Appalti e acquisti verdi

Normativa Vigente

print

Decisione Commissione Ue 2012/539/Ue

Procedure di appalto - Mercato dell'energia elettrica - Autorizzazione esenzioni per l'Italia

Ultima versione disponibile al 28/03/2020

Commissione europea

Decisione di esecuzione 26 settembre 2012, n. 2012/539/Ue

(Guue 5 ottobre 2012 n. L 271)

Decisione della Commissione che esonera la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali in Italia nella macro zona Nord e nella macro zona Sud dall'applicazione della direttiva 2004/17/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio che coordina le procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia, degli enti che forniscono servizi di trasporto e servizi postali e che modifica la decisione 2010/403/Ue della Commissione

(Testo rilevante ai fini del See)

 

La Commissione europea,

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,

vista la direttiva 2004/17/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio, del 31 marzo 2004, che coordina le procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia, degli enti che forniscono servizi di trasporto e servizi postali1 , in particolare l'articolo 30, paragrafi 5 e 6,

vista la richiesta presentata da EniPower Spa (nel seguito "EniPower") con e-mail del 29 marzo 2012,

considerando quanto segue:

 

I. Fatti

(1) Il 29 marzo 2012 EniPower ha presentato alla Commissione, tramite e-mail, una domanda a norma dell'articolo 30, paragrafo 5, della direttiva 2004/17/Ce. La Commissione ha informato le autorità italiane in merito a tale richiesta l'11 aprile 2012 e ha chiesto ulteriori informazioni alle stesse con e-mail del 25 maggio e del 25 luglio 2012, nonché a EniPower con e-mail del 25 maggio 2012. Le Autorità italiane hanno trasmesso le informazioni complementari richieste con e-mail del 20 giugno 2012, del 21 giugno 2012 e dell'8 agosto 2012 ed EniPower con e-mail del 20 giugno 2012.

(2) La richiesta presentata da EniPower riguarda la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica all'interno del territorio italiano, con l'eccezione della Sardegna e della Sicilia.

 

II. Quadro giuridico

(3) L'articolo 30 della direttiva 2004/17/Ce dispone che gli appalti destinati a permettere la prestazione di un'attività cui si applica la direttiva non sono soggetti alla stessa se, nello Stato membro in cui tale attività è esercitata, questa è direttamente esposta alla concorrenza su mercati liberamente accessibili. L'esposizione diretta alla concorrenza viene valutata sulla base di criteri oggettivi che tengono conto delle caratteristiche specifiche del settore interessato. Un mercato è considerato liberamente accessibile se lo Stato membro ha attuato e applicato le norme della legislazione Ue in materia che liberalizzano un determinato settore o parti di esso. Tale legislazione figura nell'allegato XI della direttiva 2004/17/Ce che, per il settore dell'energia elettrica rinvia alla direttiva 96/92/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica2 . La direttiva 96/92/Ce è stata sostituita dalla direttiva 2003/54/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/Ce3 , che è stata a sua volta sostituita dalla direttiva 2009/72/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/Ce4 .

(4) L'Italia ha attuato e applicato non solo la direttiva 96/92/Ce ma anche la direttiva 2003/54/Ce e la direttiva 2009/72/Ce. Di conseguenza, e in conformità all'articolo 30, paragrafo 3, primo comma, il mercato dovrebbe essere considerato liberamente accessibile sull'intero territorio italiano.

(5) L'esposizione diretta alla concorrenza deve essere valutata sulla base di vari indicatori, nessuno dei quali di per sé è necessariamente decisivo. Per quanto riguarda i mercati interessati dalla presente decisione, un parametro da prendere in considerazione è la quota complessiva di mercato degli operatori principali su un determinato mercato. Un altro criterio è il grado di concentrazione dei mercati interessati. Considerate le caratteristiche dei mercati interessati è opportuno tener conto anche di altri fattori, quali il funzionamento del mercato di bilanciamento, la concorrenza in termini di prezzi e il grado di cambio di fornitore ("Switching") da parte dei clienti.

(6) La presente decisione fa salva l'applicazione delle regole della concorrenza.

 

III. Valutazione

(7) In Italia, la vendita all'ingrosso di energia elettrica è effettuata attraverso scambi, tramite contratti a pronti o contratti a termine o contratti bilaterali.

(8) Il mercato a pronti è composto dal "Mercato del giorno prima" (Mgp) nel quale l'energia elettrica è negoziata per il giorno seguente e dal "Mercato infragiornaliero" (Mi) nel quale gli operatori possono adeguare le vendite e gli acquisti rispetto alle contrattazioni sul Mercato del giorno prima e dal "Mercato dei servizi di dispacciamento" (Msd) sul quale Terna, il gestore italiano dei sistemi di trasmissione, si approvvigiona delle risorse necessarie ai fini della gestione e del controllo del sistema e per la risoluzione delle congestioni intrazonali, per l'approvvigionamento della riserva di energia e per il bilanciamento del sistema in tempo reale.

(9) I contratti a termine sono negoziati su mercati regolamentati: il Mercato a termine (Mte) e l'Idex (il Mercato italiano dei derivati sull'energia) e/o su piattaforme over the counter (Otc). Il Mercato italiano dei derivati sull'energia (Idex) è una piattaforma dedicata alla negoziazione di strumenti contrattuali basati sul prezzo di acquisto medio (Prezzo unico nazionale).

