambientale. Esso violerebbe la disciplina prevista dal codice dell’ambiente sulla verifica di assoggettabilità  a VIA e sulla VIA.
Si può osservare che il legislatore regionale persegue l’obiettivo di accelerare le tempistiche e alleggerire le procedure per le modifiche, le estensioni o gli adeguamenti tecnici degli impianti eolici e fotovoltaici, nella convinzione di agire in conformità  agli indirizzi del legislatore europeo. Afferma, infatti, la parte resistente che, in considerazione del fatto che il legislatore statale nulla ha previsto circa i criteri e le soglie di potenza rispettati i quali gli interventi su impianti esistenti non debbano assoggettarsi alla verifica di assoggettabilità  o alla VIA, le disposizioni regionali hanno «inteso definire un quadro normativo chiaro e ben definito, individuando i criteri [&] in base ai quali è da ritenere esclusa una ripercussione negativa sull’ambiente e sul paesaggio».
3.3.- La questione è fondata.
L’assunto per cui spetta alla competenza regionale la decisione su quali progetti di modifica o estensione degli impianti possono essere esonerati dalle verifiche d’impatto ambientale non può essere condiviso. D’altronde, proprio sulla scorta di tale ultima considerazione, l’analisi tecnico-normativa resa dal Servizio affari e studi giuridici e legislativi al Consiglio regionale della Puglia rilevava profili di contrasto con la legislazione statale e, così¬, un possibile vizio di legittimità  costituzionale dell’art. 10.
Il codice dell’ambiente prevede che siano sottoposti a verifica di assoggettabilità  a VIA regionale i progetti di impianti eolici con potenza complessiva nominale superiore a 1 MW e di impianti per conversione fotovoltaica (Allegato IV alla Parte II del codice dell’ambiente, punto 2, rispettivamente lettere d) e b). Il medesimo Allegato, al punto 8, lettera t), prevede inoltre che si sottopongano a verifica di assoggettabilità  a VIA le modifiche o estensioni di progetti già autorizzati che possono avere «notevoli impatti negativi sull’ambiente» (se le modifiche o estensioni non si possano ricomprendere nelle soglie previste nell’Allegato III, caso in cui vi sarebbe la necessità  di effettuare direttamente la VIA).
Lo Stato ha, inoltre, adottato regole che indirizzano l’azione delle Regioni nell’ambito della verifica di assoggettabilità  a VIA. Le Linee guida per la verifica di assoggettabilità  a valutazione di impatto ambientale dei progetti di competenza delle Regioni e Province autonome (Allegato IV alla Parte II del d.lgs. n. 152 del 2006), allegate al decreto del Ministro dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare 30 marzo 2015, n. 52, stabiliscono, tra l’altro, al punto 6., che «[&] il Ministero dell’ambiente e della tutela del territorio e del mare, con proprio decreto, su richiesta della regione o provincia autonoma, tenendo conto delle specifiche peculiarità  ambientali e territoriali e per determinate categorie progettuali dalle stesse individuate: [&] definisce criteri o condizioni in base ai quali è possibile escludere la sussistenza di potenziali effetti significativi sull’ambiente e pertanto non è richiesta la procedura di verifica di assoggettabilità». Demandano, così¬, all’autorità  centrale la possibilità  di prendere le decisioni che il legislatore pugliese ha autonomamente assunto nell’art. 10 impugnato. Le regole contenute nel citato decreto, per precisa affermazione di questa Corte, sono da considerarsi vincolanti (sentenza n. 286 del 2019).
In assenza di standard in base ai quali possa presumersi che le varianti abbiano impatti negativi sull’ambiente, il legislatore statale ha introdotto, con la riforma di cui al decreto legislativo 16 giugno 2017, n. 104 (Attuazione della direttiva 2014/52/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 16 aprile 2014, che modifica la direttiva 2011/92/UE, concernente la valutazione dell’impatto ambientale di determinati progetti pubblici e privati, ai sensi degli articoli 1 e 14 della legge 9 luglio 2015, n. 114), la procedura di valutazione preliminare (altresì¬ detta procedura di pre-screening), che consente all’operatore del settore che vuole procedere alla modifica o estensione dell’impianto, se ritiene che siano assenti impatti ambientali significativi e negativi, di richiedere all’autorità  competente una valutazione preliminare con cui ottenere l’indicazione di quale procedura seguire: se quella di verifica di assoggettabilità  a VIA (art. 6, comma 6, cod. ambiente), se quella di VIA (art. 6, comma 7, cod. ambiente), oppure se trattasi di progetto che non necessita di tali procedure valutative.
Tale quadro normativo è espressione delle scelte operate dallo Stato nell’adeguarsi ai contenuti delle direttive europee in materia. All’art. 4, paragrafo 2, della direttiva 2011/92/UE si prevedeva che «[&] per i progetti elencati nell’allegato II gli Stati membri determinano se il progetto debba essere sottoposto a valutazione a norma degli articoli da 5 a 10. Gli Stati membri prendono tale decisione, mediante: a) un esame del progetto caso per caso; o b) soglie o criteri fissati dallo Stato membro. Gli Stati membri possono decidere di applicare entrambe le procedure di cui alle lettere a) e b)». E la direttiva 2014/52/UE, che ha modificato quell’articolo, ha disposto, all’art. 1, paragrafo 4, lettera a), che «[g]li Stati membri possono fissare soglie o criteri per stabilire in quali casi non è necessario che i progetti siano oggetto di una determinazione a norma dei paragrafi 4 e 5, nè di una valutazione dell’impatto ambientale [&]».
Lo Stato italiano, come sopra osservato, ha stabilito, negli Allegati alla Parte II del cod. ambiente, quali piani e progetti devono essere sottoposti alle procedure valutative e ha poi introdotto la procedura di valutazione preliminare, che ha il pregio di orientare l’operatore verso la corretta procedura da seguire per autorizzare le modifiche dell’impianto. Ha sinora evitato di indicare quali progetti d’intervento sugli impianti eolici e fotovoltaici esistenti, rispondendo a criteri fissi, risultino automaticamente esenti da verifiche dei loro impatti ambientali.
La ricerca del punto di equilibrio tra l’esigenza di semplificare le procedure per esercitare impianti alimentati da fonti di energia rinnovabili e la tutela dell’ambiente in cui essi si trovano è un compito dello Stato. Non spetta, dunque, alle Regioni decidere quali siano le condizioni che determinano l’esclusione dalle verifiche d’impatto ambientale. Si ribadisce che, sebbene la competenza esclusiva statale prevista dall’art. 117, secondo comma, lettera s), Cost. non escluda aprioristicamente interventi regionali, anche legislativi, «è tuttavia necessario che ciò avvenga in termini di piena compatibilità  con l’assetto normativo individuato dalla legge statale, non potendo tali interventi alterarne il punto di equilibrio conseguito ai fini di tutela ambientale» (sentenza n. 178 del 2019; nello stesso senso, sentenza n. 147 del 2019). Questa Corte ha infatti affermato con chiarezza che la disciplina sulla VIA rientra a pieno titolo nella competenza statale esclusiva indicata dall’art. 117, secondo comma, lettera s), Cost., e, infatti, lo Stato riconosce alle Regioni e Province autonome spazio di intervento soltanto in ambiti specifici e precisati dallo stesso codice dell’ambiente (sentenze n. 93 del 2019, n. 246 e n. 198 del 2018).
Di conseguenza, va dichiarata l’illegittimità  costituzionale dell’art. 10 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019 per violazione dell’art. 117, secondo comma, lettera s), Cost.
4.- Successivamente, con il ricorso sono impugnati gli artt. 11 e 12 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019. Essi, ponendosi in contrasto con i principi fondamentali fissati dalla legislazione statale in materia di produzione dell’energia, violerebbero l’art. 117, terzo comma, Cost.
4.1.- In questa parte dell’atto introduttivo, le censure sono motivate in modo alquanto sintetico, se pur non apodittico. Può quindi dirsi raggiunta la soglia minima di chiarezza e completezza cui è subordinata l’ammissibilità  delle questioni promosse in via principale (di recente, sentenza n. 199 del 2020).
4.2.- L’art. 11 della legge regionale impugnata disciplina il regime abilitativo delle modifiche sostanziali e non sostanziali degli impianti eolici e fotovoltaici esistenti. Nella sua prima parte, l’articolo impugnato riproduce la disciplina statale evocata come parametro interposto: l’art. 5, comma 3, del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 (Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE). L’art. 11 prevede, infatti, che le modifiche dell’impianto che non ampliano la dimensione degli apparecchi, delle strutture e della superficie occupata si considerino non sostanziali e siano assentite con procedura abilitativa semplificata (PAS). Al comma 4, perà², precisa che le modifiche non sostanziali degli impianti assentiti con procedure semplificate non possono sottoporsi alla PAS se, come effetto dell’intervento, si ottiene un impianto di potenza superiore a 1 MW. Il ricorrente sostiene che quest’ultima previsione determini la limitazione dell’utilizzo della PAS e così¬ l’applicazione, da parte del legislatore pugliese, di procedure pìù gravose di quelle previste dalla legge statale.
Nel quadro normativo statale di riferimento, l’autorizzazione unica (AU), di cui all’art. 12 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 (Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità ), occorre per assentire impianti di produzione di energia elettrica alimentati da fonti rinnovabili, al di sopra della soglia di potenza di 1 MW. La procedura abilitativa semplificata (PAS), introdotta dal d.lgs. 28 del 2011, è utilizzabile per la realizzazione dello stesso tipo di impianti al di sotto di prefissate soglie di potenza: le Regioni, in coerenza con la soglia prevista per l’AU, sono autorizzate a estendere l’utilizzo della PAS a impianti che producano sino a 1 MW di potenza nominale (art. 6, comma 9, del d.lgs. n. 28 del 2011). La Comunicazione al Comune, infine, è la pìù snella procedura prevista per semplificare l’iter autorizzativo di alcune tipologie di piccoli impianti, come previsto dal decreto del Ministro dello sviluppo economico 10 settembre 2010 (Linee guida per l’autorizzazione degli impianti alimentati da fonti rinnovabili).
Quanto alle modifiche di impianti esistenti, ai sensi dell’evocato parametro di cui all’art. 5, comma 3, del d.lgs. n. 28 del 2011, per le modifiche sostanziali, occorre l’AU; per le modifiche non sostanziali, è sufficiente la PAS. L’individuazione degli interventi di modifica sostanziale, per ogni tipologia d’impianto, è rimessa a un decreto del Ministero dello sviluppo economico. Nelle more della sua adozione, le modifiche che, a prescindere dalla potenza nominale, non comportano variazioni delle dimensioni fisiche degli apparecchi, della volumetria delle strutture e dell’area destinata ad ospitare gli impianti stessi, nè delle opere connesse, sono considerate non sostanziali e assoggettate a PAS.
4.3.- Alla luce di quanto appena esposto, si può concludere che le censure relative all’art. 11 impugnato sono prive di fondamento. È, inoltre, condivisibile la tesi che la Regione Puglia ha sostenuto per provare la non fondatezza della questione.
Se, ai sensi dell’art. 6 del d.lgs. n. 28 del 2011, le Regioni possono, infatti, assentire alla realizzazione di impianti eolici e fotovoltaici con PAS solo se l’impianto produce una potenza nominale complessiva non superiore a 1 MW, il legislatore pugliese, all’art. 11, introduce una precisazione avente funzione antielusiva del quadro normativo statale. Pur riproducendo la previsione statale per cui si applica la PAS alle modifiche che non estendono l’area dell’impianto, essa intende al contempo evitare che, a seguito di singoli interventi di revamping, risultino in esercizio impianti – in origine assentiti con procedure semplificate (PAS o Comunicazione) – che generano una potenza superiore a 1 MW senza essere passati per i pìù approfonditi controlli, anche sugli impatti ambientali, previsti nel procedimento di AU.
Nel caso di specie, le disposizioni regionali impugnate sono conformi al complesso delle norme statali di riferimento nel solco della giurisprudenza costante di questa Corte, secondo la quale le regole inerenti i regimi abilitativi degli impianti alimentati da fonti rinnovabili sono fissate, quali principi fondamentali della materia dell’energia, nel d.lgs. n. 28 del 2011 e nel d.lgs. n. 387 del 2003 e che devono essere rispettate dalle Regioni (ex plurimis, sentenze n. 106 del 2020, n. 286 del 2019, n. 69 del 2018 e n. 99 del 2012).
