(1)

Il 3 dicembre 2019 Enel Green Power («il richiedente») ha presentato una richiesta alla Commissione a norma dell’articolo 35, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE («la richiesta»). La richiesta è conforme all’articolo 1, paragrafo 1, della decisione di esecuzione (UE) 2016/1804 della Commissione (2).

(2)

La richiesta riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili, di cui all’articolo 9 della direttiva 2014/25/UE, da parte del richiedente in Italia. Nella richiesta i servizi interessati sono descritti come segue: energia solare, eolica, mini idroelettrica e geotermica. Il richiedente non include nella richiesta biomassa e biogas in quanto sostiene che, in base alla prassi della Commissione, l’esistenza dei regimi di incentivi che attualmente sostengono tali tecnologie deve far concludere che i relativi mercati non sono ancora direttamente esposti alla concorrenza.

(3)

La richiesta non era accompagnata da una posizione motivata e giustificata adottata da un’autorità nazionale indipendente. Di conseguenza, conformemente all’allegato IV, punto 1, della direttiva 2014/25/UE, la Commissione è tenuta ad adottare un atto di esecuzione relativo alla richiesta entro 105 giorni lavorativi. Il termine iniziale è stato sospeso conformemente all’allegato IV, punto 2, della direttiva 2014/25/UE. Il termine concordato tra il richiedente e la Commissione per l’adozione dell’atto di esecuzione scade il 31 luglio 2020.

(4)

La direttiva 2014/25/UE si applica all’aggiudicazione di appalti per l’esercizio di attività correlate, tra l’altro, alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica ai sensi della direttiva 2014/25/UE, salvo nei casi in cui tali attività siano esonerate a norma dell’articolo 34 della stessa direttiva.

(5)

A norma della direttiva 2014/25/UE, gli appalti destinati a permettere lo svolgimento di un’attività rientrante nell’ambito di applicazione di tale direttiva non sono soggetti alle disposizioni ivi contenute se, nello Stato membro in cui è esercitata l’attività, quest’ultima è direttamente esposta alla concorrenza su mercati liberamente accessibili. L’esposizione diretta alla concorrenza è valutata in base a criteri oggettivi, tra i quali possono figurare le caratteristiche dei prodotti o servizi interessati, l’esistenza di prodotti o servizi alternativi considerati sostituibili sul versante della domanda o dell’offerta, i prezzi e la presenza, effettiva o potenziale, di più fornitori dei prodotti o servizi in questione.

(6)

Un mercato è considerato liberamente accessibile se lo Stato membro interessato ha attuato e applicato le pertinenti norme della legislazione dell’Unione, aprendo alla concorrenza un determinato settore o una sua parte. Tali atti giuridici figurano nell’elenco di cui all’allegato III della direttiva 2014/25/UE che, per quanto riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili, comprende la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (3).

(7)

In base alle informazioni di cui dispone la Commissione, l’Italia ha recepito la direttiva 2009/72/CE nel diritto nazionale con il decreto legislativo 1 giugno 2011, n. 93, successivamente modificato dall’articolo 26 della legge 29 luglio 2015, n. 115, e dall’articolo 33 della legge 7 luglio 2016, n. 122. Il mercato rilevante è pertanto considerato liberamente accessibile in conformità all’articolo 34, paragrafo 3, della direttiva 2014/25/UE.

(8)

L’esposizione diretta alla concorrenza dovrebbe essere valutata sulla base di vari indicatori, nessuno dei quali è di per sé determinante. Per quanto riguarda i mercati interessati dalla presente decisione, un criterio da prendere in considerazione è la quota di mercato degli operatori principali in un determinato mercato. Poiché le condizioni per le diverse attività contemplate dalla richiesta variano, la valutazione della situazione della concorrenza dovrebbe tenere conto dei diversi contesti nei mercati rilevanti.

(9)

La presente decisione non pregiudica l’applicazione delle norme sulla concorrenza e sugli aiuti di Stato né altri ambiti del diritto dell’Unione. In particolare, i criteri e la metodologia utilizzati per valutare l’esposizione diretta alla concorrenza a norma dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE non sono necessariamente identici a quelli utilizzati per la valutazione a norma dell’articolo 101 o 102 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea o a norma del regolamento (CE) n. 139/2004 del Consiglio (4), come confermato dal Tribunale (5).

(10)

Lo scopo della presente decisione è stabilire se le attività oggetto della richiesta siano esposte a un livello di concorrenza, su mercati liberamente accessibili ai sensi dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE, tale da garantire che, anche in assenza della disciplina introdotta dalle norme dettagliate sugli appalti di cui alla direttiva 2014/25/UE, gli appalti per l’esercizio delle attività oggetto della richiesta saranno aggiudicati secondo procedure trasparenti e non discriminatorie, sulla base di criteri che permettano agli acquirenti di individuare la soluzione nel complesso più vantaggiosa sul piano economico.

(11)

Con la decisione di esecuzione 2012/539/UE (6), nel 2012 la Commissione ha definito la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili come un mercato separato.

(12)

Nel 2017 la Commissione ha adottato la decisione di esecuzione (UE) 2018/71 (7) in relazione al mercato neerlandese dell’energia elettrica. Nel caso dei Paesi Bassi la Commissione ha ritenuto che non fosse necessario definire mercati separati per l’energia elettrica a seconda della fonte. I motivi principali per i quali la Commissione si è discostata dalla decisione di esecuzione 2012/539/UE relativa all’Italia sono stati i seguenti: il fatto che l’energia elettrica da fonti rinnovabili fosse venduta direttamente sul mercato all’ingrosso e non a un ente non commerciale, quali sono il Gestore del sistema di trasmissione in Germania e il Gestore dei Servizi Energetici (GSE) in Italia; l’assenza di immissione prioritaria nella rete per l’energia elettrica da fonti rinnovabili; il fatto che all’energia elettrica da fonti rinnovabili fosse applicabile un prezzo stabilito per legge consistente in una remunerazione di tipo feed-in premium e non in una tariffa fissa (come era accaduto nei casi precedenti riguardanti la Germania e l’Italia) e il fatto che le sovvenzioni per le energie rinnovabili fossero soggette a una procedura iniziale di presentazione di offerte, in cui diverse tecnologie concorrevano per un importo predefinito di sovvenzioni.

(13)

Con la richiesta in questione il richiedente sostiene che in Italia la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili e quella da fonti convenzionali facciano parte dello stesso mercato.

