24.2.2011

IT

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 49/44

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DECISIONE DELL’AUTORITÀ DI VIGILANZA EFTA

N. 305/09/COL

dell’8 luglio 2009

sui contratti di vendita di energia elettrica tra il comune di Notodden e Becromal Norway AS

(Norvegia)

L’AUTORITÀ DI VIGILANZA EFTA (1),

visto l’accordo sullo Spazio economico europeo (2), in particolare gli articoli da 61 a 63 e il protocollo 26,

visto l’accordo tra gli Stati EFTA sull’istituzione di un’Autorità di vigilanza e di una Corte di giustizia (3), in particolare l’articolo 24,

visto l'articolo 1, paragrafo 3, della parte I, l'articolo 4, paragrafo 2, l'articolo 4, paragrafo 4 e l'articolo 7, paragrafo 2 della parte II, del protocollo 3, dell'accordo sull'Autorità di vigilanza e la Corte (4),

dopo aver invitato gli interessati a presentare le loro osservazioni conformemente alle suddette disposizioni (5) e viste le osservazioni trasmesse,

considerando quanto segue:

I.   FATTI

1.   Procedimento

La decisione dell’Autorità n. 718/07/COL di avviare il procedimento d’indagine formale è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea e nel relativo supplemento SEE (6). L’Autorità ha invitato le parti interessate a inviare eventuali osservazioni. L’Autorità non ha ricevuto osservazioni dalle parti interessate. Con lettera del 4 febbraio 2008 (doc. n. 463572), le autorità norvegesi hanno presentato le proprie osservazioni sulla decisione di avviare il procedimento.

Con lettera del 21 maggio 2008, il beneficiario dell’aiuto, Becromal Norway AS, ha richiesto un incontro con l’Autorità. L’incontro si è tenuto l’11 giugno 2008 presso la sede dell’Autorità. Durante l’incontro i rappresentanti di Becromal hanno citato, tra l’altro, un ulteriore contratto tra il comune di Notodden e Becromal, concernente l’utilizzo da parte del comune delle acque reflue provenienti dalla centrale elettrica gestita da Becromal (doc. n. 482695).

2.   Descrizione della misura oggetto di indagine

Notodden è un comune della contea di Telemark, nella Norvegia sudorientale, che, grazie alla sua posizione, alla confluenza di due fiumi nel lago Heddalsvatnet, dispone di notevoli risorse idroelettriche nel proprio territorio.

A tale titolo, il comune ha diritto a ricevere ogni anno un determinato volume di cosiddetta «energia elettrica da concessione» dai concessionari del diritto di utilizzazione delle cascate d'acqua. Il sistema dell’energia elettrica da concessione è previsto nella sezione 2, paragrafo 12, della legge sulle concessioni industriali e nella sezione 12, paragrafo 15, della legge sull’utilizzo delle cascate d’acqua (7). Ai sensi di tali disposizioni, la cui formulazione è identica, le contee e i comuni nei quali sorge una centrale per la produzione di energia elettrica hanno diritto a ricevere fino al 10 % della produzione annua della centrale ad un prezzo stabilito dallo Stato. Relativamente alle concessioni rilasciate prima del 1959, come nel caso in esame, il prezzo è determinato sulla base dei cosiddetti «costi individuali» dell’impianto, a meno che non si convenga un prezzo inferiore (8). Pertanto, il prezzo dell’energia elettrica da concessione è di norma inferiore a quello di mercato.

Il diritto di ciascun comune all’energia elettrica da concessione viene stabilito in base al suo «fabbisogno generale di energia elettrica». Secondo l’amministrazione norvegese delle risorse idriche e dell’energia idrica, tale fabbisogno include l’energia elettrica per usi industriali, agricoli e civili, ad eccezione delle industrie a forte consumo di energia e di lavorazione del legno (9). Dal 1988, il comune di Notodden ha avuto diritto a circa 3,9 GWh provenienti dalle cascate di Sagafoss presso Notodden, un quantitativo che è stato innalzato a 7,114 GWh nel 2002 (10).

Oltre ai volumi di energia elettrica da concessione ad esso spettanti ai sensi della legislazione sull’energia elettrica da concessione, risulta che il comune di Notodden possedesse anche propri diritti d’uso delle cascate di Sagafoss presso Notodden. Tali diritti d’uso erano sfruttati da Tinfos AS e non dal comune stesso. In cambio, il comune aveva diritto ad una quota ulteriore dell’energia elettrica prodotta dalla centrale. I rapporti commerciali tra Notodden e Tinfos sono attualmente disciplinati da un contratto stipulato il 15 agosto 2001 (11), ai sensi del quale, fino al 31 marzo 2006 il comune poteva acquistare annualmente da Tinfos AS 30 GWh di energia elettrica, inclusi 3,9 GWh di energia elettrica da concessione, al prezzo di 0,135 NOK per kWh, sia per l’energia elettrica da concessione che per i volumi aggiuntivi. Dal 31 marzo 2006, il comune ha diritto solo all’acquisto dei volumi di energia elettrica da concessione e i prezzi fissati per l’acquisto di tale energia sono validi da tale data.

