I tentativi di superare i limiti derivanti dal policentrismo regolatorio

Il problema di fondo che qualunque intervento settoriale in tema di programmazione infrastrutturale deve affrontare, riguarda l’assenza di un chiaro e univoco mandato da parte del legislatore teso a trasferire a livello federale tutte, o molte delle competenze necessarie. In diverse occasioni, infatti, proposte che si muovevano in tale direzione sono state oggetto di ostruzionismo da parte di numerosi parlamentari e di un forte contrasto politico da parte di quegli Stati caratterizzati da mercati energetici non ancora completamente liberalizzati487.

Un’eccezione è rappresentata dall’Energy Policy Act del 2005 (EPA) che, inserendosi all’interno di un più ampio progetto legislativo volto ad accentrare nella FERC tutti i poteri di regolazione federale relativi al comparto energetico, conteneva importanti disposizioni tese a superare la frammentarietà del quadro autorizzatorio in materia di infrastrutture di produzione e trasmissione di energia elettrica. A tal fine, la FERC è stata dotata del potere di rilasciare autorizzazioni generali alla costruzione di nuove linee di trasmissione elettrica interstatali (o alla modifica di quelle esistenti) all’interno di corridoi di trasmissione elettrica di interesse nazionale (“national interest transmission corridors”) preventivamente individuati dal Dipartimento dell’energia in quanto caratterizzati da problemi di congestione o insufficiente capacità di trasmissione488. Questo potere, tuttavia, è esercitabile esclusivamente in caso di inerzia da parte della competente autorità statale,

participants and state regulators have refused to adopt the FERC model. With the exception of the now controversial and abandoned effort to restructure the California market, there has been no meaningful restructuring of electricity markets in the West or Southeast. In those regions, most utilities continue to operate as vertically integrated monopolies».

486 _{Sui limiti delle RTOs, in generale, si veda R. J. Pierce, Jr., Why FERC Must Mandate Efficiently-} Structured ISOs-Now!, in Elec. J., 12, 1999, 49; Id., Regional Transmission Organizations: Federal Limitations Needed For Tort Liability, in Energy L. J., 23, 2002, 62 ss.

487 _{É il caso dell’American Clean Energy and Security Act of 2009 (H.R. 2454 of the 111th Congress)}

che, approvato con una maggioranza risicata in prima lettura dalla Camera dei rappresentanti, non fu mai neanche presentato al Senato. La legge, se varata, avrebbe obbligato entro il 2020 i produttori di energia elettrica a soddisfare la propria domanda per almeno il 20% attraverso energie rinnovabili. Il provvedimento, inoltre, avrebbe modernizzato la rete elettrica, delegando alla FERC la funzione di determinare i principi generali cui la pianificazione delle reti su tutto il territorio nazionale si sarebbe dovuta ispirare.

488 _{Il DOE è chiamato a individuare «any geographic area experiencing electric energy transmission}

capacity constraints or congestion that adversely affects consumers as a national interest electric transmission corridor».

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prolungatasi per più di un anno dal ricevimento della richiesta di autorizzazione, o nel caso in cui uno Stato abbia approvato il progetto ma a condizioni economicamente non sostenibili o comunque tali da non ridurre significativamente i problemi di congestione interstatale489. La commissione è stata però “ingabbiata” nel concreto esercizio di tale competenza (c.d. “backstop siting authority”), soprattutto in seguito ad alcune pronunce giurisprudenziali che hanno interpretato restrittivamente le disposizioni dell’EPA, impedendo di fatto alla FERC di autorizzare la costruzione di nuove reti scavalcando l’intervento delle competenti autorità statali490.

