DE Amtsblatt der Europäischen Union C 20/12

STAATLICHE BEIHILFEN — ITALIEN

Staatliche Beihilfe SA.33424 (2012/C — ex 2011/N) — Italien — Einzelbeihilfe für das integrierte CCS-Vorhaben in Sulcis

Aufforderung zur Stellungnahme nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV

(Text von Bedeutung für den EWR)

2013/C 20/02

Mit Schreiben vom 20. November 2012, das nachstehend in der verbindlichen Sprachfassung abgedruckt ist, hat die Kommission Italien von ihrem Beschluss in Kenntnis gesetzt, wegen der genannten Maßnahmen das Verfahren nach Artikel 108 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union (AEUV) zu eröffnen.

Alle Beteiligten können innerhalb eines Monats nach Veröffentlichung dieser Zusammenfassung und des Schreibens zu der Maßnahme, die Gegenstand des von der Kommission eröffneten Verfahrens ist, Stellung nehmen. Die Stellungnahmen sind an folgende Anschrift zu richten:

Europäische Kommission Generaldirektion Wettbewerb Registratur Staatliche Beihilfen Rue de la Loi/Wetstraat 200 1049 Bruxelles/Brussel BELGIQUE/BELGIË Fax + 32 229-61242 E-Mail: stateaidgreffe@ec.europa.eu

Alle Stellungnahmen werden Italien übermittelt. Beteiligte, die eine Stellungnahme abgeben, können unter Angabe von Gründen schriftlich beantragen, dass ihre Identität nicht bekanntgegeben wird.

Beschreibung der Maßnahme, die Gegenstand des von der Kommission eingeleiteten Verfahrens ist

Am 27. Juli 2011 meldete Italien eine geplante Einzelbeihilfe für ein integriertes Vorhaben im Bereich Kohlenstoffabscheidung und -lagerung (CCS) in Sulcis (Sardinien) an. Dabei handelt es sich um die überarbeitete Fassung eines Vorhabens, das bereits Gegenstand des förmlichen Prüfverfahrens nach Artikel 108 Absatz 2 AEUV in der Beihilfesache C 36/2008 war und anschließend von Italien zurückgezogen wurde. Gegenstand des derzeitigen Vorhabens ist eine integrierte Konzession, die im Rahmen einer internationalen Ausschreibung vergeben werden soll und Folgendes umfasst:

a. die Verwaltung des örtlichen Kohlebergwerks NuraxiFigus;

b. den Bau eines Kohlekraftwerks, dessen Kohlebedarf zu mindestens 50 % aus einheimischer Kohle/Braunkohle gedeckt werden muss;

c. die Errichtung eines CCS-Demonstrationsabschnitts unter Nutzung vor Ort vorhandener geeigneter CO2-Speicherkapazitäten.

Nach Angaben Italiens zielt das Vorhaben vorrangig auf eine Verbesserung der Stromversorgungssicherheit Sardiniens ab. Darüber hinaus werden die folgenden ergänzenden Ziele verfolgt:

a. Förderung der industriellen Forschung im Bereich der Entwicklung strategischer Technologien für den umweltfreundlichen Einsatz (einheimischer) Braunkohle (sogenannte „saubere Kohletechnologien“), insbesondere mit dem Ziel der Verringerung der anfallenden SOx-, NOx- und Staubemissionen;

b. Förderung eines strukturschwachen Gebiets durch Ansiedlung von Forschungstätigkeiten („Progetto CO2 zero“) in den Bereichen Energie und Umwelt.

Italien plant eine direkte Unterstützung in Form garantierter Abnahmepreise, die ab vollständiger Inbetriebnahme des Vorhabens für 20 Jahre eingeräumt werden sollen. Der Gesamtbeihilfebetrag entspricht der Differenz zwischen den garantierten Abnahmepreisen und den Marktpreisen während der Laufzeit des Kraftwerks.

Beihilferechtliche Würdigung

Durch die für das CCS-Vorhaben in Sulcis vorgesehenen staatlichen Fördermittel scheint dem Betreiber ein selektiver wirtschaftlicher Vorteil verschafft zu werden, den er unter normalen Marktbedingungen nicht erhalten hätte. Da das Vorhaben zudem geeignet ist, den Wettbewerb und den Handel innerhalb der EU auf dem Strommarkt zu beeinträchtigen, vertritt die Kommission die Auffassung, dass die Förderung des Vorhabens eine staatliche Beihilfe im Sinne des Artikels 107 Absatz 1 AEUV bildet.

Die Beihilfe ist unmittelbar auf der Grundlage des Artikels 107 Absatz 3 Buchstabe c AEUV zu prüfen, wobei in Bezug auf die Förderung des CCS-Demonstrationsabschnitts die in Abschnitt 5.2 der Leitlinien der Gemeinschaft für staatliche Umweltschutzbeihilfen (ABl. C 82 vom 1.4.2008, S. 1) dargelegten Kriterien für eine eingehende Prüfung zu berücksichtigen sind.

Zum derzeitigen Stand des Verfahrens hat die Kommission in einer Reihe von Punkten Zweifel an der Vereinbarkeit des CCS-Vorhabens in Sulcis mit dem Binnenmarkt. Die folgenden Punkte müssen nach Ansicht der Kommission im Rahmen des förmlichen Prüfverfahrens behandelt werden:

a. In Bezug auf die Bergwerkstätigkeit hegt die Kommission Zweifel daran, dass dem örtlichen Kohlebergwerk durch das Vorhaben, wie von Italien geltend gemacht, keine indirekte Beihilfe gewährt wird, da das Vorhaben de jure und de facto die Verpflichtung zu beinhalten scheint, einheimische Braunkohle zu verwenden, was eine langfristige Nachfrage für das Bergwerk schaffen würde; zudem sind in den förderfähigen Mehrkosten die mit der Verwendung von Braunkohle für die Stromerzeugung verbundenen Kosten enthalten.

b. In Bezug auf die Beihilfe für das Kraftwerk hat die Kommission Zweifel, dass Kohlekraftwerke, die höchstwahrscheinlich zum Teil mit einheimischer Braunkohle befeuert werden, am besten geeignet sind, um das Ziel der Versorgungssicherheit in Sardinien zu geringstmöglichen Kosten für den Staat zu erreichen.

c. In Bezug auf die Beihilfe für den CCS-Demonstrationsabschnitt hat die Kommission trotz ihrer positiven Einstellung derartigen Investitionen gegenüber Zweifel daran, dass die geplante Beihilfe auf das Minimum beschränkt ist.

