Il presente contributo analizza le recenti previsioni normative in materia di separazione proprietaria, con riferimento alla rete di trasporto del gas naturale, cercando di coglierne l’effettiva portata innovativa.
A tale fine è sembrato opportuno calare le nuove regole nel loro generale contesto applicativo delineando, anche se in maniera necessariamente sintetica, l’evoluzione del quadro normativo delle “reti” del gas naturale.
Partendo dalla ricostruzione di come la generale tematica della terzietà della rete si sia andata affermando nel mercato di riferimento, si è cercato di porre in evidenza le differenze essenziali tra la rete di distribuzione e la rete di trasporto, anche fornendo una breve ricostruzione della disciplina della prima, per poi riportare l’attenzione sulle problematiche peculiari della seconda.
Si è, inoltre, provveduto a ricostruire anche il dibattito politico ed istituzionale intercorso nelle more del processo di definizione della nuova normativa, in modo da meglio contestualizzare le diverse posizioni confluite nell’assetto degli interessi espresso dallo schema di regolamento, il cui testo può considerarsi ad oggi definito nel suo contenuto.
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SOMMARIO: Premessa. – 1. Evoluzione della normativa nazionale. – 1.1. La disciplina della rete di distribuzione del gas naturale. – 1.2. La disciplina della rete di trasporto del gas naturale. – 1.3. Evoluzione della normativa europea. – 2. Attuale panorama normativo. – 2.1. Il travagliato percorso di definizione della nuova normativa. – 2.2. La normativa regolamentare.
Premessa.
La disciplina di cui all’art. 15 del D.L. 24 gennaio 2012, n. 1 (c.d. Decreto Cresci-Italia) rappresenta il più recente tassello di una vicenda relativa alla liberalizzazione dei mercati energetici nel nostro ordinamento[1]: l’applicazione dell’unbundling sulla rete di trasporto del gas naturale, infatti, è stata al centro di un lungo ed articolato percorso normativo, caratterizzato da un andamento altalenante, tra la creazione di istituti volti alla separazione della gestione di rete dalle altre attività di filiera e la loro mancata applicazione.
1. Evoluzione della normativa nazionale.
L’origine della vicenda, risale al D.lgs. 23 maggio 2000, n. 164, norma con la quale, in attuazione dei precetti della Direttiva 98/30/CE, viene introdotto il principio di “separazione contabile e societaria delle società del gas naturale”, con la specifica funzione di garantire le condizioni di parità di accesso all’infrastruttura di rete, in un mercato caratterizzato da una forte integrazione verticale tra gli operatori dell’intera filiera del gas naturale. Con il richiamato intervento, il legislatore opta per l’indicazione diretta di un termine entro cui attuare la separazione, prevedendo che “a decorrere dal 1° gennaio 2002 l’attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale è oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas” [2].
È in questa fase che la problematica relativa all’attuazione dell’unbundling della rete di trasporto assume una sua propria dimensione, differenziandosi rispetto alle vicende della rete di distribuzione: la richiamata normativa di cui al D.lgs. 164/2000, infatti, distingue tra le due fasi della filiera del gas, intendendo per “distribuzione” il trasferimento di gas naturale attraverso reti di gasdotti locali per la consegna ai clienti[3]; per “trasporto” il trasferimento di gas naturale finalizzato alla fornitura ai clienti, attraverso una rete che comprende soprattutto gasdotti ad alta pressione, diversa da una rete di gasdotti di coltivazione e diversa dalla parte dei gasdotti, anche ad alta pressione, utilizzati principalmente nell’ambito della distribuzione locale del gas naturale, ad esclusione della fornitura[4].
1.1. La disciplina della rete di distribuzione del gas naturale.
Per quanto concerne la disciplina in materia di reti di distribuzione del gas, sembra opportuno svolgere in questa sede solo qualche accenno, rimandando per i relativi approfondimenti a ricerche più specifiche[5].
La caratteristica di fondo delle reti di distribuzione, infatti, è quella di essere finalizzate, come sopra ricordato, al collegamento tra utente finale e distributore del gas: tale dato comporta da un lato una capillare diffusione sul territorio di tali reti, dall’altro una loro dimensione necessariamente ridotta.
Il legislatore, pertanto, ha previsto un sistema di gestione delle relative reti infrastrutturali incentrato sul ruolo degli enti locali, e reso coerente con l’effettiva distribuzione territoriale del servizio anche attraverso la definizione di “ambiti territoriali minimi”, ossia di raggruppamenti di più comuni nel cui complessivo territorio poter organizzare ed affidare in concessione il servizio di distribuzione del gas, in modo da garantire, oltre che un’ottimizzazione dei costi per l’amministrazione, anche un maggiore rendimento economico della gestione in realtà territorialmente frammentate[6].
L’art. 14, comma 1, del D.lgs. 164/2000, in particolare, prevede che: “L’attività di distribuzione di gas naturale è attività di servizio pubblico. Il servizio è affidato esclusivamente mediante gara per periodi non superiori a dodici anni. Gli enti locali che affidano il servizio, anche in forma associata, svolgono attività di indirizzo, di vigilanza, di programmazione e di controllo sulle attività di distribuzione, ed i loro rapporti con il gestore del servizio sono regolati da appositi contratti di servizio, sulla base di un contratto tipo predisposto dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas ed approvato dal Ministero dell’industria, del commercio e dell’artigianato”.
Significative, in tal senso, sono, da una parte, la previsione di cui al comma 4 del medesimo articolo, in virtù della quale “alla scadenza del periodo di affidamento del servizio, le reti, nonché gli impianti e le dotazioni dichiarati reversibili, rientrano nella piena disponibilità dell’ente locale”; dall’altra, quella di cui al comma 6 secondo cui nella valutazione delle offerte relative alla procedura di aggiudicazione del servizio, l’amministrazione debba valutare, tra l’altro, il livello dei piani di investimento relativi alle reti ed agli impianti proposti dai concorrenti.
Ai commi 8 e 9, poi, si prevede una attenta disciplina, relativa al momento di successione tra un gestore e l’altro, anche con riferimento ai rimborsi dei costi per investimenti sulla rete effettuati dal gestore uscente e non ancora remunerati, con l’evidente obbiettivo di assicurare continuità all’opera di ammodernamento, crescita e mantenimento in efficienza dell’infrastruttura di rete[7].
Sulla stessa posizione, poi, si pone la normativa attuativa, di cui al Decreto del Ministero dello Sviluppo Economico del 12 novembre 2011, n. 226 (in seguito DM 226/2011), il quale completa la disciplina relativa all’affidamento in concessione del servizio di distribuzione del gas e della gestione delle relative reti infrastrutturali.
Una disciplina dettagliata, infatti, era resa necessaria dalla generale inapplicabilità diretta delle norme sui c.d. contratti pubblici, in materia di affidamento del servizio di distribuzione del gas[8].
Nel DM 226/2011 si provvede, innanzitutto, a definire quali siano i soggetti cui imputare la funzione di stazione appaltante e di responsabile per il controllo di gestione della rete, all’interno dei richiamati “ambiti territoriali minimi”: a tal fine, il legislatore prevede l’individuazione di un “comune capofila”, identificabile con il capoluogo di provincia nel caso in cui questo stesso rientri nell’ambito territoriale considerato[9]. [10]A tal proposito merita un cenno il dato che la norma fa riferimento anche alla possibilità che la gara sia gestita da “una società di patrimonio delle reti, costituita ai sensi dell’articolo 113, comma 13, del decreto legislativo 18 agosto 2000, n. 267, ove presente”: tale previsione, a ben vedere, sembra difficilmente compatibile con la generale esclusione che l’art. 113 del D.lgs. 267/2000 fa del proprio ambito di applicazione, in materia di distribuzione del gas naturale.
Nel prosieguo della disciplina dettata dal DM 226/2011, poi, si definiscono le modalità di svolgimento della gara evidenziando, tra l’altro, l’importanza del programma di investimenti sulla rete quale criterio di aggiudicazione[11].
Notevole attenzione è poi dedicata alle vicende “proprietarie” relative all’infrastruttura di rete, la cui disponibilità deve in ogni caso ritornare, alla fine del periodo di concessione della gestione in capo all’amministrazione appaltante; qualche dubbio solleva, tuttavia, la definizione di “proprietà” per indicare il diritto che il concessionario vanta sulla rete durante il periodo di validità della concessione[12]. Una “proprietà”, a ben vedere, svuotata di gran parte delle tradizionali prerogative e destinata perfino a perdere, come si ricordava pocanzi, anche la “piena disponibilità” della rete a fine concessione.