Questa Corte ha già avuto occasione di dichiarare la questione non fondata una volta accertato che «si tratta[va] chiaramente di una norma antielusiva, volta a impedire surrettizi “frazionamenti” degli impianti, finalizzati a rendere possibile l’autorizzazione semplificata (basata sul silenzio-assenso) in luogo dell’autorizzazione unica, con conseguente esclusione della valutazione di compatibilità  ambientale» (sentenza n. 86 del 2019; così¬ anche sentenza n. 286 del 2019). Similmente, nel caso odierno, non si riscontra la violazione dei principi fondamentali in materia di energia, poichè la normativa regionale è volta a far osservare tutti i limiti stabiliti a tal proposito dalla legge statale.
In considerazione di quanto sopra illustrato, dunque, la questione di costituzionalità  dell’art. 11 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019 – per come prospettata nel ricorso e in considerazione delle norme applicabili ratione temporis – non è fondata.
Questa Corte deve rilevare, infine, che, dopo l’instaurazione di questo giudizio di costituzionalità  e senza che sul punto si sia svolto contraddittorio fra le parti, la disciplina statale sulle procedure inerenti gli interventi di modifica di impianti di energia da fonti rinnovabili è mutata. Con l’adozione del decreto-legge 16 luglio 2020, n. 76 (Misure urgenti per la semplificazione e l’innovazione digitale), convertito, con modificazioni, nella legge 11 settembre 2020, n. 120, infatti, per quanto qui interessa, dette procedure sono state ulteriormente semplificate. L’intervento sull’art. 5, comma 3, e l’introduzione dell’art. 6-bis del d.lgs. n. 28 del 2011 sono volti a facilitare l’ammodernamento degli impianti, per incentivare la massima diffusione possibile della produzione d’energia da fonti rinnovabili. Eventuali incompatibilità  tra le normative regionali e la nuova legislazione di principio potranno essere rilevate nell’operare degli ordinari meccanismi di risoluzione delle antinomie.
4.4.- È, poi, impugnato l’art. 12 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019, concernente il rinnovo del titolo abilitativo all’esercizio degli impianti eolici e fotovoltaici. Esso imporrebbe condizioni per ottenere detto rinnovo, in assenza di simili indicazioni nella legislazione di principio in materia di energia – in particolare negli artt. 4 e 6 del d.lgs. n. 28 del 2011 e 12 del d.lgs. n. 387 del 2003 – violando così¬ l’art. 117, terzo comma, Cost.
L’art. 12 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019 stabilisce che: «1. Al fine di favorire il raggiungimento degli obiettivi di cui all’articolo 8, il rinnovo dell’autorizzazione di un impianto esistente, per una durata pari a quella autorizzata dal titolo abilitativo originario, può essere disposto a condizione che si preveda l’esecuzione di uno degli interventi di cui all’articolo 11 e: a) per gli impianti eolici, la riduzione del numero di aereogeneratori pari ad almeno il 40 per cento del totale degli aereogeneratori precedentemente installati; b) per gli impianti fotovoltaici, la riduzione della superficie radiante pari ad almeno il 15 per cento della superficie radiante precedentemente installata o la riduzione della superficie destinata all’installazione dell’impianto fotovoltaico pari ad almeno il 15 per cento di quella precedentemente occupata». Il medesimo articolo, ai commi successivi, descrive dettagliatamente il procedimento che occorre seguire per ottenere il rinnovo e gli oneri che gravano a tali fini sugli operatori.
4.5.- La censura coglie nel segno, non potendosi ritenere che l’art. 12 impugnato rispetti i principi fondamentali della materia fissati dalla legge statale.
La disciplina delle procedure per il conferimento del titolo abilitativo non pone, infatti, condizioni ulteriori o specifiche al fine dell’ottenimento del rinnovo di detto titolo. La tesi della Regione – secondo cui il legislatore pugliese avrebbe rispettato canoni di proporzionalità  e adeguatezza nel prevedere due possibilità  alternative per gli operatori del settore interessati al rinnovo: per chi avesse rispettato le condizioni di cui al comma 1 dell’art. 12, vi sarebbe l’opportunità  di accedere a una procedura semplificata; per chi non fosse in grado di rispettare tali condizioni, residuerebbe la possibilità  di ottenere il rinnovo attraverso le ordinarie, ma pìù gravose, procedure abilitative previste nelle leggi statali – non può essere condivisa.
Intanto, la tesi contrasta col dato positivo: il testo dell’articolo impugnato è chiaro nel prescrivere che il rinnovo dell’autorizzazione di un impianto esistente «può essere disposto a condizione che» si operino modifiche agli impianti secondo le indicazioni ivi presenti. Nella relazione illustrativa del progetto di legge regionale è, difatti, scritto che una delle principali novità  recate dalla legge impugnata risiede proprio nella fissazione di condizioni per il rinnovo degli impianti che porteranno a un migliore inserimento degli stessi nel paesaggio e nel contesto naturale, grazie alla riduzione delle installazioni e delle superfici occupate.
Comunque sia, il compito della semplificazione delle procedure riguardanti i titoli abilitativi in questa materia non spetta al legislatore regionale, come questa Corte ha affermato pìù volte. È infatti lo Stato che, in attuazione della normativa europea, ha il compito di dettare norme ispirate «alle regole della semplificazione amministrativa e della celerità» (sentenza n. 106 del 2020), al fine di favorire gli investimenti nel settore (in tal senso, sentenze n. 86 del 2019 e n. 177 del 2018).
Per altro verso, questa Corte ha anche precisato che «[i]l contrasto con il principio fondamentale di massima diffusione delle fonti di energia rinnovabili si fa ancora pìù radicale» quando gli aggravi procedurali previsti dalla legge regionale «possono giungere fino al punto di impedire del tutto la costruzione e l’esercizio degli impianti» (sentenza n. 286 del 2019). L’Avvocatura generale dello Stato correttamente rileva che sarebbe illegittimo «far derivare dal diverso impatto ambientale degli impianti esistenti conseguenze in materia di rinnovo del titolo abilitativo»: il mancato rispetto delle condizioni prescritte dall’art. 12 può determinare l’impossibilità  di ottenere il rinnovo del titolo e, dunque, l’impossibilità  di proseguire l’attività  di produzione d’energia eolica o fotovoltaica. Questa Corte, con affermazione generale, ha già stabilito che «il margine di intervento riconosciuto al legislatore regionale non permette che le Regioni prescrivano limiti generali, perchè ciò contrasterebbe con il principio fondamentale di massima diffusione delle fonti di energia rinnovabili, stabilito dal legislatore statale in conformità  alla normativa dell’Unione europea» (sentenza n. 148 del 2019).
La questione è, conseguentemente, fondata, per violazione dell’art. 117, terzo comma, Cost.
5.- Infine, è impugnato l’art. 16 della legge pugliese, che «rimanda alla Giunta regionale la definizione, tra l’altro, di termini per i procedimenti di cui al Capo II che ha ad oggetto i regimi della Procedura abilitativa semplificata (PAS) e dell’Autorizzazione Unica (AU)», e che, ad avviso del ricorrente, sarebbe incostituzionale «per analoghe ragioni» rispetto a quelle in precedenza esposte per sostenere l’illegittimità  degli artt. 11 e 12.
5.1.- In primo luogo, l’impugnazione dell’art. 16 deve intendersi rivolta al solo comma 1, lettera a), in assenza di qualsivoglia riferimento, da parte del ricorrente, al resto dei contenuti dell’articolo.
5.2.- In secondo luogo, la questione dell’art. 16, comma 1, lettera a), deve dichiararsi inammissibile per insufficiente motivazione della censura.
La doglianza è infatti condensata in due righe, che richiamano per relationem i parametri che si assumevano violati nella questione precedentemente promossa. La modalità  assertiva con cui è motivato il contrasto tra l’art. 16, comma 1, lettera a), della legge regionale e i principi fondamentali in materia di produzione dell’energia rende, altresì¬, oscura la censura, non comprendendosi le ragioni per cui si abbia interesse a impugnare tale passaggio normativo e non anche gli altri contenuti dell’articolo.
 
Per Questi Motivi
LA CORTE COSTITUZIONALE
1) dichiara l’illegittimità  costituzionale dell’art. 10 della legge della Regione Puglia 23 luglio 2019, n. 34 (Norme in materia di promozione dell’utilizzo di idrogeno e disposizioni concernenti il rinnovo degli impianti esistenti di produzione di energia elettrica da fonte eolica e per conversione fotovoltaica della fonte solare e disposizioni urgenti in materia di edilizia);
2) dichiara l’illegittimità  costituzionale dell’art. 12 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019;
3) dichiara inammissibile la questione di legittimità  costituzionale dell’art. 16, comma 1, lettera a), della legge reg. Puglia n. 34 del 2019, promossa, in riferimento all’art. 117, terzo comma, della Costituzione, in relazione agli artt. 4 e 6 del decreto legislativo 3 marzo 2011, n. 28 (Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, recante modifica e successiva abrogazione delle direttive 2001/77/CE e 2003/30/CE) e all’art. 12 del decreto legislativo 29 dicembre 2003, n. 387 (Attuazione della direttiva 2001/77/CE relativa alla promozione dell’energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili nel mercato interno dell’elettricità ), dal Presidente del Consiglio dei ministri, con il ricorso indicato in epigrafe;
4) dichiara non fondata la questione di legittimità  costituzionale dell’art. 3 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019, promossa, in riferimento all’art. 117, secondo comma, lettera s), Cost., in relazione all’art. 6, comma 2, del decreto legislativo 3 aprile 2006, n. 152 (Norme in materia ambientale), dal Presidente del Consiglio dei ministri, con il ricorso indicato in epigrafe;
5) dichiara non fondata la questione di legittimità  costituzionale dell’art. 11 della legge reg. Puglia n. 34 del 2019, promossa, in riferimento all’art. 117, terzo comma, Cost., in relazione all’art. 5, comma 3, del d.lgs. n. 28 del 2011, dal Presidente del Consiglio dei ministri, con il ricorso indicato in epigrafe.
Così¬ deciso in Roma, nella sede della Corte costituzionale, Palazzo della Consulta, il 3 novembre 2020.
F.to:
Mario Rosario MORELLI, Presidente
Franco MODUGNO, Redattore
Roberto MILANA, Direttore della Cancelleria
Depositata in Cancelleria il 2 dicembre 2020.
Il Direttore della Cancelleria

Pubblicato il 06/11/2020
N. 06844/2020REG.PROV.COLL.
N. 04261/2019 REG.RIC.

SENTENZA
sul ricorso numero di registro generale 4261 del 2019, proposto da
per la riforma
della sentenza del Tribunale amministrativo regionale per la Lombardia n. 775 del 2019;

Visti il ricorso in appello e i relativi allegati;
Visti gli atti di costituzione in giudizio di Autorità  di Regolazione per Energia Reti e Ambiente e di Terna-Rete Elettrica Nazionale s.p.a.;
Visti tutti gli atti della causa;
Relatore nell’udienza pubblica del giorno 24 settembre 2020 il Cons. Dario Simeoli, mentre nessuno è presente per le parti essendo stata presentata istanza congiunta di passaggio in decisione;
Ritenuto e considerato in fatto e diritto quanto segue.

FATTO
1.La società  appellante premesso di essere un’impresa attiva nel settore della vendita ed acquisto di energia elettrica per i propri clienti finali (costituiti da unità  di consumo) ed operante quale utente del servizio di dispacciamento impugnava, con ricorso straordinario al Presidente della Repubblica, poi trasposto in sede giurisdizionale, la deliberazione dell’AEEGSI 13 aprile 2017, n. 245/2017/E/eel, recante «adozione di un provvedimento prescrittivo nei confronti di Eroga Energia S.r.l. rispetto a strategie di programmazione non diligenti nell’ambito del servizio di dispacciamento», unitamente ad altri provvedimenti presupposti (segnatamente: nota dell’AEEGSI prot. n. 25145 del 13 settembre 2016 recante comunicazione delle risultanze istruttorie; nota AEEGSI prot. n. 33011 dell’11 novembre 2016 di proroga del termine di conclusione del procedimento; deliberazione dell’AEEGSI n. 342/2016/E/eel, recante “avvio di procedimento per l’adozione tempestiva di misure prescrittive e la valutazione di potenziali abusi nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica, ai sensi del regolamento (UE) 1227/2011 REMIT”; delibera n. 444/2016/R/eel nella parte in cui individua, con efficacia retroattiva, soglie di tolleranza superate le quali l’attività  di programmazione si presume, iuris et de iure, non diligente).
