(1)

Em 3 de dezembro de 2019, a Enel Green Power («o requerente») apresentou à Comissão um pedido ao abrigo do artigo 35.o, n.o 1, da Diretiva 2014/25/UE («o pedido»). O pedido cumpre o disposto no artigo 1.o, n.o 1, da Decisão de Execução (UE) 2016/1804 da Comissão (2).

(2)

O pedido refere-se à produção e venda por grosso de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis, tal como referido no artigo 9.o da Diretiva 2014/25/UE, e foi apresentado pelo requerente em Itália. Os serviços em causa são descritos no pedido como se segue: energia solar, eólica, mini-hídrica e geotérmica. O requerente não inclui a biomassa nem o biogás no pedido, pois argumenta que, com base na prática da Comissão, os regimes de incentivos que apoiam atualmente estas tecnologias têm de levar à conclusão de que os mercados conexos ainda não estão diretamente expostos à concorrência.

(3)

O pedido não foi acompanhado de uma posição fundamentada e justificada adotada por uma autoridade nacional independente. Consequentemente, em conformidade com o anexo IV, ponto 1, da Diretiva 2014/25/UE, a Comissão deve adotar uma decisão de execução sobre o pedido no prazo de 105 dias úteis. O prazo inicial foi suspenso, em conformidade com o anexo IV, ponto 2, da Diretiva 2014/25/UE. O prazo acordado entre o requerente e a Comissão para a adoção do ato de execução expira em 31 de julho de 2020.

(4)

A Diretiva 2014/25/UE é aplicável à adjudicação de contratos para o exercício de atividades relacionadas, entre outras, com a produção e a venda por grosso de eletricidade na aceção da Diretiva 2014/25/UE, a menos que a atividade esteja isenta nos termos do artigo 34.o da mesma diretiva.

(5)

Nos termos da Diretiva 2014/25/UE, os contratos destinados a permitir a realização de uma das atividades a que a diretiva se aplica não estão abrangidos pela mesma se, no Estado-Membro em que é exercida, a atividade estiver diretamente exposta à concorrência em mercados de acesso não limitado. A exposição direta à concorrência é avaliada com base em critérios objetivos, que podem incluir as características dos produtos ou serviços em causa, a existência de produtos ou serviços alternativos considerados substituíveis do lado da oferta ou da procura, os preços e a presença, real ou potencial, de mais do que um fornecedor dos produtos ou prestador dos serviços em questão.

(6)

Considera-se que o acesso a um mercado não é limitado se o Estado-Membro em causa tiver transposto e aplicado a legislação pertinente da União relativa à abertura total ou parcial de um dado setor à concorrência. A lista dessa legislação consta do anexo III da Diretiva 2014/25/UE, que inclui, no que se refere à produção e venda por grosso de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis, a Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (3).

(7)

Com base nas informações de que a Comissão dispõe, a Itália transpôs a Diretiva 2009/72/CE para o direito nacional através do Decreto Legislativo n.o 93/2011, alterado posteriormente pelo artigo 26.o da Lei n.o 115/2015 e pelo artigo 33.o da Lei n.o 122/2016. Por conseguinte, o acesso ao mercado relevante é considerado sem restrições nos termos do artigo 34.o, n.o 3, da Diretiva 2014/25/UE.

(8)

A exposição direta à concorrência deve ser avaliada com base em vários indicadores, não sendo nenhum deles, por si próprio, decisivo. No caso dos mercados abrangidos pela presente decisão, um dos critérios a ter em conta é a parte de mercado dos principais operadores num determinado mercado. Atendendo a que as condições variam consoante as diferentes atividades abrangidas pelo pedido, a análise da situação concorrencial deve ter em conta as diferentes situações existentes nos mercados relevantes.

(9)

A presente decisão não prejudica a aplicação das regras relativas à concorrência e das regras em matéria de auxílios estatais e de outros domínios do direito da União. Em especial, os critérios e a metodologia adotados para avaliar a exposição direta à concorrência, nos termos do artigo 34.o da Diretiva 2014/25/UE, não são necessariamente idênticos aos utilizados para a avaliação nos termos do artigo 101.o ou 102.° do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia ou do Regulamento (CE) n.o 139/2004 do Conselho (4), como confirmou o Tribunal Geral (5).