1.2. La disciplina della rete di trasporto del gas naturale.
Tornando alla fase del trasporto del gas naturale, può segnalarsi come già nella fase iniziale, costituita dall’introduzione del D.lgs. 164/2000, iniziano a delinearsi diverse problematiche relative all’applicazione degli obblighi di separazione, ad esempio con riguardo al depauperamento della consistenza patrimoniale degli operatori del settore, costituiti e sviluppati sulla base di logiche monopolistiche e di integrazione verticale[13]: in questo settore, infatti, la parte essenziale della rete è soggetta al controllo da parte del maggiore produttore del mercato.
Una rimodulazione del sistema normativo, in tema di separazione societaria, viene attuata con l’entrata in vigore del Decreto Legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito nella Legge 27 ottobre 2003, n. 290: si prevede, infatti, che una quota del pacchetto azionario delle “società proprietarie” e che gestiscono reti nazionali di trasporto di energia elettrica e di gas naturale”, limitata al venti per cento, sia detenuta da altri soggetti operatori nelle altre fasi della relativa filiera, autorizzando, di fatto, il mantenimento di una situazione di integrazione verticale, sia pur limitata[14].
Anche in questo caso il legislatore impone un termine preciso, ossia il 1° luglio 2007, per l’attuazione dei propri precetti in materia di unbundling circa la rete del gas[15].
A seguito, tuttavia, del permanere delle indicate criticità economiche e politiche, sfociate anche in un gravoso contenzioso, interviene la Finanziaria 2006, che sposta il termine al 31 dicembre 2008[16].
Un interessante cambio di rotta si registra con l’entrata in vigore della finanziaria 2007 la quale applica, anche in materia di separazione della rete di trasporto del gas, il modello già sperimentato con riferimento alle vicende della rete elettrica, incentrato sul rimando alla normativa regolamentare della disciplina di dettaglio circa l’unbundling[17]. Anche la determinazione del termine entro cui attuare la separazione avviene qui in modo indiretto, attraverso la previsione di un periodo transitorio a far data dall’emanazione della normativa regolamentare[18].
1.3. Evoluzione della normativa europea.
Contemporaneamente al formarsi del quadro normativo nazionale, la disciplina europea del mercato del gas naturale continuava a svilupparsi gradualmente all’interno del settore energetico: secondo autorevole dottrina, infatti, con riferimento alla prima fase di questo sviluppo, “la separazione delle attività di gestione delle reti o dei sistemi combinati rispetto alle alte attività deve essere sia giuridica, sia organizzativo – funzionale. Non è richiesta, invece, la separazione proprietaria delle reti e degli altri mezzi dei sistemi rispetto all’impresa verticalmente integrata”[19].
La Direttiva 2003/55/CE, in particolare, imponeva l’obbligo di provvedere alla separazione giuridica e funzionale della rete dal 1° luglio 2007.
In tale contesto un’innovazione importante è introdotta dalla successiva, ed attualmente vigente, Direttiva 2009/73/CE, ai sensi della quale[20], pur imponendosi agli Stati membri di realizzare la separazione dei sistemi e dei gestori di trasporto del gas naturale entro il 3 marzo 2012, si consente, in alternativa all’adozione di un separazione proprietaria secca, l’adozione di due distinti sistemi, a seconda della diversa imputazione proprietaria della rete di trasporto.
Si tratta dei c.d. modelli ITO/GTI (Independent Transport Operator / Gestore di Trasporto Indipendente) e ISO/GSI (Independent System Operator / Gestore di Sistema Indipendente). Nel sistema “ITO” la proprietà e la gestione della rete di trasporto sono concentrate in capo ad un medesimo soggetto, ossia al gestore del sistema di trasporto[21]; nel sistema “ISO”, invece, si configura una situazione divisa tra un momento statico, rappresentato dalla proprietà della rete, riconosciuta in capo a soggetti diversi dal gestore, ed un momento dinamico, rappresentato dal riconoscimento di speciali prerogative sulla rete in capo al gestore medesimo: tali modelli rappresentano un’importante evoluzione dei meccanismi di governance, con l’obbiettivo di incrementare il livello di tutela di terzietà delle reti infrastrutturali in mercati ancora interessati da situazioni di integrazione verticale.
Il modello ISO, in particolare, rappresenta un’importante novità tra i sistemi di separazione inerenti all’unbundling nel settore energetico, imperniata sull’attività del Gestore di Sistema Indipendente, caratterizzata, da un lato, dalla previsione di numerose norme di garanzia circa la terzietà e la effettiva capacità economico – finanziaria di tale soggetto, dall’altro, dall’effettiva limitazione delle normali prerogative privatistiche in capo ai proprietari delle reti[22]: in tal contesto la garanzia di terzietà è, dunque, ottenuta per mezzo di un sostanziale svuotamento delle prerogative tipiche del diritto di proprietà in ragione della destinazione pubblica del bene che ne è oggetto[23].
In una logica complessiva, il legislatore europeo propende, dunque, per l’adozione del modello fondato sulla separazione proprietaria tra attività di trasporto e altre attività della filiera del gas, concedendo, tuttavia, agli ordinamenti nazionali la possibilità di optare in alternativa per modelli intermedi, in cui siano contemperate da una parte l’esigenza di implementare il livello di terzietà della rete, dall’altra l’esigenza di mantenimento della propria consistenza patrimoniale da parte degli operatori ex monopolisti[24].
L’introduzione del nuovo modello ISO, in definitiva, appare finalizzata a “evitare d’imporre un onere finanziario e amministrativo sproporzionato ai piccoli gestori di sistemi di distribuzione”: viene, in tal modo, evidenziata la differenza strutturale ed economica tra l’attività di trasporto su scala nazionale ed internazionale, e quella di distribuzione, su scala locale, all’interno della filiera del gas naturale, riproponendosi in tale chiave la generale problematica legata alla tollerabilità degli effetti patrimoniali dell’unbundling, cui si accennava nel primo paragrafo[25].
Di tale nuova impostazione della normativa europea, il Legislatore nazionale dà conto all’atto del recepimento interno, con il D.lgs. 1° giugno 2011, n. 93, attualmente vigente.
2. Attuale panorama normativo.
Il recepimento della Direttiva 2009/73/CE con il D.lgs. 93/2011 aveva comportato la scelta di attuare il modello di Gestore di Trasporto Indipendente – ITO per l’assetto della rete di trasporto nazionale del gas naturale, in un contesto normativo che ancora consentiva l’integrazione verticale del gestore Snam S.p.A. nel maggiore operatore di mercato, Eni S.p.A[26].
L’art. 10 del D.lgs 93/2011, infatti, aveva posto come termine il 3 marzo 2012 per l’attuazione del modello ITO nel nostro ordinamento, prevedendo la relativa disciplina di dettaglio e chiarendo, al comma 3, la stretta alternatività dello stesso modello ITO rispetto all’ipotesi di separazione proprietaria[27].
Tale assetto della governance della rete di trasporto del gas naturale, a ben vedere, lasciava, tuttavia, aperta la possibilità di attuare il modello della separazione proprietaria in un secondo momento, come previsto dal comma 2 del citato art. 10[28].
La persistenza di un’integrazione verticale, infatti, secondo la lettura offerta dall’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato[29], avrebbe potuto comportare un effettivo svuotamento degli istituti di garanzia di terzietà, applicati al gestore di rete: paradigmatico in tal senso, secondo la dottrina, sarebbe stato il funzionamento dello speciale organo di sorveglianza, specificamente previsto dalla normativa all’interno del sistema di governance del gestore di rete, con competenze attuative in merito a “tutte le decisioni strategiche del settore”: per detto organo, infatti, non si prevede alcun ipotesi di rinforzo del quorum funzionale, il quale, dovendosi ritenere previsto nella misura della maggioranza semplice, sarebbe sicura vittima di una situazione di integrazione verticale[30].
Nello scacchiere appena delineato, si inserisce la previsione di cui all’art. 15, del Decreto Legge 1/2012 (c.d. decreto Cresci – Italia) convertito con Legge 24 marzo 2012, n. 27, finalizzata a superare l’annoso problema dell’integrazione verticale nell’unbundling della rete di trasporto del gas naturale, con le conseguenti problematiche relative all’effettiva tutela della concorrenza, appena evidenziate con riferimento al modello ITO.
