–

en nombre de Eni SpA y de Shell Italia E & P SpA, por los Sres. F. Todarello y F. Novelli, avvocati;

–

en nombre de la Comune di Viggiano, por el Sr. G. Molinari, avvocato;

–

en nombre de Assomineraria, por el Sr. E. Bruti Liberati y la Sra. A. Canuti, avvocati;

–

en nombre del Gobierno italiano, por la Sra. G. Palmieri, en calidad de agente, asistida por el Sr. P.G. Marrone, avvocato dello Stato;

–

en nombre de la Comisión Europea, por el Sr. G. Gattinara y las Sras. K. Talabér-Ritz y O. Beynet, en calidad de agentes;

1

Las peticiones de decisión prejudicial tienen por objeto la interpretación del artículo 6, apartado 1, de la Directiva 94/22/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 1994, sobre las condiciones para la concesión y el ejercicio de las autorizaciones de prospección, exploración y producción de hidrocarburos (DO 1994, L 164, p. 3), en relación con su sexto considerando.

2

Estas peticiones se han presentado en el contexto de dos litigios entre, por una parte, Eni SpA y el Ministero dello Sviluppo Economico (Ministerio de Desarrollo Económico, Italia) y el Ministero dell’Economia e delle Finanze (Ministerio de Economía y Hacienda, Italia) y, por otra parte, Shell Italia E & P SpA (en lo sucesivo, «Shell») y esos dos Ministerios, así como la Autorità di Regolazione per l’Energia, Reti e Ambiente, anteriormente Autorità per l’energia elettrica e il gas e il sistema idrico (Autoridad de Supervisión de la Energía, Redes y Medio Ambiente, Italia; en lo sucesivo, «Autoridad»), en relación con el cálculo del importe de los cánones que dichas sociedades deben pagar por la explotación minera del subsuelo.

3

Los considerandos cuarto y sexto a octavo de la Directiva 94/22 indican lo siguiente:

«Considerando que los Estados miembros tienen soberanía y derechos soberanos sobre los recursos de hidrocarburos situados en sus territorios;

[…]

Considerando que procede garantizar el acceso no discriminatorio a las actividades relacionadas con la prospección, exploración y producción de hidrocarburos y el ejercicio de las mismas, en condiciones que favorezcan una mayor competencia en este sector, contribuyendo así a una óptima prospección, exploración y producción de los recursos de los Estados miembros y a potenciar la integración del mercado interior de la energía;

Considerando que, con este fin, es necesario establecer normas comunes que garanticen que los procedimientos de concesión de las autorizaciones de prospección, exploración y producción de hidrocarburos estén abiertos a todas las entidades que posean las capacidades necesarias; que la concesión de las autorizaciones se debe basar en criterios objetivos y de dominio público y que las condiciones a las que esté sometida deben asimismo ser conocidas previamente por todas las entidades que participen en el procedimiento;

Considerando que los Estados miembros deben conservar la facultad de someter el acceso y el ejercicio de las actividades en cuestión a limitaciones justificadas por motivos de interés público y al pago de una contrapartida financiera o en hidrocarburos, cuyas modalidades deberán establecerse de modo que no se interfiera con la gestión de las entidades; que esta facultad debe ejercerse de manera no discriminatoria; que, a excepción de aquellas vinculadas a la utilización de dicha facultad, debe procurarse no imponer a las entidades unas condiciones y obligaciones que no estén justificadas por la necesidad de desarrollar adecuadamente esta actividad; que el control de las actividades de las entidades debe limitarse a lo estrictamente necesario para garantizar el cumplimiento por su parte de dichas obligaciones y condiciones».

4

El artículo 2, apartado 2, de la mencionada Directiva dispone lo siguiente:

«Siempre que el ejercicio de las actividades mencionadas en el apartado 1 quede autorizado en una zona, los Estados miembros deberán garantizar que no haya discriminación entre entidades en lo relativo al acceso a esas actividades y al ejercicio de las mismas.»