(10) In base alle informazioni più recenti disponibili, il gas naturale è il combustibile più importante nel mix italiano dell'energia elettrica in quanto fornisce più della metà dell'energia elettrica prodotta. Le fonti rinnovabili occupano il secondo posto e, nel 2011, rappresentavano il 28 % dell'energia elettrica prodotta della quale il 55 % proveniva dall'energia idroelettrica, il 12 % dall'energia eolica, il 13 % dall'energia solare, il 13 % dalla bioenergia e il 7 % dall'energia geotermica5 .

 

Definizione del mercato

Definizione del mercato del prodotto

(11) In base alle precedenti decisioni della Commissione6 , nel settore dell'energia elettrica è possibile distinguere i seguenti mercati rilevanti del prodotto: i) produzione e vendita all'ingrosso di energia elettrica; ii) trasmissione, iii) distribuzione e iv) vendita al dettaglio. Mentre alcuni di questi mercati possono essere ulteriormente suddivisi, sino a oggi la prassi della Commissione7 ha sempre respinto la distinzione tra un mercato della produzione di energia elettrica e un mercato della vendita all'ingrosso, in quanto la produzione in quanto tale costituisce soltanto un primo anello della catena del valore, mentre i volumi di energia elettrica prodotti sono commercializzati sul mercato all'ingrosso.

(12) La richiesta di EniPower riguarda la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica. Secondo quanto sostenuto dall' "Autorità garante della concorrenza e del mercato" e dall' "Autorità per l'energia elettrica e il gas", il mercato all'ingrosso consiste in "contratti per l'acquisto e la vendita di energia elettrica stipulati da operatori che possiedono le fonti primarie di energia (energia nazionale prodotta e energia importata) da un lato e grandi clienti industriali (Acquirente unico e grossisti) dall'altro".

(13) Il richiedente sostiene che ai fini della sua richiesta, l'analisi del mercato all'ingrosso può limitarsi all'analisi del Mercato del giorno prima, in quanto tale mercato comprende anche i contratti a termine che, in ogni caso, devono essere programmati sul Mercato del giorno una volta andati a scadenza e che è prevista la consegna fisica del bene. Per questa ragione, i volumi negoziati attraverso contratti a termine, per i quali avviene la consegna fisica, contribuiscono alla formazione del prezzo sul Mercato del giorno prima. Il richiedente sostiene che il mercato infragiornaliero costituisce una sessione complementare del Mercato del giorno prima e che i quantitativi negoziati sul Mercato infragiornaliero sono solo marginali rispetto a quelli negoziati sul Mercato del giorno prima. Il Mercato dei servizi di dispacciamento è organizzato in modo fondamentalmente diverso dal Mercato del giorno prima e dal Mercato infragiornaliero, dato che su questo mercato Terna è la controparte centrale e si approvvigiona delle risorse necessarie a garantire la sicurezza del sistema elettrico nazionale. La valutazione del richiedente è avallata dall'Autorità antitrust italiana8 e dall'Autorità italiana per il gas e l'elettricità9 .

(14) La più recente decisione della Commissione a norma dell'articolo 30 della direttiva 2004/17/Ce, la decisione di esecuzione 2012/218/Ue della Commissione, del 24 aprile 2012, che esonera la produzione e la vendita all'ingrosso dell'energia elettrica prodotta da fonti convenzionali in Germania dall'applicazione della direttiva 2004/17/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio che coordina le procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia, degli enti che forniscono servizi di trasporto e servizi postali10 , distingueva tra due mercati del prodotto per quanto riguarda la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica, vale a dire il mercato dell'energia elettrica prodotta da fonti convenzionali e il mercato dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili11 . Tale distinzione è stata introdotta a causa del regime speciale applicabile all'energia prodotta da fonti rinnovabili12 in Germania.

(15) In conformità alla decisione di esecuzione 2012/218/Ue, è necessario verificare se il mercato italiano della produzione e della vendita all'ingrosso di energia elettrica debba essere suddiviso in due mercati del prodotto separati. A questo fine, il richiedente e le autorità italiane sono stati invitati a esprimere il loro parere in merito.

(16) In Italia la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili gode di condizioni speciali13 come:

a) una procedura semplificata per ottenere dalle regioni o dagli enti locali le autorizzazioni per gli impianti alimentati da fonti rinnovabili;

b) corrispettivi di connessione forfettari e priorità di trattamento;

c) sistemi di incentivazione attraverso remunerazioni;

d) priorità di dispacciamento a parità di offerta sul Mercato del giorno prima.