WORTLAUT DES SCHREIBENS

„La Commissione desidera informare l’Italia che, dopo aver esaminato le informazioni trasmesse dalle autorità italiane relative alla misura in oggetto, ha deciso di avviare un procedimento ai sensi dell’articolo 108, paragrafo 2, del trattato sul funzionamento dell’Unione europea (TFUE). 1. PROCEDIMENTO (1) Con notifica elettronica del 27 luglio 2011 l’Italia ha comunicato alla Commissione l’intenzione di assegnare un aiuto individuale al progetto integrato CCS Sulcis (in appresso, “il progetto”). (2) Su richiesta della Commissione del 28 settembre 2011, l’Italia ha inviato informazioni complementari con lettere del 28 novembre e del 16 dicembre 2011. Con lettera del 17 febbraio 2012, la Commissione ha inviato una seconda richiesta di informazioni e, dopo un incontro con l’Italia tenutosi il 14 marzo 2012, ha inviato un’ulteriore richiesta con lettera del 30 marzo 2012, alla quale le autorità italiane hanno risposto con lettera protocollata il 24 maggio 2012. (3) Successivamente, la Commissione ha richiesto informazioni ancora mancanti con lettera del 24 luglio 2012, alla quale l’Italia ha infine risposto con lettera protocollata il 25 settembre 2012. L’Italia ha poi presentato ulteriori informazioni il 31 ottobre 2012. 2. DESCRIZIONE DELLA MISURA 2.1. Contesto e base giuridica nazionale (4) Come riconosciuto dall’Italia, la notifica in questione riguarda una versione riveduta di un precedente “progetto Sulcis”, originariamente concepito con il D.P.R. 28/1/1994 e già modificato con la legge 80/2005. Tale progetto riguardava la concessione integrata della miniera di carbone di Nuraxi Figus e la produzione di elettricità e mirava a garantire alle industrie locali ad alto impiego di energia una fornitura di elettricità a prezzi ridotti e a promuovere lo sfruttamento dei giacimenti di carbone nel territorio del Sulcis-Iglesiente. L’Italia intendeva perseguire questo duplice obiettivo sovvenzionando la costruzione e il funzionamento di una nuova centrale elettrica che avrebbe dovuto utilizzare carbone estratto localmente per almeno la metà del suo fabbisogno. (5) Relativamente al precedente progetto esaminato nel caso C36/2008 – ex NN 33/2008, la Commissione aveva avviato il procedimento di cui all’articolo 108, paragrafo 2, del TFUE, ingiungendo alle autorità italiane di sospendere eventuali aiuti illegali. L’Italia ha successivamente ritirato tale progetto e modificato la relativa base giuridica. (6) L’attuale base giuridica nazionale per il progetto è costituita dai seguenti atti legislativi: a. Legge 99/2009, articolo 38, commi 2) e 4) (legge 23 luglio 2009, n. 99 “Disposizioni per lo sviluppo e l’internazionalizzazione delle imprese, nonché in materia di energia”); b. Legge 80/2005, articolo 11, comma 14) (legge 80/2005 “Conversione in legge, con modificazioni, del decreto-legge del 14 marzo 2005, n. 35, recante disposizioni urgenti nell’ambito del piano di azione per lo sviluppo economico, sociale e territoriale. […] (1)”, modificata dalla legge 99/2009); c. Decreto del Presidente della Repubblica del 28 gennaio 1994, articolo 8, comma 1), per quanto riguarda la forma dell’aiuto. (7) La base giuridica nazionale comprende anche la versione riveduta del bando di gara, che è attualmente in via di definizione e sarà ultimato in base alla decisione definitiva della Commissione. (8) La Commissione osserva che, con l’adozione della legge n. 99/2009, l’Italia ha introdotto modifiche sostanziali al progetto. In particolare, l’attuale versione del progetto: a. prevede che la concessione integrata comprenda anche la realizzazione e la gestione degli impianti per la cattura e il sequestro di anidride carbonica (CCS); b. formalmente non persegue più l’obiettivo di sostenere le industrie locali ad alto impiego di energia. Di conseguenza, la bozza del bando di gara è stata modificata, nella misura in cui i concorrenti non devono più indicare una quantità prestabilita di energia elettrica che sarebbero disposti a fornire alle imprese locali a tariffe agevolate; c. l’intera produzione di elettricità del progetto verrà acquistata direttamente dalla società a controllo pubblico GSE S.p.A che svolge un ruolo centrale per la promozione, il sostegno e lo sviluppo di fonti di energia rinnovabili in Italia (2). 2.2. Descrizione dettagliata dell’aiuto (9) Il progetto attuale prevede l’affidamento mediante gara pubblica della concessione integrata per 30 anni dei seguenti attivi: a. la miniera di carbone di Nuraxi Figus, situata nel territorio del Sulcis, che possiede grandi riserve di carbone di basso rango, ossia carbone con elevato tenore di zolfo e basso potere calorifico (3), e che dovrebbe produrre circa 2 Mt/anno (4); b. la realizzazione e la gestione di una centrale a carbone da 450 MW, che dovrebbe essere alimentata da un mix di carbone fossile importato e, per almeno la metà del suo fabbisogno in valore calorifico, di carbone di basso rango estratto dalla miniera di Nuraxi Figus; ciò implica costi supplementari di investimento (ad esempio, caldaia e sistema di material handling di maggiori dimensioni) e di esercizio (ad esempio, requisiti più stringenti in termini di manutenzione e interruzioni della produzione) rispetto alla costruzione e alla gestione di una centrale elettrica equivalente alimentata soltanto a carbone di alto rango. Si prevede che la centrale generi circa 3 420 GWh/anno, con emissioni di CO2 pari a 3,1 Mt/anno (5); c. la realizzazione e la gestione di una sezione dimostrativa di cattura e sequestro di anidride carbonica (CCS) equivalente a 250 MWe, la quale sfrutterebbe la disponibilità di adeguati bacini di stoccaggio di CO2 in situ per il confinamento di circa 1,3 Mt di CO2 all’anno. (10) Le attività di ricerca saranno realizzate in questo contesto, nello specifico, per quanto riguarda il sequestro di CO2 in acquiferi sotterranei (a -1 200 m al di sotto del livello del mare) e tecniche avanzate di estrazione del metano da depositi carboniferi (Enhanced Coal Bed Methane). (11) Come già previsto per il progetto precedente, la concessione integrata è a titolo gratuito e comprende le aree e le infrastrutture necessarie allo sfruttamento della miniera di carbone, nonché il terreno su cui verrà realizzato l’impianto. (12) In base alle informazioni presentate dall’Italia, la Commissione ha calcolato i costi di investimento e operativi totali previsti per il progetto, che sono riportati nella tabella 1 qui di seguito. A tale riguardo, la Commissione osserva anche che l’Italia aveva inizialmente notificato che la miniera avrebbe richiesto investimenti per l’ammodernamento pari a […] di euro, che però non sono poi stati espressamente menzionati nelle informazioni trasmesse successivamente. Tabella 1 Il progetto integrato CCS Sulcis, valori attualizzati al 2012 (in milioni di euro) Ripartizione dei costi Centrale elettrica convenzionale a carbone Centrale elettrica senza CCS Centrale elettrica con CCS Sovra- costi carbone di basso rango Sovra-costi sistema CCS Totale dei sovra- costi Costi di investimento centrale elettrica e sistema CCS […] […] […] […] […] […] Costi operativi centrale elettrica […] […] […] […] […] […] Costi di esercizio sistema CCS — — […] — […] […] Risparmio su quote di emissione — — — — […] […] Piano di ricerca — — […] — […] […] TOTALE […] […] […] […] […] […] 2.3. Obiettivo dell’aiuto (13) L’Italia afferma che il progetto è finalizzato principalmente ad ottenere una maggiore sicurezza dell’approvvigionamento di elettricità in Sardegna, pur perseguendo i seguenti obiettivi complementari: a. sostegno alla ricerca industriale per lo sviluppo di tecnologie strategiche per l’impiego ecosostenibile di carbone di basso rango (indigeno) (le cosiddette tecnologie del carbone pulito), in particolare per quanto riguarda le emissioni associate di SOx, NOx e polveri (6); b. sostegno ad un’area depressa tramite la creazione di attività di ricerca (“Progetto CO2 zero”) nel settore dell’energia e dell’ambiente. 2.4. Forma, durata e importo dell’aiuto (14) Le autorità italiane hanno dichiarato che l’aiuto sarà erogato al concessionario selezionato nell’ambito della procedura di gara sotto forma di una tariffa garantita di ritiro, per l’intera vita economica del progetto, vale a dire per 20 anni dall’entrata in funzionamento della centrale e della sezione dimostrativa CCS. (15) Stando alla bozza del bando di gara, tale prezzo sarà fissato a norma del D.P.R. 28.1.1994. In particolare, l’articolo 8, comma 1, in combinato disposto con l’allegato B prevede: a. un prezzo fisso per kWh (al momento, 160 ITL) per i primi 8 anni di esercizio; b. un prezzo calcolato in base alla delibera CIP n. 6 del 29 aprile 1992 per il periodo successivo; c. aggiornamenti annuali di entrambi i prezzi che verranno calcolati a norma della citata delibera CIP n. 6. (16) In particolare, per il calcolo dei prezzi in base alla delibera CIP n. 6 si utilizza la cosiddetta metodologia “del costo evitato”, che consiste nel fissare i prezzi a un livello che riflette i costi evitati di investimento e di combustibile che l’allora (1992) monopolista nazionale avrebbe dovuto sostenere se avesse prodotto esso stesso l’energia elettrica; per la definizione del prezzo garantito applicabile (7), vengono poi aggiunte delle componenti di incentivazione in funzione della tecnologia di produzione e del combustibile utilizzati. Stando alla lettera protocollata il 28 novembre 2011, a partire dal 2010 i prezzi applicabili per l’elettricità generata dal progetto ammontano a 164,30 EUR/MWh per quella prodotta nei primi 8 anni di esercizio e a 103,9 EUR/MWh per quella prodotta nei successivi 12 anni di attività. In tale contesto, la Commissione osserva che l’Italia ha altresì dichiarato che il prezzo medio di mercato per l’energia elettrica in Sardegna negli ultimi anni è di circa 80 EUR/MWh. (17) L’aiuto corrisponde alla differenza tra gli introiti garantiti e l’effettivo prezzo di mercato dell’elettricità nel periodo 2016-2036, moltiplicato per la quantità di energia elettrica prodotta e per la quale è stata catturata e stoccata una determinata percentuale delle emissioni di CO2. Pertanto, in questa fase, l’importo dell’aiuto non può essere chiaramente identificato. L’Italia ha comunque presentato due diversi scenari, in base ai quali si può provvisoriamente stimare che l’aiuto sarà compreso tra circa 1,5 e 1,8 miliardi di euro. L’Italia ha inoltre sottolineato che l’attuale differenza tra il prezzo garantito e il prezzo di mercato per la Sardegna potrebbe, in linea di principio, anche scendere sensibilmente nel tempo, il che comporterebbe un importo totale dell’aiuto inferiore alle stime attuali. 