Partenariato pubblico-privato e CER: rischi, PEF ed equilibrio contrattuale

1. La transizione energetica come nuovo banco di prova del partenariato pubblico-privato

La progressiva diffusione delle comunità energetiche rinnovabili (CER) sta determinando una trasformazione non soltanto del sistema energetico, ma anche delle modalità attraverso le quali le amministrazioni pubbliche possono perseguire obiettivi di interesse generale mediante il coinvolgimento di operatori privati.

La comunità energetica, infatti, non costituisce esclusivamente uno strumento di produzione e condivisione dell’energia da fonti rinnovabili, ma rappresenta un modello organizzativo nel quale produzione, consumo, partecipazione degli utenti, investimento infrastrutturale e finalità ambientali, economiche e sociali vengono ricondotti ad una medesima struttura.

La recente Raccomandazione (UE) 2026/1007 della Commissione europea conferma e rafforza questa evoluzione richiamando espressamente l’esigenza di favorire l’accesso delle comunità energetiche ai finanziamenti, gli investimenti locali, i modelli di finanziamento collettivo e il finanziamento da parte di terzi, nonché di consentire la loro partecipazione a regimi di sostegno, appalti pubblici e concessioni per lo sviluppo delle energie rinnovabili. Il dato europeo assume particolare rilievo nell’ordinamento italiano, nel quale la disciplina delle CER si è progressivamente consolidata attraverso il d.lgs. n. 199 del 2021, la regolazione di ARERA e la disciplina attuativa del MASE e del GSE. La rilevanza della materia non è, tuttavia, soltanto energetica, ma essa investe direttamente il diritto amministrativo, nella misura in cui le comunità energetiche possono divenire destinatari di forme di sostegno pubblico, partecipare a procedure di appalto e concessione e costituire l’ambito organizzativo nel quale l’amministrazione realizza, anche mediante il coinvolgimento di operatori privati, investimenti e servizi funzionali alla transizione energetica.

Il Dipartimento per la programmazione e il coordinamento della politica economica (DIPE) riconosce espressamente la possibilità per l’amministrazione che intenda promuovere una CER di affidare ad un soggetto terzo, quale una ESCo, la realizzazione, gestione e manutenzione dell’impianto di produzione da fonti rinnovabili e delle infrastrutture di misurazione, anche mediante il ricorso a schemi di partenariato pubblico-privato.

La stessa documentazione istituzionale mostra che il fenomeno non è meramente teorico: il DIPE ha registrato operazioni nelle quali il PPP è collegato alla realizzazione di impianti FER e alla costituzione di CER.

La questione, pertanto, non verte più sul verificare in astratto se PPP e CER possano entrare in relazione. La prassi istituzionale dimostra che tale relazione è concretamente praticabile. Il problema scientifico è piuttosto comprendere come le categorie giuridiche del PPP debbano essere applicate ad un fenomeno nel quale la struttura economica dell’investimento dipende da variabili energetiche, regolatorie, tecnologiche e partecipative caratterizzate da un grado di dinamismo superiore rispetto a quello normalmente riscontrabile nelle tradizionali operazioni di PPP.

Alla luce di ciò, il presente contributo intende verificare se le categorie tradizionali del PPP — in particolare l’allocazione del rischio operativo, la sostenibilità finanziaria e l’equilibrio economico-finanziario — siano sufficienti a governare un’operazione nella quale le condizioni economiche e operative dell’investimento possono evolvere nel corso del rapporto.

2. CER e PPP: la necessaria distinzione tra soggetto, infrastruttura e rapporto contrattuale

Il primo problema è di natura qualificatoria.

