Qualificazione del gas trattato come combustibile fossile commerciale o gas di recupero, Consiglio di Stato, Sentenza n. 3262/2011

La questione controversa è se il gas naturale prelevato direttamente dalla rete SNAM, miscelato con l’off-gas all’interno dello stabilimento della società YARA (nel c.d. drum-1108) ed utilizzato dall’impianto di Nera Montoro sia qualificabile come combustibile fossile commerciale o come gas di recupero (di processo o di risulta). Alla luce della delibera Cip 6/1992 e della delibera dell’AEEG n. 42/2002, il Collegio ritiene che la tesi seguita dall’Autorità, nel senso che il gas naturale vada comunque nella specie qualificato come combustibile fossile commerciale, sia frutto di una valutazione ad essa riservata e immune da vizi logici e di travisamento.

La ratio della normativa nel settore è la riduzione dei consumi dei combustibili fossili di importazione, tra cui il gas naturale, incentivando al contempo la sostituzione di tali combustibili con fonti energetiche alternative.

Le condizioni tecniche di assimilabilità a fonti rinnovabili sono definite dal provvedimento Cip n. 6/1992.

L’indice energetico IEN tiene conto di energia elettrica utile e energia termica utile prodotte nell’impianto e dell’energia immessa attraverso i combustibili fossili commerciali.

L’indice IEN è tanto maggiore quanto minore è il valore dell’energia da combustibile fossile commerciale e quanto maggiore è l’utilizzo di combustibili di scaro, residui o di processo, ad integrazione o in sostituzione dei combustibili fossili commerciali.

Il sistema di incentivazione della produzione di energia da fonti alternative è stato innovato dal d.lgs. n. 79/1999 che ha definito la cogenerazione come “la produzione combinata di energia elettrica e calore alle condizioni definite dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas, che garantiscano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate” (art. 2, co. 8).

Le condizioni sono state definite dall’AEEG con delibera 19 marzo 2002 n. 42/2002, e sono ancorate non all’indice IEN ma all’indice di risparmio di energia IRE e al limite termino LT.

L’indice IRE consente di valutare il risparmio effettivo di energia primaria, contenuta nei combustibili fossili commerciali, conseguito da un impianto di cogenerazione rispetto alle produzioni separate delle stesse quantità di energia elettrica e calore.

L’IRE è calcolato tenendo contro tra l’altro del rendimento elettrico netto medio annuo dell’impianto, che è i rapporto tra la produzione annua netta di energia elettrica e l’energia primaria del combustibile immessa annualmente nell’impianto, e tale rapporto dipende anche dal tipo di combustibili utilizzati nell’impianto (tabella sub art. 2, co. 2, delibera n. 42/2002).

Da tali atti non si evince che si fa riferimento ad una nozione “economica”, e non piuttosto naturalistica, di combustibile fossile commerciale.

E’ ragionevole, allora, la valutazione dell’AEEG che accoglie una nozione naturalistica.

Se la ratio legis è incentivare la riduzione del consumo del combustibile fossile commerciale, è ragionevole la valutazione dell’Autorità, secondo cui i quantitativi di esso utilizzati in miscela con off-gas, non possono essere equiparati all’off-gas.

La circostanza che esista un vincolo tecnico nel senso che l’off-gas non è utilizzabile se non miscelato con il gas naturale, non incide sui termini della questione, perché comunque i benefici sono circoscritti al solo utilizzo di off-gas, e perché la “miscelazione” del gas naturale, diversamente dai processi di lavorazione, non incide sulle caratteristiche tecniche e sul potere calorifico del gas naturale.

Il concetto di riutilizzo presuppone lo sfruttamento di un residuo di lavorazione, laddove la miscelazione del gas naturale non ne comporta la trasformazione, sicché si esula dalla nozione di riutilizzo.

(Litis.it, 1 Giugno 2011 – Riproduzione riservata)

Consiglio di Stato, Sezione Sesta, Sentenza n. 3262 del 31/05/2011

FATTO e DIRITTO

1. Va anzitutto disposto la riunione dei quattro appelli, vertenti su due diverse sentenze che riguardano identiche questioni di diritto.

2. Il presente contenzioso investe le agevolazioni, di cui si dirà, in favore di una centrale di cogenerazione di energia elettrica e calore sita in Nera Montoro.

