Antonio Verrastro e Giuseppe Giordano

1. Un’analisi diacronica.

La sentenza “SECAB” della Corte di Giustizia dell’Unione Europea, emessa in merito alla causa C-423/23, presenta effetti di particolare interesse in quanto consente di analizzare il passato, il presente e il futuro della politica energetica italiana e dell’intera comunità europea.

Del passato, in quanto la pronuncia richiama gli impegni assunti dalla Comunità per la creazione di un mercato unico delle fonti energetiche. Promesse più volte riprese, oltre che dalle scelte politico-legislative di questi anni, anche nelle comunicazioni della Presidente della Commissione Europea. Difatti, proprio durante l’ultimo discorso sullo Stato dell’Unione, è stata affermata la necessità di favorire un cambio di passo nel mercato dell’energia rispetto alle tempistiche tradizionali; mutamento auspicato con l’approvazione del “Single Market Roadmap to 2028”, progetto già annunciato nel corso dell’annuale riunione a Strasburgo.

Mediante la sentenza in esame, la Corte ancora una volta ha evidenziato la trasformazione progressiva della Comunità nel corso del tempo: istituita per tutelare interessi meramente economici, essa adesso intende proporsi come principale garante di molteplici aspetti della vita delle persone. Sotto questo profilo, infatti, non manca chi ha evidenziato come l’Istituzione sia in grado di assumere “un nuovo ruolo di guida e di indirizzo del potere pubblico rispetto alle spontanee dinamiche di mercato, andando oltre la semplice cura dei fallimenti; il perseguimento […] di interessi super-individuali quali la tutela dell’ambiente [e] la lotta al cambiamento climatico”.

Del presente, poiché il tema energetico ha assunto un ruolo centrale nel dibattito politico italiano e internazionale. Per percepire quanto l’argomento abbia prepotentemente acquisito una posizione di primaria importanza nel contesto eurounitario, si pensi allo scontro mediorientale e al recente blocco dello stretto di Hormuz. Non solo: il conflitto russo-ucraino ha comportato un innalzamento dei costi e la connessa esigenza di avviare un processo di affrancamento europeo dal gas russo.

Si badi bene: la questione riguardante le fonti di approvvigionamento energetico non rileva solo in ambito europeo. Seppur le istituzioni di Bruxelles abbiano deciso di spendersi molto sull’argomento, è in realtà tutto lo scenario internazionale a esserne interessato. Sul tema, infatti, si sprecano gli esempi di iniziative organizzate dall’ONU: le COP, periodiche conferenze in materia, ne sono il caso più eclatante.

Del futuro, in quanto la Commissione ha provveduto a elaborare delle proposte sul tema energetico per raggiungere una più significativa armonizzazione. Su tutte, il Green Deal – affiancato dalla direttiva EU/2018/2001, poi modificata dalla normativa EU/2023/2413 – testimonia la centralità assunta dal tema nel dibattito unionale. Peraltro, la dottrina si è occupata del tema, ritenendolo uno degli snodi principali per compiere un ulteriore passo in avanti per realizzare una più forte integrazione europea. Ciò detto, seppur non siano stati pochi i rimandi alle norme di dettaglio, la decisione della Corte di Lussemburgo non ha mancato – in occasione della cognizione della controversia – di richiamare i postulati di proporzionalità e ragionevolezza.

Questa, in sintesi, alcune essenziali considerazioni per cogliere gli aspetti maggiormente rilevanti della decisione.

2. Il meccanismo di compensazione a due vie di cui all’art. 15-bis DL n. 4/22.

La vicenda prende le mosse dalla pubblicazione delle Deliberazioni 266/2022/R/EEL e 143/2023/R/EEL (datate, rispettivamente, 21.6.2022 e 4.3.2023) con le quali l’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (di seguito anche “ARERA”) ha dato attuazione all’art. 15-bis del DL 4/2022, convertito poi in legge 25/2022 e modificato dal d.l. 115/2022.

Queste deliberazioni introducono nel nostro ordinamento un meccanismo di compensazione a due vie sul prezzo dell’energia, in riferimento all’energia elettrica immessa in rete, a carico dei produttori da fonte rinnovabile e sul presupposto che questi ultimi starebbero conseguendo un extra profitto.

Tale meccanismo introdotto dall’art. 15-bis del DL 4/2022 comporta il prelievo della differenza tra i prezzi effettivamente ricavati (vendendo l’energia sul mercato elettrico o in forza di contratti bilaterali) con la vendita dell’energia immessa in rete, nel periodo dal 1.2.2022 al 31.12.2022 (poi esteso fino al 30.6.2023), dai seguenti impianti:

– impianti fotovoltaici di potenza superiore a 20 kW ammessi agli incentivi del Conto Energia “non dipendenti da prezzi di mercato”;

– impianti di potenza superiore a 20 kW alimentati da fonte solare, idroelettrica, geotermoelettrica ed eolica, purché “non acced[a]no a meccanismi di incentivazione” ed “entrati in esercizio in data antecedente al 1.1.2010”.

Sempre per la Corte, il co. 7 dell’art. 15-bis esenta, invece, dal meccanismo di compensazione a due vie, soltanto “l’energia oggetto di contratti di fornitura conclusi prima del 27.1.2022, a condizione che non siano collegati all’andamento dei prezzi dei mercati spot dell’energia e che, comunque, non siano stipulati a un prezzo medio superiore del 10 per cento rispetto al valore di cui al co. 3, lettera a), limitatamente al periodo di durata dei predetti contratti”.