Avvero il predetto atto, la società  appellante censurava:
i) la nullità  per difetto assoluto di attribuzione, in violazione dell’art. 2, comma 20, lettera d), della legge n. 481/95, nonchè dei principi di cui all’art. 97 Costituzione;
ii) la nullità  per difetto di potere per aver l’Autorità  inciso sui rapporti negoziali tra le parti, in violazione dell’art. 1372 c.c., incidendo illegittimamente sul contenuto del contratto sottoscritto tra la ricorrente e Terna, in violazione anche dei principi costituzionali di libera iniziativa privata e di buon andamento;
iii) il travisamento dei fatti e dei presupposti messi alla base del provvedimento prescrittivo;
iv) l’eccesso di potere per difetto di istruttoria, travisamento dei fatti e disparità  di trattamento, in violazione degli artt. 3 e 97 Costituzione, per mancata valutazione delle caratteristiche peculiari della società  ricorrente e mancata differenziazione tra i diversi utenti del servizio di dispacciamento;
v) la violazione dell’art. 2 della legge n. 481/95, nonchè del principio di legittimo affidamento e di buon andamento per aver considerato illegittimamente applicabile in via retroattiva al caso di specie la delibera n. 444 del 28 luglio 2016;
vi) l’illegittimità  per violazione delle basilari garanzie procedimentali, di cui agli artt. 7 e 10 della legge n. 241/1990 e degli artt. 4, 5 e 7 del D.P.R. n. 244/2001.
2.Il Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia, con sentenza n. 775 del 2019, ha respinto il ricorso principale ed i motivi aggiunti.
3.La società  Eroga Energia s.p.a. ha quindi proposto appello avverso la predetta sentenza, riproponendo i vizi sollevati in primo grado, sia pure adattati all’impianto motivazione del sentenza gravata.
4.Resistono in giudizio l’Autorità  di regolazione per energia reti e ambiente e la società  Terna s.p.a., insistendo per il rigetto del gravame.
5.Con ordinanza n. 3103 del 2019, la Sezione «Premesso che il presente contenzioso in grado di appello, con richiesta di misure cautelari, reca elementi di sintonia e somiglianza con altri giudizi pervenuti all’attenzione della Sezione e definiti, nella fase cautelare, con accoglimento della relativa istanza (cfr., da ultimo, Cons. Stato, Sez. VI, 3 giugno 2019 n. 2806) e che il Collegio ritiene che anche nella ipotesi contenziosa qui in esame possa trovare accoglimento la proposta domanda cautelare; Considerato che, dunque, le questioni sollevate nell’atto di appello richiedono da un lato approfondimento nel merito posto che riguardano, anzitutto, la questione generale relativa alla effettiva spettanza in capo all’Autorità  del potere di emettere tali provvedimenti; Rilevato che, sotto altro profilo, sussiste il periculum in mora, in quanto la richiesta di pagamento di un importo ingente, sia quanto al valore assoluto sia in rapporto ai mezzi propri della società  quali risultano dal bilancio prodotto in atti, potrebbe produrre conseguenze non reversibili sulla possibilità  per la società  appellante di continuare la gestione; Ritenuto che, di conseguenza, l’istanza cautelare debba essere accolta, con sospensione della efficacia della sentenza impugnata, non dovendo assumere alcuna misura di garanzia del credito, stante la fissazione del merito in data prossima e quindi alla data del 24 ottobre 2019» ha sospeso l’esecutività  della sentenza impugnata.
5.1.Con ulteriore ordinanza n. 3691 del 2020, la Sezione «Rilevato che: nell’ambito di altri giudizi di appello aventi ad oggetto questioni giuridiche analoghe a quelle oggi in discussione, la Sezione, con le ordinanze nn. 5361, 5362, 7123 e 7126 del 2019, ha incaricato il Direttore del Dipartimento di Scienze economico aziendali e Diritto per l’economia dell’Università  di Milano Bicocca di rispondere, in qualità  di verificatore, ai seguenti quesiti: «a) quale sia in dettaglio il funzionamento del MGP dell’energia elettrica di cui in motivazione nel caso in cui venga applicato il disposto dell’art. 14 commi 2 e 4 della delibera 111/06 dell’Autorità  di cui in motivazione e quale sia la ragione economica precisa di questo disposto; b) quali siano i flussi finanziari che ne conseguono; c) chi sopporti il relativo costo, ovvero se esso rimanga a carico di chi fa il pagamento o venga traslato, e in quale misura, sugli altri soggetti del mercato ovvero sui consumatori finali, ovvero sul corrispettivo uplift, previa esatta definizione economica di quest’ultimo; e) alla luce di quanto spiegato, quali flussi finanziari e quale ripartizione di costi conseguente si siano determinati negli episodi di asserita programmazione non diligente che hanno portato ad emanare il provvedimento per cui è causa; f) ove la risposta a qualcuno dei quesiti non sia possibile, ne spieghi le ragioni; il tutto aggiungendo quanto ritenga utile a fini di giustizia»; Ritenuto che: le risultanze della predetta istruttoria sono rilevanti anche per la soluzione della presente controversia, e che se ne può disporre l’ acquisizione nel presente giudizio quale prova atipica, impregiudicata ogni valutazione nel merito con riguardo alle conclusioni raggiunte dal verificatore; è quindi opportuno affinchè la trattazione della presenta causa avvenga congiuntamente alle altre pendenti sulla medesima questione, ed in modo da avere contezza del predetto mezzo di prova rinviare all’udienza pubblica del 24 settembre 2020» ha disposto l’acquisizione del mezzo istruttorio predetto nel fascicolo del presente giudizio.
6.Acquisita agli atti del fascicolo la verificazione, all’udienza pubblica del 24 settembre 2020, la causa è stata discussa e trattenuta per la decisione.
DIRITTO
1. La società  appellante impugna i provvedimenti con cui l’Autorità  di regolazione per energia reti e ambiente (di seguito: l’Autorità ) le ha ordinato di restituire al gestore della rete elettrica gli importi corrispondenti al vantaggio indebito da lei conseguito per effetto di una strategia di programmazione non diligente nell’utilizzo del servizio di dispacciamento, rendendosi responsabile di sbilanciamenti effettivi particolarmente elevati rispetto al prelievo delle unità  di consumo.
1.1.Questa Sezione ha in diverse occasioni esaminato (da ultimo, con le sentenze n. 2045 del 2019 e n. 1586 del 2019) la struttura e la funzione del servizio pubblico di dispacciamento, disciplinato dall’Autorità  nell’esercizio delle funzioni attribuitele dall’art. 2, comma 12, lettera h), della legge 14 novembre 1995, n. 481, ed ora anche dall’art. 42, comma 1, lettera b), del d.lgs. 1 giugno 2011, n. 93 con la deliberazione 9 luglio 2006 n. 111/06, attuativa delle previsioni degli artt. 3 e 5 del d.lgs. 16 marzo 1999, n. 79.
La ragione d’essere di tale servizio risiede nel dato fisico per cui l’energia elettrica non può essere, in linea di principio, immagazzinata al pari di altri beni di valore economico, ma deve essere necessariamente prodotta e consumata nel momento in cui l’utente finale la richiede. L’attività  di dispacciamento esercitata su tutto il territorio nazionale in regime di concessione dal gestore della rete di trasmissione nazionale (Terna s.p.a.) ha quindi la funzione di assicurare, in ogni momento, l’equilibrio fra produzione e consumo di energia elettrica, garantendo la sicurezza e continuità  di fornitura di elettricità , ovvero evitando gli sprechi, che conseguirebbero ad una superproduzione rispetto al consumo, e i distacchi, ovvero i blackout che conseguirebbero ad un sovra-consumo rispetto alla produzione.
1.2.L’equilibrio costante fra la domanda e l’offerta si realizza attraverso i seguenti dispositivi.
Il gestore amministra il mercato del giorno prima (MGP): fino alle ore 12 della mattina precedente il giorno di consegna dell’energia, ovvero del giorno in cui i consumatori ne avranno bisogno, ogni operatore ammesso al mercato propone l’acquisto o la vendita di partite di energia per ciascuna ora del giorno successivo. In termini astratti, il lavoro del gestore di rete potrebbe concludersi qui, nel momento in cui fra l’offerta, ovvero l’energia che si prevede di produrre e vendere immettendola in rete il giorno dopo, e la domanda, ovvero l’energia che il giorno dopo si prevede di comperare e consumare prelevandola dalla rete, vi fosse equilibrio. In termini concreti perಠciò non avviene, perchè fra i dati del MGP, basati su stime, e la produzione e il consumo reale, vi è fisiologicamente uno scarto (dovuto, ad esempio, ad avarie negli impianti, maggiori consumi imprevisti ovvero, fattore particolarmente rilevante, all’impossibilità  di prevedere esattamente la produzione delle fonti rinnovabili non programmabili, come le centrali solari ed eoliche, la cui efficienza dipende da fattori naturali).
Un primo meccanismo di correzione è rappresentato dal mercato infragiornaliero (MI), che si svolge dalla chiusura del MGP fino a tutto il giorno di consegna dell’energia, consentendo di scambiare ulteriori partite di energia per rimediare agli squilibri creatisi dopo le negoziazioni del MGP.
A fronte invece degli squilibri ulteriori, il servizio di dispacciamento opera come stabilizzatore del sistema di ultima istanza, il cui funzionamento può sintetizzarsi nel modo che segue.
In primo luogo, tutti gli operatori di mercato, ovvero i soggetti che producono e vendono, ovvero acquistano, energia sono utenti del servizio dispacciamento come tale, come previsto dall’art. 4, comma 1, della citata delibera 111/06, e quindi sono tenuti a concludere con il gestore il relativo contratto di servizio, condizione necessaria per operare sul mercato elettrico. Si tratta, all’evidenza, di una norma volta a vincolare tutti gli operatori a fare quanto necessario per la stabilità  del sistema, e quindi per la buona gestione del servizio elettrico in generale. L’utente del servizio dispacciamento così¬ definito ha poi, ai sensi dell’art. 14 della stessa delibera, l’obbligo di presentare programmi vincolanti di immissione o di prelievo di energia nella rete, ovvero assume il diritto e insieme l’obbligo di prelevare o consegnare le corrispondenti quantità  di energia elettrica: se tale obbligo è rispettato, ne risulta in via automatica la stabilità  del sistema, perchè domanda e offerta si equilibrano (il comma 6 dell’art. 14 prescrive: «[g]li utenti del dispacciamento delle unità  fisiche di produzione e consumo sono tenuti a definire programmi di immissione e prelievo utilizzando le migliori stime dei quantitativi di energia elettrica effettivamente prodotti dalle medesime unità , in conformità  ai principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza»).
Ciò tuttavia può non accadere: per ciascun punto di dispacciamento, lo scostamento dal programma vincolante dà luogo al c.d. sbilanciamento effettivo: quello positivo indica una maggiore immissione o un minor prelievo rispetto al programma vincolante; quello negativo indica una minore immissione o un maggior prelievo rispetto al programma. In tali casi operano i seguenti meccanismi di salvaguardia.
Il primo è previsto dall’art. 14, commi 2 e 4: l’energia immessa in eccesso o prelevata in difetto rispetto al programma vincolante si considera, ai fini economici, ceduta al gestore, che la deve pagare; l’energia immessa in difetto o prelevata in eccesso rispetto al programma vincolante si considera invece, sempre ai fini economici, ceduta dal gestore, che ne riceve il pagamento. Tali operazioni hanno tuttavia valenza economica, ma non fisica, perchè il gestore di rete, in quanto tale, non dispone di impianti propri che producano o consumino energia: il problema è costituito dall’energia prodotta in difetto o consumata in eccesso, che se non resa fisicamente disponibile può causare il blocco del servizio, e quindi il blackout del sistema.
