Document ID: 32022D1376
Language: ITA

<table><col/><col/><col/><col/><tbody><tr><td><p>8.8.2022&#160;&#160;&#160;</p></td><td><p>IT</p></td><td><p>Gazzetta ufficiale dell&#8217;Unione europea</p></td><td><p>L 206/42</p></td></tr></tbody></table>
DECISIONE DI ESECUZIONE (UE) 2022/1376 DELLA COMMISSIONE
del 26 luglio 2022
relativa all’applicabilità dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica in Danimarca
[notificata con il numero C(2022) 5046]
(Il testo in lingua danese è il solo facente fede)
(Testo rilevante ai fini del SEE)
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 ) , in particolare l’articolo 35, paragrafo 3,
previa consultazione del comitato consultivo per gli appalti pubblici,
considerando quanto segue:
1. FATTI
1.1. La richiesta
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(1)</p></td><td><p>Il 24&#160;settembre 2021 l&#8217;autorit&#224; danese per la concorrenza e la tutela del consumatore (DCCA) (&#171;richiedente&#187;) ha presentato alla Commissione una richiesta a norma dell&#8217;articolo&#160;35, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE (&#171;richiesta&#187;). La richiesta &#232; conforme all&#8217;articolo&#160;1, paragrafo 1, della decisione di esecuzione (UE) 2016/1804 della Commissione&#160;<a>(<span>2</span>)</a>.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(2)</p></td><td><p>La richiesta riguarda la produzione e la vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali e rinnovabili in Danimarca.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(3)</p></td><td><p>La richiesta non riguarda tuttavia quanto segue:</p><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da turbine eoliche onshore e offshore al di fuori di gare d&#8217;appalto;</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da turbine eoliche collegate a una rete tra il 21&#160;febbraio 2008 e il 31&#160;dicembre 2013 o successivamente, ad eccezione delle turbine eoliche collegate al proprio impianto di consumo e delle turbine eoliche offshore (l&#8217;energia elettrica prodotta da impianti di consumo (articolo&#160;41 della legge sulla promozione delle energie rinnovabili) e le turbine eoliche offshore ai sensi dell&#8217;articolo&#160;35, lettera b), di tale legge, sono escluse dall&#8217;applicazione e devono pertanto essere ancora soggette alle disposizioni della direttiva 2014/25/UE);</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da turbine eoliche collegate a una rete non pi&#249; tardi del 20&#160;febbraio 2008, ad eccezione delle turbine eoliche che ricevono supplementi di prezzo a norma degli articoli da 39 a&#160;41 della legge sulla promozione delle energie rinnovabili;</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da turbine eoliche collegate a una rete non pi&#249; tardi del 31&#160;dicembre 2002;</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da una turbina eolica nuova che utilizza certificati di rottamazione rilasciati per lo smantellamento delle turbine eoliche (ulteriore supplemento di prezzo); l&#8217;energia elettrica prodotta mediante bioenergia (biomassa e biogas);</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da pannelli solari fotovoltaici, moto ondoso ed energia idroelettrica;</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da altri impianti speciali di energia rinnovabile (energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili o tecnologie significative per la futura espansione dell&#8217;energia elettrica rinnovabile o energia elettrica prodotta da fonti energetiche rinnovabili diverse da quelle menzionate);</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da centrali elettriche e termiche decentrate e da impianti di incenerimento;</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da altre centrali elettriche e termiche destinate al teleriscaldamento;</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>l&#8217;energia elettrica prodotta da centrali elettriche industriali collegate a una rete non pi&#249; tardi del 21&#160;marzo 2012;</p></td></tr></tbody></table><table><col/><col/><tbody><tr><td><p>&#8212;</p></td><td><p>i servizi accessori.</p></td></tr></tbody></table></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(4)</p></td><td><p>La produzione e la vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali e rinnovabili costituisce un&#8217;attivit&#224; connessa all&#8217;alimentazione con elettricit&#224; ai sensi dell&#8217;articolo&#160;9 della direttiva 2014/25/UE.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(5)</p></td><td><p>A norma dell&#8217;allegato IV, punto 1, lettera a), della direttiva 2014/25/UE, dato che il mercato pu&#242; essere considerato liberamente accessibile a norma dell&#8217;articolo&#160;34, paragrafo 3, primo comma, di tale direttiva, la Commissione dispone di 90 giorni lavorativi per adottare una decisione di esecuzione in merito alla richiesta.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(6)</p></td><td><p>A norma dell&#8217;allegato IV, punto 1, quarto comma, della direttiva 2014/25/UE, il termine pu&#242; essere prorogato dalla Commissione con l&#8217;accordo del soggetto che ha richiesto l&#8217;esenzione. Poich&#233; in data 4&#160;marzo 2022 la DCCA ha fornito informazioni supplementari, il termine di cui dispone la Commissione per prendere una decisione relativa a tale richiesta &#232; fissato al 31&#160;luglio 2022.</p></td></tr></tbody></table>
2. CONTESTO NORMATIVO