La succitata base giuridica del diritto dei comuni all’energia elettrica da concessione specifica espressamente che i comuni possono disporre a propria discrezione di tale energia, a prescindere dal fatto che i volumi ad essi spettanti siano calcolati sulla base del loro «fabbisogno generale di energia elettrica». Pertanto, nulla impedisce ai comuni di vendere tale energia elettrica alle industrie a forte consumo di energia o di altro tipo, ubicate sul territorio del comune.

A tale riguardo, il 10 maggio 2002 il comune ha stipulato un contratto (12) con il produttore di lamine di alluminio Becromal concernente la rivendita dei volumi di energia elettrica ad essa spettanti ai sensi del contratto con Tinfos. Il contratto ha effetto retroattivo e, conseguentemente, disciplina anche i volumi di energia elettrica venduti a Becromal dal 14 maggio 2001 alla data di stipula del contratto. I volumi di energia pattuiti sembrano corrispondere a quelli previsti dal contratto tra il comune e Tinfos fino al 31 marzo 2007: cioè, 14,4794 GWh dal 14 maggio 2001 al 31 dicembre 2001, 30 GWh l’anno dal 2002 al 2005, 7,397 GWh dal 1o gennaio 2006 al 31 marzo 2006. Infine, il contratto riconosceva a Becromal la facoltà di acquistare l’energia elettrica da concessione del comune dal 1o aprile 2006 al 31 marzo 2007. Anche i prezzi riflettono quelli stabiliti nel contratto tra il comune e Tinfos, ossia 0,135 NOK/kWh fino al 31 marzo 2006 e, dal 1o aprile 2006 al 31 marzo 2007, «le condizioni alle quali il comune di Notodden potrà, in quel momento, acquistare l’energia elettrica in questione».

Becromal ha effettivamente deciso di acquistare l’energia elettrica da concessione nel periodo compreso tra il 1o aprile 2006 e il 31 marzo 2007 (13) Il comune di Notodden ha riferito che nel periodo da aprile a giugno 2006, pagava 0,1521 NOK/kWh per l’energia elettrica da concessione acquistata e la rivendeva a Becromal allo stesso prezzo. Nel periodo da luglio a dicembre 2006, il comune pagava l’energia elettrica 0,11235 NOK/kWh e la rivendeva a Becromal a 0,1521 NOK/kWh. Nel periodo da gennaio a marzo 2007, il comune pagava l’energia elettrica 0,10425 NOK/kWh e la rivendeva a 0,1420 NOK/kWh (14).

Con lettera del 4 marzo 2007 (15), Becromal chiedeva una proroga del contratto di acquisto dell’energia elettrica, chiedendo inoltre di incrementare i volumi stabiliti nel contratto. Il 30 aprile 2007, il comune rispondeva alla richiesta, offrendo di vendere alla Becromal energia elettrica da concessione al prezzo di 0,20 NOK/kWh (che asseritamente coincideva col prezzo a pronti rilevato su Nord Pool, la borsa dell’energia dei paesi nordici, nel mese di maggio 2007) per il periodo dal 1o aprile al 31 dicembre 2007 e successivamente di stipulare un contratto triennale di vendita dell’energia elettrica da concessione al prezzo di 0,264 NOK/kWh per il periodo dal 1o gennaio 2008 al 31 dicembre 2010. Nella stessa comunicazione, il comune dichiarava inoltre che dal 1o aprile 2007 i volumi di energia elettrica da concessione sarebbero stati pari a 7,113 GWh.

Il 30 giugno 2007, Becromal comunicava al comune l’accettazione dei prezzi offerti per gli ultimi nove mesi del 2007, mentre declinava l’offerta per il periodo 2008-2010, considerando il prezzo troppo elevato. Il comune rispondeva, con lettera del 4 luglio, che alla luce della lettera di Becromal, riteneva raggiunto un accordo sui volumi di energia elettrica per il 2007 e pertanto avrebbe presentato a breve una proposta di contratto. Riguardo al periodo dal 2008 al 2010, il comune ribadiva la sua precedente posizione, secondo la quale il contratto doveva essere stipulato a condizioni di mercato (16). Il comune ha successivamente confermato che non è stato ancora stipulato alcun contratto formale e che non è stata condotta alcuna trattativa per il periodo successivo al 1o gennaio 2008 (17).

3.   Le osservazioni delle autorità norvegesi

Le autorità norvegesi hanno presentato le proprie osservazioni inoltrando una lettera del comune di Notodden.

Il comune sostiene, in primo luogo, che il prezzo di mercato dei contratti a lungo termine non quotati in borsa (NQB) indicato da Nord Pool era effettivamente all’incirca simile al prezzo concordato tra il comune di Nodotten e Becromal. Effettivamente, secondo la tabella dei «Prezzi dell’energia elettrica scambiata sul mercato all’ingrosso e dell’energia elettrica da concessione 1994-2005» scaricata dalla pagina web dell’Ufficio centrale di statistica norvegese (18), nel 2001 il prezzo medio indicato nei contratti di durata compresa tra 1 e 5 anni era pari a 0,136 NOK/kWh, mentre il prezzo pattuito tra Notodden e Becromal era di 0,135 NOK/kWh.

Il comune riconosce che sia il prezzo del contratto che quello riportato nella tabella dell’Ufficio centrale di statistica norvegese sono significativamente inferiori rispetto al prezzo a pronti di Nord Pool. Al riguardo, fa presente che la differenza tra il prezzo praticato a Becromal e quello di mercato (circa 17,5 milioni di NOK) citata in una lettera inviata dal comune alla società e richiamata nella decisione di avviare la procedura, si riferisce in realtà alla differenza tra il prezzo pattuito e il prezzo a pronti.

