Pubblicato il 06/10/2020

N. 05889/2020REG.PROV.COLL.

N. 08120/2019 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 8120 del 2019, proposto da
En.E.R. S.P.A, in persona del legale rappresentante pro tempore, rappresentato e difeso dall'avvocato A S D, con domicilio digitale come da PEC da Registri di Giustizia;

contro

Autorità di Regolazione per L'Energia Reti e Ambiente (Già Autorità per L'Energia Elettrica il Gas e il Sistema Idrico), Terna - Rete Elettrica Nazionale S.p.A. non costituiti in giudizio;
Arera - Autorita' di Regolazione per Energia Reti e Ambiente, in persona del legale rappresentante pro tempore, rappresentato e difeso dall'Avvocatura Generale dello Stato, domiciliataria ex lege in Roma, via dei Portoghesi, 12;

nei confronti

Terna – Rete Elettrica Nazionale S.p.A., in persona del legale rappresentante pro tempore, rappresentato e difeso dagli avvocati Andrea Zoppini, Giorgio Vercillo, con domicilio digitale come da PEC da Registri di Giustizia e domicilio eletto presso lo studio Andrea Zoppini in Roma, piazza di S.p.A.gna n. 15;

per la riforma

della sentenza del Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia (Sezione Seconda) n. 01902/2019, resa tra le parti, concernente per la riformadella sentenza del Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia n. 1902 del 2019;

Visti il ricorso in appello e i relativi allegati;

Visti gli atti di costituzione in giudizio di Arera - Autorita' di Regolazione per Energia Reti e Ambiente e di Terna – Rete Elettrica Nazionale S.p.A.;

Visti tutti gli atti della causa;

Relatore nell'udienza pubblica del giorno 24 settembre 2020 il Cons. Davide Ponte e uditi per le parti gli avvocati Sticchi Damiani Andrea, Vercillo Giorgio e dello Stato Simeoli Luigi;

Ritenuto e considerato in fatto e diritto quanto segue.

FATTO

Con l’appello in esame la società odierna parte appellante impugnava la sentenza n. 1902 del 2019 con cui il Tar Lombardia aveva respinto l’originario gravame. Quest’ultimo era stato proposto dalla stessa impresa al fine di ottenere l’annullamento di vari atti fra cui in specie la deliberazione dell’AEEGSI n. 345/2017/E/eel, recante “adozione di un provvedimento prescrittivo nei confronti di un utente del dispacciamento in immissione e in prelievo rispetto a strategie di programmazione non diligenti nell’ambito del servizio di dispacciamento a ristoro dei consumatori”.

Nel ricostruire in fatto e nei documenti la vicenda parte appellante contestava il contenuto della sentenza e le relative argomentazioni, formulando quindi i seguenti motivi di appello:

- Illegittimità del Capo A della Sentenza: sull’assenza di base normativa e sull’invasione dell’Autorità in ambiti di esclusivo rilievo contrattuale;

- Illegittimità del Capo B della Sentenza: sugli evidenti deficit istruttori e motivazionali dei provvedimenti impugnati. Sulla insussistenza della condotta contestata, sulla assenza di correlazione tra la condotta e l’aumento del prezzo finale e sulla applicazione retroattiva delle misure adottate dall’Autorità;

- Sull’illegittimità del Capo F della Sentenza: sulla illegittima applicazione delle soglie di tolleranza;

- Sull’illegittimità del Capo G della Sentenza: sull’illegittimità dei provvedimenti impugnati per violazione dei canoni del giusto procedimento.

Le parti appellate pubblica e privata si costituivano in giudizio, chiedendo il rigetto dell’appello.

Con ordinanze nn. 5627 del 2019, nel rinviare agli approfondimenti istruttori disposti tramite verificazione in analoghi gravami, da acquisire nel presente giudizio in termini di prova atipica, veniva fissata udienza di merito

Con ordinanza n. 4233 del 2020 veniva disposta l’acquisizione nel presente giudizio, quale prova atipica, di copia in via formale delle relazioni di verificazione svolte nei connessi richiamati giudizi.

Acquisita agli atti del fascicolo la verificazione, alla pubblica udienza del 24 settembre 2020, la causa passava in decisione.

DIRITTO

1. La presente controversia ha ad oggetto le deliberazioni adottate dall’Autorità in materia di valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi nell’ambito del servizio di dispacciamento elettrico e in specie degli atti con cui la stessa ha ordinato di restituire al gestore della rete elettrica gli importi corrispondenti al vantaggio indebito conseguito dalla singola impresa per effetto di una strategia di programmazione non diligente nell’utilizzo del servizio di dispacciamento, rendendosi responsabile di sbilanciamenti effettivi particolarmente elevati rispetto al prelievo delle unità di consumo.