Secondo l’Autorità Garante per la Concorrenza ed il Mercato, infatti, con riferimento al mercato del gas naturale,“nella prospettiva di medio periodo appare inoltre necessario portare a compimento il processo di separazione verticale delle fasi in monopolio da quelle in concorrenza”[31]; a detta dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, poi, risulta necessario aprire il mercato alla concorrenza anche attraverso la separazione proprietaria della rete di Snam Rete Gas[32].
L’oggetto della norma, infatti, è direttamente costituito dalla separazione proprietaria tra il gestore di rete, Snam S.p.A. e l’operatore di filiera Eni S.p.A., inserendosi nel quadro normativo appena delineato come superamento del modello di governance ITO: per il maggiore operatore di trasporto nel mercato italiano del gas, quindi, si prevede l’attuazione di quella separazione che, prevista dall’art. 9 della Direttiva 2009/73/CE e dall’art. 19 del D. lgs. 93/2011, era stata lasciata in sospeso dall’art. 10, comma 3, dello stesso D. lgs. 93/2011.
La centralità della nuova normativa, all’interno del sistema di governance del trasporto di gas naturale, ha comportato lo sviluppo di un intenso dibattito parlamentare sul testo dell’art. 15 del decreto Cresci-Italia, finalizzato a definirne l’effettiva portata pratica, che di seguito si tenta di ricostruire.
Deve, poi, segnalarsi la previsione della possibilità, per adesso rimasta astratta, di costituire un modello di gestione ISO, con riferimento alle reti locali di distribuzione del gas naturale[33].
2.1. Il travagliato percorso di definizione della nuova normativa.
La formulazione originaria del D.L. 1/2012, poi integralmente sostituita nel corso dei lavori parlamentari, faceva diretto riferimento all’inattuata previsione, di cui al richiamato art. 1, comma 905 della Finanziaria 2007, circa la necessità di emanare, entro sei mesi dall’entrata in vigore del nuovo Decreto Legge, la normativa regolamentare in merito alla “partecipazione azionaria attualmente detenuta in Snam S.p.A”.
I primi commentatori hanno salutato questa prima versione della norma come una dichiarazione d’intenti, in merito alla necessità di completare in tempi brevi l’assetto del mercato interno del gas naturale[34], anche sulla scorta delle recenti pressioni europee[35], nonché sulla necessità di potenziare l’assetto strategico della politica energetica nazionale, con specifico riferimento al settore del gas[36].
In sede di definizione del testo relativo alla Legge di conversione del decreto Cresci – Italia è fiorito un intenso dibattito politico ed istituzionale[37], con riferimento al quale rilievo decisivo ha avuto un’audizione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas in Senato, con la quale si è espresso l’auspicio, da parte dell’Authority di settore, che il testo definitivo segnasse l’effettivo passaggio ad un mercato del gas naturale completamente liberalizzato[38].
In tale ottica, infatti, non si reputava sufficiente la sola definizione delle modalità di cessione, da parte di Eni S.p.A., delle quote eccedenti il 20% del capitale di Snam S.p.A., ma si considerava necessario eliminare qualsiasi forma, anche minima, di partecipazione da parte di Eni S.p.A. al capitale azionario di Snam S.p.A., estendendosi tale regime di separazione totale anche alle attività di stoccaggio del gas e di rigassificazione[39].
Sempre in tema di incidenza negativa sugli asset patrimoniali, questa volta, però, relativi alla possibile situazione di Eni S.p.A. a seguito della separazione da Snam S.p.A., ha assunto sempre maggiore rilevo nel dibattito politico l’ipotesi di una consistente riduzione della relativa partecipazione azionaria senza[40], tuttavia, arrivare alla completa cessione, auspicata dall’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas[41].
A conclusione della prima lettura in Senato il testo normativo in commento è stato completamente riscritto, seguendo una impostazione non più centrata sul mero rinvio alla precedente normativa rimasta inattuata, ma su di una più ampia previsione, articolata in tre commi e direttamente riferita all’attuale quadro normativo europeo e nazionale[42].
Al primo comma, infatti, si delinea in modo più dettagliato, rispetto alla prima formulazione, il modulo regolamentare cui viene demandata la concreta disciplina della materia, con riferimento alla definizione dei relativi criteri, condizioni e modalità: un Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri, adottato su proposta del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell’economia e delle finanze, sentita l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas.
Per l’adozione di tale normativa viene, poi, direttamente indicato il termine del 31 maggio 2012, mentre il termine per l’applicazione delle relative previsioni è individuato in diciotto mesi dalla data di entrata in vigore della legge di conversione.
2.2. La normativa regolamentare.
Negli ultimi mesi, come previsto dal citato art. 15 del decreto Cresci-Italia, il Ministero dello Sviluppo economico ha sottoposto all’autorità per l’Energia Elettrica e il Gas uno schema di regolamento, per attuare la richiamata separazione proprietaria tra Eni S.p.A. e SNAM S.p.A.[43].
Caratteristica della disciplina di dettaglio è, come chiarito subito nel preambolo dello stesso schema di decreto, la necessità di effettuare “un adeguato contemperamento tra l’esigenza di mantenere un nucleo stabile nel capitale di SNAM S.p.A. a garanzia della linearità di azione nello sviluppo e tutela delle attività strategiche e quella di assicurare la più ampia diffusione dell’azionariato tra i risparmiatori mediante l’adozione di procedure di dismissione trasparenti e non discriminatorie”[44]: sembra, quindi, giustificato ritenere che abbia prevalso la posizione, emersa nel corso del dibattito politico sulla questione, favorevole ad una dismissione graduale e temperata della partecipazione di ENI S.p.A. in SNAM S.p.A., piuttosto che una collocazione in massa sul mercato di tutte le relative azioni, anche in ragione dell’esigenza di “garantire il rispetto dell’autonomia imprenditoriale dei soggetti coinvolti nell’operazione e tenere conto delle condizioni e valori di mercato delle quote azionarie oggetto di cessione”, anche questa espressamente richiamata nel preambolo dello schema di decreto.
Dal canto suo, l’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, conformemente a quanto previsto dall’art. 15 del decreto Cresci-Italia, ha espresso parere favorevole rispetto allo schema di cui si discorre, dichiarando che questo “appare idoneo a garantire la piena terzietà di Snam S.p.A” e che lo stesso “risulterebbe coerente con le prescrizioni di cui all’articolo 9, paragrafo 1, della direttiva 2009/73/CE”, ossia con il riferimento normativo fondamentale in materia di separazione proprietaria[45]: a ben vedere, dunque, anche l’authority di settore sembra aver condiviso il suddetto approccio temperato[46].
Nel dettaglio, l’art. 1, comma 2, dello schema di decreto, con l’obiettivo di conservare “un nucleo stabile nel capitale di SNAM S.p.A., tale da garantire lo sviluppo di attività strategiche e la tutela delle caratteristiche di servizio di pubblica utilità delle attività svolte dalla società”, obbliga ENI S.p.A. a cedere, anche in più soluzioni, una quota del capitale di SNAM S.p.A. non inferiore al venticinque virgola uno per cento a Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., mediante trattativa diretta, costituendo una sorta di “quota di riserva stabile”.
L’art. 1, comma 3, dello stesso schema di decreto, poi, con l’obbiettivo di “garantire la più ampia diffusione dell’azionariato”, prevede che ENI S.p.A., successivamente alla cessione della “quota di riserva stabile” in favore di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., provveda a cedere le restanti partecipazioni in SNAM S.p.A. “mediante procedure di vendita trasparenti e non discriminatorie tra il pubblico dei risparmiatori e degli investitori istituzionali”.
Tale meccanismo, quindi, produrrà la separazione societaria tra ENI S.p.A. e SNAM S.p.A., articolando al contempo l’azionariato di quest’ultima in due blocchi iniziali, di cui uno effettivamente immesso nel mercato finanziario, e l’altro detenuto da Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., come “quota di riserva stabile” con finalità di garanzia gestionale circa le attività strategiche e di interesse pubblico sottese alla gestione dell’infrastruttura di trasporto del gas naturale.
La cessione della “quota di riserva stabile” in favore di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., tuttavia, potrebbe creare una materiale distorsione nel modello di separazione societaria, in ragione della partecipazione da quest’ultima detenuta in ENI S.p.A., ossia sull’attuale incumbent nel mercato del gas naturale[47].
Per ovviare a tale inconveniente, lo stesso schema di decreto, all’art. 2, prevede un complesso meccanismo di governance interno a Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. teso a garantire l’effettività della separazione societaria.
