Consiglio di Stato, sez. VI, sentenza 2021-11-02, n. 202107314

Pubblicato il 02/11/2021

N. 07314/2021REG.PROV.COLL.

N. 02909/2018 REG.RIC.

REPUBBLICA ITALIANA

IN NOME DEL POPOLO ITALIANO

Il Consiglio di Stato

in sede giurisdizionale (Sezione Sesta)

ha pronunciato la presente

SENTENZA

sul ricorso numero di registro generale 2909 del 2018, proposto dalla società Engie Italia S.p.a. (già GDF Suez Energia Italia S.p.a.), in persona del legale rappresentante pro tempore , rappresentata e difesa dagli avvocati E P ed A D G, domiciliata presso l’indirizzo PEC come da Registri di giustizia ed elettivamente domiciliata presso lo studio dell’avvocato E P in Roma, via di San Basilio, n. 61;

contro

l’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico-AEEGSI (ora Autorità di regolazione per energia reti e ambiente-ARERA), in persona del legale rappresentante pro tempore , rappresentata e difesa dall’Avvocatura generale dello Stato, presso la cui sede domicilia per legge in Roma, via dei Portoghesi, n. 12;

nei confronti

TERNA-Rete elettrica nazionale S.p.a., in persona del rappresentante legale pro tempore , rappresentata e difesa dagli avvocati Stefano D’Ercole e Nicola Palombi, domiciliata presso l’indirizzo PEC come da Registri di giustizia ed elettivamente domiciliata presso lo Studio Legale D’Ercole in Roma, via in Arcione, n. 71;

per la riforma

della sentenza del Tribunale amministrativo regionale per la Lombardia, sede di Milano, Sez. II, 11 gennaio 2018 n. 49, resa tra le parti.

Visto il ricorso in appello e i relativi allegati;

Visti gli atti di costituzione in giudizio di Terna e di Arera nonché il ricorso incidentale spiegato da quest’ultima e i documenti prodotti;

Esaminate le memorie difensive, anche di replica e gli ulteriori atti depositati;

Visti tutti gli atti della causa;

Relatore nell’udienza del 21 gennaio 2021 (svolta nel rispetto del Protocollo d’intesa sottoscritto in data 15 settembre 2020 tra il Presidente del Consiglio di Stato e le rappresentanze delle Avvocature avvalendosi di collegamento da remoto, ai sensi dell’art. 4, comma 1, d.l. 30 aprile 2020, n. 28 e dell’art. 25, comma 2, d.l. 28 ottobre 2020, n. 137, attraverso videoconferenza con l’utilizzo di piattaforma “Microsoft Teams” come previsto della circolare n. 6305 del 13 marzo 2020 del Segretario generale della Giustizia amministrativa) il Cons. Stefano Toschei. Si registra il deposito di note d’udienza da parte dell’avvocato A D G e dell’Avvocatura generale dello Stato;

Ritenuto e considerato in fatto e diritto quanto segue.

FATTO e DIRITTO

1. – La sentenza del Tribunale amministrativo regionale per la Lombardia, sede di Milano, Sez. II, 11 gennaio 2018 n. 49, fatta in questa sede oggetto di appello da parte della società Engie Italia S.p.a. (d’ora in poi, per brevità, Engie), ha respinto il ricorso (n. R.g. 1208/2016) con il quale la odierna società appellante chiedeva l’annullamento della deliberazione dell’Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico-AEEGSI (ora Autorità di regolazione per energia reti e ambiente-ARERA e d’ora in poi, per brevità, Autorità) n. 134 del 24 marzo 2016, avente ad oggetto “ Disposizioni in tema di ulteriore corrispettivo per la remunerazione transitoria della disponibilità di capacità produttiva, per gli anni 2010 e 2011 ” e degli atti ad essa presupposti (tra i quali la deliberazione n. 208 del 16 maggio 2013, avente ad oggetto “ Determinazione dell'acconto del corrispettivo a reintegrazione dei costi di generazione per gli anni 2010 e 2011 relativo all'impianto di produzione Montemartini, essenziale per il piano di emergenza della città di Roma. Modificazioni e integrazioni alla deliberazione dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas 48/04 ” e l’avviso agli operatori recante “ Conguagli c orrispettivo ex articolo 36 deliberazione 48/04 per gli anni 2010-2011 ” pubblicato da Terna S.p.a. in data 15 aprile 2016 sul proprio portale informatico) nonché della nota di credito per complessivi €. 7.691.829,01 (€. 6.356.883,48 al netto di IVA).

In via preliminare (come ha fatto anche il giudice di primo grado e hanno riproposto tutte le parti in causa nel presente grado di appello con gli atti processuali depositati, richiamando già i numerosi precedenti della Sezione in materia) va dato conto dei fatti che hanno condotto all’adozione dei provvedimenti impugnati in primo grado dalla odierna società appellante Engie e va sinteticamente riproposto il quadro normativo nel quale si incastona la vicenda qui in esame.