(17) I sistemi di incentivazione di cui alla lettera c) del considerando 16 trovano applicazione attraverso uno dei seguenti strumenti: Meccanismo Cip 614 , Tariffe omnicomprensiveFit, Certificati verdiCV e ContoEnergia - Ce.

a) Il meccanismo Cip 6 consiste in una tariffa feed-in stabilita per legge per l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e da fonti "assimilate alle rinnovabili", in particolare l'elettricità prodotta in impianti di produzione combinata di energia elettrica e termica. Su 3,5 GWh interessati dal meccanismo Cip 6 nel 2011, 1 GWh è afferente a fonti rinnovabili15 . Questo meccanismo remunera i costi operativi, di capitale e di combustibile degli impianti e comprende anche una componente incentivante applicabile per i primi 8 anni di vita della concessione. Questo meccanismo è ora in fase di dismissione16 .

b) Il meccanismo di tariffe omnicomprensive (di seguito meccanismo Fit) si applica agli impianti con una capacità installata inferiore a 200 kW per i parchi eolici e inferiore a 1 MW per le altre fonti rinnovabili. Questo sistema è garantito per 15 anni, è volontario e alternativo al sistema dei Certificati verdi. Il valore della tariffa omnicomprensiva include sia il prezzo dell'energia che l'incentivo.

c) Il meccanismo dei Certificati verdi (di seguito meccanismo CV) è basato sull'imposizione di quote d'obbligo per i produttori e importatori di energia da fonti convenzionali, i quali sono tenuti a presentare annualmente un certo numero di Certificati verdi che consenta di coprire la propria quota d'obbligo. I certificati verdi sono quindi assegnati agli impianti da fonti rinnovabili in funzione dell'energia prodotta e possono essere scambiati in un apposito mercato separato, distinto da quello dell'energia. I produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili ottengono un ricavo dalla cessione dell'energia sul mercato e, come incentivo, il ricavo dalla vendita dei Certificati verdi. Il valore dei Certificati verdi venduti è determinato dall'incrocio tra domanda (espressa dai produttori e importatori obbligati di energia elettrica da fonti convenzionali) e offerta (espressa dai produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili). I regimi di certificati verdi si applicano agli impianti sopra 1 MW (tranne gli impianti fotovoltaici) e all'energia eolica sopra 200 kW.

d) Il Conto energia (di seguito meccanismo Ce) è il sistema di incentivazione per la produzione fotovoltaica e consiste in una tariffa feed in premium dove i produttori ricevono il prezzo di mercato sul Mercato del giorno prima (Mgp) e un corrispettivo a titolo di incentivo. Questo sistema di incentivazione è garantito per 20 anni.

(18) In base alle informazioni più recenti17 , il 45% dell'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili (che rappresenta circa il 12,6% del totale di energia elettrica scambiata sul Mercato del giorno prima nel 2011) ha goduto di un prezzo regolamentato ed è indipendente dall'offerta e dalla domanda di energia elettrica. Il residuo 55% di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili è scambiato  direttamente attraverso contratti bilaterali o sulle borse, al prezzo di mercato ma può sempre ricevere degli incentivi sotto forma di Certificati verdi o Conti energia.

(19) Nondimeno, come sottolineano le autorità italiane18 , si osserva che una parte dell'energia elettrica anche se prodotta da fonti rinnovabili non riceve alcun incentivo in termini di remunerazione e non beneficia di priorità di dispacciamento19 . Questa energia elettrica è venduta sul Mercato del giorno prima a prezzi di mercato, analogamente all'energia prodotta da fonti convenzionali.

(20) Dato che generalmente l'energia elettrica prodotta da tutte le fonti rinnovabili ha priorità di immissione in rete, la produzione di questo tipo di energia elettrica può essere considerata indipendente dalla domanda20 .

(21) Per quanto riguarda l'energia elettrica soggetta al meccanismo Cip 6 e al meccanismo Fit, anche la produzione e l'immissione in rete sono svincolate dai prezzi, dato che i gestori hanno diritto a un corrispettivo stabilito per legge. Per quanto riguarda l'energia elettrica soggetta ai meccanismi CV e Ce, essa è venduta sul mercato all'ingrosso a un prezzo che dipende dal Mercato del giorno prima, ma riceve un incentivo oltre al prezzo al quale l'energia elettrica è stata venduta sul mercato.

(22) Inoltre, la vendita di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili che sono soggette ai meccanismi Cip 6 e Fit, avviene per la maggior parte attraverso il Gestore dei servizi energetici (di seguito Gse)21 , che ritira l'energia elettrica e successivamente la vende, in una seconda fase, sul mercato all'ingrosso. Pertanto, anche dal lato della domanda tale mercato si distingue chiaramente dal mercato all'ingrosso per quanto riguarda l'energia elettrica convenzionale.

(23) L'Autorità antitrust italiana osserva che il mercato per l'energia elettrica da fonti rinnovabili totalmente sovvenzionata (nell'ambito dei meccanismi Cip 6 e Fit), che rappresenta solo circa il 12% dell'energia prodotta in Italia, è più piccolo del mercato tedesco dell'energia elettrica da fonti rinnovabili (14% del mercato totale dell'energia elettrica) e non ritiene opportuno dividere il mercato del prodotto italiano per l'energia elettrica come nel caso tedesco. La Commissione è tuttavia del parere che in questo caso non possa essere invocato il principio de minimis. Infatti, anche se solo il 12% del mercato totale è soggetto a prezzo garantito, l'energia elettrica da fonti rinnovabili che è venduta sul mercato beneficia generalmente della connessione prioritaria alla rete e dell'immissione prioritaria nella rete e parte dei produttori di energia beneficiano anche di un sostegno diverso dal prezzo garantito (ad esempio tramite i meccanismi Ce e/o CV).

(24) L'Autorità italiana per l'energia elettrica e il gas ritiene che l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili faccia parte dello stesso mercato come l'energia elettrica prodotta da fonti convenzionali in quanto l'energia elettrica dalle rinnovabili esercita una pressione competitiva sull'energia elettrica convenzionale.