Per quanto riguarda la questione di quale sia il prezzo di riferimento pertinente, il comune sostiene che il prezzo contrattuale va confrontato col prezzo dei contratti NQB e non col prezzo a pronti. Infatti, prosegue il ragionamento, anche se il comune avrebbe potuto vendere i volumi di energia elettrica acquistati ai sensi del contratto sul mercato a pronti — ottenendo così, potenzialmente, un prezzo più elevato — ciò l’avrebbe esposto a notevoli rischi finanziari. Detti rischi derivano dal diritto/obbligo del comune di acquistare 30 GWh di energia l’anno da Tinfos, al prezzo di 0,135 NOK/kWh fino al 31 marzo 2006. Pertanto, se durante quel periodo il prezzo a pronti fosse sceso al di sotto di 0,135 NOK/kWh, il comune avrebbe subito una perdita. Le autorità norvegesi descrivono pertanto il contratto con Becromal come un contratto «back to back», volto ad assicurare il comune contro il rischio di perdite finanziarie.

II.   VALUTAZIONE

1.   Esistenza di aiuti di Stato

1.1.   Aiuto di stato ai sensi dell’articolo 61, paragrafo 1 dell’accordo SEE e dubbi espressi dall’Autorità nella decisione di avviare il procedimento

Gli aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 61, paragrafo 1, dell’accordo SEE sono definiti come segue:

Ne consegue che, affinché sia presente un aiuto di Stato ai sensi dell'accordo SEE, l’aiuto deve essere concesso mediante risorse statali, deve i) conferire un vantaggio economico selettivo al beneficiario o ai beneficiari, ii) il beneficiario deve essere un’impresa ai sensi dell’accordo SEE e iii) la misura deve falsare la concorrenza e incidere sugli scambi fra le parti contraenti.

Nella decisione di avviare la procedura, l'Autorità aveva ritenuto che il contratto tra il comune di Notodden e Becromal avrebbe conferito un vantaggio selettivo a Becromal e avrebbe pertanto comportato un aiuto qualora il prezzo pattuito tra le parti non fosse stato corrispondente al prezzo di mercato. Secondo l’Autorità, i fatti indicavano la possibilità che il prezzo contrattuale fosse inferiore al prezzo di mercato. In primo luogo, l’Autorità ha osservato che il prezzo stabilito nel contratto di vendita dell’energia elettrica da parte del comune a Becromal rifletteva il prezzo d’acquisto da parte dello stesso comune da Tinfos. Poiché tale prezzo, a sua volta, si basava in parte sul prezzo dell’energia elettrica da concessione e in parte rifletteva la compensazione riconosciuta al comune per i suoi diritti d'uso sulle cascate sfruttati da Tinfos, esso era verosimilmente di gran lunga inferiore al prezzo di mercato.

L’Autorità ha osservato che il prezzo sembrava basso rispetto a quello di altri contratti stipulati nello stesso periodo. Infine, ha fatto riferimento alla dichiarazione dello stesso comune secondo cui il contratto potrebbe aver consentito alla Becromal di risparmiare 17,5 milioni di NOK rispetto al prezzo di mercato.

1.2.   Esistenza di un vantaggio ai sensi dell'articolo 61, paragrafo 1, dell'accordo SEE

Affinché questa condizione sia soddisfatta, le misure devono conferire a Becromal dei vantaggi che la esentino da costi che normalmente pesano sul suo bilancio. Una situazione di questo tipo si configura quando un ente pubblico non stabilisce una tariffa energetica come un operatore economico ordinario, bensì se ne serve per far fruire i consumatori di energia (19). Nel caso in esame, esisterebbe un vantaggio se il prezzo dell'energia elettrica stabilito nel contratto tra Becromal e il comune di Notodden fosse inferiore al prezzo di mercato. In tal caso, la misura sarebbe anche selettiva, in quanto ha come unico beneficiario Becromal.

1.2.1.   La base di definizione del prezzo di mercato

A titolo di osservazione preliminare, l’Autorità osserva che il meccanismo contrattuale di determinazione del prezzo sulla base del costo, di cui sopra, fa presumere che esista un vantaggio economico. I prezzi dell’energia elettrica da concessione che i comuni hanno il diritto di acquistare ai sensi della legislazione succitata sarebbero, nella maggior parte dei casi, decisamente inferiori al prezzo di mercato. Tuttavia tale presunzione non è di per sé sufficiente per stabilire l'esistenza di un vantaggio economico. Occorre dimostrare che il prezzo stabilito era effettivamente inferiore a quello di mercato risultante da contratti analoghi a quello tra Notodden e Becromal.