2. Questa Sezione ha in diverse occasioni esaminato prima (cfr. in specie sentenze nn. 4422, 2045 e 1586 del 2019) la struttura e la funzione del servizio pubblico di dispacciamento, disciplinato dall’Autorità ‒ nell’esercizio delle funzioni attribuitele dall’art. 2, comma 12, lettera h), della legge 14 novembre 1995, n. 481, ed ora anche dall’art. 42, comma 1, lettera b), del d.lgs. 1 giugno 2011, n. 93 ‒ con la deliberazione 9 luglio 2006 n. 111/06, attuativa delle previsioni degli artt. 3 e 5 del d.lgs. 16 marzo 1999, n. 79;
quindi, con le successive pronunce nn. 4322 4385, 5023 e 5024, cui occorre rinviare anche in evidenti termini di congruità e di certezza del diritto, all’esito delle disposte verificazioni, venivano accolti gli appelli analoghi, proposti da altri operatori del settore incisi da analoghe delibere, sotto gli unici ed assorbenti profili del difetto di istruttoria e di motivazione in relazione alle modalità di concreto esercizio del potere in questione in ordine al quantum applicato al singolo operatore.

Vanno quindi ribadite le considerazioni già poste a fondamento delle statuizioni sopra richiamate.

2.1 Come già ricordato dalla sezione, la ragione d’essere di tale servizio risiede nel dato fisico per cui l’energia elettrica non può essere, in linea di principio, immagazzinata al pari di altri beni di valore economico, ma deve essere necessariamente prodotta e consumata nel momento in cui l’utente finale la richiede. L’attività di dispacciamento ‒ esercitata su tutto il territorio nazionale in regime di concessione dal gestore della rete di trasmissione nazionale (Terna s.p.a.) ‒ ha quindi la funzione di assicurare, in ogni momento, l’equilibrio fra produzione e consumo di energia elettrica, garantendo la sicurezza e continuità di fornitura di elettricità, ovvero evitando gli sprechi, che conseguirebbero ad una superproduzione rispetto al consumo, e i distacchi, ovvero i blackout che conseguirebbero ad un sovra-consumo rispetto alla produzione.

2.2 L’equilibrio costante fra la domanda e l’offerta si realizza attraverso i seguenti dispositivi.

Il gestore amministra il mercato del giorno prima (MGP): fino alle ore 12 della mattina precedente il giorno di consegna dell’energia, ovvero del giorno in cui i consumatori ne avranno bisogno, ogni operatore ammesso al mercato propone l’acquisto o la vendita di partite di energia per ciascuna ora del giorno successivo. In termini astratti, il lavoro del gestore di rete potrebbe concludersi qui, nel momento in cui fra l’offerta, ovvero l’energia che si prevede di produrre e vendere immettendola in rete il giorno dopo, e la domanda, ovvero l’energia che il giorno dopo si prevede di comperare e consumare prelevandola dalla rete, vi fosse equilibrio. In termini concreti però ciò non avviene, perché fra i dati del MGP, basati su stime, e la produzione e il consumo reale, vi è fisiologicamente uno scarto (dovuto, ad esempio, ad avarie negli impianti, maggiori consumi imprevisti ovvero, fattore particolarmente rilevante, all’impossibilità di prevedere esattamente la produzione delle fonti rinnovabili non programmabili, come le centrali solari ed eoliche, la cui efficienza dipende da fattori naturali).

2.3 Un primo meccanismo di correzione è rappresentato dal mercato infragiornaliero (MI), che si svolge dalla chiusura del MGP fino a tutto il giorno di consegna dell’energia, consentendo di scambiare ulteriori partite di energia per rimediare agli squilibri creatisi dopo le negoziazioni del MGP.

A fronte invece degli squilibri ulteriori, il servizio di dispacciamento opera come stabilizzatore del sistema di ultima istanza, il cui funzionamento può sintetizzarsi nel modo che segue.

In primo luogo, tutti gli operatori di mercato, ovvero i soggetti che producono e vendono, ovvero acquistano, energia sono utenti del servizio dispacciamento come tale, come previsto dall’art. 4, comma 1, della citata delibera 111/06, e quindi sono tenuti a concludere con il gestore il relativo contratto di servizio, condizione necessaria per operare sul mercato elettrico. Si tratta, all’evidenza, di una norma volta a vincolare tutti gli operatori a fare quanto necessario per la stabilità del sistema, e quindi per la buona gestione del servizio elettrico in generale.

2.4 L’utente del servizio dispacciamento così definito ha poi, ai sensi dell’art. 14 della stessa delibera, l’obbligo di presentare programmi vincolanti di immissione o di prelievo di energia nella rete, ovvero assume il diritto e insieme l’obbligo di prelevare o consegnare le corrispondenti quantità di energia elettrica: se tale obbligo è rispettato, ne risulta in via automatica la stabilità del sistema, perché domanda e offerta si equilibrano (il comma 6 dell’art. 14 prescrive: «[g]li utenti del dispacciamento delle unità fisiche di produzione e consumo sono tenuti a definire programmi di immissione e prelievo utilizzando le migliori stime dei quantitativi di energia elettrica effettivamente prodotti dalle medesime unità, in conformità ai principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza»).