(14)

Nella sua comunicazione del 6 marzo 2020 l’Autorità Garante della Concorrenza e del Mercato («AGCM») sostiene che non sia possibile individuare un mercato separato per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, distinto da quello dell’energia elettrica ottenuta da fonti convenzionali. L’Autorità osserva che la produzione rinnovabile e quella convenzionale sono perfettamente sostituibili dal punto di vista della soddisfazione della domanda di energia elettrica, e che la quota di energia elettrica da fonti rinnovabili venduta a condizioni di mercato è elevata (oltre il 50 % del totale). In tale contesto, l’AGCM sostiene che gli incentivi concessi alla produzione da fonti rinnovabili si sono notevolmente ridotti dal 2012, tendendo nel tempo il loro livello a garantire una mera compensazione dei costi sostenuti dai produttori di energia elettrica.

(15)

La Commissione osserva che la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia è sostenuta da una serie di regimi con caratteristiche diverse.

(16)

La Commissione ha analizzato le caratteristiche di quattro regimi di sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili nella decisione di esecuzione 2012/539/UE relativa all’Italia. Tenuto conto delle diverse caratteristiche dei regimi introdotti in Italia successivamente a tale decisione per sostenere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili, ai fini della presente analisi il mercato sarà suddiviso in due parti: da un lato, i regimi introdotti in Italia per sostenere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili analizzati nella decisione di esecuzione 2012/539/UE e, dall’altro, i regimi introdotti in Italia dopo tale decisione per sostenere la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.

(17)

In questo contesto, è importante ricordare che nei mercati interessati non tutti gli operatori sono soggetti alle norme in materia di appalti pubblici. Di conseguenza le società che non sono soggette a tale normativa, quando operano su questi mercati, avrebbero di norma la possibilità di esercitare una pressione concorrenziale sugli operatori del mercato soggetti alle norme sugli appalti pubblici.

(18)

Nel settore dell’energia elettrica, il mercato geografico rilevante è spesso considerato di portata nazionale. La zona geografica rilevante può tuttavia dipendere anche dalla configurazione delle zone di offerta, che riflette i vincoli della rete.

(19)

Nella decisione di esecuzione 2012/539/UE la Commissione ha concluso che, a causa della presenza di vincoli di rete, al fine di valutare se fossero soddisfatte le condizioni di cui all’articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (8), e fatto salvo il diritto della concorrenza, i mercati geografici rilevanti per la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica ottenuta da fonti convenzionali sono stati considerati la macro-zona Nord e la macro-zona Sud.

(20)

Per quanto riguarda il mercato geografico, il richiedente ritiene che sia di livello nazionale.

(21)

Nella loro comunicazione del 6 marzo 2020 le autorità italiane indicano che la differenza di prezzo tra la macro-zona Sud e la Sardegna è stata quasi azzerata, mentre la differenza di prezzo tra la macro-zona Sud e la macro-zona Sicilia è stata ridotta. L’AGCM sottolinea il processo di deconcentrazione che ha interessato il mercato in Italia, come dimostra il costante declino dell’indice Herfindahl-Hirschman (HHI) a livello nazionale (549 nel 2018, 686 nel 2017, 713 nel 2016 e 884 nel 2012). Il calcolo dell’indice HHI è stato fornito dal richiedente nella sua comunicazione del 19 settembre 2019. L’AGCM osserva tuttavia che almeno per una macro-zona (Sicilia) il prezzo zonale sembra essere ancora significativamente e permanentemente diverso da quello del resto del paese.

(22)

La Commissione concorda sul fatto che gli sviluppi riguardanti le differenze di prezzo negli ultimi otto anni hanno evidenziato una convergenza molto significativa tra le macro zone. Tuttavia il persistere di un supplemento di prezzo sul mercato della macro-zona Sicilia sembra giustificare una separazione di tale zona dal resto del mercato italiano.

(23)

Ai fini della valutazione nel quadro della presente decisione e fatta salva la normativa in materia di concorrenza e di aiuti di Stato, la Commissione considera due mercati geografici rilevanti: da una parte le macro zone Nord, Sud e Sardegna, dall’altra la macro-zona Sicilia.

(24)

Nella decisione di esecuzione 2012/539/UE la Commissione aveva concluso che solo la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali potevano essere esonerate dalla normativa in materia di appalti pubblici. La decisione ha stabilito che la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza, stabilita all’articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/CE, doveva considerarsi soddisfatta per quanto riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali nel territorio dell’Italia, ad eccezione della Sardegna e della Sicilia. La decisione ha analizzato le caratteristiche di quattro regimi di incentivi per le energie rinnovabili.

(25)

Il meccanismo del Comitato Interministeriale Prezzi del 29 aprile 1992 (CIP6) consiste in una remunerazione di tipo feed-in tariff stabilita per legge per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e da fonti assimilate alle rinnovabili, in particolare l’energia elettrica prodotta negli impianti di produzione combinata di energia elettrica e termica. Questo meccanismo copre i costi operativi, di capitale e di combustibile degli impianti e comprende anche una componente incentivante applicabile per i primi otto anni di vita della concessione.

(26)

La tariffa onnicomprensiva (TO) si applica agli impianti con una capacità installata inferiore a 200 kW per i parchi eolici e inferiore a 1 MW per altri tipi di energie rinnovabili. Questo sistema è garantito per 15 anni, è volontario e alternativo al sistema dei Certificati verdi. Il valore della tariffa onnicomprensiva include sia il prezzo dell’energia sia l’incentivo.

(27)

Il meccanismo dei Certificati verdi (CV) è basato sull’imposizione di quote d’obbligo per i produttori e gli importatori di energia elettrica da fonti convenzionali, i quali sono tenuti a presentare annualmente un certo numero di Certificati verdi. I Certificati verdi sono quindi assegnati agli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili in funzione della fonte 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 vendita dell’energia da fonti rinnovabili sul mercato e, come incentivo, il ricavo dalla vendita dei Certificati verdi. Il valore dei Certificati verdi è determinato dall’incrocio tra la domanda (espressa dai produttori e dagli importatori di energia elettrica da fonti convenzionali) e l’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.

(28)

I Certificati verdi sono stati modificati nel gennaio 2016 e ridenominati GRIN. Prevedono un premio trimestrale versato ai beneficiari del regime in aggiunta al prezzo dell’energia elettrica. La loro durata e gli importi pagati nel quadro del regime GRIN sono esattamente identici a quelli che sarebbero stati riconosciuti ai beneficiari in base ai vecchi Certificati verdi.

(29)

Il Conto energia (CE) è il sistema di incentivazione per la produzione di energia da fonte fotovoltaica e consiste in una remunerazione di tipo feed-in premium in base alla quale i produttori ricevono il prezzo di mercato sul Mercato del giorno prima e un corrispettivo a titolo di incentivo. Questo sistema di incentivazione è garantito per 20 anni.