Per evitare ciò, è stato creato il mercato del servizio di dispacciamento (MSD), a cui sono ammessi solo gli operatori a ciò specificamente abilitati, titolari di impianti denominati «unità  di produzione o di consumo», i quali si obbligano a immettere e/o a prelevare energia elettrica secondo le disposizioni impartite dal gestore della rete. In tal mercato, diversamente dal mercato dell’energia elettrica all’ingrosso, la domanda è espressa dal solo gestore della rete (e non dagli utenti del dispacciamento) ed è una domanda rigida (rispetto al prezzo) per ciascuna delle risorse necessarie a garantire la sicurezza del sistema ossia delle risorse necessarie ad assicurare il continuo equilibrio di prelievi ed immissioni sulla rete nel rispetto dei vincoli fisici del sistema. Per le unità  non abilitate al MSD (che quindi non possono offrire risorse su questo mercato), il programma vincolante è basato sulle sole offerte di acquisto (per le unità  di consumo) e di vendita (per le unità  di produzione) accettate su MGP e MI.
Nell’ambito del MSD, si distinguono poi una fase ex ante, in cui il gestore acquista l’energia necessaria all’equilibrio del sistema basandosi su una previsione a breve termine, e una fase di bilanciamento (MB), in cui il gestore agisce in tempo reale.
1.3.La valorizzazione dell’energia elettrica che si forma nel mercato dei servizi di dispacciamento è spesso sensibilmente pìù elevata dei prezzi ordinari. La differenza fra i prezzi dell’energia nel MSD e i prezzi dell’energia nelle contrattazioni precedenti effettuate nel MGP può quindi incentivare i comportamenti opportunistici dei titolari di unità  di consumo, utenti del dispacciamento non abilitati al MSD, che, sovradimensionando sistematicamente la propria previsione di prelievo, intendano appropriarsi in tal modo del sopraprezzo. Quest’ultimo costituisce peraltro un costo addizionale che confluisce nei costi delle attività  di approvvigionamento d’energia – denominato “uplift” – sostenuti in prima battuta dal gestore e poi addossati sugli utenti come una componente della bolletta elettrica.
Il provvedimento impugnato è appunto un provvedimento con il quale l’Autorità , ritenuto che la ricorrente appellante abbia posto in essere un comportamento di questo tipo, lo sanziona disponendo il recupero a favore del gestore di rete dei corrispettivi da questo indebitamente versati.
1.4.Per fronteggiare il diffuso inadempimento dell’obbligo di programmazione diligente, l’Autorità  ha adottato una riforma generale della disciplina degli sbilanciamenti (in esito documenti di consultazione 368/2013/R/eel, 163/2015/R/eel e 316/2016/R/eel), e poi ha adottato una serie di provvedimenti prescrittivi nei confronti dei soggetti responsabili delle condotte abusive.
È utile ricordare che tali iniziative regolatorie hanno preso le mosse quando, nel corso del 2012, era stata registrata una sistematica e consistente differenza positiva (sbilanciamento) tra l’energia programmata in prelievo in esito al mercato del giorno prima (MGP) dagli utenti di dispacciamento in prelievo (titolari di unità  di consumo come la società  appellante) e l’energia misurata in prelievo imputabile agli stessi utenti. In particolare, tale fenomeno aveva interessato la zona della Sardegna, dove risultava negativo il segno dello sbilanciamento aggregato zonale e positivo lo sbilanciamento effettivo degli utenti in prelievo (che programmavano pìù energia di quanto prelevato e consumato), con la conseguenza di applicare agli utenti i (pìù favorevoli) corrispettivi di sbilanciamento, di cui all’art. 40.3, lettera b, delibera n. 111/06. Secondo l’Autorità , l’entità , la costanza e la sistematicità  dello sbilanciamento effettivo positivo dell’insieme delle unità  di consumo, imputabili a tali utenti, non poteva essere riconducibile ad errori di programmazione da parte di tali utenti, ma ad una specifica strategia speculativa. Con la deliberazione del 29 ottobre 2014, n. 525/2014/R/erl, recante «Modifiche e integrazioni alla disciplina degli sbilanciamenti effettivi di energia elettrica», è stato imposto agli utenti del dispacciamento di definire i loro programmi di immissione e prelievo, evitando qualsiasi sbilanciamento volontario e attenendosi alle «migliori stime» dei quantitativi di energia elettrica effettivamente a disposizione e necessari. In particolare, tale delibera ha disposto che, a partire dal 1 novembre 2014, l’art. 14.6 dell’Allegato A della deliberazione n. 111/06, sulle condizioni per l’erogazione del servizio di dispacciamento dell’energia elettrica sul territorio nazionale, sia così¬ sostituito: «Gli utenti del dispacciamento delle unità  fisiche di produzione e consumo sono tenuti a definire programmi di immissione e prelievo utilizzando le migliori stime dei quantitativi di energia elettrica effettivamente prodotti dalle medesime unità , in conformità  ai principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza». Ai sensi dell’art. 14, comma 7, della delibera 111/06, il gestore di rete segnala alla Autorità  «significativi e reiterati scostamenti dall’applicazione dei principi enunciati al comma precedente», ovvero dai principi della programmazione vincolante prudentemente calcolata, «per l’adozione dei relativi provvedimenti di competenza».
1.5.Su queste basi, è possibile scrutinare le ragioni addotte dalle parti.
2.Vanno affrontati congiuntamente i motivi di appello che censurano la nullità  dei provvedimenti impugnati, sia in quanto emanati dall’Autorità  in carenza assoluta di potere (stante la palese inconferenza dell’art. 2, comma 20, lettera d, della legge n. 481 del 1995, richiamato dall’Autorità  quale presupposto normativo per l’emanazione del provvedimento prescrittivo) sia in ragione dell’interferenza del potere esercitato nell’ambito del contratto di diritto privato stipulato dall’utente del dispacciamento con la società  Terna s.p.a., nonostante l’assenza di una disposizione normativa o contrattuale che consenta un simile intervento.
Le censure sono infondate alla luce del precedente di questa Sezione n. 4422 del 2019.
La novità  e particolarità  della questione impone una riflessione preliminare su di un fenomeno normativo che ha ampliato il quadro già composito delle fonti contrattuali.
2.1.La produzione pubblica di regole di governo dei mercati investe da tempo anche il diritto dei contratti, il cui contenuto risulta sempre pìù spesso dettato da decisioni pubbliche assoggettate al regime del diritto amministrativo.
L’impiego del contratto per la realizzazione, in forme e con graduazioni diverse, di finalità  di “regolazione” del mercato ha dato vita ad una fenomenologia assai articolata: in un ampio novero di ipotesi le norme regolamentari conformative dell’autonomia privata sono volte a fronteggiare “inefficienze” corrispondenti alle varie forme di fallimenti del mercato (razionalità  individuale, asimmetrie informative, esternalità , monopoli); altre volte il tratto funzionale dell’intervento regolatorio è quello di simulare, in un dato settore di attività , le dinamiche del mercato concorrenziale nei contesti connotati da vincoli naturali impeditivi del pieno confronto concorrenziale; in altri casi ancora, la regolazione del contratto non opera in chiave correttiva dei fallimenti del mercato (e, quindi, dell’efficienza allocativa), bensì¬ in funzione redistributiva.
Le principali questioni giuridiche che il caso di specie pone all’attenzione del Collegio riguardano: da un lato, le condizioni necessarie perchè il contratto possa essere eterointegrato da una fonte amministrativa; dall’altro, la possibile concorrenza, in caso di violazioni degli obblighi contrattuali, di rimedi pubblici accanto a quelli tradizionali civilistici.
2.2.Gli atti di fonte secondaria adottati nell’esercizio della funzione regolatoria condizionano in vario modo lo svolgimento dell’autonomia privata, giungendo finanche a limitarne il campo elettivo di esplicazione, nella misura in cui: dettano il procedimento di formazione del contratto e le modalità  di informazione precontrattuale; prescrivono forme ad substantiam e requisiti di forma-contenuto; integrano il contenuto del regolamento (spesso con riguardo anche alle variabili economiche dello scambio); impongono il compimento di negozi giuridici o ne vietano la stipulazione; disciplinano il comportamento da tenersi nella fase esecutiva.
La circostanza che regole restrittive della libertà  contrattuale scaturiscano da atti di autorità  amministrative pone il problema delle condizioni in presenza delle quali tali fonti subprimarie siano abilitate a disciplinare un campo costituzionalmente riservato alla competenza delle leggi o degli atti aventi forza di legge.
Senza dubbio la fonte amministrativa secondaria deve necessariamente operare su espressa delega del legislatore. La necessaria intermediazione della legge si desume, non solo dalla natura relativa della riserva di cui agli artt. 41 e 42 della Costituzione (la libertà  di fare contratti strumentali all’esercizio dell’iniziativa economica è infatti costituzionalmente protetta nella stessa misura in cui riceve protezione l’iniziativa economica, ovvero nella stessa misura in cui è tutelata la proprietà  dei beni negoziati), ma anche dalle pertinenti disposizioni del codice civile. L’art. 1372 c.c., nell’attribuire “forza di legge” alla manifestazione di volontà  sorretta da comune intenzione, esclude la possibilità  di modificare “in via amministrativa” l’assetto di interessi stabilito dalle parti, salvo che tale potere non sia previsto dalla legge (art. 1374 c.c.) ovvero prefigurato nell’accordo stesso. In definitiva, essendo il potere di autoregolamentazione dei privati attribuito dalla legge, la “conformazione amministrativa” del contratto richiede un fondamento normativo avente pari rango nel sistema delle fonti. L’art. 1339 c.c., secondo il consolidato orientamento interpretativo, si riferisce non soltanto al caso nel quale la legge individui essa stessa direttamente la clausola da inserirsi nel contratto, ma anche all’ipotesi in cui la legge preveda che l’individuazione della clausola sia fatta da una fonte normativa da essa autorizzata.
Ciò posto, la delega normativa non può compendiarsi nella sola attribuzione di competenza amministrativa, ma deve accompagnarsi a che da un corredo “minimo” di direttrici sostanziali riferite (quantomeno) agli scopi, all’oggetto ed ai presupposti, in coerenza con il principio di legalità  sostanziale posto a base dello Stato di diritto, in virt๠del quale «non è sufficiente che il potere sia finalizzato dalla legge alla tutela di un bene o di un valore, ma è indispensabile che il suo esercizio sia determinato nel contenuto e nelle modalità , in modo da mantenere costantemente una, pur elastica, copertura legislativa dell’azione amministrativa» (Corte costituzionale, sentenza n. 115 del 2011). Per le stesse ragioni, deve escludersi la possibilità  di desumere poteri impliciti di incisione ab externo sul contratto da disposizioni che individuano soltanto le finalità  dell’azione amministrativa.
2.3.Quando il contratto rappresenta una componente del processo regolatorio, l’inadempimento delle relative obbligazioni non assume rilievo soltanto sul piano delle relazioni intersoggettive, bensì¬ è idoneo a ripercuotersi sul funzionamento dell’intero mercato. L’inadeguatezza dei tradizionali rimedi civilistici “interni” alle ragioni del contratto, rende necessario l’esercizio di poteri correttivi pubblicistici idonei ad estendere il proprio raggio d’azione al di là dello stretto perimetro definito dall’interesse delle parti.
Ciò non deve sorprendere: l’interazione della disciplina codicistica con le regole del mercato, pur non essendo in grado di “estirpare” il contratto dalle sue radici volontaristiche (in ciò la differenza con la figura delineata dall’art. 11 della l. n. 241 del 1990, la quale costituisce una specifica modalità  di esercizio della funzione amministrativa connotata dal consenso), ha indubbiamente determinato un appannamento della figura paradigmatica del contratto civilistico inteso come sistema articolato di libere transazioni.
2.4.Alla luce delle descritte coordinate ricostruttive, i motivi di appello vanno respinti.
L’assetto negoziale dei singoli rapporti di utenza del servizio pubblico di dispacciamento è definito dall’Autorità  in forza di una puntuale base legale: l’art. 3, comma 3, del d.lgs. n. 79 del 1999 (secondo cui: «L’Autorità  per l’energia elettrica e il gas fissa le condizioni atte a garantire a tutti gli utenti della rete la libertà  di accesso a parità  di condizioni, l’imparzialità  e la neutralità  del servizio di trasmissione e dispacciamento [&]») e l’art. 2, comma 12, della legge istitutiva n. 481 del 1995.