2.5 Ciò tuttavia può non accadere: per ciascun punto di dispacciamento, lo scostamento dal programma vincolante dà luogo al c.d. sbilanciamento effettivo: quello positivo indica una maggiore immissione o un minor prelievo rispetto al programma vincolante;
quello negativo indica una minore immissione o un maggior prelievo rispetto al programma. In tali casi operano i seguenti meccanismi di salvaguardia.

Il primo è previsto dall’art. 14, commi 2 e 4: l’energia immessa in eccesso o prelevata in difetto rispetto al programma vincolante si considera, ai fini economici, ceduta al gestore, che la deve pagare;
l’energia immessa in difetto o prelevata in eccesso rispetto al programma vincolante si considera invece, sempre ai fini economici, ceduta dal gestore, che ne riceve il pagamento. Tali operazioni hanno tuttavia valenza economica, ma non fisica, perché il gestore di rete, in quanto tale, non dispone di impianti propri che producano o consumino energia: il problema è costituito dall’energia prodotta in difetto o consumata in eccesso, che se non resa fisicamente disponibile può causare il blocco del servizio, e quindi il blackout del sistema.

2.6 Per evitare ciò, è stato creato il mercato del servizio di dispacciamento (MSD), a cui sono ammessi solo gli operatori a ciò specificamente abilitati, titolari di impianti denominati «unità di produzione o di consumo», i quali si obbligano a immettere e/o a prelevare energia elettrica secondo le disposizioni impartite dal gestore della rete. In tal mercato, diversamente dal mercato dell’energia elettrica all’ingrosso, la domanda è espressa dal solo gestore della rete (e non dagli utenti del dispacciamento) ed è una domanda rigida (rispetto al prezzo) per ciascuna delle risorse necessarie a garantire la sicurezza del sistema ossia delle risorse necessarie ad assicurare il continuo equilibrio di prelievi ed immissioni sulla rete nel rispetto dei vincoli fisici del sistema. Per le unità non abilitate al MSD (che quindi non possono offrire risorse su questo mercato), il programma vincolante è basato sulle sole offerte di acquisto (per le unità di consumo) e di vendita (per le unità di produzione) accettate su MGP e MI.

Nell’ambito del MSD, si distinguono poi una fase ex ante, in cui il gestore acquista l’energia necessaria all’equilibrio del sistema basandosi su una previsione a breve termine, e una fase di bilanciamento (MB), in cui il gestore agisce in tempo reale.

2.7 La valorizzazione dell’energia elettrica che si forma nel mercato dei servizi di dispacciamento, inoltre, è spesso sensibilmente più elevata rispetto ai prezzi ordinari che si formato sul mercato all’ingrosso: tale circostanza, avuto riguardo al periodo temporale rilevante nel presente giudizio (gennaio-luglio 2016), ha influito, altresì, sulla determinazione dei corrispettivi di sbilanciamento dovuti nella regolazione economica dei rapporti tra Terna e gli utenti del servizio del dispacciamento, titolari di unità non abilitate ad operare sul MDS.

Difatti, la disciplina dettata dagli artt. 39 e 40 delibera n. 116/06 cit., nella formulazione vigente fino al 31 luglio 2016 (prima di essere modificata con delibera n. 444/2016/R/eel del 28 luglio 2016, entrata in vigore il 1° agosto 2016) prevedeva la valorizzazione degli sbilanciamenti effettivi per ciascun punto di dispacciamento relativo a unità non abilitate in applicazione del meccanismo del cd. single pricing, che consentiva la quantificazione dei prezzi di sbilanciamento soltanto sulla base del segno dello sbilanciamento aggregato zonale - determinato in funzione delle movimentazioni disposte da Terna sul mercato per il servizio del dispacciamento all’interno della macrozona di bilanciamento di riferimento -, senza tenere conto dello sbilanciamento effettivo associato a ciascun punto di dispacciamento.

Per l’effetto, in presenza di uno sbilanciamento aggregato zonale positivo, gli sbilanciamenti effettivi associati a ciascun punto di dispacciamento appartenente alla macrozona di bilanciamento venivano valorizzati ad un prezzo non superiore a quello zonale, mentre, a fronte di uno sbilanciamento aggregato zonale negativo, gli sbilanciamenti effettivi venivano valorizzati ad un prezzo non inferiore al prezzo zonale.

Non dipendendo il meccanismo single pricing dal segno dello sbilanciamento effettivo, risultava possibile per gli utenti del dispacciamento trarre vantaggi economici da sbilanciamenti effettivi discordi rispetto allo sbilanciamento aggregato zonale.

