Pubblicato il 26/09/2022

N. 12149/2022 REG.PROV.COLL.

N. 08998/2022 REG.RIC.

REPUBBLICA ITALIANA

IN NOME DEL POPOLO ITALIANO

Il Tribunale Amministrativo Regionale per il Lazio

(Sezione Terza)

ha pronunciato la presente

SENTENZA

ex art. 60 c.pa. sul ricorso NRG 8998/2022, proposto da Regione autonoma della Sardegna, in persona del Presidente pro tempore , rappresentato e difeso dagli avv.ti M P, A S e G P, con domicilio digitale come da PEC da Registri di Giustizia,

contro

la Presidenza del Consiglio dei ministri, il Ministero della transizione ecologica, il Ministero dello sviluppo economico, il Ministero delle infrastrutture e della mobilità sostenibili e l’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente-ARERA, in persona dei rispettivi legali rappresentanti pro tempore , tutti rappresentati e difesi dall'Avvocatura generale dello Stato, domiciliataria ex lege in Roma, via dei Portoghesi n. 12,

nei confronti

– di Snam s.p.a., corrente in San Donato Milanese (MI), in persona del legale rappresentante pro tempore , controinteressata, rappresentata e difesa dagli avv.ti Paolo Clarizia e Mario Pagliarulo, con domicilio digitale come da PEC da Registri di Giustizia e
– di Ricerca sul sistema energetico-RSE s.p.a., corrente in Milano, in persona del rappresentante legale pro tempore , non costituita in giudizio,

per l'annullamento

del

DPCM

29 marzo 2022 (in G.U. n. 125 del successivo 30 maggio), recante “ Individuazione delle opere e delle infrastrutture necessarie al phase out dell'utilizzo del carbone in Sardegna e alla decarbonizzazione dei settori industriali dell'Isola ”;

Visti il ricorso e i relativi allegati;

Visti gli atti di costituzione delle sole Amministrazioni statali intimate e di Snam s.p.a.;

Visti tutti gli atti della causa;

Relatore alla Camera di consiglio del 14 settembre 2022 il dott. Silvestro Maria Russo e uditi per le parti i difensori come specificato nel verbale;

Sentite le stesse parti ai sensi dell'art. 60 c.p.a.;

Ritenuto in fatto e considerato in diritto quanto segue:

FATTO e DIRITTO

1. – A seguito delle disposizioni del DL 14 ottobre 2019 n. 111 (conv. modif. dalla l. 12 dicembre 2019 n. 141 –le cui disposizioni, ai sensi dell’art.

8-bis, son applicabili pure alle Regioni a statuto speciale, anche ai fini dell’art. 10 della l.c. 18 ottobre 2001 n. 3–, è stato emanato dagli allora MIT e MATTM il Piano Nazionale integrato per l’energia e il clima-

PNIEC

2019.

Esso ha posto, tra l’altro, gli obiettivi nazionali al 2030 circa l’efficienza energetica, sulle fonti c.d. rinnovabili e per la riduzione delle emissioni di CO2, in una coi correlati obiettivi sulla sicurezza energetica, il rafforzamento e la creazione di nuove interconnessioni delle reti di trasmissione e di distribuzione dell’energia, oltre al mercato unico di questa. In tal ambito, i §§ 2), 3) e 4) del

PNIEC

2019 si son soffermati sulle misure di decarbonizzazione per la generazione di energia elettrica entro il 2025, obiettivo, questo, subordinato a vari interventi, sia per il potenziamento strutturale del sistema elettrico, sia per la phase out dal carbone relativa ai settori industriali, specie quelli più energivori. Al riguardo, il PNIEC s’è rivolto pure al settore industriale sardo, per il quale è stato previsto un complesso di interventi, idonei, in tesi, ad assicurare sicurezza, equità e continuità delle forniture di gas naturale gli utenti sardi.

In particolare, gli obiettivi del PNIEC per la Sardegna s’inverano: a) nel rifornire di gas naturale liquefatt-GNL le industrie sarde, le reti di distribuzione cittadine già esistenti (in sostituzione del propano e già oggi compatibili col gas naturale e in costruzione);
b) nel sostituire i carburanti per il trasporto pesante;
c) nel sostituire i carburanti marini tradizionali con GNL mercé la graduale introduzione del limite di 0,1% di zolfo per mezzi portuali e traghetti;
4) nell’alimentare a GNL le centrali termoelettriche da avviare al phase-out dall’alimentazione a carbone;
5) nel trasporto del GNL dal continente ai porti isolani, nonché nell’assicurare agli utenti sardi connessi alle reti di distribuzione prezzi in linea con quelli del resto d'Italia, mediante acconce misure regolatorie;
6) nell’assicurare gli utenti sardi l’equità e la continuità delle forniture, mediante il collegamento dei depositi costieri in costruzione e in via di autorizzazione con i terminali di rigassificazione operanti in Italia, che si doteranno d’un sistema di reloading gestito dal TSO (T ransmission system operator , ora nella specie la SNAM s.p.a.).

A tali scopi, la RSE s.p.a., su mandato dell’Autorità di regolazione ed in base alla deliberazione n. 335/2019/R/GAS del 30 luglio 2019, ha condotto lo studio sull’« Approvvigionamento energetico della regione Sardegna (anni 2020-2040) », citato nel PNIEC stesso.

Essendo nel frattempo intervenuta la pandemia di SARS-Covid2, per attuare gli obiettivi stessi del PNIEC è allora stato emanato l’art. 50, co. 1, lett. c) del DL 16 luglio 2020 n. 76 (conv. modif. dalla l. 11 settembre 2020 n. 120), con cui è stato modificato l’art.

7-bis del D.lgs. 3 aprile 2006 n. 152.

In particolare, il nuovo art.

7-bis prescrive che «… 2-bis. Entro centoventi giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, il Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro dell'ambiente…, del Ministro dello sviluppo economico, del Ministro delle infrastrutture e dei trasporti e del Ministro per i beni e le attività culturali…, previa intesa con la Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le regioni e le province autonome…, individua, con uno più decreti, successivamente aggiornati, ove necessario, con cadenza semestrale, le tipologie di progetti e le opere necessarie per l'attuazione del… PNIEC, nonché le aree non idonee alla realizzazione di tali progetti o opere, tenendo conto delle caratteristiche del territorio, sociali, industriali, urbanistiche, paesaggistiche e morfologiche e delle aree sia a terra che a mare caratterizzate dalla presenza di siti di interesse nazionale da bonificare ovvero limitrofe… //// 2-ter. L'individuazione delle aree di cui al comma 2-bis deve avvenire nel rispetto delle esigenze di mitigazione degli effetti dei cambiamenti climatici, nonché delle esigenze di tutela del patrimonio culturale e del paesaggio, delle aree agricole e forestali, della qualità dell'aria e dei corpi idrici e del suolo, tenuto conto dei suoli degradati le cui funzioni ecosistemiche risultano pregiudicate in modo irreversibile e definitivo… /// 2 -quater. Per la realizzazione delle opere di cui al comma 2-bis occorre privilegiare, ove possibile, l'utilizzo di superfici di strutture edificate, comprese le piattaforme petrolifere in disuso …».

Dal canto suo, il successivo art. 60, co. 6 stabilisce che, per «… realizzare il rilancio delle attività produttive nella regione Sardegna, garantendo l'approvvigionamento di energia all'isola a prezzi sostenibili e in linea con quelli del resto d'Italia, assicurando al contempo la compatibilità con l'ambiente e l'attuazione degli obiettivi del PNIEC, in tema di rilancio industriale, di decarbonizzazione dei consumi e di phase out delle centrali a carbone presenti nella regione Sardegna, è considerato parte della rete nazionale di trasporto, anche ai fini tariffari, l'insieme delle infrastrutture di trasporto e rigassificazione di necessarie al fine di garantire la fornitura di gas naturale mediante navi spola a partire da terminali di rigassificazione italiani regolati e loro eventuali potenziamenti fino ai terminali di rigassificazione da realizzare nella regione stessa …».

2. – Al contempo, la RSE s.p.a. ha definito il proprio studio, descrivendo varie configurazioni per un ottimale approvvigionamento di GNL per la Sardegna, tra cui quella c.d. “ISOLA”, attinente ad un tipo d’interconnessione “virtuale”.

Ad avviso del rapporto RSE 2020, la configurazione c.d. ISOLA reca maggiori risparmi, a suo dire perché i maggiori costi da investimenti infrastrutturali sarebbero ben compensati da minori costi d’acquisto di vettori energetici e dai costi delle esternalità ambientali. Invero, l’introduzione del metano nel sistema energetico sardo sarebbe vantaggioso sia a livello di sistema, sia per gli utenti finali, il metano sostituendo progressivamente nel tempo i vari combustibili fossili meno sostenibili e più costosi (e sempre meno disponibili nei relativi mercati). Dal che, ad avviso di RSE s.p.a. la soluzione ottimale, in termini di minori costi complessivi per il sistema, è l’ipotesi di sviluppo “moderato” delle reti di distribuzione (cioè limitata ai bacini con lavori completati o già avviati), invece di un’immediata diffusione capillare nell’isola.

Sul punto ed in risposta al contenuto di tal documento RSE, la Regione autonoma della Sardegna, con nota del 7 ottobre 2020 rivolta all’ARERA ed alla RSE s.p.a., ha reso loro noto d’aver costituito con apposita delibera della Giunta regionale un tavolo “ Agenda Industria ", per affrontare i vari temi inerenti al sistema industriale della Sardegna.