(10)

O objetivo da presente decisão é determinar se, nos mercados de acesso não limitado na aceção do artigo 34.o da Diretiva 2014/25/UE, as atividades abrangidas pelo pedido estão expostas a um nível de concorrência que garanta, mesmo na ausência da disciplina decorrente das regras pormenorizadas de contratação pública da Diretiva 2014/25/UE, que os contratos públicos para a execução das atividades abrangidas pelo pedido serão transparentes e não discriminatórios, e baseados em critérios que permitam aos compradores identificar a solução globalmente mais vantajosa em termos económicos.

(11)

Em 2012, a Comissão definiu, na sua Decisão de Execução 2012/539/UE (6), a produção e a venda por grosso de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis como um mercado distinto.

(12)

Em 2017, a Comissão adotou a Decisão de Execução (UE) 2018/71 (7) relativa ao mercado da eletricidade dos Países Baixos. No caso dos Países Baixos, a Comissão considerou que não era necessário definir mercados distintos para a eletricidade em função da sua fonte. As principais razões para a divergência relativamente à Decisão de Execução 2012/539/UE relativa à Itália eram as seguintes: o facto de a eletricidade produzida a partir de fontes renováveis ser vendida diretamente no mercado grossista e não a uma entidade não comercial, que é o operador da rede de transporte na Alemanha e a Gestore dei Servizi Energetici (GSE) em Itália; a ausência de alimentação prioritária para a eletricidade renovável; o facto de a taxa legal de remuneração aplicável à eletricidade produzida a partir de fontes renováveis assumir a forma de um prémio aos produtores (por oposição a uma taxa fixa, como nas Decisões de Execução 2012/218/UE e 2012/539/UE relativas à Alemanha e a Itália); e o facto de as subvenções às energias renováveis terem sido sujeitas, no início, a um processo de concurso, no qual várias tecnologias competiam por um montante de subvenções predefinido.

(13)

No presente pedido, o requerente considera que, em Itália, a eletricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis vendida por grosso e a eletricidade produzida a partir de fontes convencionais vendida por grosso fazem parte do mesmo mercado.

(14)

Na sua comunicação de 6 de março de 2020, a autoridade italiana da concorrência (Autoritá Garante della Concorrenza e del Mercato, a seguir AGCM) considera que não é possível identificar um mercado distinto para a produção de energia a partir de fontes renováveis, separado do mercado da produção de energia a partir de fontes convencionais. Essa autoridade observa que a produção a partir de fontes renováveis e a produção a partir de fontes convencionais são perfeitamente intersubstituíveis do ponto de vista da satisfação da procura de eletricidade, e que a quota de energia renovável vendida em condições de mercado é elevada (mais de 50 % do total). Neste contexto, a AGCM argumenta que os incentivos concedidos à produção a partir de fontes renováveis foram significativamente reduzidos desde 2012, e que com o passar do tempo o seu nível tem tendido a assegurar uma mera compensação dos custos suportados pelos produtores de eletricidade.

(15)

A Comissão observa que a produção de eletricidade a partir de fontes renováveis em Itália é apoiada por um certo número de regimes com características diferentes.

(16)

A Comissão analisou as características de quatro regimes de apoio à produção de eletricidade a partir de fontes renováveis na sua Decisão de Execução 2012/539/UE relativa a Itália. Tendo em conta as diferentes características dos regimes introduzidos em Itália para apoiar a produção de eletricidade a partir de fontes renováveis após essa decisão, para efeitos da análise nestes considerandos, o mercado divide-se entre, por um lado, os regimes introduzidos em Itália para apoiar a produção de eletricidade a partir de fontes renováveis analisados na Decisão de Execução 2012/539/UE e, por outro, os regimes introduzidos em Itália para apoiar a produção de eletricidade a partir de fontes renováveis após essa decisão.

(17)

Neste contexto, é importante referir que, nos mercados em causa, nem todos os operadores do mercado estão sujeitos às regras em matéria de contratos públicos. Por conseguinte, as empresas não sujeitas a essas regras, ao operar nos referidos mercados, podem exercer uma pressão concorrencial sobre os agentes do mercado sujeitos às regras de contratação pública.