5

El artículo 6, apartados 1 y 3, de la referida Directiva establece:

«1.   Los Estados miembros velarán por que las condiciones y los requisitos contemplados en el apartado 2 del artículo 5, así como las obligaciones concretas relacionadas con el ejercicio de una autorización específica, estén justificados exclusivamente por la necesidad de garantizar la correcta realización de las actividades en la zona para la que se solicite una autorización, mediante la aplicación de lo dispuesto en el apartado 2 o mediante el pago de una contribución financiera o de una contribución en hidrocarburos.

[…]

3.   Las normas para el pago de las contribuciones a que se hace referencia en el apartado 1, incluido cualquier requisito de participación del Estado, serán fijadas por los Estados miembros de modo tal que se garantice el mantenimiento de la independencia de la gestión de las entidades.

[…]»

6

La Directiva 94/22 fue transpuesta al ordenamiento jurídico italiano mediante el Decreto Legislativo n.o 625 de 25 de noviembre de 1996 (GURI n.o 293, de 14 de diciembre de 1996). En su artículo 19, apartados 1 y 5 bis, ese Decreto Legislativo, en su versión modificada por la Ley n.o 239 de 23 de agosto de 2004 (GURI n.o 315, de 13 de septiembre de 2004) (en lo sucesivo, «Decreto Legislativo n.o 625/96»), dispone lo siguiente:

«1.   Respecto a las producciones obtenidas a partir del 1 de enero de 1997, los titulares de concesiones de producción están obligados a abonar anualmente al Estado el valor de un porcentaje del producto de la extracción igual al 7 % de la cantidad de hidrocarburos líquidos y gaseosos extraídos en tierra firme y al 7 % de la cantidad de hidrocarburos gaseosos y al 4 % de la cantidad de hidrocarburos líquidos extraídos en el mar.

[…]

5bis.   Respecto a las producciones obtenidas a partir del 1 de enero de 2002, los valores unitarios del porcentaje de producción se determinarán: […] b) respecto del gas, para todas las concesiones y para todos los titulares, sobre la base de la media aritmética relativa al año de referencia del índice QE, cuota energética del coste de la materia prima gas, expresado en euros por MJ (megajulios), determinado por la Autoridad [de supervisión] de conformidad con su acuerdo n.o 52/99, de 22 de abril de 1999 […]».

7

El artículo 45, apartado 1, de la Ley n.o 99 de 23 de julio de 2009 (GURI n.o 176, de 31 de julio de 2009) elevó al 10 % el porcentaje del producto de extracción establecido en el artículo 19, apartado 1, del Decreto Legislativo n.o 625/96, que los titulares de concesiones de extracción de gas natural deben abonar al Estado.

8

El Decreto-ley n.o 7 de 31 de enero de 2007, convalidado mediante la Ley n.o 40/2007 (GURI n.o 77, de 2 de abril de 2007), establece en su artículo 11, apartado 1, la cesión, por los titulares de concesiones de extracción, de las cantidades del producto adeudados al Estado en el mercado regulado de las capacidades de extracción, conforme a las modalidades concretadas mediante decreto del Ministro de Desarrollo Económico.

9

Con arreglo al artículo 11 de dicho Decreto-ley, el Decreto Ministerial del Ministerio de Desarrollo Económico de 6 de agosto de 2010 (GURI n.o 200, de 27 de agosto de 2010) dispone, en su artículo 4, que los titulares de concesiones deben ofrecer las cantidades de gas natural correspondientes a los cánones adeudados al Estado en el mercado regulado de las capacidades de extracción denominado mercado PSV. De conformidad con la información remitida al Tribunal de Justicia, el PSV es una plataforma virtual gestionada por Snam Rete Gas, el principal operador de la red de gas natural en Italia, en la que pueden intercambiarse las cesiones del gas inyectado en la red nacional de gasoductos. El objetivo principal del PSV es ofrecer a los usuarios un punto de encuentro entre la oferta y la demanda al objeto de poder realizar diariamente transacciones bilaterales OTC (over the counter) de gas natural.