L’EPA, infine, permette a tre o più Stati di accordarsi per la creazione di un’agenzia regionale comune per l’ubicazione delle linee di trasmissione trans-statali. Gli Stati sarebbero in teoria incentivati alla costituzione di tali organismi condivisi: la FERC, infatti, non può esercitare la propria “backstop authority” e autorizzare la costruzione di nuove linee in uno Stato parte di tali accordi491. Anche in questo caso, però, il mancato esercizio del potere autorizzatorio generale da parte della FERC ha di fatto posto nel nulla tale incentivo e, a oggi, nessuna agenzia condivisa è stata istituita.

489 _{Energy Policy Act, Section n. 1221 (16 U.S.C. § 824p(a) (2008). Cfr. Barton, L. K. Barrera-}

Hernandez, A. R. Lucas, A. Ronne (ed.), Regulating Energy and Natural Resources, op. cit., 120-121, che evidenziano come alla base della misura vi fosse la necessità di superare gli atteggiamenti ostruzionistici degli stati, spesso vittime della c.d. “sindrome NIMBY” (Not in my back-yard) rispetto alla costruzione di nuove infrastrutture sui propri territori. Un’ulteriore ragione a supporto del tentativo di accentramento in capo alla FERC delle suddette funzioni deve individuarsi nel blackout che interessò nel 2003 gli stati del nord-est e del Midwest, facendo rimanere circa 50 milioni di persone senza elettricità in stati come Ohio, New York, Michigan, Connecticut, New Jersey e Massachussets. Per il rapporto di causa-effetto tra il

blackout e la riforma contenuta nell’EPA del 2005, si veda l’House Energy and Commerce Committee Report on the Legislation (H.R. Rep. No. 109-215, at 171 (2005). L’EPA, inoltre, attribuì al Segretario del DOE e

alle altre autorità federali responsabili a rilasciare le autorizzazioni necessarie alla costruzione di reti di trasmissione, il compito di cooperare e implementare le procedure volte velocizzare e ottimizzare i processi conseguenti alla richiesta di localizzazione di nuove linee sui territori federali.

490 _{Cfr. G. Bellantuono, op. cit., 74. In questo senso, per esempio, si è espressa la U.S. Court of} Appeal for the Fourth Circuit nel primo caso riguardante la “backstop authority” della FERC nel caso Piedmont Environmental Council v. FERC (558 F.3d 304, 314 (4th Cir. 2009). In questo caso, alcuni stati

ritenevano, e la Corte con loro, che la FERC non avesse interpretato in modo corretto (ma anzi arbitrario) la norma che la autorizzava a intervenire in sostituzione delle amministrazioni statali in caso di inerzia di queste ultime, ritenendo inclusa in tale fattispecie anche la diversa ipotesi in cui una richiesta di autorizzazione fosse pervenuta allo Stato competente e successivamente oggetto di diniego. Ciò, da un punto di vista pratico, concede agli Stati la facoltà di evitare applicazione della Section 1221 dell’EPA semplicemente negando ogni richiesta di autorizzazione alla costruzione di nuove linee di trasmissione, «rather than taking too long to act or conditioning an approval excessively». In questi termini, D. Swanstrom, M. M. Jolivert, Doe Transmission

Corridor Designations & Ferc Backstop Siting Authority: Has the Energy Policy Act of 2005 Succeeded in Stimulating The Development of New Transmission Facilities?, in Energy L. J., 30, 2009, 449. Già nel 2007,

inoltre, il DOE aveva per la prima volta individuato due corridoi di trasmissione interstatale, uno nel sud-est (dall’Arizona alla California) e l’altro nell’area atlantica (dallo Stato di New York a Washington D.C.). Nel 2011, tuttavia, la Corte di Appello federale del nono circuito considerò illegittime le designazioni effettuate dal Dipartimento, in quanto non aveva adeguatamente consultato le autorità degli Stati interessati (Cal.

