Source: https://eur-lex.europa.eu/legal-content/IT/TXT/HTML/?uri=OJ:C:2012:398:FULL&from=LV
Timestamp: 2019-07-16 05:36:16+00:00

Document:
Gazzetta ufficiale C 398/2012
Comunicazione della Commissione che modifica l'allegato della comunicazione della Commissione agli Stati membri sull’applicazione degli articoli 107 e 108 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea all’assicurazione del credito all’esportazione a breve termine ( 1 )
Decisione della Commissione, del 12 giugno 2012, relativa all’Aiuto di Stato SA.21918 (C 17/07) (ex NN 17/07) al quale la Francia ha dato esecuzione — Tariffe regolamentate dell’energia elettrica in Francia [notificata con il numero C(2012) 2559] ( 1 )
Invito a presentare proposte EAC/S01/13 — Programma Gioventù in azione 2007-2013
Notifica preventiva di una concentrazione (Caso COMP/M.6788 — Goldman Sachs/TPG/Barclays/Kew Green) — Caso ammissibile alla procedura semplificata ( 1 )
Notifica preventiva di una concentrazione (Caso COMP/M.6777 — Yazaki Europe/S-Y Systems Technologies Europe) — Caso ammissibile alla procedura semplificata ( 1 )
Comunicazione della Commissione che modifica l'allegato della comunicazione della Commissione agli Stati membri sull’applicazione degli articoli 107 e 108 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea all’assicurazione del credito all’esportazione a breve termine
La nuova comunicazione della Commissione agli Stati membri sull’applicazione degli articoli 107 e 108 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea all’assicurazione del credito all’esportazione a breve termine (1) (in appresso, la «comunicazione») indica al punto 13 che gli assicuratori statali (2) che hanno certi vantaggi rispetto agli assicuratori privati del credito non possono fornire assicurazione del credito all’esportazione a breve termine per i rischi assicurabili sul mercato. I «rischi assicurabili sul mercato» sono definiti al punto 9 come rischi commerciali e politici con durata massima inferiore a due anni, inerenti ad acquirenti pubblici e non pubblici nei paesi elencati nell'allegato della comunicazione.
Come conseguenza delle difficile situazione in Grecia, nel 2011 è stata constatata una mancanza di capacità di assicurazione o riassicurazione per coprire le esportazioni verso la Grecia. Ciò ha portato la Commissione a modificare la comunicazione della Commissione agli Stati membri, a norma dell’articolo 93, paragrafo 1, del trattato CE, sull’applicazione degli articoli 92 e 93 del trattato all’assicurazione del credito all’esportazione a breve termine, in vigore all'epoca, eliminando temporaneamente la Grecia dall'elenco dei paesi con rischi assicurabili sul mercato (3). Tale modifica arriva a scadenza il 31 dicembre 2012. Di conseguenza, dal 1o gennaio 2013 la Grecia sarebbe in linea di principio considerata come paese con rischi assicurabili sul mercato, poiché tutti gli Stati membri dell'UE sono inclusi nell''elenco dei paesi con rischi assicurabili sul mercato di cui all'allegato della nuova comunicazione, che entra il vigore il 1o gennaio 2013.
Tuttavia, la sezione 5.2. della comunicazione, che prevede una specifica procedura per la modifica dell’elenco dei paesi con rischi assicurabili sul mercato, è applicabile dalla data di adozione della comunicazione, ossia il 6 dicembre 2012. Data la difficile situazione della Grecia, la Commissione ha deciso di avvalersi di tale procedura per stabilire se l'attuale situazione di mercato giustifichi la scadenza dell'esclusione della Grecia dall'elenco dei paesi con rischi assicurabili sul mercato nel 2013, o se sia necessaria una proroga.
Nel determinare se la mancanza di sufficiente capacità assicurativa privata per coprire tutti i rischi economicamente giustificabili autorizzi la proroga dell’esclusione temporanea della Grecia dall’elenco dei paesi con rischi assicurabili sul mercato, la Commissione ha consultato gli Stati membri, gli assicuratori del credito privato e altri soggetti interessati e ha chiesto loro informazioni. Il 6 novembre 2012 ha pubblicato una richiesta di informazioni sulla disponibilità di assicurazione del credito all’esportazione a breve termine per le esportazioni verso la Grecia (4). Il termine per le risposte è scaduto il 23 novembre 2012. Sono pervenute 25 risposte da Stati membri, assicuratori privati ed esportatori.
Le informazioni prevenute alla Commissione indicano chiaramente che la capacità di assicurazione privata del credito all’esportazione per la Grecia continua ad essere insufficiente e che non si prevede la disponibilità di nessuna nuova capacità in un futuro prossimo. Il volume totale delle operazioni assicurate per i rischi greci è diminuito sensibilmente nel 2011/2012. Nuovi limiti di credito all’esportazione per i rischi greci sono difficilmente disponibili e i limiti esistenti sono stati ridotti o annullati. Al tempo stesso, come conseguenza della mancanza di disponibilità di assicurazione privata, gli assicuratori statali hanno registrato una domanda crescente di assicurazione del credito per le esportazioni verso la Grecia.
Dalla decisione presa dalla Commissione, nell’aprile 2012 (5), di escludere temporaneamente la Grecia dall’elenco dei paesi con rischi assicurabili sul mercato, la capacità privata si è andata ulteriormente assottigliando. Nessuna delle reazioni pervenute alla Commissione ha indicato la possibilità di avere nel 2013 una capacità privata sufficiente. L’analisi delle Commissione sulla mancanza di sufficiente capacità privata di assicurazione del credito all’esportazione per la Grecia, esposta in tale decisione, rimane valida.
Le prospettive economiche della Grecia sono state costantemente rivedute al ribasso dall’aprile scorso. Secondo il documento European Economic Forecast dell’autunno 2012, l’economia greca resta in profonda recessione ed è previsto che la contrazione della crescita economica continui nel 2013 (6). Il continuo deterioramento dell’ambiente economico si rispecchia nei rating del rischio sovrano (7). Le ripercussioni sulle imprese greche sono sensibili e le situazioni di insolvenza sono numerose (8). Si prevede che questa situazione continui nel 2013.
Per tali motivi, sulla base delle informazioni raccolte, la Commissione ha stabilito che manca una sufficiente capacità assicurativa privata per coprire tutti i rischi economicamente giustificabili e ha deciso di prorogare l’esclusione della Grecia dall’elenco dei paesi con rischi assicurabili sul mercato.
III. MODIFICA DELLA COMUNICAZIONE
La seguente modifica della comunicazione della Commissione agli Stati membri sull’applicazione degli articoli 107 e 108 del trattato sul funzionamento dell'Unione europea all’assicurazione del credito all’esportazione a breve termine si applica dal 1o gennaio 2013 al 31 dicembre 2013:
L'allegato è sostituito dal testo seguente:
«Elenco dei paesi con rischi assicurabili sul mercato
Tutti gli Stati membri ad eccezione della Grecia
(1) GU C 392 del 19.12.2012, pag. 1.
(2) Un «assicuratore statale» è definito come una società o altra organizzazione che eserciti un'attività di assicurazione del credito all'esportazione con il sostegno o per conto di uno Stato membro o uno Stato membro che eserciti una tale attività, vedi punto 9.
(3) GU C 117 del 21.4.2012, pag. 1.
(5) Cfr. nota 3.
(6) Commissione europea, European Economic Forecast — Autumn 2012, European Economy 7/2012, pag. 66.
(7) Ad esempio, Moody’s: C (il debitore è venuto meno ad una o più delle sue obbligazioni finanziarie, con o senza rating, alla scadenza), S&P: CCC, Fitch: CCC (il debitore è attualmente vulnerabile e il fatto che onori o meno i suoi impegni dipende da condizioni favorevoli sul piano economico).
(8) I casi di insolvenza delle imprese sono aumentati del 30 % di anno in anno nel 2010 e nel 2011 (Atradius country risk update, Greece, 10 luglio 2012) e se ne prevede un ulteriore aumento nel 2012 e 2013 (Euler Hermes Economic Outlook n. 1186).
Le seguenti informazioni sono portate all'attenzione delle persone e entità che figurano nell'allegato II della decisione 2010/413/PESC del Consiglio, modificata dalla decisione 2012/829/PESC del Consiglio (1), e nell'allegato IX del regolamento (UE) n. 267/2012 del Consiglio, attuato dal regolamento di esecuzione (UE) n. 1264/2012 del Consiglio (2), concernenti misure restrittive nei confronti dell'Iran.
Il Consiglio dell'Unione europea ha deciso che le persone ed entità che figurano nei suddetti allegati dovranno essere incluse nell'elenco delle persone ed entità che sono oggetto delle misure restrittive previste dalla decisione 2010/413/PESC e dal regolamento (UE) n. 267/2012 concernenti misure restrittive nei confronti dell'Iran. I motivi che hanno determinato la designazione di queste persone ed entità sono specificati alle pertinenti voci di tali allegati.
Si richiama l'attenzione delle persone e entità in questione sulla possibilità di presentare una richiesta alle autorità competenti dello Stato o degli Stati membri pertinenti, indicate nei siti web di cui all'allegato X del regolamento (UE) n. 267/2012, al fine di ottenere un'autorizzazione a utilizzare i fondi congelati per soddisfare bisogni fondamentali o per effettuare pagamenti specifici (cfr. articolo 26 del regolamento).
Le persone ed entità interessate possono presentare al Consiglio, unitamente ai documenti giustificativi, una richiesta volta ad ottenere il riesame della decisione che le include nell'elenco summenzionato al seguente indirizzo:
DG C Coordinamento
Si richiama inoltre l'attenzione delle persone ed entità interessate sulla possibilità di presentare ricorso contro la decisione del Consiglio dinanzi al Tribunale dell'Unione europea conformemente alle condizioni stabilite all'articolo 275, secondo comma, e all'articolo 263, quarto e sesto comma, del trattato sul funzionamento dell'Unione europea.
(1) GU L 356 del 22.12.2012, pag. 71.
(2) GU L 356 del 22.12.2012, pag. 55.
relativa all’Aiuto di Stato SA.21918 (C 17/07) (ex NN 17/07) al quale la Francia ha dato esecuzione — Tariffe regolamentate dell’energia elettrica in Francia
[notificata con il numero C(2012) 2559]
dopo aver invitato gli interessati a presentare osservazioni a norma dei suddetti articoli (2) e viste tali osservazioni,
Con lettera del 13 giugno 2007, la Commissione ha notificato alla Francia la decisione di avviare il procedimento ai sensi dell'articolo 88, paragrafo 2, del trattato CE in relazione alle «tariffe regolamentate di vendita dell’energia elettrica» (in prosieguo «tariffe standard») e delle «tariffe regolamentate transitorie di adeguamento del mercato» (in prosieguo «tariffe di ritorno»), entrambe nelle loro componenti gialla e verde, in merito alla loro applicazione successiva al 1o luglio 2004 ai clienti non civili diversi dalle piccole imprese. Le regole e le tariffe applicabili ai clienti residenziali e alle piccole imprese (tariffe «blu») non sono coperte dal presente procedimento.
La decisione della Commissione di avviare il procedimento d’indagine formale è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea (3). La Commissione ha invitato le parti interessate a presentare le proprie osservazioni sull’aiuto in oggetto.
La Commissione ha ricevuto diverse osservazioni in merito da parte delle parti interessate. Essa le ha trasmesse alla Francia dandole la possibilità di commentarle, e ha ricevuto i suoi commenti con lettera del 31 gennaio 2008.
Nell’ambito della sua indagine sulle misure in oggetto, la Commissione è venuta a conoscenza dell’articolo 166 della legge n. 2008-776 del 4 agosto 2008 (4), entrata in vigore il 6 agosto 2008. Tale misura ha modificato l’articolo 30-1 della legge n. 2004-803 del 9 agosto 2004 modificata (5), che ha istituito il sistema delle tariffe di ritorno.
Con lettera del 10 marzo 2009, la Commissione ha informato la Francia della sua decisione di estendere il campo di applicazione del procedimento d’indagine formale (6) al sistema delle tariffe di ritorno come risulta dalle modifiche introdotte dall’articolo 166 della legge n. 2008-776. La Commissione ha ritenuto infatti che il sistema delle tariffe di ritorno nelle componenti «verde» e «gialla», come modificato dall’articolo 166 della legge n. 2008-776, continuasse a comportare un aiuto di Stato in favore dei consumatori finali non residenziali diversi dalle piccole imprese, come avveniva anche prima della modifica.
La Francia ha presentato le sue osservazioni sull’estensione del procedimento il 16 aprile 2009, e i suoi commenti sulle osservazioni delle terze parti in data 21 ottobre 2009.
Il 15 settembre 2009, il Primo Ministro francese ha informato i Commissari responsabili della concorrenza e dell’energia degli impegni che la Francia era pronta ad assumere nell’ambito del presente procedimento. Con lettera di pari data, i Commissari responsabili hanno risposto.
Il 12 gennaio 2012, Il Primo Ministro francese ha informato i Commissari responsabili della concorrenza e dell’energia degli impegni supplementari che la Francia era disposta a prendere nell’ambito del presente procedimento. Con lettera di pari data, i Commissari responsabili hanno risposto.
La presente sezione descrive il dispositivo legislativo e regolamentare applicabile ai due sistemi di tariffe regolamentate oggetto del presente procedimento, le loro modalità di finanziamento e l’evoluzione delle tariffe rispetto ai riferimenti dei prezzi di mercato. Alla fine, tale evoluzione sarà ricollocata nel contesto specifico del mercato francese dell’energia elettrica e delle riforme strutturali messe in atto per renderlo più concorrenziale.
Nella presente decisione, le misure tariffarie oggetto del procedimento saranno descritte nei loro aspetti essenziali. Per quanto riguarda i dettagli e i riferimenti relativi alla pubblicazione dei testi regolamentari che li disciplinano, si rinvia alla decisione di avvio del procedimento d’indagine formale e alla decisione di estensione del procedimento.
Il funzionamento del settore dell’elettricità in Francia è disciplinato dalla legge n. 2000-108 del 10 febbraio 2000 relativa alla modernizzazione e allo sviluppo del servizio pubblico dell’elettricità (7).
In Francia, i consumatori finali d’elettricità possono acquistare la loro energia elettrica attraverso due canali principali, il «mercato libero» e il «mercato regolamentato».
Fino al 1o luglio 2007, coesistevano due categorie di consumatori finali: i clienti «idonei» e i clienti «non idonei». I clienti idonei sono coloro che beneficiano del diritto di stipulare un contratto di fornitura di elettricità con un fornitore di loro scelta a un prezzo liberamente fissato. In applicazione della direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio del 26 giugno 2003 relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE (8), tutti i clienti non civili (9) sono idonei dal 1o luglio 2004 e tutti i clienti residenziali lo sono dal 1o luglio 2007.
In Francia, ogni cliente idoneo è libero, per ciascuno dei propri siti di utenza, di esercitare o meno il diritto di stipulare un contratto di fornitura di elettricità a un prezzo liberamente fissato con un fornitore di sua scelta, che sia o meno un operatore storico già presente sul mercato francese prima della sua liberalizzazione. Il mercato libero riguarda i clienti idonei che si sono avvalsi della loro idoneità. Sul mercato libero, il prezzo finale pagato per l’elettricità consumata comprende una parte «fornitura» e una parte «reti». La parte «fornitura», destinata al fornitore, è il risultato di una libera negoziazione tra cliente e fornitore, e corrisponde ai costi di approvvigionamento e di commercializzazione più il suo margine di profitto. La parte «reti» corrisponde agli oneri d’instradamento dell’elettricità e di utilizzo delle reti (Tariffa di Utilizzazione delle Reti Pubbliche di Elettricità, in prosieguo «TURPE»). L’importo della parte «reti» è regolamentata dallo Stato e viene riversata ai gestori delle reti di trasporto e di distribuzione di energia elettrica.
Il mercato regolamentato riguarda i clienti idonei che hanno deciso di non avvalersi della loro idoneità. Sul mercato regolamentato, i consumatori finali beneficiano di un «servizio pubblico di elettricità». Il funzionamento di tale sistema e le condizioni di accesso al servizio pubblico di elettricità sono disciplinati dalla legge n. 2000-108 relativa alla modernizzazione e allo sviluppo del servizio pubblico dell’elettricità, in particolare dagli articoli 2, 4 e 22.