10

Tal como se desprende del artículo 4, apartados 1, 3 y 4, del Decreto Ministerial de 6 de agosto de 2010, en el mercado PSV, el funcionamiento del mecanismo de cesión de las cantidades de gas natural correspondientes a los cánones adeudados al Estado se basa en la negociación mediante subasta. No pueden aceptarse las ofertas a un precio inferior al índice QE. Cuando la cantidad de gas propuesta no se vende en ese mercado, queda a disposición del titular de la concesión, quien debe abonar al Estado italiano el equivalente en dinero, valorado en una cantidad correspondiente al índice QE.

11

El artículo 13 del Decreto-ley n.o 1 de 24 de enero de 2012, por el que se establecen disposiciones urgentes en favor de la competencia, el desarrollo de las infraestructuras y la competitividad, convalidado mediante la Ley n.o 27 de 24 de marzo de 2012 (GURI n.o 71, de 24 de marzo de 2012), dispone cuanto sigue:

«A partir del primer trimestre sucesivo a la entrada en vigor del presente Decreto, la Autoridad [de Supervisión de la Energía Eléctrica y el Gas], con el fin de adecuar a los valores europeos los precios de referencia del gas natural para los clientes vulnerables en el sentido del artículo 22 del Decreto Legislativo n.o 164 de 23 de mayo de 2000, en su versión modificada, en la determinación de los importes variables de cobertura de los costes de abastecimiento de gas natural, introducirá de forma progresiva, entre los parámetros sobre cuya base se realizará la actualización, la referencia a los precios del gas que se registren en el mercado en una cuota gradualmente creciente. A la espera de la apertura del mercado del gas natural prevista en el artículo 30, apartado 1, de la Ley n.o 99 de 23 de julio de 2009, los mercados de referencia que deberán tomarse en consideración serán los mercados europeos determinados con arreglo al artículo 9, apartado 6, del Decreto Legislativo n.o 130 de 13 de agosto de 2010.»

12

De conformidad con dicha disposición, la Autoridad, mediante la Decisión 196/2013/R/gas, abandonó, con efectos desde el 1 de octubre de 2013, el índice QE como parámetro de cálculo del coste del gas, en lo que respecta a la determinación de las condiciones de suministro en favor de los clientes vulnerables. Según la referida Decisión, el índice que ha de adoptarse es el índice Cmem, que es el resultado de la suma de diversos elementos, entre los que se encuentra el índice Pfor. Este último índice cubre los costes de abastecimiento del gas natural y se determina exclusivamente sobre la base de las cotizaciones forward trimestrales de ese producto en el mercado OTC (over the counter) de la bolsa holandesa del gas.

13

Eni y Shell son titulares de concesiones de extracción de gas natural en tierra y en el mar. En su condición de titulares de concesiones, están obligadas al pago de cánones por la explotación minera del subsuelo, cuyo importe se fija en función del valor de una cantidad de gas producida determinada por ley.

14

Mediante sus recursos en los litigios principales, Eni y Shell impugnan varios actos adoptados por las demandadas en los litigios principales, en concreto, la Decisión de 24 de marzo de 2016 del Ministerio de Desarrollo Económico — Direzione generale per la sicurezza dell’approvigionamento e le infrastrutture energetiche (Dirección General para la Seguridad del Aprovisionamiento y las Infraestructuras Energéticas), por los que estas mantuvieron, en lo que respecta al año 2015, el índice QE —basado en las cotizaciones del petróleo y de otros combustibles a medio y largo plazo— como parámetro de referencia para el cálculo de dichos cánones. Las referidas sociedades consideran que la determinación del valor de esas cantidades y, por consiguiente, del importe de los cánones debe basarse en otro índice, a saber, el índice Pfor, vinculado al precio del gas natural en el mercado a corto plazo.