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(7)</p></td><td><p>La direttiva 2014/25/UE si applica all&#8217;aggiudicazione di appalti per l&#8217;esercizio di attivit&#224; connesse all&#8217; alimentazione con elettricit&#224; di reti fisse destinate alla fornitura di un servizio al pubblico in connessione con la produzione, il trasporto o la distribuzione di elettricit&#224;, salvo che l&#8217;attivit&#224; non sia esentata a norma dell&#8217;articolo&#160;34 di tale direttiva.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(8)</p></td><td><p>L&#8217;articolo&#160;34 della direttiva 2014/25/UE dispone che gli appalti destinati a permettere lo svolgimento di un&#8217;attivit&#224; cui si applica tale direttiva non sono soggetti alla stessa se tale attivit&#224; &#232; direttamente esposta alla concorrenza su mercati liberamente accessibili nello Stato membro in cui &#232; esercitata. L&#8217;esposizione diretta alla concorrenza &#232; valutata sulla base di criteri oggettivi che tengono conto delle caratteristiche specifiche del settore interessato&#160;<a>(<span>3</span>)</a>. Tale valutazione &#232; tuttavia condizionata dall&#8217;obbligo di attenersi a una tempistica ravvicinata e dal doversi basare sulle informazioni a disposizione della Commissione che non possono essere integrate facendo ricorso a metodi che necessitano un notevole dispendio di tempo, incluso, in particolare, il ricorso a inchieste pubbliche rivolte agli operatori economici interessati&#160;<a>(<span>4</span>)</a>. In tale contesto, sebbene sia necessario decidere se un&#8217;attivit&#224; sia direttamente esposta alla concorrenza sulla base di criteri conformi alle disposizioni del TFUE in materia di concorrenza, non &#232; necessario che tali criteri siano esattamente gli stessi di quelli previsti dalle disposizioni del diritto della concorrenza dell&#8217;Unione&#160;<a>(<span>5</span>)</a>.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(9)</p></td><td><p>Un mercato &#232; considerato liberamente accessibile se lo Stato membro ha attuato e applicato la pertinente legislazione dell&#8217;Unione, cos&#236; da aprire alla concorrenza un determinato settore o parte di esso. La legislazione in questione &#232; elencata nell&#8217;allegato III della direttiva (UE) 2014/25. Per quanto riguarda la produzione e la vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica, tale allegato fa riferimento alla direttiva 2009/72/CE, abrogata dalla direttiva (UE) 2019/944&#160;<a>(<span>6</span>)</a> con effetto dal 1<span>o</span>&#160;gennaio 2021. Secondo il richiedente la Danimarca ha recepito la direttiva (UE) 2019/944. Ai sensi dell&#8217;articolo&#160;34, paragrafo 3, della direttiva 2014/25/UE&#160;<a>(<span>7</span>)</a> &#232; pertanto possibile presumere il libero accesso al mercato.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(10)</p></td><td><p>L&#8217;esposizione diretta alla concorrenza dovrebbe essere valutata in base a vari indicatori, dei quali nessuno &#232; di per s&#233; necessariamente determinante. Per quanto riguarda i mercati interessati dalla presente decisione, le quote di mercato costituiscono un criterio di cui tenere conto, al pari di altri criteri quali la pressione concorrenziale esercitata dai produttori di paesi vicini o il numero di offerenti nelle gare d&#8217;appalto per la capacit&#224; di energia rinnovabile.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(11)</p></td><td><p>La presente decisione mira a stabilire se i servizi oggetto della richiesta siano esposti (nei mercati liberamente accessibili ai sensi dell&#8217;articolo&#160;34 della direttiva 2014/25/UE) a un livello di concorrenza sufficiente a garantire che, anche in assenza della disciplina introdotta dalla dettagliata normativa sugli appalti di cui alla direttiva 2014/25/UE, gli appalti per il perseguimento delle attivit&#224; in questione saranno condotti in modo trasparente e non discriminatorio, in base a criteri che consentano ai committenti di individuare la soluzione nel complesso economicamente pi&#249; vantaggiosa.</p></td></tr></tbody></table>
3. VALUTAZIONE
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(12)</p></td><td><p>La presente decisione si basa sulla situazione di fatto e di diritto esistente a settembre 2021 quale risultante dalle informazioni presentate dal richiedente e da quelle pubblicamente disponibili.</p></td></tr></tbody></table>
3.1. Libero accesso al mercato
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(13)</p></td><td><p>Un mercato &#232; considerato liberamente accessibile se lo Stato membro interessato ha attuato e applicato le pertinenti norme della legislazione dell&#8217;Unione, aprendo alla concorrenza un determinato settore o una sua parte. Secondo il richiedente la Danimarca ha recepito la direttiva (UE) 2019/944 mediante 29 misure nazionali. Ci&#242; &#232; stato confermato dall&#8217;Agenzia danese per l&#8217;energia&#160;<a>(<span>8</span>)</a>. La Commissione ritiene pertanto che le condizioni di libero accesso al mercato siano soddisfatte di diritto.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(14)</p></td><td><p>Per quanto riguarda il libero accesso di fatto, la Commissione prende atto dei progressi compiuti nella liberalizzazione del mercato danese della produzione di energia elettrica dalla sua apertura alla concorrenza nel 1999. La partecipazione della Danimarca alla borsa dell&#8217;energia elettrica Nord Pool e lo sviluppo delle capacit&#224; di interconnessione hanno svolto un ruolo significativo nel promuovere la pressione concorrenziale. Per quanto riguarda la produzione da fonti rinnovabili, in particolare i parchi eolici offshore, le gare d&#8217;appalto organizzate dalle autorit&#224; danesi hanno attirato un numero crescente di partecipanti.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(15)</p></td><td><p>La Commissione conclude che, ai fini della presente decisione, l&#8217;accesso al mercato &#232; da considerarsi libero di fatto e di diritto sul territorio della Danimarca.</p></td></tr></tbody></table>
3.2. Valutazione della concorrenza
3.2.1. Definizione del mercato del prodotto