2. – Lo strumento di regolazione del mercato elettrica noto come “Capacity payment”, introdotto, in forza della delega di cui alla l. 27 ottobre 2003, n. 290 (art. 1, comma 2), con il d.lgs. 19 dicembre 2003, n. 379, ha lo scopo di assicurare il raggiungimento ed il mantenimento dell'adeguatezza della capacità produttiva di energia elettrica, basato su meccanismi concorrenziali, trasparenti, non discriminatori e non distorsivi per il mercato, orientati a minimizzare gli oneri per i consumatori.

Tenuto conto che nel settore della produzione di energia elettrica è stato nel tempo evidenziato che i difetti informativi, la rigidità della domanda, l’assenza di stoccaggio, l’avversione al rischio degli operatori, costituiscono tutti fattori che non consentono al mercato elettrico di determinare autonomamente risultati efficienti in termini di adeguatezza della capacità produttiva, era accaduto che il Governo e il Parlamento, dapprima con il d.l. 29 agosto 2003, n. 239 e quindi con la legge di conversione 27 ottobre 2003, n. 290, stabilirono di delegare il Governo ad adottare un decreto legislativo per assicurare: “ il raggiungimento e il mantenimento di condizioni economiche per garantire un adeguato livello di capacità di produzione di energia elettrica, nel rispetto dei seguenti principi e criteri direttivi: a) prevedere un sistema competitivo per la remunerazione della capacità di produzione; b) consentire, al fine di incentivare l'ingresso di nuova capacità produttiva, la possibilità di concorrere al sistema di cui alla lettera a) anche per capacità di nuova realizzazione; c) prevedere un sistema di garanzie da fornire e sanzioni, non inferiori agli oneri di sostituzione e non superiori al doppio degli stessi, per gli operatori che non rispettano gli impegni quantitativi e temporali assunti ”.

Il sistema di remunerazione, introdotto in attuazione della delega con il d.lgs. 379/2003 è informato ai seguenti principi: “ a) la remunerazione è applicata alle unità di produzione di nuova realizzazione, nonché al mantenimento, in esercizio efficiente, della capacità esistente; b) la remunerazione è commisurata agli obiettivi di capacità produttiva del sistema elettrico indicati dal Gestore della rete di trasmissione nazionale; c) la remunerazione può essere applicata anche ai consumatori di energia elettrica dotati di caratteristiche tecniche idonee a fornire il servizio di riserva, che non beneficiano di altre agevolazioni; d) la remunerazione è subordinata al rilascio di apposita garanzia prestata dai soggetti beneficiari ”.

All’Autorità viene assegnato il compito di definire i criteri e le condizioni sulla base dei quali il Gestore della rete di trasmissione nazionale (Terna S.p.a.) elaborava una proposta - sottoposta all'approvazione del Ministero dello sviluppo economico - per disciplinare il sistema di remunerazione, specificando le modalità tecniche di calcolo della remunerazione, nonché i requisiti delle garanzie prestate dai soggetti beneficiari (come indicato nella surriprodotta lett. d).

L’art. 5 d.lgs. 379/2003 prevedeva che, per un periodo transitorio (a decorrere dal 1° marzo 2004 e fino alla data di entrata in funzione del mercato della capacità), l'Autorità dovesse definire un meccanismo (anch’esso transitorio) di remunerazione della capacità produttiva, applicato a tutte le unità dispacciabili, che si rendessero disponibili nei giorni critici ai fini della copertura della domanda, che costituì il c.d. capacity payment transitorio.

Il c.d. capacity payment transitorio fu disciplinato dall'Autorità con la delibera n. 48 del 2004 prevedendo un corrispettivo suddiviso in due parti:

- un corrispettivo costante su base mensile (denominato “CAP”), volto a remunerare l'effettiva messa a disposizione di capacità produttiva nei giorni di alta e media criticità (art. 35 della delibera);

- un corrispettivo integrativo eventuale (denominato “S”), riconosciuto qualora i ricavi conseguiti dal singolo produttore nei mercati borsistici (fattore denominato “RICE”), siano inferiori su base annua ad un livello standard (denominato “RICR”) fissato convenzionalmente attraverso il riferimento ai ricavi che lo stesso produttore avrebbe conseguito a parità di produzione, se fossero stati applicati i prezzi dell'energia elettrica in regime amministrato (art. 36 della delibera).

La finalità, in quest'ultimo caso, era quella di fornire un sostegno aggiuntivo ai produttori che, a causa della differenza dei prezzi tra le diverse zone dei mercati dell'energia, potessero evidenziare problemi di equilibrio economico-finanziario, con conseguenti ripercussioni di inadeguatezza della capacità produttiva nel lungo periodo.

L'ammontare annuo complessivamente disponibile per la remunerazione integrativa era determinato dal parametro “G”, il cui valore dipende dalla differenza tra il gettito complessivamente rinveniente dall'applicazione del corrispettivo unitario di cui all'art. 48 della delibera dell’Autorità n. 111 del 2006 e la quota di tale gettito destinata alla copertura del corrispettivo “CAP”.

E’ accaduto poi che, con la successiva delibera ARG/elt 166/10, l'Autorità ha ritenuto di modificare la configurazione originaria del meccanismo di cui alla delibera 48/2004, in particolare incidendo sulla metodologia di ripartizione tra gli operatori interessati del corrispettivo “S”. La disciplina precedentemente in vigore, infatti, remunerando