(18)

No setor da eletricidade, o mercado geográfico relevante é frequentemente considerado de âmbito nacional. Contudo, a área geográfica relevante pode também depender do facto de a configuração das zonas de ofertas refletir os condicionalismos da rede.

(19)

Na sua Decisão de Execução 2012/539/UE, a Comissão considerou que, devido à existência de condicionalismos da rede, para efeitos de avaliação do cumprimento das condições estabelecidas no artigo 30.o, n.o 1, da Diretiva 2004/17/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (8), e sem prejuízo do direito da concorrência, os mercados geográficos relevantes para a produção e venda por grosso de eletricidade produzida a partir de fontes convencionais são a macrozona Norte e a macrozona Sul.

(20)

No que diz respeito ao mercado geográfico, o requerente considera que este tem um âmbito nacional.

(21)

Na sua comunicação de 6 de março de 2020, as autoridades italianas indicam que a diferença de preços entre a macrozona Sul e a Sardenha foi praticamente reduzida a zero, ao passo que a diferença de preços entre a macrozona Sul e a macrozona Sicília foi reduzida. A AGCM sublinha que o processo de desconcentração afetou o mercado em Itália, tal como demonstrado pela quebra constante no índice Herfindahl-Hirschman (IHH) a nível nacional (549 em 2018, 686 em 2017, 713 em 2016 e 884 em 2012). O cálculo do IHH foi apresentado pelo requerente na sua comunicação de 19 de setembro de 2019. No entanto, a AGCM salienta que, pelo menos para uma macrozona (Sicília), o preço local parece continuar a ser significativa e permanentemente diferente do que se regista no resto do país.

(22)

A Comissão concorda que a evolução das diferenças de preços ao longo dos últimos oito anos tem mostrado uma convergência muito significativa entre as macrozonas. Porém, a persistência de um preço acrescido para o mercado da macrozona Sicília parece justificar uma distinção entre esta zona e o resto do mercado italiano.

(23)

Para efeitos da avaliação ao abrigo da presente decisão e sem prejuízo do direito da concorrência e das regras em matéria de auxílios estatais, a Comissão considera haver dois mercados geográficos relevantes: por um lado, as macrozonas Norte, Sul e Sardenha; por outro, a macrozona Sicília.

(24)

Na sua Decisão de Execução 2012/539/UE, a Comissão concluiu que só a produção e a venda por grosso de eletricidade a partir de fontes convencionais podiam ser isentas das regras de contratação pública. A mesma decisão referia que a condição de exposição direta à concorrência, estabelecida no artigo 30.o, n.o 1, da Diretiva 2004/17/CE, devia ser considerada cumprida no que se refere à produção e à venda por grosso de eletricidade a partir de fontes convencionais no território de Itália, com exceção da Sardenha e da Sicília. A decisão analisou as características de quatro regimes de incentivos às energias renováveis.

(25)

O mecanismo Comitato Interministeriale Prezzi del 29 aprile 1992 (CIP6) consiste numa tarifa de aquisição regulamentada para a eletricidade produzida a partir de fontes renováveis e de fontes semelhantes às energias renováveis, nomeadamente a eletricidade produzida em centrais de produção combinada de eletricidade e calor. Este mecanismo abrange os custos operacionais, os custos de capital e os custos com combustíveis, incluindo ainda uma componente de incentivo aplicável nos primeiros oito anos.

(26)

A tarifa abrangente (TA) aplica-se a instalações com capacidade instalada inferior a 200 kW para parques eólicos e inferiores a 1 MW para outros tipos de energias renováveis. Este sistema está garantido por 15 anos, é voluntário e constitui uma alternativa ao sistema de certificados verdes. A tarifa abrangente inclui o preço da energia e um incentivo.