Sul mercato regolamentato, i consumatori finali acquistano la loro elettricità a un fornitore designato dallo Stato a prezzi regolamentati, vale a dire alle tariffe standard menzionate al considerando (1). Lo Stato designa i fornitori incaricati della distribuzione dell’energia elettrica nell’ambito del servizio pubblico dell’elettricità secondo le zone di competenza geografiche. Si tratta, per il 95 % circa del territorio francese, dell’azienda Electricité de France (in prosieguo «EDF»). Gli altri fornitori interessati sono generalmente noti con il nome di «distributori non nazionalizzati» o «aziende erogatrici locali». EDF possiede il proprio settore di produzione di elettricità. Le aziende erogatrici locali si approvvigionano il più delle volte di elettricità dalla EDF, a prezzi anch’essi regolamentati, denominati «tariffe di cessione di elettricità ai distributori non nazionalizzati».
L'articolo 66 della legge n. 2005-781 del 13 luglio 2005 di programma che stabilisce gli orientamenti in materia di politica energetica (10) ha dato ad ogni cliente idoneo il diritto di beneficiare di una fornitura di elettricità a tariffe standard per qualsiasi sito di utenza esistente per il quale tale cliente o altra persona non si erano avvalsi in precedenza dell’idoneità.
Questo articolo ha accordato lo stesso diritto ai clienti idonei per i loro nuovi siti di utenza, sempreché questi ultimi siano allacciati alle reti di distribuzione o di trasporto dell’energia elettrica da prima del 31 dicembre 2007.
Nel 2007, il termine entro il quale i siti di utenza recentemente allacciati alle reti di distribuzione o di trasporto dell’elettricità possono essere oggetto di un diritto alla fornitura di energia elettrica alle tariffe standard è stato prorogato al 1o luglio 2010. L'obbligo di fornitura elettrica alle tariffe standard ai clienti che ne beneficiano ricade su EDF e sulle aziende erogatrici locali, secondo la zona geografica nella quale è situato il sito di utenza in questione.
L'articolo 66 della legge n. 2005-781 è stato successivamente modificato. Nella sua versione risultante dalle modifiche apportate dalla legge n. 2008-66 del 21 gennaio 2008 relativa alle tariffe regolamentate dell’energia elettrica e del gas naturale (11), esso estende il beneficio di una fornitura di elettricità alle tariffe standard:
ad ogni consumatore finale per il consumo relativo a un sito di utenza per il quale non era stata esercitata l’idoneità, che si tratti del consumatore stesso o di un’altra persona;
ad ogni consumatore finale domestico (residenziale), per il consumo relativo a un sito di utenza per il quale non si era avvalso dell'idoneità, a condizione di farne domanda entro il 1o luglio 2010;
ad ogni consumatore finale domestico per il consumo relativo a un sito di utenza per il quale si è avvalso dell'idoneità da oltre sei mesi, a condizione di farne domanda entro il 1o luglio 2010;
ad ogni consumatore finale non domestico che abbia sottoscritto una potenza elettrica pari o inferiore a 36 kilovoltampere per il consumo relativo a un sito di utenza per il quale egli stesso non si è avvalso della propria idoneità, a condizione di farne domanda entro il 1o luglio 2010.
Il dispositivo legislativo e regolamentare applicabile prevede che le tariffe standard siano definite in funzione di categorie basate sulle caratteristiche intrinseche delle forniture, in funzione dei costi di tali forniture. Inoltre, le decisioni relative alle tariffe standard sono prese congiuntamente dai ministri dell’economia e dell’energia, su parere della Commissione di regolamentazione per il settore dell’energia (in prosieguo «la CRE») basato sull’analisi dei costi tecnici e della contabilità generale degli operatori. L'evoluzione delle tariffe standard viene stabilita ogni anno e deve tradurre la variazione del costo di produzione dell’elettricità, costituito dai costi d’investimento e di gestione del parco di produzione e delle reti di trasporto e di distribuzione, come pure dai costi per il combustibile. La tariffazione dell’elettricità deve rispecchiare i costi di produzione e di messa a disposizione di tale energia agli utenti.
Le tariffe standard sono prezzi integrati che includono il prezzo della fornitura di energia elettrica come pure di tutti i costi d’instradamento e di utilizzo delle reti. Sono segmentate per categorie di utenti, denominate «opzioni tariffarie». Le opzioni tariffarie sono funzioni di parametri come la potenza di allaccio, la durata di utilizzo o la facoltà di recesso dell’utente. Alcuni clienti possono essere coperti da diverse opzioni tariffarie e devono allora scegliere tra queste.
Le opzioni tariffarie sono raggruppate in tre grandi categorie, chiamate tariffe «blu», «gialle» e «verdi». Tra il 2009 e il 2011, le tariffe gialle e le tariffe verdi sono state applicate rispettivamente a circa 300 000 e 100 000 siti di utenza:
le tariffe blu sono applicate ai siti di utenza la cui potenza sottoscritta è pari o inferiore a 36 kilovoltampere. Queste tariffe, non coperte dal presente procedimento, corrispondono generalmente ai clienti residenziali e ai piccoli siti di utenza dei clienti non residenziali,
le tariffe gialle si applicano ai siti di utenza la cui potenza sottoscritta è compresa tra i 36 e i 250 kilovoltampere. Queste tariffe corrispondono generalmente a siti di utenza di medie dimensioni di clienti non residenziali,
le tariffe verdi si applicano ai siti di utenza la cui potenza sottoscritta è superiore ai 250 kilovoltampere, e che sono allacciati sia a una rete di distribuzione, sia direttamente alla rete di trasporto. Tali tariffe corrispondono in generale a siti di utenza di grandi dimensioni di clienti non residenziali (12).
L'articolo 15, paragrafo V, e l'articolo 16 della legge n. 2006-1537 del 7 dicembre 2006 relativa al settore dell’energia (13) hanno modificato questo stato di fatto introducendo il sistema delle tariffe di ritorno (14). Tale sistema permette ai consumatori finali riforniti sul mercato libero di beneficiare nuovamente di un prezzo regolamentato, a determinate condizioni.
Nella sua versione iniziale, applicabile tra il 2004 e il 2008, il sistema delle tariffe di ritorno permetteva ad ogni consumatore finale che si riforniva sul mercato libero di chiedere al proprio fornitore di elettricità la sostituzione della clausola relativa al prezzo del contratto di fornitura con una «tariffa di ritorno», fissata dallo Stato, e questo per un periodo di due anni a partire dalla sua domanda, mentre le altre clausole del contratto rimanevano immutate (15). Per beneficiare della tariffa di ritorno, un consumatore finale doveva averne fatto richiesta scritta al suo fornitore prima del 1o luglio 2007.
D’altro canto, l'articolo 30-1 della legge n. 2004-803 prevede che la tariffa di ritorno «si applichi di pieno diritto ai contratti in vigore a partire dalla data in cui la domanda è formulata» e che «si applicchi anche ai contratti stipulati successivamente alla domanda scritta di cui al primo comma del presente I, compresi quelli con altro fornitore.» Così, se il contratto di fornitura di un consumatore finale che aveva chiesto di beneficiare della tariffa di ritorno giungeva a scadenza nel corso dei due anni successivi alla domanda iniziale, il consumatore poteva chiedere a qualsiasi fornitore di energia elettrica che accettava di stipulare un contratto con lui, di vedersi applicare la tariffa di ritorno fino alla fine di tale periodo di due anni.
Dalle disposizioni che regolavano il sistema delle tariffe di ritorno, conseguiva che:
ogni consumatore finale che non aveva chiesto di beneficiare del sistema delle tariffe di ritorno per un dato sito di utenza prima del 1o luglio 2007 non poteva più beneficiare di tale sistema per lo stesso sito dopo la data del 1o luglio 2007;
Nessun altro consumatore finale poteva beneficiare del sistema delle tariffe di ritorno dopo il 1o luglio 2009.
Come le tariffe standard, le tariffe di ritorno sono dei prezzi integrati che comprendono il prezzo della fornitura di energia e tutti i costi d’instradamento e di utilizzo delle reti di trasporto e di distribuzione. La tariffa di ritorno non può superare il 25 % della tariffa standard applicabile a un sito di utenza che abbia le stesse caratteristiche.
I livelli delle tariffe di ritorno sono stabiliti con decreto ministeriale, in riferimento al livello della tariffa standard che sarebbe applicabile a un consumatore che presenti le stesse caratteristiche e che non si sia avvalso della sua idoneità. Ne consegue che le tariffe di ritorno seguono l’evoluzione delle tariffe standard. Il decreto del 3 gennaio 2007 che fissa il livello della tariffa regolamentata transitoria di adeguamento al mercato (16) stabilisce i seguenti valori relativi:
per la tariffa gialla, il 20 % in più della tariffa standard,
per la tariffa verde, il 23 % in più della tariffa standard.
Ai sensi dell’articolo 30-2 della legge n. 2004-803, i fornitori di energia elettrica che riforniscono alcuni loro clienti alla tariffa di ritorno, a seguito della domanda presentata da questi ultimi, e che dimostrano che non possono produrre né acquistare le quantità di elettricità necessarie alla fornitura di detti clienti a un prezzo inferiore alla parte «fornitura» della tariffa di ritorno, beneficiano di una compensazione. Tale compensazione copre la differenza tra, da una parte, il costo di produzione del fornitore in questione o il prezzo al quale si rifornisce sul mercato all’ingrosso, preso in considerazione nel limite di un massimale che gli è specifico e che è determinato secondo regole previste da un decreto ministeriale, e dall’altra, le entrate corrispondenti alle forniture in questione. Se del caso, il costo della produzione di un fornitore è valutato prendendo in considerazione il costo della produzione delle «sociètà collegate» a tale fornitore aventi sede nel territorio nazionale. Gli oneri compensati sono calcolati sulla base di una contabilità tenuta dai fornitori secondo delle regole stabilite dalla CRE. Tale compatibilità è controllata a loro spese e la CRE può farla verificare da un organo indipendente di sua scelta.
Le regole dettagliate che disciplinano il sistema di compensazione sono stabilite dal decreto n. 2007-689 del 4 maggio 2007 relativo alla compensazione dei costi della tariffa regolamentata transitoria di adeguamento al mercato (17). Il massimale menzionato al considerando (30) è calcolato in riferimento ai prezzi osservati sul mercato all’ingrosso francese in modo, secondo le autorità francesi, da evitare le speculazioni e gli abusi. Il massimale risultava inizialmente da una formula di calcolo determinata da un decreto ministeriale del 4 maggio 2007. Tale formula definiva il massimale come una combinazione di medie di prezzi osservati sulla principale borsa francese dell’elettricità (Powernext) per i contratti a termine standardizzati annuali, trimestrali, mensili e giornalieri di base e di picco (18). Essa permetteva soltanto un adeguamento marginale del tetto massimo alle specificità di ciascun fornitore interessato. La formula è stata modificata da un decreto ministeriale del 22 dicembre 2008, che l’ha affinata in modo da tenere meglio conto, nel calcolo del massimale, dell’esistenza di differenze tra i costi di produzione, in funzione del profilo di consumo dei suoi clienti riforniti secondo la tariffa di ritorno.
Dal decreto n. 2007-689 modificato risulta che, se un fornitore dispone, direttamente o tramite società collegate, di mezzi di produzione in Francia che coprono l’intero consumo dei suoi clienti finali, e il suo costo di produzione è inferiore ai prezzi del mercato all’ingrosso francese, i costi oggetto di una compensazione sono definiti in riferimento a tali costi di produzione e non rispetto ai prezzi osservati sul mercato all’ingrosso. Inoltre, se tali costi sono inferiori alla parte «fornitura» delle tariffe di ritorno, il fornitore in questione non beneficia di alcuna compensazione. È il caso di EDF, che rifornisce la maggior parte dei volumi di energia elettrica nell’ambito del sistema delle tariffe di ritorno sul mercato libero, e che dispone d’importanti capacità di produzione nucleare e idroelettrica il cui costo di produzione è inferiore alla parte «fornitura» delle tariffe di ritorno.
Nella misura in cui un fornitore non dispone, direttamente o tramite società collegate, di mezzi di produzione in Francia che coprano l’intero consumo dei suoi clienti finali, la compensazione che gli viene versata è determinata, nel limite del massimale menzionato al considerando (30), sulla base dei prezzi rilevati sul mercato all’ingrosso, delle quantità di energia elettrica vendute ai clienti finali localizzati in Francia, dei costi di produzione connessi ai mezzi di produzione di cui dispone tale fornitore in Francia, direttamente o tramite società collegate, e della parte delle quantità vendute che è stata prodotta con tali mezzi di produzione.
D’altro canto, anche i costi di commercializzazione connessi alla fornitura alla tariffa di ritorno, dedotte le entrate connesse a tale fornitura, sono presi in considerazione nel calcolo della compensazione. Infine, le disposizioni legislative e regolamentari che disciplinano il meccanismo di compensazione non prevedono margini di profitto per i fornitori oggetto di compensazione.
La compensazione è finanziata dal prodotto di due contributi obbligatori:
una parte del «contributo al servizio pubblico dell’elettricità», onere pagabile da tutti i clienti e stabilito dall’articolo 5, paragrafo I, della legge n. 2000-108. Questa parte è limitata a un importo di 0,55 EUR/MWh prelevato sulla base del contributo al servizio pubblico dell’elettricità (19). Essa è inoltre limitata dal fatto che, ai sensi della legge n. 2000-108, non può rendere l’importo totale del contributo al servizio pubblico dell’elettricità superiore a quello applicabile il 9 dicembre 2006, vale a dire 4,5 EUR/MWh. La legge finanziaria per il 2011 prevede d’ora in poi che il contributo al servizio pubblico dell’elettricità così come proposto dalla CRE si applichi tuttavia nel limite di un aumento di 3 EUR/MWh rispetto all’anno precedente,
un contributo dovuto dai produttori di elettricità che gestiscono impianti di una potenza installata totale di oltre 2 gigawatt. Tale contributo è basato sulla loro produzione di elettricità di origine nucleare e idroelettrica dell’anno precedente. Inizialmente limitato a 1,3 EUR per MWh prodotto da impianti di origine nucleare e idroelettrica della capacità di oltre 2 gigawatt, il contributo è stato limitato a 3 EUR/MWh nel 2008.
La legge prevede che il prodotto dei due contributi obbligatori venga riscosso dalla Caisse des dépôts et consignations. L’importo della compensazione a cui ha diritto ogni fornitore interessato viene calcolato dalla CRE sulla base delle dichiarazioni che gli fanno pervenire detti fornitori. La CRE trasmette il risultato di tali calcoli alla Caisse des dépôts et consignations che procede ai versamenti corrispondenti.
Nel caso in cui i due contributi obbligatori non bastino a pagare tutte le compensazioni per un dato anno, la rimanenza da incassare viene aggiunta all’importo dei costi da prelevare l’anno successivo. In tal modo gli oneri da coprire nel 2011 sono composti dagli oneri preventivati per il 2011 di 3,4 miliardi di EUR e dalla regolarizzazione del 2009 di 1,4 miliardi di EUR, per un totale di 4,8 miliardi di EUR. Per poter compensare integralmente tali oneri, il contributo al servizio pubblico dell’elettricità sarebbe dovuto ammontare nel 2011 a 12,9 EUR/MWh, di cui 9,3 EUR/MWh per coprire gli oneri per il 2011 e 3,6 EUR/MWh per finanziare la regolarizzazione del 2009. Il contributo al servizio pubblico dell’elettricità è stato tuttavia fissato nel 2011 a 7,5 EUR/MWh, generando un deficit preventivo di compensazione di EDF per il 2011 di 2 miliardi di EUR, al quale si aggiunge quello del 2010 stimato a 1 miliardo di EUR.
L'articolo 166 della legge n. 2008-776 ha modificato l'articolo 30-1 della legge n. 2004-803, che permette ad ogni consumatore finale il cui sito di utenza era già rifornito di elettricità nell’ambito del sistema tariffario di ritorno, di continuare a beneficiare delle tariffe di ritorno per tale sito fino al 30 giugno 2010, mentre inizialmente il consumatore finale non poteva beneficiarne se non per un periodo di due anni da concludersi al più tardi il 30 giugno 2009.