Nello specifico, per le finalità sopra indicate, il GSE calcola la differenza tra i seguenti valori:

– un “prezzo di riferimento” calcolato sulla base di quanto stabilito dall’allegato I bis al Decreto (quale media aritmetica dei prezzi orari di ciascuna zona di mercato, registrati dal 1.1.2010 al 31.12.2020);

– un “prezzo di mercato” (per esemplificazione: quale prezzo percepito dal produttore, anche in base a contratti di fornitura).

Se la differenza dei predetti valori è negativa (in realtà, unica circostanza verificabile in considerazione dell’andamento del mercato), il GSE “provvede a richiedere al produttore l’importo corrispondente”.

3. Il mercato nazionale dell’energia elettrica.

A tal proposito, a beneficio di chi legge, appare opportuna una breve disamina sul funzionamento, nel periodo in argomento, del mercato di cessione dell’energia elettrica in Italia, in particolare per quanto attiene alla determinazione del prezzo di mercato dell’energia.

Come noto, i mercati elettrici sono gestiti da un intermediario (GME) al quale produttori e consumatori inviano le loro offerte: per ogni ora del giorno, quale periodo di riferimento, viene costruita una curva di offerta tale da ordinare gli impianti di produzione in ragione crescente dei loro costi marginali. La curva dell’offerta ha una pendenza positiva al crescere del prezzo, in quanto le offerte partono dalla più economica. Naturalmente, in tale scenario, gli impianti a fonte rinnovabile sono contraddistinti da costi marginali più bassi rispetto agli impianti alimentati da fonte fossile. Analogamente alla formazione della curva di offerta, il GME raccoglie offerte di acquisto per le quali la curva della domanda ha, invece, pendenza negativa. Sicché il prezzo di equilibrio viene determinato, per ogni ora, dall’intersezione della curva di domanda e offerta e, quindi, il prezzo viene fissato sulla base dell’ultima centrale necessaria a coprire la domanda, che è quella con i costi marginali più elevati.

L’esistenza di picchi a breve termine è, dunque, una caratteristica fisiologica ed endemica del mercato dell’energia elettrica e la pietra angolare del sistema, tenuto conto che il mercato elettrico funziona “a ore” o “fasce orarie” (non a medie aritmetiche!). Per un operatore del mercato, l’aspettativa di redditività per la vendita di energia è calcolata proprio sulla domanda di energia elettrica quando la domanda è al massimo e, quindi, il prezzo è fissato dalla centrale più costosa.

Con l’art. 15-bis, invece, lo Stato italiano ha quantificato le partite economiche rilevanti per l’extraprofitto asseritamente registrato a seguito della congiuntura economica derivante dall’invasione dell’Ucraina, utilizzando quale prezzo di riferimento la mera media aritmetica dei prezzi negli ultimi anni senza prendere in considerazione i picchi di prezzo funzionali al mercato elettrico ante crisi. La crisi ha, infatti, inciso sul picco massimo e aumentato il prezzo dell’energia nelle ore di massima domanda: quando la domanda è soddisfatta dalle unità inframarginali il prezzo resta inalterato; quando la domanda non è soddisfatta dalle citate unità inframarginali, entrano in gioco gli impianti a gas e il prezzo dell’energia aumenta per effetto dell’aumentato prezzo del gas.

Partendo da queste coordinate, quindi, per contrastare gli effetti della crisi, sarebbe stato corretto prendere a riferimento il prezzo dell’energia fissato nei momenti in cui la domanda era al massimo nel periodo ante crisi, e non su una media aritmetica pluriennale. Tra l’altro, nell’art. 15-bis il prezzo di riferimento su cui viene parametrato il prelievo è stato calcolato sul prezzo medio dell’energia nel decennio 2010-2020 e, dunque, includendo il 2020: anno con i prezzi impropriamente bassi per via dei lockdown dovuti al Covid (minimo storico) ed escludendo, invece, il 2021 in cui i prezzi si erano già assestati su una media più alta rispetto agli anni precedenti.

4. La vicenda giudiziale e le questioni sottoposte alla Corte.

Per quanto riguarda, più nello specifico, il ricorso proposto dinanzi al TAR Lombardia – con sede a Milano – la SECAB aveva dedotto l’illegittimità delle deliberazioni dell’ARERA, poiché ritenute in contrasto con le norme UE – attuative dell’articolo 15-bis del d.l. 4/2022 – nonché delle regole riguardanti l’applicazione del cd. “meccanismo di compensazione a due vie”.

L’Autorità di Regolazione per Energia Reti e Ambiente (ARERA) e il Gestore dei Servizi Energetici (GSE), invece, si costituivano in qualità di resistenti.

Con intervento ad opponendum, prendevano parimenti parte al procedimento il Governo italiano per il tramite della Presidenza del Consiglio dei ministri, del Ministero della Transizione Ecologica e del Ministero dello Sviluppo Economico – ope legis difesi dall’Avvocatura Generale dello Stato.

Con una prima sentenza del TAR Lombardia – in applicazione dei principi euro-unitari di effettività della tutela di cui agli artt. 6 e 13 CEDU e 47 della CDFUE, dell’effetto utile e della leale cooperazione tra i soggetti – sono state ammesse anche le Associazioni di categoria come “Assoidroelettrica”, “Associazione Italia Solare ETS”, “Elettricità Futura – Unione delle imprese elettriche italiane”. Queste ultime sono intervenute nel giudizio dinanzi al TAR nonostante la sospensione del processo per il rinvio pregiudiziale e, in tale ottica, le note preclusioni formali di cui agli artt. 79 co. 1 c.p.a. e 298 c.p.c.