Il rimedio prescrittivo esercitato dall’Autorità  trova poi espressa copertura legislativa nella disposizione di cui all’art. 2, comma 20, lettera d), della legge n. 481 del 1995, il quale consente a quest’ultima di ordinare al «soggetto esercente il servizio la cessazione di comportamenti lesivi dei diritti degli utenti, imponendo, ai sensi del comma 12, lettera g), l’obbligo di corrispondere un indennizzo».
I requisiti di tale fattispecie normativa ricorrono tutti nel caso in esame: la violazione delle regole di condotta diligente in materia di programmazione dei prelievi ha infatti come conseguenza diretta la «lesione del diritto degli utenti» alla formazione del prezzo dell’energia elettrica corrispondente al suo valore reale; il «soggetto esercente il servizio» è locuzione che, nello specifico contesto dell’attività  di dispacciamento, va riferita non solo al concessionario, ma anche agli utenti del servizio stesso, la cui cooperazione (con il gestore) è imprescindibile per il suo funzionamento; l’«obbligo di corrispondere l’indennizzo» ha portata esemplificativa e non tipizzante le misure prescrittive adottabili, riferendosi ai casi (diversi da quelli qui in esame, perchè relativi alla regolazione sulla qualità ) in cui si registrino violazione dei livelli generali o specifici del servizio.
A fondamento del potere, va richiamata anche la clausola di cui all’art. 19 del modello di contratto approvato dall’Autorità , dove viene precisato che il rapporto tra Terna e gli utenti del dispacciamento è disciplinato «[d]alle disposizioni della delibera n. 111/06». L’art. 4, comma 1, del contratto di dispacciamento stipulato da Terna con la società  appellante, conferisce al gestore, «nei casi di inosservanza da parte dell’Utente del dispacciamento dei propri obblighi», il potere di «segnalare i relativi comportamenti all’Autorità», affinchè quest’ultima li valuti in generale «ai sensi della legge n. 481/95», e quindi anche ai fini dell’adozione dei provvedimenti prescrittivi disciplinati dal citato art. 2, comma 20, lettera d).
2.5.L’ordine dato alla società  appellante di pagare a Terna s.p.a. gli importi indebitamente trattenuti per effetto degli sbilanciamenti volontari affinchè siano (con le modalità  che spetta allo stesso regolatore definire) riassegnati all’utenza finale non costituisce una sanzione in senso stretto, avendo tale misura la finalità  preminente di “restituire” al sistema delle contrattazioni le condizioni di funzionamento che il mercato avrebbe espresso ove non fosse stato perturbato dal comportamento opportunistico dell’utente.
Tale impostazione risponde del resto anche alla chiara tassonomia legislativa che distingue, all’art. 2, comma 20, della legge n. 481 del 1995, il potere sanzionatorio, di cui alla lettera c), cui è estranea qualunque finalità  ripristinatoria o risarcitoria, da quello prescrittivo, di cui alla lettera d).
Dalle considerazioni appena svolte discende l’inapplicabilità  alla presente fattispecie dei principi regolatori del diritto sanzionatorio, e il rigetto dei mezzi di impugnazione articolati sulla base degli stessi.
2.6.Neppure è invocabile una violazione del legittimo affidamento. Come è già emerso sopra, il regolatore sin dal 2012 ha intrapreso svariate iniziative per porre rimedio all’attività  speculativa derivante dagli sbilanciamenti, mostrando così¬ di non avallare condotte simili. Gli affidamenti invocati erano evidentemente mal riposti, dal momento che le norme vigenti obbligavano gli operatori ad attenersi ai programmi di immissione e prelievo comunicati a Terna.
3.Con altro mezzo di gravame, la società  contesta la deliberazione impugnata nella parte in cui pretende di individuare le condotte non diligenti degli operatori mediante l’applicazione di soglie di tolleranza standard individuate ex post (con delibera n. 444/2016, adottata in data successiva, sia a quella in cui sono state rilevate le condotte contestate agli operatori, sia a quella in cui è stato avviato il procedimento in esame con delibera n. 342 del 24 giugno 2016) e senza valutare le caratteristiche specifiche del portafoglio gestito dalla ricorrente.
Anche tale censura è destituita di fondamento, come pure ritenuto nel citato precedente di questa Sezione n. 4422 del 2019.
3.1.L’Autorità  ha correttamente preso in considerazione non tutti gli sbilanciamenti, ma soltanto quelli caratterizzati da livelli quantitativi e reiterazione nel tempo che risultassero incompatibili con la diligenza richiesta all’operatore professionale, nell’utilizzo di un pubblico servizio. I criteri di valutazione della diligenza nella programmazione di prelevi e delle immissioni sono esemplificati sin dalla relazione alla delibera 197/2013/E/eel, ove si dimostra come, alla luce dei dati raccolti, gli operatori che rappresentano una quota di mercato dell’85% hanno uno sbilanciamento complessivo molto al di sotto del 15% (calcolato con riferimento al prelievo complessivo), mentre solo la restante quota di mercato del 15% ha uno sbilanciamento complessivo che arriva anche a valori superiori al 100% (con ciò intendendosi programmi vincolanti con valori oltre il doppio del prelievo effettivo).
Nel caso di specie, la soglia di tolleranza applicata alla società  ricorrente in linea con la delibera 444/2016 che ha fissato una banda di tolleranza del 30% per gli sbilanciamenti delle unità  di consumo ha tenuto conto della specificità  del portafoglio clienti della società  per i prelievi in media e alta tensione. Come osservato dalla difesa erariale, la soglia di tolleranza del 30% è adeguatamente rappresentativa del margine tollerabile di errori nella programmazione anche per gli operatori con piccoli portafogli (cfr. il documento di consultazione 316/2016/R/eel, p. 24).
Peraltro, il mero superamento della soglia del 30% non è stato nella specie ritenuto sufficiente per l’integrazione della contestata violazione dell’art. 14.6 allegato A delibera 111/06, avendo avuto la sola funzione di delimitare l’ambito di accertamento dell’Autorità , ferma rimanendo la necessità  di individuare elementi propri del caso concreto, idonei a qualificare come diligente anche una programmazione eccedente la soglia presa in esame.
L’Autorità , difatti:
– ha valutato, nell’ambito dei sbilanciamenti superiori a tale soglia, soltanto sbilanciamenti non episodici, essendo probabile che uno sbilanciamento isolato, anche se di rilevante dimensioni, non sia da imputare ad una strategia di programmazione negligente;
– ha qualificato i parametri della deliberazione n. 444/2016 quali elementi idonei a quantificare una sovraremunerazione dell’utente non dovuta da parte dei Terna “in linea di massima” e, pertanto, quale indice presuntivo suscettibile di deroga nel caso concreto;
– ha comunque permesso all’odierno appellante di fornire elementi peculiari, riferiti alla propria posizione, per modificare i criteri di calcolo di cui all’Allegato B, richiamanti, altresì¬, la “soglia standard del 30%, coincidente con l’errore medio mensile per le segnalazioni da parte di Terna all’Autorità  previste dal punto 2 della deliberazione 444/2016/R7eel”.
Pertanto, il riferimento alla soglia di tolleranza del 30% non si traduce in un’applicazione retroattiva di delibere sopravvenute, regolanti, peraltro, una materia diversa, rappresentata dalla valorizzazione dei corrispettivi di sbilanciamento.
Difatti, mentre con la delibera n. 444/16 cit. è stato introdotto un nuovo meccanismo di calcolo del corrispettivo di sbilanciamento, incentrato su una banda di tolleranza del 30%, nell’ambito del procedimento prescrittivo, invece, il superamento della soglia del 30% deve intendersi un mero indice presuntivo di uno sbilanciamento violativo dell’art. 14.6 cit., ferma rimanendo la necessità  di limitare l’esame ai soli sbilanciamenti non episodici ed esaminare i concreti elementi fattuali forniti dal singolo operatore; si è, dunque, in presenza di un parametro di diligenza già desumibile dall’osservanza dei comportamenti di mercato che, coerentemente, l’Autorità  ha preso in esame sia ai fini della modifica della disciplina sui corrispettivi da sbilanciamento, sia per valutare le condotte negligenti degli operatori del settore.
L’entità  e la sistematicità  degli scostamenti dei prelievi effettivi realizzati dall’appellante è spiegabile solo con il perseguimento di una strategia commerciale speculativa: sono stati infatti documentati sbilanciamenti superiori al 100% rispetto all’energia effettivamente prelevata a consuntivo, in tutte le zone e per pìù mesi consecutivi (Allegato B, tabella 1, della delibera 245/2017/E/eel).
Tale considerazione rende priva di rilievo la lamentata applicazione retroattiva della soglia del 30% di tolleranza (già di per sè comunque infondata in quanto, come si è visto, anche prima della delibera 444/2016/R/eel, l’Autorità  si era dotata di parametri per definire la diligenza nella programmazione degli sbilanciamenti).
4.L’atto di appello ripropone il sesto motivo del ricorso introduttivo, con cui la società  aveva lamentato la violazione delle garanzie procedimentali. Sin dalla delibera n. 342/2016 di avvio del procedimento, l’Autorità  avrebbe inteso “intimare”, sulla base di meri indizi, condotte (asseritamente) lesive nei confronti del sistema, ancor prima di compiere ogni (concreto e specifico) accertamento nei confronti della Società . La violazione delle medesime garanzie procedimentali sarebbe stata perpetrata anche nel corso della successiva istruttoria durante la quale l’Autorità , oltre ad omettere qualsiasi approfondimento circa la posizione specifica della Società  (equiparata, come visto, ad operatori oggettivamente diversi per dimensione e tipologia dell’attività  esercitata), non avrebbe neppure adeguatamente considerato gli elementi forniti dalla stessa.
Anche questa censura non può essere accolta.
4.1.In primo luogo, va rimarcato che la delibera 342/2016/e/eel non contiene alcun ordine prescrittivo, nè tantomeno una misura sanzionatoria. Si tratta invece di una mera diffida interinale a dismettere l’adozione di strategie di programmazione non diligente, inoltrata nelle more della conclusione dei procedimenti volti all’accertamento delle singole responsabilità  individuali.
4.2.L’Autorità  ha consentito di instaurare un effettivo contraddittorio procedimentale prima dell’adozione degli atti concretamente incisivi della sfera patrimoniale dell’interessata. Con la comunicazione delle risultanze istruttorie (di cui all’art. 16 del d.P.R. n. 244 del 2001) sono stati infatti prefigurati in modo chiaro le condotte che sarebbero state oggetto degli eventuali procedimenti prescrittivi.
5.Vanno ora affrontati il terzo e quarto motivo dell’appello con i quali la Società  contesta l’incidenza causale delle condotte non diligenti contestate sull’incremento del corrispettivo uplift suscettibile di essere caricato sull’utente finale.
A tal fine occorre, preliminarmente, ricostruire le risultanze dell’istruttoria disposta in giudizi analoghi (cfr. ex plurimis, il ricorso n. 2264 del 2019).
Sull’utilizzabilità  degli esiti della verificazione anche nella presente sede occorre rinviare alle ordinanze istruttorie che ne hanno disposto l’acquisizione. Peraltro i relativi approfondimenti costituiscono bagaglio istruttorio e conoscitivo della Sezione, in ordine alle regole di funzionamento del sistema in questione e del complesso e delicato potere esercitato dall’Autorità  di regolazione.
Irrilevanti appaiono le critiche sollevate dalle parti appellate alla qualificazione del verificatore e dei relativi assistenti, trattandosi di soggetti individuati dalla sezione nell’ambito della propria discrezionalità  con riferimento a docenti universitari, il cui curriculum prodotto agli atti conferma, in ogni caso, la sussistenza dei necessari requisiti di professionalità . Peraltro la compiutezza degli esiti della verificazione e delle difese svolte sul punto confermano ulteriormente a valle, nella sostanza, gli elementi formalmente ricavabili dai curricula stessa nonchè l’utilizzabilità  dei relativi approfondimenti.
5.1.Va fatta una considerazione preliminare, sull’imputabilità  in capo agli utenti del dispacciamento, titolari di unità  non abilitate, degli sbilanciamenti effettivi in concreto occorsi.
Non può sostenersi che, risultando il prezzo di sbilanciamento condizionato dai prezzi formatisi sul MSD cui partecipano esclusivamente le unità  abilitate , il maggior esborso dovuto da Terna per effetto dell’acquisto o della vendita di energia a sbilanciamento debba essere imputato in capo alle sole unità  abilitate o comunque non sia ascrivibile anche agli utenti titolari di unità  non abilitate.
