Autore: edoardobeltrame

“Le bollette di Portogallo e Spagna sono le più basse d’Europa grazie alle rinnovabili”

Un’affermazione clamorosamente falsa!

Spagna e Portogallo, oltre ad aver rinegoziato il prezzo del gas algerino che arriva attraverso il Marocco, nel 2022 sono riusciti a ottenere da Bruxelles, il permesso di mettere un tetto al prezzo del gas dedicato alla produzione di energia elettrica.

Il permesso entra in vigore a giugno 2022 – 40 €/MWh – fino ad aprile 2023; poi il tetto é salito per arrivare, a fine ‘23, a 65 €/MWh, data in cui la misura è terminata.

Inoltre la Spagna, nel 2022 e nel 2023, ha registrato una percentuale di energia rinnovabile prodotta inferiore a quella della Germania, che però ha registrato prezzi nettamente più alti.

A partire da gennaio 2024 l’andamento dei prezzi di Spagna e Portogallo si allinea al mercato degli altri Paesi europei non protetti da tutele.

Si può vedere un effetto della minor dipendenza dal gas da febbraio ad aprile, come in Francia, che va a nucleare.

La transizione energetica implica:

1) continuare a bruciare combustibili fossili e inquinanti, che rappresentano l’82% dell’energia globale;

2) credere che le energie rinnovabili – solare, eolico e,impropriamente, la idroelettrico – siano la migliore soluzione per cambiare.

I cinque paesi europei, con le più basse emissioni di gas serra per unità di produzione di energia elettrica, sono Norvegia, Francia, Svezia, Svizzera e Finlandia.

Tutti hanno raggiunto l’obiettivo utilizzando l’energia nucleare, quella idroelettrica o entrambi.

Al contrario, i cinque paesi che hanno più investito nel solare e nell’eolico – Germania, Danimarca, Portogallo, Spagna e Irlanda – hanno emissioni e prezzo dell’energia elettrica molto più elevati.

La ragione è che, quando cala l’oscurità, o non c’è vento, le batterie non sono assolutamente in grado di fornire l’energia necessaria.

Così i paesi “ossessionati” dal solare e dall’eolico sono costretti ad accendere le centrali a gas naturale, e tenere accese sempre quelle a carbone, aggiungendo costi, che i fans delle energie rinnovabili, più o meno inconsapevolmente, ignorano.

Solare ed eolico richiedono più di un intero sistema di generazione di backup parallelo, una ridondanza estremamente costosa che costringe gli utenti a pagare più del doppio di quanto pagherebbero per garantire l’affidabilità del sistema senza le rinnovabili.

Con l’aggravante che i frequenti arresti e avviamenti delle centrali di riserva, siano esse a gas o a carbone, presentano un rendimento peggiore e quindi consumano più combustibile a parità di energia prodotta.

Basta veder cosa succede in California, l’autoproclamatosi paradiso dell’energia verde, dove le emissioni sono in costante aumento anche se lo stato è stato tappezzato con pannelli solari e gli utenti pagano bollette energetiche astronomiche.

Terna non può conoscere il consumo nazionale perché non distribuisce energia ma la trasporta in alta e altissima tensione.

Senza essere integrate al consumo industriale, le FER diventeranno un problema di sicurezza nazionale.

È molto più semplice, per Terna, far pagare ai consumatori gli sbilanciamenti della rete: nel quarto trimestre, l’aumento dell’uplift sarà di 1,95 €/MWh.

Per garantire la sicurezza energetica, se s’incrementano le FER, si devono installare centrali a gas di backup, con relativo aumento di CO2.

Pretendere di migliorare la sicurezza con le batterie, per miliardi di euro d’investimento pagati sempre dalle bollette, è pura follia ma è un grande affare per alcuni produttori, che già le istallano con i soldi del PNRR, nei siti delle vecchie centrali termiche.

L’incremento delle FER, come si vorrebbe imporre alla Sardegna senza fare, prima, i conti, per accumulare energia elettrica, e usarla la sera, è un’altra scemenza.

Siccome in Italia c’è sole ( ma molto più sole che vento) l’ordine di scuderia sembra essere quello di produrre energia elettrica, a qualunque costo!

La Sardegna diventerebbe così solo un ottimo test su sul futuro elettrico del paese.

Attendiamo che il consumo dei distretti industriali entri nel dispacciamento, rendendo il sistema elettrico meno dipendente dalla Francia, che ci fornisce 50 TWh sui 300 che consumiamo, e dalla Cina, che produce le batterie.

Il ruolo delle Istituzioni dovrebbe essere quello di valutare il meglio per il sistema,nell’interesse della sicurezza nazionale.

Secondo Terna invece la “flessibilità industriale è una cavolata” (cit. di un funzionario di Terna)

Dovrebbe provvedere il Ministero dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica, che invece latita.

Negli interessi di chi?

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Università degli Studi di Salerno

ASIMMETRIE CONTRATTUALI NEL MERCATO LIBERO DELL’ENERGIA:
ONERI DI SISTEMA E FORME DI TUTELA DEI “TRADERS”
Gisella Pignataro*

SOMMARIO: 1. – Rapporto privato e pubbliche funzioni: il contratto di erogazione di energia elettrica;

2. – Conformazione del contenuto contrattuale nel rapporto tra distributore e “traders”; 3. – Oneri di
   sistema non riscossi e contenzioso giurisprudenziale: limiti al potere conformativo; 4. – Oneri di
   sistema e corrispettivo nelle pronunce della Cassazione a Sezioni unite; 5. – Squilibri contrattuali tra
   distributori e “traders”: possibili forme di tutela.
3. – Rapporto privato e pubbliche funzioni: il contratto di erogazione di energia elettrica
   L’energia elettrica è un bene immateriale di rilevante valore economico, la cui produzione e vendita è
   a un passo dalla piena liberalizzazione, che si inserisce nel processo di libera circolazione dei beni e
   dei servizi in Europa, dopo la stagione del monopolio statale e della nazionalizzazione1. In quanto bene
   primario per lo sviluppo economico della Nazione, il concetto di libero mercato non può essere
   sinonimo di piena autonomia negoziale: l’interesse pubblico al completo sostentamento energetico
   resta “asset” statale strategico, ma si realizza assegnando allo Stato il ruolo di regolatore al posto del
   pregresso diretto intervento in sostituzione dei privati2
   . Nell’attuale sistema di mercato, l’erogazione
   dell’energia elettrica risulta dunque strutturalmente operazione commerciale complessa sul piano
   soggettivo e oggettivo: soggettivo, per il necessario collegamento di una pluralità di relazioni negoziali
   con soggetti in parte pubblici e in parte privati, di cui taluni ancora operano in regime di monopolio;