2.5. Finanziamento dell’aiuto (18) L’Italia aveva inizialmente notificato che l’aiuto sarebbe stato finanziato mediante parte dei proventi raccolti attraverso una specifica componente aggiuntiva sulle bollette (“A3”), applicata a tutti gli utenti finali in relazione ai loro consumi. Nello specifico, l’importo di tale componente è fissato dall’autorità nazionale di regolamentazione (AEEG) in proporzione alle necessità di finanziamento derivanti da tutte le misure di sostegno a favore delle energie rinnovabili e “assimilate” in virtù di specifici atti giuridici (come sarebbe nel caso del progetto in esame). (19) Come comunicato all’Italia con lettera del 30 marzo 2012, la Commissione ritiene che, sulla base di giurisprudenza e di prassi consolidate, tale componente aggiuntiva è da considerarsi un prelievo parafiscale, soprattutto in considerazione dei seguenti aspetti: a. le componente tariffaria in questione è definita da atti legislativi e regolamentari nazionali; b. i relativi introiti, pur non entrando nel bilancio generale dello Stato, sono raccolti e distribuiti da un organismo statale, la Cassa Conguaglio del Settore Elettrico (CCSE). (20) La Commissione osserva inoltre che l’aiuto sembra possedere un legame indissolubile con il meccanismo di finanziamento in quanto questo prelievo parafiscale è destinato specificamente (anche se non esclusivamente) a finanziare gli aiuti. Pertanto, secondo la giurisprudenza (8), il meccanismo di finanziamento va esaminato nel contesto dell’analisi della compatibilità della misura prevista. (21) Al riguardo, la Commissione sottolinea che, conformemente all’articolo 110 del TFUE, “nessuno Stato membro applica ai prodotti degli altri Stati membri imposizioni interne intese a proteggere indirettamente altre produzioni”. Tale disposizione, in combinato disposto con l’articolo 30 del TFUE, che stabilisce il divieto di dazi doganali o tasse di effetto equivalente, persegue l’obiettivo di proibire qualsiasi dispositivo fiscale nazionale idoneo a discriminare i prodotti in provenienza da o a destinazione di altri Stati membri, ostacolandone la libera circolazione nel mercato interno (9). (22) Poiché prima facie tale prelievo appariva applicato all’energia elettrica nazionale e importata e incanalato fuori dal bilancio generale dello Stato a favore e nel perseguimento di una specifica finalità domestica (ovvero la sicurezza dell’approvvigionamento), la Commissione ha ritenuto che il meccanismo di finanziamento potesse configurare una violazione dei summenzionati articoli del TFUE. Di conseguenza, la misura di aiuto, in combinazione con il suo meccanismo di finanziamento, avrebbe probabilmente reso il progetto incompatibile con il mercato interno. (23) Tuttavia, con lettera protocollata il 25 settembre 2012, l’Italia si è impegnata a modificare il meccanismo di finanziamento affinché la componente tariffaria non sia più applicata sul consumo di energia elettrica, ma in base a parametri tecnici che rappresentano i punti di connessione alla rete di distribuzione, come già attuato per il caso N490/2000 – Italia – Costi non recuperabili (10). (24) L’Italia ha inoltre spiegato che tale modifica richiederebbe l’adozione di disposizioni ad hoc da parte del Parlamento, nonché, previa consultazione pubblica, l’adozione delle relative misure di esecuzione da parte dell’AEGG. L’Italia si è impegnata a non erogare l’aiuto in esame fino al completamento delle citate attività legislative e regolamentari. 2.6. Criteri di aggiudicazione e altre condizioni di cui al bando di gara (25) La concessione integrata verrà affidata all’offerente che avrà presentato l’offerta economicamente e tecnicamente più vantaggiosa, definita sulla base di una serie di criteri ponderati per l’aggiudicazione. Conformemente alla bozza del bando presentato dall’Italia, gli offerenti sono tenuti a presentare le seguenti informazioni: a. l’offerta tecnico-industriale, il cui punteggio massimo è fissato in 70/100; a tale riguardo, l’offerente deve considerare il rendimento energetico, i livelli delle emissioni, le metodologie utilizzate per il contenimento dei tempi di esecuzione dei lavori, la qualità generale del progetto e gli sviluppi attesi nell’ambito delle tecnologie CCS; b. l’offerta economica, il cui cui punteggio massimo è fissato in 20/100; a tale riguardo, l’offerente deve presentare un piano economico-finanziario dettagliato e il ribasso percentuale sul prezzo di ritiro dell’energia che è disposto ad accettare; c. l’offerta relativa alla tempistica, il cui punteggio massimo è fissato in 10/100; a tale riguardo, l’offerente deve indicare la riduzione del tempo totale necessario, dal momento dell’aggiudicazione sino all’inizio delle attività dell’intero progetto, rispetto alle stime formulate nello studio di fattibilità realizzato dalle autorità italiane. (26) A seguito degli scambi di corrispondenza con la Commissione, l’Italia ha introdotto nel bando di gara, come descritto nella lettera protocollata il 24 maggio 2012, i seguenti ulteriori requisiti/obblighi per il concessionario: a. mantenere una contabilità separata per le tre componenti del progetto; b. calcolare il prezzo trasferito alla miniera come corrispettivo del carbone (lavato) fornito alla centrale elettrica secondo la seguente formula (11): c. sottoporsi annualmente e per l’intera vita del progetto a un audit esterno, per garantire che: i. il prezzo trasferito alla miniera come corrispettivo del carbone fornito alla centrale elettrica sia calcolato sulla base della formula sopra indicata e sia congruente con i relativi prezzi, al netto dei costi di trasporto, degli altri carboni di basso rango disponibili all’interno dell’UE; ii. la redditività complessiva del progetto non superi il livello ritenuto congruo, alla luce delle caratteristiche economiche e tecniche del progetto, cioè circa il […] (12); qualora l’audit dimostrasse un rendimento più elevato, il prezzo di ritiro garantito sarebbe ridotto proporzionalmente in modo da ridurre l’aiuto totale all’importo strettamente necessario per garantire la sostenibilità del progetto. 2.7. Cumulo e altre informazioni (27) L’Italia ha comunicato il divieto di cumulo della misura in questione con aiuti ricevuti da altri regimi locali, regionali e nazionali o dell’UE per coprire i medesimi costi ammissibili. (28) Il 31 ottobre 2012 l’Italia ha anche informato la Commissione che la gara di appalto è stata posticipata, con decreto legge del 18 ottobre 2012, n. 179, alla fine del 2012 (13). 3. ARGOMENTAZIONI SULLA COMPATIBILITÀ PRESENTATE DALL’ITALIA (29) L’Italia ha notificato che il progetto va esaminato direttamente alla luce dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE, in quanto i relativi aiuti mirano “ad agevolare lo sviluppo di talune attività o di talune regioni economiche, sempreché non alterino le condizioni degli scambi in misura contraria al comune interesse”. (30) La Commissione illustra nelle seguenti sottosezioni le argomentazioni esposte dall’Italia, secondo le quali il progetto in questione può essere considerato compatibile con il mercato interno. 3.1. Argomentazioni relative al potenziale aiuto all’industria carboniera (31) L’Italia ha affermato che il progetto non conferisce alcun vantaggio in termini di aiuti all’attività mineraria. (32) L’Italia ha inizialmente comunicato che l’obbligo di utilizzare il carbone Sulcis è previsto dalla base giuridica nazionale. Successivamente, essa ha chiarito che l’obbligo di impiegare carbone di basso rango per almeno il 50% del potere calorifico necessario è giustificato alla luce dell’obiettivo di sviluppare tecnologie strategiche per l’utilizzo ecosostenibile di miscele di carbone ampiamente disponibili a livello mondiale (cfr. punto 13), poiché tale percentuale consentirebbe un’efficace sperimentazione di tecniche efficienti per la produzione di energia elettrica basate su carbone di basso rango, permettendo al contempo al gestore di limitare i relativi costi supplementari di investimento e di esercizio. (33) L’Italia sostiene inoltre che la miniera è tecnicamente efficiente e non necessita di un sostegno operativo. In particolare, l’Italia ha presentato i calcoli della redditività per quanto riguarda la gestione della miniera dai quali risulta che questa genererebbe profitti operativi, stimati in circa 5 milioni di euro all’anno, se fornisse la quantità prevista di carbone lavato per la produzione di energia elettrica al prezzo calcolato secondo la formula indicata nella bozza del bando di gara (14). (34) L’Italia ha inoltre chiarito che tale formula si basa sulle tecniche di determinazione del prezzo applicate nei mercati internazionali e corrisponde al prezzo che un impianto sarebbe tenuto a pagare per il carbone della stessa qualità di quello del Sulcis trasportato a Portovesme. In altri termini, secondo l’Italia, tale prezzo va considerato come il prezzo che un proprietario privato e indipendente della miniera di Nuraxi Figus chiederebbe a un impianto con sede in Sardegna. (35) A tale riguardo, con lettera protocollata il 25 settembre 2012, l’Italia ha dichiarato di essere disponibile a modificare il bando di gara per consentire al concessionario l’utilizzo di carboni di basso rango diversi dal carbone Sulcis, a condizione che siano più convenienti e con caratteristiche comparabili, ovvero con tenore di zolfo compreso tra il 4% e il 7% e potere calorifico superiore compreso tra 22 e 27 MJ/kg. 3.2. Argomentazioni concernenti la centrale elettrica (36) L’Italia sostiene che l’obiettivo principale del progetto, ovvero garantire la sicurezza dell’approvvigionamento di energia elettrica in Sardegna, debba essere considerato un obiettivo di interesse comune, poiché, come stabilito nella direttiva 2005/89/CE concernente misure per la sicurezza dell’approvvigionamento di elettricità e per gli investimenti nelle infrastrutture, “la garanzia di un elevato livello di sicurezza di approvvigionamento di energia elettrica è un obiettivo chiave per il buon funzionamento del mercato interno” (15). (37) A questo proposito, l’Italia ha specificato che il sistema elettrico sardo, date le condizioni di insularità e di debolezza della rete di trasmissione regionale, presenta eccezionali aspetti di vulnerabilità, che hanno portato il governo ad adottare disposizioni che prevedono una riserva di potenza più elevata rispetto al resto del paese, pari all’80% della punta del fabbisogno (16). (38) L’Italia ha altresì presentato un rapporto analitico secondo il quale, stando ai dati disponibili relativi a domanda, interconnessione, produzione ed evoluzione