Difatti, il fattore prezzo deve essere applicato ai quantitativi di energia immessa o prelevata in eccesso o difetto dai singoli utenti rispetto ai propri programmi vincolanti negoziati sui mercati dell’energia; sicchè, dipendendo le quantità  di energia sbilanciate dalla condotta di ciascun utente del dispacciamento, questi deve ritenersi responsabile degli sbilanciamenti in concreto procurati.
Pertanto, le conseguenze derivanti da una strategia di programmazione non diligente e comunque non rispettosa dei principi di cui all’art. 14, allegato A, delibera n. 111/06, non possono ascriversi ai soli operatori titolari di unità  abilitate, ma devono imputarsi in capo ai singoli utenti del dispacciamento responsabili dalla violazione dei rispettivi programmi di prelievo e di immissione.
5.2.La verificazione, dopo aver descritto al punto 3 il funzionamento del mercato, in aderenza al quesito 1 ed in termini che peraltro non incidono sulla ricostruzione e qualificazione del potere in questione nei termini già espressi dalla sezione, ha fornito risposta ai successivi quesiti nei termini seguenti.
§ In relazione al quesito 2 (“Quali siano i flussi finanziari che ne conseguono”), la verificazione ha accertato che la valorizzazione degli sbilanciamenti, ovvero la determinazione del corrispettivo a cui vengono valorizzate le cessioni tra il dispacciatore e gli operatori del mercato dell’energia (utenti del dispacciamento in immissione e/o prelievo) ovvero le differenze tra programmi di immissione/prelievo e comportamento effettivo, è descritta con chiarezza nelle osservazioni prodotte da Terna e allegate alla relazione (cfr. Allegato 2 – Osservazioni di parte).
In proposito, conformemente a quanto ribadito dall’Autorità  (cfr. in particolare DCO n. 316/2016), la regolazione degli sbilanciamenti è ispirata a due principi: (a) attribuire a ciascuna unità  i costi che il sistema ha dovuto sostenere per compensare lo sbilanciamento da essa causato, dando un “corretto” segnale di prezzo sul valore dell’energia scambiata in tempo reale; (b) incentivare una programmazione da parte degli utenti del dispacciamento coerente con i principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza, disincentivando comportamenti che potrebbero rivelarsi nocivi per la sicurezza del sistema.
Il verificatore ha, inoltre, confermato che il quadro della regolazione vigente nel periodo 2015-2016, rilevante ai fini della soluzione della presente controversia, prevedeva una valorizzazione degli sbilanciamenti per le unità  non abilitate, diverse dalle unità  di produzione da fonti rinnovabili non programmabili, attraverso il meccanismo cd. single pricing, incentrato sull’erogazione “di un premio – rispetto al prezzo del mercato dell’energia (MGP) – agli sbilanciamenti con segno opposto a quello prevalente di sistema”; nonchè, “all’opposto, l’erogazione di una penale – sempre rispetto al prezzo del mercato dell’energia (MGP) – agli sbilanciamenti con segno uguale a quello di sistema”; con la precisazione che “la dimensione del premio/penale fosse parametrata a quanto speso mediamente da Terna per movimentare le risorse abilitate (nel segmento di MSD relativo al mercato di bilanciamento) nella direzione opposta a quella dello sbilanciamento prevalente del sistema”.
Ne deriva che, alla stregua della regolazione ratione temporis applicabile nella specie, gli sbilanciamenti in volume venivano valorizzati sulla base di prezzi che si formavano in un mercato al quale le unità  non abilitate non partecipavano: tale meccanismo di valorizzazione degli sbilanciamenti esponeva le unità  non abilitate ad un rischio asimmetrico con un guadagno potenziale senza un cap (limite massimo) e un valore minimo di guadagno pari a zero nel caso di posizione lunga, a fronte di una perdita potenziale senza floor (limite minimo percentuale al di sotto del quale gli interessi dovuti al creditore non possono scendere) e un valore minimo pari al prezzo pagato su MGP nel caso di posizione corta.
In fasi di mercato caratterizzate da aspettative di forti turbolenze dei prezzi su MSD, secondo quanto ritenuto dal verificatore, l’operatore razionale tenderebbe a porsi in posizione lunga al fine di minimizzare l’esposizione al rischio di perdite potenzialmente destabilizzanti per il proprio equilibrio economico-finanziario, in particolare per gli operatori di minori dimensioni.
§ In ordine al quesito n. 3 (“Chi sopporti il relativo costo, ovvero se esso rimanga a carico di chi fa il pagamento o venga traslato, e in quale misura, sugli altri soggetti del mercato ovvero sui consumatori finali, ovvero sul corrispettivo uplift, previa esatta definizione economica di quest’ultimo”), la verificazione ha preso in esame le varie componenti del corrispettivo uplift definito dall’art. 44, all. A, delibera n. 111/2006, posto a copertura dei costi che Terna sostiene per l’attività  di dispacciamento, comprendente, oltre agli sbilanciamenti, altre partite connesse al funzionamento del mercato elettrico, come le rendite di congestione e il costo del servizio di importazione virtuale.
Per quanto pìù di interesse ai fini del presente giudizio, è emerso che le componenti pìù significative del corrispettivo uplift sono quelle relative agli sbilanciamenti (art.44.1 lett. a), ai servizi di dispacciamento (art.44.1 lett. b) e ai servizi di interconnessione (art. 44.2, lett.g).
In sede di verificazione, in particolare, è stato accertato che il corrispettivo uplift nel corso degli anni ha mostrato una forte correlazione con il saldo tra oneri e proventi relativi ai servizi di dispacciamento – con un contributo positivo anche se tendenzialmente stabile dei costi per il servizio di interconnessione virtuale – mentre è apparsa incerta la relazione tra corrispettivo uplift e sbilanciamenti.
In alcuni periodi il saldo tra oneri e proventi di sbilanciamento è risultato negativo, contribuendo alla riduzione del corrispettivo uplift, in altri, invece, registrando un valore positivo, ne ha determinato un incremento. Peraltro, l’incidenza del saldo netto da sbilanciamento è condizionata dal meccanismo di determinazione dei corrispettivi di sbilanciamento, a sua volta influenzato dalla combinazione tra il fattore prezzo (avente un ruolo ritenuto dal verificatore preponderante e determinato dalla dinamica dei prezzi su MSD, che è funzione delle chiamate di Terna e delle offerte delle unità  abilitate nonchè del meccanismo di valorizzazione degli sbilanciamenti definito dalla regolamentazione) e dal fattore quantità  (integrato dal volume degli sbilanciamenti eseguiti dagli utenti del dispacciamento).
All’esito degli accertamenti, è emerso come il fenomeno di elevati saldi netti da sbilanciamento si sia verificato con una frequenza considerevole non solo nel biennio interessato dai procedimenti prescrittivi, ma anche negli anni precedenti, e si sia ripresentato nel primo semestre 2017. Nel 2015, nonostante siano stati rilevati dall’Autorità  comportamenti anomali da parte degli operatori nei confronti dei quali sono stati attuati provvedimenti prescrittivi – comportamenti che avrebbero determinato un incremento degli oneri di sbilanciamento-, non si evidenzia un impatto significativo del saldo netto di sbilanciamento sul corrispettivo uplift; anzi, nel mese di luglio 2015 il saldo netto di sbilanciamento ha contribuito significativamente a contenere l’aumento dell’uplift dovuto all’incremento degli oneri di dispacciamento. Dopo un nuovo picco positivo nel primo semestre 2017, il saldo netto di sbilanciamento si è mantenuto su livelli modesti e sistematicamente negativi; nel medesimo periodo il corrispettivo uplift ha evidenziato un andamento sostanzialmente decorrelato rispetto al saldo netto di sbilanciamento, raggiungendo livelli elevati e mostrando alta variabilità .
Dagli accertamenti svolti è emerso, inoltre, che il corrispettivo uplift rappresenta un costo che viene posto a carico degli utenti del dispacciamento in prelievo. L’uplift viene quindi traslato direttamente sull’utente finale, per quanto concerne i clienti del mercato tutelato, attraverso la tariffa regolata (uplift incluso nella componente denominata “costo dell’elettricità  e del dispacciamento”); per quanto concerne i clienti del mercato libero tale onere può essere trasferito ai clienti finali, dipendendo dalle condizioni contrattuali pattuite nell’accordo di fornitura. Sulla base dei dati a sua disposizione il verificatore ha ritenuto che per i clienti del mercato libero la traslazione dell’uplift sull’utente finale non sia sempre avvenuta nel periodo esaminato.
D’altro canto, alla stregua di quanto reputato dal verificatore, il meccanismo ripristinatorio previsto dalla Delibera AEEGSI n. 575/2016/R/EEL, se venisse applicato, non consentirebbe di evitare disparità  di trattamento: dato lo iato temporale tra il momento in cui si sarebbero verificate le condotte non diligenti che avrebbero portato a un aumento indebito del corrispettivo uplift e dunque all’addebito agli utenti finali di un onere “improprio” e il momento del riaccredito degli importi eventualmente recuperati in ragione dei provvedimenti prescrittivi mediante inclusione degli stessi nel calcolo del corrispettivo uplift, gli utenti sui quali hanno gravato gli oneri “impropri” soltanto casualmente potrebbero coincidere con quelli ai quali verrà  fatta la restituzione sia sotto il profilo nominale sia in termini di consumi di energia.
§ Con riferimento al quesito 5 (“Ove la risposta a qualcuno dei quesiti non sia possibile ne spieghi le ragioni; il tutto aggiungendo quanto ritenga utile a fini di giustizia”), la verificazione ha ripreso alcuni aspetti che attengono al rispetto del principio di diligenza come base per l’efficienza e il buon funzionamento dei meccanismi di mercato.
In tale ottica la verificazione ha evidenziato come il perseguimento di tale obiettivo (condotte e quindi programmazioni diligenti) possa essere ricercato in primo luogo circoscrivendo le condizioni di insufficiente disseminazione delle informazioni, specie quando le condotte e i meccanismi di formazione dei prezzi si realizzino in mercati fisiologicamente segmentati. È stata quindi richiamata l’attenzione sulla circostanza che, in un mercato ancora in fase di maturazione, condotte virtuose degli operatori possono ottenersi affiancando alla definizione di regole oggettive preventivamente e razionalmente determinate, un dialogo continuo con finalità  “educative” soprattutto nei confronti di soggetti con una storia di operatività  ancora circoscritta; in molti casi le autorità  di regolazione in mercati o settori maturi ricorrono a interventi di soft regulation (o di c.d. moral suasion) idonei a indirizzare i comportamenti dei soggetti regolati e a migliorarne la conformità  alle regole.
Tale ipotesi si accompagna in altri contesti a una strenua salvaguardia dell’accountability (o credibilità ) del regolatore che normalmente viene realizzata sia condividendo con il mercato la fase di costruzione dell’impianto di norme, sia promuovendo la formulazione e l’applicazione delle regole secondo una logica di proporzionalità , in base alla quale l’onerosità , la ratio e spesso la forza cogente delle regole sono “graduate” anche in rapporto alla dimensione, alla complessità  operativa e, in definitiva, all’effettivo impatto che condotte non adeguate possono generare sul funzionamento dei mercati.
Infine, la verificazione ha considerato che il funzionamento di un mercato concorrenziale (anche a fronte della negoziazione di un bene cruciale per il benessere pubblico quale l’energia) richiede regole oggettive in grado di salvaguardare la fruizione del pubblico e al tempo stesso la fairness nei rapporti tra operatori e tra questi e gli utenti del bene oggetto di scambio, essendo anche il risultato del consolidarsi di best practices che in qualche misura sono formate dalla disciplina di mercato, che sono inevitabilmente generate dallo sviluppo e dalla crescita del mercato e degli operatori, ma al tempo stesso sono edificate promuovendo un dialogo continuo tra operatori e tra questi e il regolatore.
5.3.Alla luce degli esiti della verificazione le cui risultanze per il loro carattere sistemico sono estensibili anche al presente giudizio , appaiono fondate le censure dedotte in appello nei termini di sussistenza del difetto di istruttoria e conseguente motivazione in ordine alla determinazione delle somme oggetto dei provvedimenti prescrittivi impugnati.
