(1)

El 3 de diciembre de 2019, Enel Green Power («solicitante»), presentó una solicitud a la Comisión con arreglo al artículo 35, apartado 1, de la Directiva 2014/25/UE («solicitud»). La solicitud cumple lo dispuesto en el artículo 1, apartado 1, de la Decisión de Ejecución (UE) 2016/1804 de la Comisión (2).

(2)

La solicitud se refiere a los servicios de producción y venta al por mayor de electricidad procedente de fuentes renovables, contemplados en el artículo 9 de la Directiva 2014/25/UE, prestados por el solicitante en Italia. Los servicios en cuestión se describen en la solicitud como sigue: energía solar, eólica, minihidráulica y geotérmica. El solicitante no incluye la biomasa ni el biogás en la solicitud porque alega que, según la práctica de la Comisión, los sistemas de incentivos que respaldan actualmente estas tecnologías deben llevar a la conclusión de que los mercados afines todavía no están expuestos directamente a la competencia.

(3)

La solicitud no contenía una posición motivada y justificada adoptada por una autoridad nacional independiente competente. Como consecuencia de ello, con arreglo al punto 1 del anexo IV de la Directiva 2014/25/UE, la Comisión debe adoptar un acto de ejecución sobre la solicitud en el plazo de ciento cinco días hábiles. El plazo inicial se suspendió de conformidad con el anexo IV, punto 2, de la Directiva 2014/25/UE. El plazo acordado entre el solicitante y la Comisión para la adopción del acto de ejecución expira el 31 de julio de 2020.

(4)

La Directiva 2014/25/UE es aplicable a la adjudicación de contratos para la realización de actividades relacionadas, entre otras cosas, con la producción y la venta al por mayor de electricidad a tenor de la Directiva 2014/25/UE, salvo que la actividad en cuestión esté exenta en virtud del artículo 34 de dicha Directiva.

(5)

De conformidad con la Directiva 2014/25/UE, esta no se aplicará a los contratos destinados a hacer posible la prestación de una actividad contemplada en ella, siempre que, en el Estado miembro en el que se efectúe dicha actividad, esta esté directamente expuesta a la competencia en mercados cuyo acceso no esté limitado. La exposición directa a la competencia se determina sobre la base de criterios objetivos, que pueden incluir las características de los productos o servicios de que se trate, la existencia de productos o servicios alternativos considerados sustitutivos en el lado de la oferta o en el de la demanda, los precios y la presencia real o potencial de más de un proveedor de los productos o servicios de que se trate.

(6)

Se considera que el acceso a un mercado no está limitado cuando el Estado miembro en cuestión ha incorporado a su legislación nacional y ha aplicado las disposiciones pertinentes de la legislación de la Unión que abren un sector determinado o parte de este a la competencia. Dichas disposiciones se enumeran en el anexo III de la Directiva 2014/25/UE, que incluye, en lo relativo a la producción y la venta al por mayor de electricidad procedente de fuentes renovables, la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (3).

(7)

Sobre la base de la información de que dispone la Comisión, Italia ha transpuesto la Directiva 2009/72/CE a la legislación nacional mediante el Decreto Legislativo n.o 93/2011, modificado posteriormente por el artículo 26 de la Ley n.o 115/2015 y el artículo 33 de la Ley n.o 122/2016. Por consiguiente, se considera que el acceso al mercado de referencia no está limitado, de conformidad con el artículo 34, apartado 3, de la Directiva 2014/25/UE.

(8)

La exposición directa a la competencia debe evaluarse con arreglo a distintos indicadores, ninguno de los cuales es decisivo por sí mismo. Por lo que se refiere a los mercados objeto de la presente Decisión, un criterio que ha de tenerse en cuenta es la cuota de mercado de los principales operadores en un mercado determinado. Dado que cada una de las actividades contempladas en la solicitud se realiza en condiciones distintas, al evaluar la situación competitiva ha de tenerse en cuenta la diversidad de situaciones en los correspondientes mercados.

(9)

La presente Decisión se entiende sin perjuicio de la aplicación de las normas en materia de competencia y ayudas estatales y de otros ámbitos del Derecho de la Unión. En particular, los criterios y métodos utilizados para evaluar la exposición directa a la competencia de conformidad con el artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE no son necesariamente idénticos a los utilizados para realizar una evaluación con arreglo a los artículos 101 o 102 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea o al Reglamento (CE) n.o 139/2004 del Consejo (4), como ha confirmado el Tribunal General (5).