In allegato a detta nota, la Regione ha trasmesso loro un documento di articolate osservazioni sullo studio RSE, a suo dire per costruire un modello condiviso anche con le imprese sarde. La Regione ha precisato al riguardo, al di là di varie tematiche tecniche di dettaglio, gli aspetti critici inerenti ai singoli assetti delineati in sede di studio RSE. In particolare, la Regione ha reputato necessario il «… riconoscimento sostanziale e concreto della condizione di insularità della Regione Sardegna, dal quale devono derivare atti legislativi (anche di rango costituzionale) e modelli regolatori specifici che adattino, senza penalizzazioni alle infrastrutture energetiche esistenti e in autorizzazione…, i principi di sussidiarietà e condivisione dei costi che nei decenni passati hanno caratterizzato la metanizzazione del Paese …». La Regione s’è resa «… disponibile al confronto con ARERA e MISE per meglio chiarire l’interesse dei propri cittadini ed imprese e condividere il percorso finale di realizzazione di un equo, sicuro, economico, sostenibile e orientato al futuro, modello energetico che valorizzi il percorso fin qui seguito in maniera condivisa con lo Stato …».

Il 5 gennaio 2021, la SNAM s.p.a., TSO per il trasporto e lo stoccaggio del GNL ed in base al citato studio di RSE s.p.a., ha definito una prima proposta di dimensionamento della configurazione infrastrutturale per la realizzazione del c.d. “collegamento virtuale” tra la rete nazionale di trasporto del gas e la Sardegna, nonché sui tratti di rete di trasporto da realizzare nella regione. In pratica, la soluzione proposta da SNAM s.p.a. per l’approvvigionamento di GNL sarebbe dovuto avvenire con un collegamento mediante l’uso di navette spola per trasporto di GNL tra il continente ed alcuni terminali di stoccaggio e di rigassificazione di GNL in Sardegna in mare, in prossimità di alcuni porti (poi indicati in quelli di Porto Torres, Portovesme ed Oristano). A tal fine, SNAM s.p.a. ha ritenuto necessario la costruzione d’una FSRU (unità galleggiante di stoccaggio e rigassificazione) ubicata a Portovesme e in una FSRU ubicata a Porto Torres.

Con nota prot. n. 5739 del 23 febbraio 2021 (indirizzata al MATTM, al MIBACT, al MISE ed alla Regione), il MISE, richiamati il PNIEC, gli artt. 50 e 60 del DL 76/2020, lo studio di SNAM s.p.a. sul virtual pipeline e le valutazioni di Terna s.p.a. circa le esigenze di nuova generazione elettrica per l’Isola, rende noto d’aver predisposto una bozza di DPCM attuativo degli interventi ex art. 60 del decreto n. 76. Tanto alla luce delle interlocuzioni avute nel gennaio (col MATTM e la Regione) e nel febbraio 2021 (indetta dal MATTM e con la partecipazione degli altri Ministeri). Il MISE ha rammentato la richiesta della Presidenza del Consiglio sulla definizione di tal DPCM, redatto in base a quanto emerso nei citati incontri ed il cui schema è diramato con la nota stessa, restando a disposizione per una riunione di coordinamento per giungere allo schema definitivo.

È quindi intervenuto l’art. 31, co. 3 del DL 31 maggio 2021 n. 77 (conv. modif. dalla l. 29 luglio 2021 n. 108, per cui «… Al fine di realizzare il rilancio delle attività produttive nella Regione Sardegna anche in attuazione dell’articolo 60, comma 6, del decreto-legge 16 luglio 2020, n. 76, … entro trenta giorni dalla data di entrata in vigore della presente disposizione, con decreto del Presidente del Consiglio dei ministri, su proposta del Ministro della transizione ecologica, di concerto con il Ministro dello sviluppo economico e il Ministro delle infrastrutture e della mobilità sostenibili, sono individuate le opere e le infrastrutture necessarie al phase out dell’utilizzo del carbone nell’Isola …».

Con un successivo studio del giugno 2021 (“Fase 2”) la RSE s.p.a. ha approfondito il progetto per la citata interconnessione “virtuale”, ossia la c.d. virtual pipeline da realizzare tramite un servizio di bettoline continente-Isola e depositi costieri con rigassificatori. La configurazione virtuale “ISOLA” è stata ritenuta coerente con l’indicazione contenuta nel PNIEC relativa al fatto che «… al fine di offrire agli utenti sardi connessi alle reti di distribuzione prezzi in linea con quelli del resto d'Italia dovranno essere adottate soluzioni tecnico/regolatorie che consentano di equiparare gli oneri di sistema e correlare il prezzo della materia prima al PSV …».

3. – Con nota n. 2659 del 25 ottobre 2021, l’Assessore regionale dell’Industria ha preso atto dello studio RSE-Fase 2 del 4 giugno 2021.

Al contempo l'Assessore precisa che «… la parte politica si è confrontata almeno 3 volte in videoconferenza alla presenza sia dell’Assessore delegato per materia, sia del Presidente della Regione Sardegna… (evidenziando che) … in tutti gli scenari analizzati non si sia tenuto conto delle caratteristiche strutturali dell’Isola in termini di collegamenti e viabilità …». Sicché «… pare urgente e opportuno un confronto tecnico politico tra Regione, Ministero alla transizione ecologico e Arera che ponga fine alla situazione di incertezza in cui si trovano a vivere ingiustamente le imprese e la comunità Sarda …».

Solo con la nota prot. n. 44095 del 30 novembre 2021, l’Assessora regionale all’Industria ha fornito formale riscontro alla citata ministeriale n. 5739/2021, dichiarando di non condividere il contenuto dei documenti colà allegati e restando in attesa della riunione di coordinamento, poiché la Regione, al di là di taluni incontri politici col Ministro, non v’è mai stata convocata.

Con nota del successivo 23 dicembre, l’Assessora regionale ha inviato al Ministro della transizione ecologica il verbale della seduta del Tavolo Agenda Industria in data 13 dicembre 2013, in ordine alla 6° bozza di DPCM. In tal sede, il Tavolo ha precisato:

a) l’avvenuto raggiungimento del burden sharing regionale, precisando che le risorse energetiche provengono per il 76% da termoelettrica tradizionale (36% carbone e altri solidi, 35% gas / syngas Sarlux), per il 4% da bioenergie, per il 4% da energia idraulica, per il 3% da energia eolica e per il 7% energia solare;

b) l’auspicio che la Regione, avente capacità di generazione d’idrogeno grazie a energie rinnovabili, diventi l’area di studio e sviluppo per siffatte tali tecnologie, per verificare efficacia ed economicità dell’integrazione del metano con l’idrogeno nelle reti di trasporto;

c) avendo la Regione fortemente voluto la virtual pipeline durante la discussione per l’approvazione del PNIEC, essa ne resta favorevole purché gli interventi citati siano quanto prima concordemente definiti col Governo e regolati di conseguenza, la bozza di DPCM necessitando di varie integrazioni e puntualizzazioni, per completare il phase out in Sardegna nei tempi stabiliti e così raggiungere gli obiettivi nazionali di decarbonizazzione;

d) poiché la Sardegna è l’unica regione italiana priva di un sistema di trasporto del gas naturale, allo stato dal punto di vista tariffario non esiste una garanzia “certa e stabile” sulla possibilità che la distribuzione all’utenza finale civile e industriale sia perequata in ragione della tariffa nazionale, dal che la necessità di atti legislativi (anche di rango costituzionale) e di modelli regolatori specifici che adattino, senza penalizzazioni, alle infrastrutture energetiche esistenti ed in autorizzazione nell’isola i principi di sussidiarietà e condivisione dei costi che già hanno caratterizzato la metanizzazione del Paese (e del Mezzogiorno in particolare);

e) l’evidenza, contenuta nello studio di RSE s.p.a., delle condizioni di monopolio attuale, recante con sé gravi diseconomie che impongono nuovi scelte infrastrutturali e strumenti regolatori, sicché, in attesa dell’eventuale futura realizzazione di una sealine fisica che colleghi l’Isola al continente, è necessario usare la virtual pipeline , come intesa da RSE, e regolare da subito le infrastrutture ed i servizi connessi alla fornitura di GNL presso i depositi costieri, per garantire l’energia termica in tutta l’Isola secondo principi di concorrenza e non discriminazione, con riferimento al prezzo del mercato italiano rappresentato dal PSV;

f) la priorità per la Regione della rete energetica proposta dal TSO, sebbene, nelle more della sua realizzazione e comunque per le aree eventualmente non raggiunte da essa, sia indispensabile regolare il trasporto, lo stoccaggio, la rigassificazione ed il bilanciamento per fornire agli utenti finali GNL alle stesse condizioni delle reti interconnesse.

g) poiché è requisito dirimente per fondi PNRR per la produzione d’idrogeno è la disponibilità di e porzioni dismesse di aree industriali collegate a rete gas, l’assenza di questa può compromettere la concreta erogazione di tali fondi;

h) l’assenza, nella bozza di DPCM, d’ogni intesa quale strumento di condivisione di tal documento essenziale in materia energetica nel rispetto dell’art. 117 Cost., nonché dell’individuazione delle quote di energie rinnovabili per la Regione (a differenza delle altre Regioni), avendo rinviato tale bozza al contenuto del D.lgs. 8 novembre 2021 n. 199 (attuazione della dir. n. 2018/2001/UE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili – NDE), ove obbliga tutte le Regioni a stabilire per legge, entro 180 gg. dalla pubblicazione dello stesso D.lgs., le aree idonee su cui insisteranno gli impianti ad energia rinnovabile, ferme restando la mancata ripartizione puntuale della produzione energetica sul territorio regionale (lasciando la possibilità di fissarne il quantum e la divisione nel territorio secondo esigenze industriali locali), la delimitazione della perequazione tariffaria alle reti di distribuzione realizzate (o con cantiere avviato all’entrata in vigore del DPCM, fonte, tal regola, di possibili discriminazioni tra territori viciniori) e la mancanza di previa intesa coi Comuni per le FSRU ubicate nei loro territori (in particolare per il territorio di Portoscuso).