Tale centrale, già di titolarità di Edison s.p.a., è stata conferita in data 1° febbraio 2008 a società appositamente costituita, la CO Energy Power s.r.l., poi denominata Cofatech Energia s.r.l.

Le quote di tale società sono state interamente cedute, in data 8 aprile 2008, alla Cofatech Servizi s.p.a., con cessione dell’intero ramo di azienda, comprensivo dei contratti relativi, tra cui la convenzione ai sensi del CIP 6.

La centrale è alimentata in parte da gas naturale e, in altra parte, da una miscela di gas di risulta provenienti dalle lavorazioni industriali del vicino stabilimento chimico della Yara s.p.a. che produce ammoniaca.

Il fatto che per la produzione di elettricità e calore l’impianto di Nera Montoro utilizzi scarti di lavorazione provenienti da altri stabilimenti industriali (“off gas”) comporta dei vantaggi sia in termini ambientali, derivanti dalle minori immissioni inquinanti in atmosfera, sia in termini di risparmio energetico, poiché diminuisce il fabbisogno di gas naturale necessario per la sua alimentazione.

E’ proprio per tali ragioni che la s.p.a. Edison, in qualità di operatore attivo nel mercato della produzione di energia elettrica, ha beneficiato di un regime di favore.

Invero, l’utilizzazione di combustibili di processo o residui è considerata come fonte assimilata a quelle rinnovabili ai fini della applicazione dei “prezzi incentivati” previsti dall’art. 22, l. n. 9/1991 e della delibera attuativa n. 6/1992 del Comitato interministeriale prezzi la quale prevede a tal fine uno specifico parametro di consumo energetico (denominato “Ien” ed esprimente il rapporto fra energia elettrica prodotta ed energia immessa nell’impianto attraverso combustibili fossili commerciali) che dà diritto a diversi livelli di incentivazione a seconda che l’indice risulti uguale o superiore a 0,51%, oppure si attesti fra lo 0,51% e lo 0,61%, oppure ancora risulti superiore anche a tale ultima percentuale.

L’assimilazione dell’utilizzo di combustibili residui di processo alle fonti rinnovabili assume rilievo anche ai fini della disciplina della “cogenerazione” prevista dall’art. 2, co. 8, d.lgs. n. 79/1999 in base alla quale i produttori e gli importatori di energia elettrica che facciano utilizzo di energie rinnovabili secondo gli indici stabiliti dalla delibera dell’Autorità per l’energia elettrica e il gas (d’ora innanzi AEEG) n. 42/2002 (“IRE” e “LT”) sono esonerati dall’obbligo di immettere in rete una quota di energia prodotta da impianti alimentati da fonti rinnovabili, o dall’obbligo, alternativo al primo, di acquistare un equivalente numero di cd. “certificati verdi”.

L’impianto di Nera Montoro è stato oggetto di una verifica ispettiva per gli anni 1998-2006 in relazione alla corretta applicazione dei prezzi incentivati di vendita della energia elettrica ai sensi della delibera CIP n. 6/1992 e della sussistenza del diritto all’esenzione dall’acquisto di certificati verdi prescritto dall’art. 11, d.lgs. n. 79/1999.

Il nucleo ispettivo, incaricato del controllo, ha analizzato il processo di alimentazione della centrale di Nera Montoro accertando che il gas inviato ad Edison dall’impianto Yara proviene da quattro diverse correnti, ciascuna facente capo ad un distinto processo di produzione dell’ammoniaca.

Il nucleo si è in particolare soffermato sulla fase di “reforming” nella quale i gas di risulta provenienti da altri stadi del processo di lavorazione dell’ammoniaca vengono riutilizzati dalla stessa Yara che deve però miscelarli con del gas naturale (o “puro”) al fine di diluire la quantità di idrogeno in esso presente la cui elevata concentrazione potrebbe dar luogo al rischio di esplosioni.

La quantità in eccesso della miscela di gas di risulta e gas naturale prodotta per l’alimentazione del forno di reforming viene ceduta da Yara alla centrale di Nera Montoro.

Con riferimento alla cessione di siffatta miscela gli ispettori hanno tuttavia ritenuto che non tutto il gas di cui essa si compone può considerarsi come “off gas”, dovendosi, invece scorporare la parte di essa che, effettivamente, proviene dalle altre fasi di produzione della Yara, dal gas naturale che, secondo gli ispettori, non potrebbe in alcun modo essere considerato come scarto di lavorazione ai fini della applicazione degli incentivi Cip n. 6/1992 e della esenzione dall’acquisto dei certificati verdi previsti dalla disciplina della “cogenerazione”.