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(16)</p></td><td><p>Secondo la prassi della Commissione in materia di concentrazioni&#160;<a>(<span>9</span>)</a>, nel settore dell&#8217;energia elettrica si possono distinguere i seguenti mercati rilevanti del prodotto: i) produzione e vendita all&#8217;ingrosso, ii) trasmissione, iii) distribuzione e iv) vendita al dettaglio. Sebbene alcuni di questi mercati possano essere ulteriormente suddivisi, sino a oggi la prassi della Commissione&#160;<a>(<span>10</span>)</a> ha rifiutato una distinzione tra un mercato della produzione di energia elettrica e un mercato della vendita all&#8217;ingrosso, dato che la produzione in s&#233; costituisce soltanto un primo anello della catena del valore e che la quantit&#224; di elettricit&#224; prodotta &#232; commercializzata sul mercato all&#8217;ingrosso. Ci&#242; &#232; stato confermato pi&#249; specificamente per i paesi nordici&#160;<a>(<span>11</span>)</a>.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(17)</p></td><td><p>Nella sua prassi in materia di concentrazioni, la Commissione ha inoltre ritenuto che il mercato rilevante del prodotto nella regione nordica comprendesse l&#8217;energia elettrica venduta sia mediante contratti bilaterali che sulla piattaforma Nord Pool, tanto su Elspot (mercato del giorno prima) quanto su Elbas (infragiornaliero)&#160;<a>(<span>12</span>)</a>.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(18)</p></td><td><p>Il richiedente sostiene che gli accordi di compravendita di energia elettrica tra imprese dovrebbero rientrare nel campo di applicazione del mercato rilevante. Tali accordi sono contratti bilaterali tra un produttore di energia elettrica e un cliente (di solito un grande utente di energia elettrica) mediante i quali l&#8217;utente acquista energia elettrica direttamente dal produttore. Le imprese commerciali concludono accordi di compravendita di energia elettrica con produttori di energia, sia convenzionale sia rinnovabile, che sono in concorrenza per la conclusione di accordi di compravendita di energia elettrica.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(19)</p></td><td><p>Come avviene per altre transazioni bilaterali, i clienti che sottoscrivono accordi di compravendita di energia elettrica devono concludere un accordo con un responsabile del bilanciamento per gestire i propri squilibri. Per quanto riguarda il bilanciamento tra generazione e produzione, i produttori di energia elettrica (come i proprietari di parchi eolici offshore) devono allineare la loro produzione di energia elettrica prevista in tempo reale, ossia adattando la produzione prevista alla produzione effettiva. Le modalit&#224; con cui il produttore sceglie di vendere l&#8217;energia elettrica prodotta, compresa la vendita mediante accordi di compravendita di energia elettrica, non incidono su tale responsabilit&#224;.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(20)</p></td><td><p>Per quanto riguarda il fatto che l&#8217;energia elettrica convenzionale e quella rinnovabile appartengano allo stesso mercato del prodotto, la Commissione &#232; giunta a conclusioni diverse a seconda della situazione di fatto. Ha rilevato che la produzione di energia elettrica convenzionale e rinnovabile in Germania&#160;<a>(<span>13</span>)</a> e quella in Italia&#160;<a>(<span>14</span>)</a> dovrebbero considerarsi mercati del prodotto diversi.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(21)</p></td><td><p>Nel caso dei Paesi Bassi&#160;<a>(<span>15</span>)</a> la Commissione ha tuttavia constatato che la produzione e la vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali e rinnovabili rientravano nello stesso mercato rilevante del prodotto. Per quanto riguarda la regione nordica, nella sua prassi in materia di concentrazioni, la Commissione ha ritenuto che la fonte dell&#8217;energia elettrica fosse irrilevante ai fini della definizione del prodotto&#160;<a>(<span>16</span>)</a>.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(22)</p></td><td><p>Il richiedente sostiene che la situazione della Danimarca &#232; diversa da quella di Germania e Italia menzionata nella suddetta decisione ed &#232; simile a quella in esame nei Paesi Bassi. Il richiedente ha fornito tabelle che illustrano analogie e differenze tra il caso danese e, rispettivamente, il caso tedesco, quello italiano e quello neerlandese. Il richiedente sottolinea che le principali differenze rispetto alla situazione tedesca e a quella italiana sono l&#8217;assenza di un prezzo stabilito per legge, l&#8217;assenza di priorit&#224; di immissione in rete e il fatto che l&#8217;energia elettrica da fonti rinnovabili sia venduta sul mercato all&#8217;ingrosso allo stesso prezzo dell&#8217;energia elettrica convenzionale.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(23)</p></td><td><p>Nella sua decisione relativa alla concentrazione Fortum/Uniper&#160;<a>(<span>17</span>)</a> la Commissione ha ricordato che il mercato rilevante del prodotto nella regione nordica riguardava sia la produzione sia la vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica, indipendentemente dalle fonti di produzione e dai canali commerciali, e che comprendeva l&#8217;energia elettrica venduta mediante contratti bilaterali e sulla borsa nordica dell&#8217;energia elettrica, Nord Pool.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(24)</p></td><td><p>Per quanto riguarda l&#8217;energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili, la richiesta riguarda i parchi eolici offshore Horns Rev 3, Vesterhav Syd, Vesterhav Nord e Kriegers Flask, nonch&#233; i parchi eolici di prossimo esercizio, compreso quello di Thor. Tutti i regimi di sostegno utilizzati sono stati oggetto di decisioni della Commissione che ne confermano la compatibilit&#224; con le norme dell&#8217;UE in materia di aiuti di Stato&#160;<a>(<span>18</span>)</a>.