(27)

O mecanismo dos certificados verdes (CV) assenta no estabelecimento de quotas obrigatórias para os produtores e importadores de eletricidade produzida a partir de fontes convencionais, que devem apresentar anualmente um determinado número de certificados verdes. Os certificados verdes são posteriormente atribuídos a instalações de energias renováveis em função da fonte da energia produzida e podem ser negociados num mercado específico, distinto do da energia. Os produtores de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis beneficiam das receitas da venda da energia renovável e, como incentivo, das receitas da venda dos certificados verdes. O valor dos certificados verdes é determinado pela relação entre a procura (pelos produtores e importadores de eletricidade proveniente de fontes convencionais) e a oferta (dos produtores e importadores de eletricidade proveniente de fontes renováveis). O regime dos certificados verdes é aplicável às instalações com capacidade superior a 1 MW (exceto as fotovoltaicas) e, no caso da energia eólica, com capacidade superior a 200 kW.

(28)

Os certificados verdes foram alterados em janeiro de 2016, e passaram a chamar-se GRIN. Este regime funciona através de um prémio trimestral pago sobre o preço da eletricidade aos seus beneficiários. Os montantes pagos e a sua duração no âmbito do regime GRIN são exatamente os mesmos que os beneficiários teriam recebido ao abrigo dos anteriores certificados verdes.

(29)

O regime das contas «energia» (CE) incentiva a produção de eletricidade fotovoltaica e constitui um prémio aos produtores, pois estes recebem o preço de mercado no mercado do dia seguinte, além de uma comissão de incentivo. Este regime de incentivo é garantido por 20 anos.

(30)

Com base nas características destes regimes e nas especificidades da produção e da venda por grosso de eletricidade, a Comissão concluiu, na sua Decisão de Execução 2012/539/UE, que a condição de exposição direta à concorrência não foi satisfeita no respeitante à produção e fornecimento por grosso de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis. Uma vez que as condições destes regimes se mantêm essencialmente inalteradas, a Comissão não vê motivos para alterar a sua avaliação.

(31)

No que respeita aos regimes introduzidos após a Decisão de Execução 2012/539/UE, os mais importantes foram notificados à Comissão e autorizados ao abrigo das regras em matéria de auxílios estatais pela Decisão C (2016) 2726 da Comissão (9) e pela Decisão C (2019) 4498 da Comissão (10). Quer isto dizer que esses regimes incluem uma remuneração adequada à luz dos custos incorridos, e que o auxílio concedido não distorce o mercado único.

(32)

No que diz respeito ao regime estabelecido pelo decreto ministerial de 23 de junho de 2016, este regime estava aberto a todas as fontes de energia renováveis, exceto a energia solar fotovoltaica. Os beneficiários foram divididos em três categorias, em função da potência da instalação: novos produtores de grande dimensão (ou seja, com capacidade instalada superior a 5 MW), novos produtores de dimensão média (por exemplo, com uma capacidade instalada entre 500 kW2 e 5 MW; esta categoria inclui também o repotenciamento de geradores de qualquer dimensão) e produtores mais pequenos (ou seja, com capacidade instalada inferior a 500 kW). A Comissão observou que, para as tecnologias elegíveis ao abrigo do regime, o custo normalizado da energia seria mais elevado do que o preço previsto no mercado da eletricidade e que, sem o auxílio e em condições normais de mercado, o valor atual líquido (VAL) dos projetos de energias renováveis seria negativo.

(33)

No que diz respeito ao regime estabelecido pelo decreto ministerial de 4 de julho de 2019, este consiste num auxílio ao funcionamento para a produção de eletricidade em instalações que utilizem as seguintes tecnologias de energias renováveis: energia eólica terrestre, energia fotovoltaica, energia hidroelétrica e gás de esgoto. Tal como na Decisão C (2016) 2726, a Comissão observou que, para as tecnologias elegíveis ao abrigo do regime, o custo normalizado da energia seria mais elevado do que o preço esperado no mercado da eletricidade. Sem os auxílios e em condições normais de mercado, o valor atual líquido (VAL) dos projetos de energias renováveis seria, portanto, negativo. A Comissão concluiu que, sem o auxílio, os projetos que beneficiam do regime não seriam financeiramente viáveis.