Per stabilire il prezzo di mercato, l’Autorità deve valutare quale prezzo sarebbe stato accettabile per un investitore privato in un’economia di mercato. Nella decisione di avviare il procedimento, l’Autorità ha fatto riferimento ad una differenza di 17,5 milioni di NOK tra il prezzo di mercato e quello effettivamente corrisposto. Nelle proprie osservazioni sulla decisione dell’Autorità di avviare il procedimento, le autorità norvegesi hanno chiarito che questa era la differenza tra il prezzo stabilito nel contratto e quello a pronti. Tuttavia, poiché il contratto in oggetto è un contratto bilaterale di durata quinquennale, il prezzo in esso definito non è necessariamente confrontabile con i prezzi di mercato a pronti, che riflettono la vendita di energia elettrica sulla borsa dell'energia Nord Pool. Nel mercato ElSpot Nord Pool, contratti di compravendita su base oraria di energia elettrica vengono negoziati quotidianamente, con consegna dell’energia acquistata entro le 24 ore successive (20). Pertanto, la durata dei contratti e le condizioni contrattuali differiscono notevolmente da quelle del contratto in esame.

Pertanto, ciò che occorre valutare è se un investitore privato operante in un’economia di mercato avrebbe accettato di stipulare un contratto bilaterale a lungo termine allo stesso prezzo e alle stesse condizioni del contratto in esame. Nel formulare tale valutazione, l'Autorità non può sostituirsi alla valutazione commerciale del comune, il quale, nella sua veste di fornitore dell’energia elettrica, gode di un ampio margine discrezionale. Solo laddove non vi sia altra spiegazione plausibile per la scelta contrattuale del comune, la misura si qualificherebbe come aiuto di Stato (21). Poiché esiste un mercato dei contratti bilaterali a lungo termine ed è possibile stabilire un prezzo di mercato, si deve ipotizzare che gli investitori che operano in un’economia di mercato possano, a seconda delle circostanze, preferire tali contratti alle vendite basate sul prezzo a pronti, anche nel caso in cui la vendita di volumi di energia elettrica nella borsa dell'energia (e quindi al prezzo a pronti) avrebbe potuto produrre maggiori profitti. Ci possono essere diverse valide ragioni commerciali per preferire un unico acquirente stabile per un certo lasso di tempo rispetto ai prezzi variabili della borsa dell'energia: ad esempio la riduzione dei rischi e la semplificazione amministrativa.

A tale riguardo, l’Autorità ritiene che il prezzo stabilito nel contratto debba essere confrontato con il prezzo medio stabilito in contratti della stessa tipologia, aventi simili condizioni e durata, stipulati all’incirca nello stesso periodo. Nello specifico, l’Autorità osserva che occorre valutare il prezzo di mercato che ci si potrebbe ragionevolmente attendere al momento della stipula del contratto e non la successiva dinamica dei prezzi di mercato durante il periodo di validità del contratto.

1.2.2.   Dati sui prezzi di mercato per i contratti bilaterali a lungo termine

Al fine di stabilire il prezzo di mercato relativo ai contratti bilaterali a lungo termine al momento della stipula del contratto, le autorità norvegesi, nelle loro osservazioni sulla decisione di avviare il procedimento formale d’indagine, hanno presentato le statistiche elaborate dall’Ufficio centrale di statistica norvegese relativamente ai prezzi dell’energia elettrica scambiata sul mercato all’ingrosso e dell’energia elettrica da concessione per gli anni dal 1994 al 2005 (all’epoca, nella tabella 24 dell’Ufficio centrale di statistica norvegese, attualmente la tabella 23).

Tabella 23

Prezzi dell’energia elettrica scambiati nel mercato all’ingrosso e dell’energia elettrica da concessione. 1994-2007. Centesimi di NOK/kWh  (22)

	1994	1995	1996	1997	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Contratti bilaterali, totale	13,2	14,4	16	17,1	13,5	13,2	12,5	14,7	16,5	21,9	18,9	19,1	26,4	24,1
Contratti fino a 1 anno	11,9	14,7	17,2	19,6	15,1	13,4	12,5	18,4	20,5	29,2	23,8	23,6	36	24,2
Contratti da 1 a 5 anni	14,2	15,6	16,8	18,7	14,9	15,6	15,2	13,6	17,3	21	18,8	18,5	23,7	31
Contratti superiori ai 5 anni	13,5	12,7	14	13,7	11,2	11	10,7	10,5	10,4	12,4	12,4	12,1	20,6	15,5
Mercato dell’energia, totale	17,3	12,3	25,4	14,2	12,1	11,7	11	19	21,6	30,8	23,8	24,7	39,5	24,3
Prezzi a pronti	18,2	11,3	25,4	14,3	12,1	11,7	11	18,8	21,6	30,8	24,9	24,7	39,6	24,3
mercato regolamentato	17,3	14,8	25,3	13,6	12,1	11,8	10,3	19,1	20,8	30,5	23,8	24,3	38,4	24,4
Energia elettrica da concessione	9,8	9,4	10,4	10,9	9,1	10	9,3	10	9,7	8,7	7,6	7,5	6,8	7,6

La tabella indica che il prezzo medio per kWh stabilito nei contratti bilaterali di durata compresa tra 1 e 5 anni era pari a 0,136 NOK nel 2001 e a 0,173 NOK nel 2002. I prezzi per i contratti di durata superiore ai cinque anni ammontavano, rispettivamente, a 0,105 NOK e 0,104 NOK. L’Autorità ha invitato l'Ufficio centrale di statistica norvegese a fornire informazioni sui contratti su cui si basano le statistiche. Secondo l’Ufficio centrale di statistica norvegese, i prezzi della tabella sono stati ricavati dai contratti all'ingrosso in essere nell'anno in esame, compresi i contratti stipulati in precedenza, ma ancora in corso. I dati riportati nella tabella non includono i contratti stipulati con utenti finali (23). L’Ufficio centrale di statistica norvegese ha inoltre fornito alle autorità norvegesi informazioni tecniche in merito alla composizione dei dati (24).