• Professore associato di Diritto privato comparato presso l’Università degli Studi di Salerno.
  1 Il ruolo strategico del mercato dell’energia elettrica nell’economia nazionale, palese già al termine della prima guerra
  mondiale, si affermò soprattutto dopo la seconda guerra mondiale quando, per evidenti esigenze di ricostruzione, aumentò
  in modo consistente la domanda di elettricità, gas e petrolio da parte delle industrie. Incremento della domanda e presenza
  del capitale pubblico nel settore energetico rappresentano l’input per la nazionalizzazione delle imprese elettriche di
  proprietà privata. Pertanto, con L. 1643 del 06/12/1962, n. 1643, in applicazione dell’art. 43 Cost., sono state riservate
  all’ente pubblico ENEL l’attività di produzione, importazione, esportazione, trasporto, trasformazione, distribuzione e
  vendita dell’energia elettrica su tutto il territorio nazionale, salvo talune specifiche eccezioni. Per legge è stato altresì
  disposto il trasferimento coattivo dalle imprese titolari all’Ente pubblico, previo indennizzo, dei beni organizzati per
  l’esercizio di tali attività e dei relativi rapporti giuridici. La nazionalizzazione ha reso possibile la quasi totale
  elettrificazione dell’Italia e l’unificazione della struttura tariffaria sul territorio nazionale, grazie all’attività di vigilanza e
  indirizzo del Governo sull’Ente, funzionale al conseguimento degli obiettivi indicati nei programmi di politica energetica
  nazionale e di politica tariffaria. Si crea così un regime di monopolio naturale. Per maggiore approfondimento, F.
  Smerchinich, Il mercato dell’energia elettrica: descrizione, funzionamento e dinamiche, in Riv. it. Dir. pubbl. comunitario
  5 (2017) 1269ss.
  2In attuazione dell’art. 41 Cost. a protezione della libertà dell’iniziativa economica, già con L. 278 del 10/10/1990 è stato
  introdotto un sistema di regole volte alla tutela della concorrenza e del mercato a vantaggio del consumatore in quanto
  utente finale, rafforzate nel campo dell’energia elettrica dalla normativa sovranazionale con le direttive 90/377/CEE del
  29/06/1990 sulla trasparenza dei prezzi al consumatore finale industriale; direttiva 90/547/CEE del 29/10/1990, relativa al
  transito di energia sulle grandi reti e direttiva 96/92/CEE per il completamento del mercato interno dell’energia, attuato
  con il D. Lgs. 79 del 31/03/1999. Il nuovo assetto doveva permettere agli imprenditori qualificati di presentarsi sul mercato
  energetico ed operare in regime di concorrenza, sotto il controllo dell’Autorità per l’Energia elettrica ed il gas, istituita con
  D. Lgs. 481 del 14/11/1995, di cui vengono ampliate le funzioni. Il rischio del perpetuarsi di posizioni dominanti e di
  comportamenti scorretti degli operatori del mercato ha però indotto il legislatore europeo ad intervenire nuovamente prima
  con le direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE, attuate con il D. Lgs. 73 del 18/06/2007 e poi con le direttive 2008/92/CE e
  2009/72/CE e 2009/73/CE, abrogative delle direttive 2003/54/CE e 2003/55/CE, attuate con il D. Lgs. 93 del 01/06/2011
  ed il successivo regolamento 1227 del 25/10/2011, in attuazione del quale con l’art. 22, L. 161 del 30/10/2014 vengono
  anche ampliati i poteri dell’Autorità indipendente nella sua funzione di garanzia.
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  oggettivo, per il concorso di prestazioni di diversa natura e il carattere oltremodo specialistico del
  settore.
  I produttori, compresi i privati che abbiano realizzato impianti di produzione di energia tradizionale o
  alternativa, immettono il bene nella rete elettrica cui sono connessi di bassa, media o altra tensione; la
  trasmissione al cliente finale ha luogo tramite gli impianti dei Gestori di rete (Terna e/o Distributori)
  interessati. La gestione commerciale dell’energia spetta al distributore competente per territorio, che
  tale attività svolge in regime di monopolio, quale titolare e/o concessionario esclusivo della rete di
  distribuzione, nel cui ambito territoriale è posto il sito di consumo del cliente3
  . L’attività di vendita
  dell’energia elettrica è svolta da società nazionali ed estere, denominate “traders”. I “traders” sono
  parte di due distinti rapporti contrattuali, tra loro collegati: il contratto di vendita con l’utente finale,
  un normale contratto di compravendita dove la peculiarità dell’oggetto, il bene-energia elettrica, può
  esser consegnato soltanto tramite il diverso contratto di trasporto ad esso collegato. Il contratto di
  trasporto con la società di distribuzione non è difatti stipulato direttamente dall’utente finale, bensì dal
  “trader” in qualità di mandatario senza rappresentanza, il quale è libero di acquistare energia presso la
  borsa elettrica e/o da un qualsiasi produttore al prezzo pattuito, energia che viene resa disponibile per
  il trasporto all’utente finale indicato dal “trader”.
  Il trasporto dell’energia elettrica utilizza reti di distribuzione a media e bassa tensione che sono in
  proprietà pubblica mentre le società di distribuzione gestiscono il pubblico servizio in regime di
  concessione a favore dei “traders” (società di vendita)4; la disciplina fondamentale è nel c.d. decreto
  Bersani, con cui si è avviato il processo di liberalizzazione del mercato elettrico in attuazione della
  direttiva 96/92/CE5
  . Il contratto per il servizio di trasporto, distinto ma collegato al contratto di
  compravendita di energia, è funzionale alla gestione del servizio di trasporto di energia dal punto di
  prelievo al luogo di consumo. In particolare, è un contratto imposto al distributore, in ragione
  dell’obbligo di connettere i soggetti interessati alle proprie reti6; analogo obbligo grava sul Gestore
  della rete di trasmissione nazionale, il soggetto pubblico cui sono affidate le funzioni strumentali, quali
  la connessione alla rete di trasmissione nazionale di tutti i soggetti che ne facciano legittima richiesta,
  senza compromettere la continuità del servizio7. La normativa prevede altresì la costituzione di una
  3 Enel Distribuzione ha una competenza a livello nazionale, esclusa soltanto dalla presenza di società di distribuzione a
  livello municipale (es. A-Distribuzione a Roma (ex ACEA distribuzione); UNA RETI (ex AEM Milano Distribuzione) a
  Milano; I-RETI (ex AEM Torino Distribuzione), per citare soltanto le principali).
  4 La concessione, da atto unilaterale per eccellenza, diventa contratto di concessione con cui il privato assume responsabilità
  dirette nella cura di interessi pubblici. Si passa dall’autoritatività nell’organizzare servizi pubblici alla “light regulation”
  :
  S. Cassese, Verso un diritto europeo italiano, in Riv. it. Dir. pubbl. comunitario 2 (2017) 303ss.
  5 D. Lgs. 79 del 16/03/1999. Il decreto prevede la partecipazione al mercato elettrico di diversi operatori: i produttori di
  energia, che poi la vendono ai “traders” in regime liberalizzato; il gestore della rete di trasmissione nazionale, cui spetta
  gestire la rete per portare l’energia ad un livello di tensione elevato sino alle reti locali di distribuzione, in base a
  concessione; i distributori di energia, che trasportano energia fino al punto di consumo, attraverso le reti locali, in base a
  concessione; i “traders”, che acquistano energia elettrica dai produttori e la vendono ai clienti finali, in regime liberalizzato;
  i clienti finali idonei, che acquistano energia elettrica dai traders”. A fronte di comportamenti anticoncorrenziali, il
  legislatore europeo riduce il rischio di posizioni dominanti abrogando la direttiva 96/92/CE con la direttiva 2003/54/CE: i
  poteri di bilanciamento esercitati dal gestore della rete e di controllo dell’Autorità indipendente preposta diventano
  strumento per garantire un corretto esercizio dell’attività di concorrenza sul mercato e tutelare il consumatore finale. La
  direttiva è stata attuata con D. Lgs. 73 del 18/06/2007. Per il miglior funzionamento del mercato libero dell’energia elettrica
  segue il Reg. (UE) 1227/2011 del 25/10/2011, c.d. “Remit” (Regolamento per l’integrità e la trasparenza del mercato
  dell’energia all’ingrosso).
  6 D. Lgs. n. 79/1999, art. 9, co. 1 cit.: «Le imprese distributrici hanno l’obbligo di connettere alle proprie reti tutti i soggetti
  che ne facciano richiesta, senza compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche nonché
  le deliberazioni emanate dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas in materia di tariffe, contributi ed oneri».
  7 D. Lgs. 79/1999, art. 3, co. 1: «Il gestore della rete di trasmissione nazionale, di seguito “gestore”, esercita le attività di
  trasmissione e dispacciamento dell’energia elettrica, ivi compresa la gestione unificata della rete di trasmissione nazionale.
  Il gestore ha l’obbligo di connettere alla rete di trasmissione nazionale tutti i soggetti che ne facciano richiesta, senza
  compromettere la continuità del servizio e purché siano rispettate le regole tecniche di cui al comma 6 del presente articolo
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  società per la stipula e gestione dei contratti di fornitura a garanzia dei clienti vincolati, che a decorrere
  da luglio 2024 sono stati definitivamente dirottati sul mercato libero (Acquirente unico)8
  , e
  regolamenta la contrattazione bilaterale (art. 6) e gli obblighi a carico del distributore (art. 9).
  In questa relazione soggettivamente complessa, necessaria al collegamento delle distinte prestazioni
  di vendita e trasporto dell’energia a soddisfazione dell’interesse del cliente finale, si inserisce il
  legislatore con l’integrazione della composizione della tariffa per il perseguimento di ulteriori interessi
  pubblici connessi all’energia. Accanto al costo di somministrazione dell’energia elettrica e ai costi di
  trasporto, nella composizione della tariffa vengono inclusi oneri di varia natura, denominati oneri di
  sistema, che rispondono alla differente esigenza di socializzazione efficiente dei costi di attività
  connesse (incentivi per le fonti rinnovabili e i costi da destinare a finalità sociali), agganciate al bene
  principale indispensabile. In altri termini, la controprestazione, ovvero il pagamento dell’energia da
  parte dell’utente, ha una struttura composita, comprensiva di voci che si aggiungono al costo del
  consumo reale, energia e trasporto, calcolate in proporzione al consumo; una volta corrisposta la
  somma al “trader” e, per suo tramite, alla società di distribuzione, sarà quest’ultima a corrispondere al
  Gestore dei Servizi elettrici (GSE) o alla Cassa per i Servizi energetici e ambientali (CSEA) gli importi
  delle altre componenti tariffarie9. Negli ultimi anni il meccanismo è stato utilizzato anche per coprire
  costi per l’erogazione di servizi totalmente estranei, come il pagamento del canone RAI10, con un
  vincolo di destinazione delle somme che fino ad allora è stato funzionale soltanto al mantenimento
  dell’intero sistema elettrico11
  .
  e le condizioni tecnico-economiche di accesso e di interconnessione fissate dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas.
  L’eventuale rifiuto di accesso alla rete deve essere debitamente motivato dal gestore. Il gestore della rete di trasmissione
  nazionale fornisce ai soggetti responsabili della gestione di ogni altra rete dell’Unione europea interconnessa con la rete di
  trasmissione nazionale informazioni sufficienti per garantire il funzionamento sicuro ed efficiente, lo sviluppo coordinato
  e l’interoperabilità delle reti interconnesse».
  8 D. Lgs. 79/1999, art. 4, co. 1: «Entro sei mesi dalla data di entrata in vigore del presente decreto, il gestore della rete di
  trasmissione nazionale costituisce una società per azioni denominata “acquirente unico”. La società stipula e gestisce
  contratti di fornitura al fine di garantire ai clienti vincolati la disponibilità della capacità produttiva di energia elettrica
  necessaria e la fornitura di energia elettrica in condizioni di continuità, sicurezza ed efficienza del servizio nonché di parità
  del trattamento, anche tariffario».
  9 La distribuzione delle somme imputate alle altre componenti tariffarie è regolata dall’art. 39, co. 2, TIT 2016-2019 (Testo
  integrato dei servizi di trasmissione e distribuzione): «Le componenti tariffarie A, di cui al comma 39.1, sono: a)
  componente tariffaria A2, per la copertura dei costi connessi allo smantellamento delle centrali elettronucleari dismesse,
  alla chiusura del ciclo del combustibile nucleare e alle attività connesse e conseguenti, di cui all’articolo 2, comma 1, lettera
  c), del decreto 26 gennaio 2000; b) componente tariffaria A3, per la copertura degli oneri sostenuti dal Gestore dei servizi
  energetici per l’incentivazione della produzione di energia elettrica degli impianti da fonti rinnovabili e assimilate, ivi
  inclusi i costi riconosciuti per il funzionamento del medesimo Gestore dei servizi energetici; c) componente tariffaria A4,
  per la perequazione dei contributi sostitutivi dei regimi tariffari speciali di cui all’articolo 2, comma 1, lettera e), del decreto
  26 gennaio 2000; d) componente tariffaria A5, per la copertura dei costi relativi all’attività di ricerca e sviluppo finalizzata
  all’innovazione tecnologica di interesse generale del sistema elettrico di cui all’articolo 2, comma 1, lettera d), del decreto
  26 gennaio 2000; e) componente tariffaria AS, per la copertura degli oneri derivanti dall’adozione di misure di tutela
  tariffaria per i clienti del settore elettrico in stato di disagio, di cui al decreto 28 dicembre 2007; f) componente tariffaria
  AE, per la copertura delle agevolazioni riconosciute alle imprese a forte consumo di energia elettrica di cui al decreto 5
  aprile 2013». La stessa norma al co. 4 definisce tali somme come maggiorazioni ai: a) corrispettivi del servizio di
  distribuzione; b) agli usi finali delle imprese distributrici.
  10 Ministro dello Sviluppo economico di concerto con il Ministro dell’economia e delle Finanze, Decreto 94 del 13/05/2016,
  Regolamento recante attuazione dell’art. 1, co. 154, della L. 208 del 28/12/2015 (Canone Rai in bolletta), in Gazz. Uff. 129
  del 4/06/2016.
  11 Suddivide il costo dell’energia elettrica in quattro macroaree per una rappresentazione grafica delle sue componenti
  Smerchinich, Il mercato cit. 1269ss. Tali sono: 1. Il prezzo dell’energia e del dispacciamento, comprensivo anche dei costi
  per la commercializzazione e vendita al dettaglio del bene, la cui entità è affidata alla libera concorrenza tra gli operatori
  del mercato; 2. Gli oneri infrastrutturali, che remunerano i servizi trasmissione, distribuzione e misura, la cui entità è fissata
  dall’Autorità nell’importo massimo, che sono parametrati in relazione alle caratteristiche fisiche della fornitura (la tensione
  di allacciamento alla rete elettrica e/o la potenza impegnata); 3. Gli oneri di sistema e degli oneri impropri, introdotti dal
  legislatore per reperire risorse necessarie alla copertura di oneri non correlati alla fornitura di energia, nonché dipendenti
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  La confluenza di plurime funzioni è all’apice dei problemi di regolamentazione degli obblighi
  rispettivamente nei rapporti tra distributori e “traders” e tra “traders” e clienti finali, su cui incide
  l’affidamento del potere regolatorio all’Autorità indipendente di settore (Autorità di regolazione per
  energia, reti e ambiente, acronimo ARERA, denominata in seguito soltanto Autorità)12
  . Come
  acutamente rilevato in dottrina13, il termine Autorità indica una fonte autoritativa che incide
  sull’autonomia dei privati e l’indirizza quale fonte eteronoma non negoziale14; il carattere autoritativo
  della fonte, però, non necessariamente si riflette sulla natura giuridica della regola, che potrebbe essere
  dispositiva, e dunque derogabile con una contraria manifestazione di volontà15. In questa funzione,
  duplice può essere la tipologia di intervento dell’Autorità: concorrere alla formazione di clausole d’uso
  ovvero sollecitare modelli contrattuali favorendone la diffusione. L’ARERA ha optato per
  quest’ultima tipologia con un intervento regolamentare cogente.
  La progressiva conformazione del contenuto contrattuale con l’inserimento di nuovi oneri, tipizzati nel
  Codice di rete tipo per il trasporto dell’energia elettrica16
  , è ragionevole: nasce infatti dall’esigenza di
  razionalizzazione e sistematizzazione della disciplina sul servizio di trasporto, con una normativa
  dettagliata su profili cardine, in modo da definire un quadro regolatorio uniforme integrativo delle
  condizioni generali praticate dalle società di distribuzione. L’intervento si è reso necessario per
  conciliare la libertà di accesso al servizio con la parità di trattamento degli utenti, una volta rilevata la
  presenza, nel territorio nazionale, di un numero relativamente elevato di imprese distributrici e la
  conseguente diffusione di differenti condizioni generali di contratto ed altrettante variegate prassi
  contrattuali. L’attribuzione del potere regolatorio all’Autorità amministrativa indipendente risponde
  dunque alla ratio di assicurare un intervento celere ed efficace in contesti caratterizzati da elevato
  tecnicismo; la rigorosa predeterminazione dei contenuti della funzione amministrativa avrebbe causato
  invero pregiudizi alla finalità pubblica.
  Nelle delibere emanate dall’Autorità problemi hanno sollevato gli oneri di sistema: taluni sono
  destinati a remunerare le fasi della distribuzione17, altri hanno carattere parafiscale, in quanto introdotti
  dall’impianto regolatorio; 4. Il costo della fiscalità, ovvero le imposte che gravano sui consumi finali di energia elettrica,
  introdotte con norme primarie dello Stato.
  12 L’Autorità, oggi denominata con l’acronimo ARERA, che sostituisce le precedenti denominazioni AEEG (Autorità per
  l’energia elettrica e il gas) e poi AEEGSI (Autorità per l’energia elettrica, il gas e il sistema idrico).
  13 N. Irti, L’ordine giuridico del mercato, Bari 1998, 41.
  14 Superato il problema della legittimità costituzionale di questa attività normativa, una volta messo in discussione il dogma
  della legge formale dello Stato come unica fonte di regolazione delle situazioni giuridico soggettive dei privati, si conferma
  la complessità del sistema delle fonti del diritto privato. Sulle principali questioni relative alla copertura costituzionale
  della potestà normativa dell’Autorità, M. Manetti, Autorità indipendenti (dir. cost.), in Enc. giur. Treccani 4 (1997) 1ss.;
  sulla necessità di una differente analisi della teoria delle fonti nel diritto privato, già U. Breccia, L’immagine che i privatisti
  hanno del diritto pubblico, in Riv. crit. dir. priv. (1989) 202.
  15 F. Addis, La produzione di clausole d’uso e la loro efficacia nei settori di mercato sottoposti al controllo di autorità
  indipendenti, in L’autonomia privata cit. 111.
  16 Il Codice è stato adottato con delibera 268 del 4/06/2015, in attuazione della delibera 612 del 19/12/2013, con cui
  l’Autorità già autorizzava le imprese distributrici a richiedere agli utenti del servizio di trasporto “opportune garanzie” a
  copertura degli obblighi derivanti dalla stipula del contratto di trasporto, tenendo conto tra l’altro anche degli oneri a carico
  del cliente finale (punto 4 della delibera, che rinvia al precedente punto 3) e si compone di 3 allegati: l’allegato A contiene
  il Glossario; l’allegato B disciplina le forme di garanzie ammesse e la gestione dell’inadempimento; l’allegato C uniforma
  le modalità di fatturazione, relativamente all’oggetto, tipologie e termini di adempimento.
  17 Sono componenti tariffarie con tale funzione gli oneri di trasmissione, che remunerano i costi sostenuti dal gestore della
  rete elettrica (Terna) per il trasporto dell’energia lungo la rete di trasmissione nazionale, definiti annualmente dall’Autorità;
  di misura, che remunerano i costi relativi all’installazione dei contatori e alla rilevazione dei consumi, anch’essi determinati
  annualmente dall’Autorità; di distribuzione, per remunerare il servizio di trasporto dell’energia elettrica sulle reti di
  distribuzione e le relative attività commerciali (fatturazione, gestione contratti, ecc., i cui importi sono differenziati secondo
  una struttura trinomia, correlata cioè al volume di consumo registrato, al valore della potenza impegnata e in quota fissa
  per ciascun punto presa allacciato alla rete elettrica. Le tre quote sono differenziate altresì a seconda della tensione di
  allacciamento e, per ciascun livello di tensione, in base alla potenza disponibile: Smerchinich, Il mercato cit. par. 5.3 e 5.4.
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  con norme primarie dello Stato e non associabili alla fornitura dell’energia elettrica18
  , destinati nel
  tempo ad assumere un valore multiplo rispetto ai costi del servizio. Nel concetto di corrispettivo
  vengono dunque sintetizzati obblighi con diverso titolo costitutivo, unitariamente posti a carico delle
  società di distribuzione ma trasferiti ai clienti finali tramite i rapporti tra distributori e “traders”, con
  effetto limitativo e conformativo dell’autonomia negoziale. Accanto ai tratti tipici del contratto
  imposto, ovvero l’obbligo di stipula del contratto di trasporto con chiunque ne faccia richiesta e a parità
  di condizioni in quanto erogazione di un servizio pubblico in regime di monopolio nell’ambito
  territoriale di competenza (art. 9, co. 3), e all’obbligo di non compromettere la continuità del servizio,
  viene pertanto attribuito all’Autorità il potere di rideterminazione dei corrispettivi, ma nel rispetto dei
  criteri normativamente previsti19
  .
  Se è indiscusso il potere legislativo e regolatorio conformativo dell’autonomia negoziale, dubbi ha
  sollevato l’ampliamento dei suoi contenuti, oggetto di un ricco contenzioso giurisprudenziale, che
  investe la natura, pro soluto o pro solvendo, dell’obbligo di pagamento degli oneri di sistema a carico
  dei “traders”. Alla natura pro soluto infatti l’Autorità aggancia l’esigibilità di garanzie a copertura dei
  costi e la possibilità di risoluzione del rapporto in caso di inadempimento. In altri termini, discussa non
  è la legittimità di un potere regolatorio, ma il progressivo rinforzo della posizione dei distributori con
  il trasferimento di costosi oneri a carico dei “traders”. Il potere conformativo opera nella cornice della
  disciplina primaria che istituisce l’Autorità e va interpretata in coerenza con i principi costituzionali e
  la normazione primaria, interna e comunitaria20, nell’ambito di un rapporto che resta negoziale
  nonostante l’intervento sussidiario. In questa ottica va valutata l’imposizione ai “traders”, a favore
  delle società di distribuzione, di obblighi di garanzia per coprire il rischio di inadempimento degli
  oneri di sistema, che la legge pone a carico dei consumatori finali.