della capacità installata, nel 2020 il margine di capacità dovrebbe scendere a circa il 45%, con un conseguente deficit di capacità pari a circa 800 MW. Ciò implicherebbe che la messa in esercizio di 450 MW entro il 2016/2017, come previsto dal progetto in questione, non sarebbe nemmeno sufficiente a garantire adeguati livelli di sicurezza dell’approvvigionamento nella regione, anche in vista della dismissione entro il 2020 di impianti obsoleti per una capacità totale di 400 MW. (39) Nella lettera protocollata il 25 settembre 2012, l’Italia sostiene inoltre che la Sardegna necessita per lo più di investimenti in centrali elettriche programmabili e di grandi dimensioni, in grado di fornire la capacità di regolazione primaria necessaria a garantire la stabilità della frequenza della rete di trasmissione regionale. In assenza di gas naturale o di altri combustibili primari utilizzabili per alimentare una centrale elettrica da 450 MW, l’Italia considera l’impiego del carbone come la soluzione più efficiente sotto il profilo economico. (40) Nella medesima lettera, l’Italia afferma che il progetto dovrebbe entrare in esercizio nel 2016-2017, cioè dopo la scadenza della proroga fino al 2015 dello schema di compensazione per servizi di interrompibilità istantanea in Sardegna (e Sicilia) in merito al quale la Commissione non ha sollevato obiezioni nel caso SA.35119 2012/N. L’Italia tuttavia riconosce che il progetto aumenterebbe la capacità di regolazione primaria per il TSO e ridurrebbe proporzionalmente la necessità di carico interrompibile istantaneamente. (41) Oltre a ciò, l’Italia afferma che la centrale elettrica prevista nell’ambito del progetto mira allo sviluppo di tecnologie strategiche del carbone pulito, che, in combinazione con le tecnologie CCS, consentirebbero la produzione di energia elettrica da impianti a carbone “a emissioni zero”. Ciò potrebbe offrire notevoli opportunità di mercato a livello mondiale, oltre a consentire lo sfruttamento in Italia di carbone nazionale e ridurre la quota delle importazioni di energia primaria nel mix energetico nazionale. 3.3. Argomentazioni concernenti la sezione dimostrativa della tecnologia CCS (42) L’Italia ha inizialmente dichiarato che le disposizioni di cui all’articolo 38, paragrafo 4, della legge 99/2009, concernenti principalmente l’introduzione di un modulo CCS da realizzare insieme alla nuova centrale elettrica a carbone, sarebbero seguite all’analisi fornita nel caso C36/2008 poiché, tra l’altro, lo sviluppo di tecnologie CCS efficienti è promosso dalla Commissione stessa. L’Italia aveva inoltre sostenuto che il progetto “non falsa né minaccia di falsare la concorrenza all’interno dell’UE”, considerando implicitamente che non fosse necessaria alcuna valutazione di compatibilità. (43) A questo proposito, in seguito ai contatti avuti con la Commissione (17), nella riunione tenutasi il 14 marzo 2012, l’Italia ha riconosciuto che, per quanto concerne l’aiuto alla sezione dimostrativa CCS, la base giuridica è costituita dall’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE, con riferimento alle disposizioni dettagliate per la valutazione di cui al punto 5.2 della disciplina degli aiuti per la tutela dell’ambiente. (44) In tale contesto, l’Italia sostiene che il progetto avrà come obiettivo lo sviluppo su scala commerciale di tecniche specifiche di confinamento dell’anidride carbonica (in ECBM e in acquiferi sotterranei), che potrebbero contribuire efficacemente a ridurre le emissioni di anidride carbonica e il riscaldamento globale. In particolare, la sezione dimostrativa CCS garantirebbe una maggiore tutela dell’ambiente, poiché consentirebbe la cattura e il confinamento di 1,3 Mt di emissioni di CO2 all’anno, pari a circa il 43% delle emissioni di CO2 della centrale, con una riduzione complessiva di 25 Mt delle emissioni di CO2 nel corso della vita del progetto. (45) Inoltre, l’Italia fa notare che i bacini geologici sottostanti la miniera di Nuraxi Figus dovrebbero permettere il confinamento di 100 Mt di CO2. Pertanto, il progetto non solo svilupperebbe tecniche di cattura e di confinamento, ma potrebbe offrire i relativi impianti per il confinamento di CO2 emessa dagli altri grandi operatori energetici e industriali situati nell’area industriale circostante. (46) L’Italia ha inoltre spiegato che la dimensione della sezione dimostrativa CCS (equivalente a 250 MW) è stata stabilita in base ai requisiti già applicati dalla Commissione nel quadro del progetto NER300. (47) L’Italia ha infine presentato un elenco dettagliato degli obiettivi scientifici e tecnologici che il progetto si prefigge, spiegando che verrà assicurata un’adeguata condivisione delle conoscenze con le parti interessate, anche mediante la partecipazione alla rete europea di progetti per la dimostrazione di tecnologie CCS. Tuttavia, gli strumenti e i requisiti specifici per la condivisione delle conoscenze saranno definiti solo dal concessionario selezionato. 3.4. Argomentazioni riguardanti il fallimento del mercato e l’adeguatezza dell’aiuto (48) L’Italia afferma che, dal punto di vista economico, il progetto non verrebbe realizzato in assenza di aiuti di Stato. Tale considerazione si basa sia sui notevoli costi di investimento che sul prezzo delle emissioni di CO2 al momento della notifica (cfr. anche punto 54). Nello specifico, l’Italia ha dichiarato che i costi derivanti dall’attuazione di un’intera filiera CCS ammonterebbero a […], rispetto alla media di circa 10 EUR/t per il 2011 e a una fascia di prezzi tra 25 e 30 EUR/t previsti dopo l’entrata in vigore nel 2013 della direttiva 2009/29/CE concernente il sistema per lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra, (di seguito “la direttiva ETS”, dall’inglese Emission Trading Scheme) (18). (49) Di conseguenza, l’Italia ha dichiarato che, benché si preveda che la direttiva ETS produca un incremento dei costi delle emissioni di anidride carbonica, la tecnologia CCS di per sé non sarebbe ancora economicamente sostenibile. (50) L’Italia ha inoltre specificato che il prezzo di ritiro garantito verrà erogato solo dopo l’entrata in esercizio della sezione CCS e alla realizzazione del tasso previsto di confinamento delle emissioni di anidride carbonica. (51) Con lettera protocollata il 25 settembre 2012, l’Italia ha informato la Commissione in merito alle misure di efficienza energetica e relative alla domanda adottate per ridurre il consumo di energia elettrica e al contempo i problemi di sicurezza dell’approvvigionamento. In particolare, l’Italia ha fatto riferimento al piano d’azione nazionale per l’efficienza energetica del 2011, che comprende diverse azioni riguardanti la Sardegna, specificando però che questi interventi non possono risolvere i problemi citati, i quali necessitano di ulteriore capacità di generazione programmabile. 3.5. Argomentazioni riguardanti l’effetto di incentivazione e la proporzionalità dell’aiuto (52) Poiché i dettagli concreti del progetto non sono definiti prima della pubblicazione del bando di gara, l’Italia ha stimato la redditività dell’investimento ipotetico al quale potrebbe essere assegnata la concessione in questione sulla base dei risultati degli studi di fattibilità e della consulenza di esperti. (53) A questo proposito, l’Italia ha indicato tutti i presupposti operativi e finanziari per i calcoli e ha presentato le stime della redditività globale del progetto prendendo in considerazione: a. lo scenario base, vale a dire il progetto proposto, b. uno scenario senza aiuti nel quale l’elettricità è venduta sul mercato, c. uno scenario con aiuti esclusivamente per la sezione di dimostrazione CCS e l’elettricità venduta sul mercato. (54) L’Italia ha inoltre effettuato un’analisi di sensitività basata su diversi prezzi delle emissioni di CO2 (rispettivamente, 10, 25 e 40 EUR/t) e diversi tassi di attualizzazione. Per quanto riguarda questi ultimi, anche se i calcoli sono stati presentati in conformità alla comunicazione della Commissione del 19.1.2008 relativa alla revisione del metodo di fissazione dei tassi di riferimento e di attualizzazione (19), ossia con un tasso di sconto pari al 3,07%, l’Italia ha tuttavia affermato che tale tasso non riflette adeguatamente le attuali condizioni del mercato finanziario. In particolare, l’Italia ha spiegato che agli operatori economici vengono chiesti tassi sostanzialmente più elevati, specialmente con riferimento ai tassi attuali delle obbligazioni a lungo termine del governo italiano, pari a circa 5/5,5%, ai quali vanno poi sommati spread aggiuntivi. L’Italia ha affermato che andrebbe definito un tasso più coerente e di conseguenza ha presentato i calcoli della redditività basati su un tasso di sconto pari all’[…]. (55) In base a questi calcoli e all’analisi di sensitività, l’Italia ha concluso che l’aiuto previsto è necessario per permettere ad un investitore privato di intraprendere il progetto, in quanto solo nello scenario base il valore attuale netto rimane positivo per tutti i diversi prezzi di CO2 e tassi di attualizzazione applicati. (56) Inoltre, l’Italia ha specificato che il tasso di rendimento interno è stimato tra circa il […] e […], se si applica il tasso di attualizzazione stabilito secondo la comunicazione della Commissione, e ha ritenuto tale tasso coerente con le dimensioni e la complessità tecnica del progetto. Pertanto, l’Italia intende garantire al concessionario, come stabilito nella bozza del bando (cfr. punto 26), un tasso di redditività del […], sostenendo che rendimenti inferiori non sarebbero sufficientemente attraenti per gli operatori internazionali. (57) In base alle informazioni presentate dall’Italia, tale tasso di redditività verrebbe conseguito tramite il contributo che copre tutti i sovraccosti derivanti dall’impiego di carbone di basso rango e dall’installazione e dal funzionamento della sezione dimostrativa CCS (cfr. precedente tabella 1). (58) L’Italia ha infine sostenuto che non possono essere effettuati calcoli più dettagliati prima dell’aggiudicazione della concessione e dell’esecuzione dei relativi studi tecnici di progettazione (Front End Engineering and Design) per la sezione CCS. 4. VALUTAZIONE DELLA MISURA 4.1. Esistenza di un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE (59) Ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE, una misura costituisce aiuto di Stato se risultano cumulativamente soddisfatte le seguenti condizioni: la misura a) conferisce un vantaggio economico al beneficiario; b) è concessa dallo Stato, ovvero mediante risorse statali; c) presenta una natura selettiva; d) incide sugli scambi tra Stati