5.4.L’Autorità  ha congruamente motivato la ricorrenza di sbilanciamenti volontari, violativi dell’art. 14, allegato A, delibera n. 111/06, avendo correttamente preso in considerazione non tutti gli sbilanciamenti, ma soltanto quelli caratterizzati da livelli quantitativi e reiterazione nel tempo risultati incompatibili con la diligenza richiesta all’operatore professionale; sono stati, invece, esclusi sbilanciamenti aventi una natura episodica e di non sistematica reiterazione, in relazione ai quali, ragionevolmente, è stato ritenuto che il mancato rispetto del programma non fosse imputabile ad una programmazione non diligente.
Sennonchè, l’eventuale integrazione di una condotta violativa dell’art. 14, allegato A, delibera n. 111/2016, non può ritenersi sufficiente per giustificare l’adozione di misure prescrittive, rientranti – secondo quanto sopra precisato – nella competenza provvedimentale dell’Autorità  appellata; richiedendo l’art. 2, comma 20, lettera d), legge n. 481 del 1995, altresì¬, la concretizzazione di una lesione dei diritti degli utenti finali in conseguenza del comportamento ascritto all’esercente il servizio.
In particolare, essendosi in presenza di un potere prescrittivo e non sanzionatorio – il cui fine è rappresentato dalla restituzione al sistema delle condizioni di funzionamento che il mercato avrebbe espresso, ove non fosse stato perturbato dal comportamento opportunistico dell’utente del dispacciamento – per ritenere legittimamente assunto il relativo provvedimento amministrativo (di carattere individuale e avente, peraltro, rilevante impatto economico sulla sfera giuridica degli operatori del settore), occorre che siano dimostrati l’effettivo incremento del corrispettivo uplift in conseguenza degli sbilanciamenti non diligenti rilevati dall’Autorità  e la sua traslazione a carico dell’utenza finale; presupposti indispensabili per riscontrare comportamenti lesivi dei diritti degli utenti ex art. 2, comma 20, lettera d), legge n. 481 del 1995 e, quindi, per qualificare l’obbligazione restitutoria come misura prescrittiva assunta a tutela dell’utenza lesa.
Del resto, la stessa Autorità , nell’ambito del provvedimento prescrittivo, nell’individuare le questioni oggetto di valutazione, non ha ritenuto sufficiente verificare “se le strategie di programmazione [dalla società ] compiute siano contrarie all’obbligo di programmare con diligenza, prudenza, perizia e previdenza di cui all’articolo 14, comma 6, della deliberazione 111, comportandone la violazione” (par. 34, lett. a), avendo manifestato l’esigenza di accertare, altresì¬, sia “se da tali (eventuali) programmazioni non diligenti l’impresa abbia conseguito benefici economici (in termini di maggiori ricavi o minori costi nell’ambito della regolazione economica delle partite di bilanciamento)” (par. 34, lett. b), sia “se tali benefici conseguiti abbiano determinato, a livello complessivo, un onere a carico del sistema (mediante il corrispettivo uplift) e, quindi, della totalità  dell’utenza finale” (par. 34, lett. c).
Pertanto, al fine di legittimare l’intervento prescrittivo, non può ritenersi sufficiente la prova del profitto tratto dall’operatore economico in conseguenza dello sbilanciamento illecito (in quanto violativo dell’obbligo di diligente programmazione ex art. 14 allegato A, delibera n. 111 cit.), ove non risulti chiaramente dimostrato, altresì¬, il correlato incremento dei costi a carico dell’utenza finale; altrimenti, l’imposizione dell’obbligazione pecuniaria si atteggerebbe quale misura sanzionatoria, parametrata alla condotta dell’agente e all’utile dallo stesso conseguito, come tale funzionale alla repressione dell’illecito in concreto rilevato; a prescindere, quindi, dalla configurazione di un’effettiva lesione dei diritti dell’utenza, circostanza che, in tale maniera, in concreto non verrebbe provata.
5.5.Alla stregua di tali coordinate ermeneutiche, occorre verificare se l’Autorità  abbia nel caso di specie non soltanto accertato la sussistenza di sbilanciamenti non diligenti, violativi dell’art. 14, all. A, del. n. 111/06 cit., ma abbia provveduto, altresì¬, a riscontrare un conseguente incremento del corrispettivo uplift traslato sull’utenza finale, quantificando, per l’effetto, l’importo oggetto di ripetizione, avuto riguardo (anzichè al profitto indebito conseguito dall’operatore) al maggior costo sostenuto dagli utenti finali per effetto degli sbilanciamenti volontari ascritti all’odierno appellante.
Nello svolgimento di tale verifica deve tenersi conto che, alla stregua del quadro regolatorio di riferimento sopra ricostruito, gli sbilanciamenti effettivi sono idonei a determinare sia un effetto diretto nei rapporti negoziali tra le parti del contratto di dispacciamento, che uno indiretto sul mercato del dispacciamento, influendo in tale modo sulla determinazione del corrispettivo uplift ex art. 44, all. A, del. n. 111/06.
In particolare, quanto all’effetto diretto, lo sbilanciamento effettivo incide in via immediata sulla componente del corrispettivo uplift di cui all’art. 44, comma 1, lett. a), all. A, del. n. 111/06, rappresentata dal saldo fra i proventi e gli oneri per l’applicazione dei corrispettivi di sbilanciamento effettivo.
Il meccanismo del single pricing – operante fino al 31 luglio 2016 (e, quindi, ratione temporis rilevante nel presente giudizio) – come sopra osservato, consentiva di associare agli sbilanciamenti effettivi discordi o “in controfase” (in direzione opposta rispetto allo sbilanciamento aggregato zonale) il conseguimento di un beneficio economico per l’utente del dispacciamento, idoneo a determinare un diretto incremento della componente del corrispettivo uplift di cui all’art. 44, comma 1, lett. a), cit.
Nella regolazione economica dei rapporti intercorrenti fra i singoli utenti del dispacciamento e Terna, l’art. 14, all. A, delibera n. 111 del 2006 prevede, infatti, a meri fini economici (come supra osservato) in caso di sbilanciamenti positivi, la rivendita dell’energia a Terna; in caso di sbilanciamenti negativi, l’acquisto di energia da Terna.
In applicazione del meccanismo del single pricing:
– a fronte di uno sbilanciamento effettivo positivo in controfase, l’utente del servizio del dispacciamento vende a Terna l’energia immessa in eccesso o prelevata in difetto rispetto alle quantità  programmate “a un prezzo pari al maggiore tra il prezzo su MGP e la media dei prezzi a salire su MB, cioè riceve un “corrispettivo” (un “premio”) di sbilanciamento che non ha limite superiore” (cfr. pag. 17 verificazione);
– a fronte di uno sbilanciamento effettivo negativo in controfase, l’utente del servizio del dispacciamento acquista da Terna l’energia immessa in difetto o prelevata in eccesso rispetto alle quantità  programmate “al minore tra il prezzo su MGP e la media dei prezzi a scendere su MB, cioè paga una “corrispettivo” (una “penalità “) di sbilanciamento che al massimo è pari al prezzo su MGP” (pag. 17 verificazione).
In entrambe le ipotesi, dunque, la regolazione prevedeva “l’erogazione di un premio – rispetto al prezzo del mercato dell’energia (MGP) – agli sbilanciamenti con segno opposto a quello prevalente di sistema” (pag. 16 verificazione); con conseguente valorizzazione di un maggiore onere economico a carico di Terna, suscettibile di incrementare la componente del corrispettivo uplift ex art. 44, comma 1, lett. a), cit.
Lo sbilanciamento effettivo, tuttavia, potrebbe determinare anche un effetto indiretto (attraverso la condotta attiva di Terna sul MSD) sulla determinazione del corrispettivo uplift, condizionando la distinta componente di cui all’art. 44, comma 1, lett. b), relativa ai servizi del dispacciamento.
Gli sbilanciamenti effettivi, comportando uno squilibrio del sistema, potrebbero imporre l’intervento di Terna sul mercato del dispacciamento, al fine di attivare le unità  abilitate e ottenere, in tale modo, la variazione dei quantitativi di energia di cui il sistema necessita per il ripristino delle condizioni di equilibrio.
Tanto emerge, peraltro, dalla stessa delibera n. 343/16 prodotta in primo grado, recante la comunicazione di avvio del procedimento prescrittivo, in cui si dà atto che le strategie di programmazione non coerenti, fra l’altro, potrebbero alterare “l’andamento del mercato per il servizio di dispacciamento (di seguito: MSD), inducendo il gestore della rete ad attivare risorse nella fase di programmazione di detto mercato che non sarebbero state utilizzate in presenza di una programmazione coerente con i principi di diligenza, perizia, prudenza e previdenza, nonchè a condurre il sistema virtualmente verso stati di sicurezza critici con grave dispendio di risorse da approvvigionare che poi non si rivelano nei fatti utilizzate”.
Difatti, come osservato sopra nella descrizione del MSD e come precisato da questa sezione in altri precedenti, “Successivamente alla chiusura del mercato dell’energia elettrica all’ingrosso, si apre il mercato per il servizio di dispacciamento (MSD), nel quale i gestori di impianti, che hanno ottenuto l’abilitazione alla fornitura di risorse di dispacciamento, offrono al gestore della rete la propria disponibilità  a variare le immissioni o i prelievi di elettricità  rispetto ai quantitativi risultanti all’esito di MGP e di MI, presentando offerte a salire (aumentare l’immissione o diminuire il prelievo) o offerte a scendere (diminuire l’immissione o aumentare il prelievo)” (Consiglio di Stato, sez. VI, 4 giugno 2020, n. 03535).
Pertanto, al fine di bilanciare il sistema:
– a fronte di uno stato eccedentario del sistema elettrico, implicante una maggiore immissione o un minore prelievo, Terna si attiva per ottenere una riduzione delle quantità  di energia elettrica mediante l’accettazione delle offerte a scendere presentate dalle unità  abilitate sul MSD a prezzi di regola inferiori rispetto a quelli zonali;
– a fronte di uno stato deficitario del sistema, derivante da minori immissioni o maggiori prelievi rispetto alle quantità  programmate, Terna si attiva per ottenere un incremento delle quantità  di energia elettrica, mediante l’accettazione delle offerte a salire presentate sul MSD a prezzi di regola superiori a quelli zonali.
I maggiori oneri sostenuti da Terna sul mercato del dispacciamento determinano, in tale caso, un incremento della componente del corrispettivo uplift di cui all’art. 44, comma 1, lett. b), cit.
L’esistenza di effetti diretti e indiretti riconducibili agli sbilanciamenti effettivi è, peraltro, riconosciuta anche dall’Autorità .
L’incidenza degli sbilanciamenti sul mercato del dispacciamento, in ogni caso, è ricavabile anche dal provvedimento prescrittivo impugnato in prime cure, dove si dà atto che, Terna “& al fine di porre rimedio agli sbilanci causati dalle deviazioni rispetto ai programmi (in immissione e/o prelievo) che si formano in esito ai mercati dell’energia, essa si serve del contributo degli utenti che dispongono di particolari unità  di produzione (c.d. unità  abilitate); tali elementi partecipano con le proprie unità  abilitate al mercato per il servizio di dispacciamento (&) dove Terna può concludere contratti in forza dei quali ordinare la variazione dell’energia immessa (e prelevata per le unità  di produzione e pompaggio) sia in fase di programmazione, sia in tempo reale”.
Al fine di quantificare gli oneri a carico del sistema derivanti da uno sbilanciamento effettivo – suscettibili di tradursi nella liquidazione del corrispettivo uplift -, occorre, dunque, analizzare non solo l’effetto diretto, ma anche quello indiretto prodotto dalla violazione dei programmi (vincolanti) di prelievo e immissione presentati dagli utenti del dispacciamento.
Difatti, l’Autorità  ha inteso esercitare un potere prescrittivo, fondato sull’esistenza di un comportamento ascrivibile al «soggetto esercente il servizio», causa di una lesione dei diritti dell’utenza a una corretta formazione del prezzo sui mercati e a una corretta determinazione del valore delle risorse per dispacciamento, concretizzatasi nell’aumento del corrispettivo uplift.