Le analisi sviluppate dal Nucleo ispettivo hanno concluso che il gas naturale di provenienza commerciale rappresentava in volume una percentuale pari a circa il 54% del totale dell’off-gas fornito allo stabilimento di Nera Montoro.

Sulla base dei predetti rilievi ispettivi la Direzione Vigilanza e Controllo dell’AEEG con nota in data 30 gennaio 2009 ha ritenuto che:

– con riferimento agli anni dal 1998 al 2006 la condizione tecnica di assimilabilità di cui al provvedimento Cip n. 6/1992 è stata rispettata, avendo l’impianto conseguito in ciascuno di tali anni un indice energetico Ien maggiore di 0,51. Tuttavia nel periodo dal 2000 al 2006 il valore energetico misurato attraverso il suddetto indice risulta essere inferiore a 0.60 in contrasto con quanto dichiarato dalla Edison (considerando come off gas tutte le immissioni gassose provenienti dalla sezione reformer dello stabilimento Yara).

– con riferimento alla produzione relativa agli anni 2002, 2003 e 2004 non risultano soddisfatte le condizioni minime previste dalla delibera AEEG n. 42/2002 per il riconoscimento della condizione di cogenerazione.

Con la medesima nota si è, quindi, ritenuto necessario il recupero amministrativo nei confronti della Edison della differenza fra i costi incentivati di ritiro dell’energia elettrica correlati all’indice Ien superiore a 0,60 e quelli riconoscibili per gli impianti alimentati da fonti assimilate con indice energetico compreso fra 0,51 e 0,60.

Si è ritenuto inoltre necessario che il Gestore del sistema elettrico (d’ora innanzi anche GSE) assoggetti la s.p.a. Edison all’obbligo previsto dall’art. 11, l. n. 79/1999 (immissione nella rete di una certa quantità di energia prodotta da fonti rinnovabili o acquisto di una corrispondente quantità di certificati verdi).

Alla predetta nota hanno fatto seguito:

– la lettera del GSE in data 17 marzo 2009 con cui si chiedeva alla Edison di annullare le quantità di energia esentate dall’obbligo di cui all’art. 11, d.lgs. n. 79/1999 prodotte negli anni 2002, 2003 e 2004 rimettendosi in linea con gli obblighi previsti dall’art. 22 del citato decreto anche attraverso l’acquisto di corrispondenti quantità di certificati verdi;

– la lettera della Cassa conguaglio per il settore elettrico in data 27 marzo 2009 con la quale veniva richiesto alla Edison il pagamento della differenza fra il prezzo incentivato della energia ad essa pagato dal GSE con riferimento alla fascia energetica superiore a 0,60 Ien e quello che, invece, avrebbe dovuto essere correttamente applicato in base alla rideterminazione della fascia energetica di riferimento nel range fra 0,51 e 0,60 Ien.

3. La delibera dell’AEEG in data 30 gennaio 2009 e la lettera del GSE in data 17 marzo 2009 sono state impugnate dalla Edison con ricorso principale al Tar Lombardia – Milano, mentre la richiesta di rimborso della Cassa conguagli per il settore elettrico in data 27 marzo 2009 è stata gravata con motivi aggiunti.

A sua volta Cofatech Energia s.r.l. ha proposto un autonomo ricorso al medesimo Tar avverso la medesima delibera dell’AEEG e gli atti presupposti, ivi compresa la nota della Cassa conguaglio del settore elettrico del 2 settembre 2008.

4. Il Tar ha reso due distinte pronunce, la n. 4913/2009 sul ricorso di Edison s.p.a. e la n. 4914/2009 sul ricorso di Cofatech Energia s.r.l.

Le due sentenze accolgono i ricorsi, per identiche ragioni e per l’effetto annullano gli atti impugnati.

La sentenza resa nei confronti di Edison disattende il motivo di ricorso con cui si deduceva l’estraneità di Edison alla controversia, a seguito della cessione dell’azienda.