(10)

El objetivo de la presente Decisión es determinar si las actividades a las que se refiere la solicitud están expuestas, en mercados cuyo acceso no esté limitado a tenor del artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE, a un nivel de competencia que garantice que, incluso en ausencia de la disciplina introducida por las disposiciones pormenorizadas que establece en materia de contratación pública dicha Directiva, la contratación pública para el ejercicio de las actividades consideradas se realice de forma transparente y no discriminatoria y sobre la base de unos criterios que permitan a los compradores encontrar la solución que, en conjunto, sea más ventajosa desde el punto de vista económico.

(11)

En 2012, en su Decisión de Ejecución 2012/539/UE (6), la Comisión definió el mercado de la producción y la venta al por mayor de electricidad generada a partir de fuentes renovables como un mercado independiente.

(12)

En 2017, la Comisión adoptó la Decisión de Ejecución (UE) 2018/71 (7) relativa al mercado de la electricidad de los Países Bajos. En este caso, la Comisión consideró que no era necesario definir mercados diferentes para la electricidad en función de su fuente. Los principales motivos por los que se apartó de la Decisión de Ejecución 2012/539/UE relativa a Italia fueron los siguientes: el hecho de que la electricidad renovable se vendiera directamente en el mercado mayorista y no a una entidad que no pertenecía al mercado, es decir, al gestor de la red de transporte en Alemania y a Gestore dei Servizi Energetici («GSE») en Italia; la falta de prioridad de alimentación para la electricidad renovable; el hecho de que la retribución establecida por ley aplicable a la electricidad renovable fuera una prima (y no una tarifa fija como en los precedentes alemán e italiano) y el hecho de que las subvenciones para las renovables estuvieran sometidas a un proceso de licitación al inicio, en el que varias tecnologías competían por subvenciones con un importe predefinido.

(13)

En la presente solicitud, el solicitante sostiene que, en Italia, la venta al por mayor de electricidad procedente de fuentes de energía renovables y de fuentes convencionales constituye un mismo mercado.

(14)

En su escrito del 6 de marzo de 2020, la autoridad italiana de competencia, Autorita’ Garante della Concorrenza e del Mercato (AGCM), sostiene que no es posible identificar un mercado para la producción de energía a partir de fuentes renovables distinto del mercado para la producción de energía a partir de fuentes convencionales. La autoridad señala que la producción a partir de fuentes renovables y la producción a partir de fuentes convencionales son perfectamente intercambiables para los fines de satisfacer la demanda de electricidad y que la cuota de energía renovable vendida en condiciones de mercado es elevada (más del 50 % del total). En este contexto, AGCM alega que los incentivos concedidos para la producción a partir de fuentes renovables se han reducido considerablemente desde 2012, y que, con el tiempo, su importe ha tendido a garantizar una mera compensación de los costes soportados por los productores de electricidad.

(15)

La Comisión señala que, en Italia, la generación de electricidad a partir de fuentes renovables está respaldada por diversos sistemas con distintas características.

(16)

La Comisión analizó las características de cuatro sistemas de apoyo para la producción de electricidad a partir de fuentes renovables en su Decisión de Ejecución 2012/539/UE relativa a Italia. Habida cuenta de las distintas características de los sistemas introducidos en Italia para apoyar la producción de electricidad a partir de fuentes renovables con posterioridad a dicha Decisión, el mercado se va a dividir, a los efectos del análisis objeto de los presentes considerandos, en, por una parte, los sistemas introducidos en Italia para apoyar la producción de electricidad a partir de fuentes renovables analizados en la Decisión de Ejecución 2012/539/UE y, por otra, los sistemas introducidos en Italia para apoyar la producción de electricidad a partir de fuentes renovables a raíz de dicha Decisión.

(17)

En este contexto, es importante mencionar que, en los mercados en cuestión, no todos los operadores están sujetos a una normativa de contratación pública. Por consiguiente, las empresas que no están sujetas a dicha normativa, cuando operan en estos mercados, tendrían, por regla general, la posibilidad de ejercer una presión competitiva sobre los operadores del mercado sujetos a ella.

(18)

En el sector de la electricidad, el mercado geográfico de referencia suele considerarse de ámbito nacional. Sin embargo, la zona geográfica de referencia también puede depender de la configuración de la zona de oferta, que refleja las limitaciones de la red.