La CER costituisce un soggetto giuridico autonomo, mentre il PPP identifica un’operazione economica e, nella sua forma contrattuale, una relazione di lungo periodo tra ente concedente e operatore economico privato. Il DIPE qualifica espressamente la CER come soggetto giuridico i cui componenti possono comprendere, tra gli altri, cittadini, PMI, enti territoriali e autorità locali, comprese le amministrazioni comunali. La disciplina nazionale di riferimento è costituita, in particolare, dall’art. 31 del d.lgs. n. 199 del 2021, integrato dalla disciplina regolatoria e incentivante successiva. La stessa disciplina applicativa del GSE conferma la necessità che la CER sia costituita mediante un atto costitutivo o uno statuto idoneo a disciplinarne struttura, partecipazione e funzionamento. Il PPP appartiene, invece, ad un piano diverso.

L’art. 174 del d.lgs. n. 36 del 2023 definisce il partenariato pubblico-privato come un’operazione economica nella quale ricorrono congiuntamente, tra gli altri elementi, un rapporto contrattuale di lungo periodo, un significativo apporto di risorse private, la realizzazione e gestione del progetto da parte privata e l’allocazione del rischio operativo in capo al soggetto privato. Ne consegue che CER e PPP non sono categorie alternative né sovrapponibili. La prima identifica un soggetto e un modello organizzativo nel settore energetico; il secondo individua una modalità attraverso la quale l’amministrazione può organizzare la realizzazione e gestione di un progetto di interesse pubblico mediante il coinvolgimento di un operatore economico privato.

Questa distinzione consente di formulare il primo nodo interpretativo: quando un’operazione di PPP è funzionale ad una CER, quale ne costituisce l’effettivo oggetto?

L’oggetto può essere rappresentato:

• dalla realizzazione e gestione degli impianti;
• dalla gestione di specifici servizi energetici;
• dalle infrastrutture di misurazione e monitoraggio;
• da una pluralità integrata di prestazioni;
• da un complesso di attività funzionali alla costituzione e al funzionamento della CER.

La qualificazione non è neutrale. Essa incide sulla matrice dei rischi, sulla costruzione del PEF, sulla durata del rapporto, sulla posizione del concessionario e, soprattutto, sulla individuazione degli eventi suscettibili di incidere sull’equilibrio economico-finanziario.

La prima conclusione che può essere formulata è quindi che il PPP non dovrebbe essere descritto come uno strumento avente necessariamente ad oggetto la CER in quanto soggetto, ma come uno strumento potenzialmente destinato alla realizzazione e gestione delle infrastrutture e dei servizi funzionali alla comunità energetica.

3. L’autonomia della CER e il problema del coordinamento tra i diversi livelli istituzionali

La distinzione tra CER e PPP assume particolare rilievo quando l’amministrazione partecipa direttamente alla comunità. Nella stessa operazione possono infatti essere presenti l’amministrazione, quale titolare dell’interesse pubblico e, ove previsto, ente concedente; la CER, quale soggetto giuridico autonomo; il concessionario privato; nonché eventuali ESCo, finanziatori, produttori terzi e soggetti tecnici. Si tratta, pertanto, di una struttura più articolata rispetto al tradizionale rapporto tra amministrazione e concessionario.

Questa articolazione pone un problema di coordinamento soprattutto quando le decisioni assunte dalla CER possono riflettersi sul rapporto di PPP. L’ingresso di nuovi partecipanti, l’aumento della capacità produttiva, l’installazione di sistemi di accumulo, la realizzazione di nuovi investimenti o la modifica delle modalità di distribuzione dei benefici possono, infatti, incidere sui consumi, sui ricavi, sui costi e sugli investimenti dell’operatore privato. L’autonomia della comunità deve quindi essere coordinata con la stabilità e l’equilibrio del rapporto contrattuale. Il tema presenta anche una dimensione costituzionale. La Corte costituzionale, con la sentenza n. 48 del 2023, ha chiarito che la disciplina regionale delle CER deve rispettare i principi fondamentali stabiliti dalla legislazione statale in materia di energia. In particolare, la Corte ha dichiarato illegittima la disposizione della Regione Abruzzo che attribuiva alla Giunta il compito di stabilire i requisiti dei soggetti partecipanti alle CER, poiché tali requisiti erano già disciplinati dalla normativa statale, in particolare dall’art. 31, comma 2, del d.lgs. n. 199 del 2021.