(30)

Tenuto conto delle caratteristiche di questi regimi e delle peculiarità della produzione e della vendita all’ingrosso dell’energia elettrica generata, nella decisione di esecuzione 2012/539/UE la Commissione ha concluso che la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza non era soddisfatta per quanto riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili. Poiché le condizioni per tali regimi sono rimaste in gran parte invariate, la Commissione non vede alcuna ragione per modificare la propria valutazione.

(31)

Per quanto riguarda i regimi introdotti dopo la decisione di esecuzione 2012/539/UE, i più importanti sono stati notificati alla Commissione e autorizzati nel quadro della normativa in materia di aiuti di Stato dalle decisioni della Commissione C(2016) 2726 (9) e C(2019) 4498 (10). Ciò implica che tali regimi includono una remunerazione adeguata alla luce dei costi sostenuti e che l’aiuto concesso non provoca distorsioni nel mercato unico.

(32)

Per quanto riguarda il regime istituito con decreto ministeriale del 23 giugno 2016, esso era aperto a tutte le fonti di energia rinnovabile, ad eccezione dell’energia solare fotovoltaica. I beneficiari sono stati divisi in tre categorie, in funzione della potenza degli impianti: impianti nuovi di grandi dimensioni (con capacità installata superiore a 5 MW), impianti nuovi di medie dimensioni (con capacità installata compresa tra 500 kW2 e 5 MW; tale categoria comprende anche il rifacimento degli impianti di ogni dimensione) e i generatori più piccoli (con capacità installata non superiore a 500 kW). La Commissione ha osservato che, per le tecnologie ammesse nell’ambito di tale regime, i costi livellati della produzione di energia sarebbero più elevati rispetto al prezzo di mercato atteso dell’energia elettrica e che il valore attuale netto («VAN») per i progetti relativi alle energie rinnovabili sarebbe negativo in assenza di aiuti e in condizioni normali di mercato.

(33)

Per quanto riguarda il regime istituito con decreto ministeriale del 4 luglio 2019, esso consiste in aiuti operativi per la produzione di energia elettrica mediante impianti che utilizzano le seguenti tecnologie rinnovabili: l’eolico on-shore, il solare fotovoltaico, l’idroelettrico e i gas residuati dei processi di depurazione. Come nel caso della decisione C(2016) 2726, la Commissione ha osservato che, per le tecnologie ammesse nell’ambito di tale regime, i costi livellati della produzione di energia sarebbero superiori al prezzo di mercato atteso dell’energia elettrica. Senza l’aiuto e in condizioni normali di mercato, il VAN dei progetti relativi alle energie rinnovabili sarebbe quindi negativo. La Commissione ha concluso che senza l’aiuto i progetti che beneficiano del regime non sarebbero economicamente redditizi.

(34)

Con decreto ministeriale del 14 febbraio 2017 è stato introdotto un regime specifico per le isole minori. Si tratta di 20 isole, di cui 14 in Sicilia, non interconnesse alla rete elettrica del continente. Hanno una superficie superiore a un chilometro quadrato, sono situate a più di 1 km dalla terraferma e hanno una popolazione residente di almeno 50 abitanti. Per ogni isola sono stati stabiliti obiettivi specifici per il 2030 in materia di energia elettrica e termica per la transizione energetica. È possibile accedere a tale regime per la costruzione ex novo, il potenziamento e la riattivazione di impianti di produzione di energia elettrica di potenza non inferiore a 0,5 kW, entrati in esercizio a partire dal 15 novembre 2018, collegati alla rete elettrica dell’isola e alimentati da fonti rinnovabili disponibili localmente. I beneficiari ricevono una remunerazione di tipo feed-in tariff per l’energia elettrica venduta sulla rete e una remunerazione di tipo feed-in premium per l’energia elettrica prodotta e consumata immediatamente in sito.

(35)

Il regime denominato Ritiro Dedicato (RID) consente ai produttori di collocare sul mercato l’energia elettrica immessa in rete. Consiste nella cessione al GSE dell’energia elettrica e sostituisce ogni altro adempimento contrattuale relativo, tra l’altro, all’accesso ai servizi di dispacciamento e di trasporto dell’energia. Sono ammessi al regime RID gli impianti di potenza inferiore a 10 MW o di potenza qualsiasi se alimentati da [energia solare, eolica, maremotrice, del moto ondoso, geotermica, idraulica limitatamente alle unità ad acqua fluente o da] altre fonti rinnovabili se nella titolarità di un autoproduttore. Il regime RID rappresenta un’alternativa agli incentivi concessi nell’ambito degli altri regimi istituiti con i decreti ministeriali del 5 luglio 2012, del 6 luglio 2012, del 23 giugno 2016 e del 4 luglio 2019.

(36)

Il regime denominato Scambio sul Posto (SSP) consente una compensazione economica tra il valore associato all’energia elettrica immessa in rete e il valore associato all’energia elettrica prelevata e consumata in un momento diverso da quello in cui avviene la produzione. Si applica agli impianti entrati in esercizio entro il 31 dicembre 2014, se alimentati da fonti rinnovabili o di cogenerazione ad alto rendimento (CAR) e di potenza massima non superiore a 200 kW, o agli impianti di potenza fino a 500 kW, se alimentati da fonti rinnovabili e entrati in esercizio a decorrere dal 1o gennaio 2015. Il regime SSP rappresenta un’alternativa agli incentivi concessi nell’ambito degli altri regimi istituiti con i decreti ministeriali del 5 luglio 2012, del 6 luglio 2012, del 23 giugno 2016 e del 4 luglio 2019.

(37)

La Commissione osserva che i regimi istituiti con i decreti ministeriali del 23 giugno 2016 e del 4 luglio 2019 prevedono una procedura di presentazione di offerte al fine di poter beneficiare degli incentivi.

(38)

La Commissione osserva che il livello di concorrenza in relazione alla possibilità di beneficiare dei regimi istituiti con i decreti ministeriali del 23 giugno 2016 e del 4 luglio 2019 è aumentato: vi è infatti un elevato numero di candidati e di offerte per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. La Commissione ritiene pertanto che gli impianti di produzione di energia da fonti rinnovabili che beneficiano dei regimi più recenti operino in un contesto concorrenziale.

(39)

Per quanto riguarda gli altri tre regimi, ossia il regime istituito con decreto ministeriale del 14 febbraio 2017, il RID e l’SSP, la Commissione non ha alcun elemento per concludere che i beneficiari siano soggetti a pressioni concorrenziali. Alcune delle loro caratteristiche, ad esempio la remunerazione di tipo feed-in tariff o il fatto che l’energia prodotta sia acquistata dal GSE, sono simili a quelle di altri regimi analizzati nella decisione del 2012.