L’Autorità ha ritenuto che anche altre statistiche provenienti dalla banca dati dell’Ufficio centrale di statistica norvegese fossero rilevanti, in particolare, la tabella n. 7 «Serie temporale dei prezzi trimestrali e annuali dell’energia elettrica nel mercato all’ingrosso, al netto delle imposte»:

Tabella 7

Serie temporale dei prezzi trimestrali e annuali dell’energia elettrica nel mercato all’ingrosso, al netto delle imposte  (25)

	1 2001	2 2001	2 2001	4 2001	1 2002	2 2002	3 2002	4 2002	1 2003	2 2003	3 2003	4 2003
Vendita di elettricità	24,3	17	15,8	16,1	16,9	13	14,2	25,6	29,2	20,7	23,8	25,4
Contratti a prezzo fisso, a «ore piene»	13,7	12,1	13,6	17,4	16,1	14,6	12,6	11,2	23,7	10,7	10,9	11,1
Contratti a prezzo fisso, a tempo libero	21,5	19,8	17,9	17,8	18,7	15,9	14,4	20,6	26,1	22,1	28,1	24,4
Accesso all’energia elettrica	21,5	15,8	14,7	15	14,3	11,5	12,6	22,6	28,3	21,1	21,1	21,9
Nuovi contratti a prezzo fisso (stipulati nei tre mesi precedenti la settimana di rilevazione)	13,8	15,6	—	—	—	—	—	—	—	—	—	33,1

	1 2004	2 2004	3 2004	4 2004	1 2005	2 2005	3 2005	4 2005	1 2006	2 2006	3 2006	4 2006
Vendita di elettricità	21,2	19,2	21,3	19,9	18,9	23,4	22,6	21,6	30,7	25,5	44,1	38,2
Contratti a prezzo fisso, a «ore piene»	17,8	10,9	16	11	12,1	11,9	11,1	10,5	10,7	10,7	10,5	13,8
Contratti a prezzo fisso, a tempo libero	20,7	21,5	23,2	20,7	22,6	21,6	17,9	20,3	26,9	21,9	36,7	33
Accesso all’energia elettrica	19,6	17,3	19,7	19,1	16,8	22,8	22	18,6	29	26,2	42,7	36,7
Nuovi contratti a prezzo fisso (stipulati nei tre mesi precedenti la settimana di rilevazione)	—	25,5	—	18,9	23,2	—	—	—	33,5	—	—	—

In base alla sua formulazione (26) sembrerebbe che il contratto tra il comune di Notodden e Becromal sia un cosiddetto «contratto a ore piene», cioè per la fornitura di una quantità prefissata di energia elettrica al minuto per l’intera durata del contratto (27). Per i contratti a prezzo fisso e a «ore piene» (seconda riga della tabella che precede), il prezzo medio era pari a 0,121 NOK/kWh al 14 maggio 2001 e a 0,146 NOK/kWh al 10 maggio 2002.

Inoltre, l’ultima riga della tabella mostra i prezzi dei nuovi contratti a prezzo fisso, stipulati negli ultimi tre mesi precedenti la settimana di rilevazione. La tabella indica che il prezzo del secondo trimestre del 2001 era pari a 0,156 NOK/kWh, mentre non sembra essere noto il prezzo del secondo trimestre del 2002. Tali cifre comprendono sia i contratti a «ore piene» che quelli a tempo libero.

L’Autorità ha ottenuto anche le statistiche relative a Nord Pool. Le statistiche di Nord Pool mostrano il prezzo medio per data dei contratti finanziari di durata annuale, scambiati sulla borsa dell’energia. I prezzi riflettono il prezzo dei contratti finanziari alla data in esame. Il 14 maggio 2001, i prezzi delle tipologie contrattuali in esame ammontavano rispettivamente a 0,184 NOK/kWh, 0,17413 NOK/kWh e 0,1775 NOK/kWh (28).

Infine, l’Ufficio centrale di statistica norvegese ha fornito altresì statistiche sui prezzi dell’energia elettrica agli utenti finali (29). L’Autorità non ritiene tuttavia tali statistiche particolarmente utili rispetto al contratto in esame, poiché i prezzi applicabili alle industrie a forte consumo di energia, secondo quanto riferito dall’Ufficio centrale di statistica norvegese, comprendono probabilmente contratti a lungo termine che beneficiano di sovvenzioni statali, stipulati prima dell’entrata in vigore dell’accordo SEE. Questi prezzi sono dunque di gran lunga inferiori ai succitati prezzi all’ingrosso (30).

1.2.3.   Rilevanza delle varie statistiche sui prezzi ai fini della determinazione del prezzo di mercato per il contratto Becromal

Al fine di identificare i dati relativi ai prezzi più adatti al confronto, è necessaria un’analisi dettagliata del contratto stipulato tra Notodden e Becromal.