Wilderness Coal. v. U.S. Dep't of Energy, 631 F.3d 1072, 1079(9th _{Cir. 2011).} 491 _{Energy Policy Act of 2005, Pub. L. 109-58, § 1221(i)(4).}

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Nel 2007 si è registrato un nuovo tentativo di incoraggiare una pianificazione delle infrastrutture ispirata a principi e obiettivi comuni, con l’adozione da parte della FERC dell’Order n. 890492. Tale provvedimento aveva il fine di correggere alcune inadeguatezze riscontrate nel funzionamento del sistema di programmazione delle linee di trasmissione inaugurato con il precedente Order n. 888, che si era rivelato insufficiente sia sul piano dell’eliminazione delle discriminazioni all’ingresso nel mercato, sia su quello dell’attrazione degli investimenti necessari a evitare il ripetersi di fenomeni di congestione e aumento dei prezzi al consumo.

La FERC introdusse diverse modifiche al processo di pianificazione delle reti da parte delle autorità statali e delle RTOs, stabilendo innanzitutto l’obbligo di definire piani di sviluppo coerenti con i principi di trasparenza (indicando i criteri e i dati da utilizzare nella definizione dei piani di trasmissione, oltre a ulteriori doveri informativi) e partecipazione da parte di tutti gli stakeholders coinvolti e interessati. Nonostante il significativo miglioramento che tale provvedimento ha apportato al sistema di pianificazione delle infrastrutture elettriche, soprattutto a livello regionale, la commissione ne ha anche evidenziato a più riprese i limiti (soprattutto sul piano degli investimenti ancora necessari a ristrutturare tutto il sistema di trasmissione degli Stati Uniti), derivanti in gran parte dalla inesistenza di un obbligo legale per i gestori delle reti di rispettare i principi di pianificazione, con la conseguente necessità di varare riforme più incisive493.

L’ultimo rilevante intervento in ordine di tempo, sempre contenuto in un provvedimento amministrativo della FERC e non in un atto legislativo del Congresso, è rappresentato dall’Order n. 1000494, adottato nel 2011 proprio per porre rimedio alle deficienze dimostrate dal precedente provvedimento. Tale atto si è dimostrato l’intervento

492 _{Preventing Undue Discrimination and Preference in Transmission Service, Order No. 890, FERC}

Stats. & Regs. 31,241, p. 422 (March 5th _2007).

493 _{Cfr. N. A. McTyre, FERC’s Order No. 1000 From a Historical Perspective: Restructuring and} Reorganization of Electric Transmission Markets From 1996 Until Present, Geo. Wash. J. Energy & Envtl. L., 2015, 52, che afferma come «[w]ithout a mandatory regional transmission planning process, transmission

providers would not have enough information to determine which projects could most efficiently satisfy regional needs». Inoltre, «existing transmission planning processes failed to account for public policy requirements established bystate or federal law, such as renewable energy standards, resulting in inadequate opportunity for transmission providers to integrate renewable generation resources into the transmission system». L’ulteriore limite dell’Order n. 890 (ma anche dell’antecedente Order n. 888), consisteva, infine, nell’incapacità di porre fine o comunque di limitare in maniera determinante l’insorgere di atteggiamenti discriminatori nei confronti degli operatori non-incumbent che, seppure intenzionati a implementare piani e programmi di sviluppo delle reti a livello regionale o in alcune aree, vi erano impossibilitati dall’atteggiamento di chiusura da parte dei proprietari delle reti esistenti (c.d. “right of refusal”).

494_{Transmission Planning and Cost Allocation by Transmission Owning and Operating Public} Utilities,Order No. 1000, 136 Ferc, 61, 051, July 21st _2011.

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maggiormente avanzato sulla strada della definizione di principi comuni in materia di reti e infrastrutture a livello macro-regionale.