(40)

Alla luce dei fattori esaminati in precedenza, la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza stabilita all’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE dovrebbe essere considerata soddisfatta per gli enti aggiudicatori in relazione alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia in base ai regimi istituiti dai decreti ministeriali del 23 giugno 2016 e del 4 luglio 2019.

(41)

Inoltre, poiché si ritiene soddisfatta la condizione del libero accesso al mercato, la direttiva 2014/25/UE non dovrebbe essere applicata quando gli enti aggiudicatori aggiudicano appalti per consentire la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in Italia in base ai regimi istituiti dai decreti ministeriali del 23 giugno 2016 e del 4 luglio 2019, né quando tali enti organizzano concorsi di progettazione per l’esercizio di tali attività nella zona geografica in questione.

(42)

Alla luce dei fattori esaminati in precedenza, la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza stabilita all’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE dovrebbe essere considerata non soddisfatta per gli enti aggiudicatori in relazione alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in base ai regimi CIP6, CV/GRIN, CE, TO, al regime istituito dal decreto ministeriale del 14 febbraio 2017 nonché ai regimi RID e SSP. La direttiva 2014/25/UE dovrebbe pertanto continuare ad applicarsi quando gli enti aggiudicatori attribuiscono appalti per consentire l’esercizio di tali attività in Italia e quando organizzano concorsi di progettazione per l’esercizio di tali attività nella zona geografica in questione.

(43)

Alla luce dei fattori esaminati in precedenza, la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza stabilita all’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE dovrebbe essere considerata soddisfatta per quanto riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia, ad eccezione della Sicilia.

(44)

Poiché la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in base ai regimi CIP6, CV/GRIN, CE, TO, al regime istituito dal decreto ministeriale del 14 febbraio 2017 nonché ai regimi RID e SSP dovrebbe rimanere soggetta alla disciplina di cui alla direttiva 2014/25/UE, si ricorda che i contratti di appalto aventi ad oggetto diverse attività devono essere trattati in conformità a quanto previsto dall’articolo 6 di tale direttiva. Ciò significa che, quando un ente aggiudicatore tratta appalti «misti», ossia appalti che riguardano sia attività esonerate dall’applicazione della direttiva 2014/25/UE sia attività ad essa soggette, è necessario considerare le attività alle quali l’appalto è principalmente destinato. In caso di appalto misto, se il fine è principalmente quello di sostenere attività non esonerate dall’applicazione della direttiva 2014/25/UE, le disposizioni della direttiva devono essere applicate. Nel caso degli appalti per cui è oggettivamente impossibile stabilire a quale attività siano principalmente destinati, essi devono essere aggiudicati secondo le norme di cui all’articolo 6, paragrafo 3, della direttiva 2014/25/UE.

(45)

Si ricorda che l’articolo 16 della direttiva 2014/23/UE del Parlamento europeo e del Consiglio (11) sull’aggiudicazione dei contratti di concessione prevede un’esenzione dall’applicazione della suddetta direttiva alle concessioni aggiudicate da enti aggiudicatori qualora, nello Stato membro in cui tali concessioni devono svolgersi, sia stato stabilito, conformemente all’articolo 35 della direttiva 2014/25/UE, che l’attività è direttamente esposta alla concorrenza ai sensi dell’articolo 34 di tale direttiva. Poiché si è giunti alla conclusione che l’attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia in base ai regimi istituiti dai decreti ministeriali del 23 giugno 2016 e del 4 luglio 2019 è direttamente esposta alla concorrenza, i contratti di concessione destinati a permettere l’esercizio di tali attività in Italia (ad eccezione della Sicilia) saranno esclusi dall’ambito di applicazione della direttiva 2014/23/UE.

(46)

Quando gli impianti cesseranno di ricevere il sostegno offerto dai regimi CIP6, CV/GRIN, CE, TO, dal regime istituito con il decreto ministeriale del 14 febbraio 2017 nonché dai regimi RID e SSP, le disposizioni della direttiva 2014/25/UE non dovrebbero più applicarsi a tali impianti, in quanto saranno considerati esposti alla concorrenza.

(47)

La presente decisione si basa sulla situazione di diritto e di fatto esistente tra aprile 2017 e maggio 2020, quale risulta dalle informazioni presentate dal richiedente e dalle autorità italiane nonché dalle informazioni pubblicamente disponibili. Essa può essere rivista qualora non siano più soddisfatte le condizioni per l’applicabilità dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE a seguito di cambiamenti rilevanti della situazione di diritto o di fatto,

(1)

L’8 aprile 2019 Lietuvos energija UAB («il richiedente») ha presentato alla Commissione una richiesta a norma dell’articolo 35, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE («la richiesta»).

(2)

La richiesta riguarda attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica che non sono regolamentate dall’autorità nazionale (2). Nella sua e-mail del 18 giugno 2019 il richiedente ha confermato che gli scambi di energia di bilanciamento e di energia di regolazione, la fornitura di capacità di riserva e gli obblighi di prestazione di servizio pubblico non rientrano nella richiesta.

(3)

La richiesta non era accompagnata da una posizione motivata e giustificata, adottata da un’amministrazione nazionale indipendente competente per le attività in questione, contenente un’analisi approfondita delle condizioni per l’applicabilità dell’articolo 34, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE alle attività in questione, conformemente ai paragrafi 2 e 3 dello stesso articolo. Di conseguenza, conformemente all’allegato IV, punto 1, della direttiva 2014/25/UE, la Commissione è tenuta a adottare un atto di esecuzione relativo alla richiesta entro 105 giorni lavorativi. Il termine iniziale è stato sospeso conformemente all’allegato IV, punto 2, della direttiva 2014/25/UE. Il termine concordato tra il richiedente e la Commissione per l’adozione dell’atto di esecuzione scade il 31 luglio 2020.

(4)

A norma dell’articolo 35, paragrafo 2, della direttiva 2014/25/UE, la Commissione ha informato della richiesta le autorità lituane e ha chiesto ulteriori informazioni il 14 maggio e il 24 maggio 2019. Le autorità lituane hanno risposto il 18 settembre e il 23 settembre 2019. La Commissione ha chiesto ulteriori chiarimenti il 7 ottobre 2019, il 30 gennaio e il 17 marzo 2020 e le autorità lituane hanno risposto il 22 gennaio, il 5 marzo e il 19 marzo 2020. Nel quadro della consultazione del comitato consultivo per gli appalti pubblici, le autorità lituane hanno fornito ulteriori informazioni il 9 luglio 2020.

(5)

La Commissione ha chiesto ulteriori informazioni al richiedente il 3 maggio, il 27 maggio e il 14 giugno 2019 e le risposte del richiedente sono pervenute il 17 maggio, il 12 giugno e il 18 giugno 2019.