Difatti, uno sbilanciamento effettivo positivo (derivante da una maggiore immissione o da un minore prelievo di energia, rispetto al programma vincolante presentato ai sensi dell’art. 14 Delibera n. 111/06 cit.), in presenza di uno sbilanciamento aggregato zonale negativo, consentiva all’utente del dispacciamento di rivendere energia a sbilanciamento a prezzo superiore (e comunque non inferiore) a quello zonale;
così come uno sbilanciamento effettivo negativo (derivante da una minore immissione o da un maggiore prelievo di energia, rispetto al programma ex art. 14 Delibera n. 111/06 cit.), in presenza di uno sbilanciamento aggregato zonale positivo consentiva all’utente del dispacciamento di acquistare energia a sbilanciamento a prezzo inferiore (e comunque non superiore) a quello zonale.

Come emergente dalle premesse della delibera n. 444/2016/E/eel (comunque inapplicabile nella specie, in quanto entrata in vigore in data 1 agosto 2016 e, pertanto, successivamente al periodo temporale preso in considerazione dai provvedimenti prescrittivi impugnati in prime cure), negli anni sono state rilevate dall’Autorità alcune anomalie che avevano comportato in diverse macrozone di bilanciamento segni dello sbilanciamento aggregato zonale non coerenti con l’effettivo stato di equilibrio del sistema, anche a causa di una non corretta contabilizzazione degli scambi di risorse di bilanciamento con le macrozone confinanti.

Tali anomalie, unitamente alla prevedibilità da parte degli utenti del dispacciamento del segno di sbilanciamento rispetto al prezzo zonale e, conseguentemente, del livello del prezzo di sbilanciamento rispetto al prezzo zonale computato secondo il meccanismo del single pricing, avevano favorito l’adozione da parte degli utenti del dispacciamento a livello di macrozona di bilanciamento, di strategie di programmazione di unità di consumo e/o di unità di produzione non abilitate contrarie ai principi di diligenza, perizia, prudenza e previdenza, finalizzate a registrare significativi sbilanciamenti discordi rispetto allo sbilanciamento aggregato zonale per trarne un significativo vantaggio economico individuale.

Ne deriva che, tenuto conto della regolazione ratione temporis applicabile alla specie, la differenza fra i prezzi dell’energia nel MSD e i prezzi dell’energia nelle contrattazioni precedenti effettuate nel MGP poteva incentivare i comportamenti opportunistici dei titolari di unità di consumo, utenti del dispacciamento non abilitati al MSD che, sovradimensionando sistematicamente la propria previsione di prelievo, intendessero appropriarsi in tal modo del sopraprezzo. Quest’ultimo costituisce peraltro un costo addizionale che confluisce nei costi delle attività di approvvigionamento d’energia –“uplift” – sostenuti in prima battuta dal gestore e poi addossati sugli utenti come una componente della bolletta elettrica.

Il provvedimento impugnato è appunto un provvedimento con il quale l’Autorità, ritenuto che la ricorrente appellante abbia posto in essere un comportamento di questo tipo, lo sanziona disponendo il recupero a favore del gestore di rete dei corrispettivi da questo indebitamente versati.

2.8 Per fronteggiare il diffuso inadempimento dell’obbligo di programmazione diligente, l’Autorità ha adottato una riforma generale della disciplina degli sbilanciamenti (in esito documenti di consultazione 368/2013/R/eel, 163/2015/R/eel e 316/2016/R/eel), e poi ha adottato una serie di provvedimenti prescrittivi nei confronti dei soggetti responsabili delle condotte abusive.

È utile ricordare che tali iniziative regolatorie hanno preso le mosse quando, nel corso del 2012, era stata registrata una sistematica e consistente differenza positiva (sbilanciamento) tra l’energia programmata in prelievo in esito al mercato del giorno prima (MGP) dagli utenti di dispacciamento in prelievo (titolari di unità di consumo come la società appellante) e l’energia misurata in prelievo imputabile agli stessi utenti.

In particolare, tale fenomeno aveva interessato la zona della Sardegna, dove risultava negativo il segno dello sbilanciamento aggregato zonale e positivo lo sbilanciamento effettivo degli utenti in prelievo (che programmavano più energia di quanto prelevato e consumato), con la conseguenza di applicare agli utenti i (più favorevoli) corrispettivi di sbilanciamento, di cui all’art. 40.3, lettera b, delibera n. 111/06. Secondo l’Autorità, l’entità, la costanza e la sistematicità dello sbilanciamento effettivo positivo dell’insieme delle unità di consumo, imputabili a tali utenti, non poteva essere riconducibile ad errori di programmazione da parte di tali utenti, ma ad una specifica strategia speculativa. Con la deliberazione del 29 ottobre 2014, n. 525/2014/R/erl, recante «Modifiche e integrazioni alla disciplina degli sbilanciamenti effettivi di energia elettrica», è stato imposto agli utenti del dispacciamento di definire i loro programmi di immissione e prelievo, evitando qualsiasi sbilanciamento volontario e attenendosi alle «migliori stime» dei quantitativi di energia elettrica effettivamente a disposizione e necessari. In particolare, tale delibera ha disposto che, a partire dal 1 novembre 2014, l’art. 14.6 dell’Allegato A della deliberazione n. 111/06, sulle condizioni per l’erogazione del servizio di dispacciamento dell’energia elettrica sul territorio nazionale, sia così sostituito: «Gli utenti del dispacciamento delle unità fisiche di produzione e consumo sono tenuti a definire programmi di immissione e prelievo utilizzando le migliori stime dei quantitativi di energia elettrica effettivamente prodotti dalle medesime unità, in conformità ai principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza». Ai sensi dell’art. 14, comma 7, della delibera 111/06, il gestore di rete segnala alla Autorità «significativi e reiterati scostamenti dall’applicazione dei principi enunciati al comma precedente», ovvero dai principi della programmazione vincolante prudentemente calcolata, «per l’adozione dei relativi provvedimenti di competenza».