La questione pregiudiziale ex art. 267 TFUE originava da un’ordinanza datata 7 luglio 2023, concernente l’interpretazione di numerose disposizioni contenute in varie fonti giuridiche europee. Più precisamente, la domanda pregiudiziale verteva sul significato da attribuire: all’articolo 5 (4) della direttiva 2019/944, relativa alle “norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE”; ai considerando 2, 3 e 12 della direttiva (UE) 2018/2001, inerente alla promozione dell’uso dell’energia da fonti rinnovabili, nonché ai considerando 27, 28, 29, 39 e 41 e agli articoli 6 (1), 7 (1) l. h), i), j), 8 (1) l. a) e d) e (2) del regolamento (UE) 2022/1854, riguardante l’intervento emergenziale per far fronte all’aumento dei prezzi dell’energia.

In data 6 febbraio 2025, l’Avvocato Generale Rantos presentava le sue conclusioni. Quasi un anno dopo, più precisamente in data 22 gennaio 2026, la Corte di Lussemburgo emanava la sentenza in commento per dirimere la questione interpretativa sollevata dal Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia.

In verità, nell’esporre le domande pregiudiziali, il giudice del rinvio ricostruiva le note di contesto.

In primis, faceva notare come il “price cap” di cui all’articolo 15-bis del d.l. 4/2022 fosse applicabile soltanto per il periodo di tempo intercorrente tra il 1° febbraio 2022 e il 31 dicembre 2022, poi prorogato fino al 30 giugno 2023. Con l’entrata in vigore del regolamento UE 2022/1854, in data 8 ottobre 2022, tuttavia, veniva stabilito un tetto ai ricavi più elevato rispetto a quello previsto a livello nazionale: in ogni caso, sebbene intervenuta antecedentemente, il giudice lombardo considerava la disposizione nazionale come un’equa concretizzazione di quella eurounionale.

Le modalità sancite dal Parlamento italiano per stabilire il tetto ai ricavi tra i 56 e i 75 € al MWh, tuttavia, non sarebbero state immuni da critiche. Nello specifico, il legislatore avrebbe determinato tale limite effettuando una media dei prezzi di ciascuna zona di mercato tra il 1° gennaio 2010 e il 31 dicembre 2020, tenendo comunque conto dell’inflazione. Questa modalità di calcolo, però, prestava il fianco a diverse considerazioni. La prima: il criterio stabilito dall’UE per determinare il tetto al prezzo dell’energia andava calibrato in base alle ore in cui la domanda aveva raggiunto i picchi massimi antecedentemente all’aggressione russa da parte dell’Ucraina. La seconda: il 2020 è considerato un anno particolarmente anomalo, in quanto la diffusione dovuta al coronavirus e il conseguente lockdown aveva comportato una minore richiesta di energia, a cui è conseguito un fortissimo calo del prezzo energetico. Infine, la terza: la normativa europea stabiliva comunque la possibilità di mantenere il 10% dei ricavi eccedenti il limite massimo di 180 € al MWh. L’ordinamento domestico, invece, non prevedeva neanche la possibilità di mantenere il 10% dell’eccedenza dal limite massimo di 75 € (previsto, invece, per la Sicilia).

In secundis, il criterio non parrebbe essere idoneo poiché contrastante con gli altri due previsti dalla normativa superprimaria: il primo riguardava la mancata previsione di un tetto specifico per i produttori che utilizzano fonti provenienti da carbon fossile, i quali avrebbero quindi goduto di un vantaggio ingiustificato come invece richiede la normativa europea; il secondo prevedeva un tetto unico per tutte le categorie di produttori di energia, assumendo che i costi di produzione contemplassero quote fisse e invariabili per ciascuna categoria di impianto.

L’UE, nel consentire tale tetto al prezzo, riconosceva comunque la necessità di giustificare l’ingerenza dello Stato in economia, pratica sovente scoraggiata dalle istituzioni eurounionali. Tuttavia, nel permettere ciò agli Stati membri, si stabiliva comunque che tale tetto al prezzo avrebbe dovuto consentire una certa redditività degli investimenti, parimenti permettendo che fosse concesso un reinvestimento nelle fonti energetiche rinnovabili, oltre alla copertura dei costi di esercizio degli impianti. Tale prassi, tra l’altro, avrebbe contrastato anche col principio della massima diffusione dell’energia rinnovabile prevista a livello sovranazionale. Ciò detto, parrebbe che il legislatore italiano non avesse considerato questi requisiti nel determinare il tetto previsto dall’art. 15-bis.

Sulla base di ciò, le questioni pregiudiziali che il tribunale amministrativo lombardo sottoponeva al giudizio della Corte lussemburghese erano sostanzialmente tre.

Si chiedeva innanzitutto se fosse ammissibile – conformemente alla disciplina europea – un tetto ai ricavi di mercato ottenuti dalla vendita di energia elettrica senza la garanzia dei produttori di mantenere il 10% dei ricavi eccedenti tale limite.

In secondo luogo, veniva domandato se fosse compatibile una normativa nazionale che individui un tetto ai ricavi di mercato ottenuti dalla vendita dell’energia elettrica, congruamente a quanto previsto dall’articolo 15-bis del d.l. 4/2022 e senza che venissero garantiti e preservati gli investimenti nel settore delle energie rinnovabili.

Infine, oggetto del rinvio pregiudiziale era anche la verifica che la normativa eurounitaria ne precludesse una nazionale relativa ai ricavi di mercato ottenuti dalla vendita di energia elettrica con le modalità previste dall’articolo 15-bis del d.l. 4/2022, cioè senza alcun tetto per l’energia prodotta dal carbon fossile o una disciplina differenziata relativamente alle diverse fonti di produzione.