La missiva regionale compendia quanto valutato nel Tavolo incentrando essenzialmente, per quanto d’interesse, il proprio avviso sia sull’impossibilità per la Regione di abbandonare le infrastrutture fisiche di connessione delle reti gas (senza subire, a suo avviso, penalizzazioni), sia sulla necessità della perequazione tariffaria, sia, infine e per la specialità dell’autonomia sarda, sulla necessità della previa intesa sul DPCM definitivo.

Senonché, nella G.U., s. gen., n. 125 del 30 maggio 2022, è stato pubblicato il DPCM del 9 marzo 2022, il quale, in attuazione dell’art. 31, co. 3 del DL 77/2021 e del PNIEC, ha individuato le opere e le infrastrutture necessarie al phase out dell'utilizzo del carbone in Sardegna. In particolare, l’art. 2, co. 4 del DPCM ha previsto la realizzazione di una FSRU nel porto di Portovesme e di un’altra nel porto di Porto Torres, oltre all’impianto di rigassificazione nell'area portuale di Oristano. Il co. 5 successivo prescrive poi detti terminali di Portovesme, Porto Torres e Oristano «… sono collegati, attraverso tratti di rete di trasporto, ai principali bacini di consumo del settore industriale e, eventualmente, alle aree che saranno interessate dalla realizzazione di centrali termoelettriche alimentate a gas, nonché ove possibile in funzione della analisi costi/benefici svolta nell'ambito della progettazione di cui al comma 6, alle reti di distribuzione realizzate o con cantiere avviato al momento dell'entrata in vigore del presente decreto, anche ai fini della conversione a gas naturale di reti esistenti a GPL e aria propanata …». L’art. 2, co. 6 stabilisce che «… a decorrere dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il gestore della rete nazionale per il trasporto di gas naturale avvia la progettazione della configurazione infrastrutturale definita al comma 4, nell'ambito della quale è tenuto a valutare l'eventuale inclusione nel collegamento virtuale di un impianto di rigassificazione nell'area portuale di Cagliari nel rispetto dei criteri di efficienza, economicità e garanzia dei tempi di realizzazione …».

Infine il successivo co. 8 manda all’ARERA di definire «… entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto,… il quadro regolatorio applicabile alle infrastrutture individuate dal presente decreto, con particolare riferimento ai servizi del collegamento virtuale di cui al comma 4, al fine di consentirne la realizzazione e l’esercizio, nonché adotta misure adeguate a consentire, nei limiti di costi efficienti, per almeno cinque anni a decorrere dal 1° gennaio 2022, tariffe di distribuzione, relativamente alle reti di distribuzione ubicate (in) Sardegna realizzate o con cantiere avviato al momento dell’entrata in vigore del presente decreto in linea con quelle di ambiti tariffari con costi assimilabili, come individuati dalla regolazione tariffaria …». Con la delibera n. 279/2022/R/com del 28 giugno 2022, l’ARERA ha quindi avviato il procedimento per l'attuazione di detto DPCM.

4. – Avverso il DPCM, la citata delibera ARERA ed i presupposti atti (nota del 5 gennaio 2021 e studio RSE-fase 2) è quindi insorta la Regione autonoma della Sardegna, col ricorso in epigrafe, deducendo in punto di diritto:

1) – la soggezione pure dell'approvvigionamento del GNL mediante virtual pipeline per il territorio sardo al regime di intesa con la ricorrente ai sensi dell’art. 1, co. 1 («… gli obiettivi e le linee della politica energetica nazionale, nonché i criteri generali per la sua attuazione a livello territoriale, sono elaborati e definiti dallo Stato che si avvale… dei meccanismi di raccordo e di cooperazione con le autonomie regionali previsti dalla presente legge …»), co. 3 (l’attuazione degli obiettivi generali di politica energetica è svolta in base ai «… principi di sussidiarietà, differenziazione, adeguatezza e leale collaborazione dallo Stato, dall'Autorità per l'energia elettrica e il gas, dalle regioni e dagli enti locali …») e co. 8, lett. b), n. 2 della l. 239/2004 (quanto al settore del GNL,

compete allo Stato «… l'individuazione, di intesa con la Conferenza unificata, della rete nazionale di gasdotti …»), non prevista (ma neppure esclusa) dalle fonti primarie, ma come ben si evince dalla giurisprudenza costituzionale (cfr. C. cost., 14 ottobre 2005 n. 383 sulla stessa legge n. 239, per cui sia l'individuazione delle infrastrutture e degli insediamenti strategici da parte dello Stato, sia la programmazione di grandi reti infrastrutturali energetiche dichiarate d’interesse nazionale ai sensi delle leggi vigenti devono avvenire d’intesa con le Regioni e le Province autonome interessate e, rispettivamente, con la Conferenza unificata di cui all'art. 8 del D.lgs. 28 agosto 1997 n. 281, in base al paradigma dell’art. 117, III co., Cost., in caso contrario verificandosi la forte compressione delle competenze regionali sia nel settore energetico che nella materia del governo del territorio, onde è condizione imprescindibile, per la legittimità costituzionale dell'attrazione in sussidiarietà a livello statale di tale funzione amministrativa, la previsione di un'intesa in senso forte con le Regioni nel cui territorio l'opera dovrà essere realizzata, a più forte ragione per la Sardegna, ove già l’art. 4 dello Statuto prevede la competenza concorrente regionale in materia di produzione e distribuzione dell’energia elettrica, da leggere in coerenza con il citato art. 117, III co., Cost. e, comunque, in soggetta materia l’impugnato DPCM dev’esser letto secondo un’interpretazione costituzionalmente orientata delle norme tanto ex art. 60, co. 6 del DL 76/2020, quanto ex art. 31, co. 3 del DL 77/2021;

2a) – la previsione, in entrambe le ipotesi di interconnessione ritenute preferibili dallo studio RSE 2020, d’uno scenario di interconnessione di tipo “ ESTREMO ”, inteso come «… sviluppo di reti distribuzione oltre il piano di investimenti di Italgas, con l’obiettivo di raggiungere il potenziale massimo di utenti ritenuto metanizzabile …» e che quindi considera la possibilità d’interconnettere alla rete GNL tutti i distretti residenziali e quindi tutti gli utenti della Sardegna, seppur non ancora collegati alla rete di distribuzione del gas oggi disponibile nell’Isola (aria propanata e GPL), donde l’illegittima restrizione, da parte del TSO Snam s.p.a. secondo le indicazioni del MISE (ma senza alcun formale coinvolgimento della Regione, nell’attuare la configurazione di connessione virtuale (individuando tipologia degli impianti di rigassificazione/FSRU e loro ubicazione/porti di Porto Torres e di Portovesme e dal 2021 anche il deposito costiero di Oristano) è giunta alla conclusione che l'opzione migliore in termini costi/benefici è rappresentata da una soluzione «… mista, che preveda la realizzazione di singoli tratti di rete di gasdotti affiancata al trasporto su strada di GNL con cisterne criogeniche, rappresenti il miglior compromesso in termini di costi rispetto alle due soluzioni estreme di trasporto (100% su strada e 100% con gasdotti) …», soluzione, questa, che nel peggior scenario (ipotesi di riduzione della domanda di GNL) avrebbe dato luogo ad un sovracosto del 10%, mentre l’impugnato DPCM ha previsto al più uno scenario moderato e neppure del tutto scontato (tal soluzione s’avrà solo «… ove possibile in funzione dell'analisi costi/benefici svolta nell'ambito della progettazione di cui al comma 6 …»);

2b) – l’effetto nocivo dell’omessa intesa (la quale, se effettuata, avrebbe potuto far emergere tutte le criticità della scelta “moderata”), la seria pretermissione d’ogni favor per la realtà insulare della ricorrente (l’impossibilità di conseguire una reale parità di condizioni di fornitura GNL ed elettricità rispetto ai territori del continente), nonché la violazione, da parte del DPCM, dell’art. 1, co. 3 della l. 239/2004 e, con esso, dell’art. 60, co. 6 del DL 76/2020 e dell’art. 31, co. 3 del DL 77/2021 che tal norma richiamano, in disparte l’omessa garanzia per gli utenti sardi di fruire effettivamente del GNL così trasportato ed immesso nella rete sarda e, addirittura, dell’efficacia dell’obiettivo di phase out per mancato raggiungimento di potenza rotante nell’Isola, alimentata a GNL, essenziale per il mantenimento in sicurezza della rete sarda e pari ad almeno MW 500 (sì da render impossibile lo spegnimento delle attuali centrali alimentate a carbone di Fiumesanto e Portoscuso fino a quando non saranno disponibili tali potenze a GNL) e, anzi, l’art. 2, co. 6 dell’impugnato DPCM subordina l’inclusione del terminale di Cagliari nella rete all’esclusiva decisione del TSO Snam, il quale «…

avvia la progettazione della configurazione infrastrutturale definita al comma 4, nell’ambito della quale è tenuto a valutare l’eventuale inclusione nel Collegamento virtuale di un impianto di rigassificazione nell’area portuale di Cagliari nel rispetto dei criteri di efficienza, economicità e garanzia dei tempi di realizzazione …».