2. – Conformazione del contenuto contrattuale nel rapporto tra distributore e “traders”
   Il rapporto contrattuale si costituisce con un contratto per adesione stipulato con un concessionario
   monopolista, il cui contenuto non è determinato dall’impresa di distribuzione, bensì dall’ARERA,
   almeno con riferimento alle clausole indispensabili al corretto funzionamento dell’intero sistema
   elettrico, che gli attori di questo mercato devono recepire per conformarne il funzionamento21
   . La
   prospettiva seriale e la posizione di concessionario implica un processo di osmosi nel rapporto
   contrattuale dei principi elaborati per i provvedimenti amministrativi quali parità di trattamento, non
   discriminazione e rilevanza dei diritti fondamentali22
   .
   Prestazione principale è il servizio di trasporto, consistente nel servizio di distribuzione e misura
   dell’energia elettrica, cui si affianca il servizio di trasmissione contrattualizzato e fatturato per conto
   di Terna s.p.a., in conformità alla
   18 Il rinvio è all’art. 39, co., 2, TIT 2016-2019 di cui alla nt. 9.
   19 D. L. 83 del 22/06/2012, art. 39., co.3.
   20 E. Del Prato, Principio di sussidiarietà e regolazione dell’iniziativa economica privata. Dal controllo statale a quello
   delle Autorità amministrative indipendenti, in Riv. dir. civ. 3 (2008) 10257ss. L’Autore, in particolare rileva «poiché la
   norma primaria delimita l’ambito della disciplina secondaria, questa vige solo se coerente a quell’ambito, mentre la
   configurazione di poteri normativi o autoritativi privi di copertura legislativa è inficiata da incostituzionalità».
   21 Sul punto, E. Battelli, I contratti-tipo, Napoli 2017, 8ss. evidenzia le peculiarità di un’operazione negoziale non più
   individuale, ma seriale con riferimento a operazioni con caratteri analoghi, destinate a ripetersi sul mercato dove opera.
   22 D. Wielsch, The Function of Fundamental Rights in EU Private Law – Perspectives for the Common European Sales
   Law, in European Contract Law Review (2014) 365 s.; A. Zoppini, Il diritto privato e le “libertà fondamentali” (Principi
   e problemi della Drittwirkung nel mercato unico), in Riv. dir. civ. (2016) 732, relativamente alle libertà fondamentali
   tutelate dai Trattati europei e all’impatto sul funzionamento del mercato.
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   zione dell’Autorità23
   . Il corrispettivo non è determinato, ma determinabile con clausola di rinvio alle
   delibere con cui l’Autorità fissa a cadenza trimestrale il valore delle componenti tariffarie, ed è a
   contenuto composito24, in quanto comprensivo del consumo mensile e degli oneri di sistema che il
   Distributore addebita al cliente alle scadenze pattuite, in attuazione della normativa che conforma la
   disciplina contrattuale.
   Contratti bilaterali in deroga, pur possibili, devono essere richiesti dagli interessati, autorizzati
   dall’Autorità previo parere del Gestore della rete, e sono a carattere oneroso, nel senso che prevedono
   un costo aggiuntivo da versare allo stesso Gestore o ai distributori interessati. Il parere del Gestore,
   che può condizionare l’autorizzazione o negarla, è funzionale alla verifica se le differenti clausole
   negoziali possano incidere sullo svolgimento delle proprie funzioni, se alterino la parità di condizioni,
   l’imparzialità e neutralità del servizio di trasmissione e dispacciamento o comunque se pregiudichino
   gravemente la concorrenza o la sicurezza ed efficienza del servizio elettrico25
   .
   Diversificato e cospicuo è l’intervento conformativo nella regolamentazione negoziale del trasporto di
   energia elettrica: l’Autorità, con un sistema articolato di atti e delibere, ha incisivamente modulato il
   contratto di trasporto che i “traders” stipulano con i distributori, in qualità di mandatari senza
   rappresentanza dei clienti finali. L’attuale disciplina costituisce dunque il risultato di un “work in
   progress” nel solco della politica comunitaria, che ne definisce i macro-obiettivi, con l’introduzione
   forzosa di meccanismi posti a garanzia del buon funzionamento del mercato a beneficio degli utenti.
   Il rispetto dei criteri di mercato imposti dalle direttive comunitarie deve guidare l’intervento
   regolatorio indipendente, in una prospettiva che supera la dimensione meramente bilaterale del
   fenomeno contrattuale per il suo impatto trasversale sull’insieme dei rapporti riconducibili a quel
   determinato assetto di interessi. In altri termini, l’impatto seriale del potere regolatorio dell’Autorità,
   a dispetto delle condizioni generali di contratto con cui il singolo imprenditore regola unilateralmente
   la propria posizione nel settore economico in cui opera26
   , produce effetti conformativi del mercato27 e,
   nella specie, del mercato elettrico.
   Il crescente interventismo condiziona in prima battuta le modalità di esercizio dell’autonomia
   contrattuale, nonché l’oggetto e il contenuto. Incidendo in contesti di mercato preesistenti, concorre
   alla ricognizione e ridefinizione di usi negoziali che, con la predisposizione di modelli contrattuali,
   ridimensionano lo spazio riservato all’autonomia dei privati. La funzione conformativa insita
   23 Trattasi della delibera 111 del 9/06/2006 e sue successive modifiche e integrazioni, con cui sono state fissate le
   “Condizioni per l’erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell’energia elettrica sul territorio nazionale e per
   l’approvvigionamento delle relative risorse su base di merito economico”, oggetto di aggiornamento periodico.
   24 La fattura mensile è denominata fattura di ciclo e viene emessa per il pagamento delle partite relative al servizio di
   trasporto del mese, con rettifica eventuale di dati di misura effettivi in sostituzione di quanto stimato in precedenza; essa
   comprende tutte le voci attinenti ai servizi di trasmissione, distribuzione e misura dell’energia elettrica, nonché gli oneri
   generali di sistema e i corrispettivi per prelievi di energia reattiva. La sua regolamentazione è oggetto del Codice di rete
   tipo per il servizio di trasporto dell’energia elettrica, all. C, delibera 609 del 11/12/2015.
   25 Il problema si è posto per gli oneri di sbilanciamento, anch’essi inclusi come voce di costo della bolletta elettrica, dovuti
   a politiche imprenditoriali non sempre prudenti e virtuose, dove si solleva un problema di trasparenza in funzione di
   concorrenzialità del mercato: R. Alessi, Distribuzione di energia elettrica e oneri di sbilanciamento: un caso emblematico
   di difficile compatibilità tra diritti dei consumatori e regole di mercato, in Europa e dir. priv. 3 (2017) 701ss.
   26 Evidenzia il superamento della dimensione volontaristica nel ricorso alle condizioni generali di contratto, vincolanti se
   conoscibili e dunque indipendentemente dalla conoscenza effettiva del soggetto aderente, quasi come una norma di legge,
   in quanto regola privata destinata a trovare applicazione per una generalità di rapporti, A. Nervi, Il contratto come
   strumento di conformazione dell’assetto di mercato, in Europa e diritto privato 1 (2018) 95ss.
   27 Qualifica la regolazione delle Autorità indipendenti «atti sostitutivi di negozi privati», F. Merusi, Il potere normativo
   delle autorità indipendenti, in G. Gitti (cur.), L’autonomia privata e le autorità indipendenti, Bologna 2006, 46;
   analogamente, sulla natura normativa del potere G. Gitti, Autorità indipendenti, contrattazione collettiva, singoli contratti,
   ivi 92, la cui copertura costituzionale indiretta, assicurata dal diritto comunitario, appare acquisita dai pubblicisti. Invece
   per G. De Nova, Le fonti di disciplina del contratto e le autorità indipendenti, ivi 60ss., le Autorità non hanno un potere
   normativo o regolamentare, ma le loro dichiarazioni sono considerate norme da chi svolge attività soggette a quell’Autorità
   indipendente. Pertanto, il contratto, più che regolato, sembra scritto per le parti dall’Autorità indipendente.
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   nell’etero-regolamentazione del rapporto nonostante il modello partecipativo28, lungi dal configurarsi
   come limite a carattere eccezionale dell’autonomia negoziale, mira a garantirne il corretto
   svolgimento, nella misura in cui opera in conformità ai valori pervasivi del sistema volti a garantire
   riequilibrio, correttezza degli operatori ed equità nei rapporti.
   Indubbiamente, nel concorrere a definire i confini del potere paralegislativo nel processo di
   liberalizzazione dei mercati per il servizio di pubblica utilità, la legislazione segna il passaggio da una
   disciplina derogatoria di favor per il monopolista nel superiore interesse pubblico ad un’autonomia
   contrattuale regolamentata con atti amministrativi negoziati, oggetto delle direttive a contenuto
   normativo adottate dall’Autorità. I principi civilistici in materia di obbligazioni e contratti si applicano
   nei limiti di compatibilità29
   . Costituisce scelta pragmatica del legislatore maggiorare il corrispettivo
   del servizio di trasporto con oneri fiscali e somme calcolate in proporzione ai consumi che il
   distributore deve addebitare ai clienti in applicazione di leggi, regolamenti e delibere dell’Autorità; tra
   le maggiorazioni rientrano gli oneri generali di sistema, il cui valore viene fissato a cadenza trimestrale
   dall’Autorità nell’esercizio del suo potere di etero-integrazione suppletiva e cogente del contratto. La
   delibera dell’Autorità, dunque, nell’esercizio di un potere attribuito da una norma imperativa, integra
   il contenuto del contratto e rende nulla ogni clausola difforme per contrarietà a norma imperativa.
   La questione di principio, con conclusioni speculari tra le società di distribuzione e le società di
   vendita, è se la maggiorazione possa qualificarsi corrispettivo del contratto di trasporto o conservi una
   sua autonomia in ragione della funzione di redistribuzione degli oneri connessi a scelte politiche di
   sostegno o di incentivo tramite imposizione di imposte indirette di scopo30
   . Alla natura giuridica viene
   infatti collegato il discrimine nella imputazione delle responsabilità in caso di inadempimento. Se la
   semplificazione dei rapporti ha giustificato il conferimento obbligatorio di un mandato senza
   rappresentanza al “trader” per i rapporti con la società di distribuzione dell’energia31, discusso è
   l’ampliamento del concetto di corrispettivo agli oneri di sistema, concettualmente e per natura distinti
   dalla prestazione di trasporto. Altro punto delicato riguarda la tutela giurisdizionale: la natura
   contrattuale del rapporto indica nel giudice ordinario l’autorità competente a giudicare; la definizione
   dei contenuti con delibere, come per gli oneri di sistema e clausole collegate, designa come
   funzionalmente competente il giudice amministrativo le cui decisioni, non soggette alla funzione
   nomofilattica della Cassazione, attualizza il rischio di valutazioni discordanti rispetto al giudice
   ordinario. Il problema dell’imputazione degli oneri di sistema non riscossi ne rappresenta un esempio
   paradigmatico.
3. – Gli oneri di sistema non riscossi nel contenzioso giurisprudenziale: limiti al potere
   conformativo
   28 Trattasi del modello applicato nella normazione secondaria e prevede la consultazione degli interessati, benché non
   annulli i rapporti di forza rispetto ai soggetti meglio organizzati.
   29 A conferma, Gitti, Autorità indipendenti cit. 102ss., richiama le condizioni contrattuali del servizio di vendita, che
   l’Autorità per l’energia elettrica e il gas ha definito con una direttiva negoziata con le parti interessate – esercenti il servizio
   e le associazioni maggiormente rappresentative degli utenti e consumatori – che sono inderogabili soltanto in pejus per i
   clienti del mercato vincolato, mentre rappresentano condizioni contrattuali di riferimento nel mercato libero. Per l’Autore
   tali atti producono clausole d’uso con la peculiarità che l’usualità non deriva dalla reiterazione ed uniformità del
   comportamento, bensì dalla rappresentatività dei soggetti che elaborano quelle clausole. Tale modalità di normazione non
   soltanto è idonea a convivere con l’autonomia privata, ma ne adatta la funzione a contesti nuovi.
   30 Le finalità delle singole componenti tariffarie sono descritte all’art. 39, co. 2, TIT 2016-2019 (v. nt. 9).
   31 Dispone l’art. 4.4 delle Condizioni per l’erogazione del pubblico servizio di dispacciamento dell’energia elettrica
   (delibera 111 del 9/06/2006, all. A, come successivamente modificata ed integrata): «L’interposizione di un terzo ai fini
   della conclusione dei contratti per il servizio di trasmissione e di distribuzione e per il servizio di dispacciamento ha la
   forma di un mandato senza rappresentanza: il soggetto che stipula i due contratti deve essere il medesimo».
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   Gli orientamenti interpretativi discordanti vertono sul ruolo che il “trader” è chiamato a svolgere in
   sede di riscossione. Secondo le società di distribuzione dalla causale, l’interesse generale al
   mantenimento del sistema elettrico, si evince la natura di obbligazione pro soluto e non pro solvendo,
   in quanto l’importo è determinato in relazione a quanto fatturato dai “traders” e non a quanto
   effettivamente incassato. In senso contrario, i “traders” oppongono che il mandato senza
   rappresentanza, che il cliente finale conferisce per la stipula del contratto con le società di distribuzione
   secondo la normativa regolatoria, determina un’interposizione reale limitata al contratto di trasporto,
   non estensibile agli oneri di sistema, almeno quelli a carattere parafiscale. Dalla soluzione accolta
   deriva l’esigibilità della prestazione nei confronti dei “traders” indipendentemente dall’adempimento
   da parte del cliente finale, prestazione che i distributori devono comunque versare al G.S.E. e alla
   Cassa per i Servizi energetici e ambientali sulla base di quanto fatturato.
   Il meccanismo di sovvenzione economica con ricorso ad imposte indirette di scopo non è una novità
   ma, a dispetto di altri settori in cui la relazione con l’utente finale è diretta come per le accise sulla
   benzina, l’erogazione di energia elettrica in un mercato liberalizzato richiede l’intermediazione delle
   società di vendita per le quali l’inclusione delle maggiorazioni nel corrispettivo rappresenta un fattore
   moltiplicatore di costi. Il contratto che intercorre tra distributore e “traders” include infatti una clausola
   di garanzia, bancaria o assicurativa, a prima richiesta con cui pattiziamente il distributore trasferisce il
   rischio di eventuale insolvenza della società di vendita o del cliente, successivamente tipizzata
   dall’Autorità nel Codice di rete tipo per il servizio di trasporto dell’energia elettrica. Pur registrando
   l’opinione contraria di qualche utente in sede di confronto con le parti interessate32
   , l’Autorità ha
   incluso gli oneri generali di sistema tra le voci di costo per la determinazione dell’importo delle
   garanzie da prestare, oltre alle componenti ulteriori e alle imposte33, rendendo vincolante con il Codice
   di rete una prassi contrattuale consolidata da clausole unilateralmente predisposte dal concessionario
   del servizio di distribuzione. Discusso è se tale potere rientri nelle sue legittime attribuzioni.
   Sull’interrogativo se l’Autorità abbia il potere di imporre ai “traders” queste garanzie e le voci di costo
   si è pronunciato ripetutamente il TAR Lombardia. Mentre inizialmente aveva rigettato il ricorso34
   , in
   seguito ha sistematicamente qualificato illegittima la delibera in merito e definito la natura giuridica
   degli oneri generali di sistema35
   . Costituiscono un debito di natura parafiscale che i “traders” si
   32 Sul dimensionamento delle garanzie «un utente e una loro associazione ribadiscono la contrarietà all’inclusione nella
   determinazione della garanzia delle voci diverse da quelle relative alle tariffe per i servizi di rete, in particolare agli oneri
   generali di sistema, sostenendo, in particolare, che le garanzie potrebbero coprire solo il rischio di inadempimenti di
   obbligazioni e di prestazioni oggetto del servizio, mentre gli oneri generali di sistema sarebbero estranei a tale ambito, in
   quanto graverebbero sui clienti finali rispetto ai quali gli utenti svolgerebbero mera attività di riscossione», giustificato
   dall’Autorità dalla necessità di «tenere conto del duplice obiettivo di permettere il contenimento del rischio connesso al
   potenziale mancato adempimento da parte dell’utente alle obbligazioni derivanti dal contratto per il servizio di trasporto e
   di non ostacolare l’accesso al servizio da parte degli utenti, anche di dimensioni minori»: delibera A.E.E.G.S.I.
   268/2015/R/EEL.
   33 Documento 263/2014/R/EEL, punto 5 «le imprese distributrici, nel richiedere forme di garanzie agli utenti, sono tenute
   ad accettare garanzie nella forma di fideiussione bancaria o assicurativa con clausola a prima richiesta ovvero di deposito
   cauzionale, accettando altresì, nel caso in cui ricorrano determinati requisiti di puntualità nei pagamenti delle fatture di
   ciclo, un giudizio di rating adeguato, ovvero una parent company guarantee, rilasciata, appunto, dalla società controllante
   dell’utente del trasporto, a condizione che essa sia a sua volta in possesso di un giudizio di rating adeguato» e 6 «l’importo
   delle garanzie da versare è determinato considerando tutte le voci di costo che caratterizzano il servizio, inclusi quindi gli
   oneri generali di sistema, le ulteriori componenti e le imposte»; l’orientamento è confermato dal successivo documento
   618/2014/R/EEL.
   34 TAR Lombardia, 27/03/2015, n. 854, in dejure.it, pronuncia poi riformata in sede di appello da Cons. Stato, 24/05/2016,
   n. 2182, in Foro Amm., (2016), f.5, 1206ss.
   35 TAR Lombardia, 31/01/2017, n. 237, 238, 243, 244, in ApertaContrada, Osservatorio Energia, 28 Febbraio 2017, ha
   dichiarato illegittimo il Codice di rete tipo per il trasporto dell’energia elettrica nella parte in cui obbliga i traders a garantire
   ai distributori il pagamento degli oneri generali di sistema da parte dei clienti finali, ribadendo quanto già censurato dal
   Consiglio di Stato, 24/05/2016, n. 2182, in Foro amm., (2016), f. 5, 1206ss., in occasione dell’annullamento della
   precedente delibera dell’AEEGSI 612/2013/R/EEL, motivata dall’assenza di norme che autorizzino la traslazione ai
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   limitano a riscuotere presso i clienti finali; l’eventuale vuoto normativo non può essere colmato
   dall’Autorità imponendo ai venditori l’obbligo di prestare garanzie a favore dei distributori.
   Analogamente è illegittimo il riconoscimento ai distributori del potere di risoluzione del contratto per
   inadempimento del versamento degli oneri di sistema dovuti dal cliente finale36, in quanto introduce
   una responsabilità per fatto altrui non prevista da un atto legislativo37
   .
   Di opinione contraria, il giudice civile ha sanzionato i “traders”, obbligati per contratto a corrispondere
   anche gli oneri di sistema38
   , individuando un generico fondamento legale al potere impositivo
   dell’Autorità39
   , che successivamente il Consiglio di Stato nega con articolate motivazioni. Innanzi tutto
   nessuna noma attribuisce la potestà di traslare ai “traders” l’obbligazione gravante sui clienti finali, ma
   soltanto di individuare gli oneri di sistema per l’adeguamento del corrispettivo40; né tale obbligazione
   traders dell’obbligazione gravante sui clienti finali e conseguente impossibilità per l’AEEGSI di ricorrere al proprio potere
   di eterointegrazione dei contratti con le parti della filiera elettrica in materia. In merito alla natura fiscale degli oneri di
   sistema, si veda anche Corte dei Conti, Sez. riunite, 13/05/2020, n. 15, in
   https://www.corteconti.it/Download?id=b5a8524f-5b36-4e71-af9b-755bbf1a80f4: «Se è vero che la natura della
   componente tariffaria A2 [della tariffa elettrica] non può essere tributaria, è anche vero che appare indubbia la natura
   parafiscale degli oneri generali di sistema, così come definiti dalla stessa ARERA…e la sua caratterizzazione quale
   prestazione patrimoniale imposta in virtù dell’imminente carattere di coattività immediatamente legata al pagamento della
   bolletta elettrica e, quindi, gravante automaticamente sui soggetti tenuti al suo pagamento»; inoltre «la circostanza che i
   corrispettivi a copertura degli oneri generali del sistema elettrico non siano versati al bilancio generale nazionale
   bensì…siano trasferiti sui conti di gestione istituiti dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico, al fine di essere destinati
   a determinate categorie di operatori per utilizzi specifici, non può, di per sé, escludere che gli stessi rientrino nell’ambito
   del settore della fiscalità»; Corte UE, 8/01/2017, C-189/2015, in Foro it., 4 (2017) 58ss.: alla luce di tutte le considerazioni
   che precedono sul carattere obbligatorio, le finalità di interesse generale e il collegamento con l’elettricità consumata, «si
   deve constatare che i corrispettivi a copertura degli oneri generali del sistema elettrico costituiscono imposte indirette, ai
   sensi dell’articolo 4, paragrafo 2, della direttiva 2003/96» (punto 40), per poi demandare al giudice del rinvio la verifica
   «se i corrispettivi a copertura degli oneri generali del sistema elettrico soddisfino le menzionate condizioni» (punto 43). Il
   giudice amministrativo, infatti, parla di natura parafiscale del tributo, che non viene versato al bilancio generale nazionale,
   bensì su conti di gestione istituiti dalla Cassa conguaglio per il settore elettrico in funzione del perseguimento delle finalità
   normate.
   36 delibera A.E.E.G.S.I. 268/2015/R/EEL: «in relazione alla risoluzione del contratto per inadempienza dell’utente viene
   previsto che la procedura di risoluzione si attivi solo superato un livello di esposizione massima consentita e che, ai fini
   della sua determinazione, siano comunque esclusi i casi di ritardo nei pagamenti non imputabili all’utente». Ma «nei casi
   in cui l’utente, in seguito alla richiesta dell’impresa distributrice, non provveda a integrare la garanzia versata, non si
   proceda alla risoluzione del contratto, come previsto dal citato documento per la consultazione, ma sia impedito all’utente
   di acquisire nuovi punti di prelievo fino all’avvenuto adeguamento delle garanzie versate».
   37 Cons. Stato, 30/11/2017, n. 5620, cit.: «L’ordinamento, al di fuori di specifiche e tassative ipotesi che qui non ricorrono,
   non conosce la risoluzione del contratto per inadempimento di obbligazioni altrui; né, qualora si qualifichi tale potestà
   come recesso, consente l’attribuzione – praeter legem ed in via eterointegrativa – di un diritto potestativo di recesso ad
   nutum c.d. sanzionatorio per il mancato rispetto della parte ad una prescrizione imposta iure imperii. Il contratto, va
   ricordato, ai sensi dell’art. 1372 c.c. ha forza di legge fra le parti: solo una norma di pari rango – nei casi da essa ammessi
   (cfr. art. 1372, comma 1, secondo periodo, c.c.) – è abilitata a sciogliere il vincolo contrattuale».
   38 Trib. Roma, ord. 9/10/2017, inedita.
   39 Il riferimento è all’art. 2, co. 12, lett. d), e), h), l. 48171995 e all’art. 9, D. Lgs. 79 del 1999; inoltre, l’art. 3, D. Lgs. 79
   del 1999 al co. 10, statuisce che «per l’accesso e l’uso della rete di trasmissione nazionale è dovuto al gestore un
   corrispettivo determinato indipendentemente dalla localizzazione geografica degli impianti di produzione e dei clienti
   finali» e al co. 11 che la misura è determinata dall’Autorità, che provvede anche all’adeguamento del corrispettivo. Da ciò
   si desume l’inserimento degli oneri di sistema tra i corrispettivi dovuti dai “traders”