È stata invece ritenuta legittima la previsione che consentiva alle CER di stipulare accordi e convenzioni con ARERA e con i gestori delle reti, trattandosi di una facoltà di collaborazione che non incideva sulle competenze dell’Autorità né introduceva obblighi ulteriori per i gestori. La pronuncia non riguarda direttamente il PPP, ma chiarisce un principio utile anche in questa prospettiva: la CER dispone di una propria autonomia, ma opera all’interno di un quadro normativo nel quale si intrecciano competenze statali, regionali, locali e regolatorie. Tale pluralità di livelli decisionali può incidere sulle condizioni economiche e operative dell’iniziativa e deve, pertanto, essere considerata nella costruzione del rapporto di PPP, nella distribuzione dei rischi e nella successiva gestione dell’equilibrio economico-finanziario. 

4. Il rischio operativo: la categoria tradizionale alla prova del PPP energetico

L’elemento maggiormente caratterizzante del PPP è costituito dal rischio operativo. La logica sottesa al partenariato non consiste, infatti, nella semplice attribuzione al privato della realizzazione dell’opera, ma nell’effettiva allocazione in capo ad esso dell’alea connessa alla gestione economica dell’operazione.

L’art. 174 del d.lgs. n. 36 del 2023 individua nell’allocazione dei rischi un elemento qualificante del PPP, mentre l’art. 177, con riferimento alle concessioni, precisa che il rischio operativo deve essere effettivamente assunto dal concessionario, il quale, in condizioni operative normali, non deve avere la garanzia del recupero degli investimenti o dei costi di gestione. Il DIPE sottolinea inoltre che l’allocazione dei rischi deve essere coerente con la concreta capacità delle parti di gestirli e con l’equilibrio economico-finanziario e la sostenibilità finanziaria dell’operazione

Il problema diviene particolarmente complesso nel settore energetico poichè n un’operazione di PPP relativa a una CER possono concorrere almeno le seguenti componenti di rischio:

a) rischio di costruzione, collegato alla realizzazione degli impianti, ai costi, ai tempi, alle caratteristiche tecniche e alle eventuali difficoltà direttamente riconducibili alla fase realizzativa;

b) rischio di disponibilità e performance, riguardante la capacità dell’impianto di garantire nel tempo le prestazioni previste dal contratto;

c) rischio di produzione, collegato alla quantità di energia effettivamente producibile e ai fattori che ne determinano la variabilità;

d) rischio di domanda o di utilizzo, che assume caratteristiche particolari nelle CER, poiché determinati flussi economici possono dipendere anche dal numero e dal comportamento degli aderenti e dai relativi profili di consumo;

e) rischio di mercato, riguardante l’andamento dei prezzi dell’energia e degli altri elementi economici che concorrono alla sostenibilità del progetto;

f) rischio regolatorio, collegato all’evoluzione della disciplina nazionale ed europea e alla regolazione del settore;

g) rischio incentivante, relativo alle condizioni di accesso e mantenimento delle misure di sostegno sulle quali siano stati costruiti, in tutto o in parte, i flussi economici dell’operazione;

h) rischio tecnologico, legato all’evoluzione delle tecnologie di produzione, accumulo, misurazione e gestione dell’energia;

i) rischio di connessione, riguardante la disponibilità e le condizioni tecniche ed economiche di connessione degli impianti alla rete. La pluralità di tali fattori evidenzia la peculiarità del PPP energetico, nel quale l’operazione è caratterizzata da una pluralità di rischi tra loro interdipendenti. L’allocazione del rischio operativo richiede, pertanto, di individuare i singoli rischi da porre a carico del privato e di stabilire, per ciascuno di essi, criteri di distribuzione coerenti con la natura dell’operazione e con la capacità delle parti di governarli.