15

En tales circunstancias, el Tribunale Amministrativo Regionale per la Lombardia (Tribunal Regional de lo Contencioso-Administrativo de Lombardía, Italia) se pregunta si la normativa italiana controvertida es conforme con la Directiva 94/22 y, concretamente, con el artículo 6, apartado 1, analizado a la luz de su sexto considerando, que establece la obligación de los Estados miembros de «garantizar el acceso no discriminatorio» a las actividades de extracción de hidrocarburos «en condiciones que favorezcan una mayor competencia en este sector».

16

Dicho órgano jurisdiccional, en primer lugar, indica que el legislador italiano, tal como se desprende del artículo 13, apartado 1, de la Ley n.o 27 de 24 de marzo de 2012, decidió abandonar progresivamente el índice QE como parámetro para determinar el precio de referencia del gas natural destinado a los clientes vulnerables a fin de adaptar ese precio a los valores europeos. Asimismo, precisa que, mediante la Decisión 196/2013/R/gas, la Autoridad abandonó definitivamente el índice QE en favor del índice Pfor como parámetro para el cálculo del coste del gas natural en el mercado protegido.

17

En segundo lugar, el órgano jurisdiccional remitente señala que el precio, calculado en función del valor del índice QE, que los titulares de concesiones siguen estando obligados a utilizar para calcular las cantidades de gas correspondiente al canon que han de pagar es «considerablemente superior» al precio del gas calculado en virtud del índice Pfor. Dichas cantidades, por su precio superior, no se venden cuando se ofrecen en el mercado PSV.

18

En este contexto, las modalidades de cálculo del valor de las cantidades de producto producido correspondientes a los cánones adeudados al Estado italiano, pueden colocar a los titulares de concesiones en una situación de desventaja con respecto a otras entidades que operan en el mercado del gas natural, y que no están obligadas a aplicar el índice QE.

19

Además, el órgano jurisdiccional remitente señala que, mediante su sentencia n.o 290 de 19 de enero de 2018, el Consiglio di Stato (Consejo de Estado, Italia) validó el método de cálculo del valor de los cánones adeudados al Estado, basado en el referido índice. Mediante dicha sentencia, el Consiglio di Stato (Consejo de Estado) declaró que, habida cuenta de las alternativas previstas en el artículo 6, apartado 1, de la Directiva 94/22, el legislador italiano pudo optar por el pago de una contraprestación financiera por los titulares de concesiones. Esta disposición no exige establecer una equivalencia entre la contraprestación y el valor de mercado de la cantidad de gas producido. Según el Consiglio di Stato (Consejo de Estado), el método basado en el índice QE permite convertir que los ingresos procedentes de las concesiones de extracción sean suficientemente estables y previsibles. Además, el abandono del método basado en el índice QE daría lugar a una reducción de los ingresos que obtiene el Estado italiano conforme al artículo 19, apartado 5 bis, del Decreto Legislativo n.o 625/96.

20

En tales circunstancias, el Tribunale amministrativo regionale per la Lombardia (Tribunal Regional de lo Contencioso-Administrativo de Lombardía), decidió suspender el procedimiento y plantear al Tribunal de Justicia la siguiente cuestión prejudicial, redactada en términos idénticos en ambos asuntos:

«¿Son contrarias las disposiciones del artículo 6, apartado 1, y el sexto considerando de la [Directiva 94/22] a una normativa nacional, en particular, al artículo 19, apartado 5 bis, del Decreto Legislativo n.o 625/96, que, en virtud de la interpretación realizada por el Consiglio di Stato [(Consejo de Estado)] en su sentencia n.o 290/2018, a efectos de la determinación de los cánones que deban abonarse, permite imponer el índice QE, basado en las cotizaciones del petróleo y de otros combustibles, en lugar del índice Pfor, vinculado al precio del gas en el mercado a corto plazo?»