In primo luogo, si prevede che: “i diritti di voto attribuiti dalle azioni acquisite anche attraverso atti, operazioni o patti in qualunque forma stipulati, nonché a quelle già eventualmente detenute, direttamente o indirettamente, da produttori o fornitori del gas e/o dell’energia elettrica o da imprese che li controllano, o ne sono controllate o con essi collegate ai sensi del codice civile, o eventuali poteri di nomina ad esse spettanti sono limitati in ottemperanza a quanto richiede l’articolo 19, commi 1, lettere b) e c) e 2, del decreto legislativo n. 93/2011”[48].
Inoltre, lo schema di decreto prevede un’alterazione del normale assetto di governance societaria interna a Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., con la riduzione dei poteri ministeriali e degli altri soggetti istituzionali in merito alla gestione della partecipazione di SNAM S.p.A.[49], mentre resta fermo l’assetto di governance societaria relativa alla partecipazione in ENI S.p.A.[50]; si prevede, poi, una disciplina delle incompatibilità reciproche per le persone fisiche coinvolte nella gestione della partecipazione in ENI S.p.A. rispetto ad eventuali incarichi afferenti alla partecipazione in SNAM S.p.A.[51].
Ad una prima lettura, sembra che lo schema di decreto ponga le basi di un rapporto più stretto tra Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. e SNAM S.p.A., rendendo quest’ultima immune non solo da possibili condizionamenti collegati ad ENI S.p.A., ma anche dagli ordinari sistemi di governance che interessano le partecipazioni detenute dalla stessa Cassa Depositi e Prestiti S.p.A.
Un’ultima previsione dello schema di decreto appare alquanto significativa in tal senso: l’art. 3, infatti, prevede che: “i criteri di cui al precedente articolo 2, comma 2, si applicano alla gestione delle partecipazioni detenute da Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. in società controllate che gestiscono infrastrutture di rete di interesse nazionale nel settore dell’energia”, facendo intravedere possibili sviluppi futuri anche in merito al mercato dell’energia elettrica.
Solo gli sviluppi futuri potranno dire se tutto questo costituirà o meno le basi per la creazione di un auspicabile modello unico di governance delle infrastrutture energetiche di interesse nazionale.
* Il presente lavoro contiene l’intervento programmato alle Giornate di studio “La liberalizzazione delle attività economiche”, tenutesi nell’ambito del Master in Globalizzazione dei mercati e tutela dei consumatori il 24 febbraio 2012 e il 2 marzo 2012, presso l’Università degli Studi di Roma Tre – Facoltà di Economia “F. Caffè”.
Note
1. Con riferimento alla produzione della dottrina in merito, si richiamano, tra gli altri, S. CASSESE, Il diritto dell’energia, Rimini, 1992; M. NITTI, A. SANTINI, La liberalizzazione nei settori dell’elettricità e del gas naturale, in L.G. RADICATI DI BROZOLO (a cura di), Servizi essenziali e diritto comunitario, Torino, 2001; G. NAPOLITANO, L’energia elettrica e il gas, in S. CASSESE (a cura di), Trattato di diritto amministrativo, parte speciale, III, Milano, Giuffrè, 2003.; M. FORTIS, C. POLI, Le grandi infrastrutture di rete. L’Europa dell’energia: Francia e Italia, Bologna, 2004; L. AMMANNATI (a cura di), Monopolio e regolazione pro-concorrenziale nella disciplina dell’energia, Milano, 2005; A. FERRARI, M. GIULIETTI, La concorrenza nel settore elettrico: l’esperienza internazionale e l’analisi del mercato italiano, in Economia Pubb., 2005, 1; P. RANCI, Concorrenza e liberalizzazione: il caso dei servizi energetici a rete, in L. TORCHIA, F. BASSANINI (a cura di), Sviluppo o declino. Il ruolo delle istituzioni per la competitività del paese, Firenze – Atella, 2005; E. BRUTI LIBERATI, F. DONATI (a cura di), Il nuovo diritto dell’energia tra regolazione e concorrenza, Torino, 2007; N. AICARDI, Energia, in M.P. CHITI, G. GRECO (a cura di), Trattato di diritto amministrativo europeo, Milano, 2007.↑
2. Si veda, in particolare, l’art. 21 del D.lgs. 164/2000, ai sensi del quale: “a decorrere dal 1° gennaio 2002 l’attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale è oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas, ad eccezione dell’attività di stoccaggio, che è comunque oggetto di separazione contabile e gestionale dall’attività di trasporto e dispacciamento e di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas.
2. Entro lo stesso termine di cui al comma 1 l’attività di distribuzione di gas naturale è oggetto di separazione societaria da tutte le altre attività del settore del gas..
3. Entro lo stesso termine di cui al comma 1 la vendita di gas naturale può essere effettuata unicamente da società che non svolgano alcuna altra attività nel settore del gas naturale, salvo l’importazione, l’esportazione, la coltivazione e l’attività di cliente grossista.
4. A decorrere dal 1° gennaio 2003 e in deroga a quanto previsto dai commi 2 e 3, le imprese di gas naturale che svolgono nel settore del gas unicamente attività di distribuzione e di vendita e che forniscono meno di centomila clienti finali separano societariamente le stesse attività di distribuzione e di vendita.
5. In deroga a quanto stabilito nei commi precedenti, è fatta salva la facoltà delle imprese del gas di svolgere attività di vendita di gas naturale, a clienti diversi da quelli finali, ai soli fini del bilanciamento del sistema del gas.”↑
3. In tal senso, art. 2, comma 1, lett. n) D. lgs. 164/2000.↑
4. Cosi, art. 2, comma 1, lett. ii) del D. lgs. 164/2000, come sostituita dall’articolo 6, comma 1, lettera h), del D.lgs. 1° giugno 2011, n. 93.↑
5. Per tutti, si vedano G. NAPOLITANO, L’energia elettrica e il gas, cit.; N. AICARDI, Energia, cit.; E. GRIPPO, F. MANTICA, Manuale breve di diritto dell’energia, Padova, 2008, pp. 295 e ss., F. DI CRISTINA, Promozione della concorrenza, sicurezza delle forniture e potenziamento infrastrutturale nel settore del gas naturale, in Annuario di diritto dell’energia, Bologna, 2012, pp. 279 e ss.↑
6. La possibilità di affidare il servizio di distribuzione del gas naturale in forma associata è previsto all’art. 14, comma 1, del D. lgs. 164/2000; la definizione degli “ambiti territoriali minimi” è prevista dall’art. 46-bis del Decreto Legge 1 ottobre 2007, n. 159, convertito con modifiche in Legge 29 novembre 2007, n. 222; per la definizione degli “ambiti territoriali minimi” si veda il Decreto del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro per i rapporti con le Regioni e la Coesione Territoriale del 19 gennaio 2011, in Gazz. Uff. del 31 marzo 2011, n. 74.↑
7. L’art. 14, commi 8 e 9 del D. lgs. 164/2011, infatti, prevede che: “[..] 8. Il nuovo gestore, con riferimento agli investimenti realizzati sugli impianti oggetto di trasferimento di proprietà nei precedenti affidamenti o concessioni, e’ tenuto a subentrare nelle garanzie e nelle obbligazioni relative ai contratti di finanziamento in essere o ad estinguere queste ultime e a corrispondere una somma al distributore uscente in misura pari al valore di rimborso per gli impianti la cui proprietà è trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore. Nella situazione a regime, al termine della durata delle nuove concessioni di distribuzione del gas naturale affidate ai sensi del comma 1, il valore di rimborso al gestore uscente e’ pari al valore delle immobilizzazioni nette di località del servizio di distribuzione e misura, relativo agli impianti la cui proprietà viene trasferita dal distributore uscente al nuovo gestore, incluse le immobilizzazioni in corso di realizzazione, al netto dei contributi pubblici in conto capitale e dei contributi privati relativi ai cespiti di località, calcolato secondo la metodologia della regolazione tariffaria vigente e sulla base della consistenza degli impianti al momento del trasferimento della proprietà.