(6)

La direttiva 2014/25/UE si applica all’aggiudicazione di appalti per l’esercizio di attività relative, tra l’altro, alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica, a meno che tali attività non siano esentate a norma dell’articolo 34 di tale direttiva. La direttiva 2014/25/UE non si applica a determinati tipi di attività qualora queste non siano considerate attività di cui all’articolo 9, paragrafo 2, di tale direttiva.

(7)

A norma degli articoli 34 e 35 della direttiva 2014/25/UE, su richiesta di uno Stato membro o di un ente aggiudicatore gli appalti destinati a permettere lo svolgimento di una delle attività cui si applica tale direttiva non sono soggetti a quest’ultima. Tale esenzione può essere concessa se l’attività, nello Stato membro in cui è esercitata, è direttamente esposta alla concorrenza su mercati liberamente accessibili. L’esposizione diretta alla concorrenza è valutata sulla base di criteri oggettivi, tenendo conto delle caratteristiche specifiche del settore in questione.

(8)

Un mercato è considerato liberamente accessibile se lo Stato membro interessato ha attuato e applicato la pertinente legislazione dell’Unione, aprendo un determinato settore o una sua parte. La legislazione in questione è riportata nell’allegato III della direttiva 2014/25/UE e comprende, per quanto riguarda il settore dell’energia elettrica, la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (3).

(9)

In base alle informazioni a disposizione della Commissione, e come confermato dal richiedente, la Lituania ha recepito (4) e applica la direttiva 2009/72/CE. Il mercato rilevante è pertanto considerato liberamente accessibile in conformità all’articolo 34, paragrafo 3, della direttiva 2014/25/UE.

(10)

L’esposizione diretta alla concorrenza dovrebbe essere valutata in base a vari indicatori, nessuno dei quali è di per sé determinante. Per quanto riguarda i mercati interessati dalla presente decisione, un criterio da prendere in considerazione è la quota di mercato degli operatori principali in un determinato mercato. Date le caratteristiche dei mercati interessati, dovrebbero essere presi in considerazione anche altri criteri.

(11)

La presente decisione non pregiudica l’applicazione delle norme sulla concorrenza e delle norme sugli aiuti di Stato né altri ambiti del diritto dell’Unione. In particolare, i criteri e la metodologia utilizzati per valutare l’esposizione diretta alla concorrenza a norma dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE non sono necessariamente identici a quelli utilizzati per la valutazione a norma dell’articolo 101 o 102 TFUE o a norma del regolamento (CE) n. 139/2004 del Consiglio (5), come confermato dal Tribunale (6).

(12)

È opportuno tenere presente che l’obiettivo della presente decisione è stabilire se le attività oggetto della richiesta siano direttamente esposte alla concorrenza in mercati liberamente accessibili ai sensi dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE. Ciò garantirà che, in assenza della disciplina introdotta dalle norme dettagliate in materia di appalti definite nella direttiva 2014/25/UE, gli appalti per l’esercizio delle attività in questione saranno aggiudicati secondo procedure trasparenti e non discriminatorie, in base a criteri che permettano agli acquirenti di individuare la soluzione nel complesso più vantaggiosa sul piano economico.

(13)

La richiesta riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica.

(14)

Nella sua decisione nel caso COMP M.4110 E.ON — ENDESA (7), la Commissione ha individuato i seguenti mercati rilevanti del prodotto nel settore dell’energia elettrica: produzione e vendita all’ingrosso; trasmissione; distribuzione e vendita al dettaglio. Sebbene alcuni di questi mercati possano essere ulteriormente suddivisi, sino ad oggi la prassi della Commissione (8) ha rigettato una distinzione tra un mercato della produzione di energia elettrica e un mercato della vendita all’ingrosso, visto che la produzione in sé costituisce soltanto un primo anello della catena di valore e che la quantità di energia elettrica prodotta è commercializzata sul mercato all’ingrosso.

(15)

Nel 2012 la Commissione ha adottato la decisione di esecuzione 2012/218/UE (9) e la decisione di esecuzione 2012/539/UE (10) in relazione, rispettivamente, al mercato dell’energia elettrica tedesco e a quello italiano. Per quanto riguarda la Germania, la Commissione ha ritenuto che la produzione e la commercializzazione di energia elettrica regolamentata dalla legge sulle fonti energetiche rinnovabili non rientrasse nel mercato per la produzione e la prima vendita di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali poiché l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili di norma non è venduta direttamente sul mercato all’ingrosso, ma è acquistata dai gestori delle reti di trasmissione a un prezzo stabilito per legge. In modo analogo, per l’Italia, la Commissione ha ritenuto che il mercato per la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili fosse separato dal mercato per la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali poiché la vendita di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili che sono soggette ai meccanismi CIP 6 (Comitato Interministeriale Prezzi del 29 aprile 1992) e FIT (Feed-in Tariffs, tariffe feed-in), avviene per la maggior parte attraverso il Gestore dei servizi energetici. I motivi principali per i quali la Commissione ha operato questa distinzione si riferiscono essenzialmente alla vendita, da parte dei produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili, della loro produzione a enti non commerciali, quali sono il Gestore del sistema di trasmissione in Germania e il Gestore dei servizi energetici in Italia. Le ulteriori considerazioni addotte in queste due precedenti decisioni sono state la priorità di immissione in rete per le energie rinnovabili e un prezzo stabilito per legge. La Commissione ha concluso che in Germania e in Italia la produzione di energia da fonti rinnovabili e la prima vendita non erano pertanto soggette alle forze di mercato.

(16)

Nel 2017 la Commissione ha adottato la decisione di esecuzione (UE) 2018/71 (11) in relazione al mercato neerlandese dell’energia elettrica. Nel caso dei Paesi Bassi la Commissione ha ritenuto che non fosse necessario definire mercati separati per l’energia elettrica a seconda della fonte. Le principali differenze rispetto alle decisioni di esecuzione 2012/218/UE e 2012/539/UE riguardanti la Germania e l’Italia sono le seguenti: il fatto che l’energia elettrica da fonti rinnovabili fosse venduta direttamente sul mercato all’ingrosso e non a un ente non commerciale; l’assenza di priorità di immissione in rete per l’energia elettrica da fonti rinnovabili; il fatto che all’energia elettrica da fonti rinnovabili fosse applicabile un prezzo stabilito per legge consistente in una remunerazione di tipo feed-in premium e non in una tariffa fissa (come invece era accaduto nei casi di cui alle decisioni di esecuzione 2012/218/UE e 2012/539/UE riguardanti la Germania e l’Italia) e il fatto che le sovvenzioni per le energie rinnovabili fossero soggette a una procedura iniziale di presentazione di offerte, in cui diverse tecnologie concorrevano per un importo predefinito di sovvenzioni.