5. La controllabilità del rischio come criterio di allocazione

La semplice previsione contrattuale secondo cui determinati rischi sono posti a carico del concessionario non dovrebbe essere considerata sufficiente. L’allocazione deve essere sostanziale e coerente con la capacità della parte di governare l’evento. È qui che il PPP energetico presenta una difficoltà particolare. Il concessionario può controllare, entro determinati limiti, la progettazione, la costruzione, la manutenzione, la performance tecnica, la gestione dell’impianto, i sistemi di monitoraggio e l’organizzazione del servizio. Più problematica è invece la sua capacità di controllare una modifica della disciplina degli incentivi, una modifica della regolazione, l’evoluzione dei prezzi dell’energia, la composizione futura della CER, le decisioni degli aderenti, le condizioni di accesso alla rete e le sopravvenienze normative di carattere generale.

Si pone quindi una questione di principio: può essere integralmente trasferito al concessionario un rischio la cui concretizzazione dipenda da un fattore sottratto alla sua sfera di controllo?

La risposta non può essere nel senso di un’automatica esclusione di tali rischi dal rapporto in quanto il concessionario può certamente assumere una parte dell’alea economica collegata a variabili esterne. Ciò che deve essere evitato è piuttosto che l’allocazione formale del rischio produca una traslazione irragionevole di eventi non governabili, tale da alterare la stessa funzione economica del PPP. La matrice dei rischi diventa quindi, in questa prospettiva, non un documento meramente tecnico, ma uno strumento di qualificazione economico-giuridica dell’operazione.

6. Il PEF come strumento di qualificazione dell’equilibrio contrattuale

Il piano economico-finanziario rappresenta il punto nel quale le diverse componenti dell’operazione trovano una sintesi.Esso rappresenta l’insieme degli investimenti, dei costi, dei ricavi, delle modalità di finanziamento, della durata, della remunerazione e dei rischi, evidenziando il complessivo equilibrio economico-finanziario dell’operazione.

Nel PPP destinato ad una CER, tuttavia, il PEF incontra una difficoltà strutturale. La comunità è dinamica. Il contratto, invece, deve necessariamente individuare ex ante una struttura economica sufficientemente determinata. La tensione può essere così rappresentata: PEF necessariamente predeterminato contro CER fisiologicamente evolutiva.

La composizione della comunità può cambiare; i consumi possono variare; nuovi impianti possono essere aggiunti; possono mutare le condizioni degli incentivi e il quadro regolatorio. Il DIPE ha sviluppato specifici strumenti e attività di analisi del PEF e dell’allocazione dei rischi per le operazioni PPP; la documentazione più recente conferma inoltre che tra le attività istituzionali rientrano espressamente la valutazione dei PEF e dei meccanismi di riequilibrio.

Il PEF deve quindi rappresentare l’equilibrio di un’operazione nella quale una parte dei flussi economici dipende da una struttura partecipativa e da variabili energetiche destinate fisiologicamente ad evolversi nel tempo. La soluzione non dovrebbe essere quella di cristallizzare la realtà della CER al momento della stipula. Piuttosto, il contratto dovrebbe incorporare meccanismi di adattamento predeterminati, capaci di distinguere modifiche fisiologiche, variazioni già comprese nell’alea trasferita, eventi straordinari, eventi idonei ad incidere sull’equilibrio e modifiche che richiedono una vera revisione contrattuale.

7. Incentivi, contributi pubblici e rischio operativo

Particolare attenzione deve essere riservata al rapporto tra incentivi energetici e PPP.

L’errore metodologico sarebbe assimilare automaticamente ogni forma di sostegno pubblico ad un contributo pubblico al PPP. Occorre invece distinguere almeno tra incentivi riconosciuti in relazione alla produzione o condivisione dell’energia, contributi in conto capitale, misure PNRR, corrispettivi eventualmente riconosciuti dall’amministrazione, ricavi derivanti dalla vendita dell’energia, risparmi energetici e altri flussi economici.