Ogni gestore di reti di trasmissione495 è obbligato a partecipare a un procedimento di pianificazione regionale, per programmare la costruzione e localizzazione delle relative infrastrutture, in maniera da soddisfare i principi contenuti nell’Order n. 890496. Tali processi di pianificazione dovranno condurre all’approvazione di piani regionali che tengano in considerazione le esigenze di natura pubblica e gli obiettivi fissati a livello locale, statale o federale497. I gestori operanti in regioni di confine dovranno coordinarsi qualora vi sia la possibilità di adottare soluzioni condivise che si dimostrino più efficienti rispetto alle esigenze di trasmissione498. La commissione, infine, obbliga i gestori a eliminare ogni diritto di prelazione sulla realizzazione di nuove reti (“right of first refusal”) a favore degli operatori incumbent, individuati dai piani regionali499_.

Come testimoniato dall’Order n. 1000, la completa assenza di un livello di regolazione nazionale sugli interventi da realizzare sulle infrastrutture elettriche, funzionale a modernizzare il sistema infrastrutturale statunitense, attraendo i necessari investimenti privati, rappresenta un problema cui non si è cercato di dare risposta (né si è potuto) attraverso una totale allocazione delle relative competenze in capo al regolatore federale, sottraendo spazio agli Stati. Si è tentato, piuttosto, di inserire degli elementi “gerarchici” all’interno dell’assetto esistente, finalizzati a correggerne l’altrimenti assoluto policentrismo (difficile sperare, infatti, in un coordinamento spontaneo e “dal basso” da parte degli Stati), aumentando il ruolo della FERC almeno nella definizione di principi e obiettivi generali500.

495 _{Il provvedimento parla di “public utility transmission provider”, riprendendo la terminologia del}

Federal Power Act che, appunto, si riferisce a questi ultimi come «any person who owns or operates facilities [for the transmission of electric energy in interstate commerce and for the sale of electric energy at wholesale in interstate commerce] subject to the jurisdiction of the Commission».

496 _{Order No. 1000, FERC Stats. &Regs. 1 31,323, p. 146.} 497 _{Id, p. 203.}

498 _{Id, p. 63.}

499 _{Cfr. N. A. McTyre, op. cit., 54. Il ROFR viene definito come «a right of an incumbent transmission}

owner to construct, own, or propose a cost recovery mechanism for a new transmission project located within its own retail service territory».

500 _{È questo l’approccio definito “cooperative federalism”, in cui, secondo una logica top-down, «the}

federal government sets the basic policy goals of a regulatory scheme, but states rather than federal subordinates are enlisted to carry out the mandate. These states are generally given some latitude in enforcement as long as they stay within the broad confines of the federal guidelines». Così, D. A. Lyons,

Federalism and the Rise of Renewable Energy: Preserving State and Local Voices in the Green Energy Revolution, in Case W. Res. L. Rev., 64, 2013-2014, 1651.

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Un diverso approccio, invece, è stato seguito cercando di istituire dei livelli decisionali intermedi tra quello federale e quello statale, come nel caso dei piani di trasmissione regionali previsti dall’Order n. 1000501. Il potere di autorizzare la costruzione di nuove infrastrutture (siting authority), indipendentemente dalla programmazione degli interventi da effettuare sulle reti di trasmissione, rimane però dislocata in capo agli Stati. Una maggiore integrazione a livello regionale tra le due funzioni sarebbe necessaria, ma non si può attribuire alle RTOs, e alla loro funzione di pianificazione su base volontaria, una tale responsabilità visto che, in quanto soggetti non statali, difettano della necessaria autorità e legittimazione.

Una “regional governance” delle infrastrutture elettriche dovrebbe essere incoraggiata attraverso un approccio bottom-up che stimoli e incentivi le autorità statali e locali a lavorare congiuntamente per il raggiungimento di obiettivi a livello macro- regionale502 o, più modestamente, le obblighi almeno a tenere in considerazione le esigenze di approvvigionamento e decongestionamento della regione all’interno della quale operano, in ogni procedimento riguardante la costruzione di reti interstatali di trasmissione503.

2. La politica europea per il mercato unico dell’energia: il “terzo pacchetto” del