Resistono in giudizio le Amministrazioni statali intimate, che concludono per il rigetto della pretesa azionata. S’è costituita in giudizio pure il TSO Snam s.p.a., che conclude, con articolata memoria, per l’inammissibilità e l’infondatezza del ricorso in epigrafe.

All’udienza camerale del 14 settembre 2022, sentite le parti e sussistendone i presupposti ex art. 60 c.p.a., il ricorso in epigrafe è assunto dal Collegio per esser deciso nelle forme di cui al successivo art. 74.

5. – Il ricorso in epigrafe non ha pregio, perché, come si vedrà appresso, muove da un equivoco di fondo che il Collegio deve dipanare, a garanzia stessa dell’autonomia differenziata della Sardegna e per il virtuoso, ed obbligatorio, esercizio dell’intesa con lo Stato in soggetta materia, partendo in primo luogo dalla pretesa violazione della competenza concorrente regionale in materia di energia.

L’art. 4, I co., lett. e) dello Statuto per la Regione autonoma della Sardegna, approvato con la l. cost. 26 febbraio 1948 n. 3, riconosce alla Regione potestà legislativa in materia di « produzione e distribuzione dell'energia elettrica ». Siffatta potestà, per espressa previsione normativa, dev’esser esercitata, oltre che nel rispetto dei limiti previsti dall’art. 3 per l’esercizio delle competenze legislative esclusive (la Costituzione, i principi dell'ordinamento giuridico della Repubblica, gli obblighi internazionali e gli interessi nazionali, nonché le norme fondamentali delle riforme economico-sociali della Repubblica), nei limiti stabiliti con legge dello Stato. Spetta, dunque, allo Stato emanare i principi generali della materia nel rispetto dei quali la Regione pone la disciplina di dettaglio. Nella materia sopra indicata non rientra tuttavia quella oggetto del ricorso, inerente al processo di decarbonizzazione dei settori industriali della Sardegna nonché al dimensionamento e la localizzazione della configurazione infrastrutturale necessaria per la realizzazione del collegamento virtuale tra la rete nazionale del trasporto del gas e la Sardegna, consistente in FSRU galleggianti di stoccaggio e rigassificazione.

Non nega il Collegio che il GNL possa servire anche, ma non solo, a produrre energia elettrica, ma il settore del gas naturale non può esser automaticamente ricompreso invero nel concetto di energia elettrica, come se l’indicazione della competenza concorrente regionale fosse una clausola aperta e adattabile ad ogni sopravvenienza.

Al riguardo, l’art. 60, co. 1 del DL 76/2020, citato dalla Regione stessa, regola sì la Semplificazione dei procedimenti autorizzativi delle infrastrutture delle reti energetiche nazionali , ma chiaramente distingue la rete nazionale di trasmissione dell’energia elettrica dalla rete nazionale di trasporto del gas naturale. Premesso ciò e considerato che le norme dello Statuto speciale vanno interpretate non certo in senso restrittivo, ma secondo un’oculata e ragionevole estensione a vicende non pensate dal predetto art. 4, onde non è erroneo in primo luogo affermare che la materia de qua non rientri tra quelle di competenza concorrente. Anzi, la Regione Sardegna sembra essere consapevole di quanto appena detto: più nello specifico, dopo aver ribadito di disporre di competenza concorrente nella materia della produzione e distribuzione di energia elettrica ai sensi del ripetuto art. 4, ha sostenuto, senza invero motivare una simile affermazione, che tale competenza concorrente si estenda alla materia del GNL. E ciò, a suo dire, per effetto del combinato disposto dell’art. 117, III co., Cost. e dell’art. 10 della l. cost. 3/2001, così confermando l’estraneità testuale del settore degli idrocarburi dal concetto di energia elettrica, cui fa riferimento lo Statuto sardo.

A ben vedere, la materia in esame è da ritenere oggetto di competenza esclusiva dello Stato.

Invero, la l. 239/2004, concernente il “ Riordino del settore energetico, nonché delega al Governo per il riassetto delle disposizioni vigenti in materia di energia ”, all’art. 1 co. 7 attribuisce allo Stato, il quale può anche avvalersi dell’ARERA per i compiti in materia di idrocarburi. Per quanto qui di interesse, son attribuiti allo Stato, ai sensi della norma recata della lett. c) dell’art. 1, co. 7, i compiti relativi alla determinazione dei criteri generali tecnico-costruttivi e delle norme tecniche essenziali per gli impianti di produzione, trasporto, stoccaggio e distribuzione d'energia, nonché delle caratteristiche tecniche e merceologiche dell'energia importata, prodotta, distribuita e consumata. Ora, in tal contesto e sul rapporto con le regioni interessate, è opportuno specificare che un’intesa con queste ultime è richiesta solo per le attività inerenti all’energia, ma se svolte sulla terraferma. È jus receptum (cfr. C. cost., 24 febbraio 2017 n. 39) che, per quanto riguarda le determinazioni sugli idrocarburi a mare, la previa intesa tra lo Stato e le Regioni non è in alcun modo richiesta , anche in base all’art. 1, co. 7, lett. l) della l. 239/2004. In virtù di tal disposizione, lo Stato ha competenza esclusiva per quanto concerne l’uso del mare, di zone del mare territoriale e del pubblico demanio marittimo per finalità di approvvigionamento di fonti di energia. Tal regola è costituzionalmente corretta, in quanto la pretesa di concertazione vìola la competenza legislativa statale a stabilire i principi fondamentali nella materia «produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell'energia», di cui all'art. 117, III co., Cost. e contrasta con le esigenze unitarie di cui al successivo art. 118, I co., sottese alla definizione dei procedimenti di localizzazione e realizzazione delle infrastrutture energetiche, con conseguente compromissione del principio di buon andamento della P.A. (cfr. pure C. cost., 10 giugno 2016 n. 131). Nessuna concertazione tra Stato e Regioni è richiesta, infatti, dalla lett. l) dell’art. 1 co. 7 della legge n. 239, perché quest’ultima ridefinisce in modo unitario e a livello nazionale i procedimenti di localizzazione e realizzazione delle opere per infrastrutture energetiche, in base all'evidente necessità di riconoscere l’unitarietà nell'esercizio delle corrispondenti funzioni amministrative in capo allo Stato, a fronte di esigenze di carattere unitario.

E tali unitarie esigenze si ravvisano soprattutto nel caso in esame, ove, da un lato, v’è la necessità di reperire fonti energetiche alternative a (e sostitutive di) quelle inquinanti di CO2 finora adoperate in territorio sardo e, dall’altro, per assicurare ai cittadini sardi un serio e costante afflusso di energia pulita al prezzo di mercato almeno pari che in continente. L’apparente compressione delle intese tra Stato e Regione è funzionale, con l’avvio della virtual pipeline e del primo stoccaggio in mare del GNL, a dare alla Sardegna la continuità d’approvvigionamento energetico, ossia a garantire l’unità della Repubblica anche in tal materia. Tal compressione svanisce non appena il TSO Snam s.p.a. avrà perfezionato il dimensionamento tecnico di tale configurazione sulla base della domanda di gas naturale dell’Isola e dovrà presentare l’apposita autorizzazione ex art. 46 del DL 1° ottobre 2007 n. 159 (conv. modif. dalla l. 29 novembre 2007 n. 222). Che al rilascio di detto titolo dovrà provvedere poi il Commissario straordinario ex art. 5, co. 1, III per. del DL 17 maggio 2022 n. 50 (conv. modif. dalla l. 15 luglio 2022 n. 91) per i citati impianti di rigassificazione da ubicarsi in Sardegna (FSRU di Portovesme e Porto Torres e rigassificatore di Oristano) non par dubbio, ma ciò riguarda non tali FSRU, bensì i futuri impianti connessi (leggasi: a terra), con la relativa intesa, che va svolta con le forme appunto del citato art. 46 del DL 159/2007.

Invero, le fasi dell’attività necessaria ad approvvigionare di GNL la Sardegna son svolte in mare.

Più precisamente, la prima fase, cioè quella del trasporto del gas liquefatto, avviene con le già citate navi-spola che collegano i terminali di rigassificazione in continente con quelli siti in Sardegna. La seconda fase, consistente nella rigassificazione, avviene tramite le FSRU (unità galleggianti di stoccaggio e rigassificazione) localizzate a Portovesme e a Porto Torres. È evidente, quindi, che pur la seconda parte del processo di fornitura del gas avvenga in mare, donde la competenza esclusiva dello Stato ché, ai sensi degli artt. 822 c.c. e 28 cod. nav., i porti rientrano nel demanio marittimo.

6. – Parte ricorrente, come già accennato nel § precedente, ha affermato di ricavare una competenza concorrente in materia di GNL per effetto del combinato disposto dell’art. 117, III co., Cost. (che, tra le materie di competenza concorrente tra Stato e Regioni ordinarie, annovera la produzione, il trasporto e la distribuzione nazionale dell’energia) e dell’art. 10 della l. cost. 3/2001.

Più nello specifico, la norma di cui all’art. 117, III co., Cost. sarebbe estesa alla Regione autonoma per il tramite dell’art. 10 della l. cost. 3/2001, il quale prevede che «… Sino all'adeguamento dei rispettivi statuti, le disposizioni della presente legge costituzionale si applicano anche alle Regioni a statuto speciale ed alle province autonome di Trento e di Bolzano per le parti in cui prevedono forme di autonomia più ampie rispetto a quelle già attribuite …». Orbene, in base a ciò la Regione ricorrente si duole del mancato coinvolgimento formale a priori (tramite un’intesa c.d. forte ) fin dalla fase istruttoria che ha condotto alla stesura del DPCM e degli atti presupposti, qui gravati. Ciò sebbene questi ultimi hanno riguardato non già l’esecuzione delle opere a rete nel territorio sardo, bensì soltanto il tipo di infrastrutture, gli insediamenti strategici, le opere e le attività necessarie al trasporto, allo stoccaggio e alla rigassificazione del GNL (cioè il prius logico) per approvvigionarne la Regione, a condizioni paritarie che nel continente.