21

Mediante su cuestión prejudicial, el órgano jurisdiccional remitente pregunta, en esencia, si el artículo 6, apartado 1, de la Directiva 94/22, analizado a la luz de su sexto considerando, debe interpretarse en el sentido de que se opone a una normativa nacional en virtud de la cual el importe de los cánones que los concesionarios de extracción de gas natural adeudan al Estado se calcula en función de un índice basado en las cotizaciones del petróleo y de otros combustibles a medio y largo plazo y no en un índice que refleja el precio de mercado del gas natural a corto plazo.

22

Procede recordar, en primer lugar, que según el sexto considerando de la Directiva 94/22 se desprende que los Estados miembros deben garantizar el acceso no discriminatorio a las actividades relacionadas con la prospección, la exploración y la producción de hidrocarburos con el fin de favorecer una mayor competencia en este sector.

23

Asimismo, el artículo 2, apartado 2, de dicha Directiva obliga a los Estados miembros a garantizar que no haya discriminación entre las entidades económicas interesadas en acceder a esas actividades y en su ejercicio (sentencia de 27 de junio de 2013, Comisión/Polonia, C‑569/10, EU:C:2013:425, apartado 50).

24

En segundo lugar, procede recordar que del artículo 6, apartado 1, de la Directiva 94/22, interpretado a la luz de su octavo considerando, se desprende que los Estados miembros pueden exigir el pago de un canon en dinero o en especie, como contrapartida al ejercicio, por las entidades económicas interesadas, de la actividad de extracción de hidrocarburos situados en su territorio, recursos sobre los que, según el cuarto considerando de dicha Directiva, los Estados miembros «tienen soberanía y derechos soberanos».

25

En tercer lugar, tal como señala el Abogado General en el punto 43 de sus conclusiones, la Directiva 94/22 deja un margen de maniobra muy amplio a los Estados miembros para que fijen las modalidades de cálculo y de aplicación del referido canon.

26

En los litigios principales, Eni y Shell, que ejercen la actividad de extracción de gas natural en su condición de titulares de concesiones, alegan que, por haberse adoptado el índice QE como método de cálculo del canon, el precio de las cantidades del producto de extracción que constituyen la base de dicho canon es superior al precio del gas natural intercambiado en el mercado PSV. Así, por una parte, esas cantidades no se venden cuando los titulares de concesiones intentan cederlas en las subastas por las que se rige el funcionamiento del mercado PSV. Por otra parte, los titulares de concesiones están obligados, esencialmente, a comprar el gas natural no vendido correspondiente a esas cantidades y a pagar al Estado italiano, a título de canon, las cantidades de gas a un precio superior al de mercado.

27

Ahora bien, las otras entidades que operan en el mercado PSV, que no están obligadas a pagar el canon al Estado italiano, pueden comprar e intercambiar el gas natural a un precio inferior, determinado por el juego de la oferta y la demanda en el mercado.

28

Según Eni y Shell, tal situación constituye una discriminación entre, por un lado, las empresas titulares de concesiones de extracción de gas natural y, por otro, las empresas que intervienen en el mercado PSV con el fin de vender, distribuir y comercializar el referido producto.

29

A este respecto, procede recordar que, según reiterada jurisprudencia, el principio de igualdad de trato, como principio general del Derecho de la Unión, exige que no se traten de manera diferente situaciones comparables y que no se traten de manera idéntica situaciones diferentes, a no ser que dicho trato esté objetivamente justificado (sentencia de 28 de noviembre de 2018, Solvay Chimica Italia y otros, C‑262/17, C‑263/17 y C‑273/17, EU:C:2018:961, apartado 66 y jurisprudencia citada).

30

Ahora bien, debe señalarse que, en lo que atañe a la exigencia de un canon como el controvertido en los litigios principales, los titulares de concesiones como Eni y Shell no se encuentran en una situación comparable a la de otros operadores del mercado PSV, cuya actividad consiste únicamente en vender, distribuir y comercializar cantidades de gas en el mercado.

31

En efecto, se desprende de los elementos de que dispone el Tribunal de Justicia, y que corresponde comprobar al órgano jurisdiccional remitente, que el pago del canon se exige solamente a los titulares de una concesión de extracción, como contrapartida del derecho de ejercer, de manera exclusiva, la actividad de producción de hidrocarburos en una zona geográfica determinada.