(25) La Commissione riconosce che l'energia elettrica generata attraverso fonti rinnovabili esercita una pressione competitiva sull'energia elettrica prodotta da fonti convenzionali. Tuttavia, dagli elementi di fatto esposti sopra, in particolare ai considerando da 19 a 22 emerge che non è vero il contrario. Inoltre, né il richiedente, né le autorità italiane hanno presentato convincenti elementi di prova a sostegno della tesi che l'energia elettrica convenzionale eserciti una pressione competitiva sull'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Quest'ultima quindi non può essere fatta rientrare nello stesso mercato dell'energia convenzionale.

(26) Alla luce dei fattori esaminati ai considerando da 11 a 25, al fine di valutare se le condizioni stabilite all'articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/Ce siano soddisfatte, e fatte salve le norme sulla concorrenza, vengono definiti in appresso due mercati del prodotto rilevanti. Il primo mercato del prodotto è definito come il mercato per la produzione e la vendita all'ingrosso dell'energia elettrica prodotta da fonti convenzionali. Ai fini della presente decisione, l'energia elettrica di cui al considerando 19, che non beneficia di remunerazione a titolo di nessuno dei sistemi di incentivazione applicabili e non gode di priorità di dispacciamento, sebbene sia prodotta da fonti rinnovabili, è considerata parte del mercato del prodotto per la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali. Il secondo mercato del prodotto è definito il mercato per la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili. Ai fini della presente decisione, l'energia elettrica prodotta da fonti "assimilate alle rinnovabili", soggetta al meccanismo Cip 6 di cui alla lettera a) del considerando 17, è considerata parte del mercato del prodotto per la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.

 

Definizione del mercato geografico

Produzione e vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali

(27) La prassi precedente della Commissione, nella maggior parte dei casi, faceva coincidere il perimetro geografico dei mercati dell'energia elettrica con la dimensione nazionale22 o addirittura con una dimensione più ridotta23 . In alcune occasioni la Commissione ha lasciato aperta la possibilità di mercati più ampi dei territori24 .

(28) Il mercato dell'energia elettrica in Italia era soggetto a un'altra procedura a norma dell'articolo 30 della direttiva 2004/17/Ce, che è sfociata nella decisione 2010/403/Ue della Commissione, del 14 luglio 2010, che esonera la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica nella macro zona Nord dell'Italia e la vendita al dettaglio di energia elettrica ai clienti finali connessi in media, alta e altissima tensione in Italia, dall'applicazione della direttiva 2004/17/Ce del Parlamento europeo e del Consiglio, che coordina le procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia, degli enti che forniscono servizi di trasporto e servizi postali25 . La domanda era stata presentata dalla Compagnia valdostana delle acque e riguardava la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica, sull'intero territorio italiano, o in alternativa nella macro zona Nord. Al fine di valutare se le condizioni stabilite all'articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/Ce fossero soddisfatte, la Commissione ha limitato il suo esame alla situazione competitiva esistente all'interno del territorio della macro zona Nord per quanto riguarda la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica. Le autorità italiane hanno confermato che la delimitazione della macrozona Nord restava valida in quanto mercato rilevante; aggiungendo tuttavia che "sono in corso cambiamenti, di conseguenza al momento non è chiara la delimitazione tra le rimanenti zone, poiché sono in corso ampie indagini; allo stato attuale non è pertanto possibile valutare definitivamente la situazione concorrenziale in questi mercati geografici".

(29) Il richiedente sostiene che il mercato geografico dovrebbe essere ridefinito secondo i cambiamenti significativi avvenuti sia nella configurazione della rete di trasmissione che nella struttura dell'offerta e della domanda. Più precisamente, nel corso degli ultimi tre anni, dal lato dell'offerta, si è avuto un ingresso massiccio di nuova capacità a ciclo combinato nelle regioni settentrionali e meridionali del paese, di capacità a carbone ad alta efficienza nell'Italia centrale e di fonti rinnovabili nelle zone meridionali e in Sardegna e Sicilia. Dal lato della domanda, si è registrata una contrazione in tutti i settori produttivi dovuta alla crisi economica, a partire dal 2008. Di conseguenza, il richiedente definisce il mercato geografico rilevante per la produzione e la vendita all'ingrosso dell'energia elettrica, come il territorio italiano a eccezione di Sardegna e Sicilia (di seguito l'Italia continentale).

(30) Nel 2005, l'Autorità per l'energia elettrica e il gas e l'Autorità garante della concorrenza e del mercato hanno svolto un'analisi approfondita del mercato geografico dell'energia elettrica in Italia i cui risultati sono stati presentati nello studio "Istruttoria conoscitiva sullo stato della liberalizzazione nel settore dell'energia elettrica e del gas naturale — IC22". Tale analisi ha individuato quattro mercati geografici distinti:

a) la macrozona Nord [costituita dalla zona Nord26 e dai poli di produzione limitata di Turbigo e Monfalcone];

b) la macrozona Sud che corrisponde al resto dell'Italia continentale [costituita da tre zone: la zona Centro-Nord27 , la zona Centro-Sud28 , la zona Sud29 e la Calabria comprendenti i poli di produzione limitata di Piombino, Rossano e Brindisi];

c) la macrozona Sicilia (costituita dalla Sicilia e comprendente il polo di produzione limitata di Priolo);

d) la macrozona Sardegna.