membri e falsa o minaccia di falsare la concorrenza all’interno dell’UE. (60) La Commissione ritiene che al concessionario verrà accordata la garanzia di ritiro sulla totalità della produzione della centrale elettrica a prezzi notevolmente superiori rispetto agli (attuali) prezzi di mercato. Pertanto, il progetto sembra conferire al concessionario un vantaggio economico che non avrebbe ottenuto a normali condizioni di mercato. (61) La Commissione ritiene inoltre che tale vantaggio verrà concesso in maniera selettiva, poiché solo il concessionario beneficerà di tale misura. (62) La Commissione osserva che, come concluso con riferimento al precedente caso C36/2008 e in altri casi riguardanti l’Italia (20), il finanziamento dell’aiuto mediante prelievi parafiscali che vengono addebitati sulle bollette dell’elettricità degli utenti finali e che vengono raccolti e distribuiti dall’ente statale CCSE è costituito da risorse statali. Inoltre, il prelievo e la destinazione dei relativi proventi a favore del beneficiario della misura in esame si basano su norme e disposizioni regolamentari nazionali e pertanto l’aiuto risulta imputabile allo Stato. (63) La Commissione constata che il progetto prevede la produzione di 3 420 GWh/anno di elettricità sovvenzionata che incideranno direttamente sul mercato sardo dell’energia elettrica nonché, tramite l’attuale interconnessione con la terraferma, su quello nazionale ed europeo. La Commissione ritiene pertanto che il progetto sia tale da incidere sulla concorrenza e sugli scambi tra Stati membri. (64) Di conseguenza, la Commissione conclude che il sostegno al progetto costituisce un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE. 4.2. Legalità dell’aiuto (65) Avendo notificato la misura in questione prima di darvi esecuzione, le autorità italiane hanno rispettato l’obbligo di cui all’articolo 108, paragrafo 3, del TFUE. (66) Inoltre, nel corso della procedura, l’Italia ha anche posticipato i termini per l’aggiudicazione del progetto inizialmente previsti per la fine del 2012, impegnandosi a non versare alcun aiuto prima dell’approvazione da parte della Commissione. 4.3. Compatibilità ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c) del TFUE (67) Come già affermato dall’Italia, la base giuridica per la compatibilità dell’aiuto è costituita dall’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE secondo cui “… gli aiuti destinati ad agevolare lo sviluppo di talune attività o di talune regioni economiche, sempre che non alterino le condizioni degli scambi in misura contraria al comune interesse” possono essere considerati compatibili con il mercato comune. (68) Per stabilire ciò, la Commissione valuta se la misura di aiuto: a) si prefigge un preciso obiettivo di interesse comune, b) è uno strumento idoneo a realizzare l’obiettivo di interesse comune, c) presenta un effetto di incentivazione (ossia modifica il comportamento del beneficiario), d) è proporzionata (ossia non compensa in misura eccessiva il beneficiario), e) falsa la concorrenza e incide sugli scambi tra Stati membri in misura limitata, tale da far sì che il bilancio complessivo sia positivo. 4.3.1. Valutazione del potenziale aiuto all’industria carboniera (69) La Commissione osserva che secondo l’Italia la miniera non beneficerebbe di alcun aiuto e pertanto non ha individuato una base giuridica per la valutazione della compatibilità con il mercato interno. (70) La Commissione nota tuttavia che dal 1o gennaio 2011 vige la decisione del Consiglio 2010/787/UE che stabilisce disposizioni specifiche sugli aiuti di Stato per agevolare la chiusura di miniere di carbone non competitive (21), la quale consente, a determinate condizioni, il pagamento di aiuti al funzionamento, ovvero aiuti a copertura dei costi correnti. A questo proposito, se da un lato prende atto dell’affermazione da parte dell’Italia che la miniera di carbone del Sulcis è efficiente e non vi sono intenzioni di chiuderla, la Commissione deve d’altro canto assicurarsi che non vengano destinati aiuti al funzionamento a miniere non competitive, in quanto, in assenza di un piano che prevede la chiusura della miniera entro il 31 dicembre 2018, ciò sarebbe incompatibile con la decisione del Consiglio e, di conseguenza, con il mercato interno. (71) Il prezzo di trasferimento definito dall’Italia sembra riflettere adeguatamente le regolari contrattazioni tra una centrale elettrica e una miniera di carbone, e sembra basarsi su riferimenti di mercato appropriati. La Commissione constata inoltre con soddisfazione l’introduzione della separazione dei conti tra le attività minerarie e le attività di produzione di energia elettrica, nonché dell’audit esterno previsto nella bozza del bando. (72) A tale riguardo, la Commissione osserva che l’audit esterno verificherà adeguatamente la coerenza nel tempo del prezzo di trasferimento rispetto al prezzo per altri carboni di basso rango disponibili all’interno dell’UE al netto delle spese di trasporto, dato che tali carboni in genere vengono utilizzati solo a livello locale. (22) (73) La Commissione prende inoltre atto della disponibilità dichiarata dall’Italia di sostituire l’obbligo per il concessionario di utilizzare il carbone del Sulcis con quello di utilizzare qualsiasi altro carbone di basso rango con analogo contenuto di zolfo e potere calorifico che sia meno costoso del carbone Sulcis. La Commissione non ha tuttavia ricevuto spiegazioni soddisfacenti che giustifichino l’obbligo, anche in forma più attenuata, di utilizzo preferenziale del carbone Sulcis e pertanto dubita che un tale obbligo possa essere accettato come parte di un aiuto compatibile. (74) Inoltre, la Commissione non può escludere in questa fase che, indipendentemente da quanto affermato al punto precedente, il progetto non permetta di fatto la possibilità di utilizzare qualsiasi carbone di basso rango diverso da quello del Sulcis. La Commissione non può inoltre escludere che il progetto possa comportare vantaggi/aiuti indiretti alle attività minerarie locali, nello specifico in quanto: a. tra i sovraccosti ammissibili (cfr. punto 57) vengono inclusi i costi derivanti dall’utilizzo del carbone di basso rango; tale limitazione è dovuta all’obiettivo tecnologico (complementare) perseguito dalla misura, e non ai problemi di sicurezza dell’approvvigionamento di energia (presumibilmente primaria) e al fatto che, in assenza di specifici impianti, il carbone di basso rango può essere bruciato solo in quantitativi minimi in virtù degli attuali standard di emissione (23); b. il progetto garantisce una domanda a lungo termine per la miniera, visto che l’impianto alimentato a carbone acquisterebbe l’intera produzione annuale per il periodo 2016-2035, il che comporterebbe una sostanziale riduzione del rischio di mercato. (75) Sulla base di quanto precede, in questa fase la Commissione nutre dubbi circa l’assenza di aiuti indiretti alle attività locali di estrazione del carbone nell’ambito del progetto in questione. 4.3.2. Valutazione dell’aiuto alla centrale elettrica Obiettivo di interesse comune (76) La Commissione riconosce che la sicurezza dell’approvvigionamento di energia elettrica è un obiettivo di interesse comune ben definito. (77) A tale riguardo, la Commissione fa riferimento alla summenzionata direttiva 2005/89/CE e al precedente caso N 675/2009 - Lettonia - Tender for Aid for New Electricity Generation Capacity, in cui un aiuto di Stato volto a risolvere la mancanza di capacità di generazione è stato considerato compatibile con il mercato interno. Di recente, la Commissione ha inoltre riconosciuto che il sistema elettrico sardo si trova ad affrontare problemi strutturali, dovuti alla condizione di insularità e all’obsolescenza delle infrastrutture disponibili per la generazione programmabile e la distribuzione (24). (78) Tuttavia, la Commissione osserva che l’Italia sembra associare la sicurezza dell’approvvigionamento ad un maggiore utilizzo della produzione domestica di energia elettrica con impiego di combustibile indigeno (nel caso, carbone di basso rango). A tale riguardo, pur riconoscendo che il carbone locale rappresenta una fonte affidabile specialmente in scenari critici, la Commissione ha recentemente affermato che una minaccia alla disponibilità, alla produzione e alla fornitura permanenti di elettricità non deve necessariamente essere affrontata tramite misure che escludano altri combustibili primari (non indigeni) che possono essere egualmente disponibili ininterrottamente, ma possa anche, in linea di principio, essere affrontata con misure aperte a combustibili non indigeni affidabili e facilmente disponibili sul mercato interno e che potrebbero essere identificati e/o forniti da operatori interessati (25). (79) La Commissione non può escludere che, alla luce della natura a lungo termine del progetto, l’obiettivo della sicurezza dell’approvvigionamento energetico in Sardegna potrebbe essere perseguito tramite altre vie, come gli investimenti per aumentare la capacità di interconnessione con la terraferma, in cui soggetti terzi potrebbero eventualmente sviluppare capacità supplementari a condizioni di mercato, contribuendo a soddisfare le necessità della Sardegna in un arco temporale definito. (80) A tale riguardo, la Commissione fa riferimento in particolare al progetto Galsi, che è un nuovo metanodotto, attualmente in fase di costruzione, che collega l’Algeria all’Italia attraverso la Sardegna. Secondo informazioni pubblicamente disponibili, le autorizzazioni ambientali sono state già concesse e, al momento della presente decisione, le procedure di aggiudicazione stanno per concludersi, con l’entrata in funzione del nuovo metanodotto prevista per settembre 2014. Ciò consentirà agli operatori di costruire in Sardegna centrali elettriche alimentate a gas naturale, fornendo servizi equivalenti in un arco di tempo comparabile a quello previsto per l’impianto a carbone nell’ambito del progetto. (81) Considerando la potenzialità della misura notificata di falsare la concorrenza nel mercato interno e le ulteriori preoccupazioni menzionate qui di seguito, la Commissione intende concedere alle parti terze, sui cui interessi e piani potrebbe incidere la misura notificata, la possibilità di presentare osservazioni in merito alle affermazioni dell’Italia, secondo la quale le centrali elettriche a carbone alimentate verosimilmente in parte a carbone di basso rango locale sarebbero le più adatte ad affrontare il rischio specifico di difficoltà nella fornitura di energia elettrica nel periodo della durata degli aiuti (2016-2035). (82) La Commissione desidera