Dopo aver esaminato tutta la ricostruzione in fatto, la Curia riportava anche le discussioni in merito alla ricevibilità della questione. Secondo i resistenti, la questione era inconciliabile con il dettato dell’articolo 94 del regolamento di procedura della Corte, poiché la domanda non conteneva tutti i requisiti previsti dal regolamento di detto organo. Vieppiù, il GSE sosteneva che il giudice del rinvio non avesse elencato tutte le ragioni che lo avevano indotto a sollevare un rinvio pregiudiziale, limitandosi a sottolineare solo le osservazioni proposte dal ricorrente.

Sul punto, tuttavia, la Corte ribadiva una granitica interpretazione giurisprudenziale, poi recepita nell’articolo 94, lettere a) e b) del regolamento di procedura. Più precisamente, la normativa richiedeva al giudice domestico di riassumere tutte le disposizioni nazionali inerenti alle questioni portate dinanzi alla Corte. Veniva altresì richiesto che il giudice nazionale rendesse edotta la Curia circa i motivi che avevano spinto il giudice del rinvio a interrogarsi sull’interpretazione o sulla validità di determinate disposizioni unionali, contestualmente indicando il legame di queste disposizioni europee e la normativa nazionale che si sarebbe potuta applicare al procedimento principale. Secondo i giudici europei, l’ordinanza del 7 luglio 2023 soddisfaceva i requisiti previsti in quanto contenente un’esauriente prospettazione degli aspetti fattuali e giuridici relativi alla situazione in analisi. La Corte europea, inoltre, non aveva perso l’occasione per ribadire come il giudice lombardo disponesse del più ampio potere discrezionale per la scelta di argomenti da sottoporre all’attenzione della Corte, in quanto unico investito della questione e quindi incaricato di decidere la controversia in analisi. Proprio per questo, sebbene le circostanze sottoposte all’attenzione dei giudici di Lussemburgo avessero dovuto trovare spunto anche sulle sole considerazioni di una parte, non vi sarebbe stata comunque la possibilità di rigetto delle osservazioni. Proprio su questo assunto si basa la cosiddetta “presunzione di rilevanza” operata dalla Corte di Giustizia: le questioni sottoposte all’attenzione della stessa sono state preventivamente ritenute rilevanti, dovendo essere rigettate solo se l’interpretazione proposta non fosse stata dotata di alcun rilievo nazionale.

Sulla base di queste considerazioni, l’analisi della ricevibilità si chiude con l’accoglimento della questione da parte della Corte. È doveroso altresì sottolineare come non solo i resistenti abbiano cercato di ostacolare questo processo, ma anche i componenti del Governo belga. Questi ultimi, nello specifico, avevano indicato come alcuni atti prodotti in giudizio – vedasi i considerando – non fossero vincolanti, pertanto non in grado di essere oggetto di giudizio da parte della Corte. Tuttavia, ancora una volta, il giudice di Lussemburgo ha sottolineato come il ricorso fosse ricevibile, in quanto questa sola eccezione non era utile a ribaltare la “presunzione di rilevanza” della Corte.

5. Il sindacato della Curia sulle disposizioni normative.

La disamina inerente alla prima questione pregiudiziale si apre con un’analisi riguardante la possibilità della Corte di poter introdurre, nel giudizio di cui era stata investita, nuove fonti giuridiche non considerate dal giudice del rinvio. Proprio questa facoltà compensava l’ampia discrezionalità del giudice nazionale nella scelta delle disposizioni da sottoporre all’attenzione di quello europeo. Nell’analisi della prima questione giurisprudenziale, questo richiamo risultava essere particolarmente ficcante in quanto il giudice europeo affiancava, alla normativa già richiamata dal giudice nazionale, anche gli articoli 7(5) e 8(1) del regolamento 2022/1854.

La prima questione giurisprudenziale riguardava la possibilità di prevedere una normativa nazionale adottata antecedentemente al regolamento 2022/1854 che applicasse un tetto ai guadagni dei produttori di energia mediante fonti idroelettriche senza garantire che questi produttori conservassero il 10% dei ricavi eccedenti tale tetto. Tale questione era quindi analizzata tenendo conto di diverse disposizioni.

Il primo punto si soffermava sull’articolo 5(4) della direttiva 2019/944, statuente una disciplina degli interventi degli Stati membri nella fissazione dei prezzi ai quali l’energia elettrica era venduta dai fornitori ad alcune categorie di clienti. Questa previsione era esclusa dalle considerazioni della Corte poiché non riguardava in alcun modo l’opportunità per i produttori di conservare il 10% dei ricavi superiori a tale tetto ma, al contrario, la sola possibilità dello Stato di intervenire nella fissazione del prezzo a cui l’energia era venduta a date categorie di clienti.

Il secondo punto, invece, esulava dall’interpretazione attribuibile alla disposizione, basandosi piuttosto sul valore gerarchico della norma. Infatti, la Corte sottolineava come i considerando 3 e 12, ulteriori disposizioni analizzate per considerare quanto sopra, non avevano alcun valore vincolante; pertanto, non rilevavano nella valutazione della possibilità che i produttori di energia elettrica potessero mantenere il citato 10% dei ricavi.