(19)

En su Decisión de Ejecución 2012/539/UE, la Comisión consideró que, debido a la presencia de limitaciones en la red, para los fines de evaluar si se cumplían las condiciones establecidas en el artículo 30, apartado 1, de la Directiva 2004/17/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (8), y sin perjuicio del Derecho de la competencia, los mercados geográficos de referencia para la producción y la venta al por mayor de electricidad generada a partir de fuentes convencionales serían la macrozona Norte y la macrozona Sur.

(20)

Por lo que se refiere al mercado geográfico, el solicitante sostiene que es nacional.

(21)

En su escrito del 6 de marzo de 2020, las autoridades italianas indican que la diferencia de precios entre la macrozona Sur y Cerdeña se ha reducido prácticamente a 0, y que la diferencia de precios entre la macrozona Sur y la macrozona de Sicilia se ha reducido. AGCM destaca el proceso de desconcentración que afectó al mercado italiano, como refleja el declive constante en el índice Herfindahl-Hirschmann («IHH») a escala nacional (549 en 2018, 686 en 2017, 713 en 2016 y 884 en 2012). El solicitante facilitó el cálculo del IHH en su escrito del 19 de septiembre de 2019. Sin embargo, AGCM indica que al menos en una macrozona (Sicilia) el precio por zona todavía parece mantenerse permanente y notablemente diferente del precio del resto del país.

(22)

La Comisión conviene en que la evolución de las diferencias de precios en los últimos ocho años ha puesto de manifiesto la existencia de una importante convergencia entre las distintas macrozonas. No obstante, la persistencia de una prima en los precios en el mercado de la macrozona de Sicilia parece justificar la separación entre esta zona y el resto del mercado italiano.

(23)

A efectos de la evaluación con arreglo a la presente Decisión y sin perjuicio del Derecho de la competencia y de las normas sobre ayudas estatales, la Comisión considera que existen dos mercados geográficos de referencia: por un lado, las macrozonas Norte, Sur y de Cerdeña, y, por otro lado, la macrozona de Sicilia.

(24)

En su Decisión de Ejecución 2012/539/UE, la Comisión concluyó que solo podían quedar exentas de la normativa de contratación pública la producción y la venta al por mayor de electricidad procedente de fuentes convencionales. La Decisión señalaba que cabía considerar que se cumplía la condición de exposición directa a la competencia que establece el artículo 30, apartado 1, de la Directiva 2004/17/CE del Parlamento Europeo y del Consejo en lo que respecta a la producción y el suministro al por mayor de electricidad procedente de fuentes convencionales en el territorio de Italia, a excepción de Cerdeña y Sicilia. En esta Decisión se analizaban las características de cuatro sistemas de incentivos para las energías renovables.

(25)

El mecanismo del Comitato Interministeriale Prezzi del 29 aprile 1992 («CIP6») consiste en una tarifa regulada para la electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables y de fuentes similares a las renovables, en particular, la electricidad producida en centrales de producción combinada de calor y electricidad. Este mecanismo sufraga los costes de explotación, el coste del capital y el coste del combustible, e incluye un incentivo aplicable en los ocho primeros años de vida.

(26)

El mecanismo de las tarifas globales («TO») se aplica a las instalaciones cuya potencia instalada es inferior a 200 kW, en el caso de los parques eólicos, y a 1 MW en los demás tipos de renovables. Este sistema se garantiza durante quince años, es voluntario y representa una alternativa al sistema de certificados verdes. Las tarifas globales incluyen el precio de la energía y un incentivo.

(27)

El sistema de certificados verdes («CV») se basa en la imposición de cuotas obligatorias para los productores e importadores de electricidad generada a partir de fuentes convencionales, que deben presentar cada año una serie de certificados verdes. Estos certificados se asignan a continuación a instalaciones de energías renovables, en función de la fuente de la energía producida, y pueden intercambiarse en un mercado diferente del mercado energético. Los productores de electricidad a partir de fuentes renovables reciben los ingresos procedentes de la venta de energía renovable y, como incentivo, los ingresos procedentes de la venta de los certificados verdes. El valor de los certificados verdes viene determinado por la relación entre la demanda (de los productores e importadores de electricidad procedente de fuentes convencionales) y la oferta (de los productores de electricidad a partir de fuentes renovables). El sistema de certificados verdes se aplica a las instalaciones de más de 1 MW (excepto instalaciones fotovoltaicas) y, en lo que respecta a la energía eólica, de más de 200 kW.