• quali utenti della rete – alle imprese
  di distribuzione, a prescindere dalle vicende del diverso rapporto tra “traders” e cliente finale. Secondo questa lettura,
  dunque, se l’art. 3, co. 10 e 11, pone a carico dei venditori le obbligazioni relative agli oneri di sistema, non di traslazione
  si tratterebbe bensì di obbligazione per legge attribuita ab origine ai “traders”.
  40 Cons. Stato, 30/11/2017, n. 5619 e 5620, in dejure.it: a tal fine richiama l’art. 39, co. 3, D. L. 83 22/06/2012. Per il
  giudice le norme richiamate fissano la cornice dei criteri e principi cui obbedisce l’intero sistema ma, lungi dal fondare un
  potere impositivo, sono dirimenti nel limitare il potere dell’Autorità alla mera individuazione degli oneri generali di
  sistema, con conseguente adeguamento del corrispettivo. Il meccanismo, data la componente sociale del costo incluso nel
  sintagma “oneri generali di sistema” e la sua ontologica indeterminatezza a priori, consente di traslare al consumatore
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  trova fondamento nel contratto di mandato senza rappresentanza ex art. 1705 c.c., sia per la discutibile
  natura giuridica dell’attività di riscossione e versamento di somme dovute ex lege, sia perché
  obbligazioni non connesse all’adempimento del contratto di mandato, ma preesistenti. La vincolatività
  del potere di etero-integrazione del contenuto contrattuale, di cui all’art. 9, co.1, d. lgs. 79/1999, è
  limitata dal suo perimetro applicativo e dai principi che governano il diritto pubblico dell’economia.
  Il principio di legalità direziona l’attività ermeneutica nel rispetto del contenuto testuale e della
  collocazione sistematica della norma nel sistema delle fonti; i principi di economicità e ragionevolezza,
  di derivazione europea, concorrono ad una lettura equilibrata. In conformità al principio di legalità
  formale e sostanziale, spetta alla legge individuare direttamente o indirettamente lo scopo pubblico da
  perseguire e i presupposti procedimentali e sostanziali per l’esercizio dell’attività amministrativa.
  Ampliare l’oggetto del mandato agli oneri di sistema contrasta sia con il principio di legalità, in quanto
  la norma circoscrive l’interposizione ai soli oneri di concessione, ovvero i costi sostenuti dalla società
  di distribuzione per allacciarsi alla rete; sia con i principi di economicità e ragionevolezza, non essendo
  la garanzia funzionale né all’andamento del mercato, né al livello di qualità delle prestazioni secondo
  le ragionevoli esigenze dell’utente.
  La ratio dell’obbligo di garantire l’eventuale inadempimento del cliente finale, imposto ai traders in
  ragione del legame contrattuale che soltanto loro e non i distributori hanno con il cliente finale,
  risponde alla necessità di evitare che questi ultimi siano lasciati privi di tutela giurisdizionale rispetto
  agli oneri generali di sistema, mentre sono comunque obbligati a versare al GSE e alla Cassa la somma
  anche non riscossa, in assenza di socializzazione del danno. Premesso che adducere inconveniens non
  est solvere argumentum, per il giudice amministrativo la soluzione contrattualmente imposta non è
  equa, oltre a causare uno squilibrio ai danni della parte debole della catena distributiva41
  . Per questa
  componente non opera il mandato senza rappresentanza, perché unico obbligato è il cliente finale42:
  data la natura parafiscale degli oneri di sistema, l’obbligazione non può essere pro soluto, al pari
  dell’ordine di pagamento delle tasse tramite la banca quale intermediario che adempie soltanto se la
  somma esiste sul conto.
  La soluzione del contenzioso è di rilevante interesse per il mercato libero dell’energia elettrica.
  L’imputazione ai “traders” della responsabilità per il pagamento degli oneri di sistema ai distributori
  anche in caso di insolvenza dei clienti finali, come l’entità delle garanzie da prestare ai distributori in
  proporzione a un fatturato potenziale inclusivo degli oneri di sistema, hanno generato criticità
  concorrenziali a danno della parte liberalizzata del mercato, con crescente esposizione debitoria dei
  venditori nei confronti dei distributori, risoluzione del contratto di trasporto ed uscita delle società dal
  mercato43
  .
  . L’effetto è una selezione degli operatori non ascrivibile a una scarsa capacità competitiva
  dovuta a carenze in efficienza, ma a clausole contrattuali non negoziate che attuano una ripartizione
  del tutto squilibrata del rischio di insolvenza dei clienti finali e per costi estranei alla gestione
  industriale del servizio, rispetto ai quali il ruolo ricoperto è un incarico di esazione. I correttivi
  soltanto i costi riferibili al consumo. L’interpretazione conferma quanto già sostenuto da Cons. Stato, 24/05/2016, n. 2182,
  cit.
  41 Cons. Stato, 30/11/2017, n. 5620, cit.: «il brocardo che adducere inconvenies non est solvere argumentum, l’imposizione
  ai “traders” di prestare garanzie alle imprese distributrici di energia elettrica, ovvero di fare gravare su di esse
  l’inadempimento degli utenti, è foriera d’asimmetria contrattuale, di squilibrio del rapporto, onerando la parte debole della
  catena distributiva di un rischio improprio e del peso economico conseguente, in violazione dei principi di logicità,
  proporzionalità ed adeguatezza».
  42 Art. 39, co. 3, D. L. 83 del 2012, conv. in L. 134 del 2012.
  43 AS1397, Oneri generali di sistema per il sistema elettrico, in Boll., 24/07/2017, n. 28, in https://www.controllabolletta.it/
  wp-content/uploads/2017/07/Antitrust_su_oneri.pdf, richiamata in sede di audizione al Senato della Repubblica dal Cons.
  E. Quaranta, Garante della concorrenza e del mercato, 9/07/2020, atto n. 397.
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  individuati dall’Autorità44
  , non risolutivi, eludono il vero problema, il difetto di una previsione
  legislativa sul soggetto che subisce le conseguenze dell’insolvenza del consumatore finale.