L’ultima disamina, invece, riguardava la possibilità che gli articoli da 6 a 8 del regolamento 2022/1854 potessero essere applicabili dal 1° dicembre 2022 al 30 giugno 2023, ai sensi dell’articolo 22, paragrafo 2, lettera c). L’analisi di questi articoli è stata alla fine quella più convincente sotto questo punto di vista: ciò che risultava dal combinato degli articoli 6 (1), 7 (1) l. d) e 7(5) del suddetto regolamento era che vi fosse la sola facoltà di applicare il tetto al 90% dei ricavi di mercato eccedenti il tetto previsto dall’articolo 6 (1), ma non l’obbligo. Questa la considerazione principale che ha portato il giudice europeo a pronunciare una sentenza favorevole per l’applicazione di misure nazionali che non consentissero di mantenere il 10% dei ricavi.

L’interpretazione adottata dalla Corte in questo caso è definibile come “adeguatrice”. Infatti, a voler diversamente opinare, ci si spingerebbe fino a ritenere che l’articolo 8 del regolamento in analisi altro non sia che una disposizione adottata in violazione del principio di proporzionalità. Inoltre, quest’orientamento risulta essere anche confermato dai considerando allegati al relativo regolamento: il numero 39, infatti, prevede che gli Stati Membri debbano “avere la possibilità” – e, quindi, non l’obbligo – di fissare un tetto ai ricavi, riconoscendo la possibilità di mantenere un 10% in eccesso a tale tetto.

Inerentemente alla seconda questione preliminare, veniva chiesto al giudice lussemburghese se l’articolo 5 (4) della direttiva 2019/944, i considerando 2, 3 e 12 della direttiva 2018/2001, gli articoli 6(1) e 8(2), lettere b) e c) del regolamento 2022/1854 – letti alla luce di quanto previsto dai rispettivi considerando numeri 27, 28, 29 e 39 – potessero permettere un tetto ai ricavi di mercato ottenuti dai produttori di energia idroelettrica, determinando tale limite sulla base di prezzi constatati nella zona di mercato corrispondente nel periodo compreso tra il 1° gennaio 2010 e il 31 dicembre 2020 e rivalutati in base all’inflazione.

Come già detto per la prima questione pregiudiziale, l’articolo 5 (4) della direttiva 2019/944 prevedeva la possibilità per lo Stato di vendere l’elettricità a prezzi calmierati per determinate categorie di clienti ritenute “più deboli”. Pertanto, nulla rilevava nella previsione di tetti al prezzo di mercato che avrebbe dovuto avere l’energia e quindi, anche in tale situazione, la norma non veniva tenuta in considerazione per il caso in esame.

Secondariamente, anche i summenzionati considerando non venivano esaminati nel corso dell’applicazione di tale misura: oltre a non essere giuridicamente vincolanti, mancavano di una specifica previsione normativa, indicando un orientamento da seguire piuttosto che una norma da applicare.

Relativamente a tale questione pregiudiziale, tuttavia, la Corte non mancava di spendersi nell’analisi delle previsioni contenute agli articoli 6(1) e 8(1) del regolamento 2022/1854. Sul punto si specificava chiaramente come i tetti fissati dal regolamento eurounionale non dovessero obbligatoriamente essere anche quelli previsti dagli Stati membri: si sarebbe rischiato, altrimenti, di minare quel principio del case by case tipico dell’esperienza unionale. Pertanto, era fatto salvo concedere agli Stati membri di determinare il tetto tenendo conto delle caratteristiche proprie del mercato nazionale. Le uniche condizioni di cui si preme sottolineare il rispetto sono quelle contenute al paragrafo 2 dell’articolo 8. Pertanto, la Corte di Giustizia si preoccupava comunque che gli investimenti non fossero compromessi, permettendo la copertura di questi ultimi e dei relativi costi di esercizio.

Si è, nei fatti, dinanzi a una concretizzazione del principio di sussidiarietà: è competenza degli Stati determinare il tetto massimo in quanto vi è la presunzione che essi siano i soggetti più consapevoli delle caratteristiche dei propri mercati.

Tuttavia, la Corte lussemburghese ha ritenuto di poter comunque mantenere un certo potere, quantomeno di “supporto”, per la valutazione dei criteri stabilenti tale tetto. Ha ritenuto innanzitutto conforme alla normativa europea il criterio oggettivo fondato sulle condizioni medie prevalenti sul mercato, prima della crisi energetica e su un periodo relativamente lungo, al netto dell’inflazione. Sul punto è necessario prestare la debita attenzione, poiché così facendo la Curia rigettava una delle tesi principali dei ricorrenti. Non considerare un’annata come il 2021 voleva dire anche escludere un anno particolarmente remunerativo per le imprese, in quanto coincidente con il picco più alto del prezzo del gas. Diversamente, includere il 2020 voleva dire considerare anche uno degli anni meno remunerativi delle imprese, poiché la pandemia aveva portato a una minore richiesta energetica da parte delle imprese chiuse per lockdown.

Tale operazione – che si potrebbe definire di “cherry-picking” – non permette in realtà di considerare esaurientemente tutti gli avvenimenti di quegli anni. Per giustificare questo aspetto, la Corte ha fatto affidamento al considerando 1 del regolamento 2022/1854: ciò appare come un ulteriore controsenso, in quanto i punti precedenti sono tutti basati sull’idea che i considerando non siano vincolanti.

A parere di chi scrive, la posizione assunta dai giudici europei presta il fianco a non poche riflessioni.