La disciplina del MASE e le Regole operative del GSE distinguono la tariffa incentivante dal contributo in conto capitale previsto dal PNRR, definendone condizioni di accesso, cumulabilità e applicazione. La disciplina degli incentivi assume così rilievo anche nella costruzione dell’equilibrio economico-finanziario e nella distribuzione dei rischi dell’operazione.

Questo rende evidente che il flusso economico derivante dal sostegno pubblico non può essere considerato una variabile neutra. Se il contributo o l’incentivo è stato incorporato nel PEF, una sua modifica può incidere sulla struttura dell’operazione. Ma la domanda giuridica resta: ogni modifica dell’incentivo costituisce una sopravvenienza idonea a giustificare il riequilibrio?

La risposta deve essere negativa. Diversamente, il rischio operativo verrebbe sostanzialmente svuotato. Occorre quindi distinguere tra il rischio ordinario dell’evoluzione del quadro economico-regolatorio — che può essere assunto dal concessionario — e l’evento sopravvenuto che, per natura, imprevedibilità e incidenza, determina un’alterazione dell’equilibrio originariamente costruito dalle parti.

8. La finanziabilità come limite e criterio dell’allocazione dei rischi

La finanziabilità dell’operazione costituisce un ulteriore elemento di particolare interesse. L’amministrazione non può limitarsi a trasferire il maggior numero possibile di rischi al privato. Un’operazione nella quale il concessionario non riesca ad ottenere finanziamento alle condizioni necessarie può infatti risultare concretamente irrealizzabile. Il DIPE collega espressamente l’allocazione dei rischi alla capacità del privato di gestirli e, nella disciplina del PPP, la documentazione contrattuale e il PEF devono essere strutturati in modo da assicurare adeguati livelli di bancabilità.

Nel PPP energetico emerge così una duplice esigenza: evitare che il rischio venga artificialmente mantenuto in capo alla PA; ma, allo stesso tempo, evitare che il rischio venga trasferito al privato in misura tale da rendere il progetto finanziariamente insostenibile.

Il criterio dovrebbe essere quello dell’allocazione efficiente e non della massima traslazione del rischio.

9. La disciplina delle sopravvenienze: dal rischio al riequilibrio

La questione delle sopravvenienze costituisce il punto nel quale la teoria dell’allocazione del rischio incontra la fase esecutiva del contratto. Un PPP energetico può avere una durata pluriennale. Durante tale periodo possono intervenire modifiche legislative, modifiche regolatorie, modifiche degli incentivi, nuove prescrizioni tecniche, evoluzioni tecnologiche, variazioni delle condizioni di connessione e mutamenti significativi delle condizioni economiche.

Il problema è stabilire quali eventi rientrino nell’alea ordinaria dell’operazione e quali possano invece giustificare una revisione del rapporto. Il principio di equilibrio economico-finanziario non può essere interpretato come una garanzia di rendimento dell’investimento privato. L’equilibrio è infatti il risultato della matrice dei rischi. La disciplina vigente del Codice deve essere letta in questa prospettiva: l’eventuale revisione del rapporto non costituisce una clausola generale di assicurazione contro le perdite, ma deve essere ricondotta alle condizioni e ai limiti stabiliti dalla disciplina delle concessioni e del PPP.

Ne deriva un criterio interpretativo fondamentale: la sopravvenienza deve essere valutata alla luce del rischio che il contratto aveva originariamente posto a carico della parte.

Se l’evento costituisce concretizzazione di un rischio espressamente assunto dal concessionario, non vi è ragione, per il solo fatto che esso abbia prodotto effetti negativi sul PEF, di trasferirne nuovamente il costo sull’amministrazione.