(31) Sulla base dell'analisi di cui al considerando 30 e dei dati di mercato effettivi per il periodo 2008-2011, il richiedente ha preso in considerazione i seguenti indicatori:

a) la saturazione dei limiti di trasmissione tra zone nelle ore di punta (numero di ore durante le quali i limiti di trasmissione tra due zone limitrofe sono saturate). Una bassa frequenza di congestioni tra zone limitrofe significa che esse appartengono allo stesso mercato geografico, in quanto le condizioni concorrenziali sono omogenee all'interno della zona interessata; al contrario, un'alta frequenza di congestioni indica un certo livello di frammentazione del mercato e la possibile esistenza di condizioni concorrenziali non omogenee all'interno della zona interessata;

b) le differenze di prezzo e la concorrenza di prezzo zonale, nonché

c) il test della "domanda residuale" definita come la differenza tra la domanda totale esistente in una data zona e le importazioni massime potenziali dalle zone adiacenti.

(32) Le autorità italiane sono state invitate a esprimere il loro parere in merito alla attuale definizione di mercato geografico rilevante per l'Italia. L'Autorità italiana per l'energia elettrica e il gas ha confermato che la definizione del mercato geografico rilevante individuata nel 2005 nell' "Istruttoria conoscitiva sullo stato della liberalizzazione nel settore dell'energia elettrica e del gas naturale" restava valida e ha indicato che, sulla base dei dati a sua disposizione, ai fini del presente procedimento di esenzione, il mercato geografico rilevante dovrebbe essere suddiviso in quattro macrozone: le macrozone Nord, Centro-Sud, Sicilia e Sardegna.

(33) Anche l'Autorità antitrust italiana (Autorità Garante della concorrenza e del mercato) ha confermato il parere dell'Autorità per l'energia elettrica e il gas. Sebbene essa riconosca che alcune strozzature originarie della rete elettrica italiana siano state superate a seguito degli investimenti effettuati da Terna, l'evoluzione del rapporto tra offerta (sviluppo di nuove capacità produttive) e domanda ha evidenziato, di recente, nuovi vincoli di rete, che si riflettono in prezzi più bassi nella zona Sud in una percentuale significativa delle ore piene. Inoltre l'Autorità antitrust ha indicato che l'applicazione della metodologia della domanda residuale conferma la divisione dell'Italia continentale in due zone separate, vale a dire la macrozona Nord e la macrozona Sud.

(34) Alla luce di quanto precede, e in assenza di elementi sufficienti che dimostrino l'esistenza di un'unica zona di mercato che si identifichi con l'Italia continentale, la Commissione non condivide il parere del richiedente che il mercato geografico rilevante, per quanto riguarda l'energia elettrica da fonti convenzionali, sia costituito dall'Italia continentale.

(35) In conclusione, visti i fattori esaminati ai considerando da 27 a 34, al fine di valutare se le condizioni stabilite all'articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/Ce siano soddisfatte, e fatto salvo il diritto della concorrenza, i mercati geografici rilevanti per la produzione e la vendita all'ingrosso dell'energia elettrica prodotta da fonti convenzionali sono considerati la macrozona nord e la macrozona Sud.

 

Produzione e vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili

(36) Per quanto riguarda la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica rinnovabile, definita al considerando 26, non è necessario decidere in merito al perimetro geografico esatto, in quanto il risultato dell'analisi sarebbe lo stesso utilizzando qualsiasi definizione alternativa (intero territorio italiano, Italia continentale o macrozona Nord e macrozona Sud).

(37) Si osserva, nondimeno, che la serie di incentivazioni elencate al considerando 16 viene applicata in modo uniforme su tutto il territorio italiano.

 

Analisi del mercato

Produzione e vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali

 

a) Quote di mercato e concentrazione del mercato

(38) Conformemente alla sua prassi consolidata30 , la Commissione ritiene che, per quanto riguarda la produzione di energia elettrica, "un indicatore del grado di concorrenza sia la quota di mercato complessivamente detenuta dai tre principali operatori".

(39) In base alle informazioni fornite dal richiedente, nel 2010 le quote di mercato complessive dei primi tre produttori di energia elettrica da fonti convenzionali erano pari al 48,9% nella macrozona Nord e al 62,7% nella macrozona Sud. Il mercato dell'energia elettrica convenzionale si colloca quindi nella fascia intermedia, rispetto alle precedenti decisioni di esenzione a norma dell'articolo 30 della direttiva 2004/17/Ce31 .

(40) L'indice Herfindahl-Hirchman (HHI)32 calcolato per i produttori di energia elettrica convenzionale nella macrozona Nord era pari a 1.302 e nella macrozona Sud si attestava a 1.714 nel 201033 , il che colloca entrambe queste macrozone nella categoria dei "mercati moderatamente concentrati".

(41) Obiettivo della presente decisione è stabilire se le attività di produzione e vendita all'ingrosso di energia elettrica siano esposte a un livello tale di concorrenza (su mercati liberamente accessibili) che anche in assenza della disciplina imposta dalle norme dettagliate sugli appalti, di cui alla direttiva 2004/17/Ce, la procedura di appalto per lo svolgimento delle attività in questione venga effettuata in modo trasparente e non discriminatorio sulla base di criteri che permettono agli enti aggiudicatori di individuare la soluzione complessivamente più vantaggiosa sotto il profilo economico. In questo contesto va osservato che le società che producono energia elettrica da fonti rinnovabili che viene acquistata dal Gestore dei servizi energetici (Gse) a prezzi regolati (meccanismi Cip 6 e Fit) o che è altrimenti soggetta a una remunerazione di incentivo (meccanismi CV e Ce), quando operano sui mercati dell'energia elettrica hanno la possibilità di esercitare una pressione concorrenziale sui produttori di energia elettrica da fonti convenzionali.