(17)

Alla luce delle decisioni di esecuzione 2012/218/UE, 2012/539/UE e (UE) 2018/71, nel caso di specie è necessario esaminare, sulla base degli stessi criteri, la pertinenza di una distinzione tra energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili ed energia elettrica prodotta da fonti convenzionali.

(18)

Nella risposta del 18 settembre 2019 alla richiesta di informazioni della Commissione del 14 maggio 2019, le autorità lituane hanno comunicato che attualmente esistono tre regimi di sostegno per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili.

(19)

Il primo regime di sostegno si applica ai produttori di energia elettrica da fonti energetiche rinnovabili («FER») che hanno ottenuto il diritto di beneficiare degli incentivi previsti dal regime tra il 1o gennaio 2002 e il 23 maggio 2011. Gli elementi principali del primo regime sono: acquisto obbligatorio di energia elettrica da FER da parte di un’impresa designata dal ministero dell’Energia o dalla rete di distribuzione; priorità di immissione; remunerazione basata su un prezzo fisso stabilito dall’autorità di regolamentazione dell’energia; esonero dalla responsabilità di bilanciamento della rete e compensazione del produttore per il costo di connessione alla rete. A seconda della capacità dell’impianto, il primo regime è soggetto a una procedura competitiva per le licenze edilizie.

(20)

La capacità installata che può beneficiare dell’incentivo nell’ambito del primo regime di sostegno è di 237 MW e il periodo di incentivazione dura fino alla fine del 2020 o, se il periodo compreso tra la data di rilascio dell’autorizzazione di produzione e il 2020 è inferiore a 12 anni, il periodo di incentivazione è di 12 anni a decorrere dalla data di rilascio dell’autorizzazione di produzione.

(21)

Il secondo regime di sostegno si applica ai produttori di energia elettrica da FER che hanno ottenuto il diritto di beneficiare degli incentivi previsti dal regime tra il 24 maggio 2011 e il 30 aprile 2019. Gli elementi principali del secondo regime sono: acquisto obbligatorio di energia elettrica da FER da parte di un’impresa designata dal ministero dell’Energia o dalla rete di distribuzione; priorità di immissione; remunerazione basata su un prezzo fisso aggiudicato in seguito a una procedura di gara o stabilito dall’autorità di regolamentazione dell’energia; esonero dalla responsabilità di bilanciamento della rete e compensazione del produttore per il costo di connessione alla rete.

(22)

A seconda della capacità dell’impianto, nell’ambito del secondo regime di sostegno l’assegnazione del sostegno basato su un prezzo fisso è effettuata mediante una procedura competitiva di offerte.

(23)

La capacità installata che può beneficiare dell’incentivo è di 464 MW, la durata del periodo di incentivazione è di 12 anni a decorrere dalla data di rilascio dell’autorizzazione di produzione e i pagamenti continueranno fino al 2029.

(24)

Il terzo regime di sostegno è stato approvato dalla Commissione (12) ed è entrato in vigore il 1o maggio 2019. Gli elementi principali del terzo regime sono: priorità di immissione; remunerazione basata su un supplemento di prezzo stabilito in seguito a una procedura di gara (non viene effettuato alcun pagamento se i prezzi sono pari a zero o negativi per un periodo pari o superiore a sei ore; non viene effettuato alcun pagamento per le quantità prodotte in eccesso rispetto alla produzione di energia elettrica assegnata al momento della gara); esonero dalla responsabilità di bilanciamento della rete per gli impianti con capacità inferiore a 500 kW e per i progetti pilota.

(25)

Nell’ambito del terzo regime di sostegno, il sostegno basato su un supplemento di prezzo deve essere istituito mediante una procedura competitiva di offerte per tutti i tipi di impianti, senza distinzione in base alle dimensioni e alla tecnologia.

(26)

L’entità dell’incentivo nell’ambito del terzo regime di sostegno è di circa 2,9 TWh e la durata del periodo di incentivazione è di 12 anni a decorrere dalla data di rilascio dell’autorizzazione di produzione.

(27)

Secondo il richiedente, il terzo regime di sostegno per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in Lituania è simile alle corrispondenti misure adottate nei Paesi Bassi. Ciò giustificherebbe pertanto la definizione di un unico mercato del prodotto comprendente l’energia elettrica prodotta da fonti convenzionali e da fonti rinnovabili. La Commissione osserva tuttavia che il terzo regime è stato introdotto solo molto di recente.

(28)

Secondo le autorità lituane, è opportuno definire la produzione e la vendita all’ingrosso come un mercato unico, indipendentemente dalla fonte di energia elettrica. In alternativa, se dovessero essere definiti due mercati, le autorità lituane propongono la seguente delimitazione: un mercato dell’energia elettrica da fonti convenzionali e da fonti rinnovabili, ad eccezione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili oggetto del primo e del secondo regime di sostegno, e un mercato dell’energia elettrica da fonti rinnovabili oggetto del primo e del secondo regime di sostegno.

(29)

L’energia elettrica prodotta nell’ambito del terzo regime riceve un sostegno basato su un supplemento di prezzo istituito mediante una procedura competitiva di offerte per tutti i tipi di impianti, senza distinzione in base alle dimensioni e alla tecnologia. Il periodo di sostegno per ciascun impianto è di 12 anni. I beneficiari ricevono un supplemento massimo, pari alla differenza tra un prezzo massimo (costo della tecnologia di produzione di energia elettrica da FER più efficiente in termini di costi disponibile in Lituania — eolico on-shore) e un prezzo di riferimento. Nell’aprile 2019, con decisione C(2019) 3122 (13), la Commissione ha stabilito che il sostegno finanziario a tale regime era compatibile con il mercato interno ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), TFUE.

(30)

L’energia elettrica prodotta nell’ambito del terzo regime riceve un sostegno basato su un supplemento di prezzo stabilito mediante una procedura competitiva di offerte. Ciò differisce notevolmente dalla situazione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, che ricevono un corrispettivo stabilito per legge, indipendentemente dalle condizioni di mercato.

(31)

Tenendo in considerazione le specificità del mercato dell’energia elettrica lituano sopra descritte, al fine di valutare le condizioni stabilite all’articolo 34, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE e fatti salvi il diritto della concorrenza e le norme sugli aiuti di Stato, il mercato rilevante del prodotto è quindi definito come il mercato per la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali e da fonti rinnovabili, fatta eccezione per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in base al primo e al secondo regime di sostegno.