Il contratto è stato firmato il 10 maggio 2002, ma con effetto retroattivo dal 14 maggio 2001, data di inizio della fornitura. Pertanto, occorre definire se i prezzi di riferimento pertinenti debbano essere quelli vigenti alla data del 10 maggio 2002 o al 14 maggio 2001. Di norma, si considera la data di stipula del contratto, in quanto è in quel momento che le parti fissano il prezzo e altre condizioni contrattuali sulla base degli sviluppi di mercato attesi. Tuttavia, quando, come nel caso in esame, il contratto ha effetto retroattivo, si deve supporre che vi fosse una qualche intesa implicita sul prezzo e su altre condizioni contrattuali a far data dall’inizio della fornitura di energia. L’Autorità ritiene, nel caso in esame, che si debba tener conto non solo dei prezzi vigenti alla data di stipula del contratto, ma anche delle tendenze generali dei prezzi sia nel periodo di avvio della fornitura sia in quello di stipula del contratto.

In secondo luogo, occorre osservare che il prezzo di riferimento dovrebbe idealmente basarsi su contratti di tipologia e durata analoghe, cioè su contratti a «ore piene» e a prezzo fisso, della durata di circa cinque anni. Inoltre, il prezzo di riferimento dovrebbe possibilmente basarsi sulle statistiche riguardanti i contratti stipulati nel periodo 2001- 2002 e non semplicemente i contratti in essere all’epoca.

A tale riguardo si dovrebbe osservare, in primo luogo, che i prezzi di Nord Pool sembrano meno pertinenti, poiché riflettono i prezzi di contratti finanziari con validità annuale. I contratti finanziari non riguardano quantitativi fisici di energia, ma garantiscono all’acquirente la fornitura di un determinato quantitativo di energia ad un prezzo convenuto in uno specifico periodo futuro. L’energia elettrica dovrà essere scambiata fisicamente nel mercato a pronti prima che il contratto sia regolato. I contratti finanziari vengono stipulati come misura di garanzia del prezzo del fabbisogno energetico futuro (31). Pertanto, sono soggetti a condizioni di scambio differenti e rappresentano un prodotto diverso dal contratto in esame, che riguarda una quantità fisica di energia prodotta da una specifica centrale elettrica. L’Autorità è dunque del parere che i prezzi sul mercato finanziario non siano necessariamente direttamente confrontabili col prezzo pattuito tra Becromal e il comune di Notodden.

Per quanto riguarda la tabella 24 di cui sopra, essa illustra i prezzi di tutti i contratti in essere nell’anno in esame. Lo stesso dicasi per i prezzi dei contratti a «ore piene» indicati nella tabella 7 («Serie temporali dei prezzi trimestrali e annuali dell’energia elettrica nel mercato all’ingrosso, al netto delle imposte, in centesimi di NOK/kWh»). L’ideale sarebbe confrontare il prezzo corrisposto da Becromal ai prezzi dei contratti stipulati nel 2001 piuttosto che ai prezzi di tutti i contratti in essere in quel periodo. L’Autorità non dispone tuttavia di questo tipo di informazioni. Infatti, sebbene i prezzi dei nuovi contratti a prezzo fisso stipulati negli ultimi tre mesi (l'ultima riga della tabella 7) effettivamente riflettano i prezzi dei contratti nuovi, tali statistiche non fanno distinzione tra contratti a «ore piene» e contratti a tempo libero. Poiché in altre parti della tabella i prezzi dei contratti a «ore piene» sembrano essere generalmente un po’ più bassi dei prezzi dei contratti a tempo libero, si può comunque ritenere che anche i prezzi dei nuovi contratti sarebbero stati leggermente inferiori se i contratti a «ore piene» fossero stati indicati in una voce distinta. Inoltre, sembra che l’Ufficio centrale di statistica norvegese non disponga di dati sufficienti sui prezzi di questa tipologia di contratti per il periodo compreso tra il terzo trimestre del 2001 e il terzo trimestre del 2003, dato che la tabella non riporta alcun prezzo per questo intervallo temporale.

In conclusione, l’Autorità ritiene che nessuno dei prezzi indicati da tali statistiche sia adeguato per stabilire accuratamente il prezzo di mercato di questa tipologia di contratto stipulato all’epoca. D’altro canto, i prezzi dei contratti bilaterali di durata compresa tra 1 e 5 anni (32) riportati nella tabella 24, i prezzi dei contratti a prezzo fisso e a «ore piene» indicati nella tabella 7 e i prezzi dei nuovi contratti a prezzo fisso riportati nella stessa tabella riguardano tipologie contrattuali uguali o simili a quella di interesse. Essi sono pertanto da ritenersi rilevanti ai fini della definizione del prezzo di mercato per il contratto Becromal. Nel complesso, questi dati di prezzo possono fornire una gamma di prezzi che, secondo l’Autorità, potrebbe fornire indicazioni utili sul prezzo di mercato.

Nella tabella 24, i prezzi per i contratti di durata compresa tra 1 e 5 anni in essere nel 2001 e nel 2002 ammontavano, rispettivamente, a 0,136 NOK/kWh e 0,173 NOK/kWh. Per i contratti di durata superiore ai 5 anni, i prezzi erano di 0,105 NOK/kWh e 0,104 NOK/kWh. La tabella 7 mostra che i prezzi dei contratti a prezzo fisso e a «ore piene»in essere nel secondo trimestre del 2001 e del 2002 erano, rispettivamente, di 0,121 NOK/kWh e di 0,146 NOK/kWh. Infine, il prezzo dei nuovi contratti a prezzo fisso stipulati nel secondo trimestre del 2001 era di 0,156 NOK/kWh. Sebbene tali prezzi differiscano discretamente gli uni dagli altri e non siano direttamente confrontabili, sembra potersi concludere che il prezzo stabilito nel contratto Becromal, pari a 0,135 NOK/kWh, rientri nella gamma definibile sulla base di questi dati di prezzo. Inoltre, alla luce delle variazioni significative di alcuni prezzi da un trimestre all’altro (cfr. tabella 7), sembra che il mercato sia stato caratterizzato da un certo grado di incertezza.