(34)

O decreto ministerial de 14 de fevereiro de 2017 introduziu um regime específico para as pequenas ilhas. Trata-se de 20 ilhas, 14 das quais na Sicília, que não estão ligadas à rede elétrica do continente. Têm uma área superior a um quilómetro quadrado, estão localizadas a mais de um quilómetro do continente e têm uma população residente de, pelo menos, 50 habitantes. Para cada ilha, foram identificados objetivos específicos em matéria de eletricidade e de calor para a transição energética para 2030. O acesso é concedido para a nova construção, valorização e reativação de instalações de produção de eletricidade de, pelo menos, 0,5 kW, que tenham entrado em funcionamento desde 15 de novembro de 2018, estejam ligadas à rede elétrica da ilha e sejam alimentadas por fontes renováveis localmente disponíveis. Os beneficiários usufruem de uma tarifa de aquisição para a eletricidade vendida na rede e de um prémio ao produtor pela eletricidade produzida e consumida instantaneamente no local.

(35)

O Ritiro Dedicato (RID) é um mecanismo que permite aos produtores participar no mercado da eletricidade introduzida na rede. Este mecanismo consiste na venda de eletricidade à GSE e substitui qualquer outra obrigação contratual relativa (entre outras) aos serviços de distribuição e transporte da energia. As instalações com potência inferior a 10 MW são elegíveis para o RID, juntamente com instalações de qualquer nível de potência desde que sejam abastecidas por [energia solar, eólica, das marés, das ondas, geotérmica, ou por fontes hidráulicas limitadas a centrais hidrocinéticas ou por] outras fontes renováveis, desde que sejam propriedade de um autoprodutor. O RID é uma alternativa aos incentivos concedidos ao abrigo dos outros regimes estabelecidos pelos decretos ministeriais de 5 de julho de 2012, 6 de julho de 2012, 23 de junho de 2016 e 4 de julho de 2019.

(36)

O Scambio sul Posto (SSP) permite uma compensação económica entre o valor associado à eletricidade introduzida na rede e o valor associado à eletricidade recolhida e consumida num período diferente daquele em que é produzida. O SSP aplica-se a instalações que tenham entrado em funcionamento até 31 de dezembro de 2014, desde que sejam abastecidas por fontes renováveis ou de produção combinada de calor e eletricidade de elevada eficiência, com uma potência máxima inferior a 200 kW, ou a centrais com uma capacidade máxima de 500 kW, se forem alimentadas a partir de fontes renováveis e tiverem entrado em serviço a partir de 1 de janeiro de 2015. O SSP é uma alternativa aos incentivos concedidos ao abrigo dos outros regimes estabelecidos pelos decretos ministeriais de 5 de julho de 2012, 6 de julho de 2012, 23 de junho de 2016 e 4 de julho de 2019.

(37)

A Comissão observa que os regimes estabelecidos pelos decretos ministeriais de 23 de junho de 2016 e de 4 de julho de 2019 incluem um processo de concurso para beneficiar dos incentivos.

(38)

A Comissão observa que o nível de concorrência para beneficiar dos regimes estabelecidos pelos decretos ministeriais de 23 de junho de 2016 e de 4 de julho de 2019 aumentou, havendo um elevado número de requerentes e propostas para a produção de eletricidade a partir de fontes renováveis. Por conseguinte, a Comissão considera que as instalações de produção de energias renováveis que beneficiam dos regimes mais recentes operam num ambiente concorrencial.

(39)

No que diz respeito aos três outros regimes, o regime estabelecido pelo decreto ministerial de 14 de fevereiro de 2017, o RID e o SSP, a Comissão não tem bases para concluir que os beneficiários estão sujeitos a pressão concorrencial. Algumas das suas características, como uma tarifa de aquisição ou o facto de a energia produzida ser adquirida pela GSE, são semelhantes às de outros regimes analisados na decisão de 2012.

(40)

Tendo em conta os fatores já examinados, a condição de exposição direta à concorrência estabelecida no artigo 34.o da Diretiva 2014/25/UE deve ser considerada como cumprida no que se refere à produção e venda por grosso de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis com base nos regimes instituídos pelos decretos ministeriais de 23 de junho de 2016 e de 4 de julho de 2019 em Itália.