inoltre invitare le parti terze, sui cui interessi e piani potrebbe incidere la misura notificata, a presentare le loro osservazioni sull’obiettivo complementare di sviluppare tecnologie del carbone pulito, in particolare per quanto riguarda la fattibilità tecnica e il relativo potenziale economico e strategico per un’eventuale riproduzione su scala commerciale. Fallimento del mercato (83) Un aiuto di Stato non può essere autorizzato se le forze di mercato sono sufficienti a conseguire l’obiettivo di comune interesse in misura soddisfacente. (84) Le informazioni fornite dall’Italia indicano che gli operatori di mercato non mostrano interesse nella costruzione della necessaria capacità di generazione di nuova energia elettrica programmabile in Sardegna. In particolare, i recenti impianti di grandi dimensioni per la produzione di energia da fonti rinnovabili, tuttora in fase di installazione, hanno consentito alla Sardegna di esportare elettricità verso la terraferma, riuscendo al contempo a soddisfare una quota sostanziale della domanda regionale in condizioni meteorologiche favorevoli. Di conseguenza, tenuto conto che si prevede un numero ridotto di ore operative, la specifica situazione della Sardegna scoraggia nuovi investimenti in capacità convenzionali. A causa del processo di obsolescenza e di smantellamento delle capacità di generazione più vetuste, la Sardegna corre il rischio di avere solo capacità non programmabili e intermittenti, dovendo fare affidamento nel contempo ad un’unica interconnessione (con doppio cavo) con la terraferma. (85) La Commissione conclude di non disporre di elementi che provino che la sicurezza (e la continuità) delle forniture di energia elettrica in Sardegna possano essere garantite in maniera soddisfacente dalle forze del mercato e, pertanto, ritiene che in tale contesto gli aiuti di Stato potrebbero essere necessari. Strumento idoneo (86) L’aiuto di Stato costituisce uno strumento idoneo se non esistono altri strumenti meno distorsivi per raggiungere gli stessi risultati. (87) La Commissione riconosce che l’Italia sta già attuando misure che si concentrano sulla domanda, il cui principale obiettivo è ridurre il consumo di energia elettrica e le emissioni di carbonio. Tali misure, tuttavia, non sono in grado di soddisfare l’esigenza specifica della sicurezza dell’approvvigionamento in Sardegna, principalmente a causa della mancanza di capacità affidabile di generazione programmabile. Appaiono pertanto necessarie misure che si concentrino sull’offerta, come il progetto in questione. (88) A tale riguardo, la Commissione osserva che le centrali elettriche alimentate a carbone sono generalmente utilizzate per l’approvvigionamento base load, e ciò vale anche per il progetto in esame, che dovrebbe essere in funzionamento per 7 600 ore all’anno. Tuttavia, la Commissione ritiene che, quando è necessaria una capacità di generazione affidabile e flessibile per garantire non soltanto una fornitura stabile di energia elettrica, ma anche una tempestiva regolazione della frequenza, la capacità di generazione del carbone potrebbe non essere adeguata a soddisfare tali esigenze in maniera efficace, in particolare nella situazione specifica della Sardegna, in cui il sistema elettrico ha un’interconnessione limitata con la rete nazionale e pertanto non può fare affidamento su un insieme più vasto di centrali elettriche a fini di bilanciamento. (89) Nello specifico, relativamente a quanto affermato dall’Italia in merito alle attività di ricerca che la centrale elettrica effettuerebbe sull’uso di miscele di carbone di basso rango per la produzione di energia elettrica, la Commissione osserva che l’impianto in questione potrebbe subire periodi di indisponibilità/interruzione più frequenti e/o più lunghi, rispetto ad una centrale elettrica a carbone con tecnologia già sperimentata. (90) Di conseguenza, in questa fase la Commissione dubita che sostenere una centrale elettrica di natura sperimentale, che probabilmente corre maggiori rischi di interruzione di servizio, sia idoneo al raggiungimento dell’obiettivo dichiarato di interesse comune. (91) La Commissione si chiede inoltre se una gara d’appalto con una scelta più ampia relativamente al combustibile da utilizzare per la centrale elettrica non possa essere uno strumento meno distorsivo e altrettanto, se non maggiormente, in grado di soddisfare l’obiettivo di interesse comune. (92) La Commissione constata peraltro che la tariffa garantita di ritiro prevista per l’elettricità prodotta nell’ambito del progetto viene stabilita per legge (26), secondo criteri non direttamente collegati alla struttura dei costi del progetto e dubita pertanto che tale forma di aiuto sia la più adeguata a compensare i sovraccosti sostenuti dal concessionario. (93) In considerazione di tutto ciò, la Commissione desidera invitare le parti terze, sui cui interessi e piani di investimento potrebbe incidere la misura notificata, a presentare le loro osservazioni in merito. Necessità e effetto di incentivazione (94) L’aiuto di Stato esplica un effetto di incentivazione se l’intervento modifica il comportamento dei destinatari a favore della realizzazione dell’obiettivo di interesse comune. (95) A questo riguardo, la Commissione constata che la bozza del bando di gara presentata dall’Italia richiede ai partecipanti di indicare nella loro offerta economica anche il ribasso percentuale sul prezzo di ritiro garantito che sono disposti ad accettare. Inoltre, sulla base dei calcoli di redditività presentati dall’Italia, senza l’aiuto, la centrale elettrica non genererebbe un tasso di rendimento interno più elevato della soglia minima, cioè […], stimato in base al rischio e alla complessità tecnica del progetto. (96) In base a ciò, la Commissione ritiene che l’aiuto in esame sia in grado di esplicare il necessario effetto di incentivazione. Tuttavia, anche con riferimento al punto 73, la Commissione dubita che tale incentivo possa essere stato costruito in modo tale da generare una domanda per la miniera locale piuttosto che per soddisfare i problemi di sicurezza dell’approvvigionamento. Proporzionalità (97) Un aiuto di Stato è proporzionato se è limitato al minimo necessario. Questa condizione è generalmente considerata soddisfatta se il beneficiario viene selezionato attraverso una procedura non discriminatoria, trasparente e aperta. (98) La Commissione osserva che nella bozza del bando di gara le autorità italiane hanno stabilito che il progetto deve garantire un tasso di redditività, compresa la sezione dimostrativa di CCS, stimato a circa il […]. Tale rendimento appare in linea con la complessità e il rischio intrinseci del progetto in questione, tenuto conto dei vincoli tecnologici di progettazione a cui è soggetto. Inoltre, come indicato sopra, i partecipanti al bando dovrebbero competere anche sullo sconto sul prezzo garantito che sono disposti ad offrire e, ad ogni modo, l’introduzione dell’audit annuale e dei meccanismi di recupero previsti nel bando modificato garantiscono che il beneficiario non possa conseguire tassi di redditività più elevati. (99) Tuttavia, la Commissione nota anche che i sovraccosti di investimento e operativi dovuti all’utilizzo del carbone di basso rango (ad esempio, per la caldaia di maggiori dimensioni, i requisiti più stringenti per i sistemi di filtraggio di NOx e SOx, e un sistema di material handling adeguato ai maggiori volumi di energia primaria) sono stimati dall’Italia in circa […] di euro per l’intera vita del progetto. Tali costi derivano dall’obbligo per il concessionario di utilizzare una determinata miscela di carburanti e, secondo le ipotesi attuali, ciò rappresenterebbe il […] dei costi totali. (100) A questo proposito, la Commissione osserva in primo luogo le centrali elettriche predisposte per CCS, come quella del progetto in esame, possono essere autorizzate a ricevere l’aiuto a partire dal 2013 per un massimo del 15% dei soli costi di investimento, ai sensi degli orientamenti relativi a determinati aiuti di Stato nell’ambito del sistema per lo scambio di quote di emissione dei gas a effetto serra dopo il 2012 (27). La Commissione osserva poi che tali costi non sembrano destinati direttamente ad affrontare i problemi di sicurezza dell’approvvigionamento come sostenuto dall’Italia. (101) La Commissione si chiede pertanto se l’obiettivo della sicurezza di approvvigionamento non potrebbe essere raggiunto tramite un aiuto di importo notevolmente inferiore, se perseguito con altre tecnologie già sperimentate. Sono infatti disponibili varie tecnologie di questo tipo, che presentano prestazioni ambientali almeno simili. (102) La Commissione desidera inoltre invitare le parti terze, sui cui interessi e piani di investimento potrebbe incidere la misura notificata, a presentare le loro osservazioni a questo proposito. Effetto sulla concorrenza e sugli scambi tra Stati membri (103) Un aiuto di Stato è compatibile con il mercato comune se non incide significativamente sulla concorrenza e sugli scambi tra Stati membri ovvero se incide in misura limitata e proporzionata rispetto all’obiettivo di interesse comune perseguito. (104) L’effetto della centrale elettrica sulla concorrenza è significativo, in quanto l’aiuto ammonta a circa 450 milioni di EUR e la produzione prevista è di 3 420 GWh/anno. Tuttavia, il relativo effetto sul mercato dell’energia elettrica sarà sostanziale soltanto a livello regionale, dove, secondo l’Italia, è ancora necessaria ulteriore capacità programmabile, mentre a livello nazionale rappresenterebbe circa l’1% del consumo finale. Alla luce della limitata capacità di interconnessione con la terraferma, gli effetti indiretti sono pertanto considerati assai limitati. Inoltre, l’aiuto sarà concesso tramite una gara d’appalto internazionale a cui potranno partecipare numerosi operatori comunitari. (105) L’aiuto può anche incidere negativamente sulla concorrenza, conferendo al beneficiario il vantaggio del pioniere in campo tecnologico. La Commissione osserva che il progetto, al momento, non prevede misure di accompagnamento (quali, ad esempio, obblighi per lo scambio delle conoscenze, meccanismi per la condivisione del valore economico (brevetti) delle tecnologie che potrebbero essere sviluppate, ecc.), che potrebbero attenuare il vantaggio competitivo conferito al concessionario. (106) La Commissione infine osserva che l’energia elettrica sovvenzionata prodotta con il progetto non potrà essere venduta dal concessionario, in quanto verrà acquistata dal GSE. (107) Tuttavia, i dubbi sollevati in merito alla proporzionalità e all’adeguatezza dell’aiuto