D’altro canto, l’articolo 166 della legge n. 2008-776 permetteva ad ogni consumatore finale di presentare una domanda, fino al 30 giugno 2010, mentre prima le domande miranti a beneficiare del sistema delle tariffe di ritorno non erano più ammissibili dal 1o luglio 2007.
D’altra parte, esso prevedeva che un consumatore finale che aveva rinunciato al beneficio delle tariffe di ritorno per l’approvvigionamento di un sito, non poteva più chiedere di beneficiarne nuovamente per l’approvvigionamento di detto sito.
Infine, prevedeva che nessun consumatore finale potesse beneficiare del sistema delle tariffe di ritorno dopo il 30 giugno 2010.
Dal 1o gennaio 2004, le tariffe standard e, dal 2006, le tariffe di ritorno, sono state revisionate annualmente mediante decreti ministeriali. La struttura del sistema tariffario, cioè tutte le opzioni e versioni tariffarie proposte ai vari consumatori finali in funzione della loro potenza di allaccio e dei loro profili di consumo, è rimasta sostanzialmente invariata dal 2004. Le varie revisioni del livello delle tariffe standard e di ritorno hanno preso la forma di un aumento medio definito specificamente per ciascuna delle grandi categorie di opzioni tariffarie ed articolato in seguito per ogni opzione e versione tariffaria.
Tariffe standard e di ritorno (EUR/MWh tasse escluse) dal 1o gennaio 2004 al 1o gennaio 2012 (20)
Tariffa standard gialla
Tariffa standard verde
Tariffa di ritorno gialla
Tariffa di ritorno verde
Sul mercato libero, i prezzi sono stati più o meno stabili tra i 30 e i 35 EUR/MWh per l’anno 2004, poi sono aumentati regolarmente nel 2005 per raggiungere oltre i 50 EUR/MWh alla fine dell’anno 2005. Durante il 2006, i prezzi hanno oscillato tra i 50 e i 60 EUR/MWh con una media di circa 55 EUR/MWh. Fino al 7 dicembre 2006, sul mercato libero, i prezzi potevano evolversi indipendentemente dal livello delle tariffe standard, nella misura in cui un consumatore finale approvvigionato sul mercato libero non poteva tornare sul mercato regolamentato se il prezzo che otteneva sul mercato libero era superiore alle tariffe standard.
Secondo le indicazioni fornite dalla CRE (21), appare evidente che i prezzi dei contratti a termine sul mercato all’ingrosso oscillano molto di più delle tariffe di ritorno ed erano nettamente superiori alla parte «fornitura» delle tariffe di ritorno verdi e gialle nel corso dei tre primi trimestri dell’anno 2008. I prezzi dei contratti annuali di base per il 2009 ammontavano a 85,6 EUR/MWh al 30 settembre 2008. I prezzi dei contratti annuali di picco per il 2009 ammontavano a quasi 120 EUR/MWh alla stessa data. Le autorità francesi hanno indicato che nel corso del primo semestre dell’anno 2008, i prezzi dei contratti annuali di base su Powernext sono passati da 60 a 80 EUR/MWh passando da un massimo di oltre 90 EUR/MWh.
Nel 2009, i prezzi dell’elettricità sono diminuiti come conseguenza della congiuntura economica sfavorevole e della diminuzione del prezzo dei combustibili fossili. La CRE, nel suo rapporto sul funzionamento del mercato del 21 dicembre 2009 (22), affermava che i prodotti a termine hanno visto una diminuzione dal 2008 dell’ordine del 50 %. Al 30 giugno 2009, i prezzi del contratto annuale di fornitura di base per il 2010, a meno di 60 EUR/MWh, sono tornati ai livelli di valutazione dell’inizio del 2007. Questa tendenza si ritrova su tutti i prodotti a termine, compresi i prodotti mensili e trimestrali.
Questi prezzi di mercato sono prezzi di fornitura, cioè senza i costi d’instradamento e di utilizzazione della rete. Per poterli comparare alle tariffe, che sono prezzi integrati, è opportuno estrapolare da queste ultime la parte corrispondente all’instradamento e all’utilizzazione della rete, per conservarne solo la parte corrispondente alla fornitura d’energia. Secondo la Camera di commercio e industria di Parigi, i costi d’instradamento e di utilizzazione dell’elettricità fornita rappresenterebbero tra il 30 % e oltre il 50 % del prezzo totale dell’elettricità a seconda della potenza sottoscritta e della tensione di allaccio (23). La società POWEO ritiene che la parte dei costi d’instradamento sia circa il 45 % della tariffa per un cliente professionale (24).
Tenuto conto di quanto precede e della decisione di avvio del procedimento, la tabella 2 presenta l’evoluzione del valore della parte «fornitura» delle tariffe standard e di ritorno, cioè, dedotta la parte dei costi d’instradamento e di utilizzazione della rete sul prezzo totale dell’elettricità nelle tariffe tra gennaio 2004 e gennaio 2012. Per valutare l’esistenza di un eventuale vantaggio economico per i beneficiari delle tariffe in questione, è opportuno comparare la parte «fornitura» ai prezzi di mercato disponibili nel corso del periodo così come descritti ai considerandi da (43) a (45), comparazione che sarà oggetto dei considerandi (109) e (110).
Parte «fornitura» delle tariffe standard e di ritorno (EUR/MWh tasse escluse) dal 1o gennaio 2004 al 1o gennaio 2012 (25)
Parte «fornitura» della tariffa gialla
Parte «fornitura» della tariffa verde
Parte «fornitura» della tariffa di ritorno gialla
Parte «fornitura» della tariffa di ritorno verde
Il mercato francese dell’elettricità presenta caratteristiche specifiche in seno all’Unione. Una sola impresa, EDF, detiene l’87 % delle capacità di produzione elettrica in Francia continentale e metropolitana, per tutte le fonti, principalmente nucleare e idroelettrica (26). Di conseguenza, EDF (o, in minima misura, le imprese locali di distribuzione) conserva in Francia una parte di mercato che supera l’85 % e rimane predominante in tutti i segmenti di clientela, che si tratti di privati, di piccole e medie imprese o di grandi clienti. Così, secondo l’osservatorio dei mercati della CRE del 3o trimestre 2011, soltanto il 7 % dei siti (e il 35 % del consumo totale) sono in offerta di mercato (il 18 % per i grandi siti non residenziali, il 15 % per i piccoli siti non residenziali e dal 5 al 6 % per gli altri siti), mentre il rimanente 93 % è in offerta alle tariffe regolamentate. La grandissima maggioranza dei siti che beneficiano delle tariffe regolamentate sono clienti di EDF.
In particolare, EDF assicura interamente la produzione di elettricità di origine nucleare, che rappresenta stabilmente oltre il 75 % del totale dell’elettricità prodotta in Francia, in virtù del suo parco di centrali nucleari. D’altro canto EDF sfrutta le principali concessioni di elettricità di origine idroelettrica, mentre lo sviluppo di nuove capacità idroelettriche si scontra con dei limiti naturali. Il parco di produzione di centrali nucleari costruito prima della liberalizzazione dei mercati a livello dell’Unione è molto standardizzato (essenzialmente una sola tecnologia per fasce corrispondenti alle varie potenze installate: da 900 a 1 600 MW) — e quindi propizio alle economie di scala nell’ambito della manutenzione, degli investimenti, della formazione e dell’assegnazione di personale ecc. — e in gran parte ammortizzato a costi di produzione medi molto inferiori a quelli delle altre tecnologie classiche.
In effetti, l'elettricità di origine nucleare possiede una struttura di costi totali caratterizzata dall’importanza dei costi fissi (l’ammortamento delle centrali, i costi di ritrattamento e stoccaggio dei rifiuti, i costi per lo smantellamento) e dalla debolezza relativa dei costi variabili (soprattutto il combustibile). A titolo illustrativo, i costi totali dell’elettricità prodotta in Europa dal gas naturale (68 EUR/MWe) e dal carbone (61 EUR/MWe) sono superiori del 76 % e del 59 % rispettivamente a quelli dell’elettricità di origine nucleare (39 EUR/MWe). Inoltre, i costi variabili del combustibile sono più determinanti ancora dei costi totali per la formazione dei prezzi sul mercato all’ingrosso a partire dal costo marginale dell’elettricità. Tali costi variabili rappresentano in media il 28 % dei costi totali rispettivi per le centrali a carbone, il 70 % per le centrali a gas e il 16 % soltanto per il ciclo del combustibile nucleare (27).
Così, per quanto riguarda il mercato francese, la CRE ha stimato nel 2011 che il prezzo in grado di remunerare le condizioni economiche di gestione a lungo termine del parco nucleare di EDF si attesterebbe tra i 36 e i 39 EUR/MWh, mentre gli oneri operativi a 25 EUR/MWh (28). Il fatto di disporre di elettricità di origine nucleare con un simile differenziale di costi marginali dà a EDF un vantaggio molto significativo rispetto a un concorrente che produce elettricità di origine termica o rinnovabile.
A causa dell’interconnessione con gli Stati membri vicini, il prezzo all’ingrosso dell’elettricità in Francia è fissato a livello regionale («piattaforma» Francia/Germania/Benelux). Esso viene in massima parte determinato a un livello superiore a quello dell’energia di origine nucleare, a causa del costo di funzionamento di centrali a gas e a carbone, dando un vantaggio concorrenziale al nucleare, sotto forma di rendita nella determinazione dei prezzi. Nessun concorrente reale o potenziale beneficia di simili condizioni e non potrebbe, prima di diversi decenni, dotarsi di un parco di produzione a basso costo che rappresenti una frazione significativa del parco costituito dalle centrali nucleari e idroelettriche di EDF.
Tenuto conto di tale situazione, il 15 settembre 2009, il Primo Ministro francese da una parte, e i Commissari alla concorrenza e all’energia dall’altra, hanno proceduto a uno scambio di lettere riguardanti i principi di un progetto di riforma del mercato dell’elettricità francese prevedendo nello specifico:
la rapida scomparsa delle tariffe di ritorno e quella, più progressiva, delle tariffe regolamentate per le grandi e medie imprese con l’obiettivo della scomparsa completa per il 2015;
un dispositivo «di accesso regolato all’energia nucleare storica» consistente nell’obbligare EDF a vendere a un prezzo regolamentato, basato sui costi, una parte della sua produzione di elettricità di origine nucleare (dell'ordine del 25 %, con un tetto massimo di 100 TWh) ai suoi concorrenti sul mercato al dettaglio dell’elettricità, al fine di stimolare la concorrenza su tale mercato. I concorrenti di EDF sarebbero quindi in grado di presentare offerte a prezzi comparabili a quelli che può proporre EDF, che dovrebbe consentire una concorrenza effettiva e fendere superfluo il mantenimento di tariffe regolamentate.
Allo scopo di concretizzare gli impegni assunti dalla Francia, il governo francese ha nominato una commissione di esperti, presieduta da Paul Champsaur, incaricata di formulare proposte di organizzazione del mercato dell’elettricità. Le sue proposte hanno posto le fondamenta della legge n. 2010-1488 relativa a una nuova organizzazione del mercato dell’elettricità, votata il 7 dicembre 2010 (29), e del suo decreto applicativo n. 2011-466 del 28 aprile 2011 (30).
La legge n. 2010-1488 precisa che le tariffe di ritorno scompariranno il 1o luglio 2011, mentre le tariffe standard gialla e verde dovranno scomparire nel 2015. La legge n. 2010-1488 ha inoltre modificato la legge n. 2000-108 del 10 febbraio 2000 relativa alla modernizzazione e allo sviluppo del servizio pubblico dell’elettricità introducendo l’articolo 4-1, il quale prevede che a partire dal 1o luglio 2011, e per una durata di 15 anni, i fornitori alternativi di elettricità hanno un diritto di accesso regolato all’energia nucleare storica per un volume totale che non può oltrepassare i 100 TWh, cioè il 25 % della produzione del parco nucleare storico. Il prezzo dell’accesso regolato all’energia nucleare storica è fissato in un primo momento dal governo, previo avviso della CRE. Il paragrafo VII dell’articolo 4-1, dispone che allo scopo di assicurare un’equa remunerazione a EDF, il prezzo deve essere rappresentativo delle condizioni economiche della produzione di elettricità delle sue centrali nucleari per la durata del dispositivo. Il prezzo dell’accesso regolato all’energia nucleare storica deve tener conto dei seguenti elementi:
una remunerazione dei capitali che tenga conto della natura dell’attività;
i costi degli investimenti per la manutenzione o necessari all’estensione della durata dell’autorizzazione di gestione;
i costi preventivi connessi agli oneri nucleari a lungo termine.
Il prezzo dell’accesso regolato all’energia nucleare storica è stato fissato mediante decreto del Ministro dell’Energia nel maggio 2011 a 40 EUR/MWh a partire dal 1o luglio 2011, in modo che un consumatore che beneficia della tariffa di ritorno al 30 giugno 2011 possa vedersi proporre un’offerta di mercato basata sul prezzo di accesso (all’ingrosso) allo stesso livello di quello al dettaglio. Con distinto decreto, il prezzo dell’accesso regolato all’energia nucleare storica per il 2012 è stato fissato a 42 EUR/MWh (31). Il governo ha indicato che il livello di prezzo fissato per il 2011 era motivato dalla necessità di garantire una continuità, a livello dei prezzi all’ingrosso, con la tariffa di ritorno. Per il 2012, il governo ha giustificato il livello di prezzi con la presa in considerazione anticipata degli investimenti indispensabili al rafforzamento della sicurezza delle centrali nucleari dopo l’incidente di Fukushima.
A partire dall’8 dicembre 2013, il prezzo dell’accesso regolato all’energia nucleare storica sarà stabilito dalla CRE. Un decreto del Consiglio di Stato dovrà precisare le condizioni alle quali sono fissati i prezzi d’accesso da parte della CRE.
Il primo periodo di consegna ad accesso regolato all’energia nucleare storica è cominciato il 1o luglio 2011. Trentadue fornitori hanno firmato un accordo quadro con EDF, e dovrebbero essere consegnati 61,3 TWh di accesso regolato all’energia nucleare storica tra il 1o luglio 2011 e il 30 giugno 2012. Per il 2011, è stato attribuito un volume dell’84,4 % di accesso regolato all’energia nucleare storica ai fornitori concorrenti di EDF. Questo volume rappresenta la parte di produzione nucleare storica nel consumo totale degli utenti finali in Francia metropolitana.
Nel gennaio 2012, un nuovo scambio di lettere tra il Primo Ministro francese, da una parte, e i Commissari alla concorrenza e all’energia, dall’altra, ha precisato gli impegni della Francia su due punti supplementari:
le decisioni prese dopo l’estate 2012 sulle tariffe regolamentate permetteranno di ridurre, rispetto al 2012 e in seguito ogni anno rispetto al precedente, lo scostamento tra la somma dei costi e la tariffa regolamentata;
il livello di prezzo dell’accesso regolato all’energia nucleare storica non si evolverà fintanto che il decreto che stabilisce il metodo di calcolo del prezzo dell’accesso regolato all’energia nucleare storica non sarà entrato in vigore, dato che la pubblicazione del decreto è prevista al massimo per il 7 dicembre 2013.
III. RESOCONTO DELLE PERPLESSITÀ ESPRESSE DALLA COMMISSIONE NELLE SUE DECISIONI DI AVVIO E DI ESTENSIONE DEL PROCEDIMENTO
Nelle sue decisioni di avvio e di estensione del procedimento di indagine, la Commissione aveva ritenuto che le tariffe standard regolamentate verdi e gialla, nonché le tariffe di ritorno, fossero imputabili allo Stato francese, perché erano state istituite e rivedute mediante atti legislativi o regolamentari emananti da esso. Tali tariffe ponevano in gioco delle risorse sotto il controllo dello Stato, sia nel caso di risorse EDF, sotto il controllo dello Stato, sia nel caso di contributi specifici sotto il controllo di un ente, la Caisse des dépôts et des consignations, designata dallo Stato.
Dato che le tariffe regolamentate conferivano un vantaggio economico rispetto ai prezzi del mercato a vantaggio alle imprese approvvigionate di elettricità a queste tariffe e presenti in tutti i settori dell’economia aperti alla concorrenza e agli scambi tra gli Stati membri, le tariffe apparivano assimilabili a regimi di aiuto in grado di falsare la concorrenza e incidere sugli scambi tra gli Stati membri ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE.