Per stabilire che il prezzo definito nel contratto abbia conferito un vantaggio a Becromal ai sensi delle norme sugli aiuti di Stato, l’Autorità deve ritenere che la differenza di prezzo rispetto al prezzo di mercato stabilito sia sufficiente da giustificare tale conclusione (33). Tuttavia, come già osservato, non è possibile attribuire un prezzo di mercato preciso al contratto all’epoca della stipula. Tuttavia, il quadro generale dei prezzi nel periodo pertinente, e in particolare il prezzo dei contratti all’ingrosso di durata compresa tra 1 e 5 anni nel 2001 (0,136 NOK/kWh, tabella 23), il prezzo dei contratti a prezzo fisso e a «ore piene» del secondo trimestre del 2001 (0,121 NOK/kWh, tabella 7) e i nuovi contratti a prezzo fisso stipulati nel secondo trimestre del 2001 (0,156 NOK/kWh, tabella 7), offre un'adeguata indicazione della gamma dei prezzi di mercato. Inoltre, come già ricordato, nel 2001 il prezzo dei contratti di durata superiore ai cinque anni ammontava a 0,105 NOK/kWh. Nel contratto originario, il prezzo concordato era pari a 0,135 NOK/kWh. Alla luce delle succitate tendenze generali dei prezzi nel periodo rilevante, in particolare dei prezzi che paiono maggiormente confrontabili, l’Autorità ritiene che il prezzo del contratto non sembra discostarsi dal probabile prezzo di mercato in misura tale da indurla a concludere che il contratto conferisse un vantaggio economico a Becromal.

Per quanto concerne la proroga del contratto, l’Autorità ritiene che l’articolo 7 del contratto originario conferisca a Becromal il diritto legale di prorogare il contratto dal 1o aprile 2006 al 31 marzo 2007 alle condizioni stabilite dall’articolo. Tale articolo, incluso nel contratto originale, è stato stipulato e reso vincolante per le parti nel 2001/2002. In alternativa, le parti avrebbero potuto scegliere di stipulare un contratto della durata di sei anni, invece che uno della durata di cinque al prezzo di 0,135 NOK/kWh. Di conseguenza, l’Autorità ritiene che il prezzo del periodo di proroga debba essere valutato nell’ambito del contratto originale, cioè con riferimento al prezzo di mercato per i contratti bilaterali a lungo termine stipulati nel 2001-2002. Come precedentemente indicato, nel periodo di proroga del contratto i prezzi ammontavano a 0,1521 NOK/kWh e a 0,1420 NOK/kWh, a seconda della stagione. Tali prezzi, in quanto superiori al prezzo del contratto originale, pari a 0,135 NOK/kWh, sempre secondo il ragionamento suesposto non si discostano da qualsivoglia ragionevole gamma di prezzi di mercato in misura tale da dar luogo a un vantaggio economico.

In tali circostanze, l’Autorità conclude che il contratto Becromal non conferisce un vantaggio a Becromal ai sensi dell’articolo 61, paragrafo 1, dell’accordo SEE.

2.   Conclusioni

Sulla base della valutazione di cui sopra, l’Autorità ritiene che il contratto tra il comune di Nodotten e Becromal Norway AS per il periodo compreso tra il 14 maggio 2001 e il 31 marzo 2006, nonché la sua proroga dal 1o aprile 2006 al 31 marzo 2007, non comportino un aiuto di Stato ai sensi dell'articolo 61, paragrafo 1, dell'accordo SEE.

HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:

Articolo 1

L’autorità di vigilanza EFTA ritiene che il contratto tra Becromal Norway AS e il comune di Nodotten in essere dal 14 maggio 2001 al 31 marzo 2006, nonché la rispettiva proroga al 31 marzo 2007, non comportino un aiuto di Stato ai sensi dell'articolo 61 dell’accordo SEE.

Articolo 2

Il Regno di Norvegia è destinatario della presente decisione.

Articolo 3

Il testo in lingua inglese è il solo facente fede.

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(1)  In appresso denominata «l’Autorità».

(2)  In appresso denominato «accordo SEE».

(3)  In appresso denominato «accordo sull’Autorità di vigilanza e la Corte».

(4)  In appresso denominato «protocollo 3».

(5)  GU C 96 del 17.4.2008, pag. 21 e supplemento SEE n. 20 del 17.4.2008, pag. 36.

(6)  GU C 96 del 17.4.2008, pag. 21 e supplemento SEE n. 20 del 17.4.2008, pag. 36.