previsto, insieme alla mancanza di misure di accompagnamento per mitigare gli effetti anticoncorrenziali e al rischio di sostenere una miniera di carbone altrimenti non competitiva, suggeriscono che il progetto nella sua forma attuale potrebbe esercitare sulla concorrenza effetti collaterali evitabili. Conclusioni (108) In questa fase la Commissione dubita che gli effetti positivi dovuti al funzionamento della centrale elettrica (e, indirettamente, della miniera) superino quelli negativi, in modo tale che, nel complesso, la misura abbia un effetto positivo in relazione all’obiettivo di interesse comune perseguito. La Commissione non può pertanto in questa fase considerare l’aiuto compatibile con il mercato interno a norma dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE. 4.3.3. Valutazione dell’aiuto alla sezione dimostrativa della tecnologia CCS (109) La Commissione osserva che, come riconosciuto dall’Italia, l’aiuto a sostegno della sezione dimostrativa CCS va esaminato direttamente in base all’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE, in linea con il punto 69 della disciplina degli aiuti di Stato per la tutela dell’ambiente e con riferimento, ove opportuno, a criteri simili a quelli di cui al punto 5.2 della citata disciplina. (110) In base alle informazioni presentate dall’Italia, la Commissione presenta nei seguenti punti la valutazione delle informazioni notificate ed evidenzia gli aspetti da discutere ulteriormente che sono stati individuati già in questa fase. Obiettivo di interesse comune, fallimento del mercato, strumento idoneo (111) In un’ottica di generale apertura dell’UE a favore delle tecnologie CCS, la Commissione ritiene che l’aiuto alla sezione dimostrativa CCS persegua l’obiettivo della tutela ambientale, in termini sostanziali e quantificabili (25 Mt di CO2 confinata). (112) L’aiuto è rivolto a un chiaro fallimento del mercato, considerando che, alla luce degli attuali e futuri prezzi delle emissioni di carbonio e del fatto che lo sviluppo di tecnologie CCS non ha ancora raggiunto un livello commerciale, nessun investitore privato realizzerebbe un progetto di CCS di questa entità in assenza di aiuti. A tale proposito, il progetto NER 300 (in questo momento in corso) dimostra che il sostegno pubblico è essenziale per accelerare l’abbattimento delle emissioni di carbonio causate dalla produzione di energia a partire da combustibili fossili. (113) La Commissione riconosce che in questa fase, nonostante la revisione del sistema per lo scambio di quote di emissione dell’UE, gli aiuti di Stato rimangono necessari e costituiscono uno strumento idoneo per rendere economicamente sostenibili gli investimenti nelle tecnologie CCS. (114) La Commissione osserva tuttavia che l’articolo 2, paragrafo 4, della direttiva 2009/31/EC relativa allo stoccaggio geologico di biossido di carbonio (28) vieta lo stoccaggio di CO2 nella colonna d’acqua e, in questa fase, ritiene che le tecniche previste per lo stoccaggio di CO2 negli acquiferi sotterranei possano contravvenire a tale divieto. Una misura di aiuto di Stato a sostegno di un progetto che viola manifestamente il diritto dell’UE non è compatibile con il mercato interno. La Commissione invita pertanto l’Italia a fornire ulteriori delucidazioni a tale proposito. Effetto di incentivazione e necessità dell’aiuto (115) La Commissione osserva che, nel contesto della gara d’appalto, nessun operatore può avviare le attività prima che gli sia stato concesso l’aiuto. Si può quindi presumere l’effetto di incentivazione di comportamenti maggiormente ecosostenibili. Tuttavia, l’Italia dovrebbe formulare scenari controfattuali credibili in cui si dimostri che in assenza di aiuti non sarebbe possibile attuare l’alternativa maggiormente ecosostenibile. (116) A tale proposito, l’Italia ha presentato le stime ipotetiche di redditività relative alla sola sezione CCS, in base alle quali in tutti i casi considerati risultano valori attuali netti considerevolmente negativi: tra […] e […] milioni di euro, a seconda delle ipotesi sul tasso di sconto e sul prezzo delle emissioni di carbonio. (117) Sebbene tali calcoli vadano fortemente a sostegno della presenza di un effetto di incentivazione per il concessionario del progetto, l’Italia non ha sviluppato tali scenari controfattuali né preso in considerazione la possibilità che l’eventuale beneficiario/concessionario investa nella tecnologia CCS nonostante lo scenario negativo in virtù di interessi strategici. (118) La Commissione desidera inoltre invitare le parti terze, sui cui interessi e piani di investimento potrebbe incidere la misura notificata, a presentare le loro osservazioni a questo proposito. Proporzionalità dell’aiuto (119) Per poter concludere che l’aiuto è proporzionale, la Commissione deve valutare se i costi ammissibili siano limitati ai sovraccosti necessari, se l’importo dell’aiuto si limiti al minimo indispensabile e se il processo di selezione sia non discriminatorio, trasparente e aperto. Quest’ultima condizione sembra essere soddisfatta in base alla bozza della gara di appalto e non verrà ulteriormente analizzata in questa fase. (120) Per quanto riguarda i costi ammissibili, l’Italia non ha presentato un elenco dettagliato, considerando quindi ammissibili tutti i costi per la sezione CCS, né ha calcolato i costi ammissibili netti e l’intensità dell’aiuto nei primi 5 anni di attività, conformemente alle disposizioni della disciplina degli aiuti di Stato per la tutela dell’ambiente, che potrebbero essere seguiti per analogia in base ai casi precedenti. La Commissione invita pertanto l’Italia a fornire tali informazioni. (121) Per quanto riguarda la valutazione del fatto che l’aiuto sia limitato al minimo indispensabile, in base alle stime della redditività, come riportato anche nella tabella 1, i sovraccosti derivanti dall’installazione e dal funzionamento del sistema CCS per l’intera vita del progetto saranno pari a 1,07 miliardi di euro, al netto del risparmio dovuto alla riduzione delle emissioni di carbonio. (122) La Commissione osserva che potenziali introiti potrebbero essere ricavati nel contesto delle tecniche CCS Enhanced Coal Bed Methane. Tuttavia tali eventuali ricavi non sembrano essere stati presi in considerazione nelle stime di redditività che sono state presentate. (123) Sembra inoltre che l’Italia consideri ammissibile l’intero importo e intenda coprire tali costi al 100% con l’aiuto. Tuttavia, l’Italia non ha presentato ulteriori elementi circa la necessità di un’intensità dell’aiuto così elevata, in particolare per quanto riguarda il possibile vantaggio strategico, tecnologico ed economico derivante dall’innovatività del progetto e che potrebbe essere preso in considerazione per ridurre l’aiuto di Stato richiesto. (124) Anche tenuto conto del fatto che nella prassi recente non è stata ritenuta necessaria per i beneficiari una copertura completa dei sovraccosti per l’intera vita dell’investimento in tecnologie CCS, la Commissione nutre dubbi in merito al fatto che l’aiuto previsto sia limitato al minimo. (125) In particolare, la Commissione invita l’Italia a presentare ulteriori dettagli in merito ai seguenti aspetti: a. i potenziali introiti derivanti dalle tecniche di estrazione ECBM; b. i meccanismi di recupero per la condivisione del valore economico (brevetti) delle tecnologie che potrebbero essere sviluppate; c. i potenziali introiti per il beneficiario se le strutture per lo stoccaggio di anidride carbonica (cfr. punto 45) verranno messe a disposizione di altri operatori industriali con sede nel territorio del Sulcis, condizioni più rigorose per lo scambio delle conoscenze acquisite e qualsiasi altro strumento atto a ridurre l’intensità dell’aiuto. (126) La Commissione desidera inoltre invitare le parti terze, sui cui interessi e piani di investimento potrebbe incidere la misura notificata, a presentare le loro osservazioni a questo proposito. Effetto sulla concorrenza e sugli scambi tra Stati membri (127) La Commissione osserva che l’Italia non ha presentato informazioni che consentano alla Commissione di valutare gli effetti negativi dell’aiuto a sostegno della sezione dimostrativa CCS sulla concorrenza tra imprese e sugli scambi tra Stati membri nei mercati interessati, ossia i mercati per le tecnologie CCS e dell’elettricità in cui opera il (potenziale) beneficiario dell’aiuto. (128) Pertanto, la Commissione non è in grado di verificare se il progetto sia conforme alla normativa applicabile e invita l’Italia a presentare tali informazioni. La Commissione desidera inoltre invitare le parti terze, sui cui interessi e piani di investimento potrebbe incidere la misura notificata, a presentare le loro osservazioni a questo proposito. Conclusioni (129) Tenuto conto in particolare delle preoccupazioni sin qui espresse, in questa fase la Commissione dubita che gli effetti positivi della misura superino quelli negativi, in modo tale che, nel complesso, gli effetti dell’aiuto per la sezione dimostrativa CCS risultino positivi per quanto concerne l’obiettivo di interesse comune perseguito. Essa dubita pertanto in questa fase di poter considerare l’aiuto compatibile con il mercato interno a norma dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE. 5. CONCLUSIONE Ciò premesso, la Commissione, nel quadro della procedura di cui all’articolo 108, paragrafo 2 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea, invita l’Italia a trasmetterle eventuali osservazioni e a fornirle qualsiasi informazione che possa essere utile ai fini della valutazione dell’aiuto, entro il termine di un mese dalla data di ricezione della presente. La Commissione desidera richiamare all’attenzione del governo italiano il fatto che l’articolo 108, paragrafo 3 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea ha effetto sospensivo e che in forza dell’articolo 14 del regolamento (CE) n. 659/1999 del Consiglio, essa può imporre allo Stato membro di recuperare un aiuto illegalmente concesso presso il beneficiario. Con la presente, la Commissione comunica all’Italia che informerà gli interessati attraverso la pubblicazione della presente lettera e di una sintesi della stessa nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea. La Commissione informerà inoltre le parti interessate degli Stati EFTA firmatari dell’Accordo SEE, pubblicando una comunicazione nel Supplemento SEE della Gazzetta ufficiale dell’Unione europea e informerà l’Autorità di vigilanza EFTA inviandole copia della presente. Le parti interessate saranno invitate a presentare osservazioni entro un mese dalla data della suddetta pubblicazione.“