In tali decisioni, la Commissione aveva inoltre espresso perplessità relative alla compatibilità delle tariffe standard e delle tariffe di ritorno con il mercato interno.
Essa ha ritenuto in particolare che non trovassero applicazione le deroghe previste all’articolo 107, paragrafo 2, del TFUE, dato che gli aiuti non vengono concessi ai singoli consumatori, non sono destinati a ovviare ai danni arrecati dalle calamità naturali oppure da altri eventi eccezionali, ne sono concessi all'economia di determinate regioni della Repubblica federale di Germania che risentono della divisione della Germania.
Non sembrano trovare applicazione neanche le deroghe previste all’articolo 107, paragrafo 3, lettere a), b) e d) del TFUE. Infatti, salvo circostanze eccezionali, che non sembrano verificarsi in questo caso, l'articolo 107, paragrafo 3, lettera a), non autorizza aiuti al funzionamento. Inoltre, gli aiuti non sono destinati a promuovere la realizzazione di un progetto importante di interesse comune europeo oppure a porre rimedio a un grave turbamento dell'economia di uno Stato membro, né sono destinati a promuovere la cultura e la conservazione del patrimonio.
L'articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE, prevede la possibilità di autorizzare 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. La Commissione ha rilevato che gli aiuti in oggetto non potevano essere autorizzati alla luce degli orientamenti e delle discipline che spiegano l’applicazione delle disposizioni di tale articolo.
La Commissione ha inoltre espresso perplessità rispetto al fatto che tali tariffe, applicabili alle medie e grandi imprese, potessero costituire una compensazione per la prestazione di un servizio di interesse economico generale ai sensi dell’articolo 106, paragrafo 2, del TFUE.
Nella sua decisione di estensione del procedimento, la Commissione ha ritenuto che le perplessità espresse nella sua decisione di avvio del 2007 rispetto alla compatibilità dell’elemento di aiuto di Stato che comportava inizialmente il sistema delle tariffe di ritorno con il mercato interno valevano anche per l’elemento di aiuto che comporta questo sistema di tariffe di ritorno, così come modificato dall’articolo 166 della legge n. 2008-776.
IV. OSSERVAZIONI DEGLI INTERESSATI
Diversi fornitori e clienti interessati hanno trasmesso le loro osservazioni alla Commissione.
Poweo, con lettera del 14 agosto 2007, mostra di condividere l’analisi della Commissione relativamente all’esistenza di aiuto di Stato. Riguardo all’esistenza di un vantaggio, l’impresa conferma che le tariffe standard costituiscono un vantaggio per quanto riguarda le condizioni di approvvigionamento sul mercato all’ingrosso, sia rispetto alla tariffa di ritorno sia alle offerte commerciali di EDF. Le tariffe di ritorno sono un vantaggio rispetto alle condizioni di approvvigionamento sul mercato all’ingrosso. Quanto alla selettività, Poweo aggiunge che l’esercizio dell’idoneità alla tariffa di mercato è irreversibile (il cliente non può più tornare alla tariffa regolamentata). Inoltre le tariffe standard e di ritorno favoriscono le imprese che consumano elettricità a discapito di altre fonti di energia. Con lettera del 25 giugno 2009, che comunicava le osservazioni sulla decisione di estendere la portata del procedimento, Poweo ha fornito dati supplementari sulle modalità di costituzione delle proprie offerte di prezzi.
ENEL, con lettera del 21 settembre 2007, ritiene che le tariffe storiche siano troppo bassee che le tariffe di ritorno mettano in difficoltà gli altri operatori. L'azienda aggiunge che i nuovi siti hanno avuto diritto alle tariffe storiche malgrado il parere in materia del Consiglio di Stato francese. Con lettera del 27 maggio 2009, ENEL aggiunge inoltre che le tariffe regolamentate verde e gialla sono inferiori alle tariffe di mercato e non hanno seguito le variazioni di queste ultime, impedendo a qualsiasi concorrenza di svilupparsi. Inoltre, la compensazione prevista in favore dei fornitori nel meccanismo della tariffa di ritorno è insufficiente, ed aumenta pertanto il vantaggio indotto per i clienti. Infine, la tariffa di ritorno non consente ai fornitori di coprire i costi di produzione e di commercializzazione né di remunerare sufficientemente il capitale investito, ed ha impedito lo sviluppo della concorrenza nel mercato francese.
Electrabel, con lettera del 19 settembre 2007, ritiene che l’aiuto conferisca un vantaggio a certi fornitori di elettricità. La compensazione versata ad alcuni fornitori non dipenderebbe dalla differenza di volume d’affari tra il prezzo del contratto e la tariffa di ritorno, ma sarebbe calcolata in funzione dei costi di approvvigionamento del fornitore. Non ci sarebbe quindi alcuna correlazione tra la perdita di entrate subita dal fornitore e la compensazione ricevuta, che tuttavia si ritiene compensi tale mancato guadagno. Quanto all’esistenza di un servizio di interesse economico generale di cui sarebbero gravati i clienti, veri beneficiari della tariffa di ritorno, Electrabel ritiene che essa non è dimostrata. Nella sua lettera del 26 giugno 2009, Electrabel aggiunge che la tariffa di ritorno conduce all’elaborazione di offerte uniformi da parte dei fornitori di elettricità e impedisce loro di essere creativi. La quasi totalità dei siti dei clienti di Electrabel ha chiesto di beneficiare della tariffa di ritorno. Tale tariffa ha comportato una progressiva preclusione dei fornitori alternativi a vantaggio di EDF, dato che, a parità di tariffa, i clienti preferiscono spesso quest’ultima. Electrabel ritiene che esista un vantaggio per i fornitori di elettricità a discapito di altri tipi di energia come il gas naturale. Quanto alla tariffa di ritorno, è selettiva nella misura in cui la possibilità di beneficiarne dipende dalla data di idoneità del sito che a sua volta dipende dalle dimensioni del sito stesso.
Un’impresa che ha chiesto la riservatezza ritiene che le tariffe regolamentate siano un aiuto di Stato in favore di EDF, dato che la tariffa blu è superiore alla tariffa di mercato. Dal momento che EDF beneficia di un monopolio de facto per l’applicazione di tali tariffe, essa riceve una rendita di posizione. A una filiale di tale impresa è stato impedito di entrare nel mercato francese a causa delle tariffe di ritorno. L’ingresso nel mercato era già difficile in virtù del livello delle tariffe all’ingrosso e degli altri costi (principalmente la tariffa di accesso alla rete) per i clienti che beneficiano delle tariffe verde e gialla. La tariffa di ritorno ha creato una difficoltà in più a causa del suo livello.
Nelle sue osservazioni del 13 agosto 2007 Uniden (Unione delle industrie utilizzatrici di energia) ritiene che il funzionamento imperfetto del mercato renda necessarie le tariffe regolamentate. Le tariffe transitorie non sono risorse statali perché consentono agli operatori alternativi di avere accesso all’elettricità nucleare e idraulica di cui essi non dispongono, garantendo una copertura dei costi per gli operatori storici. La selettività non si realizza perché la struttura delle tariffe risponde a quella dei costi reali per categoria di clienti.
Il 28 maggio 2009, nelle sue osservazioni sulla decisione di estensione del procedimento, UNIDEN contesta l’analisi della Commissione relativa alla selettività delle tariffe, perché non terrebbe conto delle differenze di costi di fornitura tra i segmenti di clientela. La distinzione tra l’applicazione della tariffa di ritorno in corso di contratto e la firma di un contratto direttamente alla tariffa di ritorno, benché apparentemente logico, sembrerebbe in realtà errato. Infatti, il prezzo non sarebbe che un componente del valore economico globale di un contratto di fornitura. I consumatori valorizzerebbero anche la stabilità e la visibilità del prezzo che essi pagano per il loro approvvigionamento di energia elettrica. Contrariamente a quanto indicato nella decisione di estensione del procedimento, la tariffa di ritorno è stata imposta al consumatore, e questo a prescindere dalla sua domanda. Esistono infatti esempi concreti di domande non soddisfatte per contratti che vanno al di là del giugno 2010 e per consumatori che non chiedevano necessariamente l’applicazione delle tariffe di ritorno. Pertanto, calcolare un eventuale «vantaggio economico» è illusorio dato che il meccanismo è stato imposto ai consumatori. Appare difficile, per quanto riguarda il primo periodo di applicazione della tariffa di ritorno, la selettività perché il meccanismo era limitato ai consumatori che ne avevano fatto richiesta prima del 30 giugno 2007. Ogni consumatore ha infatti avuto a disposizione 6 mesi per prendere una decisione che gli recasse sicurezza e visibilità dei prezzi per 2 anni. Inoltre, non permettere andirivieni nella gestione delle tariffe di ritorno è una misura di buon senso, che mira soltanto ad impedire i comportamenti arbitrari tra prezzi di mercato e tariffa di ritorno, nella misura in cui la stagionalità della tariffa di ritorno è fissata in anticipo, mentre quella del mercato cambia continuamente.
Sul finanziamento mediante risorse statali, il consumatore, che non ha beneficiato della diminuzione prevista dal contributo al servizio pubblico dell’elettricità, avrebbe pertanto beneficiato di un aiuto di Stato quando invece detto contributo ha finanziato la compensazione della tariffa di ritorno. Per quanto riguarda il contributo dei produttori di elettricità di origine idroelettrica o nucleare, occorre notare che il suo livello è significativamente inferiore allo scarto tra il prezzo dell’energia alla tariffa di ritorno e il prezzo dell’energia alla tariffa verde o alla tariffa prevista da contratti «liberi», liberamente consentiti dai produttori. UNIDEN conclude che tale contributo in realtà non fa che prelevare gli «utili molto elevati» realizzati da tali produttori grazie all’introduzione del sistema delle tariffe di ritorno.
Con lettera del 16 agosto 2007 il CLEEE (Comitato di collegamento delle imprese che si sono avvalse dell’idoneità) ha rilevato il cattivo funzionamento del mercato francese dell’elettricità e ha osservato che i prezzi praticati sul mercato libero non riflettevano i costi di produzione. Secondo il CLEEE, il prezzo di mercato considerato come riferimento dalla Commissione è secondo lui falsato. Il finanziamento della tariffa di ritorno non proverrebbe da risorse statali ma dai consumatori e dai produttori che realizzano un margine mediante la vendita alla tariffa di ritorno. Poiché la tariffa di ritorno è aperta a tutti, il CLEEE ne contesta la selettività. Con lettera del 2 giugno 2009, il CLEEE aggiunge che la tariffa di ritorno non ha costituito un vantaggio, poiché non ha fatto che limitare lo svantaggio subito dai clienti che hanno lasciato le tariffe regolamentate e non potevano più fare marcia indietro. Il CLEEE ritiene che il prezzo di mercato non possa essere considerato come indicatore per stabilire l’esistenza di un vantaggio economico, dato che esso è il risultato di meccanismi inidonei o falsati del mercato. Il CLEEE contesta che la tariffa di ritorno sia selettiva, perché a suo avviso è aperta a tutti i consumatori che si sono avvalsi della loro idoneità e non favorisce alcun sito, alcuna impresa, alcun settore di attività né alcuna zona geografica.
Il CLEEE insiste sulla struttura e sul livello della tariffa di ritorno e spiega la distinzione fondamentale tra profilo di consumo e volume di consumo. Le «parti relativa alla fascia di consumo» della tariffa di ritorno sono a suo avviso sostanzialmente identiche, contrariamente a quello che gli elementi in possesso della Commissione farebbero pensare. La tariffa di ritorno non avvantaggerebbe i grandissimi consumatori di energia elettrica a discapito dei più piccoli. Il CLEEE contesta che la tariffa di ritorno sia considerata come proveniente da una risorsa statale e che incide sugli scambi, soprattutto perché la Commissione non dimostra che la tariffa di ritorno è inferiore ai costi di produzione né che i consumatori che beneficiano della tariffa di ritorno acquisterebbero la loro elettricità a un prezzo inferiore dei loro concorrenti in Europa che spesso beneficiano ancora di tariffe regolamentate. Il CLEEE aggiunge che la tariffa di ritorno (sempre che si tratti di aiuto di Stato, che a suo avviso in tal caso non sussiste) sarebbe compatibile con il trattato. Infatti, l’articolo 30-1 della legge del 9 agosto 2004 relativa al servizio pubblico dell’elettricità e del gas e alle aziende elettriche e del gas avrebbe qualificato la tariffa di ritorno come servizio di interesse economico generale imposto alle imprese del settore dell’energia elettrica. Il CLEEE ricorda a che punto tale misura era necessaria per proteggere i consumatori che si sono avvalsi della loro idoneità, e al contempo proporzionata e non incidente eccessivamente sugli scambi.
La SNC Paris Voltaire, con lettera del 20 luglio 2009, ritiene che il finanziamento della perequazione geografica della fornitura di energia elettrica ai territori non interconnessi mediante il contributo al servizio pubblico dell’elettricità costituisce aiuto di Stato.
V. OSSERVAZIONI DELLA FRANCIA
Nelle loro osservazioni sulla decisione di avvio del procedimento, le autorità francesi contestano l’analisi compiuta dalla Commissione.
Circa l’esistenza di un vantaggio, la Francia ritiene che:
l’eventuale scostamento tra il livello delle tariffe standard e i prezzi riscontrati nelle borse dell’elettricità, principalmente Powernext, è chiaramente congiunturale (tra il 1999 e il 2004, questi ultimi erano inferiori alle tariffe regolamentate);
il riferimento ai prezzi della borsa dell’elettricità non è pertinente, nella misura in cui la maggior parte dell’elettricità acquistata dalle imprese viene comprata fuori borsa e che i prezzi rilevati su Powernext non sono giustificati dai fondamentali economici che determinano la realtà delle transazioni tra compratori e produttori di elettricità.
Tenuto conto di queste due ragioni, la Francia conclude che le tariffe standard non costituiscono un vantaggio per le imprese che ne beneficiano.
Le autorità francesi contestano d’altra parte la selettività delle tariffe standard e affermano che è logico ed economicamente coerente che le tariffe standard non abbiano lo stesso impatto finanziario (in valuta) per un grande e un piccolo consumatore di elettricità, e che il costo non sia proporzionale al volume consumato a causa della varietà dei costi dei mezzi di produzione. Secondo la Francia, la regolamentazione delle tariffe standard costituisce una misura generale di regolamentazione dei prezzi applicabile a tutte le imprese consumatrici di elettricità che non hanno operato la scelta di avvalersi della propria idoneità e di accedere al mercato libero.
Le autorità francesi contestano l’argomentazione dell’impiego di risorse pubbliche per due ragioni:
le tariffe standard non conducono all’impiego di nessuna risorsa di bilancio o fiscale, e non hanno impedito a EDF di realizzare utili;
le tariffe standard, che riflettono i fondamentali del mercato dell’elettricità e i costi del parco di produzione di EDF, costituiscono il giusto livello di prezzo di vendita dell’elettricità e non possono pertanto essere considerati come un mancato guadagno per EDF.
La Francia aggiunge che, dato che non c’è danno alla concorrenza, gli scambi transfrontalieri non possono essere compromessi.
La Francia afferma che la tariffa di ritorno non costituisce un aiuto di Stato.
Secondo la Francia, la tariffa di ritorno è costruita mediante una semplice maggiorazione delle tariffe standard, mantenendo tutta la struttura di queste ultime. Dato che la nozione di vantaggio rispetto ai clienti finali che dispongono di offerte non regolamentate non è pertinente nell’ambito delle tariffe standard, essa non lo è a fortiori nell’ambito della tariffa di ritorno. Parimenti, il non esonero dagli oneri per i clienti finali che si approvvigionano alle tariffe standard implica necessariamente il non esonero dagli oneri per coloro che si approvvigionano alle tariffe di ritorno.
Secondo le autorità francesi, la regolamentazione della tariffa di ritorno costituisce una misura generale di regolamentazione dei prezzi applicabili a tutte le imprese consumatrici di elettricità.