Innanzitutto, la valutazione della compatibilità del tetto scelto dalle autorità nazionali, sulla base delle caratteristiche proprie del mercato nazionale, sconta i limiti di non aver correttamente considerato che il mercato italiano dell’energia elettrica, come sopra esposto, è caratterizzato dall’esistenza di picchi di prezzo a breve termine e, per un operatore nazionale, l’aspettativa di redditività per la vendita di energia è calcolata sulla domanda di energia elettrica quando la domanda è al massimo e, quindi, il prezzo è fissato dalla centrale più costosa. Risulta, quindi, scorretto e distante da tale meccanismo di mercato fissare un tetto nazionale quale mera media aritmetica pluriennale, posto che sarebbe stato, invero, più corretto prendere a riferimento il prezzo dell’energia fissato nei momenti in cui la domanda era al massimo nel periodo ante crisi.

In tale ottica, poi, risulta ancora più scorretto escludere dal calcolo di tale media pluriennale l’anno 2021 in quanto particolarmente redditizio per gli operatori e, però, considerare nella media un anno particolarmente nefasto come il 2020, caratterizzato da una minore richiesta energetica per via della pandemia. Se l’anno 2021 è stato anomalo in eccesso, l’anno 2020 è stato anomalo in difetto e, pertanto, seguendo il ragionamento della Corte sarebbe stato più giusto escluderli entrambi e prendere a riferimento il decennio 2009-2019.

Successivamente, il secondo criterio che ha portato la Corte a ritenere consone le modalità di individuazione del tetto era il “carattere eccezionale”, nonché “l’ambito di applicazione temporale limitato”; ciò soprattutto in quanto tali enunciati risultavano collegati alla durata media di servizio degli impianti produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili e che tali investimenti erano, per loro stessa natura, significativamente visibili solo sul lungo periodo.

Il terzo criterio invece ha permesso di ritenere congrua la scelta residua sul fatto che la struttura dei costi dei produttori di energia rinnovabile (come, nel caso di specie, è la SECAB) fosse rimasta invariata nonostante l’aumento dei prezzi per i combustibili fossili, poiché questo aumento non aveva inciso sui costi di produzione energetica.

Anche tale approccio sconta una visione miope del contesto energetico nazionale, in particolar modo legato ai produttori idroelettrici i quali hanno registrato dei costi di esercizio significativamente maggiori rispetto alle altre fonti di energia rinnovabile e, in particolare, si fa riferimento ai costi legati alle misure di compensazione ambientale e ai corrispettivi di sbilanciamento, ai costi relativi ai canoni di concessione per l’uso dell’acqua pubblica i quali hanno registrato un aumento rilevante, ai sovracanoni BIM e sovracanoni rivieraschi, che rappresentano dei costi ‘fissi’ indipendenti dalla quantità di energia prodotta dalla centrale idroelettrica. A ciò si deve aggiungere che il 2022 e parte del 2023 sono stati degli anni particolarmente siccitosi, caratterizzati da una produzione di energia idroelettrica inferiore del 50% rispetto a quella degli anni precedenti.

Inoltre, si deve rilevare come, in generale, i produttori di energia rinnovabile siano stati incisi anche dal contributo solidaristico di cui all’art. 37 del DL 21/2022 per l’anno 2022 e di cui all’art. 1 commi 115-121 della l. n. 197/2022 per l’anno 2023; mentre, nello specifico, i concessionari di grandi derivazioni idroelettriche sono assoggettati, in molte Regioni italiane, all’obbligo di fornire gratuitamente energia elettrica ovvero o la sua monetizzazione ai sensi dell’art. 12 co. 1-quinquies d.lgs. n. 79/1999.

In tale ottica, è evidente che l’imposizione di un prelievo, come quello di cui all’art. 15-bis cit., che non va a colpire l’utile ma solamente i ricavi, ritenendo erroneamente invariata la struttura dei costi di esercizio come ritenuto dalla Corte, compromette la possibilità di recuperare i costi di esercizio e gestione nonché di rientrare dei costi di investimento degli impianti di produzione di energia green.

In aggiunta, la Corte ha ritenuto consono il tetto in quanto basato sull’idea che, qualora i produttori avessero ottenuto un prezzo troppo basso e non in grado di ripagare gli investimenti fatti, sarebbe scattato l’obbligo di indennizzo: con tale “pavimento” al prezzo, pertanto, si è comunque inteso tutelare anche gli operatori economici.

Di fatto, posto che il prezzo zonale orario non è mai sceso sotto al prezzo di riferimento come quantificato dal citato art. 15-bis, tale evenienza non si sarebbe potuta mai verificare. Ciononostante, i contratti di fornitura inclusi nel meccanismo in argomento sono stati quelli stipulati a un prezzo medio superiore del 10% rispetto al prezzo di riferimento, per cui sempre e soltanto nell’ottica di dover gravare sugli operatori e nella direzione di far incassare il GSE e mai viceversa.

In ultima istanza, la Corte ha ritenuto consono il tetto ai ricavi in quanto il giudice nazionale rimaneva comunque dotato di una certa discrezionalità, tanto che era tenuto a bilanciare gli interessi dei produttori di energia rinnovabile con quelli dei consumatori. Inoltre, i ricavi eccedenti questo tetto risultavano comunque vincolati nelle scelte delle aziende, le quali avrebbero dovuto finanziare misure di sostegno finale ai clienti con politiche di attenuazione dei prezzi dell’energia. Anche qui, però, di fatto non risulta alcuna finalità solidaristica della norma nazionale posto che è il tenore testuale dell’art. 15-bis cit. a escludere che la misura sia stata introdotta allo specifico scopo di considerare gli effetti di tale crisi in favore dei clienti finali. La norma si limita, infatti, ad affermare che «i proventi derivanti dall’attuazione del presente articolo sono versati dal GSE […] all’entrata del bilancio dello Stato e restano acquisiti all’Erario». Non v’è, all’evidenza, alcuna specifica destinazione a finalità sociali o di riduzione del costo dell’energia per la collettività e, in un ordinamento retto dal principio di legalità cardine dello Stato di diritto e principio di civiltà giuridica, se la legge non dispone che tali importi siano destinati a tali finalità sociali, non si ritiene possibile – neanche in via ermeneutica – ritenere che il Legislatore li destini effettivamente a tali finalità.