(42) Considerate le cifre che precedono, ai fini della presente decisione e fatto salvo il diritto della concorrenza, si può presumere che il grado di concentrazione del mercato possa essere considerato un indicatore di un certo grado di esposizione alla concorrenza della produzione e della vendita all'ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali in entrambe le macrozone.

 

b) Altri fattori

(43) Sebbene la macrozona Nord e la macrozona Sud formino mercati rilevanti a sé stanti, esse non possono essere considerate completamente isolate dalle regioni limitrofe. L'Italia è attualmente un notevole importatore di energia elettrica e tali importazioni avvengono principalmente attraverso il confine settentrionale. Secondo le autorità italiane le importazioni comportano una pressione concorrenziale principalmente sulla macrozona Nord34 . La macrozona Sud si approvvigiona di energia elettrica dalla macrozona Nord35 . Ciò significa che gli investimenti nel settore dell'energia elettrica in entrambe le macrozone Nord e Sud non possono essere effettuati senza tener conto di altri produttori nelle regioni limitrofe. Tali fattori non dovrebbero quindi essere considerati in contrasto con la conclusione che gli enti aggiudicatori che operano sul mercato della produzione da fonti convenzionali di entrambe le macrozone siano esposti alla concorrenza.

(44) Inoltre, anche se rappresenta una piccola parte della quantità totale di energia elettrica prodotta e/o consumata in uno Stato membro, anche il funzionamento dei meccanismi di bilanciamento dovrebbe essere considerato un indicatore supplementare. In base alle informazioni disponibili, il funzionamento del meccanismo di bilanciamento, il funzionamento del Mercato infragiornaliero e quello del Mercato dei servizi di dispacciamento, sono tali da non costituire un ostacolo alla produzione di energia elettrica soggetta a diretta esposizione alla concorrenza.

(45) Infine, un'analisi della situazione rispetto al grado di cambio di fornitore (switching) da parte dei clienti36 , dimostra che il livello di clienti che cambiano fornitore non è in contrasto con la conclusione che i produttori di energia elettrica da fonti convenzionali in entrambe le macrozone Nord e Sud, siano esposti alla concorrenza.

 

Produzione e vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili

(46) L'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili beneficia della connessione prioritaria alla rete e ha priorità rispetto all'energia elettrica convenzionale nell'immissione in rete, pertanto la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili è virtualmente indipendente dalla domanda.

(47) In termini di remunerazione, sono attualmente in vigore diversi meccanismi di incentivazione applicabili all'energia elettrica rinnovabile come indicato al considerando 17. Tali meccanismi dipendono dal tipo specifico della fonte rinnovabile, dalla capacità di produzione e/o dall'anno in cui l'impianto è entrato in funzione.

(48) Dell'energia elettrica totale prodotta in Italia, il 12,6% è acquistato dal Gse a un prezzo stabilito per legge37 . Il Gse si occupa della vendita di questa quota di energia elettrica in un secondo momento, sul Mercato del giorno prima. Pertanto in questo caso anche la produzione e l'immissione in rete sono totalmente indipendenti dai prezzi in quanto gli operatori hanno diritto a un corrispettivo stabilito per legge.

(49) L'energia elettrica da fonti rinnovabili soggetta ai meccanismi di incentivazione CV e CE è venduta dai produttori sul mercato all'ingrosso, ricevendo tuttavia un incentivo oltre al prezzo al quale hanno venduto l'energia elettrica sul mercato. Tale incentivo, che in alcuni casi può essere piuttosto elevato (ad esempio il CE per l'energia elettrica solare), offre un vantaggio concorrenziale rispetto ai produttori di energia elettrica convenzionale.

(50) Per le ragioni indicate sopra, ai considerando da 46 a 49, la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, definita al considerando 26, in Italia rientrano in un sistema regolamentato. Non si può quindi concludere che l'attività dei produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili sia esposta alla concorrenza. Non è quindi necessario esaminare altri indicatori, come quelli elencati al considerando 5.

(51) Allo scopo di riflettere l'attuale situazione del quadro giuridico e di fatto che definisce la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia, come è emersa dall'esame della domanda di EniPower e al fine di assicurare un trattamento coerente del mercato dell'energia elettrica da fonti rinnovabili nel mercato interno, in conformità al recente precedente della Commissione stabilito nella decisione di esecuzione 2012/218/Ue, è necessario modificare di conseguenza la decisione 2010/403/Ue.

 

IV. Conclusioni

(52) Alla luce dei fattori esaminati nei considerando da 38 a 45, la condizione di diretta esposizione alla concorrenza stabilita all'articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/Ce, deve essere considerata soddisfatta per quanto riguarda la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali, definita al considerando 26, in entrambe le macrozone Nord e Sud dell'Italia.