Ebbene, in un settore come quello energetico, in cui vi è l’esigenza di operare in modo unitario e coordinato, la competenza concorrente si delinea in maniera differente. La stessa legge n. 239/2004 non si limita a dettare la normativa di principio in materia energetica ex art. 117, III co. Cost., ma dispone per vero una “chiamata in sussidiarietà” per una buona parte delle funzioni amministrative concernenti il settore energetico, attribuendo rilevanti responsabilità nonché corrispondenti funzioni legislative allo Stato in settori che, di norma, dovrebbero essere di competenza regionale secondo lo schema generale dell’art. 117, III co., Cost. Maggiori poteri son attribuiti agli organi statali perché ritenuti gli unici in grado di operare una valutazione complessiva del fabbisogno nazionale di energia. Essi sono quindi idonei ad operare in modo adeguato per ridurre eventuali situazioni di carenze o disarmonie a livello nazionale (cfr. C. cost., 12 luglio 2017 n. 170) o per elevare al livello nazionale, quand’anche per approssimazioni successive, carenze locali o di un’intera Regione.

Ciò si vede anche in altri casi (arg. ex C. cost., 11 dicembre 2015 n. 261;
id., 4 luglio 2017 n. 154), per cui la “chiamata in sussidiarietà” consente di portare al livello di competenza legislativa statale anche materie che la Costituzione assegna a quella concorrente regionale, in forza di una sorta di parallelismo con le funzioni amministrative.

In altri termini, ragioni d’unitarietà e proporzionalità giustificano e fondano siffatta chiamata in sussidiarietà. Lo Stato, specie in caso di doverosa perequazione tra i vari (e diversi) territori della Repubblica, è così chiamato ad assumere, mercé forme di maggior flessibilità nella distribuzione tra le competenze legislative ex art. 117 Cost., una responsabilità perequativa che superi eventuali egoismi o incomprensioni regionali sul valore pratico dell’unità e indivisibilità della Repubblica. E ciò viepiù quando le Regioni, trascendendo l’interesse generale della propria collettività, invece si fanno portavoce di singole e limitate esigenze comunali, senza proporne una unitaria o, come nella specie, invocando una regola d’intesa anche praeter legem e non avvedendosi né della posposizione dell’uso dell’intesa ad altri e più opportuni procedimenti e sedi, né della ragionevole proporzionalità del metodo perequativo che impone passi successivi, quelli sì soggetti ad intesa. In un contesto così delineato, dunque, la distinzione tra normativa statale di principio e normativa regionale di dettaglio cui fa riferimento l’art. 117, III co. Cost. per disciplinare la competenza legislativa concorrente tra Stato e Regioni tende, se non a dissolversi, a innovare il criterio di riparto tra le due competenze di Stato e Regioni. Tanto affinché prevalga il criterio dell’unità dell’ordinamento per sussidiarietà verticale su quello di mera intesa su ogni singolo dettaglio, proprio della competenza concorrente, che, com’è noto, concentra in sé pure la competenza regolamentare.

6.1. – Dal che il differente criterio alla stregua del quale si valuta la legittimità della norma statale: questo criterio va individuato nel principio di leale collaborazione.

In particolare, si ha qui un meccanismo istituzionale che, prima facie , sembra accentrare allo Stato, sia pur in nome d’una necessaria unità, una competenza che a ben vedere incide pure sull’ambito di poteri regionali, come appunto accade in tutti casi connotati di interventi statali a compensazione dell’insularità della Regione o dell’area coinvolte. Affinché tal meccanismo sia costituzionalmente ammissibile, occorre che esso sia adottato e messo in opera a seguito di procedure che assicurino la partecipazione dei livelli di governo coinvolti. Ebbene, tal risultato si raggiunge attraverso strumenti di leale collaborazione, cioè con le note attività concertative e di coordinamento orizzontale, ovvero le intese (cfr. C. cost., n. 383/2005, cit., sull’illegittimità costituzionale di talune norme ex art. 1 della l. 239/2004 in materia di GNL;
id., 21 gennaio 2016 n. 7;
id., 27 marzo 2018 n. 61).

In pratica, la compatibilità dell'interferenza tra le due competenze, statale e regionale, va in concreto valutata ponderando, in termini di proporzionalità e ragionevolezza, l'interesse pubblico sottostante all'assunzione da parte dello Stato di funzioni parzialmente sovrapponibili a quelle regionali con quello sotteso alle stesse funzioni della Regione. Ciò deve avvenire in una sede di concertazione istituzionale di tipo collegiale quale la Conferenza permanente per i rapporti tra lo Stato, le Regioni e le Province autonome, ove il riparto e l’allocazione degli interventi d’immissione del GNL in rete regionale (dunque, l’architettura di rete, la sostituzione di altre fonti fossili e l’equa tariffazione) avvengano di concerto o d’intesa con la Sardegna.

L'esercizio di competenze statali e regionali contigue (o parzialmente coincidenti), assunte con tale meccanismo di sussidiarietà “forte” dev’essere accompagnato da garanzie di tipo procedimentale, poiché l'esigenza di esercizio unitario che consente di attrarre, insieme alla funzione amministrativa, pure quella legislativa, può aspirare a superare il vaglio di legittimità costituzionale solo in presenza di una disciplina che prefiguri un iter in cui assumano il dovuto risalto le attività concertative e di coordinamento orizzontale, ovverosia le intese, che devono essere condotte in base al principio di lealtà (cfr. C. cost., 1° ottobre 2003 n. 303: id., 13 gennaio 2004 n. 6).

Solo così risulta rispettato il principio di leale cooperazione qual sistema di composizione dialettica tra esigenze di interventi unitari ed esigenze di garanzia per l'autonomia e la responsabilità politica delle Regioni, in una prospettiva di funzionalità istituzionale.

Tutto ciò è chiaro al Collegio, tant’è che non dura fatica a concordare in linea di massima con la tesi attorea, ma gli argomenti di carattere generale fin qui esposti non sono applicabili nella specie e non tornano utili alla ricorrente.

6.2. – Invero, affinché il meccanismo istituzionale ora delineato possa operare, occorre tener conto se esista effettivamente una competenza legislativa concorrente tra Stato e Regione Sardegna e che le sia applicabile l’art. 117, III co. Cost. Ciò non avviene nel caso in esame, in primo luogo, come già anticipato, perché tra Stato e Regione Sardegna nella materia del gas naturale non sussiste alcuna competenza concorrente ex art. 4 dello Statuto speciale.

Né una siffatta competenza si può ritrarre dall’art. 117, III co., perché detta norma (lo riconosce la stessa parte ricorrente) vale per le regioni a statuto ordinario e può trovare applicazione alle regioni autonome grazie alla clausola di maggior favore di cui all’art. 10 della l. cost. 3/2001. La clausola in esame vale solo se le norme del Titolo V Cost. assicurino forme di autonomia più ampie rispetto a quelle già attribuite, come sul punto chiarisce la giurisprudenza richiamata da parte ricorrente (cfr. C. cost. n. 383/2005). Infatti, le regioni a statuto speciale «… non possono rivendicare forme e condizioni di autonomia riconosciute dal Titolo V della Costituzione in base all’art. 10 della legge cost. n. 3 del 2001 e, contestualmente, affermare… la perdurante vigenza, nella stessa materia, del particolare regime individuato nello statuto e nelle relative norme di attuazione allo scopo di delimitare o ridurre i poteri statali previsti dalla disciplina costituzionale ordinaria della quale si sostiene l’applicabilità. Ciò non appare possibile a causa della assoluta specialità della norma contenuta nel citato art. 10, che rende estensibile alle Regioni speciali e alle Province autonome… le disposizioni della legge cost. n. 3 del 2001 che riconoscano forme di autonomia più ampie sulla base di una valutazione necessariamente complessiva e pertanto comprensiva sia dei nuovi poteri che dei relativi limiti, espressi od impliciti, contenuti nel nuovo Titolo V …».

Sicché la verifica circa la maggiore ampiezza dei poteri e delle autonomie previste dal Tit. V Cost., cui è subordinata la loro applicazione anche alle regioni a statuto speciale, va condotta procedendo ad una valutazione ed una comparazione complessiva dei regimi risultanti dall’art. 117 Cost. e dello Statuto speciale, unitariamente considerati.

E di tal valutazione complessiva e dei risultati conseguiti la Regione ricorrente avrebbe dovuto dar specifica contezza nel suo gravame.

Al riguardo, è chiara in giurisprudenza (cfr. C. cost., 16 maggio 2019 n. 119) la necessità di dimostrare «… le ragioni per le quali il parametro invocato garantirebbe una maggiore autonomia alla Regione e sarebbe, perciò, applicabile in luogo di quelli statutari in attuazione della cosiddetta clausola di maggior favore contenuta all’art. 10 della legge costituzionale 18 ottobre 2001, n. 3 …». Ma la ricorrente non ha fornito una tale dimostrazione, poiché essa s’è limitata ad affermare che la competenza concorrente in materia di energia elettrica ex art. 4 dello Statuto speciale è estesa in modo automatico, ai sensi del combinato disposto dell’art. 117, III co., Cost. e della clausola estensiva ex art. 10 della l. cost. 3/2001, alla materia della produzione, trasporto e distribuzione nazionale dell’energia da GNL. Come s’evince dalla serena lettura del ricorso in epigrafe sul punto, la Regione non ha in alcun modo effettuato una comparazione complessiva tra norme costituzionali implicate e norme statutarie, al fine di dimostrare che l’autonomia derivante dal Titolo V Cost., nel suo complesso unitario considerato, sia maggiore di quella statutaria o di quella che l’ordinamento già le assicuri nel prosieguo del procedimento di decarbonizzazione, quando occorrerà l’intesa.