9. Gli oneri gravanti sul nuovo gestore ai sensi del comma 8 sono indicati nel bando di gara stimando il valore di rimborso delle immobilizzazioni previste dopo l’emissione del bando di gara. Il bando di gara riporta le modalità per regolare il valore di rimborso relativo a queste ultime immobilizzazioni. Il gestore subentrante acquisisce la disponibilità degli impianti dalla data del pagamento della somma corrispondente agli oneri suddetti, ovvero dalla data di offerta reale della stessa […]”.↑
8. Si rammenta, infatti, che la normativa di cui al Decreto Legislativo 12 aprile 2006, n. 163 (c.d. codice dei contratti pubblici) trova diretta applicazione in materia di concessioni di distribuzione del gas naturale solo con riferimento agli articoli 30, 216 e alla parte VI relativa al contenzioso.↑
9. Il richiamo è all’art. 2 del DM 226/2011.↑
10. L’art. 113, comma 1, del D. lgs. 267/2000,così come sostituito dall’articolo 14, comma 1, del D.L. 30 settembre 2003, n. 269, infatti, prevede che: “[…] Restano esclusi dal campo di applicazione del presente articolo i settori disciplinati dai decreti legislativi 16 marzo 1999, n. 79 e 23 maggio 2000, n. 164” , ossia i settori dell’energia elettrica e del gas naturale. In tal senso, a nulla, pertanto, varrebbe il richiamo effettuato dall’art. 46-bis, comma 4-bis del D.L. 159/2007 all’articolo 113 del D. lgs. 267/2000, in materia di distribuzione del gas naturale, in quanto limitato al solo comma 15-quater dell’art. 113 suddetto.↑
11. L’art. 12 del DM 226/2011, infatti, prevede che: “1. L’aggiudicazione e’ effettuata con il criterio dell’offerta economicamente più vantaggiosa in base ai seguenti criteri:
a. condizioni economiche di cui all’articolo 13;
b. criteri di sicurezza e di qualità di cui all’articolo 14;
c. piani di sviluppo degli impianti di cui all’articolo 15.[…]”; l’art. 15, dal canto suo, prevede che: “1. Ogni concorrente redige un piano di sviluppo degli impianti, partendo dai documenti guida sugli interventi di estensione e potenziamento della rete ed impianti, di cui all’articolo 9, comma 4, e dallo stato di consistenza di ciascun impianto.
2. Il piano e’ costituito da una relazione tecnica, che contiene il programma dei lavori e illustra gli interventi, e da elaborati progettuali, in particolare planimetrie e schematiche illustrative degli interventi. Il concorrente ottimizza quanto previsto nel documento guida e può prevedere anche interventi integrativi e scostamenti, giustificati evidenziando i benefici a fronte dei corrispondenti costi. […]”.↑
12. Il riferimento è all’ambigua disciplina di cui all’art. 7 del DM 226/2007, secondo la quale: “1. Nel caso in cui la concessione preveda a fine affidamento la devoluzione gratuita di una porzione di impianto, l’Ente locale concedente acquisisce la proprietà di tale porzione di impianto se:
a. alla data di cessazione effettiva dell’affidamento si e’ raggiunta la scadenza naturale del contratto;
b. o si e’ nelle condizioni previste nell’articolo 5, comma 14, lettera b), previo pagamento, da parte dell’Ente locale, del valore di rimborso al gestore uscente ivi determinato.
2. Nei casi differenti da quelli del comma 1 e di quelli in cui la proprietà dell’impianto era già dell’Ente locale concedente o di una società patrimoniale delle reti, il gestore uscente cede la proprietà della propria porzione di impianto al gestore subentrante, previo pagamento da parte di questo ultimo del valore di rimborso di cui all’articolo 5 o 6. Il gestore subentrante mantiene la proprietà di tale porzione per la durata dell’affidamento, con il vincolo di farla rientrare nella piena disponibilità funzionale dell’Ente locale concedente alla fine del periodo di affidamento, nel rispetto di quanto previsto dal presente regolamento e dal contratto di servizio”.↑
13. Un significativo dato, in tal senso, sembra offerto dalla sostanziale dilazione di un anno dell’indicato termine del 1° gennaio 2002 previsto, con specifico riferimento alle norme per il rilascio di autorizzazione alla vendita di gas naturale ai clienti finali. Il richiamo è al D.M. 24 giugno 2002, (in Gazz. Uff. 30 agosto 2002, n. 203), al cui art. 2, comma 2 si prevede che: “Nel caso di separazione societaria in applicazione dell’art. 21, commi 2, 3 e 4, del decreto legislativo 23 maggio 2000, n. 164, l’impresa di vendita non sia ancora costituita al 30 giugno 2002, la richiesta di autorizzazione può essere presentata dalla preesistente impresa di distribuzione, con indicazione della società di vendita in via di costituzione, a nome della quale viene chiesta l’autorizzazione. In ogni caso l’atto di costituzione di tale società di vendita, deve essere trasmesso al Ministero delle attività produttive entro il termine del 31 dicembre 2002, trascorso il quale l’autorizzazione concessa si intende revocata”↑
14. Il riferimento è all’art. 1-ter, comma 4 del D. l. 239/2003, ai sensi del quale: “Ciascuna società operante nel settore della produzione, importazione, distribuzione e vendita dell’energia elettrica e del gas naturale, anche attraverso le società controllate, controllanti, o controllate dalla medesima controllante, e ciascuna società a controllo pubblico, anche indiretto, solo qualora operi direttamente nei medesimi settori, non può detenere, direttamente o indirettamente, a decorrere dal 1° luglio 2007, quote superiori al 20 per cento del capitale delle società che sono proprietarie e che gestiscono reti nazionali di trasporto di energia elettrica e di gas naturale”. Sembra interessante notare, inoltre, che nel medesimo testo normativo il Legislatore introduce il meccanismo di rimando ad un futuro Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri per la regolamentazione di dettaglio della separazione societaria circa il gestore-titolare della rete di trasporto dell’energia elettrica: tale meccanismo, infatti, sarà attuato in seguito anche per la rete di trasporto del gas naturale. Il riferimento è all’art. 1-ter, comma 1, ai sensi del quale: “con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dell’economia e delle finanze, di concerto con il Ministro delle attività produttive, da emanare entro sessanta giorni dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto, nel rispetto dei principi di salvaguardia degli interessi pubblici legati alla sicurezza ed affidabilità del sistema elettrico nazionale e di autonomia imprenditoriale dei soggetti attualmente proprietari delle reti di trasmissione elettrica, sono definiti i criteri, le modalità e le condizioni per l’unificazione della proprietà e della gestione della rete elettrica nazionale di trasmissione, la gestione del soggetto risultante dalla unificazione, ivi inclusa la disciplina dei diritti di voto e la sua successiva privatizzazione”.↑
15. Tale termine risultava in linea con gli obblighi di separazione imposti dalla Direttiva 2003/55/CE, per la cui disamina si rimanda al paragrafo seguente.↑
16. Il riferimento è all’art. 1, comma 373 della Legge 22 dicembre 2005 (c.d. Finanziaria 2006), ai sensi del quale: “in considerazione del contenzioso in essere, relativamente alla rete nazionale di trasporto del gas naturale, la scadenza di cui al comma 4 dell’articolo 1-ter del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 ottobre 2003, n. 290, e’ prorogata al 31 dicembre 2008”.↑
17. Si rimanda alle considerazioni svolte in precedenza alla nota 3; il riferimento è all’art. 1, comma 905 della Legge 27 dicembre 2006, n. 296 (c.d. Finanziaria 2007), ai sensi del quale si prevede che: “con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri in attuazione dell’ del articolo 2 decreto-legge 31 maggio 1994, n. 332, convertito, con modificazioni, dalla legge 30 luglio 1994, n. 474, e dell’articolo 1, comma 2, della legge 14 novembre 1995, n. 481, sono emanate, tenendo conto dei principi del diritto comunitario, disposizioni in merito all’attuazione di quanto previsto dall’articolo 1-ter, comma 4, del decreto-legge 29 agosto 2003, n. 239, convertito, con modificazioni, dalla legge 27 ottobre 2003, n. 290, come modificato dall’articolo 1, comma 373, della legge 23 dicembre 2005, n. 266, relativamente alla cessione delle quote superiori al 20 per cento del capitale delle società che sono proprietarie e che gestiscono reti nazionali di trasporto del gas naturale controllate direttamente o indirettamente dallo Stato”.↑
18. Art. 1, comma 906 della citata Legge 296/2006 (c.d. Finanziaria 2007), il quale prevede che detto termine “è rideterminato in ventiquattro mesi a decorrere dalla data di entrata in vigore del decreto del Presidente del Consiglio dei ministri di cui al medesimo comma 905”.↑
19. Così N. AICARDI, Energia, cit., p. 1041. Si tratta del procedere per tappe successive, tipico della disciplina dei mercati dell’energia elettrica e del gas naturale. Per quest’ultimo settore, in particolare, il riferimento è, in seguito alla già menzionata Direttiva 98/30/CE, alle successive Direttive 2003/55/CE e all’attuale Direttiva 2009/73/CE.↑
20. In tal senso, si rimanda all’art. 9, par. 1, della Direttiva 2009/73/CE.↑
21. Vedi art. 9, par. 1, lett. a) della Direttiva 2009/73/CE.↑
22. L’art. 14 della Direttiva 2009/73/CE prevede che: “Gestore di sistemi indipendente. 1. Se il 3 settembre 2009 il sistema di trasporto appartiene ad un’impresa verticalmente integrata, gli Stati membri possono decidere di non applicare l’articolo 9, paragrafo 1 e designare un gestore di sistemi indipendente su proposta del proprietario del sistema di trasporto. Tale designazione è soggetta all’approvazione della Commissione.