5. Contro la sentenza n. 4913/2009 risultano proposti i seguenti appelli:

– appello principale n. 1829/2010 proposto dall’AEEG;

– appello principale n. 1940/2010 proposto dal Gestore dei servizi elettrici s.p.a.;

– due appelli incidentali subordinati proposti da Edison s.p.a., in relazione ai due appelli principali;

6. Contro la sentenza n. 4914/2009 risultano proposti i presenti appelli:

– appello principale n. 1831/2010 proposto dall’AEEG;

– appello principale n. 1938/2010 proposto dal Gestore dei servizi elettrici s.p.a.

7. I quattro appelli principali possono essere esaminati congiuntamente, proponendo contro la sentenza censure di analogo tenore.

7.1. Entrambi i ricorsi di primo grado lamentavano violazione e falsa applicazione dell’art. 22, co. 1, l. n. 9/1991, del Titolo I della deliberazione Cip n. 6/1992, dell’art. 11, co. 2, d.lgs. n. 79/1999, degli artt. 1, co. 1, 1 lett. d) e p), e co. 2 lett. a) della delibera AEEG n. 42/2002, carenza di presupposti, errore di fatto, contraddittorietà, illogicità manifesta irragionevolezza.

Il nucleo ispettivo avrebbe errato nel considerare separatamente il gas naturale e quello di risulta facenti parte della miscela destinata ad alimentare il forno di reformer dello stabilimento Yara e, per la parte in eccesso, la centrale di Nera Montoro.

Invero, dal “mixaggio” di gas naturale e gas risultante dalle altre fasi di produzione della ammoniaca, necessario ai fini della diluizione della elevata concentrazione di idrogeno presente in quest’ultimo, deriva una miscela che sarebbe da considerarsi essa stessa come off gas in tutte le sue componenti. E ciò in quanto tale miscela, se non fosse riutilizzata nel processo produttivo della centrale di cogenerazione dovrebbe essere dispersa nell’ambiente.

Per di più la miscelazione consente di recuperare anche la percentuale di off gas prodotta dalle altre fasi di lavorazione dello stabilimento Yara, evitando così che l’alimentazione del forno di reforming debba avvenire esclusivamente attraverso gas naturale.

7.2. Il Tar ha fatto propria tale tesi, osservando che:

– le contrapposte posizioni delle parti dipendono da una diversa interpretazione della nozione di “combustibile fossile commerciale” che concorre, a differenza dell’off gas, al calcolo del parametro Ec dell’indice Ien;

– secondo la tesi dell’AEEG, il combustibile fossile commerciale rimane tale fino a quando conserva intatte le sue “caratteristiche chimiche” ed “energetiche”, con la conseguenza che nell’ambito della miscela che alimenta il forno di reforming (e, nella parte eccedente la centrale di cogenerazione di Nera Montoro) il gas naturale mescolato con quello di risulta continua a rimanere un’entità autonoma e distinguibile ai fini della determinazione del parametro Ec;

– le ricorrenti in primo grado sostengono che la nozione di combustibile fossile commerciale presa in considerazione dalla delibera Cip n. 6/1992 per la determinazione dell’indice Ien debba essere intesa in senso economico funzionale. Rileva, quindi, il fatto che, sotto il profilo economico, la miscela che viene composta per l’alimentazione del forno di reforming non costituisce una fonte di energia primaria ma uno scarto di lavorazione che, se non reimpiegato nel processo di cogenerazione della centrale di Nera Montoro, dovrebbe essere disperso nell’ambiente;

– andrebbe accolta la seconda interpretazione, in quanto conforme alla ratio della incentivazione disposta dall’art. 22, l. n. 9/1991, dalla delibera Cip n. 6/1992, nonché dalla disciplina della cogenerazione prevista dal d.lgs. n. 79/1999;

– le richiamate norme, infatti, sono dirette a favorire un riutilizzo nel processo di produzione dell’energia elettrica di combustibili di processo o residui per ottenere un risparmio energetico e un beneficio ambientale. A tali fini risulta, quindi, irrilevante il fatto che il gas naturale utilizzato per una determinata fase di un procedimento industriale mantenga o meno inalterate le sue proprietà chimiche al termine del ciclo. Ciò che conta è, invece, se tale gas, anche al termine del ciclo produttivo, possa ancora essere considerato dal punto di vista economico, come un bene del tutto equivalente al gas commerciale. Cosa che, nel caso di specie, non accade con riferimento alla miscela proveniente dalla sezione reforming dello stabilimento Yara;