Se, al contrario, l’evento eccede l’alea ragionevolmente posta a carico del concessionario e incide in modo significativo sull’equilibrio dell’operazione, diviene necessario interrogarsi sull’applicabilità degli strumenti di revisione previsti dall’ordinamento. La costruzione della matrice dei rischi assume quindi una funzione prospettica: la disciplina del riequilibrio comincia, in realtà, già nella fase di progettazione dell’operazione.

Proprio per questa ragione, il contratto di PPP destinato ad una CER dovrebbe evitare clausole generiche di riequilibrio. Occorrerebbe invece individuare preventivamente quali variazioni costituiscono normale alea, quali soglie di variazione assumono rilevanza, quali eventi determinano obblighi di rinegoziazione, quali modifiche incidono sul PEF, quali variazioni possono determinare una revisione della matrice dei rischi e quali eventi restano integralmente a carico del concessionario.

Una simile tecnica contrattuale consentirebbe di ridurre il rischio che ogni modifica del contesto energetico venga automaticamente qualificata come causa di riequilibrio. Al tempo stesso, permetterebbe di evitare l’opposto rischio di costruire un contratto eccessivamente rigido, destinato a divenire inadeguato rispetto all’evoluzione tecnologica e regolatoria.

La questione è dunque quella di realizzare una stabilità dinamica del contratto. Il contratto deve essere stabile nella distribuzione delle responsabilità, ma sufficientemente flessibile nella disciplina degli eventi evolutivi.

10. La regolazione energetica come componente strutturale del rischio amministrativo

Un ulteriore profilo merita attenzione. Il PPP destinato ad una CER non vive soltanto nel sistema dei contratti pubblici. Esso opera contemporaneamente nel sistema della regolazione energetica. ARERA ha progressivamente disciplinato le configurazioni di autoconsumo diffuso e le CER attraverso il TIAD, approvato con la deliberazione 727/2022/R/eel e successivamente modificato, tra l’altro, con la deliberazione 15/2024/R/eel, con la quale sono state anche verificate positivamente le Regole tecniche GSE per il servizio di autoconsumo diffuso.

Ne deriva che l’operazione di PPP si colloca all’interno di un articolato e multilivello quadro regolatorio, nel quale interagiscono diversi livelli normativi e regolatori: Diritto dei contratti pubblici → Disciplina delle Comunità Energetiche Rinnovabili (CER) → Regolazione ARERA → Regole operative e disciplina applicativa del GSE → Disciplina degli incentivi → Disciplina europea dell’energia, della concorrenza e degli aiuti di Stato, ove pertinente.

Questa pluralità di fonti rende il rischio regolatorio particolarmente rilevante. E pone una questione di diritto amministrativo classica, ma applicata ad un settore nuovo: quale rischio può essere ragionevolmente posto a carico del concessionario quando l’equilibrio economico dell’operazione dipende da regole poste e modificate da autorità pubbliche diverse dall’ente concedente?

Il problema è ancora più delicato perché il concessionario può essere chiamato a sopportare le conseguenze economiche di una decisione normativa o regolatoria sulla quale non dispone di alcun potere di controllo.

11. Verso una categoria di PPP energetico?

L’analisi condotta non sembra imporre, almeno allo stato, la costruzione di una nuova categoria contrattuale autonoma.

Il PPP disciplinato dal Codice appare sufficientemente elastico per ricomprendere operazioni aventi ad oggetto la realizzazione e gestione di infrastrutture energetiche funzionali alle CER, purché siano presenti tutti gli elementi qualificanti dell’art. 174 e sia effettivamente allocato al privato il rischio operativo richiesto dall’ordinamento.

Ciò che richiede maggiore attenzione non è quindi la creazione di una nuova figura giuridica, ma l’adattamento delle categorie esistenti alle peculiarità del settore energetico.In particolare, il PPP destinato a una CER sembra richiedere una precisa separazione tra il soggetto CER e il rapporto contrattuale di PPP, una puntuale individuazione dell’oggetto dell’operazione, una matrice dei rischi specificamente costruita sulle caratteristiche energetiche del progetto, una valutazione della controllabilità dei singoli rischi, un PEF elaborato attraverso scenari e analisi di sensitività, una verifica della bancabilità, una disciplina preventiva delle sopravvenienze, un coordinamento tra l’assetto organizzativo della CER e il rapporto contrattuale di PPP, una chiara individuazione degli effetti delle modifiche regolatorie e incentivanti e, infine, una disciplina del riequilibrio che non si traduca in una garanzia pubblica della redditività privata.