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(25)</p></td><td><p>I premi versati per la produzione di energia eolica si sono inoltre ridotti al minimo grazie all&#8217;aumento della concorrenza per la produzione. Per tutti i parchi eolici summenzionati l&#8217;Agenzia danese per l&#8217;energia ha organizzato una gara d&#8217;appalto aperta per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili. La Horns Rev 3 (400&#160;MW), tenutasi nel 2015, ha visto la partecipazione di quattro offerenti, la Kriegers Flak (600&#160;MW), tenutasi nel 2016, sette e la Vesterhav Nord/Sud (350&#160;MW), tenutasi nel 2016, tre.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(26)</p></td><td><p>La copertura dei rischi &#232; realizzata a monte delle procedure di gara e le autorit&#224; danesi hanno ormai una migliore conoscenza del mercato e hanno instaurato un vero e proprio dialogo di mercato.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(27)</p></td><td><p>Anche i costi totali delle tecnologie rinnovabili, come le turbine eoliche offshore o il fotovoltaico solare, sono notevolmente diminuiti. Di conseguenza, l&#8217;offerta vincente nel 2010 per Anholt Offshore Wind Farm prevedeva un premio di 105 &#248;re/kWh, mentre l&#8217;offerta vincente nel 2016 per Kriegers Flak Offshore Wind Farm prevedeva un premio di 37 &#248;re/kWh.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(28)</p></td><td><p>La Danimarca intende inoltre varare tre nuovi parchi eolici offshore su vasta scala. Il primo parco eolico offshore avr&#224; una capacit&#224; di circa 800&#160;MW, mentre i restanti parchi eolici offshore avranno una capacit&#224; pari ad almeno&#160;800&#160;MW. L&#8217;Agenzia danese per l&#8217;energia organizzer&#224; gare d&#8217;appalto per ogni futuro parco eolico offshore.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(29)</p></td><td><p>Come gi&#224; nella decisione di esecuzione (UE) 2018/71 della Commissione&#160;<a>(<span>19</span>)</a>, relativa alla produzione e alla vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica nei Paesi Bassi, la Commissione osserva che l&#8217;assegnazione di incentivi &#232; esposta alla concorrenza attraverso un processo di presentazione delle offerte che disciplina il comportamento dei produttori di energia rinnovabile con riguardo alla loro politica sugli appalti. Ci&#242; pone la produzione di energia elettrica convenzionale e rinnovabile (per i parchi eolici offshore oggetto della richiesta) su un piano di parit&#224; in Danimarca.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(30)</p></td><td><p>Ai fini della valutazione delle condizioni di cui all&#8217;articolo&#160;34, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE e fatta salva l&#8217;applicazione del diritto della concorrenza, la Commissione ritiene che il mercato rilevante del prodotto sia il mercato della produzione e della vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica, compresi gli accordi di compravendita di energia tra imprese, prodotta da centrali eoliche convenzionali e offshore oggetto della richiesta di esenzione.</p></td></tr></tbody></table>
3.2.2. Definizione del mercato geografico
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(31)</p></td><td><p>Nel 2006, in una decisione in materia di concentrazioni, la Commissione ha definito&#160;<a>(<span>20</span>)</a> due mercati geografici distinti per la vendita all&#8217;ingrosso dell&#8217;energia elettrica: quello della Danimarca orientale (&#171;DK2&#187;) e quello della Danimarca occidentale (&#171;DK1&#187;), in quanto all&#8217;epoca non esisteva un&#8217;interconnessione diretta tra le due zone di offerta (o di prezzo) danesi. La Commissione &#232; giunta alla stessa conclusione nella decisione<span>DE/DK Interconnector</span> del 2018&#160;<a>(<span>21</span>)</a>.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(32)</p></td><td><p>Nel 2014 il Consiglio danese per la concorrenza ha svolto un&#8217;indagine sul mercato danese della produzione e della vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica nell&#8217;ambito della propria decisione relativa alle centrali elettriche virtuali (<span>Virtual Power Plant</span> o &#171;VPP&#187;)&#160;<a>(<span>22</span>)</a>. Con tale decisione il Consiglio danese per la concorrenza ha abrogato i precedenti impegni assunti da Elsam A/S nell&#8217;ambito di una concentrazione tra Elsam A/S e Nesa A/S nel 2004. Il Consiglio danese per la concorrenza ha in parte sostenuto un mercato geografico pi&#249; ampio rispetto al DK1. Il DK1 &#232; connesso a Norvegia, Svezia e Germania attraverso collegamenti di trasmissione. Nel corso del 2013 il prezzo all&#8217;ingrosso dell&#8217;elettricit&#224; fisica nel DK1 era diverso rispetto a quello in tutte le zone di prezzo collegate per meno del 10&#160;% delle ore. Nella maggior parte delle ore nel DK1 era praticato un prezzo all&#8217;ingrosso pari ad almeno una delle zone di prezzo collegate, il che avvalorava l&#8217;esistenza di un mercato geografico pi&#249; ampio rispetto alla Danimarca occidentale, sebbene questa questione sia rimasta aperta. Nel 2019 il Consiglio danese per la concorrenza&#160;<a>(<span>23</span>)</a> ha indicato che il mercato della produzione e della vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica era di portata nazionale, pur lasciando aperta la questione della definizione di un mercato geografico eventualmente pi&#249; ampio o pi&#249; ristretto. Tale conclusione si basava sui seguenti casi precedenti: 1) la<span>decisione M.8660 Fortum/Uniper</span>, nella quale la Commissione ha stabilito in via definitiva l&#8217;esistenza di un mercato nazionale in Svezia, 2) la decisione<span>M.3268 Sydkraft e Graninge</span>, nella quale la Commissione ha constatato che la Svezia costituiva un mercato distinto rispetto alla Finlandia e alla Danimarca solo in un numero irrilevante di ore, il che indicava che il mercato all&#8217;ingrosso dell&#8217;energia elettrica era pi&#249; ampio di quello nazionale e&#160;3) la<span>decisione relativa alle centrali elettriche virtuali</span> del Consiglio danese per la concorrenza, nella quale la Commissione ha rilevato indizi dell&#8217;esistenza di un mercato geografico pi&#249; ampio rispetto al DK1 in ragione dell&#8217;evoluzione del mercato danese della produzione e della vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica. La capacit&#224; di interconnessione tra la Danimarca e i paesi vicini &#232; notevolmente aumentata dal 2006. In particolare, sono stati messi in servizio o ampliati gli interconnettori Skagerrak (con la Norvegia), Kontiskan (con la Svezia) e Kontek (con la Germania). Nel 2019 &#232; stato commissionato il progetto Cobra Cable (con i Paesi Bassi). All&#8217;interno della Danimarca il Great Belt collega ora la Danimarca occidentale e quella orientale.