Sulla base di siffatte considerazioni, la CGUE ha deciso che l’articolo 5, paragrafo 4, della direttiva 2019/944, i considerando 2, 3 e 12 della direttiva 2018/2001, nonché l’articolo 6, paragrafo 1 e l’articolo 8, paragrafo 2, lettere b) e c) del regolamento 2022/1854, letti alla luce dei considerando 27, 28, 29 e 39, relativi sempre a quest’ultima fonte, non avrebbero precluso all’Italia di agire come ha fatto. Pertanto, è conforme al diritto unionale la normativa nazionale approvata precedentemente al regolamento 2022/1854, che stabilisce un tetto ai ricavi di mercato per il lasso di tempo compreso tra il 1° febbraio 2022 e il 30 giugno 2023, con questo “price cap” deciso sulla base di una media aritmetica dei prezzi, rivalutati in funzione dell’inflazione nel corso di un prestabilito lasso di tempo.

L’ultima questione pregiudiziale, invece, domandava se il tetto stabilito dal legislatore nazionale, ex articolo 15-bis del decreto-legge 4/2022, fosse applicabile non solo all’energia prodotta dagli impianti alimentati “da fonte solare, idroelettrica, geotermoelettrica ed eolica”, ma anche a quelli che sfruttavano il carbon fossile. Tale questione traeva origine dalle analisi del giudice nazionale inerentemente al considerando 3 della direttiva 2018/2001, all’articolo 7, paragrafo 1, lettere h), i) e j), all’articolo 8, paragrafo 1, lettere a), b), c) e d) e all’articolo 8, paragrafo 2, del regolamento 2022/1854, interpretati conformemente ai considerando 27 e 41 di quest’ultimo. Da tale questione, la Corte ricavava diverse conclusioni. La prima: anche in tale situazione si ribadiva la non vincolatività dei considerando. La seconda: anche in questo caso, si evidenziava come le norme del summenzionato regolamento non potessero essere retroattive, bloccando di fatto l’applicazione di un istituto approvato dalla nazione domestica antecedentemente alla promulgazione di tale regolamento. La terza: agli Stati Membri, così come previsto dall’articolo 8, paragrafo 1 di detto regolamento, era riservata la facoltà di prevedere misure nazionali finalizzate a limitare i ricavi di mercato anche da fonti non elencate dal summenzionato articolo 7, paragrafo 1. Vieppiù: gli Stati avevano la sola possibilità di differenziare le tecnologie, ma non le fonti.

In conclusione, la sentenza ha sancito una compatibilità in astratto della normativa nazionale rispetto al diritto eurounitario, riconoscendo la facoltà degli Stati membri di determinare un tetto ai ricavi di mercato inferiore rispetto a quello introdotto dal Reg. UE 1854/22 e calcolato sulla base della media aritmetica dei prezzi constatati nella zona di mercato nel periodo 2010/2020 tenendo conto delle caratteristiche proprie del mercato nazionale di riferimento e dell’insieme delle circostanze di diritto e di fatto, purché siano rispettate le condizioni di cui alle lett. b) e c) del paragrafo 2 dell’articolo 8 del Reg. UE cit. e, in particolare, che la misura nazionale non comprometta i segnali di investimento e permetta di coprire gli investimenti e i costi di esercizio degli impianti.

A detta della Corte UE, la valutazione di compatibilità in concreto rientra nell’ambito di competenza delle autorità nazionali e, nel caso di specie, del TAR Lombardia, il quale sarà tenuto a operare un’analisi caso per caso per ogni singolo produttore, sulla base di criteri suggeriti direttamente dalla sentenza. A questo punto, la vicenda si sposta nuovamente sul piano domestico ove il giudice nazionale sarà tenuto a valutare, per ogni singolo ricorrente e limitatamente al periodo 1.12.22/30.06.23, la sussistenza delle condizioni richieste dall’art. 8 co. 2 lett. b) e c) al fine di una eventuale disapplicazione della norma nazionale.

Si intravede, allora, ancora uno spiraglio nell’annosa vicenda sottesa alla disamina della sentenza SECAB che potrebbe consentire di valorizzare, nei giudizi attualmente incardinati presso le Corti nazionali, specifici profili di carattere soggettivo e/o connessi alle caratteristiche e tipologie di impianti incisi dal meccanismo di compensazione a due vie. Si pensi, per esempio, al caso di produttori che abbiano subìto un incremento dei costi di gestione ed esercizio in ragione dell’aumento esponenziale del costo delle materie prime registrato tra il 2022 e il 2023; o, ancora, ad impianti che abbiano di recente effettuato interventi di revamping o repowering e, in tale ottica, non ancora interamente ammortizzati; o, ancora, al caso degli impianti idroelettrici che, negli anni in argomento, hanno sopportato una grave crisi idrica, soprattutto nel versante nord occidentale del Paese, e che quindi hanno registrato una produzione ai minimi storici a fronte di costi fissi sempre più in aumento.