– non avrebbe inoltre pregio la tesi dell’AEEG secondo cui, considerando la miscela nella totalità della sue componenti come off gas si legittimerebbero pratiche scorrette da parte di impianti che utilizzando quantità rilevanti di gas naturale miscelate con quantità minime di combustibili di processo, conseguirebbero artatamente indici IEN ed incentivi elevati, senza determinare alcun sostanziale risparmio energetico in termini di sostituzione o riduzione dell’uso di combustibili fossili, in quanto il verificarsi di ipotetiche pratiche scorrette non dipende in realtà dalla quantità più o meno elevata di gas naturale che può essere presente nella miscela (quantità che, in ogni caso, nel caso di specie è pari al 54%), ma potrebbe casomai ricollegarsi ad un uso di combustibile fossile eccedente rispetto alle necessità del processo produttivo primario al solo fine della sua successiva cessione allo stabilimento che beneficia degli incentivi; si tratterebbe, di una fattispecie fraudolenta che non è stata accertata o contestata negli atti impugnati e che, pertanto, non potrebbe essere presa in considerazione dall’organo giudicante.

7.3. Con gli atti di appello si lamenta che:

a) a fronte di valutazioni tecniche complesse e opinabili, il giudice non può sostituirsi all’Amministrazione; il Tar sarebbe incorso in eccesso di potere giurisdizionale, sostituendosi inammissibilmente all’AEEG;

b) il Tar avrebbe fornito una erronea interpretazione della nozione di “combustibile fossile commerciale”, in termini “economico – funzionale”, senza considerare che ai fini dell’indice IEN i combustibili fossili commerciali e quelli di processo o residui hanno un trattamento differenziato, e che il gas naturale è uno di quei combustibili fossili commerciali che la disciplina mira a sostituire con fonti energetiche alternative;

c) inoltre il gas naturale, a differenza di quanto afferma il Tar, non si trasforma in un residuo a seguito della miscelazione con l’off-gas;

d) la tesi del Tar accoglie una nozione troppo ampia di off-gas: paradossalmente una miscela con l’1% di off-gas e il 99% di combustibile fossile commerciale andrebbe considerata integralmente come residuo;

e) in relazione al ricorso di primo grado di Cofatech, l’appello n. 1938/2010 del GSE lamenta inoltre che lo stesso avrebbe dovuto essere dichiarato inammissibile per difetto di interesse, atteso che il provvedimento ha per destinataria solo la società Edison.

8. Gli appelli principali sono fondati.

8.1. Si può prescindere dall’esame della questione dell’ammissibilità del ricorso di primo grado di Cofatech, essendo tale ricorso, come quello di Edison, infondato nel merito.

8.2. La questione controversa è se il gas naturale prelevato direttamente dalla rete SNAM, miscelato con l’off-gas all’interno dello stabilimento della società YARA (nel c.d. drum-1108) ed utilizzato dall’impianto di Nera Montoro sia qualificabile come combustibile fossile commerciale o come gas di recupero (di processo o di risulta).

8.3. Alla luce della delibera Cip 6/1992 e della delibera dell’AEEG n. 42/2002, il Collegio ritiene che la tesi seguita dall’Autorità, nel senso che il gas naturale vada comunque nella specie qualificato come combustibile fossile commerciale, sia frutto di una valutazione ad essa riservata e immune da vizi logici e di travisamento.

8.4. La ratio della normativa nel settore è la riduzione dei consumi dei combustibili fossili di importazione, tra cui il gas naturale, incentivando al contempo la sostituzione di tali combustibili con fonti energetiche alternative.

Le condizioni tecniche di assimilabilità a fonti rinnovabili sono definite dal provvedimento Cip n. 6/1992.

L’indice energetico IEN tiene conto di energia elettrica utile e energia termica utile prodotte nell’impianto e dell’energia immessa attraverso i combustibili fossili commerciali.

L’indice IEN è tanto maggiore quanto minore è il valore dell’energia da combustibile fossile commerciale e quanto maggiore è l’utilizzo di combustibili di scaro, residui o di processo, ad integrazione o in sostituzione dei combustibili fossili commerciali.

Il sistema di incentivazione della produzione di energia da fonti alternative è stato innovato dal d.lgs. n. 79/1999 che ha definito la cogenerazione come “la produzione combinata di energia elettrica e calore alle condizioni definite dall’Autorità per l’energia elettrica e il gas, che garantiscano un significativo risparmio di energia rispetto alle produzioni separate” (art. 2, co. 8).