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(33)</p></td><td><p>Gli elementi di prova forniti dal richiedente&#160;<a>(<span>24</span>)</a> dimostrano una crescente correlazione dei prezzi tra Danimarca orientale e occidentale, nonch&#233; con le zone di prezzo limitrofe di Svezia, Norvegia e Germania (SE3, SE4, NO2 e DE). A titolo di esempio, il prezzo praticato nel DK1 era lo stesso di una delle altre zone (DK2, SE3, SE4, NO2 e DE) per il 91,7&#160;% nel 2013 e per il 96,3&#160;% nel 2018; nel caso del DK2 le percentuali sono state del 97,8&#160;% nel 2013 e del 98,6&#160;% nel 2018. Per contro, le ore durante le quali nel DK1 veniva praticato un prezzo diverso da quello delle altre zone sono diminuite dall&#8217;8,3&#160;% al 3,7&#160;% tra il 2013 e il 2018; nel caso del DK2 la percentuale &#232; scesa dal 2,2&#160;% all&#8217;1,4&#160;%.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(34)</p></td><td><p>Secondo Energinet la Danimarca dispone di una grande capacit&#224; sugli interconnettori verso i paesi vicini, pari a circa il 90&#160;% del picco della sua domanda interna. La stretta integrazione con i paesi vicini ha per effetto che la Danimarca pratica un prezzo del mercato spot distinto per l&#8217;energia elettrica solo per circa il 10&#160;% del tempo. Per il resto del tempo il prezzo all&#8217;ingrosso &#232; lo stesso di Norvegia, Svezia o Germania.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(35)</p></td><td><p>Nel 2019 la capacit&#224; di contrattazione disponibile del collegamento internazionale tra la Danimarca orientale (DK2) e la Germania era pari al 90&#160;% della capacit&#224; totale dell&#8217;interconnettore nella direzione delle esportazioni e al 95&#160;% nella direzione delle importazioni. Per le restanti connessioni estere la capacit&#224; di contrattazione disponibile nella direzione delle esportazioni oscillava tra il 60&#160;% e l&#8217;88&#160;% della capacit&#224; totale dell&#8217;interconnettore. Nel 2019 la capacit&#224; di contrattazione tra la Danimarca occidentale (DK1) e la Norvegia e la Svezia era inferiore rispetto al 2018. D&#8217;altro canto, la capacit&#224; di contrattazione rispetto alla Germania era pi&#249; elevata per entrambe le zone di offerta danesi. Nel 2019 la capacit&#224; di contrattazione disponibile della connessione Cobra era pari all&#8217;87&#160;% della capacit&#224; totale dell&#8217;interconnettore nella direzione delle esportazioni e delle importazioni.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(36)</p></td><td><p>La Commissione osserva in entrambe le zone l&#8217;esistenza di vincoli tariffari imposti dall&#8217;esterno: Nel DK1 sono praticati gli stessi prezzi rispetto ad altre zone per l&#8217;89,3&#160;% delle ore e nel DK2 per il 98,4&#160;% delle ore. A titolo di riferimento, al punto 28 della decisione relativa alla concentrazione<span>Fortum/Uniper</span>, la Commissione ha concluso che le quattro zone di offerta svedesi costituivano un mercato geografico unico in quanto praticavano un prezzo comune per l&#8217;89,7&#160;% delle ore. La Commissione rileva inoltre che, secondo il richiedente, i quattro principali operatori con quote di mercato superiori al 10&#160;% sono presenti sia nel DK1 che nel DK2.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(37)</p></td><td><p>Ai fini della valutazione delle condizioni di cui all&#8217;articolo&#160;34, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE e fatta salva l&#8217;applicazione del diritto della concorrenza, la Commissione ritiene che la definizione del mercato geografico rilevante per la produzione e la vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica, compresi gli accordi di compravendita di energia tra imprese, prodotta da fonti convenzionali e da fonti rinnovabili oggetto della richiesta, possa rimanere aperta sia nel caso di un mercato distinto per il DK1 e il DK2 sia nel caso di un unico mercato nazionale danese.</p></td></tr></tbody></table>
3.2.3. Analisi del mercato
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(38)</p></td><td><p>Tutti i calcoli delle quote di mercato e le indicazioni relative alla quota di produzione di energia elettrica si basano su informazioni fornite dal richiedente.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(39)</p></td><td><p>Nella sua analisi, la Commissione tiene conto di diversi fattori. Sebbene le quote di mercato siano un aspetto importante, si tiene conto anche della pressione concorrenziale esercitata dai produttori dei paesi vicini e del numero di offerenti nelle gare d&#8217;appalto per la capacit&#224; di energia rinnovabile.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(40)</p></td><td><p>Sul mercato danese della produzione e della vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica sono attualmente presenti tre operatori di mercato principali, soggetti alle norme in materia di appalti pubblici ai sensi della direttiva 2014/25/UE. Si tratta di &#216;rsted A/S (di seguito &#216;rsted) (per il 50,1&#160;% di propriet&#224; dello Stato danese), della controllata danese di Vattenfall, Vattenfall AB (di seguito &#171;Vattenfall&#187;) (interamente di propriet&#224; dello Stato svedese) e di HOFOR Energiproduktion A/S (di seguito &#171;HOFOR&#187;), detenuta in ultima istanza dal comune di Copenaghen.