2. – Oneri di sistema e corrispettivo nelle pronunce della Cassazione a Sezioni unite
   Nelle more di un intervento legislativo di sistema45
   , sono state adite le Sezioni unite della Cassazione
   nel tentativo di individuare una forma di tutela giurisdizionale alla posizione dei distributori. Il
   sindacato in sede di impugnazione della pronuncia del giudice amministrativo va circoscritto alle sole
   questioni di giurisdizione, laddove il rifiuto sia attribuibile ad un erroneo convincimento sull’ambito
   di giurisdizione ad esso devoluto.
   Alcuna divergenza interpretativa emerge dall’impugnazione per eccesso di potere giurisdizionale: la
   Cassazione rigetta tutti i motivi di censura della pronuncia del Consiglio di Stato46
   . L’inesistenza di
   una norma che attribuisca all’Autorità il potere di trasferire il costo degli oneri di sistema dal
   consumatore finale al “trader” e di obbligarlo a prestare garanzia per l’adempimento è effetto di una
   mera attività ermeneutica del quadro normativo di riferimento, non qualificabile come negazione di
   tutela. L’eventuale inesatta applicazione della norma di legge costituisce tutt’al più error in iudicando,
   non invasione della sfera di attribuzione del potere legislativo, sindacabile; né è configurabile eccesso
   di potere, essendosi il giudice limitato a escludere la legittimità del provvedimento dell’Autorità, senza
   alcun giudizio di merito sulla sua opportunità o convenienza, riservato alla pubblica Amministrazione.
   Il giudice amministrativo, nel verificare la conformità alla legge del provvedimento adottato
   dall’Autorità, ha rilevato modalità di etero-integrazione in contrasto con i principi amministrativi di
   logicità, proporzionalità e adeguatezza. L’illegittimità delle clausole di garanzia a copertura dei costi
   e di risoluzione del rapporto in caso di inadempimento risulta dunque confermata.
   Nonostante la linearità e consonanza degli orientamenti interpretativi, il problema si è riproposto nella
   diversa prospettiva della competenza giurisdizionale. Alle Sezioni unite della Cassazione ricorre
   d’ufficio il giudice amministrativo in sede di regolamento di giurisdizione, dopo che sia la
   Commissione tributaria provinciale di Catania che il TAR Sicilia declinano la propria giurisdizione su
   una cartella esattoriale di pagamento per il recupero di somme dovute a titolo di oneri generali di
   sistema. Per la Commissione tributaria le somme non rappresentano entrate pubbliche destinate al
   bilancio dello Stato, né sono suscettibili di prelievo coattivo mediante procedure di diritto pubblico47;
   per il TAR, in assenza di esercizio di un potere amministrativo o di ipotesi di giurisdizione esclusiva,
   non sono configurabili posizioni di interesse legittimo sindacabili dal giudice amministrativo48, bensì
   posizioni di diritto soggettivo relativo alla sussistenza di crediti che rientrano nella giurisdizione del
   giudice ordinario.
   44 Con delibera 109 del 2017 l’ARERA introduce in via cautelare una disciplina transitoria che rivaluta il problema delle
   garanzie, senza eliminarle, per risolvere il problema degli oneri generali di sistema non recuperabili per il mancato incasso.
   Prevede infatti che la quantificazione delle garanzie prestate sia ridotta di una quota pari alla stima degli importi non riscossi
   con riferimento al tasso medio di insolvenza della clientela c.d. “unpaid ratio” riconosciuto nel mercato libero nel calcolo
   delle garanzie, con successivi meccanismi di compensazione per le imprese di distribuzione. Con successiva delibera 50
   del 2018, integrata dalla delibera 300 del 2019, fissa le condizioni di riconoscimento dei crediti non recuperabili e le
   modalità di quantificazione e liquidazione delle somme, considerato che le imprese distributrici sono comunque tenute a
   esperire azioni di recupero del credito in sede stragiudiziale, giudiziale o con accordi transattivi per preservare una gestione
   efficiente del credito e minimizzare le morosità.
   45 Tale non è l’azzeramento degli oneri generali di sistema per il settore elettrico disposto con art. 1 ter, D. L. 50 del
   17/05/2022, Misure urgenti in materia di politiche energetiche nazionali, produttività delle imprese e attrazione degli
   investimenti, nonché in materia di politiche sociali e di crisi ucraina, provvedimento a carattere occasionale per contrastare
   l’impennata dei costi di energia a causa della guerra. In materia, C. De Stefanis, Contenimento dei prezzi dell’energia
   elettrica e del gas, in Pratica Fiscale e Professionale, 31 (2022) 26ss., part. 28.
   46 Cass. Sez. Un., 26/11/2019, n. 30804, in dejure.it.
   47 Commissione tributaria Catania, 22/06/2020, n. 2601, inedita.
   48 TAR Sicilia, 30/03/2022, n. 904, inedita.
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   In questa recente controversia muta la prospettiva di analisi, incentrata sul rapporto obbligatorio che
   ha titolo nei contratti collegati di compravendita e trasporto con contenuti legittimamente conformati
   dall’Autorità49
   . Gli oneri di sistema, quali maggiorazioni del corrispettivo del servizio di trasporto
   dell’energia elettrica differenziate per tipologia di utenza, rappresentano una componente tariffaria da
   corrispondere ai venditori; costoro, con il pagamento delle fatture del servizio di trasporto, le girano
   ai distributori che a loro volta li corrispondono alla Cassa per i servizi energetici e ambientali, cui
   spetta l’erogazione per la realizzazione delle finalità di interesse pubblico secondo le regole indicate
   da ARERA. Il vincolo di destinazione impresso legittima la loro riscossione coattiva con iscrizione al
   ruolo, come titolo esecutivo in funzione dell’esecuzione forzata, a conferma della natura parafiscale
   degli oneri50
   .
   Il problema di giurisdizione, sottoposto alla competenza regolamentare delle Sezioni unite della
   Cassazione, è interessante come contributo alla definizione dei rapporti tra i soggetti che partecipano
   all’operazione commerciale complessa, stante gli aspetti peculiari del sistema di riscossione degli oneri
   di sistema. L’annullamento delle disposizioni del Codice di rete tipo, con cui l’ARERA tutelava i
   distributori tramite l’introduzione di un obbligo di garanzia contrattuale a carico dei venditori, implica
   che ai venditori non può essere richiesto più di quanto effettivamente incassato dal cliente finale.
   L’individuazione del giudice legittimato a pronunciarsi dipende dalla qualificazione degli oneri di
   sistema. Soltanto se possono essere inseriti nella categoria dei tributi è configurabile la giurisdizione
   del giudice tributario, per non incorrere nella violazione del divieto costituzionale di istituire giudici
   speciali. Nonostante l’ampia nozione accolta, che consente di prescindere dal nomen iuris utilizzato
   dalla normativa, gli elementi di identificazione del tributo indicati dalla Corte costituzionale sono
   sintetizzabili in doverosità della prestazione, nesso con una pubblica spesa e fonte legale e non
   contrattuale dell’obbligazione51; in difetto di uno di tali elementi, gli oneri rientrano nel novero dei
   corrispettivi di altra natura.
   La Cassazione, seguendo tali indicazioni metodologiche, riscontra negli oneri generali di sistema
   soltanto il requisito della doverosità: essi gravano ex lege sul cliente finale, giacché le imprese di
   49 Cass. Sez. Un., 18/12/2023, n. 35282, in dejure.it.
   50 Decreto MEF, 12/04/2018, in Gazz. Uff., 93 del 21/04/2018: «Ravvisata la rilevanza pubblica dei crediti vantati dalla
   Cassa per i servizi energetici e ambientali, in quanto relativi all’attività di erogazione di contributi agli operatori dei
   settori interessati secondo le regole emanate dall’Autorità di regolazione per energia reti e ambiente, nonché in
   considerazione delle finalità richiamate nel citato art. 1, comma 670, della legge n. 208 del 2015», «è autorizzata la
   riscossione coattiva mediante ruolo dei crediti vantati dalla Cassa per i servizi energetici e ambientali, relativi alle
   componenti tariffarie e agli oneri di sistema, nei confronti degli operatori dei settori interessati» (art. 1).
   51 Da ultimo, Corte cost., 14/12/2017, n. 269, in Gazz. Uff., 20/12/2017, n. 51: «In proposito va rilevato che la
   giurisprudenza costituzionale è costante nel ritenere che «gli elementi indefettibili della fattispecie tributaria sono tre: la
   disciplina legale deve essere diretta, in via prevalente, a procurare una (definitiva) decurtazione patrimoniale a carico del
   soggetto passivo; la decurtazione non deve integrare una modifica di un rapporto sinallagmatico; le risorse, connesse ad un
   presupposto economicamente rilevante e derivanti dalla suddetta decurtazione, devono essere destinate a sovvenire
   pubbliche spese» (sentenza n. 70 del 2015). Si deve cioè trattare di un «prelievo coattivo che è finalizzato al concorso alle
   pubbliche spese ed è posto a carico di un soggetto passivo in base ad uno specifico indice di capacità contributiva (sentenza
   n. 102 del 2008). Tale indice deve esprimere l’idoneità di tale soggetto all’obbligazione tributaria» (ancora sentenza n. 70
   del 2015)». Ma già Corte cost.,10/04/2015, n. 58, in Gazz. Uff., 15/04/2015, n. 15, precisa: «è necessario muovere
   dall’esame degli elementi di identificazione dei tributi, come enucleati dalla giurisprudenza costituzionale, vale a dire:
   l’irrilevanza del nomen iuris usato dal legislatore, «occorrendo riscontrare in concreto e caso per caso se si sia o no in
   presenza di un tributo» (sentenze n. 141 del 2009, n. 334 del 2006 e n. 73 del 2005); la matrice legislativa della prestazione
   imposta, in quanto il tributo nasce «direttamente in forza della legge» (sentenza n. 141 del 2009), risultando irrilevante
   l’autonomia contrattuale (sentenza n. 73 del 2005); la doverosità della prestazione (sentenze n. 141 del 2009, n. 335 e n.
   64 del 2008, n. 334 del 2006, n. 73 del 2005), che comporta una ablazione delle somme con attribuzione delle stesse ad un
   ente pubblico (sentenze n. 37 del 1997, n. 11 e n. 2 del 1995 e n. 26 del 1982); il nesso con la spesa pubblica, dovendo
   sussistere un collegamento della prestazione alla pubblica spesa «in relazione a un presupposto economicamente rilevante»
   (sentenza n. 141 del 2009), nel senso che la prestazione stessa è destinata allo scopo di apprestare i mezzi per il fabbisogno
   finanziario dell’ente impositore (sentenze n. 37 del 1997, n. 11 e n. 2 del 1995, n. 26 del 1982)».
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   distribuzione e vendita non possono esimersi dall’applicare queste maggiorazioni, né i clienti finali
   possono sottrarsi al pagamento, se non congiuntamente alla fornitura di energia. Manca tuttavia un
   sistema di riscossione che consenta ai professionisti di rivalersi nei confronti della controparte
   contrattuale per la maggiorazione, né è disposto il loro inserimento normativo tra le categorie di
   soggetti coinvolti nell’adempimento di una prestazione fiscale, come sostituti o responsabili
   d’imposta.
   Gli oneri di sistema non rientrano neppure nella categoria dei corrispettivi in assenza
   dell’interdipendenza genetica e funzionale tra le prestazioni, se non in maniera indiretta. Gli oneri
   generali di sistema consentono infatti di coprire i costi di funzionamento del sistema energetico
   nazionale e di assicurare regolarità, economicità ed efficienza del servizio richiesto dall’utente,
   interesse individuale e non della generalità dei consociati52
   . Assente è il collegamento teleologico con
   la spesa pubblica, non rientrando nel bilancio dello Stato le somme corrisposte a tale titolo, che invece
   sono gestite direttamente dalla CSEA, il cui impiego per scopi di interesse pubblico non può essere
   decisivo per la qualificazione giuridica come tributo, stante il carattere settoriale, in quanto destinate
   per lo più a categorie di operatori del settore elettrico.
   Esclusa la natura di tributo, la somma si aggiunge al corrispettivo; il titolo è il contratto non il
   provvedimento dell’Autorità, il che giustifica la giurisdizione riconosciuta al giudice ordinario; restano
   però invariati i limiti di conformazione dei contenuti normativamente fissati, secondo quanto
   correttamente ribadito dal giudice amministrativo. I poteri autoritativi di ARERA vincolano le parti
   nei limiti della regolazione delle tariffe e determinazione degli incentivi; le deliberazioni, con cui tali
   poteri si esercitano, sono atti normativi secondari, di natura regolamentare, strumentali alle funzioni
   amministrative in un ambito economicamente sensibile ad alto contenuto tecnico che l’Autorità
   indipendente adotta ma nel rispetto della cornice normativa fissata dal legislatore. L’intervento
   conformativo non è dunque libero, ma legato alla competenza tecnica e avvalorato dalla posizione di
   autonomia e indipendenza, garante della necessaria imparzialità rispetto agli interessi coinvolti.
3. – Squilibri contrattuali tra distributori e “traders”: possibili forme di tutela
   Dal ricco contenzioso giurisprudenziale risulta confermato il principio amministrativo di nominatività,
   che orienta a una finalità precisa e predeterminata ogni potere di emanare un atto o compiere un’azione,
   per non creare centri di potere liberi da ogni vincolo; ciò vale soprattutto per le Autorità indipendenti,
   chiamate a ricoprire una posizione di garanzia. Nell’intento di fronteggiare difficoltà del mercato,
   l’esercizio dei poteri regolatori dell’ARERA in tema di oneri generali di sistema ha inciso sulla parità
   formale nel rapporto tra distributori e “traders” nell’esercizio del potere negoziale, che invero
   spetterebbe ad entrambi i contraenti secondo il principio di autonomia contrattuale. L’asimmetria tra
   le parti, legittimata in passato per la pubblica Amministrazione quale portatrice di un interesse
   pubblico, è stata progressivamente ridotta con il recupero del diritto generale dei contratti53 e non può
   riproporsi a favore di concessionari di un pubblico servizio dove l’Autorità indipendente ha il compito
   conformare il mercato elettrico nel rispetto della parità di trattamento e non discriminazione.
   Il contenuto tecnico delle delibere dell’Autorità rappresenta un corpus normativo vincolante, insieme
   di regole speciali adatte a mercati specifici e confluite in codici di settore come il Codice di rete tipo
   per il trasporto dell’energia elettrica. Pur introducendo nuclei normativi di rilievo e derogatori delle
   norme codicistiche, la funzione resta di adattamento e di integrazione della disciplina generale. La
   rimodulazione della normativa tipicamente dispositiva con una regolamentazione di tipo imperativo
   52 Cass. Sez. Un., 18/12/2023, n. 35282, cit.: «la “maggiorazione” in oggetto, ancorché determinata nel suo ammontare
   dalla legge, attraverso un atto autoritativo dell’ARERA, finisce per incidere su una delle prestazioni del contratto di utenza
   e seppure non destinata a remunerare direttamente la controprestazione ricevuta, appare volta, quantomeno indirettamente,
   a soddisfare gli specifici, ancorché diversificati, interessi dei soggetti che a quel ristretto sistema partecipano in quanto
   utenti, una platea che, in ogni caso, non coincide con quella della generalità dei consociati».
   53 G. D’Amico, Il contratto o i contratti?, in Riv. dir. civ. (2023), f. 3, 415ss.
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   rientra nell’esercizio delle funzioni istituzionali dell’Autorità e gli attori del mercato elettrico devono
   recepire quei contenuti negoziali nei contratti utilizzati, ma nei limiti della ratio conformativa del
   funzionamento del mercato stesso.
   In altri termini, la legittimità di questo intervento para-legislativo sulla disciplina contrattuale è
   subordinata alla capacità funzionale delle regole imposte a realizzare obiettivi e finalità di interesse
   generale, ovvero il funzionamento del mercato, per bilanciare eventuali situazioni di debolezza di
   natura economica connesse alla tipologia negoziale; soltanto la presenza di questo presupposto
   giustifica l’obbligo dell’imprenditore a rispettare contenuti e termini prefissati per poter operare nel
   mercato elettrico. Sottrarre ai privati la disciplina del rapporto si giustifica con l’esigenza di
   riequilibrare posizioni istituzionalmente disomogenee a tutela della parte incapace di influenzare il
   regolamento negoziale o di formare una prassi; diversamente, occuperebbe lo spazio degli usi
   normativi o negoziali con la particolarità che, a dispetto degli usi negoziali, la etero-regolamentazione
   del rapporto non ha funzione suppletiva al pari delle clausole d’uso, che concorrono a definire il
   contenuto contrattuale soltanto se non risulta che le parti non le abbiano volute, ma impedisce alle parti
   una differente regolamentazione. Clausole che diventano fonte autoritativa di obblighi contrattuali.
   Tale è la condizione dei “traders” in attesa di una delibera dell’Autorità che recepisca le pronunce del
   giudice amministrativo: il riproporsi di clausole qualificate abusive in tema di oneri generali di sistema,
   espressione di un potere non conferito dalla legge, perpetua lo squilibrio ai danni del professionista
   debole, costretto a sostenere i cospicui costi di una garanzia a copertura di oneri parafiscali dei clienti
   finali per non essere escluso dal mercato. In difetto, il distributore ha infatti il potere di non stipulare
   il contratto di distribuzione, essenziale alla vendita dell’energia nell’operazione commerciale descritta.
   L’effetto è la negazione ai “traders” di ogni tutela civilistica: in assenza di garanzia, sono privati
   dell’accesso al mercato elettrico; prestata la garanzia, il titolo negoziale – contratto tra professionisti –
   preclude il ricorso alla pars destruens del giudice ordinario, ovvero la possibilità di avvalersi dello
   strumento rimediale di rimozione delle clausole illegittime nonché dell’azione inibitoria, funzionale
   alle esigenze del mercato per impedire ai professionisti di settore di avvalersi in futuro di tali clausole.
   Una tutela è ipotizzabile se il distributore risolve il contratto per assenza o mancato adeguamento delle
   garanzie, ma in tal caso il danno si è già prodotto. Ben più incisivo nei rapporti tra professionisti54 è
   configurare un abuso di dipendenza economica, che consenta di articolare la tutela giurisdizionale su
   tre ordini di rimedi: l’invalidazione della clausola abusiva, il risarcimento del danno e l’inibitoria55
   .
   Discutibile è invece il ricorso alla buona fede come strumento di eterointegrazione giudiziale del
   contratto56
   .
   La diversa dimensione tra i “traders” non è in sé indice di distorsione del mercato, specie se la crescita
   dipende dal comportamento virtuoso dell’impresa nel soddisfare il consumatore per qualità e prezzo
   del servizio offerto. Ma è questo il punto debole: non c’è alcuna competizione se la regolazione del
   mercato condiziona illegittimamente l’ingresso ai “traders”, causa di alterazione della concorrenza e
   indirettamente di un conseguenziale danno ai consumatori. A ciò si aggiunga che l’inclusione della
   “parent company guarantee” tra le forme di garanzia ammesse, attestante il “rating” creditizio della
   54 Secondo E. Navarretta, Il contratto “democratico” e la giustizia contrattuale, in Riv. dir. civ. (2016)1277, la diversa
   struttura dei contratti B2C rispetto a quelli B2B non consente di estendere ai secondi gli strumenti di controllo previsti a
   tutela dei consumatori.
   55 Nervi, Il contratto cit. 111.
   56 Il tema è controverso in dottrina, ma le posizioni più scettiche evidenziano, oltre al carattere esogeno della solidarietà
   rispetto alla logica del contratto e del mercato, la funzione della clausola generale di buona rafforzativa o integrativa e non
   demolitoria delle pattuizioni negoziali: G. D’Amico, Applicazione diretta dei principi costituzionali e integrazione del
   contratto, in Giust. civ. (2015) 270. Diversamente se la norma primaria non offra più gli strumenti adeguati a contrastare
   lo strapotere dei soggetti forti del mercato: mezzi più incisivi, ricavati dalla Costituzione quale fonte sovraordinata, o più
   opportunamente la causa per controllare la razionalità mercantile delle singole operazioni negoziali consentono al giudice
   di assicurare la coerenza tra l’operazione negoziale ed il criterio per risolvere la controversia, contemperando le istanze del
   singolo contraente con le esigenze generali del mercato di riferimento: Nervi, Il contratto cit. 118ss.
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   società controllata, è idonea a creare un ulteriore squilibrio nell’accesso al mercato a vantaggio delle
   società storicamente operanti nel settore dell’energia e dedite ad attività di produzione e distribuzione
   oltre che di vendita dell’energia elettrica. Un “surplus” economico non indifferente rispetto alle società
   di sola vendita tenute a ricorrere alla garanzia bancaria o assicurativa per poter operare nel mercato, in
   ragione di un uso negoziale imposto e peraltro giudicato abusivo.
   Occorre però riscontrare i tratti dell’abuso di posizione dominante e, nella specie, di dipendenza
   economica. Il persistere della prassi di richiedere una garanzia a prima domanda è certamente una
   forma di scorrettezza di mercato in danno delle microimprese, una delle possibili sfaccettature del
   concetto di vulnerabilità nell’accesso al mercato; nel contesto della regolamentazione del mercato e
   della sua concorrenzialità57
   , per assumere rilevanza deve però rientrare nella portata precettiva della
   clausola generale, che definisce la categoria delle pratiche sleali. Il rischio da arginare è sovraestendere
   la disciplina oltre l’intento del legislatore europeo, avvalendosi dell’elasticità dei concetti aperti58
   .
   Nel bilanciamento tra gli opposti interessi, il concetto normativo di pratica sleale non è generico, ma
   integrato dall’analitica indicazione dei tratti qualificanti la condotta scorretta tramite elementi di
   rigidità non soltanto rispetto alle condotte presuntivamente scorrette, tipizzate e non suscettibili di
   correzione con valutazioni attenuanti lo stigma legislativo (pratiche ingannevoli e aggressive), ma
   anche rispetto alle pratiche atipiche dove devono concorrere i due parametri della diligenza
   professionale e del comportamento economico del consumatore medio, che marginalizzano la clausola
   generale senza impedire al giudice di scorgere nuove ipotesi di concretizzazione di abusi59
   .
   Riproporre nel regolamento contrattuale clausole ripetutamente sanzionate come illegittime, seppur
   non ancora rimosse dall’Autorità nel contratto tipo, può essere intesa come condotta contraria alla
   diligenza professionale quale standard comportamentale che preservi la libertà di scelta ai “traders” a
   norma dell’art. 18, lett. h) e 20 cod. cons.60, in quanto il servizio di distribuzione è svolto in regime di
   monopolio dal concessionario in un dato ambito territoriale, escludendo a priori la reperibilità di valide
   alternative commerciali. La debolezza di natura economica, legata al tipo di mercato, consente altresì
   di riscontrare l’idoneità a falsare il comportamento decisionale, in ragione di una condizione di
   vulnerabilità tipica del consumatore medio, con cui i “traders” concorrono a migliorare il livello di
   efficienza del mercato elettrico. Equivalenti sono i tratti tipici di agente razionale, responsabile,
   informato e consapevole; a differenza del consumatore medio, la debolezza economica
   dell’imprenditore non è prevedibile a priori, in astratto, ma va accertata a posteriori e in concreto.
   Potrebbe dunque rientrare nei limiti ermeneutici riconosciuti all’interprete includere nel dispositivo
   della clausola generale – il divieto di pratiche commerciali scorrette – le criticità evidenziate dai giudici
   nel rapporto tra distributori e “traders” in ragione sia della “fairness” delle relazioni di mercato che
   della prospettiva macroeconomica e concorrenziale di regolazione del mercato elettrico. Nel rapporto
   tra diritto della concorrenza e diritto regolatorio i giudici amministrativi in più occasioni hanno
   57 A. Genovese, Ruolo dei divieti di pratiche commerciali scorrette e dei divieti antitrust nella protezione (diretta e indiretta
   della libertà di scelta) del consumatore, in AIDA (2008) 303.
   58 Obiettivo della repressione della scorrettezza delle pratiche commerciali è la promozione della concorrenzialità del
   mercato e la sua regolazione; la prospettiva è quella macroeconomica, il raccordo tra offerta e domanda, mentre soltanto
   indirettamente rileva la prospettiva la microeconomica del singolo contratto: Genovese, Ruolo cit. 300.
   59 La volontà di compromesso del legislatore comunitario lo ha indotto ad adottare una clausola generale, in continuità con
   la tradizione in materia di concorrenza sleale, per poi depotenziarne il contenuto con la proliferazione di regole di dettaglio,
   che non impedisce all’interprete tentativi di razionalizzazione: M. Libertini, Clausola generale e disposizioni particolari
   nella disciplina delle pratiche commerciali scorrette, in Contr. e impresa (2009) 83.
   60 Alla diligenza professionale come specifica competenza e attenzione che ragionevolmente i consumatori si attendono da
   un professionista, rispetto ai principi di correttezza e buona fede si riferisce Cons. Stato, 7/10/2022, n. 8614, in dejure.it:
   una pratica «per potere essere considerata scorretta, deve, in primo luogo, essere contraria alle norme di diligenza
   professionale, locuzione da intendere come richiamo (non alla colpa ma) alla buona fede quale regola di condotta oggettiva
   alla quale la parte professionale deve conformare la propria attività concreta».
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   ribadito spettare all’antitrust la garanzia a presidio della gara economica61
   , per assicurare alle imprese
   la libertà di confrontarsi nell’arena competitiva; la regolazione economica del mercato elettrico non
   può canalizzare tale libertà e al contempo negare ogni forma di tutela.
   Abstract.