Le condizioni sono state definite dall’AEEG con delibera 19 marzo 2002 n. 42/2002, e sono ancorate non all’indice IEN ma all’indice di risparmio di energia IRE e al limite termino LT.

L’indice IRE consente di valutare il risparmio effettivo di energia primaria, contenuta nei combustibili fossili commerciali, conseguito da un impianto di cogenerazione rispetto alle produzioni separate delle stesse quantità di energia elettrica e calore.

L’IRE è calcolato tenendo contro tra l’altro del rendimento elettrico netto medio annuo dell’impianto, che è i rapporto tra la produzione annua netta di energia elettrica e l’energia primaria del combustibile immessa annualmente nell’impianto, e tale rapporto dipende anche dal tipo di combustibili utilizzati nell’impianto (tabella sub art. 2, co. 2, delibera n. 42/2002).

8.5. Da tali atti non si evince che si fa riferimento ad una nozione “economica”, e non piuttosto naturalistica, di combustibile fossile commerciale.

E’ ragionevole, allora, la valutazione dell’AEEG che accoglie una nozione naturalistica.

8.6. Se la ratio legis è incentivare la riduzione del consumo del combustibile fossile commerciale, è ragionevole la valutazione dell’Autorità, secondo cui i quantitativi di esso utilizzati in miscela con off-gas, non possono essere equiparati all’off-gas.

La circostanza che esista un vincolo tecnico nel senso che l’off-gas non è utilizzabile se non miscelato con il gas naturale, non incide sui termini della questione, perché comunque i benefici sono circoscritti al solo utilizzo di off-gas, e perché la “miscelazione” del gas naturale, diversamente dai processi di lavorazione, non incide sulle caratteristiche tecniche e sul potere calorifico del gas naturale.

Il concetto di riutilizzo presuppone lo sfruttamento di un residuo di lavorazione, laddove la miscelazione del gas naturale non ne comporta la trasformazione, sicché si esula dalla nozione di riutilizzo.

9. L’accoglimento degli appelli principali impone al Collegio di passare all’esame dell’appello incidentale subordinato proposto da Edison, contro il capo di sentenza che ha respinto il primo motivo del suo ricorso di primo grado.

9.1. In prime cure Edison aveva lamentato violazione e falsa applicazione degli artt. 2555, 2558 e 2560 c.c.; dato che la centrale di Nera Montoro era stata trasferita ad altra società, si sarebbe verificata la successione nei contratti in corso, ivi compresa la convenzione stipulata ai sensi della delibera Cip n. 6/1992 con il Gestore del sistema elettrico nazionale per il ritiro dell’energia prodotta a prezzi incentivati. Ne conseguirebbe che tutte le obbligazioni che trovano fonte in detto contratto non farebbero più capo alla Edison ma alla CO Energy Power S.r.l. a cui, pertanto, l’AEEG e GSE s.p.a. avrebbero dovuto indirizzare le proprie pretese.

9.2. Il Tar ha disatteso tali censure osservando che il titolo su cui si fonda la pretesa di rimborso di parte del prezzo pagato dal GSE ad Edison per il ritiro dell’energia elettrica prodotta in regime di convenzione Cip n. 6/1992 non può a rigore considerarsi come un’obbligazione direttamente scaturente da detta convenzione, trattandosi, piuttosto, di ripetizione di un indebito oggettivo se non addirittura di azione di arricchimento senza causa (provenendo la pretesa non dal solvens ma da un diverso soggetto, la CCSE, che si è fatto carico del costo finale dell’indebito pagamento) che senza dubbio non può rientrare nel paradigma dell’art. 2558 c.c.

In ogni caso la ratio che ispira la predetta norma è quella di porre a carico del cessionario dell’azienda quelle obbligazioni contrattuali a cui corrispondono controprestazioni non ancora eseguite, ipotesi del tutto diversa dal caso di specie nel quale la società conferitaria è rimasta del tutto estranea al sinallagma al quale si riferisce l’azione di recupero promossa dalla Cassa di conguaglio.