(7)  Tali disposizioni stabiliscono quanto segue: «La concessione dovrà stabilire che il concessionario ceda alle contee e ai comuni nei quali sorge la centrale elettrica fino al dieci per cento dell’energia idroelettrica ottenuta da ciascuna cascata, calcolata in base alle norme della sezione 11, sottosezione 1, cfr. sezione 2, terzo paragrafo. La quantità ceduta e la sua distribuzione è stabilita dal ministero competente, sulla base delle esigenze generali di fornitura di energia elettrica della contea o del comune. La contea o il comune possono utilizzare l’energia elettrica fornita a propria discrezione. […]. Il prezzo dell’energia elettrica [per il comune] è determinato sulla base del costo medio calcolato su un campione rappresentativo di centrali idroelettriche presenti nel paese. Le tasse sugli utili della produzione di energia elettrica che superino la normale redditività non sono incluse nel calcolo di tale costo. Ogni anno il ministro fissa il prezzo dell’energia elettrica fornita presso la sottostazione di trasmissione della centrale. Le disposizioni della prima e terza frase non si applicano alle concessioni in essere prima dell’entrata in vigore della legge n. 2 del 10 aprile 1959.» (Traduzione in lingua inglese fornita dal ministero norvegese del Petrolio e dell’energia).

(8)  I «costi individuali» dell’impianto sono calcolati ai sensi delle disposizioni di legge applicabili fino al 1959, che prevedono che il costo individuale sia costituito dai costi di produzione della centrale incluso il 6 % d’interesse sui costi iniziali, più una maggiorazione del 20 %, il tutto diviso per la produzione annua media nel periodo 1970-1999. Cfr. il cosiddetto KTV-Notat n. 53/2001 del 24 agosto 2001, doc. n. 455241.

(9)  KTV-Notat n. 53/2001, supra.

(10)  Cfr. la risposta della Norvegia alla domanda 4 nella seconda richiesta di informazioni, doc. n. 449660.

(11)  Allegato al doc. n. 449660.

(12)  Allegato alla risposta della Norvegia del 9 luglio 2007, doc. n. 428860.

(13)  L’Autorità non ha ricevuto copia di tale accordo di proroga.

(14)  Doc. n. 521513, e-mail dell’11 giugno 2009.

(15)  Allegato alla risposta della Norvegia del 9 luglio 2007, doc. n. 428860.

(16)  Cfr. allegati alla risposta della Norvegia del 9 luglio 2007, doc. n. 428860.

(17)  Cfr. la risposta della Norvegia alla seconda richiesta di informazioni dell’Autorità, doc. n. 449660.

(18)  Cfr. la tabella aggiornata all'indirizzo http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2008-05-30-23-en.html

(19)  Cfr. cause riunite 67, 68 e 70/85 Kwekerij Gebroeders van der Kooy BV e altri contro Commissione [1988] Racc. 219, paragrafo 28.

(20)  (Cfr. ulteriori delucidazioni alla pagina http://www.Nord Poolspot.com/trading/The_Elspot_market/)

(21)  (Cfr., per analogia, la Guida dell’Autorità all’applicazione delle disposizioni sugli aiuti di Stato alle imprese pubbliche dell’industria manifatturiera, paragrafo 5, punto 1 e paragrafo 5 punto 3.)

(22)  http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2009-05-28-23-en.html

(23)  Doc. n. 495870.

(24)  Doc. n. 503107, Redegjørelse SSB.

(25)  La tabella riportata nel presente documento include solo le colonne e righe relative ai prezzi e periodi temporali di interesse. La versione completa è disponibile su http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elkraftpris_en/arkiv/tab-2009-04-06-07-en.html

(26)  L’articolo 2 del contratto recita: «I volumi di energia elettrica saranno ripartiti in modo uniforme nell’arco di ciascun anno, in modo da risultare uguali in qualsivoglia momento dell’anno solare».

(27)  Doc. n. 521166, e-mail dell’Ufficio di statistica norvegese, del 5 giugno 2009. L’opposto dei contratti a «ore piene» sono i «contratti a tempo libero», cioè i contratti nei quali l’utente può scegliere l’ammontare di energia prelevato in ogni momento.

(28)  Doc. n. 521164 e n. 521163.

(29)  Cfr. la tabella 19: prezzi medi ponderati per la fornitura di elettricità e l’utilizzo della rete, IVA esclusa. 1997-2007. Centesimi di NOK/kWh, http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2009-05-28-19-en.html

(30)  Doc. n. 495870, e-mail di Statistics Norway datata 8 ottobre 2008.

(31)  Le caratteristiche di base del mercato finanziario dell’energia sono descritte nella pagina principale del sito web di Nord Pool: cfr. http://www.Nord Poolspot.com/en/PowerMaket/The-Nordic-model-for-a-liberalised-power-market/The-financial-market/

(32)  Incluso l’accordo di proroga, il contratto ha una durata di quasi sei anni. Tuttavia, l’Autorità ritiene che esso sia comunque più confrontabile con contratti di durata compresa tra 1 e 5 anni, poiché la tabella raggruppa sotto un’unica voce tutti contratti di durata superiore ai cinque anni, inclusi quelli di lunghissima durata (ad esempio, superiore ai 20 anni).

(33)  Cfr. per analogia le dichiarazioni del Tribunale di primo grado nelle cause concernenti la vendita di beni immobili: causa T-274/01 Valmont, Raccolta 2004, pag. II-3145, punto 45 e cause riunite T-127/99, T-129/99 e T-148/99 Diputación Foral de Alava, Raccolta 2002, pag. II-01275, punto 85 (non impugnata su questo capo).

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