• Il mercato elettrico è strutturalmente complesso e regolamentato. Richiede la
  partecipazione di una pluralità di soggetti pubblici e privati, parti di distinte relazioni negoziali,
  contratti collegati e contenuti conformati dall’Autorità di regolazione per energia, reti e ambiente. Il
  passaggio al mercato libero ha evidenziato asimmetrie non soltanto nei rapporti con i consumatori, ma
  anche nei confronti dei “traders”, il cui accesso al mercato risulta ostacolato da una conformazione dei
  contenuti contrattuali inclusiva di onerosi obblighi accessori verso i distributori. Il tema degli oneri
  generali di sistema, al centro di un’animata disputa giurisprudenziale, consente di far emergere un
  persistente vuoto di tutela, nonostante la declaratoria di illegittimità delle clausole in tema di garanzia,
  arginabile soltanto dall’ampliamento della nozione di abuso di dipendenza economica.
  
• Abstract.- The electricity market is complex and regulated. It requires the participation of public and
  private entities, parties to distinct relationships, of related contracts and implied terms of OFGEM
  (Office of Gas and Electricity Markets). The transition to the free market has highlighted asymmetries
  not only in relations with consumers, but also with traders, whose access to the market is hindered by
  a contract with ancillary obligations towards distributors. In Italy, the general charges of system are
  the object of a lively jurisprudential dispute: the inlawfull clauses of guarantee, declared by the
  administrative judge, receives no protection without the expansion of the notion of abuse of a superior
  bargaining position.
  61 Cons. Stato, 15 luglio 2019, n. 4990, in Foro it. (2019), f. 10, III, 498ss.

I limiti dei controlli degli strumenti di misura di tipo elettronico posti dal D.M. 21 aprile 2017, n.93: vizi, contrasto con la MID e mancata tutela.

 1) I vizi

2) I contrasti con la MID

Approfondimento su varie criticità emerse dalla formulazione del D.M. 93/2017: sia in relazione alle “Definizioni” di cui all’art. 2 che del livello di effettività della tutela della Fede pubblica, come scaturenti dalle disposizioni dell’articolato relativo ai Controlli previsti all’art. 3, commi b) e c) del D.M. 21 aprile 2017, n.93.

I Vizi

L’art. 2, comma g) del citato D.M. 93/2017, così dispone: «titolare dello strumento», la persona fisica o giuridica titolare della proprietà dello strumento di misura o che, ad altro titolo, ha la responsabilità dell’attività di misura. 

Successivamente, all’art. 9, dispone l’Elenco titolari degli strumenti di misura secondo quanto previsto e con le modalità di cui ai commi successivi:

1. La Camera di commercio raccoglie su supporto informatico le informazioni ottenute sulla base delle comunicazioni di cui all’articolo 8, comma 1, e delle trasmissioni da parte degli organismi riguardanti le attività di verificazione periodica e degli esiti dell’attività relativa ai controlli casuali, provvedendo a trasmetterle ad Unioncamere.