(32)

Per quanto riguarda il primo e il secondo regime di sostegno, in entrambi i regimi i produttori di energia elettrica beneficiano di un prezzo fisso per l’energia elettrica da essi prodotta, indipendentemente dalle condizioni di mercato.

(33)

Sono esonerati dalle responsabilità di bilanciamento della rete: è il gestore della rete di trasmissione o di distribuzione che gestisce il bilanciamento, a seconda della rete cui è connesso il produttore.

(34)

Hanno beneficiato di una compensazione per il costo di connessione degli impianti di produzione di energia elettrica. Quando gli impianti dei produttori sono stati connessi alla rete elettrica, è stata rimborsata loro una parte dei costi di connessione sostenuti dal gestore della rete elettrica.

(35)

Hanno diritto all’acquisto obbligatorio dell’energia elettrica prodotta. I produttori possono vendere la loro energia elettrica sul mercato ma, se decidono di non farlo, hanno il diritto di vendere tutta l’energia elettrica prodotta e immessa in rete all’impresa designata quando gli impianti di produzione di energia elettrica sono connessi alla rete di trasmissione, oppure a un gestore della rete di distribuzione che serva più di 100 000 utenti quando gli impianti di produzione di energia elettrica dei produttori sono connessi alla rete di distribuzione.

(36)

Beneficiano di una priorità di immissione in rete. Nell’ambito del diritto di priorità, il gestore della rete elettrica deve accettare, trasferire o distribuire, a tariffe trasparenti e non discriminatorie, tutta l’energia elettrica offerta dal produttore; tale diritto di priorità è garantito al produttore nei confronti di altri produttori di energia elettrica da fonti energetiche non rinnovabili.

(37)

L’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in base al primo e al secondo regime di sostegno forma pertanto un mercato distinto.

(38)

Nel 2012 la Lituania ha aderito alla borsa elettrica Nord Pool e i produttori lituani di energia elettrica sono così entrati in concorrenza per vendere la propria energia elettrica ai fornitori sul mercato. Nel 2013 il sistema elettrico lituano era già connesso ai sistemi di altri Stati membri, come la Lettonia, e dal dicembre 2015 anche ai sistemi di Svezia e Polonia. La Lituania rimane tuttavia un’unica zona di offerta.

(39)

Secondo il richiedente la richiesta riguarda attività svolte sul territorio della Lituania.

(40)

Per quanto riguarda i mercati dell’energia elettrica, nelle decisioni di esecuzione 2012/218/UE e (UE) 2018/71 la Commissione ha ritenuto che la portata geografica del mercato fosse nazionale.

(41)

In assenza di indicazioni circa una diversa portata del mercato geografico, ai fini della valutazione ai sensi della presente decisione e fatti salvi il diritto della concorrenza e le norme sugli aiuti di Stato, la Commissione ritiene che la portata geografica del mercato della produzione e della vendita all’ingrosso dell’energia elettrica, per la produzione di energia elettrica tanto da fonti convenzionali quanto da fonti rinnovabili (soggette a tutti i regimi), sia il territorio della Lituania.

(42)

È importante ricordare che, nel mercato lituano della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica, non tutti gli operatori di mercato sono soggetti alle norme in materia di appalti pubblici. Di conseguenza, quando agiscono su tali mercati, le imprese non soggette al rispetto di tali norme avrebbero di solito la possibilità di esercitare una pressione concorrenziale sugli operatori di mercato tenuti al rispetto delle norme in materia di appalti pubblici. Secondo le autorità lituane, nei mercati oggetto della richiesta, oltre al richiedente, sono soggette alle norme in materia di appalti pubblici gli enti indicati di seguito: UAB Vilniaus energija, AB Panevėžio energija, VšĮ Alantos technologijos ir verslo mokykla, AB Vilniaus šilumos tinklai, AB Klaipėdos energija e AB Šiaulių energija.

(43)

Nelle decisioni di esecuzione 2012/218/UE e 2012/539/UE la Commissione ha ritenuto rilevante, per quanto attiene al mercato della produzione e della vendita all’ingrosso, la quota di mercato cumulata delle tre imprese più grandi. Tuttavia, dato che non tutti gli operatori di mercato sono soggetti alle norme in materia di appalti pubblici, l’analisi verte sulla posizione di mercato e sui vincoli concorrenziali dei singoli operatori di mercato soggetti alle norme sugli appalti pubblici. Possono essere considerate pertinenti anche altre misure di concentrazione.

(44)

Secondo la risposta delle autorità lituane del 5 marzo 2020 alla richiesta di informazioni della Commissione del 30 gennaio 2020, sul mercato lituano della produzione di energia elettrica il richiedente è il principale operatore di mercato e la sua quota di mercato ha oscillato nel periodo 2015-2019 tra un massimo del 60,8 % nel 2018 e un minimo del 53,9 % nel 2019. Il secondo operatore di mercato è AB ACHEMA, che è riuscita ad aumentare la propria quota di mercato nello stesso periodo passando dal 10,3 % nel 2015 al 23 % nel 2019. I due operatori di mercato successivi di maggiori dimensioni hanno quote comprese tra il 5 % e il 10 % ciascuno. La Commissione osserva che, a parte il richiedente, gli altri principali operatori di mercato attivi non sono soggetti alle norme in materia di appalti pubblici. UAB Vilniaus Energija è soggetta alle norme in materia di appalti pubblici, ma dal 2016 non è più attiva sul mercato rilevante.

(45)

Secondo la legislazione nazionale, il mercato della vendita all’ingrosso dell’energia elettrica è costituito dagli scambi sulla borsa elettrica e negli accordi bilaterali e dagli scambi di energia di bilanciamento e di regolazione.

(46)

Secondo la tabella 14 della risposta del richiedente del 17 maggio 2019 alla richiesta di informazioni della Commissione del 3 maggio 2019, più del 75 % degli scambi totali di energia elettrica in Lituania avviene attraverso la borsa elettrica Nord Pool. Nord Pool è la più grande borsa elettrica europea. Realizza scambi di energia in tutta Europa. Gestisce la negoziazione del giorno prima e infragiornaliera, la compensazione e il regolamento e offre servizi di dati e di conformità, nonché servizi di consulenza. Gestisce mercati di scambio di energia elettrica in Norvegia, Danimarca, Svezia, Finlandia, Estonia, Lettonia, Lituania, Germania, Paesi Bassi, Belgio, Austria, Lussemburgo, Francia e Regno Unito. Nel 2019 ha registrato un volume totale di 494 TWh di energia elettrica scambiata, che comprende oltre il 90 % del consumo totale di energia elettrica nel mercato nordico e baltico.