(53) Inoltre, poiché si considera soddisfatta la condizione dell'accesso libero al mercato, non si deve applicare la direttiva 2004/17/Ce all'aggiudicazione di appalti diretti a consentire la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali nella macrozona Nord e nella macro zona Sud, né all'organizzazione di gare per l'esercizio di tale attività nella zona geografica in questione.

(54) Nondimeno, si deve considerare non soddisfatta la condizione dell'esposizione diretta alla concorrenza stabilita all'articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/Ce, per quanto riguarda la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili, definita al considerando 26, sull'intero territorio italiano. Dato che la decisione 2010/403/Ue ha esonerato i contratti diretti a consentire la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica nella macrozona Nord senza distinguere tra fonti convenzionali e fonti rinnovabili, è opportuno modificare tale decisione allo scopo di limitare la deroga alla produzione e alla vendita all'ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali. Al fine di consentire agli operatori di adattarsi al nuovo perimetro di applicazione dell'esenzione, che non comprende più le fonti rinnovabili di energia elettrica, è necessario prevedere un periodo transitorio.

(55) Dato che la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, definita al considerando 26, continua a essere soggetta alla direttiva 2004/17/Ce, si ricorda che i contratti di appalto che riguardano diverse attività devono essere trattati in conformità all'articolo 9 della direttiva 2004/17/Ce. Ciò significa che quando un ente aggiudicatore è impegnato in appalti "misti", ossia appalti che riguardano sia attività esonerate dalla direttiva 2004/17/Ce sia attività non esonerate, è necessario prendere in considerazione le attività per le quali l'appalto è principalmente destinato. In caso di appalto misto, se il fine è essenzialmente quello di sostenere la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili, si applicano le disposizioni della direttiva 2004/17/Ce. Quando sia obiettivamente impossibile determinare le attività alle quali l'appalto è principalmente destinato, il contratto è dichiarato aggiudicato conformemente alle disposizioni di cui all'articolo 9, paragrafi 2 e 3 di tale direttiva.

(56) La presente decisione è basata sulla situazione giuridica e di fatto esistente tra marzo e settembre 2012, quale risulta dalle informazioni trasmesse da EniPower e dalle autorità italiane. Essa potrà essere rivista, qualora cambiamenti significativi della situazione giuridica e di fatto comportino il venir meno delle condizioni di applicabilità di cui all'articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/Ce in merito alla produzione e alla vendita all'ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali.

(57) Le misure previste dalla presente decisione sono conformi al parere del comitato consultivo per gli appalti pubblici,

Ha adottato la presente decisione:

Articolo 1

La direttiva 2004/17/Ce non si applica agli appalti assegnati da enti aggiudicatori e destinati a permettere la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali nella macrozona Sud dell'Italia.

La direttiva 2004/17/Ce continua ad applicarsi agli appalti assegnati da enti aggiudicatori e destinati a permettere la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili nella macrozona Sud dell'Italia.

Articolo 2

L'articolo 1 della decisione 2010/403/Ue è modificato come segue:

a) La lettera a) è sostituita dalla seguente:

"a) La direttiva 2004/17/Ce non si applica agli appalti assegnati da enti aggiudicatori e destinati a permettere la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali nella macrozona Nord dell'Italia."

b) È aggiunto il seguente paragrafo:

"La direttiva 2004/17/Ce si applica agli appalti assegnati da enti aggiudicatori e destinati a permettere la produzione e la vendita all'ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili nella macrozona Nord dell'Italia."

Articolo 3

L'articolo 2 si applica a decorrere dal 15 aprile 2013.

Articolo 4

La Repubblica italiana è destinataria della presente decisione.

 

Fatto a Bruxelles, il 26 settembre 2012.

Note ufficiali

1.

Gu L 134 del 30 aprile 2004, pag. 1.

2.

Gu L 27 del 30 gennaio 1997, pag. 20.

3.

Gu L 176 del 15 luglio 2003, pag. 37.

4.

Gu L 211 del 14 agosto 2009, pag. 55.

5.

Secondo la lettera dell'Autorità antitrust italiana del 21 giugno 2012, pag. 3.

6.

Caso COMP/M.4110 — E.ON/ENDESA del 25 aprile 2006, punto 10, pag. 3.

7.

Caso COMP/M. 3696 E.ON — MOL del 21 dicembre 2005, punto 223, Caso COMP/M.5467, RWE- ESSENT del 23 giugno 2009, punto 23.

8.

Secondo la lettera dell'Autorità italiana per l'energia elettrica e il gas del 20 giugno 2012, pag. 3.

9.

Secondo la lettera dell'Autorità antitrust italiana del 21 giugno 2012, pag. 2.

10.

Gu L 114 del 26 aprile 2012, pag. 21.

11.

In questo caso definito come soggetto alla legge tedesca sulle energie rinnovabili (Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien).

12.

In Germania la situazione è la seguente: l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili beneficia di un collegamento prioritario alla rete e ha la precedenza sull'energia elettrica convenzionale per l'alimentazione della rete. Poiché l'energia elettrica da fonti rinnovabili è di norma prodotta a costi più elevati rispetto al prezzo di mercato, è stato istituito uno specifico sistema di sostegno per questo tipo di energia. Per un periodo di 20 anni, oltre all'anno di messa in esercizio, i gestori di impianti di energia elettrica da fonti rinnovabili hanno il diritto di percepire dai gestori delle reti di trasmissione un corrispettivo stabilito per legge. Tale corrispettivo copre i costi sostenuti ed è pertanto più elevato rispetto al prezzo di mercato. Pertanto i gestori possono immettere in rete l'energia elettrica da loro prodotta indipendentemente dal prezzo quotato in borsa.