Le autorità francesi contestano che esista un qualunque finanziamento mediante risorse pubbliche. Infatti, l’imputabilità della misura allo Stato, nel senso che la misura è imposta per legge, non basta a connotare il trasferimento di risorse pubbliche. Più specificatamente, la parte della compensazione che viene sostenuta dai consumatori finali attraverso il contributo al servizio pubblico dell’elettricità escluderebbe il legame con le risorse pubbliche. Le autorità francesi ritengono quindi che l’impiego di parte delle entrate del contributo al servizio pubblico dell’elettricità per alimentare il dispositivo di compensazione dei fornitori che beneficiano della tariffa di ritorno non potrebbe essere considerato come implicante un trasferimento di risorse pubbliche. L’altra parte della compensazione viene finanziata dal contributo prelevato sui produttori di elettricità idro-nucleare, a prescindere dal loro status pubblico o privato, che dispongono di mezzi di produzione di elettricità importanti (soglia di 2 000 MW) e che sono caratterizzati da deboli costi e da un ammortamento largamente sostenuto. Tale contributo non può condurre a ritenere che ci sia un trasferimento diretto o indiretto di risorse pubbliche.
La Francia si riferisce alla sentenza «PreussenElektra AG» pronunciata dalla Corte nella causa C-379/98 (punto 58) (32): «dalla giurisprudenza della Corte risulta che solo i vantaggi concessi direttamente o indirettamente mediante risorse statali vanno considerati aiuti ai sensi dell'art. 92, n. 1, del trattato». A questo proposito, si può constatare che non esiste alcun legame diretto o indiretto tra il meccanismo (operazioni di versamento o di riversamento) e le risorse pubbliche dello Stato, anche attraverso l’intervento della Caisse des dépôts et consignations. Infatti, la Caisse des dépôts et consignations non svolge che un ruolo completamente trasparente. In nessun momento, la Caisse des dépôts et consignations ha la minima competenza nella determinazione dell’importo o della destinazione delle somme riscosse e ridistribuite. Tali somme sono contabilizzate su un conto separato e non sono oggetto di alcuna confusione con le risorse sulle quali la Caisse des dépôts et consignations esercita un potere di gestione. L’intervento della Caisse des dépôts et consignations è una garanzia di semplicità e trasparenza negli scambi tra chi versa il contributo e i beneficiari della compensazione.
La Francia ha presentato i suoi commenti sulle osservazioni dei terzi il 31 gennaio 2008. Essa rammenta che i prezzi osservati sulle borse dell’elettricità non possono essere presi come riferimento. Infatti, il prezzo osservato sulle borse dell’elettricità in Francia rispecchierebbe il costo della produzione dell’elettricità in Germania, che tale elettricità sia consegnata in Francia o meno. Al riguardo, essa fa notare che i volumi scambiati sulle borse dell’elettricità non vengono tutti consegnati: il 10 % circa dei volumi scambiati sul mercato a termine di Powernext sono consegnati effettivamente. La Francia aggiunge che i prezzi osservati sulle borse dell’elettricità non rispecchiano il prezzo dei contratti in corso dei consumatori finali.
La Francia afferma che, nel quadro del meccanismo di compensazione della tariffa di ritorno, la sovracompensazione non è possibile. Essa rammenta che il dispositivo è stato definito dopo una vasta concertazione di tutte le parti in causa, nella costante preoccupazione di limitare al massimo gli effetti di agevolazione e di opportunità, e questo sotto il controllo della CRE. Il funzionamento è il seguente: ogni fornitore che approvvigiona un cliente finale alla tariffa di ritorno può beneficiare di una compensazione. La compensazione viene calcolata come la differenza tra le sue entrate alla tariffa di ritorno (in euro/MWh) e i suoi costi di approvvigionamento. Questi ultimi hanno tuttavia un tetto massimo rappresentato da un costo di approvvigionamento teorico determinato in riferimento ai prezzi rilevati sulle borse dell’elettricità (si tratta approssimativamente di una media ponderata dei vari prezzi osservati sulle borse dell’elettricità). Il tetto massimo dei costi di approvvigionamento per un anno N rimane rigorosamente sconosciuto fino alla fine dello stesso anno N. Appare difficile stabilire una strategia che possa effettivamente consentire una sovracompensazione. Anche immaginando che un operatore arrivi a mettere a punto una simile strategia, questa sarebbe sanzionata dalla CRE, organismo incaricato dell’applicazione di tale dispositivo.
Le autorità francesi ritengono che, se la Commissione dovesse arrivare alla conclusione, che esse contestano, che le tariffe standard e la tariffa di ritorno sono un aiuto, quest’ultimo dovrebbe essere considerato compatibile ai sensi dell’articolo 106, paragrafo 2, del TFUE, letto alla luce dell’articolo 3, paragrafo 2, della direttiva 2003/54/CE. Inoltre, tali tariffe dovrebbero essere considerate, secondo le autorità francesi, come aiuti compatibili con il mercato interno sulla base dell’articolo 107, paragrafo 3, del TFUE, per la ragione che correggono una disfunzione del mercato. In ogni caso, le tariffe standard dovrebbero essere qualificate come aiuti esistenti, dato che sono anteriori alla liberalizzazione del mercato dell’elettricità. Infine, se la Commissione si rifiutasse di considerare le tariffe standard come un aiuto esistente, le autorità francesi ritengono che avrebbero motivo di far valere i principi del legittimo affidamento e della certezza del diritto.
Le autorità francesi mantengono l’analisi presentata in risposta alla decisione di avvio del procedimento. Per quanto riguarda l’esistenza di un vantaggio, esse dichiarano che, anche supponendo che i prezzi rilevati sulle borse dell’elettricità possano essere considerati come un riferimento pertinente, contrariamente al periodo 2004-2007, i prezzi di mercato sono allo stesso livello della tariffa di ritorno nel 2009.
Per quanto riguarda la selettività, esse sostengono che la tariffa di ritorno mira ad evitare arbitraggi tra un sistema regolamentato e i prezzi di mercato. la tariffa di ritorno non è affatto selettiva, bensì è una misura generale: gli operatori devono tenerne conto quando effettuano scelte in materia di offerte di fornitura di energia elettrica. A questo proposito, le autorità francesi rammentano che la Corte ritiene che una misura statale che reca indistintamente profitti a tutte le imprese situate sul territorio nazionale non sia tale da costituire un aiuto di Stato. La Francia aggiunge che le varie tariffazioni della tariffa di ritorno si basano su criteri oggettivi e tecnici, che sono d’altro canto gli stessi della tariffa standard.
Secondo la Francia, la nozione di selettività deve essere analizzata in relazione a tutte le condizioni offerte dal mercato a tutte le imprese. Essa è pertinente ed operativa solo se il dispositivo oggetto d’indagine costituisce un vantaggio decisivo per una categoria specifica di operatori del mercato, a discapito delle altre categorie. Non è questo il caso. Se le altre imprese non hanno, in generale, sottoscritto una tariffa di ritorno è perché disponevano di condizioni più vantaggiose di approvvigionamento al prezzo di mercato. Esse non sono in nessun caso svantaggiate dall’esistenza di tale dispositivo. La selettività può essere analizzata solo riguardo alla natura delle imprese interessate: ciascuna stabilisce la propria strategia sfruttando al meglio, in funzione delle caratteristiche che le sono proprie, le possibilità offerte in materia di costo di approvvigionamento. È necessario constatare che la tariffa di ritorno è stata sottoscritta da tutte le categorie d’imprese. Non ce n’è una che sia rimasta esclusa.
Sull’esistenza e l’impiego di risorse pubbliche, la Francia segnala, in risposta al punto 77 della decisione di estensione del procedimento, che il gruppo privato GDF Suez, che dispone di 3 000 MW di elettricità di origine idraulica ad acqua fluente a un costo competitivo (circa 30 EUR/MWh, canone incluso), non viene compensato. D’altro canto, EDF e GDF Suez, anche se non hanno lo stesso statuto, sono tuttavia trattate esattamente alle stesse condizioni per quanto riguarda il finanziamento del dispositivo della tariffa di ritorno. Le autorità francesi respingono quindi il fatto che vi sia impiego di risorse pubbliche, dato che EDF partecipa al finanziamento del dispositivo.
Quanto alle distorsioni degli scambi e della concorrenza, le autorità francesi ricordano che spetta alla Commissione recare la prova che la concorrenza venga effettivamente falsata, prendendo in considerazione imprese che si trovano esattamente nella stessa situazione di fatto e di diritto. In ogni caso, la tariffa di ritorno non modifica uno stato di fatto precedente, che fa sì che le imprese posizionate sul mercato francese abbiano potuto trarre beneficio dalla competitività del parco di produzione elettrica francese, essenzialmente di origine nucleare.
VI. VALUTAZIONE DELLE MISURE — ESISTENZA DI UN AIUTO DI STATO
L'articolo 107, paragrafo 1, del TFUE dispone che: «Salvo deroghe contemplate dai trattati, sono incompatibili con il mercato interno, nella misura in cui incidano sugli scambi tra Stati membri, gli aiuti concessi dagli Stati, ovvero mediante risorse statali, sotto qualsiasi forma che, favorendo talune imprese o talune produzioni, falsino o minaccino di falsare la concorrenza».
Esiste un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE quando una misura concede un vantaggio a talune imprese o talune produzioni, quando tale misura è selettiva, è finanziata mediante risorse statali e falsi o minacci di falsare la concorrenza e gli scambi tra gli Stati membri.
La Commissione ha preso in esame l’esistenza di un elemento di aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE in favore dei clienti non residenziali che beneficiano di uno dei due sistemi tariffari oggetto del presente procedimento. D’altro canto, per quanto riguarda le tariffe standard, la Commissione ha limitato la sua indagine al periodo iniziato il 1o luglio 2004, data di liberalizzazione del mercato dell’elettricità. È infatti a questa data che tutti i clienti non civili sono divenuti idonei, in applicazione della direttiva 2003/54/CE. Prima era idonea soltanto una piccola minoranza d’imprese.
Per essere considerata selettiva ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1 del TFUE, una misura di aiuto deve favorire talune imprese o talune produzioni, elemento, questo, che la distingue dalle misure generali applicabili a tutti i settori dell’economia.
La Commissione ritiene che il fatto che le tariffe standard e di ritorno siano in linea di principio applicabili a tutte le imprese consumatrici di energia elettrica non consente di concludere che tali misure sono misure generali. Infatti, per essere qualificate come generali, è necessario che le misure in oggetto siano applicabili a tutte le imprese e non solo quelle che consumano l’elettricità, alcune delle quali possono privilegiare questo consumo rispetto ad altre imprese che utilizzano altre fonti di energia.
Le misure tariffarie in oggetto sono selettive in quanto favoriscono le imprese che consumano energia elettrica rispetto a quelle che utilizzano combustibili fossili, come il carbone, il petrolio e suoi derivati o, in una certa misura il gas, indipendentemente dal fatto che i prezzi di quest’ultimo siano anch’essi regolamentati. D’altro canto, simili misure tariffarie favoriscono, de facto, le imprese maggiormente consumatrici di elettricità nella misura in cui il vantaggio che esse ne traggono aumenta necessariamente con il livello di consumo di elettricità.
Inoltre, una selettività tra imprese consumatrici di elettricità esiste a causa delle regole introdotte che definiscono delle categorie d’imprese che possono o meno beneficiare delle tariffe regolamentate. Il carattere irreversibile dell’esercizio dell’idoneità tra le tariffe di mercato e le tariffe regolamentate, previsto dall’articolo 66 della legge n. 2005-781 del 13 luglio 2005, comporta un elemento di selettività manifesta: le imprese che hanno scelto di passare alla tariffa di mercato non possono più beneficiare delle tariffe standard. Inoltre, l’applicazione dei criteri rappresentati dalle date in cui la scelta di avvalersi della propria idoneità era stata effettuata, o da quelle in cui erano state presentate le domande per essere approvvigionati mediante un sistema tariffario, ha l’ulteriore effetto di limitare il beneficio delle tariffe a certe imprese, escludendone altre.
In considerazione di quanto precede, la Commissione conclude che le tariffe standard gialle e verdi hanno un carattere selettivo ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1 del TFUE, in quanto esse si applicano soltanto alle imprese consumatrici di elettricità, anche se appartengono a un numero elevato d’imprese che gestiscono oltre 400 000 siti di utenza elettrica in Francia. Infatti, né il numero elevato d’imprese beneficiarie né la diversità dei settori ai quali tali imprese appartengono permettono di considerare una misura statale come una misura generale.
È a livello della valutazione della compatibilità delle tariffe con il mercato interno e non a quello della valutazione della loro selettività, che è opportuno esaminare la loro applicazione a vasti strati dei settori economici che ne hanno tratto e ne traggono vantaggio.
Esiste un vantaggio economico ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1 del TFUE se una misura statale permette a un’impresa di non sostenere costi cui dovrebbe normalmente far fronte in mancanza di detta misura. La fornitura di energia a condizioni preferenziali derivante da una legislazione nazionale può ricadere nell'ambito di applicazione di detto articolo, dal momento che il pagamento dell’approvvigionamento di energia elettrica è chiaramente un onere corrente di un’impresa. È pertanto opportuno valutare se le misure in oggetto conducano a uno sgravio di tale onere.
La Commissione ha valutato se le tariffe standard e di ritorno permettevano ai loro beneficiari di rifornirsi di energia elettrica a un prezzo più vantaggioso di quello che prevarrebbe in loro assenza, cioè i prezzi di mercato. Come sembra d’altro canto confermare il decreto ministeriale del 22 dicembre 2008, i prezzi dell’elettricità fornita sul mercato libero a un sito di utenza di grandi o medie dimensioni dovrebbero, in mancanza della tariffa di ritorno, corrispondere in larga misura a una combinazione dei prezzi dei contratti a termine di base e di picco osservati sul mercato all’ingrosso, essendo tale combinazione legata al profilo di consumo del sito in oggetto.
Le tariffe standard sono state oggetto di adeguamenti regolari a partire dal 2006, riepilogati nella tabella 1. Tra gennaio 2004 e gennaio 2012 le tariffe standard gialle sono state aumentate del 21 %, e le tariffe verdi del 23,8 %. Tali aumenti non hanno tuttavia permesso di garantire la copertura dei costi di produzione con la parte «fornitura» delle tariffe standard. Infatti, dalla comparazione dei dati della tabella 2 con i prezzi di mercato descritti ai considerandi da (43) a (45) emerge che, dal 2004, la parte «fornitura» delle tariffe standard gialla e verde si situa sistematicamente almeno al 25 % al di sotto dei prezzi rilevati sui mercati.
Per quanto riguarda le tariffe di ritorno gialle e verdi, esse sono aumentate rispettivamente del 13 % e del 16 % nel loro periodo di applicazione tra il 2007 e il 2011. Per le tariffe di ritorno verdi, l’analisi della loro parte «fornitura» stimata rispetto ai prezzi di mercato di riferimento mostra l’esistenza di un vantaggio almeno del 9 % ogni anno per il periodo preso in esame. Per quanto riguarda le tariffe di ritorno gialle, il confronto con i prezzi di fornitura di base mostra un vantaggio annuo che tuttavia non è sistematico. In media sul periodo, esse sarebbero state inferiori del 13 % ai prezzi di mercato. D’altro canto, le tariffe gialle riguardano le medie imprese, che possono avere un consumo maggiore di picco, cosa che viene sottovalutata se si effettua un confronto fondato sui contratti base.
Ne consegue che, sia in modo sistematico, ogni anno, per le tariffe standard e le tariffe verdi di ritorno, che, in media, per le tariffe gialle di ritorno nel corso del loro periodo di applicazione, l’applicazione delle tariffe in questione ha procurato un vantaggio economico alle imprese beneficiarie, che esse non avrebbero potuto ottenere alle condizioni di mercato.
I risultati del confronto con i prezzi di mercato che mostrano l’esistenza di un vantaggio economico sono corroborati dal parere della CRE sulla bozza di decreto del 10 agosto 2006 relativo ai prezzi dell’elettricità. In tale parere, la CRE ha indicato che la parte «fornitura» delle tariffe standard non rispecchiava sempre la realtà dei costi di fornitura, e che era, in particolare, residuale, se non negativa, per certi clienti che beneficiano delle tariffe verdi e gialle (33).