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(41)</p></td><td><p>Sono&#160;18 le imprese danesi che attualmente operano su Nord Pool. Per la maggior parte queste imprese, come Danske ComGoods e Centrica Energy Trading, non sono imprese pubbliche ai sensi della direttiva 2014/25/UE.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(42)</p></td><td><p>Nel 2018 e nel 2019 la quota di mercato di &#216;rsted sul mercato combinato DK1-DK2 (in termini di produzione) era rispettivamente del [20-30] % e del [10-20] %, la quota di mercato di Vattenfall era del [5-10] % e del [10-20] % e la quota di mercato di HOFOR era del [0-5] % e del [0-5] %. I concorrenti pi&#249; grandi di queste imprese, che non sono soggetti alle norme sugli appalti pubblici, sono Vindenergi Danmark (quote di mercato del [40-50] % e del [40-50] %) ed Energi Danmark ([10-20] % e [10-20] %). Le quote di mercato sui mercati DK1 e DK2 rientravano sostanzialmente nella stessa fascia (&#216;rsted [20-30] % nel DK1 e [10-20] % nel DK2 nel 2018, [20-30] % nel DK1 e [10-20] % nel DK2 nel 2019, Vattenfall [5-10] % nel DK1 e [0-5] % nel DK2 nel 2018, [10-20] % nel DK1 e [0-5] % nel DK2 nel 2019, HOFOR [0-5] % nel DK1 e [5-10] % nel DK2 nel 2019). Se il mercato geografico rilevante fosse pi&#249; ampio della Danimarca, queste quote di mercato sarebbero inferiori.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(43)</p></td><td><p>Le importazioni e le esportazioni sul mercato danese dell&#8217;energia elettrica presentano caratteristiche molto significative. Nel 2018 e nel 2019 il consumo di energia elettrica si &#232; attestato a circa 33,5 TWh. Le importazioni rappresentavano circa il 45,6&#160;% del consumo totale nel 2018, mentre la produzione nazionale rappresentava il 41&#160;% del consumo nel 2018 e il 48&#160;% nel 2019. Anche le esportazioni sono significative, in quanto nel 2018 e nel 2019 si attestavano al 73&#160;% e al 62&#160;% della produzione danese di energia elettrica.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(44)</p></td><td><p>Questi dati dimostrano l&#8217;entit&#224; dell&#8217;integrazione del mercato danese dell&#8217;energia elettrica in un mercato geografico pi&#249; ampio e, di conseguenza, la pressione concorrenziale esercitata dai produttori di energia elettrica, soprattutto ma non esclusivamente, sui produttori danesi attraverso interconnettori transfrontalieri.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(45)</p></td><td><p>Per quanto riguarda i prezzi sul mercato spot all&#8217;ingrosso, i prezzi nordici sono stabiliti sulla borsa Nord Pool. Il prezzo orario medio sul mercato spot per il DK1 e il DK2 &#232; stato rispettivamente di 38,50 EUR/MWh e&#160;39,84 EUR/MWh nel 2019, con una diminuzione del 13&#160;% in entrambe le zone rispetto al 2018. Il prezzo del sistema era pari a&#160;38,94 EUR/MWh nel 2019. Il prezzo del sistema nordico &#232; il prezzo spot fittizio che sarebbe stato applicato se l&#8217;intera regione nordica fosse un&#8217;unica zona di offerta. I prezzi praticati nel DK1 sono generalmente inferiori rispetto a quelli del DK2 in ragione della capacit&#224; relativamente elevata delle turbine eoliche installate nel DK1 che contribuisce all&#8217;abbassamento dei prezzi. Nel 2019 il prezzo spot medio &#232; stato di 39,28 EUR/MWh in Norvegia, di 37,68 EUR/MWh in Germania e di 38,79 EUR/MWh in Svezia, prezzi molto simili a quello del DK1 e del DK2.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(46)</p></td><td><p>In Danimarca circa il 6&#160;% dell&#8217;energia elettrica &#232; scambiato sul mercato unico infragiornaliero europeo XBID. Il mercato infragiornaliero si basa su negoziazioni continue con operazioni effettuate mediante pagamenti in base al prezzo di offerta (<span>pay-as-bid</span>) rispetto al mercato del giorno prima, basato sulle aste con un unico prezzo di aggiudicazione. Al mercato infragiornaliero si ricorre per adeguare i piani di consumo e di produzione per quanto riguarda, tra l&#8217;altro, il ripristino dei saldi di portafoglio. Ci&#242; significa che, per ogni ora, il prezzo nel mercato infragiornaliero inizier&#224; al prezzo spot per poi aumentare o diminuire in caso di eventi imprevisti durante il periodo di negoziazione. Nel 2019 il prezzo medio annuo per il mercato infragiornaliero nel DK1 era pari a&#160;35,1 EUR/MWh, mentre nel DK2 era pari a&#160;36,7 EUR/MWh. Nel 2018 il prezzo medio nel DK1 era pari a&#160;40,4 EUR/MWh e a&#160;41,9 EUR/MWh nel DK2.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(47)</p></td><td><p>Ulteriori calcoli presenti nella richiesta&#160;<a>(<span>25</span>)</a> mostrano che i prezzi praticati nel DK1 e nel DK2 sono per la maggior parte del tempo gli stessi di una o pi&#249; zone di prezzo limitrofe. Nel 2018 e nel 2019 i prezzi nel DK1 erano gli stessi di un&#8217;altra zona tariffaria della regione (DK2, SE3, SE4, NO2 e DE) per il 94,8&#160;% e il 96,3&#160;% del tempo; i prezzi nel DK2 erano gli stessi di un&#8217;altra zona tariffaria della regione (DK1, SE3, SE4, NO2 e DE) per il 98,8&#160;% e il 98,6&#160;% del tempo. Inoltre la correlazione tra le due zone danesi e il sistema nordico e il prezzo all&#8217;ingrosso tedesco &#232; piuttosto elevata, compresa tra il 64&#160;% e l&#8217;83&#160;% nel periodo 2017-2018.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(48)</p></td><td><p>La Danimarca dispone di una grande capacit&#224; sugli interconnettori verso i paesi vicini, pari a circa il 90&#160;% del picco della sua domanda interna. La stretta integrazione con i paesi vicini ha per effetto che la Danimarca applica un prezzo del mercato spot distinto per l&#8217;energia elettrica nel DK1 e nel DK2 solo per circa il 10&#160;% del tempo. Per il resto del tempo, il prezzo all&#8217;ingrosso nel DK1 e nel DK2 &#232; lo stesso di Norvegia, Svezia o Germania.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(49)</p></td><td><p>La Commissione ritiene che questi elementi dimostrano una forte convergenza tra i prezzi dell&#8217;energia elettrica praticati in Danimarca e quelli praticati nei paesi della regione nordica e in Germania.</p></td></tr></tbody></table>