13.

Secondo le informazioni fornite nella lettera dell'Autorità italiana per l'energia elettrica e il gas del 20 giugno 2012, pag. 2.

14.

Cip è l'acronimo per Comitato interministeriale prezzi che è l'istituzione che ha introdotto questo meccanismo nel 1992.

15.

Secondo la lettera dell'Autorità italiana per l'energia elettrica e il gas dell'8 agosto 2012, pag. 7.

16.

Non è più possibile accedere a questo meccanismo, in quanto è stato sostituito dall'introduzione del decreto legislativo 79/1999 sul sistema di Certificati verdi. Tuttavia gli impianti ai quali è stato in precedenza concesso l'accesso continueranno a beneficiarne.

17.

Secondo la lettera dell'Autorità antitrust italiana del 21 giugno 2012, pag. 3.

18.

Secondo la lettera dell'Autorità antitrust italiana dell'8 agosto 2012, pag. 2.

19.

Questo avviene soprattutto per l'energia elettrica prodotta dai grandi impianti idroelettrici.

20.

Decisione di esecuzione 2012/218/Ue, considerando 18.

21.

Il Gse è la società di proprietà dello Stato che promuove e sostiene le fonti di energia rinnovabili in Italia. Il Gse è la società madre di tre società figlie: l'Acquirente unico (Au), il Gestore dei mercati energetici (Gme) e la società Ricerca sul sistema energetico (Rse), che opera nella ricerca.

22.

Decisione 2008/585/Ce della Commissione (Gu L 188 del 16.7.2008, pag. 28) considerando 9, decisione 2008/741/Ce della Commissione (Gu L 251 del 19.9.2008, pag. 35), considerando 9, Caso COMP/M.3440 ENI/EDP/GDP del 9.12.2004, paragrafi 76-77.

23.

Decisione 2010/403/Ce della Commissione (Gu L 186 del 20 luglio 2010, pag. 44) considerando 9.

24.

Caso COMP/M. 3268 SYDKRAFT/GRANINGE del 30.10.2003, paragrafo 27, Caso COMP/M. 3665 ENEL/SLOVENSKE ELEKTRARNE del 26.4.2005, paragrafo 14.

25.

Gu L 186 del 20 luglio 2010, pag. 44.

26.

Costituita dalle seguenti Regioni: Valle d'Aosta, Piemonte, Liguria, Lombardia, Trentino, Veneto, Friuli Venezia Giulia ed Emilia Romagna.

27.

Costituita dalle seguenti Regioni: Toscana, Umbria e Marche.

28.

Costituita dalle seguenti Regioni: Lazio, Abruzzo e Campania.

29.

Costituita dalle seguenti Regioni: Molise, Puglia, Basilicata e Calabria.

30.

Decisione 2009/47/Ce della Commissione (Gu L 19 del 23.1.2009, pag. 57); 2008/585/Ce; 2008/741/Ce; 2007/141/Ce; 2007/706/Ce (Gu L 287 dell'1 novembre 2007, pag. 18); 2006/211/Ce (Gu L 76 del 15 marzo 2006, pag. 6) e 2006/422/Ce (Gu L 168 del 21 giugno 2006, pag. 33).

31.

Le quote complessive di mercato dei tre principali produttori nel Regno Unito (39 %), in Austria (52%) e in Polonia (55%) sono più basse, ma i valori corrispondenti in Finlandia (73,6%) e Svezia (87%) sono più elevati.

32.

L'indice di Herfindahl-Hirshmann: è definito come la somma dei quadrati delle quote di mercato detenute da ciascun operatore individuale. In quanto tale esso può variare da 0 a 10 000, spaziando da una quantità cospicua di piccole imprese a un unico operatore monopolista. Una riduzione dell'indice HHI di norma indica una maggiore concorrenza e viceversa.

33.

Secondo le informazioni supplementari ricevute dal richiedente il 20 giugno 2012 in risposta alla lettera della Commissione del 25 maggio 2012.

34.

Secondo la lettera dell'Autorità italiana per l'energia elettrica e il gas del 20 giugno 2012.

35.

Come indicato sopra, i produttori di energia elettrica nel Nord non sono attualmente soggetti alla direttiva 2004/17/Ce in seguito all'esenzione a norma dell'articolo 30 accordata nel 2010.

36.

Secondo la relazione annuale del 2011 dell'Aeeg, il grado di cambio di fornitore dei grandi clienti industriali connessi in alta tensione era pari al 17,8% in termini di punti di prelievo e al 39,1% in termini di volume.

37.

Questa energia elettrica corrisponde a quella prodotta da fonti rinnovabili soggette ai meccanismi di incentivazione Cip 6 e Fit menzionati al considerando 17.

Annunci Google
  • ReteAmbiente s.r.l.
  • via privata Giovanni Bensi 12/5,
    20152 Milano

    Tel. 02 45487277
    Fax 0245487333

    R.E.A. MI - 2569357
    Registro Imprese di Milano - Codice Fiscale e Partita IVA 10966180969

Reteambiente.it - Testata registrata presso il Tribunale di Milano (20 settembre 2002 n. 494) - ISSN 2465-2598