Inoltre, nel suo parere del 23 luglio 2009 sulla bozza di decreto relativo alle tariffe regolamentate di vendita dell’elettricità, la CRE indica che la mancata presa in considerazione della TURPE nelle tariffe regolamentate di vendita aveva fino ad ora causato meccanicamente la comparsa di trappole tariffarie, cioè di situazioni in cui la parte «produzione» di una tariffa, ottenuta mediante deduzione delle tariffe integrate della TURPE in vigore e dei costi di commercializzazione, è significativamente inferiore alla parte «produzione» che permette di coprire i costi di produzione.
Così, la CRE indica, nel suo parere del 10 agosto 2009 sulle tariffe elettriche, che con le tariffe in vigore dall’agosto 2008, 222 000 siti di utenza, di cui una parte beneficia delle tariffe gialla o verde, che rappresentano un consumo di 2 200 GWh sono in una cosiddetta trappola tariffaria «profonda», cioè con una parte «fornitura» implicita inferiore ai 20 EUR/MWh. Per i siti di utenza estiva, che beneficiano tutti delle tariffe gialla e verde, 22 000 siti di utenza (consumo di 1 200 GWh) sono in trappola tariffaria profonda, di cui 7 500 con una parte «fornitura» negativa.
Il movimento tariffario di agosto 2009 ha consentito di ridurre le trappole tariffarie profonde dell’82 % in numero di siti di utenza e in volume, lasciando in tale situazione 1 500 siti di utenza. Il movimento tariffario di agosto 2010 ha permesso la quasi eliminazione delle trappole profonde, che riguardavano a quel punto solo 300 siti di utenza.
I calcoli della CRE mettono in evidenza l’esistenza di un vantaggio concorrenziale molto significativo per le imprese che beneficiano delle tariffe di spegnimento o di consumo estivo. Tutti i siti di utenza che beneficiano delle tariffe gialla e verde di cui la parte «fornitura» è inferiore ai 20 EUR/MWh non potrebbero in tutta evidenza ottenere una tariffa equivalente in condizioni di mercato normali. Ciò dimostra ancora di più che le tariffe standard possono costituire un vantaggio per un numero significativo d’imprese.
Il Consiglio di Stato, a seguito della richiesta di annullamento della sentenza del 12 agosto 2008 relativa al prezzo dell’elettricità presentata da Poweo, ha, con decisione del 1o luglio 2010, ritenuto che le tariffe gialla e verde risultanti dalla sentenza del 13 agosto 2007 fossero insufficienti per coprire i costi medi completi di EDF ed ha ingiunto ai ministri competenti di predisporre un nuovo decreto.
Le autorità francesi sostengono da parte loro che l’eventuale scostamento tra il livello delle tariffe regolamentate di vendita dell’elettricità e i prezzi rilevati sulle borse dell’elettricità, soprattutto Powernext, era chiaramente congiunturale. Dai successivi pareri della CRE sulle tariffe regolamentate degli anni successivi all’avvio del procedimento da parte della Commissione emerge che non era così.
La Francia aggiunge che il riferimento ai prezzi delle borse dell’elettricità non è pertinente, nella misura in cui la maggior parte dell’elettricità acquistata dalle imprese è comprata fuori borsa e i prezzi osservati su Powernext non sono giustificati dai fondamentali economici che determinano la realtà delle transazioni tra compratori e produttori di energia elettrica. La Commissione ritiene al contrario che i prezzi dell’elettricità di Powernext servano da base per l’elaborazione di offerte a prezzi di mercato da parte dei fornitori.
Il fatto che una grandissima maggioranza di clienti idonei abbia scelto di conservare le tariffe standard o di beneficiare delle tariffe di ritorno verde e gialla è significativo. Così, al 30 giugno 2011, data della scomparsa della tariffa di ritorno, la CRE segnalava che, su un totale di 4 907 000 siti di utenza non residenziale, 4 202 000 si rifornivano alle tariffe standard e 7 220 alla tariffa di ritorno. In termini di consumo annualizzato, le tariffe standard hanno rappresentato 161 TWh (cioè il 54,6 % del consumo dei siti di utenza non residenziali) e la tariffa di ritorno 75 TWh (25,4 %). Così, quattro anni dopo l’apertura di tutto il mercato alla concorrenza, la parte di mercato delle offerte a tariffa libera ha raggiunto soltanto il 20 %.
Tale analisi è confermata dalle cifre fornite dagli operatori alternativi che hanno trasmesso le proprie osservazioni. In tal modo, Electrabel ha indicato che il 90,4 % dei suoi clienti che in precedenza si rifornivano alla tariffa di mercato avevano scelto di beneficiare della tariffa di ritorno. Secondo Electrabel, in media, sull'intero periodo di applicazione della tariffa di ritorno, il vantaggio del cliente ammonta in media a 11 EUR per MWh. Poweo indica di aver subito, nel 2007 una perdita da 33 a 34 EUR/MWh in media per un cliente che beneficiava della tariffa gialla, e di 26,6 EUR/MWh in media per un cliente che beneficiava della tariffa verde, tenuto conto dei suoi costi di approvvigionamento e dei costi commerciali.
In considerazione di quanto precede, la Commissione conclude che esista un vantaggio economico per le categorie di clienti che beneficiano delle tariffe standard e delle tariffe di ritorno verdi e gialle.
Ai fini dell’applicazione dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE, occorre stabilire se le misure in questione fanno ricorso a risorse statali a vantaggio dei beneficiari e questo, trattandosi principalmente di risorse d’imprese pubbliche, in virtù di decisioni prese o imputabili allo Stato.
Nel caso di cui trattasi, l’imputabilità allo Stato è evidente perché sia il meccanismo delle tariffe standard che quello delle tariffe di ritorno sono attivati mediante atti legislativi e regolamentari emanati dallo Stato francese. Inoltre, il livello delle tariffe è fissato con decreto ministeriale per ciascuna delle categorie tariffarie. Le decisioni sono pertanto decisioni statali, sulle quali le imprese tenute a eseguirle non hanno alcun potere.
Le tariffe standard sono finanziate con le risorse di EDF e delle imprese locali di distribuzione, che vendono l’elettricità ai loro clienti a un prezzo inferiore a quello che risulterebbe in condizioni di libero mercato. È opportuno valutare se le loro risorse possono essere qualificate come risorse statali.
Lo Stato è largamente maggioritario nel capitale di EDF. Al 31 dicembre 2010, ne possedeva l’84,48 %. EDF è pertanto sotto il controllo dello Stato. Si tratta di un’impresa pubblica, e le sue risorse sono pertanto risorse di Stato. Quando un consumatore che beneficia della tariffa è rifornito da EDF, le decisioni legali e regolamentari dello Stato impongono a EDF di fornire l’elettricità a un prezzo che è inferiore a quello che verrebbe applicato sul mercato, coinvolgendo in tal modo le risorse sotto controllo pubblico di EDF.
Gli elementi non contestati presenti nella decisione di avvio del procedimento indicano che le imprese locali di distribuzione sono in numero di 168. 144 hanno la forma di aziende autonome o sociétà ad economia mista. Le aziende autonome sono enti pubblici interamente controllati da collettività locali (per esempio i comuni). Le società ad economia mista sono società anonime il cui capitale è detenuto in maggioranza dalle amministrazioni pubbliche, e le loro risorse sono dunque risorse statali. Tali imprese locali di distribuzione sono pertanto controllate direttamente dallo Stato. Una delle imprese locali di distribuzione è un EPIC (Ente Pubblico a carattere Industriale e Commerciale). Gli EPIC sono enti pubblici, interamente di proprietà dello Stato, e le loro risorse sono pertanto risorse statali.
Altre imprese locali di distribuzione, come Electricité de Strasbourg, sono società anonime, la cui maggioranza è detenuta congiuntamente da EDF e/o da autorità municipali. Anche queste società sono quindi sotto il controllo dello Stato.
Infine, una piccola minoranza delle imprese locali di distribuzione (20 su 168) possiedono una struttura di cooperativa o di società di interesse collettivo agricolo di elettricità, per le quali è più difficile determinare se lo Stato ne esercita il controllo.
Tenuto conto del fatto che EDF distribuisce essa stessa l’immensa maggioranza (circa il 95 %) del volume totale di energia interessata dalle tariffe standard, e che una vasta maggioranza degli altri distributori sono controllati loro stessi dallo Stato, la Commissione ritiene che si possa concludere che le somme in questione rappresentano, almeno nella loro quasi totalità, risorse statali.
Per quanto riguarda le imprese locali di distribuzione, esse acquistano il più delle volte da EDF l’elettricità che distribuiscono alle tariffe standard, con un sistema anch’esso regolamentato dallo Stato, il cosiddetto sistema delle «tariffe di cessione dell'élettricità ai distributori non nazionalizzati». Con questo sistema, EDF è soggetta all’obbligo di fornire alle imprese locali di distribuzione la quantità di elettricità di cui hanno bisogno per adempiere ai loro obblighi di fornitura nel sistema delle tariffe standard, a un prezzo che permetta loro di vendere l’elettricità alla tariffa standard senza perdite. È dunque con risorse EDF che sono finanziate le tariffe offerte. La Commissione ritiene che, alla fine, tutte le risorse coinvolte nel sistema delle tariffe standard provengano da aziende pubbliche.
La Commissione non condivide il parere delle autorità francesi secondo le quali le tariffe di ritorno non portano all’utilizzo di alcuna risorsa di bilancio o fiscale e non hanno impedito a EDF di realizzare risultati positivi, né che le tariffe standard e di ritorno (direttamente basate sulle tariffe standard), che rispecchiano i fondamentali del mercato dell’elettricità e i costi del parco produzione di EDF, costituiscono il giusto livello del prezzo di vendita dell’elettricità e non possono pertanto essere considerati come un mancato guadagno per EDF. È evidente che, senza tariffe standard, i prezzi che EDF applicherebbe ai clienti che beneficiano di tali tariffe tenderebbero ad avvicinarsi ai prezzi più elevati osservati sui mercati dal 2004, in modo che il mancato guadagno per EDF e per le imprese locali d distribuzione rappresenta un mancato guadagno per lo Stato francese o per le autorità pubbliche che ne detengono il controllo.
Le tariffe standard sono pertanto finanziate da risorse statali e sono imputabili allo Stato.
Le tariffe di ritorno sono finanziate dai proventi di due contributi imposti dallo Stato, come illustrato ai considerandi (35) e (36).
In applicazione della pratica costante della Commissione (34), che segue la giurisprudenza della Corte di giustizia al riguardo (35), i proventi provenienti da questo tipo di contributo costituiscono risorse di Stato quando sono verificate le seguenti tre condizioni cumulative:
i contributi devono essere imposti dallo Stato; è questo il caso specifico dal momento che i due contributi sono imposti dalla legge n. 2000-108;
i proventi dei contributi devono essere versati presso un organismo designato dallo Stato; in questo caso si tratta della Caisse des dépôts et consignations;
i proventi dei contributi devono essere utilizzati a vantaggio di certe imprese, secondo regole stabilite dallo Stato; anche questo è il caso, dato che i proventi dei contributi vengono utilizzati in applicazione della legge n. 2000-108, affinché ne beneficino alla fine le categorie di utenti definite dallo Stato, in una misura anch’essa definita dallo Stato.
Dopo la sentenza Preussen Elektra, citata dalle autorità francesi, nella sua pratica decisionale riguardante le tariffe elettriche, la Commissione ha avuto modo di esaminare l’esistenza di contributi il cui importo è determinato dallo Stato e ed è imposto da questi, finanziando l’applicazione di tali tariffe. In funzione dell’esistenza di un organismo pubblico di controllo dal quale transitano i fondi, la Commissione ha potuto concludere in certi casi che esistono risorse statali ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE (36) o, al contrario, che tali risorse sono assenti, principalmente con il motivo che le somme in questione non transitavano per alcun fondo creato o gestito dallo Stato (37) .
Nella fattispecie, la Commissione, alla luce della sua prassi precedente, ritiene al contrario che il meccanismo di funzionamento delle tariffe di ritorno, le cui regole sono stabilite dallo Stato, sia intimamente connesso all’utilizzazione di risorse pubbliche. Il contributo al servizio pubblico dell’elettricità può essere assimilato in linea di principio a una tassa fissata dallo Stato che transita per la Caisse des dépôts et consignations, soggetto pubblico, sotto il controllo del regolamentatore.
Le tariffe di ritorno sono pertanto finanziate da risorse statali.
Le tariffe standard e di ritorno costituiscono regimi di aiuto, applicabili a tutti i settori dell’economia in Francia, alla sola condizione che consumino energia elettrica. Migliaia di aziende che beneficiano di tali tariffe nei settori industriali e dei servizi in Francia operano su mercati pienamente aperti alla concorrenza nell’ambito del mercato interno, che non sono oggetto di diritti esclusivi o di restrizioni agli scambi tra Stati Membri.
Come già sottolineato nelle sue decisioni di avvio e di estensione del procedimento d’indagine, la Commissione ritiene che l’impatto sulla concorrenza e sul commercio tra Stati Membri dei regimi in questione sia manifesta, dal momento che le attività economiche nelle quali sono impegnati i clienti che beneficiano delle tariffe standard e di ritorno sono oggetto di scambi tra Stati Membri.
La Commissione conclude che le tariffe standard gialle e verdi e le tariffe di ritorno gialle e verdi costituiscono aiuti di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE per gli operatori economici che ne beneficiano.
VII. LEGITTIMITÀ E QUALIFICA DI AIUTO NUOVO
Nessuno dei due sistemi di tariffe oggetto del presente procedimento è stato notificato alla Commissione ai sensi dell’articolo 108, paragrafo 3, del TFUE prima della loro esecuzione.
Benché le tariffe regolamentate standard siano state poste in essere nel 1945 -e quindi prima del Trattato CE- insieme alla creazione di EDF, e siano state applicate per tutto il periodo del monopolio dell’elettricità in Francia, esse costituiscono nondimeno aiuti nuovi, e non aiuti esistenti anteriori ai trattati. Infatti, le decisioni specifiche che hanno modificato il livello delle tariffe standard in termini assoluti e in termini relativi rispetto ad altre tariffe hanno avuto una periodicità annuale. Inoltre, le decisioni annuali di determinazione del loro livello rivestono un certo carattere discrezionale e non sono assunte in applicazione di regole antecedenti al trattato CE. Infatti, benché i principi generali di fissazione delle tariffe regolamentate descritti al considerando (21) siano stati enunciati in testi legislativi o regolamentari applicativi, che sono posteriori in ogni caso al trattato CE, i pareri successivi della CRE descritti ai considerandi da (112) a (114) mostrano che le decisioni annuali di fissazione del livello delle tariffe non hanno seguito necessariamente una logica di copertura dei costi di fornitura di energia elettrica.
I due sistemi tariffari oggetto del presente procedimento, posti in essere senza notifica preventiva, sono, di conseguenza, illegali.
VIII. VALUTAZIONE DELLE MISURE — COMPATIBILITÀ DELL’AIUTO
Come la Commissione ha concluso nella sua decisione di avvio del procedimento, il paragrafo 2 e il paragrafo 3, lettere a), b) e d), dell'articolo 107 del TFUE non sono applicabili nel caso in ispecie.
Inoltre la Commissione continua a ritenere che l’articolo 106, paragrafo 2, del TFUE relativo ai servizi di interesse economico generale non possa essere applicato, contrariamente a quanto preteso da alcune terze parti interessate. Infatti, l'articolo 3, paragrafo 2, della direttiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (38), limita eventuali servizi di interesse economico generale alle sole imprese del settore dell’energia elettrica. Nella fattispecie, i beneficiari dell’aiuto non sono le imprese del settore dell’energia elettrica ma le imprese clienti, che non svolgono affatto un servizio di interesse economico generale.
La sola base di compatibilità degli aiuti in questione con il mercato interno potrebbe essere l’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE, il quale prevede che: «Possono considerarsi compatibili con il mercato interno: (…) 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 (…)».