[…]
4. Ogni gestore di sistemi indipendente è responsabile della concessione e della gestione dell’accesso dei terzi, compresa la riscossione dei corrispettivi per l’accesso e dei corrispettivi della congestione, del funzionamento, del mantenimento e dello sviluppo del sistema di trasporto, nonché della capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli, tramite l’adeguata programmazione degli investimenti. Nello sviluppare il sistema di trasmissione il gestore di sistema indipendente è responsabile della pianificazione (compresa la procedura di autorizzazione), della costruzione e dell’entrata in servizio della nuova infrastruttura. A tal fine il gestore di sistema indipendente agisce in qualità di gestore di sistema di trasporto secondo le disposizioni del presente capitolo. Il proprietario del sistema di trasporto non è responsabile della concessione né della gestione dell’accesso dei terzi né della programmazione degli investimenti.
5. Se è stato designato un gestore di sistemi indipendente, il proprietario del sistema di trasporto deve:
a) fornire ogni opportuna cooperazione e ausilio al gestore di sistemi indipendente nell’espletamento dei suoi compiti e, in particolare, fornirgli tutte le informazioni pertinenti;
b) finanziare gli investimenti decisi dal gestore di sistemi indipendente e approvati dall’autorità di regolamentazione, ovvero dare il proprio assenso al finanziamento ad opera di altri soggetti interessati, compreso lo stesso gestore indipendente.
I meccanismi di finanziamento all’uopo necessari sono soggetti all’approvazione dell’autorità di regolamentazione.
Prima di tale approvazione, quest’ultima consulta il proprietario del sistema di trasporto e altre parti interessate;
c) garantirle la copertura della responsabilità civile afferente gli attivi della rete, ad esclusione della responsabilità collegata all’esercizio delle attività del gestore di sistemi indipendente;
e
d) fornire le garanzie necessarie per facilitare il finanziamento di eventuali espansioni di rete, ad eccezione degli investimenti per i quali, ai sensi della lettera b), ha dato l’assenso a finanziamenti da parte di altri soggetti interessati, compreso il gestore di sistemi indipendente.
6. In stretta cooperazione con l’autorità di regolamentazione, l’autorità nazionale preposta alla tutela della concorrenza è dotata di tutti i poteri necessari per controllare efficacemente l’osservanza, da parte del proprietario del sistema di trasporto, degli obblighi che ad esso incombono a norma del paragrafo 5”.↑
23. Per approfondimenti sul tema, si rimanda a V. CERULLI IRELLI, Utilizzazione economica e fruizione collettiva dei beni, in Annuario AIPDA, Milano, 2003; Amministrazione pubblica e diritto privato, Torino, 2011,pp. 87 e ss.; M. RENNA, La regolazione amministrativa dei beni a destinazione pubblica, Milano, 2004.↑
24. Vedi il Considerando n. 8 della Direttiva 2009/73/CE, secondo il quale: “Solo eliminando l’incentivo, per le imprese verticalmente integrate, a praticare discriminazioni nei confronti dei loro concorrenti in fatto di investimenti e di accesso alla rete si potrà garantire una separazione effettiva delle attività. La separazione proprietaria, la quale implica la designazione del proprietario della rete come gestore del sistema e la sua indipendenza da qualsiasi interesse nelle imprese di fornitura e di produzione, rappresenta chiaramente un modo efficace e stabile per risolvere il suddetto intrinseco conflitto d’interessi e per garantire la sicurezza degli approvvigionamenti. Per questo motivo il Parlamento europeo, nella sua risoluzione del 10 luglio 2007 sulle prospettive del mercato interno del gas e dell’elettricità ha definito la separazione proprietaria a livello di trasporto come il mezzo più efficace per promuovere in modo non discriminatorio gli investimenti nell’infrastruttura, per garantire un accesso equo alla rete per i nuovi entranti e creare trasparenza nel mercato. In virtù della separazione proprietaria, gli Stati membri dovrebbero pertanto provvedere affinché le stesse persone non siano abilitate ad esercitare controlli su un’impresa di produzione o di fornitura e, allo stesso tempo, esercitare un controllo o eventuali diritti su un sistema di trasporto o un gestore di sistemi di trasporto. Per converso, il controllo esercitato su un sistema di trasporto o un gestore di sistemi di trasporto dovrebbe escludere la possibilità di esercitare un controllo o eventuali diritti su un’impresa di produzione o di fornitura. Entro tali limiti, un’impresa di produzione o di fornitura dovrebbe essere legittimata ad avere una partecipazione di minoranza in un sistema di trasporto o in un gestore di sistemi di trasporto”.↑
25. Vedi Considerando n. 27 della Direttiva 2009/73/CE.↑
26. Si consideri, infatti, che, in attuazione dell’art. 21, comma 1, del D. lgs. 23 maggio 2000, n. 164, le attività di trasporto e dispacciamento di gas naturale sul territorio italiano, precedentemente gestite da Snam S.p.A., sono state conferite in data 1° luglio 2001 a Snam Rete Gas S.p.A., originariamente costituita il 15 novembre 2000 con la denominazione di Rete Gas Italia S.p.A. Ad oggi risulta che Eni S.p.A. detenga più del 50% del pacchetto azionario di Snam S.p.A., ponendo in essere un’evidente situazione di integrazione verticale.↑
27. > La norma, infatti, recita: “Nel caso in cui un’impresa di trasporto, alla data del 3 settembre 2009, era nella situazione di separazione proprietaria, di cui all’articolo 9 della direttiva 2009/73/CE, essa non puo’ adottare le modalità di separazione di cui al comma 1”.↑
28. Qui, infatti, si prevede che: “E’ fatta salva in ogni momento la possibilità per le imprese verticalmente integrate di cui alle lettere a) e b) del comma 1 di conformarsi a quanto previsto dall’articolo 9 della direttiva 2009/73/CE, procedendo alla separazione proprietaria dei Gestori di sistemi di trasporto di gas naturale. In tal caso si applicano le disposizioni di cui all’articolo 19”.↑
29. Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, Parere AS281, Mercato interno dell’energia elettrica – decreto legislativo di recepimento del terzo pacchetto direttive europee, del 05 aprile 2011, ove si osserva, tra l’altro, che : “i comportamenti del GTI che l’Autorità dovrebbe osservare – e sui quali basare eventualmente un giudizio di inadeguatezza del modello di separazione funzionale rispetto a quella proprietaria ad esito della verifica quinquennale – possono in teoria avere tutti autonoma rilevanza come specifiche violazioni dell’art. 102 del Trattato di Funzionamento dell’Unione Europea (TFUE) in materia di abuso di posizione dominante. In sede di modifica dello schema di decreto appare dunque opportuno specificare che sono espressamente fatti salvi i poteri e le attribuzioni dell’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato di cui alla legge n. 287/90 ed al Regolamento n. 1/2003 del Consiglio del 16 dicembre 2002, ovvero la possibilità di intervenire sempre e comunque per le fattispecie di abuso di posizione dominante e intese restrittive della concorrenza. Ciò al fine di evitare ogni ambiguità circa il fatto che il potere dell’Autorità nei primi cinque anni di vita del GTI sia limitato alla sola verifica tramite lo strumento dell’indagine conoscitiva”. Nello stesso parere, poi l’Autorità segnalava che: “qualsiasi scelta di tipo amministrativo finalizzata ad individuare esogenamente un sottogruppo di progetti destinato ad avere una sorta di “corsia preferenziale” rispetto agli altri – sia con riferimento all’iter autorizzativo sia alla incentivazione tariffaria – appare critica sotto il profilo concorrenziale. Ciò tanto più ove si consideri che l’organo cui lo schema di decreto affida il compito di individuare i progetti prioritari (il Governo) è attualmente l’azionista di controllo dei due incumbent Eni ed Enel.”↑
30. In tal senso F. DI CRISTINA, L’attuazione del terzo pacchetto e il nuovo assetto dei mercati energetici, in Gior. Dir. Amm., 9, 2011, pp. 931; per un ulteriore approfondimento, si rimanda ad A. CANEPA, La costruzione del mercato europeo dell’energia, in Amministrare, 2009, 2, pp. 225 e ss.