Nel valutare la sussistenza dei presupposti fondanti l’esercizio del potere prescrittivo, dunque, è imprescindibile un accertamento del nesso eziologico tra la condotta (di sbilanciamento effettivo) e l’evento (l’incremento del corrispettivo uplift, successivamente traslato sull’utenza finale), da svolgere in applicazione della teoria condizionalistica, secondo cui un evento è da considerare causato da un altro se, ferme restando le altre condizioni, il primo non si sarebbe verificato in assenza del secondo (cfr. Consiglio di Stato, sez. VI, 26 febbraio 2019, n. 1363).
Ne deriva che, per ritenere lo sbilanciamento effettivo associato al singolo punto di dispacciamento causa di un definito incremento del corrispettivo uplift, occorre verificare se, in assenza dello sbilanciamento, il valore complessivo del corrispettivo uplift sarebbe stato effettivamente inferiore (per la misura corrispondente a quella imputata all’operatore) a quella concretamente registrata, tenendo, tuttavia, conto di tutte le sue componenti, comunque condizionate dagli sbilanciamenti.
Nell’ambito di una tale verifica anche un eventuale risparmio di spesa procurato dalla condotta dell’utente del dispacciamento potrebbe assumere rilevanza.
Difatti, ove si accertasse che, in assenza dello sbilanciamento, Terna necessariamente o con ragionevole probabilità  avrebbe dovuto sostenere una maggiore spesa sul MSD per l’acquisto/vendita delle quantità  di energia occorrenti per riequilibrare il sistema (nella misura corrispondente a quella sbilanciata in concreto dall’appellante), dovrebbe ritenersi, in applicazione della teoria condizionalistica, che lo sbilanciamento effettivo realmente occorso sia stato causa di un risparmio di spesa giuridicamente rilevante, da computare al fine di valutare la lesione dei diritti dell’utenza ascrivibile all’utente del dispacciamento (sulla possibilità  di valorizzare quale forma di arricchimento, rilevante per l’ordinamento, non soltanto incrementi patrimoniali, ma anche risparmi di spesa correlati all’altrui condotta, cfr. Cass. civ. Sez. III Ord., 21 giugno 2018, n. 16305 e Consiglio di Stato, sez. IV, 17 gennaio 2018, n. 244).
In ogni caso, si osserva che nella specie, essendo rappresentato l’evento lesivo dalla violazione dei diritti dell’utenza finale, ai fini del relativo accertamento, non rilevano le variazioni di valore delle singole componenti dell’uplift – che, pertanto, non assumono valenza autonoma -, bensì¬ occorre esaminare l’incremento complessivo del costo generato a carico del sistema elettrico, tenendo conto della somma algebrica di tutte le sue componenti.
Nella specie l’oggetto di esame non è, infatti, rappresentato dalla correlazione tra lo sbilanciamento effettivo e l’onere gravante su Terna a titolo di premio di sbilanciamento -componente dell’uplift idonea a valorizzare il beneficio conseguito dall’utente del dispacciamento, ma non la lesione dei diritti dell’utenza finale, presupposto essenziale per giustificare l’esercizio del potere prescrittivo-; bensì¬ è integrato dalla verifica del nesso eziologico tra sbilanciamento effettivo e danno all’utenza, sub specie di incremento complessivo dell’uplift, posta unitaria, da computare operando la somma algebrica di tutte le sue componenti ex art. 44, comma 1, all. A cit., comunque condizionate dallo sbilanciamento, anche sotto forma di risparmio di spesa altrimenti da sostenere in assenza della condotta ascritta all’utente del dispacciamento.
La necessità  di una tale analisi si pone, in particolare, per gli sbilanciamenti “contro fase”, i quali:
– ove positivi e verificatisi nell’ambito di uno stato deficitario del sistema, si concretizzano in un minor prelievo o in una maggiore immissione (rispetto al quantitativo programmato dal singolo utente) nell’ambito di un contesto aggregato in cui l’energia presente sul sistema è inferiore a quella occorrente per il raggiungimento della posizione di equilibrio;
– ove negativi e verificatisi nell’ambito di uno stato eccedentario del sistema, si traducono in un maggior prelievo o in una minore immissione (rispetto al quantitativo programmato dal singolo utente) nell’ambito di un contesto aggregato in cui l’energia presente sul sistema è superiore a quella occorrente per il raggiungimento della posizione di equilibrio.
In siffatte ipotesi, non può in astratto escludersi che lo sbilanciamento effettivo produca, contestualmente, sia un maggiore onere sostenuto da Terna per il pagamento del premio di sbilanciamento (così¬ influendo sulla componente di cui all’art. 44, comma 1, lett. a), cit.), sia una riduzione degli oneri che Terna deve sostenere per l’attivazione delle unità  abilitate sul distinto MSD (condizionando, in tale caso, la componente di cui all’art. 44, comma 1, lett. b), cit.).
In tali circostante, in particolare, tenuto conto dello stato effettivo del sistema e dell’idoneità  degli sbilanciamenti ad influire anche sul mercato del dispacciamento (attraverso le modalità  supra tracciate), lo sbilanciamento effettivo potrebbe anche determinare un risparmio di spesa, corrispondente al mancato incremento degli oneri per il servizio del dispacciamento ex art. 44, comma 1, lett. b), che altrimenti Terna avrebbe dovuto sostenere sul MSD, per acquistare/vendere le quantità  di energia (corrispondenti a quelli sbilanciate dal singolo utente) occorrenti per ripristinare lo stato di equilibrio del sistema.
In siffatte ipotesi, posto che, in assenza dello sbilanciamento effettivo, la spesa avrebbe dovuto essere sostenuta dal gestore della rete, lo sbilanciamento effettivo si atteggia quale causa giustificatrice del risparmio di spesa, con conseguente integrazione del relativo nesso eziologico.
5.6.In definitiva, l’Autorità , nell’accertare la correlazione tra sbilanciamento e incremento dell’uplift, nonostante le richiamate premesse, incentrate sulla sussistenza di effetti diretti e indiretti suscettibili di essere prodotti dagli sbilanciamenti sul mercato elettrico, si è limitata a verificare i benefici conseguiti dall’operatore economico in conseguenza degli sbilanciamenti effettivi realizzati – e, quindi, il solo costo direttamente generato sulla componente di cui all’art. 44, comma 1, lett. a), cit. , omettendo di verificare, altresì¬, l’eventuale beneficio prodotto dal medesimo antecedente causale (sbilanciamento) sul valore complessivo dell’uplift, sub specie di riduzione degli oneri che Terna necessariamente o con ragionevole probabilità , in assenza dello sbilanciamento contro fase, avrebbe dovuto sostenere sul MSD per l’acquisto/vendita delle quantità  di energia occorrenti per riequilibrare il sistema, nella misura corrispondente a quella sbilanciata in concreto dall’appellante.
Ne deriva che l’Autorità , sebbene, nel giustificare i presupposti del provvedere, non avesse ritenuto sufficiente l’accertamento del solo profitto indebito tratto dall’appellante dalla violazione dei programmi vincolanti attesa la necessità  di verificare anche l’incremento del corrispettivo uplift in concreto generato dagli sbilanciamenti effettivi all’uopo registrati – nel valutare l’an e il quantum dell’obbligazione restitutoria, si è limitata ad accertare e quantificare il profitto indebito (al netto delle penali di sbilanciamento) tratto dall’operatore economico dai propri sbilanciamenti, assumendo che lo stesso, indipendentemente dal segno dello sbilanciamento aggregato zonale e dall’effettivo stato del sistema, fosse idoneo a produrre un corrispondente incremento del corrispettivo uplift a carico dell’utenza.
L’accertamento di sbilanciamenti illeciti (violativi dell’obbligo di diligente programmazione ex art. 14 all. A del. n. 111 cit.) e di profitti (conseguentemente) indebiti tratti dall’operatore economico non può ritenersi sufficiente per l’adozione di una misura prescrittiva, la quale – come sopra osservato – richiede, altresì¬, una correlazione tra il comportamento ascritto all’esercente il servizio e la lesione dei diritti dell’utenza conseguentemente procurata.
Non esaminando lo stato effettivo del sistema, l’Autorità  non ha verificato se lo sbilanciamento “contro fase” contestato all’appellante, oltre a violare il disposto di cui all’art. 14, all. A, del. n. 111/06 e a determinare -nella misura rilevata- un incremento della componente dell’uplift ex art. 44, comma 1, lett. a), cit., al contempo, abbia causato un risparmio di spesa (in tale modo influendo sulla distinta componente ex art. 44, comma 1, lett. b), cit.), che altrimenti Terna avrebbe dovuto certamente o con ragionevole probabilità  sostenere sul MSD per ricondurre il sistema in equilibrio, acquistando/vendendo nei rapporti con le unità  abilitate (e, quindi, a prezzi pìù onerosi rispetto a quelli di mercato) le quantità  di energia occorrenti per riequilibrare il sistema, nel caso concreto invece regolate economicamente in sbilanciamento con la parte appellante.
Tale verifica avrebbe richiesto un’indagine riferita allo stato (eccedentario o deficitario) in cui il sistema si trovava al momento dello sbilanciamento controfase, al fine di accertare se tale sbilanciamento avesse prodotto comunque un effetto benefico -da valutare per stabilire la sua correlazione con il corrispettivo uplift-, aumentando le quantità  di energia disponibili (attraverso maggiori immissioni o minori prelievi rispetto ai programmi modificati) a fronte di uno stato deficitario del sistema ovvero riducendo le quantità  di energia disponibili (attraverso un maggiore prelievo o una minore immissione rispetto ai programmi modificati) in uno stato eccedentario del sistema.
Un tale accertamento avrebbe potuto influire sia sull’an dell’obbligazione restitutoria, da negare ove il risparmio di spesa (riferito alla componente di cui all’art. 44, comma 1, lett. b), all. A, del. n. 111 cit.) fosse stato interamente idoneo a controbilanciare il costo (correlato alla componente di cui all’art. 44, comma 1, lett. a), all. A, del. n. 111 cit.), sia sul quantum, da ridurre rispetto alla misura liquidata con il provvedimento impugnato in prime cure, qualora il risparmio di spesa (comunque esistente) avesse solo in parte controbilanciato il costo diretto.
Il mancato svolgimento di tale essenziale attività  di verifica non consente di ritenere certa la correlazione tra gli sbilanciamenti effettivi imputati all’odierno appellante (comunque violativi dell’art. 14.6 cit. e, quindi, potenzialmente rilevanti per l’adozione di diverse misure amministrative o l’attivazione di distinti rimedi giuridici, al ricorrere dei relativi presupposti giustificativi) e l’incremento dell’uplift contestato con il provvedimento impugnato in prime cure; con conseguente illegittimità  della misura prescrittiva assunta a carico dell’odierno appellante.
5.7.Da ultimo, in replica alla obiezione formulata da Terna s.p.a., va rimarcato che l’omessa analisi da parte dell’ARERA dell’eventuale beneficio prodotto sulla componente di cui all’art. 44, comma 1, lettera b), dell’Allegato A alla Delibera n. 111/06, appartiene senza dubbio al thema decidedum del presente giudizio, nella misura in cui l’appellante ha recisamente contestato il nesso causale tra sbilanciamenti e incremento dell’uplift.
6.Alla luce delle considerazioni che precedono l’appello va accolto ai sensi e nei limiti di quanto sopra precisato e, per l’effetto, in riforma della sentenza impugnata, va accolto in parte qua il ricorso di primo grado.
6.1.Possono quindi assorbirsi le questioni sollevate dall’appellante in relazione all’incompatibilità  comunitaria della normativa nazionale e delle condotte tenute dall’Autorità .
7.Sussistono giusti motivi, a fronte della complessità , peculiarità  e novità  della questione, per compensare le spese del doppio grado.
P.Q.M.
Il Consiglio di Stato in sede giurisdizionale (Sezione Sesta), definitivamente pronunciando sull’appello, come in epigrafe proposto, lo accoglie ai sensi e nei limiti di cui in motivazione e, per l’effetto, in riforma della sentenza impugnata, accoglie parzialmente, nei suddetti limiti, il ricorso in prime cure.
Compensa interamente tra le parti le spese del doppio grado di giudizio.
Ordina che la presente sentenza sia eseguita dall’autorità  amministrativa.
Così¬ deciso in Roma nella camera di consiglio del giorno 24 settembre 2020 con l’intervento dei magistrati:
Giancarlo Montedoro, Presidente
Silvestro Maria Russo, Consigliere
Dario Simeoli, Consigliere, Estensore
Davide Ponte, Consigliere
Giovanni Orsini, Consigliere.