Nelle sue decisioni di avvio e di estensione del procedimento, la Commissione ha rilevato che gli aiuti in questione non potevano essere autorizzati alla luce degli orientamenti e delle discipline che spiegano la sua applicazione dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE. Di fatto, le misure di aiuto esaminate nel presente procedimento riguardano dispositivi di tariffe regolamentate che sono senza precedenti nella prassi anteriore della Commissione. Esse sono applicabili a migliaia d’imprese e assimilabili a regimi di aiuto di un’ampiezza senza comune misura con quelli disciplinati da norme derivate dalla sua singola prassi decisionale precedente o consolidata nell’ambito di strumenti o discipline specifici. In ambiti non coperti dai vari strumenti precisi che disciplinano la valutazione della compatibilità degli aiuti, non si potrebbe escludere che un aiuto possa soddisfare le condizioni dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c) del TFUE.
In tali condizioni, è opportuno esaminare, con riguardo d’altro canto agli impegni presi dalla Francia nell’ambito del presente procedimento, se gli aiuti di Stato oggetto del presente procedimento contribuiscono a un obiettivo di interesse comune, se sono necessari per porre rimedio a un turbamento del mercato e se, a tal fine, sono proporzionati e non alterano le condizioni degli scambi in misura contraria all’interesse comune.
Il successo della piena liberalizzazione dei mercati dell’energia elettrica è un obiettivo di interesse comune sottolineato dalle istituzioni dell’Unione nelle loro rispettive attività e competenze.
La Commissione ha riconosciuto, sulla base dell'articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE, la fondatezza degli aiuti di Stato limitati nel tempo che hanno per oggetto o per effetto accompagnare e facilitare il successo effettivo del processo di liberalizzazione del mercato dell’energia elettrica quando le sole forze del mercato si rivelano insufficienti per raggiungerlo, anche quando tali misure possono riguardare operatori storici che dispongono di una posizione privilegiata sul loro mercato nazionale (39). È pertanto opportuno verificare se gli aiuti in questione possono contribuire a un successo effettivo di tale liberalizzazione, di cui i beneficiari finali devono essere i consumatori di energia elettrica.
Le autorità francesi hanno preso l’impegno, il 12 gennaio 2012, di porre fine alle tariffe regolamentate nel 2015, mentre le tariffe di ritorno sono state già eliminate nel luglio 2011. Per il suo carattere transitorio e ormai limitato nel tempo, l’aiuto di Stato può facilitare una transizione progressiva verso un mercato veramente concorrenziale in condizioni giudicate accettabili, data la situazione prevalente in Francia prima della liberalizzazione e, tenuto conto di tutte le circostanze in fattispecie, contribuisce a un obiettivo di interesse comune.
Le tariffe regolamentate sono state applicate per tutto il periodo di monopolio della produzione, del trasporto e della distribuzione dell’energia elettrica in Francia. La loro esistenza e il loro mantenimento dopo la liberalizzazione totale del mercato dell’elettricità, intervenuta il 1o gennaio 2004 per i clienti professionali e il 1o gennaio 2007 per tutti i clienti, rispondono a una logica di protezione dei consumatori confrontati al predominio di un unico fornitore. Pur essendo un’eredità in via di progressiva eliminazione del periodo di monopolio di EDF in Francia, le tariffe regolamentate, nella loro struttura e nel loro livello, perseguono l’obiettivo di evitare che EDF realizzi profitti eccezionali utilizzando una tariffazione eccessiva da parte di un operatore in grado di conservare una parte considerevole del mercato al dettaglio per un lungo periodo dopo la liberalizzazione. Tuttavia, la prevenzione, da parte delle autorità francesi, di un’eventuale tariffazione abusiva di EDF, ha dato luogo a un aiuto in favore dei consumatori francesi di energia elettrica.
Infatti, in virtù della struttura particolare del mercato francese descritta ai considerandi da (48) a (52), EDF si trovava, al momento della liberalizzazione, in una situazione di quasi monopolio che le conferiva una libertà totale di fissazione dei prezzi al dettaglio sul mercato francese dell’elettricità. Nella fattispecie, una limitazione della libertà di fissazione dei prezzi mediante il mantenimento degli strumenti di regolamentazione ex ante può rivelarsi giustificata dalla situazione e dalle caratteristiche del mercato francese.
Tenuto conto della portata e della non replicabilità dei vantaggi concorrenziali che conferiva e conferisce a tale impresa lo sfruttamento del suo parco di produzione elettro-nucleare, descritte nei considerandi da (48) a (50), sarebbe stato vano sperare che il mero gioco commerciale di nuovi attori permettesse di creare le condizioni ottimali di concorrenza nella prestazione di servizi di fornitura elettrica. Senza altre misure strutturali, il solo controllo ex post di eventuali comportamenti abusivi relativi ai prezzi non sarebbe bastato a garantire un funzionamento ottimale, anche con l’ingresso di nuovi concorrenti. Al contrario, una libertà assoluta di tariffazione avrebbe potuto portare a una continuità della situazione particolare di EDF, che avrebbe avuto a disposizione le risorse finanziarie sufficienti a precludere il mercato ai suoi concorrenti o per mantenere una rendita che le permettesse di accrescere e diversificare i suoi mezzi di produzione, in Francia come altrove nel mercato interno.
D’altro canto, tale inefficienza del mercato deve essere analizzata anche dal punto di vista dei beneficiari dell’aiuto. Numerose imprese, e specialmente i maggiori consumatori, hanno preso le loro decisioni, soprattutto in materia di investimenti in impianti pesanti, basandosi su costi preventivati dell’elettricità connessi a tariffe regolamentate che riflettono essenzialmente i costi medi delle centrali nucleari, e non prezzi oscillanti dipendenti dai prezzi dei combustibili fossili e dal CO2, che oramai determinano largamente la formazione dei prezzi sul mercato libero. Un passaggio brusco da un sistema di prezzi all’altro, comportante oltre tutto un forte aumento medio, avrebbe quindi potuto creare notevoli difficoltà a numerose imprese il cui capitale immobilizzato in impianti di utenza elettrica è poco flessibile a breve termine. Così un periodo di transizione chiaramente limitato nel tempo appare adeguato.
L'aiuto risultante dalle tariffe oggetto del presente procedimento può dunque essere considerato, in questo caso specifico, come necessario per porre rimedio a tale inefficienza del mercato. I benefici di diversificazione dell’offerta legati alla riforma del mercato dell’elettricità in Francia a valle dell’attività dei beneficiari dell’aiuto permetterebbero l’adeguamento del capitale produttivo di tali beneficiari ai segnali dei prezzi di mercato meno falsati dalla situazione di predominio di EDF, migliorando le condizioni per lo sviluppo delle attività economiche che essi svolgono, che è poi l’obiettivo dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c) del TFUE.
Sulla stessa base giuridica, a determinate condizioni, soprattutto la limitazione degli aiuti nel tempo, gli aiuti al funzionamento che riducono i costi correnti dell’energia per i loro beneficiari, senza contropartita né reale effetto incentivante, sono ritenuti compatibili con il mercato interno nel caso di sgravi fiscali gravanti su tali costi quando la mancanza d’aiuto può tradursi in un aumento sostanziale dei costi di produzione dei settori interessati (40).
Tanto il sistema delle tariffe standard che le tariffe di ritorno hanno conosciuto, dal periodo coperto dal presente procedimento, dei continui aumenti, anche quando i prezzi del mercato sono diminuiti a partire dal 2009. Come mostrano le delibere della CRE descritte ai considerandi (113) e (114), questo movimento generale di aumento ha d’altro canto portato, in modo più mirato dal 2009, a ridurre il numero dei siti di utenza che beneficiavano dei vantaggi più importanti rispetto ai prezzi di mercato.
Conformemente allo scambio di lettere del 15 settembre 2009, la transizione si scaglionerà fino al 2015. D’altra parte, gli impegni della Francia per quanto riguarda il congelamento dei prezzi dell’accesso regolamentato all’energia nucleare storica nel 2012 e 2013, e la sua determinazione conformemente ai parametri previsti dalle legge n. 2010-1488 riguardante una nuova organizzazione del mercato dell’elettricità da una parte e, dall’altra, l’aumento delle tariffe regolamentate anno dopo anno fino al 2015, e infine la loro scomparsa, permettono di garantire, in una prospettiva ragionevole, il perseguimento della convergenza con i prezzi di mercato o, in ogni caso, il loro progressivo aumento.
Un sistema che assicura un aumento progressivo e continuo e infine la scomparsa delle tariffe, facilita la transizione verso dei prezzi di mercato in un sistema in cui le inefficienze di quest’ultimo sono state mitigate da un dispositivo imposto per via legislativa che favorisca la comparsa di una concorrenza effettiva che abbia accesso alle forniture del parco di sfruttamento di EDF. L’aiuto dall’importo progressivamente decrescente che permette alle imprese beneficiarie di adeguare i loro strumenti produttivi dimensionati in funzione dei prezzi risultanti dalle tariffe regolamentate alle nuove condizioni di mercato può essere considerato proporzionato.
In tali condizioni, la Commissione conclude che l’aiuto che risulta dall’esistenza delle tariffe oggetto del presente procedimento è proporzionato.
Le misure in questione riguardano centinaia di migliaia di siti di utenza elettrica e di conseguenza migliaia di beneficiari che si riforniscono alle tariffe standard e di ritorno, in un contesto di transizione verso un mercato pienamente liberalizzato. Benché selettivi ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, del TFUE, in quanto riservati alle sole imprese consumatrici di energia elettrica, gli aiuti oggetto del presente procedimento non sono affatto incentrati su singoli beneficiari, o su singoli settori dell’economia. Misure poco mirate sulle categorie di beneficiari come quelle in oggetto possono essere meno restrittive della concorrenza di misure più selettive.
La Commissione ritiene d’altro canto che le condizioni poste al momento dello scambio di lettere tra la Commissione e la Francia nel settembre 2009 e gennaio 2012 siano state rispettate. I due punti essenziali, e cioè la predisposizione di una profonda riforma del mercato dell’energia elettrica in Francia, soprattutto con un accesso regolamentato all’elettricità di origine nucleare storica per i concorrenti di EDF, e la fine delle tariffe regolamentate verdi e gialle, sono realizzati nella legge n. 2010-1488.
Dalla sua prassi decisionale recente nel settore dell’energia emerge che, sulla base giuridica fornita dall’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE, la Commissione può prendere in considerazione dei benefici in termini di miglioramento della concorrenza su un mercato distinto da quello in cui operano i beneficiari dell’aiuto per decidere della compatibilità di quest’ultimo (41). Nella fattispecie, è opportuno prendere in considerazione i benefici prevedibili sul mercato della fornitura di elettricità risultanti dagli impegni presi dalla Francia nel corso del presente procedimento.
I primi risultati degli sportelli per l’acquisto di elettricità attraverso l’accesso regolamentato all’energia nucleare storica, mostrano una domanda vicina ai 60 TWh. In totale, 32 fornitori alternativi hanno fatto ricorso all’accesso regolamentato all’energia nucleare storica e le loro domande sono state evase completamente. In riferimento alle caratteristiche strutturali del mercato della fornitura di elettricità in Francia descritte ai considerandi da (48) a (52), questi primi risultati dimostrano una progressiva apertura che permette una concorrenza che non si sarebbe sviluppata senza gli impegni sottoscritti dalla Francia per quanto riguarda l’accesso all’energia nucleare storica, che può raggiungere fino a circa il 25 % della produzione di EDF. Nessun fornitore alternativo avrebbe potuto disporre di mezzi di produzione della stessa ampiezza di quelli dell’operatore storico in tempi così brevi. L’impegno supplementare della Francia riguardo al congelamento del prezzo di accesso regolamentato all’elettricità di origine nucleare storica fino all’entrata in vigore del decreto che fissa il metodo di calcolo di tale prezzo, e dunque la sua riduzione prevedibile in termini reali, dovrebbe accelerare tale movimento verso un mercato più concorrenziale. Per quanto attiene al periodo ulteriore, come evidenziato nella lettera dei Commissari responsabili della concorrenza e dell’energia del 15 settembre 2009, le modalità tecniche previste per detto accesso regolamentato saranno decisive per molti versi. Pertanto, è possibile prevedere che la misura che definisce il metodo di calcolo per stabilire il prezzo dell’accesso regolamentato sarà sottoposta alla Commissione allo stato di progetto in vista della sua approvazione preliminare. In tale contesto, la Commissione verificherà soprattutto che il metodo in questione sia oggettivo, si basi su principi contabili generalmente riconosciuti e attestati, e conduca alla fissazione di prezzi che permettano lo sviluppo di una reale concorrenza sul mercato.
La Commissione ritiene che la riforma introdotta dalla legge n. 2010-1488 avrà un impatto favorevole sul mercato interno europeo, poiché favorisce l’ingresso di nuovi concorrenti e il mantenimento di quelli che vi sono attivi. L'accesso regolamentato all’energia nucleare per un conseguente tetto massimo di 100 TWh dovrebbe contribuire, insieme al collegamento progressivo dei mercati all’interno dell’Unione europea e lo sviluppo delle interconnessioni, allo sviluppo della concorrenza che porta a una pressione sui prezzi in Francia e negli altri Stati membri.
In definitiva, i vantaggi per il mercato della fornitura di energia elettrica, la cui liberalizzazione avvenuta con successo è una priorità per il mercato interno dell’Unione, controbilanciano gli effetti per la concorrenza e gli scambi tra Stati Membri certamente negativi ma tuttavia limitati, tenuto conto del carattere poco selettivo della misura indicato ai considerandi da (101) a (106) e da (139) a (140). Per tale motivo, l’aiuto di Stato presente nelle tariffe standard e di ritorno non incide sugli scambi in misura contraria all’interesse comune dell’Unione e rispetta il criterio previsto all’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE.
La Commissione constata che la Francia ha illegalmente dato esecuzione all’aiuto in oggetto in violazione dell’articolo 108, paragrafo 3, del TFUE. Tuttavia, tenuto conto del fatto che tale aiuto ha un carattere transitorio connesso alla liberalizzazione del mercato dell’elettricità in Francia e che è accompagnato dall’impegno a realizzare una profonda riforma delle condizioni di concorrenza sul mercato francese della fornitura di energia elettrica, la Commissione ritiene che esso non abbia inciso e non incida sugli scambi in misura contraria all’interesse comune ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 3, lettera c), del TFUE, fatto salvo il rispetto delle condizioni enunciate agli articoli da 1 a 4.
La misura di aiuto cui la Francia ha dato esecuzione mediante le tariffe regolamentate di vendita di energia elettrica (cosiddette tariffe «verdi» e «gialle») e le tariffe regolamentate transitorie di adeguamento del mercato per i grandi e medi consumatori è compatibile con il mercato interno, alle condizioni previste all’articolo 2.
La Francia realizza un dispositivo di accesso regolamentato all’energia nucleare storica prodotta dagli impianti esistenti, consistente nell’obbligare l’impresa Electricité de France, per un periodo che va fino al 31 dicembre 2025, a vendere ai suoi concorrenti, sul mercato al dettaglio dell’elettricità, una parte della sua produzione di energia elettrica di origine nucleare nei limiti di un tetto massimo di 100 TWh, a un prezzo regolamentato. Il prezzo di accesso regolato all’energia nucleare storica viene rivisto ogni anno e rispecchia le condizioni economiche di produzione di energia elettrica per la durata del dispositivo. Il livello del prezzo dell’accesso regolato rispetto all’energia nucleare storica non può superare i 42 EUR/MWh e non si evolve fintanto che non sia entrata in vigore una misura che fissi un metodo di calcolo per stabilirlo. Tale misura sarà sottoposta alla Commissione allo stato di bozza in vista della sua approvazione preliminare.
La Francia pone fine ad ogni aiuto di Stato risultante dall’applicazione delle tariffe regolamentate transitorie di adeguamento del mercato per i grandi e medi consumatori che potrebbero sussistere e si astiene dal porre in atto qualsiasi dispositivo equivalente.
Le decisioni prese dalla Francia successivamente all’estate 2012 riguardanti le tariffe regolamentate di vendita dell’elettricità permettono di ridurre progressivamente, rispetto al 2012, e successivamente ogni anno rispetto all’anno precedente, lo scostamento tra la somma dei costi e la tariffa regolamentata.
La Francia pone fine ad ogni aiuto di Stato risultante dall’applicazione delle tariffe regolamentate di vendita dell’elettricità entro il 31 dicembre 2015 per i grandi e medi consumatori e si astiene da porre in atto qualsiasi dispositivo equivalente.