Ai sensi dell’art. 14 del D. lgs. 93/2011, conformemente a quanto previsto dall’art. 20 della Direttiva 2003/73/CE,: “1. Il Gestore si dota di un Organo di sorveglianza incaricato di assumere decisioni che possono avere un impatto significativo sul valore delle attività degli azionisti del Gestore stesso, in particolare le decisioni riguardanti l’approvazione dei piani finanziari annuali e, a più lungo termine, il livello di indebitamento del Gestore e l’ammontare dei dividendi distribuiti agli azionisti. Dalle decisioni che rientrano nel mandato dell’Organo di sorveglianza sono escluse quelle connesse alle attività quotidiane del Gestore, alla gestione della rete di trasporto del gas naturale, e alle attività necessarie all’elaborazione del piano decennale di sviluppo della rete ai sensi dell’articolo 16.
2. L’Organo di sorveglianza si compone di membri che rappresentano l’impresa verticalmente integrata e membri che rappresentano gli azionisti terzi.
3. Ad almeno la metà meno uno dei membri dell’Organo di sorveglianza si applicano le disposizioni dell’articolo 13, commi da 2 a 7.
4. Le disposizioni dell’articolo 13, comma 2, lettera b), si applicano a tutti i membri dell’Organo di sorveglianza”.↑
31. Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato, Atto AS901 – Proposte di riforma concorrenziale ai fini della legge annuale per il mercato e la concorrenza (Roma, 5 gennaio 2012), in Bollettino, edizione speciale, del 9 gennaio 2012.↑
32. In merito, si rimanda a Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas, Relazione sullo stato del mercato nazionale dell’elettricità e del gas, 2010, in www.autorita.energia.it. ↑
33. Il riferimento è all’art. 17 del D. lgs 93/2011, ai sensi del quale: “entro il 3 gennaio 2012 le imprese proprietarie di reti di trasporto del gas naturale di cui all’articolo 10, comma 1, lettera b), ove intendano avvalersi della possibilità ivi indicata, rivolgono istanza al Ministero dello sviluppo economico ai fini della designazione di un Gestore di sistema indipendente.
2. Il Ministero dello sviluppo economico verifica che il Gestore di sistema indipendente indicato:
a) soddisfi le condizioni di cui all’articolo 11, comma 1, lettere b), c) e d);
b) dimostri di disporre delle risorse finanziarie, tecniche, materiali ed umane necessarie per svolgere i compiti di cui all’articolo 10;
c) si impegni a rispettare il piano decennale di sviluppo della rete di cui all’articolo 16;
d) dimostri di essere in grado di ottemperare agli obblighi impostigli dal regolamento (CE) n.715/2009, anche in ordine alla cooperazione con gli altri Gestori dei sistemi di trasporto a livello europeo;
e) dimostri che il proprietario del sistema di trasporto sia in grado di ottemperare agli obblighi di cui al comma 5.
3. Il Ministero dello sviluppo economico trasmette le designazioni di cui al comma 1 alla Commissione europea per l’approvazione.
4. Ogni Gestore di sistemi indipendente è responsabile della concessione e della gestione dell’accesso dei terzi, compresa la riscossione dei corrispettivi per l’accesso e per la gestione e soluzione delle congestioni, ed è altresì responsabile del funzionamento, del mantenimento e dello sviluppo del sistema di trasporto, nonché della capacità a lungo termine del sistema di soddisfare richieste ragionevoli di trasporto di gas naturale, tramite l’adeguata programmazione degli investimenti. Nello sviluppare il sistema di trasporto il Gestore di sistema indipendente è responsabile della programmazione, della progettazione e conseguente presentazione dell’istanza di autorizzazione, della costruzione e dell’entrata in servizio della nuova infrastruttura. A tal fine il Gestore di sistema indipendente agisce in qualità di gestore di sistema di trasporto. Il proprietario del sistema di trasporto non deve avere alcuna responsabilità nella concessione o nella gestione dell’accesso dei terzi o nella programmazione degli investimenti.
5. Il proprietario del sistema di trasporto è tenuto a:
a) fornire al Gestore di sistemi indipendente cooperazione e ausilio nell’espletamento dei suoi compiti e, in particolare, tutte le informazioni pertinenti;
b) finanziare gli investimenti decisi dal gestore di sistemi indipendente e approvati dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas, ovvero dare il proprio assenso al finanziamento ad opera di altri soggetti interessati, compreso lo stesso gestore indipendente. I meccanismi di finanziamento necessari a tale scopo sono soggetti all’approvazione dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas. Prima di tale approvazione, la stessa Autorità consulta il proprietario del sistema di trasporto e altre parti interessate;
c) mantenere in proprio capo la responsabilità civile afferente le infrastrutture della rete, ad esclusione di quella collegata all’esercizio delle attività del Gestore di sistemi indipendente;
d) fornire le garanzie necessarie per facilitare il finanziamento di eventuali espansioni di rete, ad eccezione degli investimenti per i quali, ai sensi della lettera b), ha dato l’assenso a finanziamenti da parte di altri soggetti interessati, compreso il Gestore di sistemi indipendente.
6. L’Autorità garante della concorrenza e del mercato, in cooperazione con l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, controlla l’osservanza, da parte del proprietario del sistema di trasporto, degli obblighi di cui al comma 5”.↑
34. Vedi, per tutti, F. RENDINA, Divorzio in vista Eni – Snam, in Il sole 24 ore, 19 gennaio 2012, n. 18, p. 6.↑
35. Il riferimento è al c.d. quesito n. 43, in materia di energia, riportato da M. A. CALABRO’, Ecco le 50 richieste dell’Europa all’Italia, in Correre della Sera, 19 gennaio 2012, p. 5.↑
36. In tal senso, appare significativo il passo della Relazione al Disegno di Legge S. 3110, di conversione del Decreto Legge 1/2012, in cui si afferma che, a seguito della separazione proprietaria da Eni S.p.A., “Snam Rete Gas potrebbe partecipare alla acquisizione di quote di gestori di rete gas europei (se fosse stata già attivata avrebbe potuto acquisire le quote ENI nelle società TRANSITGAS in Svizzera, acquisita da un altro operatore europeo e TAG in Austria, acquisite da CDP), e inoltre gestire in modo coordinato con altri gestori di rete le
capacità di transito trans-europee sulle rotte di approvvigionamento verso l’Italia, contribuendo attivamente a realizzare il progetto di un hub italiano per la connessione delle risorse di gas naturale del Nord Africa e dell’area del Caspio, attraverso i progetti già promossi dall’Italia con accordi governativi, con il mercato italiano ed europeo, con vantaggi in termini di sicurezza degli approvvigionamenti e, nel medio termine, di prezzi competitivi di fornitura”.↑
37. Nel corso dell’esame in prima lettura in Commissione Industria (10° Commissione) in Senato sono, infatti, stati presentati dodici emendamenti al D.d.L. S. 3110, relativi all’art. 15 del D.L. n. 1/2012.↑
38. La garanzia dell’accesso alla rete e il completamento del relativo unbundling rappresentano, infatti, elementi di costante importanza nell’ambito della creazione di un mercato concorrenziale nei settori originariamente soggetti a situazioni di monopolio pubblico, soprattutto con riferimento a mercati caratterizzati dalla difficile duplicabilità tecnica delle infrastrutture di rete. Paradigmatica, in tal senso, può considerarsi la vicenda della liberalizzazione del mercato delle comunicazioni elettroniche, caratterizzato anche esso, almeno in una prima fase, dalla non duplicabilità delle infrastrutture di rete. Per la disamina delle relative problematiche, si veda, per tutti, a F. BASSAN, Concorrenza e regolazione nel diritto comunitario delle comunicazioni elettroniche, Torino, 2002, pp. 192 e ss.↑
39. Dette attività, infatti, sono ad oggi effettuate dalle società Stogit S.p.A. e Gnl – Italia S.p.A., entrambe controllate da Snam S.p.A.: nel caso in cui si dovesse optare per la separazione della sola attività di trasporto, pertanto, si dovrebbe porre mano ad un preventivo riassetto societario di Snam S.p.A., per la separazione dalle altre controllate, con la conseguenza ulteriore di indebolire patrimonialmente la stessa Snam S.p.A., limitandone le concrete capacità economiche sul versante dei futuri investimenti internazionali, quale gestore indipendente di rete. In merito, si rimanda a Vedi F. RE., “Per Eni – Snam serve lo scorporo totale”, in Il sole 24 ore, 14 febbraio 2012, p. 16; cfr., poi, G.M. GROS-PIETRO, Politica energetica in cerca d’autore, in Il sole 24 ore, 7 febbraio 2012, p. 1 – 5.↑
40. Il riferimento è agli emendamenti presentati in Commissione Industria (10° Commissione) del Senato al D.d.L. S.3110, n. 15.1, 15.3, 15.7, 15.10. , i quali contengono espressi riferimenti alla Direttiva 2009/73/CE e all’art. 19 del D. lgs. 93/2011.↑
41. Così M. ROGARI, Eni – Snam, verso ritocchi al Senato, in Il sole 24 ore, 14 febbraio 2012, n. 44.↑
42. Il riferimento è al testo risultante dall’approvazione dell’emendamento del Governo n. 1.900/ D.d.L. S3110, interamente sostitutivo dell’articolo 1 del Disegno di Legge di conversione del D.L. 1/2012, il quale, all’art. 15, prevede: “1. Al fine di introdurre la piena terzietà dei servizi regolati di trasporto, di stoccaggio, di rigassificazione e di distribuzione dalle altre attività della relativa filiera svolte in concorrenza, con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell’economia d delle finanze, sentita l’Autorità per l’energia elettrica e il gas, da emanare entro il 31 maggio 2012, sono disciplinati i criteri, le condizioni e le modalità cui si conforma SNAM S.p.a. per adottare, entro diciotto mesi dalla data di entrata in vigore della legge di conversione del presente decreto, il modello di separazione proprietaria di cui all’art. 19 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93, emanato in attuazione della Direttiva 2009/73/CE.