2.9 Sulla base di questi approfondimenti, che la sezione conferma, i primi ricorsi venivano respinti, sia sul versante procedimentale, sia in ordina all’esistenza di una norma di legge che autorizza l’Autorità ad intervenire nei rapporti contrattuali tra l’utente e Terna. Tali precedenti comportano pertanto la preliminare declaratoria infondatezza degli analoghi vizi dedotti nella presente sede.

3. La novità e particolarità della questione ha imposto alla sezione anche una ulteriore riflessione preliminare (parimenti confermata nella presente sede) su di un fenomeno normativo che ha ampliato il quadro già composito delle fonti contrattuali, con specifico riferimento alle ulteriori deduzioni formulate.

3.1 La produzione pubblica di regole di governo dei mercati investe da tempo anche il diritto dei contratti, il cui contenuto risulta sempre più spesso dettato da decisioni pubbliche assoggettate al regime del diritto amministrativo.

L’impiego del contratto per la realizzazione, in forme e con graduazioni diverse, di finalità di “regolazione” del mercato ha dato vita ad una fenomenologia assai articolata: in un ampio novero di ipotesi le norme regolamentari conformative dell’autonomia privata sono volte a fronteggiare “inefficienze” corrispondenti alle varie forme di fallimenti del mercato (razionalità individuale, asimmetrie informative, esternalità, monopoli);
altre volte il tratto funzionale dell’intervento regolatorio è quello di simulare, in un dato settore di attività, le dinamiche del mercato concorrenziale nei contesti connotati da vincoli naturali impeditivi del pieno confronto concorrenziale;
in altri casi ancora, la regolazione del contratto non opera in chiave correttiva dei fallimenti del mercato (e, quindi, dell’efficienza allocativa), bensì in funzione redistributiva.

Le principali questioni giuridiche che il caso di specie pone all’attenzione del Collegio riguardano: da un lato, le condizioni necessarie perché il contratto possa essere eterointegrato da una fonte amministrativa;
dall’altro, la possibile concorrenza, in caso di violazioni degli obblighi contrattuali, di rimedi pubblici accanto a quelli tradizionali civilistici.

3.2 Gli atti di fonte secondaria adottati nell’esercizio della funzione regolatoria condizionano in vario modo lo svolgimento dell’autonomia privata, giungendo finanche a limitarne il campo elettivo di esplicazione, nella misura in cui: dettano il procedimento di formazione del contratto e le modalità di informazione precontrattuale;
prescrivono forme ad substantiam e requisiti di forma-contenuto;
integrano il contenuto del regolamento (spesso con riguardo anche alle variabili economiche dello scambio);
impongono il compimento di negozi giuridici o ne vietano la stipulazione;
disciplinano il comportamento da tenersi nella fase esecutiva.

3.3 La circostanza che regole restrittive della libertà contrattuale scaturiscano da atti di autorità amministrative pone il problema delle condizioni in presenza delle quali tali fonti subprimarie siano abilitate a disciplinare un campo costituzionalmente riservato alla competenza delle leggi o degli atti aventi forza di legge.

Senza dubbio la fonte amministrativa secondaria deve necessariamente operare su espressa delega del legislatore. La necessaria intermediazione della legge si desume, non solo dalla natura relativa della riserva di cui agli artt. 41 e 42 della Costituzione (la libertà di fare contratti strumentali all’esercizio dell’iniziativa economica è infatti costituzionalmente protetta nella stessa misura in cui riceve protezione l’iniziativa economica, ovvero nella stessa misura in cui è tutelata la proprietà dei beni negoziati), ma anche dalle pertinenti disposizioni del codice civile. L’art. 1372 c.c., nell’attribuire “forza di legge” alla manifestazione di volontà sorretta da comune intenzione, esclude la possibilità di modificare “in via amministrativa” l’assetto di interessi stabilito dalle parti, salvo che tale potere non sia previsto dalla legge (art. 1374 c.c.) ovvero prefigurato nell’accordo stesso. In definitiva, essendo il potere di autoregolamentazione dei privati attribuito dalla legge, la “conformazione amministrativa” del contratto richiede un fondamento normativo avente pari rango nel sistema delle fonti. L’art. 1339 c.c., secondo il consolidato orientamento interpretativo, si riferisce non soltanto al caso nel quale la legge individui essa stessa direttamente la clausola da inserirsi nel contratto, ma anche all’ipotesi in cui la legge preveda che l’individuazione della clausola sia fatta da una fonte normativa da essa autorizzata.