3.2.4. Conclusioni
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(50)</p></td><td><p>Gli enti aggiudicatori detengono una quota di mercato limitata sul mercato danese della produzione e della vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica oggetto della richiesta.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(51)</p></td><td><p>L&#8217;elevato livello delle importazioni e delle esportazioni di energia elettrica rispetto alla produzione danese di energia elettrica, unitamente alla capacit&#224; di interconnessione con i paesi vicini, dimostra che in Danimarca il mercato all&#8217;ingrosso dell&#8217;energia elettrica &#232; in larga misura integrato in un mercato transnazionale pi&#249; ampio. Anche se il mercato geografico non &#232; necessariamente transnazionale, in Danimarca le importazioni di energia elettrica esercitano in ogni caso una pressione concorrenziale sui prezzi all&#8217;ingrosso dell&#8217;energia elettrica danesi per un numero significativo di ore all&#8217;anno.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(52)</p></td><td><p>Ci&#242; &#232; ulteriormente confermato dai dati forniti dal richiedente sui prezzi all&#8217;ingrosso che dimostrano che i prezzi danesi sono molto simili ai prezzi praticati su Nord Pool e ai prezzi praticati in Germania.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(53)</p></td><td><p>L&#8217;obiettivo della presente decisione &#232; stabilire se i servizi di produzione e vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica siano esposti (nei mercati liberamente accessibili) a un livello di concorrenza tale da garantire che, anche in assenza della disciplina introdotta dalla dettagliata normativa sugli appalti di cui alla direttiva 2014/25/UE, gli appalti per il perseguimento delle attivit&#224; in questione saranno condotti in modo trasparente e non discriminatorio, in base a criteri che consentano all&#8217;ente aggiudicatore di individuare la soluzione nel complesso economicamente pi&#249; vantaggiosa.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(54)</p></td><td><p>Alla luce dei fattori esaminati in precedenza, la Commissione pu&#242; concludere che l&#8217;attivit&#224; di produzione e vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali e da parchi eolici offshore oggetto di una procedura di gara in Danimarca &#232; direttamente esposta alla concorrenza su un mercato liberamente accessibile ai sensi dell&#8217;articolo&#160;34, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE.</p></td></tr></tbody></table>
4. CONCLUSIONE
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(55)</p></td><td><p>Ai fini della presente decisione e fatta salva l&#8217;applicazione del diritto della concorrenza, dai considerando da 11 a&#160;53 risulta che la produzione e la vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali e da parchi eolici offshore oggetto di una procedura di gara in Danimarca sono esposte alla concorrenza su un mercato liberamente accessibile ai sensi dell&#8217;articolo&#160;34 della direttiva 2014/25/UE. &#200; pertanto opportuno non continuare ad applicare la direttiva 2014/25/UE agli appalti destinati a permettere lo svolgimento di tale attivit&#224; in Danimarca.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(56)</p></td><td><p>&#200; opportuno continuare ad applicare la direttiva 2014/25/UE agli appalti destinati a permettere lo svolgimento di attivit&#224; specificamente escluse dalla richiesta.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(57)</p></td><td><p>La presente decisione si basa sulla situazione di fatto e di diritto nel periodo tra ottobre 2021 e marzo 2022 quale risultante dalle informazioni presentate dai richiedenti. Essa pu&#242; essere rivista qualora, a seguito di cambiamenti significativi della situazione di fatto o di diritto, le condizioni di applicabilit&#224; di cui all&#8217;articolo&#160;34 della direttiva 2014/25/UE non siano pi&#249; soddisfatte.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(58)</p></td><td><p>Si ricorda che l&#8217;articolo&#160;16 della direttiva 2014/23/UE&#160;<a>(<span>26</span>)</a> prevede un&#8217;esenzione dall&#8217;applicazione della medesima direttiva alle concessioni aggiudicate da enti aggiudicatori qualora, nello Stato membro in cui tali concessioni devono svolgersi, sia stato stabilito, conformemente all&#8217;articolo&#160;35 della direttiva 2014/25/UE, che l&#8217;attivit&#224; &#232; direttamente esposta alla concorrenza ai sensi dell&#8217;articolo&#160;34 di tale direttiva. Poich&#233; si &#232; concluso che l&#8217;attivit&#224; di produzione e vendita all&#8217;ingrosso di energia elettrica oggetto della richiesta &#232; esposta alla concorrenza su un mercato liberamente accessibile, i contratti di concessione destinati a permettere lo svolgimento di tali attivit&#224; in Danimarca saranno esclusi dal campo di applicazione della direttiva 2014/23/UE.</p></td></tr></tbody></table>
<table><col/><col/><tbody><tr><td><p>(59)</p></td><td><p>Le misure di cui alla presente decisione sono conformi al parere del comitato consultivo per gli appalti pubblici.</p></td></tr></tbody></table>
HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
Articolo unico
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 convenzionali e rinnovabili in Danimarca, oggetto della richiesta presentata a norma dell’articolo 35, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE.