9.3. L’appellante incidentale critica tale capo di sentenza osservando che nella fattispecie deve trovare applicazione l’art. 2558 c.c., in virtù del quale i contratti in corso inerenti l’esercizio dell’azienda si trasferiscono al cessionario; si tratterebbe di fenomeno successorio nei contratti in corso, ivi compresi i debiti da esso scaturenti.

In secondo luogo l’appellante incidentale ritiene erronea l’affermazione del Tar secondo cui l’art. 2558 sarebbe applicabile solo alle obbligazioni contrattuali cui corrispondono controprestazioni non ancora eseguite, in quanto presupposto applicativo dell’art. 2558 è che vi sia un contratto in corso, e dovendosi assimilare ad un contratto la convenzione Cip 6.

Infine, erroneamente il Tar si riferirebbe ad un indebito derivante dal regime pubblicistico di incentivazione piuttosto che da un rapporto contrattuale, atteso che una volta che l’erogazione pubblica è stata disposta, sorge tra p.a. e privato un rapporto obbligatorio di tipo civilistico.

9.4. Il mezzo è infondato.

Ai sensi dell’art. 2558 c.c., in caso di alienazione di azienda l’acquirente subentra nei contratti stipulati per l’esercizio dell’azienda stessa, che non abbiano carattere personale, e salvo che sia diversamente pattuito.

Ai sensi dell’art. 2560 c.c., l’alienante l’azienda non è liberato dai debiti inerenti l’esercizio dell’azienda ceduta anteriori al trasferimento, se non risulta che i creditori vi hanno consentito.

La giurisprudenza ha chiarito il rispettivo ambito di applicazione delle due disposizioni, in relazione ai debiti “puri” e ai debiti derivanti da “contratti in corso”.

In caso di trasferimento d’azienda, l’alienante non è liberato dai debiti relativi all’azienda ceduta, e si applica pertanto l’art. 2560 c.c. soltanto quando si tratta di debiti “pur”», non derivanti cioè da contratti a prestazioni corrispettive, o comunque derivanti da tale tipo di contratti, allorquando la controprestazione sia stata già eseguita; risponde, pertanto, solidalmente con l’acquirente di quei debiti cui non si contrappongono in un rapporto di sinallagma contrattuale suoi crediti attuali verso il contraente ceduto [Cass. civ., sez. II, 20 luglio 1991 n. 8121].

In tema di affitto di azienda, la norma di cui all’art. 2560 c.c., secondo la quale l’alienante non è liberato dai debiti relativi all’azienda affittata, si applica solo qualora si tratti di debiti in sé soli considerati, non ricollegati, cioè, a posizioni contrattuali non ancora definite [Cass. civ., sez. I, 16 giugno 2004 n. 11318].

Ora, nel caso di specie, se è vero che il rapporto derivante dalla convezione Cip 6/1992 è ancora “in corso” e in esso è subentrata la società acquirente dell’azienda, è tuttavia indubbio che si è in presenza di un rapporto di durata, e che il debito derivante dall’esito della verifica ispettiva si riferisce ad una fase esaurita del rapporto, e che a fronte di tale debito non vi è un credito attuale, ma un credito già soddisfatto in passato.

Riferendosi il debito ad una situazione pregressa cronologicamente ben definita, la fattispecie è regolata non dall’art. 2558 bensì dall’art. 2560 c.c., con la conseguenza che Edison non è liberata dal debito, in difetto di prova di consenso del creditore.

10. In conclusione, vanno accolti gli appelli principali e respinti quelli incidentali.

Avuto riguardo alla novità delle questioni, le spese di entrambi i gradi di giudizio possono essere interamente compensate.

P.Q.M.

Il Consiglio di Stato in sede giurisdizionale (Sezione Sesta) definitivamente pronunciando sugli appelli principali e incidentali in epigrafe:

riunisce gli appelli;

accoglie i quattro appelli principali;

respinge i due appelli incidentali;

compensa interamente tra le parti le spese di entrambi i gradi di giudizio.

Ordina che la presente sentenza sia eseguita dall’autorità amministrativa.

Così deciso in Roma nella camera di consiglio del giorno 24 maggio 2011 con l’intervento dei magistrati:

Giancarlo Coraggio, Presidente
Rosanna De Nictolis, Consigliere, Estensore
Maurizio Meschino, Consigliere
Roberto Garofoli, Consigliere
Gabriella De Michele, Consigliere

DEPOSITATA IN SEGRETERIA Il 31/05/2011

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