Ciò posto, la delega normativa non può compendiarsi nella sola attribuzione di competenza amministrativa, ma deve accompagnarsi a che da un corredo “minimo” di direttrici sostanziali riferite (quantomeno) agli scopi, all’oggetto ed ai presupposti, in coerenza con il principio di legalità sostanziale posto a base dello Stato di diritto, in virtù del quale «non è sufficiente che il potere sia finalizzato dalla legge alla tutela di un bene o di un valore, ma è indispensabile che il suo esercizio sia determinato nel contenuto e nelle modalità, in modo da mantenere costantemente una, pur elastica, copertura legislativa dell’azione amministrativa» (Corte costituzionale, sentenza n. 115 del 2011). Per le stesse ragioni, deve escludersi la possibilità di desumere poteri impliciti di incisione ab externo sul contratto da disposizioni che individuano soltanto le finalità dell’azione amministrativa.

Quando il contratto rappresenta una componente del processo regolatorio, l’inadempimento delle relative obbligazioni non assume rilievo soltanto sul piano delle relazioni intersoggettive, bensì è idoneo a ripercuotersi sul funzionamento dell’intero mercato. L’inadeguatezza dei tradizionali rimedi civilistici “interni” alle ragioni del contratto, rende necessario l’esercizio di poteri correttivi pubblicistici idonei ad estendere il proprio raggio d’azione al di là dello stretto perimetro definito dall’interesse delle parti.

4. Così qualificato il peculiare rapporto contrattuale in essere, va ribadito l’orientamento della sezione per cui l’assetto negoziale dei singoli rapporti di utenza del servizio pubblico di dispacciamento è correttamente definito dall’Autorità in forza di una puntuale base legale: l’art. 3, comma 3, del d.lgs. n. 79 del 1999 (secondo cui: «L’Autorità per l’energia elettrica e il gas fissa le condizioni atte a garantire a tutti gli utenti della rete la libertà di accesso a parità di condizioni, l'imparzialità e la neutralità del servizio di trasmissione e dispacciamento […]») e l’art. 2, comma 12, della legge istitutiva n. 481 del 1995.

4.1 Il rimedio prescrittivo esercitato dall’Autorità trova poi espressa copertura legislativa nella disposizione di cui all’art. 2, comma 20, lettera d), della legge n. 481 del 1995, il quale consente a quest’ultima di ordinare al «soggetto esercente il servizio la cessazione di comportamenti lesivi dei diritti degli utenti, imponendo, ai sensi del comma 12, lettera g), l’obbligo di corrispondere un indennizzo».

4.2 I requisiti di tale fattispecie normativa ricorrono tutti nel caso in esame: la rilevata violazione delle regole di condotta diligente in materia di programmazione dei prelievi può avere come conseguenza diretta la «lesione del diritto degli utenti» alla formazione del prezzo dell’energia elettrica corrispondente al suo valore reale;
il «soggetto esercente il servizio» è locuzione che, nello specifico contesto dell’attività di dispacciamento, va riferita non solo al concessionario, ma anche agli utenti del servizio stesso, la cui cooperazione (con il gestore) è imprescindibile per il suo funzionamento;
l’«obbligo di corrispondere l’indennizzo» ha portata esemplificativa e non tipizzante le misure prescrittive adottabili, riferendosi ai casi (diversi da quelli qui in esame, perché relativi alla regolazione sulla qualità) in cui si registrino violazione dei livelli generali o specifici del servizio.

A fondamento del potere, va richiamata anche la clausola di cui all’art. 19 del modello di contratto approvato dall’Autorità, dove viene precisato che il rapporto tra Terna e gli utenti del dispacciamento è disciplinato «[d]alle disposizioni della delibera n. 111/06». L’art. 4, comma 1, del contratto di dispacciamento stipulato da Terna con la società appellante, conferisce al gestore, «nei casi di inosservanza da parte dell’Utente del dispacciamento dei propri obblighi», il potere di «segnalare i relativi comportamenti all’Autorità», affinché quest’ultima li valuti in generale «ai sensi della legge n. 481/95», e quindi anche ai fini dell’adozione dei provvedimenti prescrittivi disciplinati dal citato art. 2, comma 20, lettera d).