Il Regno di Danimarca è destinatario della presente decisione.
Fatto a Bruxelles, il 26 luglio 2022
Per la Commissione
Thierry BRETON
Membro della Commissione
( 1 ) GU L 94 del 28.3.2014, pag. 243 .
( 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 ).
( 3 ) Direttiva 2014/25/UE, considerando 44.
( 4 ) Ibidem.
( 5 ) Sentenza del 27 aprile 2016 nella causa T-463/14, Österreichische Post AG/Commissione, EU:T:2016:243, punto 28 e considerando 44 della direttiva 2014/25/UE.
( 6 ) Direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo e del Consiglio del 5 giugno 2019 relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE ( GU L 158 del 14.6.2019, pag. 125 )
( 7 ) Ciò non pregiudica la valutazione della Commissione in merito al recepimento della presente direttiva in Danimarca.
( 8 ) Cfr. pag. 28 della richiesta.
( 9 ) Caso COMP/M.4110 – E.ON/ENDESA del 25.4.2006, punto 10, pag. 3.
( 10 ) Caso COMP/M.3696 – E.ON/MOL del 21.1.2005, punto 223, caso COMP/M.5467 – RWE/ESSENT del 23.6.2009, punto 23.
( 11 ) Cfr. caso M.8660 Fortum/Uniper del 15 giugno 2018, punto 18. Cfr. anche COMP/M.7927 – EPH/ENEL/SE, punti 9-12; COMP/M.6984 – EPH/Stredoslovenska Energetika, punto 15; M.3268 – Sydkraft/Graninge, punti 19-20.
( 12 ) Cfr. caso M.8660 Fortum/Uniper del 15 giugno 2018, punto 18. Cfr. anche COMP/M.7927 – EPH/ENEL/SE, punti 9-12; COMP/M.6984 – EPH/Stredoslovenska Energetika, punto 15; M.3268 – Sydkraft/Graninge, punti 19-20.
( 13 ) GU L 114 del 26.4.2012, pag. 21 , punti 36-40.
( 14 ) GU L 271 del 5.10.2012, pag. 4 , punti 46-50.
( 15 ) GU L 12 del 17.1.2018, pag. 53 , punti 19-23.
( 16 ) Cfr. caso M.8660 Fortum/Uniper del 15 giugno 2018, punto 18.
( 17 ) Cfr. i casi M.8660 Fortum/Uniper del 15 giugno 2018, punto 18, nonché COMP/M.7927 – EPH/ENEL/SE, punti 9-12; COMP/M.6984 – EPH/Stredoslovenska Energetika, punto 15; M.3268 – Sydkraft/Graninge, punti 19-20.
( 18 ) Casi SA.40305, SA.43751, SA.45974 e SA.57858.
( 19 ) Cfr. paragrafo 21 della 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 ).
( 20 ) Decisione della Commissione, del 14 marzo 2006, che dichiara una concentrazione compatibile con il mercato comune ed il funzionamento dell'accordo SEE (Caso COMP/M.3868 — DONG/Elsam/Energi E2) ( GU L 133 del 25.5.2007, pag. 24 ), paragrafi 258-260.
( 21 ) Sintesi della decisione della Commissione, del 7 dicembre 2018, relativa a un procedimento a norma dell’articolo 102 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea e dell’articolo 54 dell’accordo SEE (caso AT.40461 — Interconnettore DK-DE) ( GU C 58 del 14.2.2019, pag. 7 ), paragrafi 49-50.
( 22 ) Consiglio danese per la concorrenza, DONG Energys anmodning om ophævelse af VPP tilsagn , 2014:
https://www.kfst.dk/media/13295/20140528-ikkefortrolig-afgoerelse-dong.pdf.
<note>
( 23 ) Decisione del Consiglio danese per la concorrenza del 25 giugno 2019: https://www.kfst.dk/media/54483/20190625-fusion-se-eniig.pdf.
( 24 ) Cfr. richiesta, punti da 94 a 97.
( 25 ) Cfr. richiesta, punto 95.
( 26 ) 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 ).
</note>