2. Le Camere di commercio formano altresì l’elenco dei titolari degli strumenti di misura, consultabile dal pubblico anche per via informatica e telematica ai soli fini dell’applicazione delle disposizioni del presente regolamento e della vigente normativa in materia di metrologia legale …

Giova preliminarmente precisare l’ambiguità semantica insita nella definizione di “titolare dello strumento” in funzione del fatto che: è il titolare della proprietà dello strumento o che, ad altro titolo ha la responsabilità dell’attività di misura; l’ambiguità radica la propria genesi nella stessa disposizione – che è la lettera con la quale è espressa la norma giuridica – laddove utilizza la lettera “o” come elemento disgiuntivo – senza però fissare un criterio univoco di individuazione del “Titolare dello strumento” tra: colui che è titolare della “proprietà dello stesso” o che è il soggetto cui attribuire, comunque, “la responsabilità dell’attività di misura”.

E’utile sapere che, nel periodo precedente l’emanazione del D.M. 93/2017, è sempre esistito un Elenco di coloro che utilizzavano strumenti di misura per l’esercizio della loro attività, detto “Elenco degli Utenti metrici”, es. Rivenditori al minuto di generi alimentari, di carburanti, di gas, elettricità, ecc; ciascuna delle categorie commerciali elencate, utilizzava uno strumento di misura – allo scopo di determinare la quantità della merce, elemento fondamentale del contratto di compravendita – da scambiarsi contro il corrispettivo.

Non rilevava il titolo giuridico di possesso dello strumento metrico utilizzato, ovvero il commerciante di generi alimentari poteva essere titolare del diritto reale di proprietà delle bilance utilizzate, oppure possederle in leasing (quindi mero possessore); il rivenditore di carburanti, eserciva la Stazione di Servizio in forza di un contratto di Comodato d’uso gratuito delle attrezzature dell’impianto con la Compagnia petrolifera proprietaria delle suddette: tra queste, i distributori di carburanti utilizzati per determinare i quantitativi di carburante da scambiarsi contro il corrispettivo; i rivenditori di gas ed elettricità utilizzavano i contatori di gas e di energia elettrica per quantificare le rispettive quantità delle 2 diverse forme di energia ai Consumatori finali, elencate nelle rispettive Bollette/Fattura per l’esazione del corrispettivo dell’energia ceduta. I contatori, però, sono di proprietà dei Distributori delle 2 forme di energia. 

In buona sostanza, quanto precede, serve ad evidenziare che non è tanto il Titolo di proprietà dello strumento di misura che rileva ai fini della Titolarità dello strumento, quanto il fatto che è il possessore dello strumento di misura a determinare mediante l’utilizzo del medesimo, la “quantità della cosa da scambiarsi contro il prezzo”, e quindi ad incamerare il “mark-up” quale differenza tra il prezzo delle quantità di merci vendute con quelle acquistate. 

In concreto quindi, è colui che si avvale dello strumento metrico ai fini di svolgere l’attività di vendita a peso e/o a misura che ha la responsabilità giuridica del corretto funzionamento dello strumento impiegato, indipendentemente che sia proprietario o meno dello strumento stesso; è pertanto il soggetto che, ex lege,deve utilizzare strumenti legali, e ha la responsabilità del corretto funzionamento dello strumento metrico.

Nella realtà invece, assistiamo al fatto secondo il quale, a seconda del genere del bene ceduto contro il prezzo, “il titolare dello strumento” in certi casi, come quello del Rivenditore di generi alimentari o quello di carburanti è il legale rappresentante dell’Impresa di Vendita: tutti hanno, nell’esecuzione del contratto, la responsabilità dell’attività di misura.

In altri casi, come quello della rivendita di gas e/o di elettricità, i proprietari dei contatori impiegati per la contabilizzazione delle 2 diverse forme di energia, essendo proprietari dei contatori e responsabili dell’attività di misura sono stati individuati quali “Titolari degli strumenti di misura”: sono i c.d. Distributori, i quali in forza dell’obbligo del principio giuridico di separazione dal Venditore, consentono a quest’ultimo l’esecuzione del contratto di somministrazione. Ovviamente, il Consumatore finale riceve dal Venditore – che incamera i frutti dell’attività di vendita – le Bollette/Fatture recanti i dati delle quantità consumate a lui comunicate dal distributore: rimanendo libero, in apparenza, dalla responsabilità del corretto funzionamento dei contatori.   

Questa irragionevole disparità di individuazione del “Titolare dello strumento” è fonte di 2 forti distorsioni:

a) vìola in radice, i principi civilistici fissati dal vigente ordinamento in tema di contratti di compravendita, ovvero contratto di natura sinallagmatica, ove l’esecuzione del contratto è finalizzata al trasferimento del diritto reale di proprietà del bene contro un corrispettivo;

b) vìola, in taluni casi, il principio di responsabilità del venditore in ordine alla “recta mensura” del bene oggetto del contratto di somm.ne stesso: il Rivenditore di energia elettrica e/o gas fattura ai propri Clienti/Consumatori iquantitativi delle 2 diverse forme d’energia, rimanendo immune da responsabilità che grava – per definizione attestata dal legislatore del D.M. 93/2017 – sul Distributore, il quale è il “Titolare dello strumento di misura” in quanto proprietario dello stesso e responsabile dell’attività di misura. 

Il mostro giuridico, scaturente da tale stato di cose, in settori così importanti della vita quotidiana, travisa in modo assolutamente inescusabile – offendendone l’istituto stesso – la figura della responsabilità presente in diversissime declinazioni presenti nell’ordinamento civile, penale, fiscale ed amministrativo.

Nel vigente ordinamento, responsabile è una persona fisica o giuridica per la quale l’ordinamento stesso appresta la potestà giuridica di muovergli un rimprovero.

 

I contrasti con la MID

L’art. 1, comma 2 del citato D.M. 93/2017, così dispone: “Resta ferma l’esclusione dei sistemi di misura di cui all’articolo 7, comma 1, del decreto-legge 25 settembre 2009, n. 135, convertito, con modificazioni, dalla legge 20 novembre 2009, n. 166”. 

E’ intanto necessario chiarire 2 questioni:

1. è importante chiarire che i sistemi di misura di cui sopra -trattasi di sistemi di misura del gas – non hanno cittadinanza né nella normativa interna (nazionale), né in quella CE (comunitaria): in entrambi gli ordinamenti sono normati i soli Contatori del Gas (All. MI-002 della MID) e non i sistemi di misura del gas. Potremmo risolvere il problema, definendo i sistemi di misura del gas come “res nullius” in quando giuridicamente mai definiti come tali, ma così facendo si estinguerebbe pure, ex se, un più grave problema giuridico sotteso dall’affermata esclusione dalla verificazione periodica;

2. tali “sistemi” furono sottratti “dall’applicazione della normativa di metrologia legale, al fine di semplificare gli scambi sul mercato nazionale ed internazionale del gas naturale”. 

E’ appena il caso di soffermare l’attenzione del lettore che:

La direttiva MID, ovvero la direttiva 2004/22/CE del 31 marzo 2004 è stata recepita con D.Lgs. 2 febbraio 2007, n. 22, entrato in vigore il 18 marzo 2007. In piena vigenza della direttiva in questione, il Governo con D.L. 25.9.2009, n. 135, convertito con legge 20.11.2009 n. 166, sancisce che a “al fine di semplificare gli scambi sul mercato nazionale ed internazionale del gas naturale”,i sistemi di misura del gas non sono soggetti all’applicazione della normativa di metrologia legale: in ciò però vengono poste le premesse giuridiche per il promovimento dell’ennesima procedura d’infrazione comunitaria.

Non è giuridicamente possibile recepire una direttiva comunitaria, nella quale, all’allegato MI-002 sono previsti i Contatori di gas e poi, ad appena 2 anni dal recepimento, con procedura d’urgenza, attuata con D.L. dal titolo “Disposizioni urgenti per l’attuazione di obblighi comunitari e per l’esecuzione di sentenze della Corte di giustizia delle Comunità europee – Procedura d’infrazione n. 2007/4915”, si legifera ai fini di espungere dall’ordinamento nazionale i controlli metrologici sui Sistemi di misura del gas: che non sono nemmeno previsti né dall’ordinamento interno e né da quello comunitario, ove però detti sistemi contengono i contatori di gas previsti invece nei suddetti ordinamenti.

Siamo alla farsa: allo scopo di ovviare alla Procedura d’infrazione di cui sopra, si emette una serie di atti che ben integrano le premesse necessarie per il promovimento di un’altra e diversa procedura d’infrazione. 

Conseguenza della vigente legge 166/2009 è pure il fatto che non si conosce il dato legale dei quantitativi di gas naturale in ingresso nel ns. Paese, nonché quello in esportazione e neanche quello in solo transito.

Altro contrasto con la MID è il fatto che, il D.M. 93/2017 esclude in sede di verificazione periodica l’esame comparativo del software di alcune categorie di strumenti di misura, quali ad esempio i distributori di carburanti ed i contatori di energia elettrica attiva.

La MID, al punto 7.6 dell’Allegato I – Requisiti Essenziali – dispone invece che: Uno strumento di misura deve essere concepito in modo da consentire il controllo delle sue funzioni successivamente alla sua commercializzazione e al suo impiego. Se necessario dovranno essere previsti come parte dello strumento un’attrezzatura speciale o un software ai fini di tale controllo. La procedura di prova va descritta nel manuale d’istruzioni. Se a uno strumento di misura è collegato un software, che svolge altre funzioni oltre alla misurazione, il software che risulti critico ai fini delle caratteristiche metrologiche deve essere identificabile e non può essere influenzato in modo inammissibile dal software collegato. Il contrasto con la MID è palese.

 

Claudio Capozza

 

D.M. 21 aprile 2017, n.93: contrasto con la MID e mancata tutela per certe categorie di strumenti per assente definizione dei controlli

 

• I contrasti con la MID

• Sfruttamento degli errori quando sempre a favore di una “parte” della transazione

• Mancata definizione dei controlli 

L’art. 1, comma 2 del citato D.M. 93/2017, così dispone: “Resta ferma l’esclusione dei sistemi di misura di cui all’articolo 7, comma 1, del decreto-legge 25 settembre 2009, n. 135, convertito, con modificazioni, dalla legge 20 novembre 2009, n. 166”. 

La direttiva MID, ovvero la direttiva 2004/22/CE del 31 marzo 2004 è stata recepita con D.Lgs. 2 febbraio 2007, n. 22, entrato in vigore il 18 marzo 2007. In piena vigenza della direttiva in questione, il Governo con D.L. 25.9.2009, n. 135, convertito con legge 20.11.2009 n. 166, sancisce che a “al fine di semplificare gli scambi sul mercato nazionale ed internazionale del gas naturale”,i sistemi di misura del gas non sono soggetti all’applicazione della normativa di metrologia legale: in ciò però vengono poste le premesse giuridiche per il promovimento dell’ennesima procedura d’infrazione comunitaria.

E’ altresì noto che la direttiva 2004/22/CE – o MID – è stata novellata dalla direttiva 2014/32/UE del 26 febbraio 2014, avente ad oggetto aggiunte e lievi modificazioni alla direttiva 2004/22/CE: tutte aventi ad oggetto l’armonizzazione delle legislazioni degli Stati membri relative all’utilizzo degli strumenti di misura relativamente a funzioni di misura, ove lo ritengano giustificato, per motivi di interesse pubblico, sanità pubblica, sicurezza pubblica, ordine pubblico, protezione dell’ambiente, tutela dei consumatori, imposizione di tasse e di diritti e lealtà delle transazioni commerciali.

All’allegato IV, avente ad oggetto i CONTATORI DEL GAS E DISPOSITIVI DI CONVERSIONE DEL VOLUME (MI-002)sono appunto previsti i Contatori del gas qualora utilizzati perscopi di misura legali. 

Orbene, pur a voler concedere efficacia alla legge 20.11.2009, n. 166 che aveva sancito (illegittimamente) la sottrazione agli obblighi metrologici a siffatta categoria di strumenti di misura, la direttiva 2014/32/UE li aveva pertanto reintrodotti al suo Allegato IV. Per il principio giuridico della successione delle leggi nel tempo, la più “recente” abroga implicitamente leggi e/o disposizioni di legge entrate in vigore in precedenza e con essa contrastanti: ovvero la legge 20.11.2009, n. 166 deve intendersi abrogata.

La qual cosa invece è stata completamente ignorata: tant’è che con il D.M. 93/2017, è stato egualmente disposto che: “Resta ferma l’esclusione dei sistemi di misura di cui all’articolo 7, comma 1, del decreto-legge 25 settembre 2009, n. 135, convertito, con modificazioni, dalla legge 20 novembre 2009, n. 166”: pertanto in violazione dei principi generali dell’ordinamento, con un mero D.M., il 93/2017 del Mi.S.E., si decreta contro la disposizione prevista nella direttiva 2014/32/UE. Chapeau.

 

 

Per dovere di conoscenza del lettore, è d’obbligo esplicitare un’altra questione fondamentale e di delicatissima ricaduta sul sistema dei Consumatori, Utenti ed Imprese.

Tra le varie direttive emanate in materia di strumenti di misura, ovvero tra la più volte citata direttiva 2004/22/CE del 31 marzo 2004 e la direttiva 2014/32/UE del 26 febbraio 2014: entrambe del Parlamento europeo e del Consiglio, è stata altresì licenziata la Direttiva 2009/137/CE della COMMISSIONE del 10 novembre 2009 che modifica la direttiva 2004/22/CE del Parlamento europeo e del Consiglio relativa agli strumenti di misura per quanto riguarda lo sfruttamento degli errori massimi tollerati di cui agli allegati specifici relativi agli strumenti da MI-001 a MI-005.

In via preliminare è doveroso subito premettere che, ai fini dell’efficacia, le direttive del Parlamento europeo e del Consiglio, acquistano esecutività ed efficacia nei Paesi Membri, a mezzo dell’emanazione di adeguati atti legislativi che sono, D.P.R. o D. Lgs.vi: le direttive della Commissione sono immediatamente efficaci.

In buona sostanza, la Commissione europea, si era resa conto di farsi carico di dovere impedire che gli errori di cui sono affetti tutti gli strumenti di misura, segnatamente quelli utilizzati per l’erogazione dei servizi forniti da imprese di pubblica utilità: ovvero quelli dettagliati negli Allegati da MI-001 a M005, non favorissero sistematicamente una Parte della transazione svolta appunto con tali strumenti.