Escludendo l’estensione dell’art. 117, III co., nella specie si esclude altresì la necessità che lo Stato, in virtù del principio di leale collaborazione, debba procedere alla previa intesa con la Regione già per la fase di trasporto ed accosto delle navi-spola recanti il GNL.

6.3. – Dalle conclusioni sopra indicate deriva un’ulteriore conseguenza.

Senza l’applicazione dell’art. 117, III co., alla Regione vien meno pure la possibilità d’invocare la l. 239/2004, a suo favore, nonché d’invocare le statuizioni in essa contenute. Come s’è detto dianzi, la legge n. 239, all’art. 1, co. 1 statuisce che «… Nell'ambito dei principi derivanti dall'ordinamento comunitario e dagli obblighi internazionali, sono principi fondamentali in materia energetica, ai sensi dell'articolo 117, terzo comma, della Costituzione, quelli posti dalla presente legge …». In altri termini, la legge n. 239 rappresenta un’applicazione dell’art. 117, III co., Cost. e dei principi che regolano la competenza concorrente tra Stato e Regioni. La stessa legge detta pure la normativa generale e, in base alle già descritte esigenze di unitarietà che caratterizzano il settore energetico, realizza la chiamata in sussidiarietà forte di molte funzioni amministrative e legislative allo Stato. È chiaro, dunque, come la l. 239/2004 possa trovare spazio di applicazione solamente nella misura in cui risulti applicabile a sua volta l’art. 117 Cost.

Poiché ciò non accade, scolora dunque la stessa fondatezza del richiamo attoreo alla più volte citata sentenza della Corte costituzionale n. 383/2005 che, nel dichiarare l’illegittimità costituzionale di alcune norme della l. 239/2004 per l’omessa previsione della previa intesa con le Regioni in materia d’energia, presuppone che la competenza concorrente tra Stato e Regioni nella materia considerata debba sussistere, grazie all’art. 117, III co.

Non a diversa conclusione, ma lo s’è già detto e non mette conto un’ulteriore digressione sul punto,

per un verso, che nessuna intesa è prevista quanto alla localizzazione e all’individuazione delle infrastrutture necessarie per il trasporto e lo stoccaggio del gas e, quand’anche si volesse ritenere applicabile la l. 239/2004 al caso di specie, alcuna intesa con la Regione avrebbe dovuto precedere l’adozione del DPCM gravato. Per altro verso, ancor più irrilevante s’appalesa il richiamo al citato art. 5, co. 2 del DL 50/2022, il quale non torna utile alla pretesa attorea, poiché esso prevede sì detta intesa con le Regioni interessate, ma per le sole infrastrutture di rete ed opere consimili, non già per l’impugnato DPCM.

In realtà, è la pretesa stessa a non aver senso giuridico, poiché appunto è frutto d’un evidente errore di prospettiva. Dovrebbe esser chiaro che il DPCM non è che un primo passo d’un più articolato processo di decarbonizzazione di tutto il territorio della Repubblica, Sardegna inclusa. Poiché la rete nazionale dei gasdotti è periodicamente aggiornata dal MITE (da ultimo, col DM 17 febbraio 2022), relativamente alla configurazione definita dal DPCM gravato, vi sono due tempi. Il primo è quello della messa in opera della virtual pipeline ;
il secondo è quello successivo all’entrata in opera di quest’ultima, quando, cioè, il TSO Snam s.p.a. presenterà l’istanza d’autorizzazione, previa richiesta d’inclusione del collegamento virtuale nella rete nazionale dei gasdotti, nel qual caso si renderà attuale l’obbligo d’intesa con la Regione e non prima.

7. – In ogni caso, il vizio della mancata intesa previa sul DPCM in questione non si può ritenere invalidante ai sensi dell’art. 21-octies della l. 7 agosto 1990 n. 241.

In altri termini, anche a voler ammettere una competenza di natura concorrente in capo alla Regione ricorrente, il vizio di mancata intesa e omesso coinvolgimento formale della Regione Sardegna non è causa d’illegittimità del DPCM stesso.

E ciò in forza del principio recato dallo stesso art. 21-octies, in virtù del quale «… non è annullabile il provvedimento adottato in violazione di norme sul procedimento o sulla forma degli atti qualora, per la natura vincolata del provvedimento, sia palese che il suo contenuto dispositivo non avrebbe potuto essere diverso da quello in concreto adottato …» (cfr., p. es., Cons. St., II, 17 marzo 2022 n. 1933;
id., V, 30 agosto 2022 n. 7569). Tal norma è espressione del principio del raggiungimento del risultato, immanente pure in seno all’ordinamento UE (cfr., p. es., CGUE, I, 28 maggio 2020 n. C-535/18, circa i casi d’efficacia non invalidante, in un procedimento ambientale-VIA, per omessa partecipazione dell’interessato e relativi limiti). In forza di detto principio, il provvedimento non è annullabile se in giudizio non emerga che il relativo contenuto non sarebbe potuto esser diverso da quello in effetti adottato. Per ferma giurisprudenza, tal principio s’appalesa coerente coi generali criteri di conservazione dell’atto e di strumentalità delle forme, che inducono così a generalizzare la portata dell’istituto di legittimità non invalidante di cui all’art. 21-octies, co. 2.

Quanto affermato è pure coerente con l’esigenza della P.A. di compiere scelte economicamente oculate ed efficienti, che garantiscano prioritariamente la legalità del risultato ed impongono di evitare di riavviare un procedimento i cui esiti siano ab initio scontati (cfr., per tutti, Cons. St., VI, 27 febbraio 2012 n. 1081;
id., V, 27 giugno 2017 n. 3136).

Nel caso di specie, la Regione ricorrente lamenta sì il vizio derivante dalla mancata intesa da parte dello Stato, ma si limita a contestare l’omissione in modo generico, senza descrivere, allegare e provare, quanto meno in termini d’allegazione processuale, in che modo tal sua partecipazione le avrebbe potuto determinare un diverso esito del procedimento. Certo, la Regione, come visto nelle premesse in fatto, il 23 dicembre 2021 ha comunicato al MISE ed al MITE, Ministeri predisponenti la bozza del DPCM, talune osservazioni sul contenuto di essa. In concreto, la Regione, inviando il verbale del Tavolo Agenda Industria , ha fissato il proprio focus essenziale: a) sull’impossibilità per essa d’abbandonare le infrastrutture fisiche di connessione delle reti gas, o di dismettere aree ex- industriali altrimenti riutilizzabili per non perdere i fondi PNRR per la produzione d’idrogeno;
b) sulla necessità della perequazione tariffaria senza limitarla alle reti di distribuzione realizzate (o con cantiere avviato all’entrata in vigore del DPCM), fonte, tal regola, di possibili discriminazioni tra territori viciniori;
c) sul difetto di previa intesa coi Comuni per le FSRU ubicate nei loro territori (in particolare, per il territorio di Portoscuso) e la continuità del trasporto via mare del gas.

Ora, s’è visto che, sul punto, la Regione non ha potestà dirette né concorrenti in soggetta materia, di talché non sarebbe potuto bastare l’invio d’un appunto informale sui desiderata suoi e delle imprese sarde. Sarebbe invece occorsa, stante l’avvenuta piena conoscenza perlomeno della 6° bozza del DPCM, un documento istituzionale che intimasse allo Stato di tener conto della necessaria intesa in vista del DPCM e della relativa attuazione. In altri termini, era ed è suo onere, nel lamentare siffatta omissione e soprattutto per la leale collaborazione tra i due livelli di governo, in che cosa il DPCM gravato sarebbe, in tesi, potuto esser diverso e favorevole alla tesi attorea in ordine a localizzazione (in generale o per un “completamento” della rete gas nel territorio regionale) e reti, rispetto a quella indicata nel DPCM. La Regione, qual soggetto istituzionale di rango costituzionale, avrebbe dovuto riempire di contenuti la doglianza procedimentale, se del caso facendo constare tali omissioni di carattere “sostanziale” avanti non a questo, ma al Giudice delle leggi, se del caso in via d’azione contro le fonti primarie presupposte al DPCM o per conflitto d’attribuzioni con lo Stato.