Entro due mesi dalla notifica della presente decisione, la Repubblica francese informa la Commissione delle misure adottate o previste per l’esecuzione della stessa.
Fatto a Bruxelles, il 12 giugno 2012
(1) A partire dal 1o dicembre 2009, gli articoli 87 e 88 del trattato CE sono divenuti rispettivamente gli articoli 107 e 108 del trattato sul funzionamento dell’Unione europea («TFUE»). In entrambi i casi le disposizioni sono sostanzialmente identiche. Ai fini della presente decisione, i riferimenti agli articoli 107 e 108 del TFUE vanno intesi, se del caso, rispettivamente agli articoli 87 e 88 del trattato CE. Il TFUE ha inoltre introdotto alcuni cambiamenti nella terminologia, come la sostituzione di «Comunità» con «Unione», «mercato comune» con «mercato interno» e di «Tribunale di primo grado» con «Tribunale». La terminologia del TFUE sarà utilizzata nella presente decisione.
(2) GU C 164 del 18.7.2007, pag. 9 e GU C 96 del 25.4.2009, pag. 18.
(3) GU C 164 del 18.7.2007, pag. 9.
(4) GURF n. 181 del 5 8.2008, pag. 12471.
(5) GURF n. 185 dell’11 8.2004, pag. 14256.
(6) GU C 96, del 25.4.2009, pag. 18.
(7) GURF n. 35 dell’11.2.2000, pag. 2143. Tale legge è stata modificata a più riprese, l’ultima volta dalla legge n. 2007-290 del 5 marzo 2007 che istituisce il diritto all’alloggio opponibile e che reca diverse misure in favore della coesione sociale (GURF n. 55 del 6.3.2007, pag. 4190).
(8) GU L 176 del 15.7.2003, pag. 37, oggi sostituita dalla direttiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo e del Consiglio (GU L 211 del 14.8.2009, pag. 55).
(9) L'articolo 2.11 della direttiva 2003/54/CE definisce come clienti non civili le persone fisiche o giuridiche che acquistano energia elettrica non destinata al proprio uso domestico, inclusi i produttori e i clienti grossisti.
(10) GURF n. 163 del 14.7.2005, pag. 11570.
(11) GURF n. 18 del 22.1.2008, pag. 1122.
(12) I termini «grandi siti», «siti medi» e «piccoli siti» corrispondono alla segmentazione tradizionalmente utilizzata dalla CRE nelle sue pubblicazioni.
(13) GURF n. 284 dell’8.12.2006, pag. 18531.
(14) Tali misure hanno introdotto gli articoli 30-1 e 30-2 nella legge n. 2004-803 del 9 agosto 2004 relativa ai servizi pubblici dell’elettricità e del gas, nonché alle imprese elettriche e del gas, che stabiliscono e gestiscono il sistema delle tariffe di ritorno.
(15) Fonte: «Note interprétative sur la mise en œuvre du tarif réglementé transitoire d'ajustement du marché», Ministero dell’economia, delle finanze e dell’industria francese, disponibile al seguente indirizzo: http://www.industrie.gouv.fr/energie/electric/note-interpretative-tarif_retour.pdf (sito visitato il 9 febbraio 2009).
(16) GURF n. 4 del 5.1.2007, pag. 170.
(17) GURF n. 105 del 5.5.2007, pag. 7952.
(18) I contratti a termine di base corrispondono a una fornitura di elettricità costante nel corso di un dato periodo (un anno, un trimestre, un mese, un giorno). I contratti a termine di picco corrispondono a una fornitura di elettricità da 8 ore a 20 ore, week-end esclusi.
(19) Il contributo al servizio pubblico dell’elettricità finanza inoltre altri costi, tra cui i costi aggiuntivi connessi alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili (42,4 %), i costi aggiuntivi connessi alla perequazione geografica (35 %), i costi aggiuntivi connessi alla cogenerazione (21 %) e le cosiddette tariffe «sociali» (1,4 %) (stime della CRE per l’anno 2011).
(20) Tariffe basate sui pareri della CRE sui decreti relativi ai prezzi di vendita dell’elettricità.
(21) Cfr. per esempio l'Observatoire des marchés de l'électricité et du gaz — terzo trimestre 2008 della CRE, pag. 22, disponibile all’indirizzo: http://www.cre.fr/fr/marches/observatoire_des_marches
(22) Disponibile all’indirizzo: http://www.cre.fr/documents/publications/rapports-thematiques/fonctionnement-des-marches-de-gros-de-l-electricite-et-du-gaz-naturel/consulter-le-rapport
(24) Fonte: POWEO, citato da Companynews. http://www.companynewsgroup.com/imprimer.asp?co_id=111260
(25) Tariffe basate sui pareri della CRE sui decreti relativi ai prezzi di vendita dell’elettricità.
(26) Decisione dell'Autorità di concorrenza n. 11/D-09 dell’8 giugno 2011.
(27) Cfr. «Coûts prévisionnels de production d'électricité», AEN-IEA, Edizione 2010, valori medi con attualizzazione al 5 %.
(28) Parere della CRE del 5 maggio 2011, pag. 5.
(29) GURF n. 0284 del 8 dicembre 2010, pag. 21467.
(30) GURF n. 0100 del 29 aprile 2011, pag. 7472.
(31) Decreti pubblicati nella GURF n. 0117 del 20 maggio 2011 pag. 8792 e pag. 8793.
(32) Sentenza del 13 marzo 2001, Racc. 2001, pag. I-02099.
(33) Parere della Commissione di regolamentazione dell’energia del 9 agosto 2006 sulla bozza di decreto relativo ai prezzi di vendita dell’elettricità, sezione 2.2, secondo paragrafo. http://www.cre.fr/imgAdmin/1161595981902.pdf
(34) Cfr. per esempio la decisione della Commissione nel caso dell’aiuto di Stato N 161/04 — Costi «incagliati» in Portogallo (GU C 250 dell’8.10.2005, pag. 9) o, più recentemente, la decisione della Commissione nel caso C 24/09 (ex N 446/08), Aiuto di Stato per imprese a forte consumo di energia, legge sull’elettricità verde, Austria (GU L 235 del 10.9.2011, pag. 42).
(35) Sentenze della Corte del 2 luglio 1974, Italia/Commissione (173/73, Racc. 1974 pag. 709) e del 22 marzo 1977, Steinike/Repubblica Federale di Germania (78-76, Racc. 1977 pag. 595).
(36) Decisione della Commissione del 15 gennaio 2002, N 826/01, Irlanda — Fabbisogni di energia alternativa I-IV il N 553/01, Energia Rinnovabile (GU C 59 del 6.3.2002).
(37) Decisione del 27 febbraio 2002 nella procedura N 661/99, Regno Unito — Competitive Transition Charge (GU C 45 del 19.2.2002). Il costo aggiuntivo indotto dall’obbligo di acquisto di elettricità da fonti rinnovabili era finanziato da un contributo denominato «Competitive Transition Charge» pagato dai consumatori in proporzione al loro consumo e il cui importo era fissato dal regolatore pubblico a livello del costo aggiuntivo preso in esame, senza un ente pubblico designato per la gestione delle somme (GU C 113 del 14.5.2002).
(38) GU L 211 del 14.8.2009, pag. 55. L'articolo 3, paragrafo 2, precisa che: «Nel pieno rispetto delle pertinenti disposizioni del trattato,in particolare dell’articolo 86, gli Stati membri possono, nell’interesse economico generale, imporre alle imprese che operano nel settore dell’energia elettrica obblighi relativi al servizio pubblico concernenti la sicurezza, compresa la sicurezza dell’approvvigionamento, la regolarità, la qualità e il prezzo delle forniture, nonché la tutela dell’ambiente, compresa l’efficienza energetica,l’energia da fonti rinnovabili e la protezione del clima. Questi obblighi sono chiaramente definiti, trasparenti, non discriminatori e verificabili, e garantiscono alle imprese della Comunità che operano nel settore dell’energia elettrica parità di accesso ai consumatori nazionali.»
(39) Nella sua comunicazione del 2001 sul metodo per l’analisi degli aiuti di Stato connessi a taluni costi non recuperabili (adottata il 26 luglio 2001, e comunicata agli Stati Membri con lettera SG (2001) D/290869 del 6.8.2001) la Commissione ha dichiarato:
«La transizione progressiva da una situazione in cui la concorrenza era alquanto ristretta ad una situazione di concorrenza aperta ed effettiva a livello europeo deve compiersi a condizioni economiche accettabili, tenuto conto delle specificità dell'industria dell’energia elettrica. (…)
Gli aiuti di Stato corrispondenti ai costi non recuperabili ammissibili ai sensi della presente comunicazione sono intesi ad agevolare il passaggio delle imprese del settore dell’energia elettrica ad un mercato concorrenziale dell'elettricità. La Commissione può assumere quindi una posizione favorevole nei confronti di tali aiuti, purché la distorsione della concorrenza sia controbilanciata dal contributo che essi danno alla realizzazione di un obiettivo comunitario che non potrebbe essere raggiunto dalle sole forze di mercato. In effetti, la distorsione di concorrenza che risulti da aiuti versati per agevolare il passaggio delle imprese elettriche da un mercato più o meno chiuso ad un mercato parzialmente liberalizzato può non essere in contrasto con l'interesse comune quando è limitata nel tempo e negli effetti prodotti, giacché la liberalizzazione del mercato dell'energia elettrica è nell'interesse generale del mercato comune secondo l'articolo 2 e l'articolo 3, paragrafo 1, lettera t) del trattato e completa la realizzazione del mercato interno.»
(40) Disciplina comunitaria degli aiuti di Stato per la tutela ambientale (GU C 82 del 1.4.2008, pag. 1), cap. IV, punti 153-154.
(41) SA.31953 (11/N) — Costruzione di un terminale LNG a Swinoujsciu (GU C 361 del 10.12.2011), SA.30980 (11/N) Costruzione di una interconnessione e una linea elettrica transfrontaliera tra la Polonia e la Lituania (GU C 79 del 12.3.2011), SA.29870 (N 660/09) Aiuto alla PGNiG per un impianto di deposito del gas in sotterraneo (GU C 213 del 6.8.2010).
Il presente invito a formulare proposte si fonda sulla decisione n. 1719/2006/CE (1) del Parlamento europeo e del Consiglio, del 15 novembre 2006, che istituisce il programma Gioventù in azione per il periodo 2007-2013, in prosieguo denominato «Programma Gioventù in azione». Le condizioni specifiche del presente invito a formulare proposte si trovano nella guida al programma per il Programma Gioventù in azione (2007-2013), pubblicata sul sito Web Europa (cfr. punto VIII). La guida al programma costituisce parte integrante dell’invito.
I. Obiettivi e priorità
Gli obiettivi generali definiti dalla decisione che istituisce il programma Gioventù in azione sono i seguenti:
progetti che affrontino le questioni della povertà e della marginalizzazione e che mostrino ai giovani la necessità di impegnarsi per affrontarle per una società più inclusiva. In questo contesto si dovrà prestare particolare attenzione all'inclusione dei giovani migranti, dei giovani disabili e, ove opportuno, dei giovani Rom,
II. Struttura del programma «Gioventù in azione»
Per raggiungere gli obiettivi prefissati, il programma «Gioventù in azione» contempla cinque azioni operative.
III. Candidati ammissibili
IV. Paesi ammissibili
V. Criteri di attribuzione
sottoazioni 1.1, 1.2, 3.1, 4.3 e azione 2:
la pertinenza rispetto agli obiettivi e alle priorità del Programma (30 %),
la qualità del progetto e i metodi proposti (50 %),
il profilo dei partecipanti e dei promotori (20 %).
sottoazioni 1.3
la qualità della concezione tematica (20 %),
la qualità del progetto e i metodi proposti (30 %),
il profilo e il numero dei partecipanti e dei promotori (20 %).
sottoazione 5.1
la pertinenza rispetto agli obiettivi e alle priorità del Programma (20 %),
la pertinenza rispetto agli obiettivi delle politiche UE a favore della gioventù (20 %),
la qualità del progetto e i metodi proposti (40 %),
VI. Dotazione di bilancio e durata
Bilancio previsto per il 2013 nell’ambito delle seguenti azioni e sottoazioni
Sottoazione 1.1
Sottoazione 1.2
Sottoazione 1.3
Servizio europeo per il volontariato
Sottoazione 3.1
Cooperazione con i paesi limitrofi dell’Unione europea
Sottoazione 4.3
Formazione e collegamento per le persone impegnate nel lavoro con i giovani le organizzazioni giovanili
Incontri tra giovani e responsabili delle politiche per la gioventù
VII. Termini per la presentazione delle domande
Le domande devono pervenire entro il termine che corrisponde alla data di inizio del progetto. Per i progetti sottoposti a un’agenzia nazionale, esistono tre termini all’anno per la presentazione delle domande.
Periodi entro i quali inizieranno i progetti
1 maggio e 31 ottobre
1 agosto e 31 gennaio
1 gennaio e 30 giugno
Per progetti inviati all’agenzie esecutiva esistono tre termini di presentazione delle domande all’anno.
1 agosto e 31 dicembre
1 dicembre e 30 aprile
1 marzo e 31 luglio
VIII. Ulteriori informazioni
(1) GU L 327 del 24.11.2006, pag. 30.
(Caso COMP/M.6788 — Goldman Sachs/TPG/Barclays/Kew Green)
In data 13 dicembre 2012 è pervenuta alla Commissione la notifica di un progetto di concentrazione in conformità dell’articolo 4 del regolamento (CE) n. 139/2004 del Consiglio (1). Con tale operazione le imprese Goldman Sachs Group, Inc. («Goldman Sachs», USA), TPG Lundy Co L.P. («TPG», Isole Cayman), controllata in ultima istanza dal gruppo di fondi TPG («fondi TPG», USA), e Barclays plc («Barclays», Regno Unito) acquisiscono, ai sensi dell'articolo 3, paragrafo 1, lettera b), del regolamento comunitario sulle concentrazioni, il controllo comune di Kew Green Holdings Limited («Kew Green», Regno Unito) mediante acquisto di quote.
Goldman Sachs: società d'investimento di livello mondiale che offre un'ampia gamma di servizi a una clientela diversificata,
TPG: società d'investimento di livello mondiale che offre un'ampia gamma di servizi a una clientela diversificata,
TPG Funds: portafoglio di fondi che riunisce e gestisce i diversi fondi controllati da TPG,
Barclays: importante fornitore di servizi finanziari di livello mondiale che opera in tutti i settori bancari,
Kew Green: possiede e gestisce alberghi nel Regno Unito.
Le osservazioni devono pervenire alla Commissione entro dieci giorni dalla data di pubblicazione della presente comunicazione. Le osservazioni possono essere trasmesse alla Commissione per fax (+32 22964301), per e-mail all’indirizzo COMP-MERGER-REGISTRY@ec.europa.eu o per posta, indicando il riferimento COMP/M.6788 — Goldman Sachs/TPG/Barclays/Kew Green, al seguente indirizzo:
(Caso COMP/M.6777 — Yazaki Europe/S-Y Systems Technologies Europe)
In data 14 dicembre 2012 è pervenuta alla Commissione la notifica di un progetto di concentrazione in conformità dell’articolo 4 del regolamento (CE) n. 139/2004 del Consiglio (1). Con tale operazione Yazaki Europe Limited («YEL», Regno Unito), appartenente a Yazaki Corporation («YC», Giappone), acquisisce, ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 1, lettera b), del regolamento comunitario sulle concentrazioni, il controllo esclusivo di S-Y Systems Technology Europe GmbH («S-YST», Germania) mediante acquisto di quote. Attualmente S-YST è controllata congiuntamente da YC e Continental Automotive GmbH.
Le imprese interessate, YEL e S-YST, operano nello sviluppo e nella vendita di sistemi di distribuzione elettrica per autoveicoli (cablaggio).
Le osservazioni devono pervenire alla Commissione entro dieci giorni dalla data di pubblicazione della presente comunicazione. Le osservazioni possono essere trasmesse alla Commissione per fax (+32 22964301), per e-mail all’indirizzo COMP-MERGER-REGISTRY@ec.europa.eu o per posta, indicando il riferimento COMP/M.6777 — Yazaki Europe/S-Y Systems Technologies Europe, al seguente indirizzo:

References: articolo 26
 sentenza 
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