(47)

La liquidità del mercato di vendita all’ingrosso è un indicatore rilevante per la concorrenza, in quanto volumi sufficienti sul fronte sia dell’offerta che della domanda per i pertinenti prodotti all’ingrosso (ad esempio carico di base, carico di punta, blocchi orari per diversi orizzonti temporali) forniscono opportunità di approvvigionamento e di copertura a operatori e fornitori.

(48)

Il grado di liquidità sul mercato della vendita all’ingrosso di Nord Pool avalla la conclusione secondo cui gli enti aggiudicatori che operano sul mercato lituano della produzione e della vendita all’ingrosso sono esposti alla concorrenza.

(49)

La capacità di interconnessione è sufficiente a consentire importazioni o esportazioni significative da o verso la Lituania. Inoltre la Lituania fa parte della borsa elettrica Nord Pool, in cui competono numerosi produttori di energia elettrica dei paesi partecipanti (Norvegia, Svezia, Finlandia, Danimarca, Estonia, Lettonia e Lituania). Una parte significativa delle importazioni lituane di energia elettrica proviene dalla Russia e dalla Bielorussia.

(50)

È probabile che l’aumento della capacità di interconnessione tra la Lituania e altri paesi abbia avuto un impatto favorevole sulla concorrenza nel mercato lituano della produzione di energia elettrica.

(51)

Secondo la richiesta, le importazioni nel 2018 hanno coperto l’80 % della domanda lituana di energia elettrica. Le importazioni nette sono aumentate da 7208 TWh nel 2015 a 9632 TWh nel 2018, mentre l’energia elettrica prodotta in Lituania è scesa da 4598 TWh a 3220 TWh. Il richiedente spiega che, anche se la capacità installata totale in Lituania sarebbe sufficiente a soddisfare la domanda, l’energia elettrica importata è meno costosa di quella prodotta localmente. Di conseguenza alcuni dei suoi impianti sono stati disattivati e sono mantenuti come capacità di riserva.

(52)

L’entità delle importazioni sul mercato lituano induce a concludere che gli enti aggiudicatori che operano sul mercato lituano della produzione di energia elettrica da fonti convenzionali e rinnovabili, ad eccezione dell’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in base al primo e al secondo regime di sostegno, sono esposti alla concorrenza.

(53)

Sulla base delle caratteristiche dei regimi di sostegno, la Commissione osserva che il primo e il secondo regime di sostegno presentano caratteristiche simili a quelle dei regimi analizzati nelle decisioni di esecuzione 2012/218/UE e 2012/539/UE in relazione all’Italia e alla Germania. In entrambi i casi la Commissione aveva distinto caratteristiche specifiche particolarmente importanti. In primo luogo, la produzione di energia elettrica da FER gode di una connessione prioritaria alla rete e ha priorità rispetto all’energia elettrica convenzionale nell’immissione in rete, per cui è praticamente indipendente dalla domanda. In secondo luogo, la produzione e l’immissione in rete sono totalmente indipendenti dai prezzi in quanto i produttori di energia elettrica da FER hanno diritto a un corrispettivo stabilito per legge.

(54)

Data la somiglianza delle caratteristiche del primo e del secondo regime in Lituania con la produzione di energia elettrica da FER analizzata nelle decisioni del 2012, la Commissione conclude che tali attività non sono esposte alla concorrenza.

(55)

Alla luce dei fattori esaminati in precedenza, è opportuno considerare soddisfatta la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza di cui all’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE per quanto riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali e da fonti rinnovabili, fatta eccezione per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in base al primo e al secondo regime di sostegno in Lituania.

(56)

Inoltre, poiché si ritiene soddisfatta la condizione dell’accesso libero al mercato, è opportuno che la direttiva 2014/25/UE non sia applicata quando gli enti aggiudicatori aggiudicano appalti destinati a permettere la produzione e la vendita all’ingrosso in Lituania di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali e da fonti rinnovabili, fatta eccezione per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in base al primo e al secondo regime di sostegno, o quando gli enti aggiudicatori organizzano concorsi di progettazione per l’esercizio di tali attività nella zona geografica in questione.

(57)

Alla luce dei fattori esaminati in precedenza, è opportuno considerare non soddisfatta la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza di cui all’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE per quanto riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in base al primo e al secondo regime di sostegno in Lituania. È pertanto opportuno continuare ad applicare la direttiva 2014/25/UE quando gli enti aggiudicatori aggiudicano appalti destinati a permettere l’esercizio di tale attività in Lituania e quando organizzano concorsi di progettazione per l’esercizio di tale attività nella zona geografica in questione.

(58)

Poiché la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in base al primo e al secondo regime di supporto dovrebbe rimanere soggetta alla disciplina di cui alla direttiva 2014/25/UE, si ricorda che i contratti di appalto aventi ad oggetto diverse attività devono essere trattati in conformità a quanto previsto dall’articolo 6 di tale direttiva. Ciò significa che, quando un ente aggiudicatore tratta appalti «misti», ossia appalti che riguardano sia attività esonerate dall’applicazione della direttiva 2014/25/UE sia attività ad essa soggette, è necessario considerare le attività alle quali l’appalto è principalmente destinato. Nel caso degli appalti misti, se il fine è principalmente quello di sostenere attività non esonerate, devono applicarsi le disposizioni della direttiva 2014/25/UE. Nel caso degli appalti per cui è oggettivamente impossibile stabilire a quale attività siano principalmente destinati, essi devono essere aggiudicati secondo le norme di cui all’articolo 6, paragrafo 3, della direttiva 2014/25/UE.

(59)

Si ricorda che l’articolo 16 della direttiva 2014/23/UE del Parlamento europeo e del Consiglio (14) sull’aggiudicazione dei contratti di concessione prevede un’esenzione dall’applicazione della suddetta direttiva alle concessioni aggiudicate da enti aggiudicatori qualora, nello Stato membro in cui tali concessioni devono svolgersi, sia stato stabilito, conformemente all’articolo 35 della direttiva 2014/25/UE, che l’attività è direttamente esposta alla concorrenza ai sensi dell’articolo 34 di tale direttiva. Poiché si è concluso che l’attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali e da fonti rinnovabili, fatta eccezione per l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili in base al primo e al secondo regime di sostegno, è soggetta alla concorrenza, i contratti di concessione destinati a permettere l’esercizio di tali attività in Lituania saranno esclusi dall’ambito di applicazione della direttiva 2014/23/UE.

(60)

La presente decisione si basa sulla situazione di diritto e di fatto esistente tra aprile 2019 e maggio 2020, quale risulta dalle informazioni presentate dal richiedente e dalle autorità lituane nonché dalle informazioni pubblicamente disponibili. Essa può essere rivista qualora non siano più soddisfatte le condizioni per l’applicabilità dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE a seguito di cambiamenti rilevanti della situazione di diritto o di fatto,