32

En tales circunstancias, una normativa nacional como la controvertida en los litigios principales, que dispone que el importe de los cánones adeudados por los titulares de concesiones de extracción de gas natural se determina con respecto a un índice diferente del utilizado para determinar el valor del gas natural producido en el mercado, no constituye una discriminación de dichos titulares.

33

Por consiguiente, el hecho de que el índice QE no esté vinculado al pecio de mercado del gas natural carece de pertinencia para apreciar el carácter discriminatorio de la referida normativa. Esta afirmación viene corroborada por el hecho de que la Directiva 94/22 no contiene disposición alguna que obligue a los Estados miembros a adoptar un método concreto de determinación del canon controvertido ni a establecer que su valor esté vinculado al precio del gas natural intercambiado en el mercado PSV.

34

A este respecto, como ha señalado el Abogado General en el punto 58 de sus conclusiones, no parece irrazonable que, con el fin de garantizar una mayor estabilidad y previsibilidad de los ingresos públicos procedentes de la extracción de hidrocarburos, un Estado miembro elija un método de cálculo de los cánones adeudados por ejercer tal actividad, vinculado a un indicador menos volátil que se base en las cotizaciones del petróleo y de otros combustibles a medio y largo plazo, como el índice QE, en lugar de en un índice que refleje el precio de mercado del gas natural a corto plazo, como el índice Pfor.

35

Procede subrayar asimismo que la Directiva 94/22, en particular su artículo 6, establece determinadas exigencias que los Estados miembros han de cumplir al ejercer su facultad de apreciación para establecer las modalidades de cálculo de cánones como los controvertidos en los litigios principales.

36

Por lo tanto, como ha señalado el Abogado General en los puntos 60 y 67 de sus conclusiones, se desprende del artículo 6, apartados 1 y 3, de la Directiva 94/22, que los Estados miembros no pueden imponer cánones tan elevados que hagan, en la práctica, inviables las actividades de prospección, exploración y producción de gas natural o no permitan garantizar la independencia de la gestión de las entidades.

37

Corresponde al órgano jurisdiccional remitente apreciar si, teniendo en cuenta todas las circunstancias pertinentes, se han sobrepasado los límites que establece la Directiva 94/22 en el marco de los litigios pendientes ante él.

38

Habida cuenta de todas las consideraciones anteriores, procede responder a la cuestión prejudicial planteada que el artículo 6, apartado 1, de la Directiva 94/22, analizado a la luz de su sexto considerando, debe interpretarse en el sentido de que no se opone a una normativa nacional en virtud de la cual el importe de los cánones que adeudan los titulares de concesiones de extracción de gas natural se calcula en función de un índice basado en las cotizaciones del petróleo y de otros combustibles a medio y largo plazo, y no de un índice que refleje el precio de mercado del gas natural a corto plazo.

39

Dado que el procedimiento tiene, para las partes del litigio principal, el carácter de un incidente promovido ante el órgano jurisdiccional remitente, corresponde a este resolver sobre las costas. Los gastos efectuados por quienes, no siendo partes del litigio principal, han presentado observaciones ante el Tribunal de Justicia no pueden ser objeto de reembolso.

En virtud de todo lo expuesto, el Tribunal de Justicia (Sala Novena) declara:

El artículo 6, apartado 1, de la Directiva 94/22/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 1994, sobre las condiciones para la concesión y el ejercicio de las autorizaciones de prospección, exploración y producción de hidrocarburos, analizado a la luz de su sexto considerando, debe interpretarse en el sentido de que no se opone a una normativa nacional en virtud de la cual el importe de los cánones que adeudan los titulares de concesiones de extracción de gas natural se calcula en función de un índice basado en las cotizaciones del petróleo y de otros combustibles a medio y largo plazo, y no de un índice que refleje el precio de mercado del gas natural a corto plazo.