È solo da soggiungere la manifesta infondatezza, se non la parimenti evidente inammissibilità della relativa richiesta a questo Giudice (evidente essendone l’intento meramente defatigatorio), della questione sulla legittimità costituzionale dell’art. 31, co. 3 del DL 77/2021, cioè la fonte primaria che regola l’emanazione dell’impugnato DPCM e ciò per tre ordini di ragioni. La prima: al di là di quel che dice la norma primaria, l’esclusione dell’obbligo d’intesa nell’emanazione di detto DPCM non è scelta arbitraria dell’art. 31, co. 3, ma conseguenza del sistema, che virtuosamente prevede sì l’intesa con la Regione, ma nei limiti dell’effettiva concorrenza tra i due livelli di governo, nei casi in cui occorre una necessariamente congiunta valutazione di impianti da allocare in ciascuna singola realtà locale, come ribadito dalla citata sentenza della Corte n. 383/2005. La seconda: non s’avvede la Regione che essa pretende da questo Giudice, ma senza coinvolgere al contempo la legittimità dei

limiti di legge di questa giurisdizione, l’esercizio d’un sostanziale sindacato sostitutivo su scelte non condivise di discrezionalità tecnica non solo rientranti nella competenza esclusiva (pure legislativa) dello Stato, ma di merito ed in sé tecnicamente opinabili, però non abnormi, essendo state precedute da appositi studi di RSE s.p.a., cui peraltro la stessa ricorrente fa ampi riferimenti. La terza: a parte che il Collegio non rinviene alcun’illegittimità costituzionale nelle predette fonti primarie da cui il DPCM intimato prende le mosse, né reputa di doverne sollevare d’ufficio la questione, rettamente il TSO Snam s.p.a., qui costituito, eccepisce l’inammissibilità d’una siffatta richiesta della ricorrente a questo Giudice, per l’evidente ragione, già accennata sopra, che l’art. 31, co. 3 del DL 77/2021 (sul punto non intaccato dall’art. 5, co. 2 del DL 50/2022) ancor prima del DPCM ha inciso in via diretta e immediata sulla posizione soggettiva della Regione ricorrente, recte sulle sue prerogative di rango costituzionale, onerandola a proporre un’impugnazione in via principale nel termine (decadenziale e non aggirabile: cfr. C. cost., 26 novembre 2021 n. 220) ex art. 127, II co. Cost. e ciò non è avvenuto per tempo.

Sicché, quand’anche mai si potesse prospettare l’ontologico difetto d’intesa (in realtà, concernente la sola, e posteriore, fase autorizzativa), tal vizio non può condurre ad alcun’annullabilità dell’atto gravato ove, sulla scorta di valutazioni attinenti al contenuto del provvedimento, effettuate ex post , si concluda che quest’ultimo non sarebbe potuto esser diverso.

8. – Non maggior pregio ha il secondo mezzo di gravame, ove la ricorrente lamenta anzitutto che il DPCM abbia assunto scelte diverse e in contrasto rispetto agli studi ed alle analisi tecniche svolte da RSE s.p.a. che le hanno precedute, specie quella della struttura di distribuzione del GNL nell’Isola di tipo c.d. “moderato”.

È fattualmente vero che la configurazione di tipo “moderato” riguardi le sole « reti di distribuzione realizzate o con cantiere avviato al momento dell'entrata in vigore del presente decreto » (art. 2, co. 5 del DPCM) e che essa diverga da quanto suggerito in fase 2 dalla RSE s.p.a. Non è però vero che essa si ponga sul punto in antitesi al PNIEC, perché, senza smentirne gli obiettivi, il MITE ha inteso seguire criteri d’efficienza per la definizione della soluzione ottimale, in base ad un’analisi costi / benefici. Trattandosi di investimenti regolati, ossia perlopiù coperti le tariffe energetiche pagate dai singoli clienti del servizio (cittadini e imprese), non irragionevole s’appalesa, al di là dei meritori studi di RSE s.p.a., l’esigenza d’una configurazione allo stato più efficiente anche sotto il profilo dei costi, limitando gli oneri impropri sulle tariffe. Considerato poi che siffatta scelta si basa sulle valutazioni effettuate da RSE in un’ottica analisi costi/benefici, deve il Collegio concordare con le Amministrazioni intimate che tal configurazione non si ponga in contrasto con l’art. 1, co. 3 della l. 239/2004.

Neppure convince perché mai, ad avviso della Regione, la configurazione di tipo “moderato” posta allo stato dal DPCM finirebbe per «… privare circa un terzo dei cittadini sardi della fruizione del metano …». Al Collegio pare che tal assunto sia una suggestiva petizione di principio, in quanto il DPCM non sembra precludere a priori la possibilità d’alimentare le reti di distribuzione non ancora collegate ai previsti tratti di rete di trasporto con soluzioni alternative o miste (tra cui le autobotti criogeniche, cui fa riferimento la stessa regione). Anzi, è proprio il secondo rapporto di RSE s.p.a. ad aver approfondito la serietà dell’approccio ad un sistema misto, ossia quello che, nel prevedere «… la realizzazione di singoli tratti di rete di gasdotti affiancata al trasporto su strada di GNL con cisterne criogeniche, rappresenti il miglior compromesso in termini di costi rispetto alle due soluzioni estreme di trasporto (100% su strada e 100% con gasdotti) …». Sicché, ad avviso della RSE s.p.a., nel rapporto 2021, la soluzione mista, non vietata dal DPCM, è quella ottimale, pur se, allo stato, per «… il trasporto su strada i costi specifici sono più variabili nei diversi casi analizzati e comprendono anche i costi relativi alla realizzazione e gestione dei depositi satellite necessari allo stoccaggio e rigassificazione del GNL presso le utenze. Questa soluzione di trasporto mista comporterebbe una riduzione significativa delle percorrenze annue complessive e del numero di viaggi necessari, rispetto alla situazione attualmente in essere;
ciò si deve al trasporto di una quota prevalente del fabbisogno tramite i tratti di rete gas, nonché alla più efficiente soluzione logistica derivante dalla disponibilità di tre punti partenza per le cisterne criogeniche …».

8.1. – Non nega il Collegio che, di primo acchito, appaia quasi un contrasto argomentativo tra la posizione della Regione e quella del DPCM.

L’una predica la violazione dell’art. 60, co. 6 del DL 76/2020, ché tal configurazione non favorisce né il rilancio delle attività produttive nella Regione Sardegna, né il phase-out dal carbone. L’altro stabilisce che tal configurazione sia stata scelta alla luce di criteri di efficienza, d’economicità e di sicurezza degli approvvigionamenti. Ora, da una serena lettura del DPCM pare che, in via di prima approssimazione, i terminali di stoccaggio e rigassificazione di GNL sono stati collocati nell’Isola in previsione sia della già prevista distribuzione geografica dei consumi di gas industriali, sia del sistema di collegamento (misto, in parte via via con gasdotto, in parte con tratti di rete di trasporto), ai principali bacini di consumo del settore residenziale e terziario. Ora, è prevista la concentrazione dei consumi di gas ad uso industriale nei distretti industriali del Sulcis e, in fieri , di Porto Torres, a loro volta viciniori ai bacini di consumo della città metropolitana di Cagliari e, rispettivamente, di Sassari. Inoltre, il sistema infrastrutturale de quo prevede un deposito di GNL a Oristano per le utenze industriali e residenziali della zona, per cui il TSO Snam s.p.a. effettuerà il collegamento virtuale come un’estensione infrastrutturale della rete di trasporto nazionale del gas. Così facendo, sarà garantita la movimentazione di GNL verso i rigassificatori ubicati in Sardegna e, con essa, la riconsegna di gas ai punti di prelievo in Sardegna interconnessi con i tratti di rete di trasporto.

In tal caso, non irrazionale in sé e profittevole per tali distretti e bacini è, ad una prima valutazione di ragionevolezza della discrezionalità tecnica, la scelta per cui il collegamento virtuale è realizzato mediante rigassificazione (specie con FSRU), funzionali alla fornitura di tutte tali aree.

Nessun indizio d’evidente discriminazione verso altri territori sardi s’evince dal DPCM, la prima configurazione essendo progettata per ora in tal guisa, allo scopo certo di minimizzare l’impatto sul territorio ed i costi (altrimenti a nocivo ricasco dei clienti finali, con i notori effetti negativi che si sperimentano oggidì) ed accelerare i tempi di realizzazione, ma con una flessibilità di infrastrutture via via implementabili nel lungo periodo.

Pertanto, non solo la doglianza attorea è più di temuto pericolo, che di reale danno da disparità di trattamento, ma neppure si determina la violazione del DL 76/2020. La prevista configurazione infrastrutturale DPCM tiene conto dei principali fabbisogni di gas dell’Isola, ai fini tanto della decarbonizzazione e del rilancio delle relative attività.

8.2. – Non a diversa conclusione reputa il Collegio di pervenire per le esigenze del sistema elettrico sardo, in relazione anche ai bisogni di nuova potenza di generazione per l’Isola, secondo Terna s.p.a., interpellata nel febbraio 2021, pari a MW 550 di nuova potenza programmabile (necessaria a quella data per completare il phase-out delle centrali a carbone in Sardegna), per il mantenimento delle condizioni di sicurezza del sistema elettrico isolano (MW 300 nella zona sud e MW 250 nella zona nord della Sardegna).

F restando il sistema denominato “mercato della capacità” che seleziona e remunera le risorse per l’adeguatezza del sistema elettrico, nonché l’avvenuto aggiornamento di esso (decreto MITE n. 439 del 28 ottobre 2021) e delle analisi d’adeguatezza del sistema elettrico nazionale (svolta da Terna s.p.a. anche con riguardo alle risorse da realizzare in Sardegna ai fini del phase-out del carbone), il DPCM impugnato, da un lato, ha fatto salvi lo sviluppo delle fonti FER e dei sistemi di accumulo e la realizzazione delle reti elettriche necessarie. Dall’altro lato, le esigenze di nuova potenza programmabile sull’Isola, con prevalente funzione di adeguatezza, regolazione e riserva, essendo pari a MW 550, son state assegnate «… nell’ambito e secondo la disciplina del sistema di remunerazione della disponibilità di capacità produttiva di energia elettrica (capacity market) e sono articolate tra zona sud e zona nord della Sardegna …». Tanto con la precisazione che siffatto mercato non sconta blocchi all’ingresso e, a seguito delle aste, il servizio può essere reso da potenza a gas, potenza rinnovabile con altre caratteristiche, o con sistemi di accumulo dell’energia.