(1) Segreto d'affari

(2) L’azionista unico di GSE è il ministero dell’Economia e delle Finanze, che esercita i suoi diritti di azionista insieme al ministero dello Sviluppo economico.

(3) Si tratta di carbone sub-bituminoso con potere calorifico pari a circa 5 100 Kcal/kg, 15% polveri e 6% zolfo.

(4) Questa cifra si riferisce alla produzione lorda, che è depurata (vale a dire, trattata in modo da eliminarne le impurità) e risulta in una fornitura netta alla centrale elettrica di circa 800 kt/anno.

(5) Le altre emissioni riguardano: polveri per 232 000 kt/anno, SOx per 332 t/anno, NOx per 221 t/anno, particolato per 55 t/anno.

(6) Sono previsti i seguenti livelli di emissioni: 30 mg/Nm3 di SOx, 20 mg/Nm3 di NOx e 5 mg/Nm3 di polveri, che sono sostanzialmente inferiori ai limiti vigenti (cfr. anche nota 22).

(7) Come già indicato nella decisione C36/2008, nella nota a piè di pagina n.7, la Commissione constata che il DPR 28.1.1994 definisce, per i primi 8 anni di esercizio dell'impianto, un prezzo di cessione pari a 160 lire/kWh, mentre il prezzo definito dalla delibera CIP 6 era di 150 lire/kWh. Tuttavia, sembra che l'Italia applichi ora il valore aggiornato del prezzo definito dalla CIP 6 per i primi 8 anni di esercizio. Alla Commissione non è stata indicata alcuna base giuridica specifica né comunicata alcuna spiegazione a tale riguardo.

(8) Cfr. cause riunite C-261/01 e C-262/01, Van Claster e cause riunite C-34/01 e C-38/01, Enirisorse.

(9) Cfr. causa C-206/2006 – Essent, punto 40 e segg.

(10) Cfr. punto 3.5.3 della decisione N490/2000 – Italia - Costi non recuperabili.

(11) In cui API4 è il prezzo in USD/t del carbone consegnato a Rotterdam, ossia CIF ARA, PCIs è il potere calorifico inferiore del carbone Sulcis, ossia 20-21 Mj/kg, PCIo è il potere calorifico di riferimento dei carboni di alto rango, vale a dire 25 Mj/kg, c è un coefficiente correttivo pari a 0,07 che riduce il prezzo trasferito in proporzione al contenuto più elevato di zolfo e polveri di carbone del Sulcis, t è il costo del trasporto in $/t da Rotterdam alla Sardegna (Portovesme) aggiornato trimestralmente.

(12) Nello specifico, il bando include i tassi di redditività massima che possono essere raggiunti nel periodo dei 20 anni di incentivazione, la cui media è pari al […].

(13) Cfr. decreto legge “Ulteriori misure urgenti per la crescita del Paese”, pubblicato nella Gazzetta Ufficiale n. 245 del 19-10-2012 - Suppl. Ordinario n.194

(14) Le stime attualizzate del 2012, in base, inter alia, al prezzo del carbone pari a 65 $/t.

(15) Cfr. punto 1 delle premesse della direttiva 2005/89/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 18 gennaio 2006, concernente misure per la sicurezza dell'approvvigionamento di elettricità e per gli investimenti nelle infrastrutture.

(16) Decreto ministeriale del MICA del 7 agosto 2000.

(17) In particolare, la Commissione ha fatto riferimento ai casi precedenti (n. 74/2009, n. 190/2009, n381/2010) in cui si è ritenuto che il sostegno a progetti CCS costituisse un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE.

(18) Direttiva 2009/29/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 23 aprile 2009, che modifica la direttiva 2003/87/CE al fine di perfezionare ed estendere il sistema comunitario per lo scambio di quote di emissione di gas a effetto serra, GU L 140 del 5.6.2009, pag. 63.

(19) GU C 14 del 19.1.2008, pag. 6.

(20) Decisione della Commissione dell'1.12.2004, nel caso n. 490/2000 "Italia – Costi non recuperabili" e decisione della Commissione del 28.11.2007 nel caso C 36/a/2006 "Imprese Terni".

(21) GU L 336 del 21.12.2010, pag. 24.

(22) Il carbone di basso rango si caratterizza da un basso potere calorifico e un elevato tenore di zolfo, che richiede una tecnologia costosa per la riduzione delle emissioni. Diventerebbe pertanto antieconomico se fosse anche soggetto ai costi di trasporto su lunga distanza.

(23) Cfr. i relativi valori limite applicabili nell’allegato V (parte 2) della direttiva 2010/75/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 24 novembre 2010, relativa alle emissioni industriali GU L 334 del 17.12.2010, pag. 17.

(24) Cfr. la decisione della Commissione NN – 24/2010 – Italia – Compensazione per servizi di interrompibilità istantanea in Sardegna e in Sicilia, che riguardava un regime triennale, recentemente prorogato dalla Commissione fino alla fine del 2015 nel caso SA.35119 2012/N.

(25) Cfr. la decisione della Commissione n. 78/2010 – Estonia – aiuti per la remunerazione delle capacità di produzione di energia elettrica con scisto bituminoso, paragrafo 43 e seguenti.

(26) Cfr. articolo 8, comma 1) del D.P.R. 28.1.1994.

(27) GU C 158 del 5.6.2012, pag. 4.

(28) GU L 140 del 5.6.2009, pag. 114.