Pertanto la direttiva ha così disposto: per tutti gli strumenti di cui agli Allegati da MI-001 a MI-005, Il contatore non deve sfruttare l’errore massimo tollerato o favorire sistematicamente una delle parti.

In concreto, la Commissione all’art.2 della suaccennata direttiva così dispose: Gli Stati membri adottano e pubblicano le disposizioni legislative, regolamentari e amministrative necessarie per conformarsi alla presente direttiva anteriormente al 1o dicembre 2010. Essi comunicano immediatamente alla Commissione il testo di tali disposizioni. Non ho notizia di come il ns. Paese abbia adottato gli atti conseguenti allo scopo di rendere efficaci le suddette disposizioni emanate dalla Commissione. Ma tant’è. 

 

E qui, da ultimo, duole rimarcare la mancata definizione dei controlli previsti, in teoria, dalle disposizioni del più volte citato D.M. 93/2017: ma non ancora pubblicati.

Mentre nell’allegato IV al D.M. in parola è fissata la periodicità della verificazione degli strumenti in servizio (art.4, comma 3) fisando per ogni tipo di strumento, la periodicità, in anni, entro i quali devono essere sottoposti alla Verificazione Periodica da parte dei Laboratori accreditati, vi è una situazione da vero e proprio “Far West”, che vado di seguito ad elencare.

– Per i contatori dell’acqua (ALL. MI-001 della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo); le Verifiche vengono svolte dal gestore idrico non accreditato da Accredia;

– Per i contatori di calore (ALL. MI-004 della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo);

– Per i tassametri (ALL. MI-007 della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo); in compenso le Verifiche periodiche vengono svolte dai Comuni che abilitano dei Laboratori di prova non accreditati da ACCREDIA;

– Per gli strumenti di misura della dimensione (ALL. MI-009della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo; 

– Per gli analizzatori dei gas di scarico (ALL. MI-010 della MID): è fissata la periodicità, ma non le procedure di prova e correlate liste di controllo; in compenso le Verifiche vengono svolte dai laboratori di taratura e prove del CSRPAD, dipendenti dal MIT; essi sono Laboratori di prova non accreditati da ACCREDIA e quindi mancanti della riferibilità metrologica; è appena il caso di aggiungere che gli analizzatori di gas di scarico costituiscono gli strumenti necessari per l’esecuzione delle prove necessarie per la Revisione Periodica degli Autoveicoli prescritte dal vigente Codice della Strada: qui i beni giuridici meritevoli di tutela sono la sicurezza e la tutela della salute pubblica.

In buona sostanza, a distanza di quasi 20 anni da quando è entrata in vigore la direttiva 2004/22/CE e s.m.i., per circa il 50% delle categorie degli strumenti compendiati, non sono state emanate le procedure per l’esecuzione della Verificazione Periodica.

Lascio alla sensibilità del lettore, ritrarne le relative considerazioni e valutazioni. Stiamo parlando di beni giuridici di natura patrimoniale, della scurezza, della salute e dell’ordine pubblico tutelati da direttive comunitarie cui l’Italia ha dato attuazione recependole solo formalmente: se non addirittura violate.

Cav. Claudio Capozza

 

Il decreto ministeriale 93/2017 del MISE stabilisce le regole per la verifica periodica, e per quella in contraddittorio in caso di contestazione, degli strumenti di misura.

Il consumatore, che chiede al suo fornitore, la verifica del contatore di energia elettrica, dovrà anticiparne le spese e questo rappresenta forse un primo ostacolo perché dissuade buona parte di quelli che rilevano il problema.

Sarebbe meglio specificare che, in funzione dell’esito della verifica, le spese verranno supportate dal soccombente.

Ma c’è una sorpresa : la verifica non si può fare perché il contatore deve essere provato “stand alone” – cioè staccato dalla rete – prova che risulta impossibile perché, una volta tolto dalla rete, il contatore va in allarme e si spegne.

Visti i tentativi di qualche distributore di effettuare la verifica sul contatore ancora installato, che dialoga con il centro operativo remoto, va denunciato un ulteriore e clamoroso baco, nella procedura di verifica, cioé la mancanza dell’esame comparativo dei due software, quello presente sul contatore con quello depositato all’atto dell’omologazione dello stesso contatore.

La prova sulle bilance, per esempio, lo prevede mentre il software dei contatori di energia elettrica può essere addirittura modificato da remoto – e può farlo solo il distributore, senza doverne rendere conto a nessuno.

Si può quindi ragionevolmente concludere che la prova del contatore é impossibile e il consumatore non é certo di pagare il giusto.

Siccome sono finanziati dal PNRR non ci chiediamo quanto costa accumulare energia elettrica.

Lo scenario 100% FER richiede un massiccio adeguamento della rete e l’installazione di una notevole quantità di accumuli.

La tipologia su cui si punta in Italia è la batteria elettrochimica (BESS, Battery Energy Storage System) che ha limiti operativi e notevoli costi correlati.

La vita utile di una batteria dipende dalla quantità di energia scaricata a ogni ciclo – DoD (Depth of Discharge).

Le batterie LFP sono quelle che offrono la maggiore vita utile in funzione del DoD:

DoD 100%, 1500 cicli
DoD 80%, 2500 cicli
DoD 50%, 5000 cicli

Il rendimento di carica/scarica è circa il 92%.

L’energia rilasciata sul singolo ciclo dagli accumuli è definita come segue: capacità×DoD×rendimento.

Quindi per un accumulo da 1 GWh, sull’intero ciclo di vita (LCA), per diversi profili di scarica l’energia rilasciata è:
DoD 100%, 1,38 TWh
DoD 80%, 1,84 TWh
DoD 50%, 2,30 TWh

Per le batterie utility scale, cioè su scala di rete, i soli costi di capitale (Capex) variano tra 446 e 358 $/kWh, rispettivamente per impianti da 4 e da 8 ore di autonomia.

Perciò il costo dell’energia dovuto al solo capitale investito è pari al rapporto tra questo e l’energia totale rilasciata nell’intero ciclo di vita dall’accumulo: Capex / energia LCA.

Nel caso di batterie da 8h di autonomia questo costo varia tra 259,4 $/MWh (DoD 100%) e 155,7 $/MWh (DoD 50%).
Nel caso di batterie da 4h di autonomia invece, varia tra 323,2 $/MWh e 193,9 $/MWh.

Se si aggiungono i costi operativi, ipotizzando nulli quelli variabili (VOM), non si possono trascurare quelli fissi (FOM). Questi, per un impianto da 1 GWh e 60 MW di potenza, sono circa 50 $/kW l’anno (365 cicli), variabili quindi tra 8,9 $/MWh (DoD 100%) e 17,9 $/MWh (DoD 50%).
Non contiamo i costi di smaltimento, stimabili al 5% del Capex.

Da quanto visto sopra, l’utilizzo ottimale degli accumuli (DoD 50%) comporta un costo dell’energia compreso tra 173,6 e 211,8 $/MWh.
Con un cambio dollaro-euro pari a 0,92, in Italia corrisponde a 159,7 e 194,9 €/MWh.

Tantissimo!

Soltanto al 2050 è prevista una riduzione del 40% sul Capex, con i costi dell’energia da accumuli a 95,8 e 116,9 €/MWh. Sempre alti, e sono i costi al produttore: al consumatore arrivano maggiorati dell’utile d’impresa.

Per le soluzioni commerciali o residenziali, i costi sono ancora più elevati.

Questo è solo uno dei costi obbligatori che comporta un sistema 100% FER ed è solo una parte di quello che ci verrà chiesto in bolletta se ci affideremo solo a FER e batterie.
Ecco perché il baseload non può essere coperto solo dalle FER.
Ecco perché serve un mix energetico.

Ecco perché serve il nucleare!

Solare ed eolico sono il modo più economico per rendere l’energia molto più costosa per il consumatore.

I sostenitori del solare e dell’eolico utilizzano il LCOE (Levelized Costs Of Energy) che valuta i costi dell’impianto di generazione per unità di energia prodotta durante il periodo di ammortamento.

Ma il LCOE è solo una minima parte del prezzo pagato poi dagli utenti finali.

Nessuno sembra prendere in considerazione il costo degli interventi sulla rete elettrica conseguenti:
 
– l’alimentazione di backup per sopperire all’ intermittenza della produzione e viceversa;

– l’installazione e la gestione di costosi sistemi di accumulo;

– una capillare integrazione della rete compresi i costi di trasmissione, distribuzione, bilanciamento e condizionamento;
 
– le perdite di efficienza: più energia eolica e solare significa meno utilizzo delle risorse dei sistemi di backup o di rete;
 
– lo spreco di suolo per la bassa densità energetica dell’eolico e del solare con un costo economico e ambientale di migliaia di km²
 

– i costi di riciclo dei materiali derivanti dalla bassa densità energetica (per kg) e dalla breve durata degli impianti eolici e solari. Più economici diventano gli asset, meno economico il costo dello smaltimento in discarica;
 
– l’inefficienza energetica netta (eROI) delle materie prime e dell’energia – di produzione, lavorazione, trasporto, aggiornamento, produzione e smaltimento dell’intero sistema;
 
– i costi per la salute e l’ambiente, ovvero danni alla vita vegetale e animale, effetti negativi sui sistemi climatici, compresi il riscaldamento, l’estrazione eolica e i cambiamenti atmosferici. E l’impatto sulla salute dovuto all’enorme quantità di rifiuti tossici.
 
L’energia nucleare comporta invece costi iniziali elevati, ma fornisce energia elettrica economica, abbondante e costante per decenni, senza dipendere dalle condizioni meteorologiche o da quelle della rete,che invece bilancia.

Una centrale nucleare viene installata in siti produttivi esistenti e risulta molto più conveniente.
 
Una buona analogia è la differenza tra la costruzione di un ponte e l’uso di un traghetto per attraversare un tratto di mare.

Un ponte è più costoso da costruire di un traghetto, ma è più comodo ed economico da usare di un traghetto nel tempo.
 

Solare ed eolico richiedono più interconnessioni per risolvere il problema dell’intermittenza di produzione.

Un problema che se non venisse risolto potrebbe rendere la rete esistente pericolosa.

Le interconnessioni erano nate proprio per condividere la potenza messa a disposizione dalle fonti di produzione affidabili – le centrali termiche degli anni ‘60 – e riducevano la necessità di potenza in eccesso, che ora il sistema richiede, per restare in equilibrio quando il sole va giù o non c’è vento.

Ciò aveva senso in quanto la disponibilità di ciascuna centrale di generazione non era necessariamente correlata alle altre, anche all’interno della stessa rete.

Ora invece stiamo applicando erroneamente questa soluzione ai “buchi” di disponibilità del solare e dell’eolico.

È molto probabile che anche le reti dei paesi limitrofi abbiano lo stesso problema perché la disponibilità di energia da fonti è la stessa.

L’analisi di Kathryn Porter sulla situazione del Regno Unito – https://lnkd.in/g8pAEMnj – evidenzia il problema.

Molti paesi dell’Europa settentrionale condividono modelli meteorologici simili, il che significa che durante i periodi di vento debole più paesi possono affrontare carenze simultanee.

Paesi come la Norvegia e la Svezia, con reti stabili basate sul nucleare e sull’idroelettrico, tendono a limitare le interconnessioni, dando priorità alla propria sicurezza energetica rispetto alle esportazioni e proteggendosi dalla volatilità delle reti afflitte da fonti intermittenti.

Con meno energia disponibile, i paesi danno priorità ai propri bisogni, spinti dal nazionalismo energetico, emanando leggi per sospendere le esportazioni di elettricità o imporre tasse.

Con il risultato che la rete comune, un tempo cooperativa, si sta frammentando,ogni nazione bada a se stessa e la promessa di una sicurezza energetica condivisa attraverso le interconnessioni sta venendo meno.

Le interconnessioni dovrebbero cioè essere uno strumento, non lo strumento.

Stanno invece diventando un pozzo per l’eccesso di produzione rinnovabile e un rubinetto durante i periodi di bassa produzione.

Affidarsi a loro rappresenta un grosso rischio in quanto sono vulnerabili ai danni causati da incidenti o sabotaggi, che possono richiedere mesi per essere riparati, compromettendo ulteriormente l’affidabilità.

Il caso dell’interconnector con la Francia ci riguarda direttamente.

ll Texas ha imparato a sue spese come il solare e l’eolico richiedano la produzione di carbone o gas, moltiplicando il costo e la complessità della rete e perpetuando l’uso di combustibili fossili.

Questo rivela una verità inquietante: i fanatici del solare e dell’eolico sono solo marionette della lobby del petrolio e del gas, usate come scusa verde per forzare la continuazione della produzione fossile.

Le fonti di energia intermittenti, come il solare e l’eolico, non sono abbastanza affidabili per alimentare il futuro, perché dipendono da condizioni meteorologiche imprevedibili e variabili.

La nostra civiltà ha bisogno di una fornitura stabile di energia in grado di soddisfare la domanda a qualsiasi ora del giorno e della notte.

Alcuni Stati americani, che hanno adottato massicciamente fonti intermittenti, hanno lo stesso problema e non possono funzionare senza combustibili fossili:

• La California è stata costretta a mantenere in funzione i vecchi e obsoleti impianti a gas che hanno un pessimo rendimento e quindi consumano più gas a parità di energia elettrica prodotta;
• Il Texas deve sovvenzionare nuove infrastrutture per stabilizzare la rete dopo aver sperimentato blackout a causa delle fluttuazioni delle condizioni meteorologiche.

Il costo dell’energia in queste aree è aumentato in modo significativo: il 60% in più nel Texas mentre il costo dell’energia elettrica in California é il doppio del costo medio degli Stati Uniti!

Le fonti intermittenti non sono quindi la soluzione!

L’unico modo per ridurre l’inquinamento e le emissioni di carbonio in modo efficace e conveniente è utilizzare fonti verdi dispacciabili, come l’idroelettrico, il nucleare e il geotermico, in grado di fornire energia pulita e stabile senza bisogno del backup dei combustibili fossili.

Questa è la formula magica utilizzata dai paesi con la più bassa intensità di carbonio al mondo come Francia, Norvegia, Svezia e Islanda.

Le attuali politiche di forzare l’eolico e il solare sono come saltare da un aereo senza paracadute e sperare che il paracadute venga inventato, consegnato e legato a mezz’aria, prima di toccare il suolo.

Il decreto energia dedica molte risorse alla rete elettrica che soffre, dal lato offerta, per le produzioni intermittenti e, dal lato domanda, per la spasmodica elettrificazione dei consumi e le stazioni di ricarica.

Parliamo di miliardi di euro, Enel ne investirà 18,6 sulla rete, che ovviamente recupererà dalle bollette!

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