Consta che, per l’anno 2024 ed in esito alla sessione di aste per il mercato della capacità conclusasi a febbraio 2022, Terna s.p.a. ha assegnato tutte le risorse richieste per il sistema elettrico sardo, sia come capacità esistente, sia come nuova capacità, quantunque nessun’offerta ha finora previsto la trasformazione a gas delle esistenti centrali a carbone. Sebbene la prima ipotesi fosse quella in varia guisa auspicata dalla Regione, allo stato non s’è verificata, onde la realizzazione di tutte le nuove capacità elettriche isolane, nei tempi previsti, dipendono non già dalle norme del DPCM, ma dai procedimenti di rilascio delle relative autorizzazioni. Questi ultimi, com’è noto, sono a valle delle scelte di tal decreto, sicché hanno ragione le Amministrazioni intimate a respingere la censura sul contrasto tra il DPCM, il PNIEC ed il DL 76/2020, poiché il decreto persegue l’obiettivo del phase-out dal carbone nella generazione elettrica e risulta aggiornato alle novità nel frattempo intervenute, quali l’emanazione della nuova disciplina del capacity market e l’aggiornamento delle analisi di adeguatezza che hanno confermato per la Sardegna l’ammontare delle risorse all’epoca stimate.

Eccepiscono le Amministrazioni resistenti che, a ben vedere, siffatta questione tradirebbe varie non irragionevoli timori per un’eventuale contrazione occupazionale, derivante dalla cessazione delle due centrali a carbone di Fiume Santo (nell’area nord) e Portoscuso (nella zona sud), accennate più volte dal Governo regionale in varie dichiarazioni pubbliche. In realtà i timori paventati appaiono, più che consequenziali, distinti sia dal principio di neutralità tecnologica nella selezione statale delle risorse, sia dalla circostanza che la riconversione a gas delle attuali centrali a carbone risponde alle note esigenze di abbattimento dell’uso di fonti fossili nella produzione d’energia. Non è, invero, che le esigenze occupazionali siano per forza recessive rispetto a quelle ambientali, ma il DPCM non è la sedes materiae in cui, contestualmente alla decarbonizzazione di dette due centrali, si debba fin da subito fornire una precisa risposta al tema occupazionale. Poiché è da tempo nota la differenza strutturale in termini di manodopera delle due configurazioni d’impianto, l’una (a carbone) pari a centinaia di addetti, l’altra (a GNL) pari solo a qualche decina, onde è pure compito primario della Regione, nelle sedi più acconce e d’accordo con lo Stato, trovare soluzioni graduali a tal problema.

8.3. – Quanto al quadro regolatorio, il DPCM prevede il citato e peculiare assetto d’infrastruttura, incentrato in una rete di trasporto realizzata tramite bettoline (navi-spola) per il rifornimento dei rigassificatori da collocare nel territorio regionale.

Sul punto, anzitutto è stabilito che ARERA adotti una regolazione ad hoc per dette infrastrutture volute dal DPCM e per i relativi servizi. In secondo luogo, per rispondere alle sentite e più volte ribadite esigenze regionali sull’effettiva perequazione delle tariffe di distribuzione, è compito di tal Autorità, più che del DPCM (avendo esso ciò previsto appunto per evitare che l’Isola sconti tariffe peggiori che sul continente, per il ridotto bacino di clientela), stabilire misure adeguate. Queste dovranno consentire, «… nei limiti di costi efficienti, per almeno cinque anni a decorrere dal 1° gennaio 2022, tariffe di distribuzione, relativamente alle reti di distribuzione ubicate sul territorio della Sardegna realizzate o con cantiere avviato al momento dell’entrata in vigore del presente decreto, in linea con quelle di ambiti tariffari con costi assimilabili, come individuati dalla regolazione tariffaria …».

La priorità data dal DPCM alle opere realizzate o con cantiere avviato, come s’è detto poc’anzi, non è un limite (discriminatorio), ma solo un’opportunità (virtuosa) per un serio e rapido inizio di tal servizio a tariffa regolata. Restano ferme le successive implementazioni del sistema, che imporrano pure la leale collaborazione dell’interesse complessivo regionale con lo Stato, al fine di creare nuovi impianti opportunamente allocati. In altre e più semplici parole, prima di predicare che siano sentiti i territori e che il DPCM non discrimini i Comuni contermini a quelli serviti per primi, è compito della Regione, per leale collaborazione, effettuare una sintesi ragionevole, proporzionata al fine e precisa nei tempi e nell’oggetto, delle esigenze connesse all’implementazione delle reti a GNL.

Scolora così la doglianza attorea su un difetto d’istruttoria, che avrebbe «… condotto a una scelta incoerente e irragionevole del Governo nell'individuazione e allocazione delle infrastrutture, ad esempio in relazione all'unità galleggiante di stoccaggio e rigassificazione (FSRU) da ubicare nel porto industriale di Portovesme. […] erano già state evidenziate –seppure solo informalmente, stante l’assenza di un apposito tavolo di confronto– le criticità della scelta di collocare un rigassificatore galleggiante FSRU nel piccolo porto di Portovesme per i rilevanti problemi di logistica e accessibilità connessi a tale scelta. Invero, il succitato porto non è idoneo ad ospitare una FSRU per le caratteristiche della banchina prescelta, per la logistica di movimentazione interna, per la profondità del fondale …». Pare al Collegio che, al di là d’un serio principio di prova sulle criticità evidenziate ―che è mancato― e, anzi, senza sorvolare sul punto (che rende tal vizio mera petizione di principio), la leale collaborazione avrebbe imposto alla Regione, nel suo stesso interesse, non già di mandare messaggi informali, ma di rispondere alle Amministrazioni intimate con un’esatta lista di siffatte criticità, una volta acquisita la piena conoscenza dell’ultima bozza del DPCM stesso.

È solo da soggiungere che in ogni caso, per quanto attiene all'allocazione del FSRU per stoccaggio e rigassificazione nel porto industriale di Portovesme, si è tenuto conto della concreta distribuzione geografica dei consumi industriali di GNL. In particolare, le Amministrazioni intimate rendono noto, non ad integrazione difensionale del DPCM gravato ma solo per chiarire pure al Collegio, che la scelta su Portovesme sia stata indotta dalla compresenza in loco sia del distretto industriale di Euroallumina che della centrale a carbone di ENEL, nonché dalla circostanza l’utilizzabilità di dati finanziamenti, a cura della locale Autorità portuale e quanto alla banchina esistente, per il dragaggio del fondale del porto. Inoltre, è materialmente vero che il TSO Snam s.p.a., a valle dell’emanazione del DPCM, è tenuta ad avviare la progettazione valutando l’eventuale inclusione nel virtual pipeline d’un impianto di rigassificazione nell’area portuale di Cagliari, nell’ovvio rispetto dei noti criteri di efficienza, economicità e garanzia dei tempi di realizzazione. Ma è vero pure che tale previsione, lungi dal demandare detta «… decisione strategica per la realtà economico-sociale della Sardegna … ad altro soggetto …», rientra nei poteri direttivi esclusivi dello Stato sull’uso del demanio statale (donde l’assenza d’un obbligo d’intesa con la Regione) e concerne l’avvenuta riattivazione del procedimento per la realizzazione di un deposito GNL con rigassificatore a Cagliari. Ed è del pari vero che tal ultimo realizzando impianto non sostituisce, per le sue dimensioni, il FSRU ubicato di fronte al distretto di Eurallumina, potendo esso piuttosto servire ad alimentare una parte dell’area metropolitana di Cagliari, onde con tal previsione il DPCM ha tenuto in debito conto sia il nuovo impianto in fase avanzata di autorizzazione), sia un’ulteriore fase d’approfondimento tecnico per non sovraccaricare l’originaria configurazione infrastrutturale di Portovesme.

Sfugge infine il ripetitivo, ma non per ciò solo perspicuo assunto della Regione sulla scelta del TSO sui soli FSRU e sulla loro ubicazione a Porto Torres ed a Portovesme, essenzialmente per non aver “formalmente” coinvolto la Regione. Invero, una volta assodata la piena facoltà statale, per mezzo del TSO stesso e sulla scorta dello studio di RSE s.p.a., la scelta discrezionale concreta di strumenti e luoghi non è più revocabile in dubbio, né in generale, né quanto all’oggetto. E ciò per la parimenti chiara ragione, più volte accennata, che i dati di dimensionamento dell’infrastruttura trasmessi dal TSO nel gennaio 2021 tengono conto dei dati emersi dallo Studio di RSE s.p.a., in particolare per quel concerne il riferimento ai fabbisogni e consumi energetici in Sardegna ed alle infrastrutture energetiche definite o assentite all’entrata in vigore dell’impugnato DPCM.

Quest’ultimo ha tenuto conto sì del contributo istruttorio di RSE s.p.a. e di Sam s.p.a., ma pure dei citati apporti di TERNA s.p.a. e dell’Autorità, onde non è vero che il DPCM si sia adeguato sic et simpliciter ai dati Snam.

9. – In definitiva, il ricorso va integralmente respinto nei sensi fin qui visti. Tutte le questioni testé vagliate esauriscono la vicenda sottoposta all’esame del TAR, essendo stati toccati tutti gli aspetti rilevanti a norma dell'art. 112 c.p.c. Gli argomenti di doglianza non esaminati espressamente sono stati ritenuti dal Collegio non rilevanti ai fini della decisione e, comunque, inidonei a supportare una conclusione di segno diverso.

La novità e la complessità della questione e giusti motivi suggeriscono la compensazione a metà delle spese del presente giudizio verso Snam s.p.a. Spese compensate verso tutte le altre parti.