(41)

Além disso, tendo em conta que se considera cumprida a condição de acesso não limitado ao mercado, a Diretiva 2014/25/UE não deve ser aplicada quando as entidades adjudicantes adjudiquem contratos destinados a permitir a produção e a venda por grosso de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis com base nos regimes instituídos pelos decretos ministeriais de 23 de junho de 2016 e de 4 de julho de 2019 em Itália, nem quando organizem concursos de projetos para a realização dessa atividade nessa área geográfica.

(42)

Tendo em conta os fatores já examinados, a condição da exposição direta à concorrência estabelecida no artigo 34.o da Diretiva 2014/25/UE deve ser considerada como não estando satisfeita relativamente à produção e venda por grosso de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis com base nos regimes instituídos pelo CIP6, nos certificados verdes/GRIN, nas CE, na TA, no decreto ministerial de 14 de fevereiro de 2017, no RID e no SSP. Por conseguinte, a Diretiva 2014/25/UE deve continuar a aplicar-se quando entidades adjudicantes adjudiquem contratos destinados a permitir a permitir a realização dessa atividade em Itália e quando organizem concursos de projetos para a realização dessa atividade nessa área geográfica.

(43)

Tendo em conta os fatores já examinados, a condição de exposição direta à concorrência estabelecida no artigo 34.o da Diretiva 2014/25/UE deve ser considerada como cumprida no que se refere à produção e venda por grosso de eletricidade produzida a partir de fontes renováveis em Itália, exceto na Sicília.

(44)

Uma vez que a produção de eletricidade a partir de fontes renováveis abrangida pelos regimes CIP6, certificados verdes/GRIN, CE, TA, pelo decreto ministerial de 14 de fevereiro de 2017, pelo RID e pelo SSP deve continuar a estar sujeita à Diretiva 2014/25/UE, importa recordar que os contratos públicos que abrangem várias atividades devem ser tratados em conformidade com o artigo 6.o da referida diretiva. Tal significa que, quando uma entidade adjudicante intervém num procedimento de adjudicação «misto», utilizado para apoiar o exercício tanto de atividades isentas como de atividades não isentas da aplicação da Diretiva 2014/25/UE, é necessário avaliar quais são as atividades a que o contrato se destina principalmente. No caso de procedimentos de adjudicação mistos cujo objetivo consiste, essencialmente, em apoiar atividades não isentas, aplicam-se as disposições da Diretiva 2014/25/UE. Se for objetivamente impossível determinar a atividade a que o contrato se destina principalmente, esse contrato deve ser adjudicado em conformidade com as regras estabelecidas no artigo 6.o, n.o 3, da Diretiva 2014/25/UE.

(45)

Importa recordar que o artigo 16.o da Diretiva 2014/23/UE do Parlamento Europeu e do Conselho (11) relativa à adjudicação de contratos de concessão prevê a isenção da aplicação desta diretiva às concessões atribuídas pelas entidades adjudicantes, sempre que no Estado-Membro onde se realizar a adjudicação tenha sido estabelecido, nos termos do artigo 35.o da Diretiva 2014/25/UE, que a atividade se encontra diretamente exposta à concorrência, como previsto no artigo 34.o da mesma diretiva. Uma vez que se concluiu que a atividade de produção e venda por grosso de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis com base nos regimes instituídos pelos decretos ministeriais de 23 de junho de 2016 e de 4 de julho de 2019 em Itália está diretamente exposta à concorrência, os contratos de concessão destinados a permitir o exercício dessas atividades em Itália (com exceção da Sicília) serão excluídos do âmbito de aplicação da Diretiva 2014/23/UE.

(46)

Quando as instalações deixam de receber apoio dos regimes CIP6, CV/GRID, CE, TA, decreto ministerial de 14 de fevereiro de 2017, RID e SSP, devem deixar de lhes ser aplicáveis as disposições da Diretiva 2014/25/UE, uma vez que serão consideradas expostas à concorrência.

(47)

A presente decisão baseia-se na situação de jure e de facto existente entre abril de 2017 e maio de 2020, segundo as informações fornecidas pelo requerente e pelas autoridades italianas e com base nas informações publicamente disponíveis. É passível de revisão, caso as condições de aplicabilidade do artigo 34.o da Diretiva 2014/25/UE deixem de estar preenchidas, em virtude de alterações significativas na situação de jure ou de facto,