4.3 In tale contesto, l’ordine dato alla società appellante di pagare a Terna s.p.a. gli importi indebitamente trattenuti per effetto degli sbilanciamenti volontari ‒ affinché siano (con le modalità che spetta allo stesso regolatore definire) riassegnati all’utenza finale ‒ non costituisce una sanzione in senso stretto, avendo la misura la finalità preminente di “restituire” al sistema delle contrattazioni le condizioni di funzionamento che il mercato avrebbe espresso ove non fosse stato perturbato dal comportamento opportunistico dell’utente.

In particolare, posto che i prezzi di sbilanciamento concorrono, ai sensi dell’art. 44 del. n. 111/06, a determinare il corrispettivo per l’approvvigionamento delle risorse nel mercato per il servizio di dispacciamento (cd. corrispettivo uplift), traslabile sull’utenza finale, un incremento degli oneri sostenuti da Terna per il pagamento dei prezzi di sbilanciamento, in conseguenza di condotte non diligenti tenute dagli utenti del dispacciamento, è, in ipotesi, idoneo a determinare un incremento dei costi sostenuti dall’utenza finale, recuperabile attraverso provvedimenti prescrittivi rientranti nella competenza dell’Autorità appellata.

4.4 In tali fattispecie, l’obbligazione restitutoria imposta dall’Autorità non si atteggia quale misura punitiva, assunta avuto riguardo esclusivamente alla condotta illecita dell’operatore economico, da sanzionare in quanto espressiva di disvalore giuridico secondo un giudizio ordinamentale, bensì configura una misura prescrittiva di obbligazioni a carico dell’esercente il servizio (nel significato supra tracciato), adottata per rimediare ad una lesione dei diritti dell’utenza finale, riparando le conseguenze che gli sbilanciamenti effettivi –illeciti, in quanto violativi del programma vincolante ex art. 14 del. n. 111/06 cit. - hanno prodotto sulla formazione del corrispettivo uplift traslabile sull’utente finale;
costituente, dunque, la parte effettivamente tutelata attraverso l’intervento provvedimentale in contestazione.

Tale impostazione risponde del resto anche alla chiara tassonomia legislativa che distingue, all’art. 2, comma 20, della legge n. 481 del 1995, il potere sanzionatorio, di cui alla lettera c), cui è estranea qualunque finalità ripristinatoria o risarcitoria, da quello prescrittivo, di cui alla lettera d).

4.5 Dalle considerazioni appena svolte discende la sussistenza del potere in questione nonché l’inapplicabilità alla presente fattispecie dei principi regolatori del diritto sanzionatorio, e il rigetto dei mezzi di impugnazione articolati sulla base degli stessi.

5. In definitiva, va ribadito quanto già espresso dalla sezione, nelle citate sentenze del 2019, in relazione alla sussistenza del potere in questione e della possibilità di adottare provvedimenti prescrittivi di carattere individuale nei confronti di tutti gli operatori interessati dall’avvio della delibera 342/2016/E/eel, in violazione delle norme di settore e del principio di giustizia procedimentale;
quindi, in parte qua le censure non sono fondate.

Le delibere in esame non introducono norme integrative del quadro regolatorio di riferimento, bensì ricollegano una prescrizione ordinatoria ‒ di cui si è sopra argomentata la base legale ‒ alla violazione dell’obbligo di «definire programmi di immissione e prelievo utilizzando le migliori stime dei quantitativi di energia elettrica effettivamente prodotti dalle medesime unità, in conformità ai principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza».

6. Peraltro, trattandosi di provvedimenti prescrittivi di carattere individuale, avente rilevante impatto economico sulla sfera giuridica degli operatori del settore in quanto tali, occorre altresì analizzare gli ulteriori vizi dedotti, specie in termini di eccesso di potere, ammissibili nella parte in cui contestano l’inadeguatezza dell’istruttoria e della motivazione sottesa alla determinazione ed al calcolo della statuizione irrogata.

Infatti, proprio a fronte della richiamata qualificazione, confermata dai precedenti della sezione, per cui gli ordini di pagare a Terna gli importi indebitamente trattenuti per effetto degli sbilanciamenti volontari non costituiscono una sanzione in senso stretto ma piuttosto la prescrizione di “restituire” al sistema delle contrattazioni le condizioni di funzionamento che il mercato avrebbe espresso ove non fosse stato perturbato dal comportamento dell’utente, occorre che la relativa determinazione, sia a monte in termini di criteri, sia a valle in termini di quantificazione e di conseguente effetto favorevole per gli utenti finali, risulti oggetto di adeguata istruttoria e delibazione coerente all’effettivo vantaggio e pregiudizio rispettivo.