2. Con il decreto di cui al comma 1 è assicurata la piena terzietà della società ”SNAM S.p.a.” nei confronti della maggiore impresa di produzione e vendita di gas, nonché dalle imprese verticalmente integrate di produzione e fornitura di gas naturale e di energia elettrica.
3. L’Autorità per l’energia elettrica e il gas adegua la regolazione al nuovo assetto societario, anche al fine di effettuare le notifiche per le certificazioni di cui all’art. 9 del decreto legislativo 1° giugno 2011, n. 93. ”↑
43. Il riferimento è alle Comunicazioni del Ministero dello Sviluppo Economico inviate all’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas in data 23 maggio 2012, prot. n. 15635 e in data 24 maggio 2012, prot. n. 15776, con cui viene trasmesso, per il relativo parere, lo schema di Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri concernente “Criteri, condizioni e modalità cui si conforma la società SNAM S.p.A. per adottare il modello di separazione proprietaria della gestione della rete nazionale di trasporto del gas e assicurare la piena terzietà della società SNAM S.p.A. nei confronti di imprese verticalmente integrate di produzione e fornitura di gas naturale ed energia elettrica”.↑
44. Così si esprime, nel preambolo, lo schema di Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri concernente “Criteri, condizioni e modalità cui si conforma la società SNAM S.p.A. per adottare il modello di separazione proprietaria della gestione della rete nazionale di trasporto del gas e assicurare la piena terzietà della società SNAM S.p.A. nei confronti di imprese verticalmente integrate di produzione e fornitura di gas naturale ed energia elettrica”, in www.autoritàenergia.it↑
45. Così si esprime il Parere AEEG 24 maggio 2012, prot. n. 215/2012/I/GAS, rubricato “Parere sullo schema di decreto del presidente del consiglio dei ministri relativo ai criteri, modalità e condizioni della separazione proprietaria di Snam s.p.a., ai sensi dell’articolo 15 della legge 24 marzo 2012, n. 27”, in www.autorita-energia.it↑
46. Parzialmente diversa, in quanto incentrata sull’impellente necessita di apertura al mercato, poteva sembrare la posizione espressa nell’audizione dell’Autorità per l’Energia Elettrica e il Gas in Senato, occorsa durante i lavori preparatori della legge di conversione del decreto Cresci-Italia, per un commento in merito alla quale si rimanda alla precedente nota n. 40.↑
47. A ben vedere, infatti, in questa ipotesi, la persona giuridica titolare di entrambe le partecipazioni sarebbe una sola e quindi, anche a prescindere dalla qualificabilità o meno di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. come ente pubblico o meno, non ricorrerebbe l’ipotesi di esclusione del conflitto, contemplata dall’art. 19, comma 3, del D. lgs. 93/2011, secondo il quale: “qualora le persone giuridiche siano costituite dallo Stato o da un ente pubblico, due enti pubblici separati i quali, rispettivamente, esercitino un controllo su un gestore di sistemi di trasporto di gas naturale o di trasmissione di energia elettrica […] e un controllo su un’impresa che svolge le funzioni di produzione o di fornitura di gas naturale o di energia elettrica, non sono ritenuti la stessa persona giuridica”.↑
48. In particolare, l’art. 19, comma 1, del D. lgs. 91/2011, prevede che: “[…]b) la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non possono esercitare, direttamente o indirettamente, un controllo su un’impresa che svolge l’attività di produzione o di fornitura di gas naturale o di elettricità e allo stesso tempo, direttamente o indirettamente, un controllo o dei diritti su un gestore di un sistema di trasporto di gas naturale o di trasmissione di elettricità o su un sistema di trasporto di gas naturale o di trasmissione di energia elettrica;
c) la stessa persona o le stesse persone, fisiche o giuridiche, non possono nominare membri del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente l’impresa all’interno di un gestore di sistemi di trasporto o di un sistema di trasporto, ne’ esercitare direttamente o indirettamente un controllo o diritti sull’attività di produzione o di fornitura di gas naturale; […]”; il comma 2 dello stesso articolo, poi, prevede, che: “I diritti di cui al comma 1, lettere b) e c), comprendono, in particolare, il potere di esercitare diritti di voto, di nominare membri del consiglio di vigilanza, del consiglio di amministrazione o degli organi che rappresentano legalmente l’impresa, nonché la detenzione di una quota di maggioranza”.↑
49. All’art. 2, comma 2, lett. a) dello schema di Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri si prevede, infatti, che : “per quel che riguarda la gestione della partecipazione in SNAM S.p.A., tutte le relative decisioni sono adottate dall’organo amministrativo di Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. con esclusione dei poteri conferiti al Ministero dell’economia e delle finanze dal decreto legge n. 269/2003 e dal Decreto ministeriale 18 giugno 2004, come pure senza che su tali decisioni possano influire i membri che integrano il consiglio di amministrazione della Cassa Depositi e Prestiti S.p.a. per l’amministrazione della gestione separata ai sensi dell’art. 5, comma 10, del decreto legge n. 269/2003, qualora la partecipazione in SNAM S.p.A. venga acquistata con utilizzo dei fondi provenienti dal risparmio postale e assegnata alla gestione separata”.↑
50. L’art. 2, comma2, lett. b) dello schema di Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri, prevede che: “per quel che riguarda la partecipazione in ENI S.p.A., restano fermi i poteri del Ministero dell’economia e delle finanze di cui al decreto legge n. 269/2003 e al Decreto ministeriale 18giugno 2004, come pure la composizione e il funzionamento dell’organo amministrativo, così come integrato ai sensi dell’art. 5, comma 10, del decreto legge n. 269/2003, in ogni caso assicurando la piena autonomia dell’organo amministrativo di ENI S.p.A. in ordine alle decisioni strategiche e operative di tale società”.↑
51. L’art. 2, comma2, lett. c) dello schema di Decreto del Presidente del Consiglio dei Ministri, prevede, infatti, che: “i membri dell’organo amministrativo o di controllo, nonché coloro che rivestono funzioni dirigenziali in ENI S.p.A. o nelle sue controllate non possono rivestire alcuna carica nell’organo amministrativo o di controllo né funzioni dirigenziali in Cassa Depositi e Prestiti S.p.A. o SNAM S.p.A. e loro controllate, né intrattenere alcun rapporto, diretto o indiretto, di natura professionale o patrimoniale, con tali società; analogamente i membri dell’organo amministrativo o di controllo, nonché coloro che rivestono funzioni dirigenziali in Cassa Depositi e Prestiti S.p.A., SNAM S.p.A. e loro controllate non possono rivestire alcuna carica nell’organo amministrativo o di controllo né funzioni dirigenziali in ENI S.p.A. e sue controllate, né intrattenere alcun rapporto, diretto o indiretto, di natura professionale o patrimoniale con tali società”↑