Fonti rinnovabili: l’applicazione delle procedure d’appalto

Fonti rinnovabili: l'applicazione delle procedure d'appalto al centro della decisione di esecuzione (UE) 2020/1499 della Commissione del 28 luglio 2020 (in G.U.C.E. L del 16 ottobre 2020, n. 342).

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Il provvedimento riguarda l'applicabilità della direttiva 2014/25/Ue alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia a determinati regimi, stabilendo, contestualmente, i casi di esclusione.

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Decisione di esecuzione (UE) 2020/1499 della commissione del 28 luglio 2020 relativa all’applicabilità della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia

[notificata con il numero C(2020) 5026]

(in G.U.C.E. L del 16 ottobre 2020, n. 342)

LA COMMISSIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell’Unione europea,

vista la direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 febbraio 2014, sulle procedure d’appalto degli enti erogatori nei settori dell’acqua, dell’energia, dei trasporti e dei servizi postali e che abroga la direttiva 2004/17/CE^[1]GU L 94 del 28.3.2014, pag. 243., in particolare l’articolo 35, paragrafo 3,

previa consultazione del comitato consultivo per gli appalti pubblici, considerando quanto segue:

1. FATTI

(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]Decisione di esecuzione (UE) 2016/1804 della Commissione, del 10 ottobre 2016, relativa alle modalità d’applicazione degli articoli 34 e 35 della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio sulle procedure d’appalto degli enti erogatori nei settori dell’acqua, dell’energia, dei trasporti e dei servizi postali (GU L 275 del 12.10.2016, pag. 39)..

(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.

2. QUADRO GIURIDICO

(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.

3. VALUTAZIONE

3.1. Libero accesso al mercato

(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]Direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 55)..

(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.

3.2. Esposizione diretta alla concorrenza

(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]Regolamento (CE) n. 139/2004 del Consiglio, del 20 gennaio 2004, relativo al controllo delle concentrazioni tra imprese («Regolamento comunitario sulle concentrazioni») (GU L 24 del 29.1.2004, pag. 1)., come confermato dal Tribunale ^[5]Sentenza del Tribunale del 27 aprile 2016, Österreichische Post AG/Commissione, T-463/14, EU:T:2016:243, punto 28..

(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.

3.3. Definizione del mercato rilevante

(11) Con la decisione di esecuzione 2012/539/UE^[6]Decisione di esecuzione 2012/539/UE della Commissione, del 26 settembre 2012, che esonera la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali in Italia nella macro-zona Nord e nella macro-zona Sud dall’applicazione della direttiva 2004/17/CE del Parlamento europeo e del Consiglio che coordina le procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia, degli enti che forniscono servizi di trasporto e servizi postali e che modifica la decisione 2010/403/UE della Commissione (GU L 271 del 5.10.2012, pag. 4), 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]Decisione di esecuzione (UE) 2018/71 della Commissione, del 12 dicembre 2017, che esonera la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica nei Paesi Bassi dall’applicazione della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio sulle procedure d'appalto degli enti erogatori nei settori dell'acqua, dell'energia, dei trasporti e dei servizi postali e che abroga la direttiva 2004/17/CE (GU L 12 del 17.1.2018, pag. 53).
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. 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

(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.

3.4. Definizione del mercato geografico rilevante

(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.

(8) Direttiva 2004/17/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 31 marzo 2004, che coordina le procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia, degli enti che forniscono servizi di trasporto e servizi postali (GU L 134 del 30.4.2004, pag. 1).

(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.

3.5. Analisi del mercato

(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.

(9) Decisione C(2016) 2726 della Commissione, del 28 aprile 2016, relativa al sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili.
(10) Decisione C(2019) 4498 della Commissione, del 14 giugno 2019, relativa al sostegno alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili 2019-2021.
(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.

4. CONCLUSIONI

(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^[8]Direttiva 2014/23/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 febbraio 2014, sull’aggiudicazione dei contratti di concessione (GU L 94 del 28.3.2014, pag. 1). 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,

HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:

Articolo 1

La direttiva 2014/25/UE non si applica agli appalti aggiudicati da enti aggiudicatori e destinati a consentire la produzione e la 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.

Articolo 2

La direttiva 2014/25/UE continua ad applicarsi agli appalti aggiudicati da enti aggiudicatori e destinati a consentire la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia che riceve il sostegno dei regimi indicati di seguito:

a) meccanismo del Comitato Interministeriale Prezzi del 29 aprile 1992 (CIP6);
b) meccanismo dei Certificati verdi o GRIN;
c) regime del Conto energia;
d) tariffa onnicomprensiva;
e) regime istituito dal decreto ministeriale del 14 febbraio 2017;
f) regime del Ritiro dedicato;
g) regime dello Scambio sul posto.

Articolo 3

La Repubblica italiana è destinataria della presente decisione.