7. In tale contesto, a fronte dei vizi così ulteriormente dedotti, in analoghi e connessi si è proceduto a svolgere, in termini di necessario approfondimento istruttorio a fronte dei contrastanti elementi dedotti dalle parti, la verificazione, nei termini di cui all’ordinanza collegiale richiamata nella narrativa in fatto, concernente i relativi quesiti: “1) quale sia in dettaglio il funzionamento del MGP dell’energia elettrica, oggetto di causa, nel caso in cui venga applicato il disposto dell’art. 14 commi 2 e 4 della delibera 111/06 dell’Autorità di cui in motivazione e quale sia la ragione economica precisa di questo disposto;
2) quali siano i flussi finanziari che ne conseguono;
3) chi sopporti il relativo costo, ovvero se esso rimanga a carico di chi fa il pagamento o venga traslato, e in quale misura, sugli altri soggetti del mercato ovvero sui consumatori finali, ovvero sul corrispettivo uplift, previa esatta definizione economica di quest’ultimo;
4) alla luce di quanto spiegato, quali flussi finanziari e quale ripartizione di costi conseguente si siano determinati negli episodi di asserita programmazione non diligente che hanno portato ad emanare il provvedimento per cui è causa;
5) ove la risposta a qualcuno dei quesiti non sia possibile, ne spieghi le ragioni;
il tutto aggiungendo quanto ritenga utile a fini di giustizia”.

8. Preliminarmente, del tutto irrilevanti appaiono le critiche sollevate dalle parti appellate alla qualificazione del verificatore e dei relativi assistenti, trattandosi di soggetti individuati dalla sezione nell’ambito della propria discrezionalità con riferimento a docenti universitari, il cui curriculum prodotto agli atti conferma, in ogni caso, la sussistenza dei necessari requisiti di professionalità. Peraltro la compiutezza degli esiti della verificazione e delle difese svolte sul punto confermano ulteriormente a valle, nella sostanza, gli elementi formalmente ricavabili dai curricula stessa nonché l’utilizzabilità dei relativi approfondimenti. Piuttosto, le tardive eccezioni sollevati dalle parti appellate al riguardo appaiono altresì processualmente inammissibili, in quanto meramente collegate al presunto esito della verificazione.

Sull’utilizzabilità degli esiti della verificazione anche nella presente sede occorre rinviare alle ordinanze istruttorie che ne hanno disposto l’acquisizione. Peraltro i relativi approfondimenti costituiscono bagaglio istruttorio e conoscitivo della sezione, in ordine alle regole di funzionamento del sistema in questione e del complesso e delicato potere esercitato dall’Autorità di regolazione.

8. Occorre pertanto procedere all’esame degli esiti della relazione di verificazione, data per assodata la sussistenza e l’estensione del potere in questione.

8.1 Dopo aver descritto al punto 3 il funzionamento del mercato, in aderenza al quesito 1 ed in termini che peraltro non incidono sulla ricostruzione e qualificazione del potere in questione nei termini già espressi dalla sezione, la verificazione ha fornito risposta ai successivi quesiti nei termini seguenti.

8.2 In relazione al quesito 2 (“Quali siano i flussi finanziari che ne conseguono”), la verificazione ha accertato che la valorizzazione degli sbilanciamenti, ovvero la determinazione del corrispettivo a cui vengono valorizzate le cessioni tra il dispacciatore e gli operatori del mercato dell’energia (utenti del dispacciamento in immissione e/o prelievo) ovvero le differenze tra programmi di immissione/prelievo e comportamento effettivo, è descritta con chiarezza nelle osservazioni prodotte da Terna e allegate alla relazione (cfr. Allegato 2 – Osservazioni di parte).

In proposito, conformemente a quanto ribadito dall’Autorità (cfr. in particolare DCO n. 316/2016), la regolazione degli sbilanciamenti è ispirata a due principi: (a) attribuire a ciascuna unità i costi che il sistema ha dovuto sostenere per compensare lo sbilanciamento da essa causato, dando un “corretto” segnale di prezzo sul valore dell’energia scambiata in tempo reale;
(b) incentivare una programmazione da parte degli utenti del dispacciamento coerente con i principi di diligenza, prudenza, perizia e previdenza, disincentivando comportamenti che potrebbero rivelarsi nocivi per la sicurezza del sistema.

In termini coerenti e chiaramente esplicati, la verificazione ha altresì accertato che un rischio asimmetrico tende a generare comportamenti finalizzati a ottimizzare l’esposizione al rischio.

Si consideri che, per quanto un operatore possa programmare in modo diligente, si verificano sempre degli sbilanciamenti tra programmazione e prelievi/immissioni effettivi, quanto meno per effetto della standardizzazione dei prodotti negoziati su MGP (per fascia oraria e zona) rispetto alla misurazione dei prelievi/immissioni effettivi.

Il verificatore ha, inoltre, confermato che il quadro della regolazione vigente nel periodo 2015-2016, rilevante ai fini della soluzione della presente controversia, prevedeva una valorizzazione degli sbilanciamenti per le unità non abilitate, diverse dalle unità di produzione da fonti rinnovabili non programmabili, attraverso il meccanismo cd. single pricing (cfr. la deliberazione