A fronte di tale scenario, diversamente da quanto sostenuto dalla Corte UE, la struttura dei costi di gestione ed esercizio degli impianti per i produttori di energia rinnovabile non è sicuramente rimasta invariata negli anni di riferimento, con l’effetto che una misura come quella introdotta con l’art. 15-bis D.L. n. 4/2022 potrebbe risultare concretamente lesiva degli interessi degli investitori nel settore delle fonti rinnovabili.

6. Da considerazioni giuridiche a valutazioni politiche.

La pronuncia della Corte di Giustizia dell’Unione Europea, pur presentando dei punti di condivisibilità, non appare assolutamente immune dalle considerazioni critiche sopra esposte.

Peraltro, i principi di proporzionalità e ragionevolezza – pur richiamati con l’uso di sinonimi come “non discriminazione” o “idoneità” – non risultano in concreto puntualmente applicati, seppur citati nel corso della pronuncia. Sul punto, infatti, è doveroso far notare come l’esame trifasico relativo all’idoneità, necessità e proporzionalità in senso stretto non risulta essere stato puntualmente applicato dalla Corte.

In sintesi, è indubbio che la normativa europea esca rafforzata da questa pronuncia: non solo perché si ha modo di affermare come una disposizione italiana – seppur entrata in vigore prima dell’approvazione di un regolamento europeo – si debba intendere come concretizzazione del dettato eurounionale, ma anche perché le istituzioni europee hanno dimostrato una notevole flessibilità nell’applicazione dei principi. Sono, infatti, numerosi gli elementi testuali della pronuncia che depongono nel senso della piena ammissibilità di misure di deroga al tetto unionale sui ricavi di mercato, come quella introdotta dal legislatore nazionale ai sensi dell’art. 15-bis D.L. n. 4/2022, lasciando agli Stati membri la possibilità di “limitare ulteriormente i ricavi dei produttori a cui si applica il tetto sui ricavi di mercato”.

Sulla base di un quadro normativo di riferimento così incorniciato, il ragionamento della Corte si è, allora, spostato e incentrato sui limiti del potere discrezionale del legislatore nazionale nell’introdurre, o comunque mantenere, un meccanismo teso a fronteggiare la crisi 2022/2023 e, quindi, su una scelta di vera e propria politica energetica sul mercato nazionale.

Come per il passato, le istituzioni sovranazionali hanno dimostrato di non tollerare l’intervento dei singoli Stati in economia. Tuttavia, se è vero che l’azione pubblica italiana sia stata caratterizzata spesso da notevoli ritardi rispetto ai richiami di Bruxelles, è al contrario una novità che Bruxelles sia intervenuta più tardi rispetto all’Italia, sebbene in maniera identica. La motivazione di questa scelta, tra l’altro assunta con misure meno rigide rispetto ad altre e a quelle adottate dall’Italia, si può rinvenire in (almeno) un duplice ordine di ragioni.

La prima: l’Italia è sempre stato un Paese fortemente dedito all’importazione, più che all’esportazione o alla produzione, di fonti energetiche. Pertanto, proprio per tentare di superare la situazione già precaria relativa alle fonti di energia, Roma è intervenuta con misure incisive.

La seconda: l’Italia ha fortemente investito – soprattutto utilizzando fondi europei – nel mercato delle rinnovabili, con l’intento che ciò potesse favorire i singoli consumatori. Tuttavia, anche a causa dei conflitti internazionali, tale politica non ha consentito il raggiungimento dei risultati immaginati, determinando – di fatto – un aumento dei prezzi dell’energia elettrica proprio a discapito dei consumatori finali.

Alla stregua delle pregresse considerazioni, appare evidente come il tema dell’energia abbia acquisito un’importanza sempre crescente, costituendo uno dei dossier su cui i Governi nazionali dovranno necessariamente misurarsi.

7. Il nuovo rinvio pregiudiziale disposto dal Consiglio di Stato.

Da ultimo, va in ogni caso evidenziato che, con ordinanza del 6 maggio 2026 n. 3552, il Consiglio di Stato ha rimesso nuovamente alla cognizione della Corte di Giustizia il rinvio pregiudiziale, già disposto con precedente ordinanza 22 dicembre 2025 n. 10151, chiedendo alla Corte di Giustizia UE di pronunciarsi nuovamente sulla compatibilità eurounitaria del citato art. 15-bis.

In sintesi, il Consiglio di Stato ha ritenuto che, anche a valle della sentenza CGUE 22 gennaio 2026 (C-423/23 SECAB), non sussistano le condizioni per il ritiro della domanda di pronuncia pregiudiziale, in considerazione della non identicità dei nuovi quesiti sollevati rispetto a quelli sui quali si è già pronunciata la Corte europea con la sentenza in disamina e, in tale ottica, della persistenza dei dubbi interpretativi mossi circa la conformità comunitaria delle disposizioni nazionali.

È stata, dunque, confermata e ribadita la rilevanza della nuova questione pregiudiziale per la definizione della controversia tra GSE e ARERA, considerando i numerosi profili di illegittimità e dei dubbi di compatibilità dell’art. 15-bis del DL n. 4/22 con il diritto eurounitario, come dedotti all’interno dei numerosi ricorsi presentati dinanzi al TAR Lombardia da vari operatori del settore.

Nonostante la sentenza SECAB, in questa sede esaminata, la questione relativa all’articolo 15-bis con la normativa comunitaria rimane attualmente irrisolta. La decisione di mantenere in essere il nuovo rinvio pregiudiziale tiene, quindi, aperta l’intera vicenda processuale che, anche a seguito della sentenza SECAB in questa sede analizzata, può considerarsi tutt’altro che chiusa e sulla quale non è ancora detta l’ultima parola.

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