12. Considerazioni conclusive: la stabilità dinamica del PPP energetico

Le comunità energetiche rappresentano uno dei settori nei quali la transizione energetica sta producendo una progressiva ibridazione tra pubblico e privato. L’amministrazione può essere contemporaneamente promotrice della comunità, proprietaria delle superfici, partecipante alla CER, ente concedente e soggetto chiamato a tutelare l’interesse pubblico. Il privato può essere finanziatore, progettista, costruttore, gestore e soggetto incaricato delle attività tecniche necessarie per l’accesso agli incentivi. La CER, a sua volta, costituisce un soggetto autonomo, caratterizzato da una struttura partecipativa e destinato ad evolversi nel tempo. È proprio questa sovrapposizione di ruoli a mettere alla prova le categorie tradizionali del PPP.

Alla luce della disciplina vigente e della prassi istituzionale, il PPP può essere utilmente impiegato per la realizzazione e gestione delle infrastrutture funzionali alle CER, purché l’operazione sia strutturata nel rispetto dei requisiti propri dell’istituto. Il profilo centrale diviene, pertanto, quello di adattare il modello del PPP alle peculiarità delle CER, preservandone al contempo la struttura economico-giuridica e l’effettiva allocazione dei rischi.

In particolare, il trasferimento del rischio operativo deve essere reale, ma non può essere confuso con una indiscriminata traslazione al privato di ogni evento sfavorevole. Il PEF deve garantire la leggibilità e la sostenibilità dell’operazione, ma non può cristallizzare una realtà energetica destinata fisiologicamente a modificarsi. Il riequilibrio deve assicurare la conservazione dell’equilibrio contrattuale, ma non può diventare una garanzia pubblica dell’investimento.

L’assetto organizzativo della CER deve consentire alla comunità di evolvere, ma non può essere strutturata in modo tale da rendere imprevedibile l’alea contrattuale assunta dal concessionario.

Da questo punto di vista, il problema delle CER in PPP può essere ricondotto ad una formula: la ricerca di una stabilità dinamica del rapporto concessorio. Il contratto deve essere sufficientemente stabile da garantire la certezza dell’allocazione dei rischi e la bancabilità dell’investimento, ma sufficientemente flessibile da consentire l’adattamento dell’operazione all’evoluzione tecnologica, energetica e regolatoria.

È questa, probabilmente, la principale sfida giuridica posta dalle CER al PPP. E proprio perché la giurisprudenza non ha ancora costruito un corpus organico specificamente dedicato al rapporto tra CER e PPP, il terreno appare particolarmente fertile per un’elaborazione scientifica capace di anticipare i problemi che l’amministrazione e gli operatori saranno chiamati ad affrontare nella fase di esecuzione dei primi grandi progetti.

La transizione energetica, in questa prospettiva, non richiede necessariamente nuove categorie del diritto amministrativo, ma richiede piuttosto di verificare se le categorie esistenti – rischio operativo, equilibrio economico-finanziario, bancabilità, concessione e revisione contrattuale – siano sufficientemente robuste per governare un modello nel quale l’infrastruttura è pubblica o di interesse pubblico, il capitale è privato, la regolazione è pubblica, la gestione è partecipativa e il valore economico dell’operazione è destinato ad evolvere nel tempo.

È in questo spazio di intersezione che il PPP energetico può diventare non una semplice applicazione settoriale del Codice dei contratti pubblici, ma un vero laboratorio per l’evoluzione del diritto amministrativo della transizione energetica.

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