(28)

Los certificados verdes se modificaron en enero de 2016 y pasaron a denominarse GRIN. Este sistema funciona a través de una prima trimestral adicional al precio de la electricidad que se abona a los beneficiarios. Los importes abonados y su vigencia en virtud del sistema GRIN son exactamente los mismos que se habrían ofrecido a los beneficiarios en el marco del antiguo sistema de certificados verdes.

(29)

El sistema de cuentas de energía (CE) incentiva la producción de electricidad a partir de fuentes de energía fotovoltaica. Consiste en una prima en virtud de la cual los productores reciben el precio de mercado en el mercado diario más un incentivo. Este sistema de incentivos se garantiza durante 20 años.

(30)

Atendiendo a las características de estos sistemas, así como a las particularidades de la producción y la venta al por mayor de la electricidad generada, la Comisión concluyó en su Decisión de Ejecución 2012/539/UE que, en lo que se refería a la producción y el suministro al por mayor de electricidad procedente de fuentes renovables, no se cumplía la condición de exposición directa a la competencia. Como las condiciones de estos sistemas son prácticamente las mismas, la Comisión no ve razón alguna para modificar su evaluación.

(31)

Por lo que respecta a los sistemas introducidos después de la Decisión de Ejecución 2012/539/UE, los más importantes se notificaron a la Comisión y fueron autorizados con arreglo a las normas sobre ayudas estatales por las Decisiones C(2016) 2726 (9) y C(2019) 4498 (10) de la Comisión. Esto implica que dichos sistemas incluyen una retribución adecuada a la luz de los costes incurridos, y que la ayuda concedida no distorsiona el mercado único.

(32)

Con respecto al sistema establecido por Decreto Ministerial de 23 de junio de 2016, estaba abierto a todas las fuentes de energía renovables con la excepción de la energía solar fotovoltaica. Los beneficiarios se dividían en tres categorías en función de la potencia de la instalación: generadores grandes nuevos (es decir, con una potencia instalada superior a 5 MW), generadores medianos nuevos (por ejemplo, con una potencia instalada de entre 500 kW2 y 5 MW; esta categoría incluye también la repotenciación de generadores de cualquier tamaño) y generadores más pequeños (es decir, cuya potencia instalada no supere los 500 kW). La Comisión señaló que, con respecto a las tecnologías aptas para acogerse al sistema, el coste normalizado de la energía («LCOE») sería superior al precio de mercado de la electricidad previsto y que, sin la ayuda y en condiciones normales de mercado, el valor actual neto («VAN») de los proyectos de energía renovable sería negativo.

(33)

Con respecto al sistema establecido por Decreto Ministerial de 4 de julio de 2019, consiste en una ayuda de explotación para la producción de electricidad en instalaciones que utilicen las siguientes tecnologías de energías renovables: eólica terrestre, solar fotovoltaica, hidroeléctrica y gases de alcantarilla. Al igual que en la Decisión C(2016) 2726, la Comisión observó que, con respecto a las tecnologías aptas para acogerse al sistema, el LCOE sería superior al precio de mercado de la electricidad previsto. Sin la ayuda y en condiciones normales de mercado, el VAN de los proyectos de energía renovable sería, por ende, negativo. La Comisión concluyó que sin la ayuda los proyectos beneficiarios del sistema no serían viables económicamente.

(34)

Se introdujo un sistema específico para islas pequeñas por Decreto Ministerial de 14 de febrero de 2017. Se trata de veinte islas, catorce de ellas en Sicilia, que no están conectadas a la red eléctrica de la Italia continental. Abarcan una superficie de más de un kilómetro cuadrado, están situadas a más de un kilómetro de la zona continental y tienen una población residente mínima de cincuenta personas. Para cada isla, se identificaron objetivos específicos de electricidad y energía térmica relacionados con la transición energética para 2030. Pueden acogerse al sistema proyectos de nueva construcción, mejora y reactivación de instalaciones de producción eléctrica de menos de 0,5 kW, que entraron en funcionamiento a partir del 15 de noviembre de 2018, conectadas a la red eléctrica de la isla y alimentadas por fuentes de energía renovables disponibles localmente. Los beneficiarios perciben una tarifa regulada por la electricidad que venden a la red y una prima regulada por la electricidad producida y consumida inmediatamente en la instalación.

(35)

Ritiro Dedicato («RID») es un mecanismo dirigido a los productores para la comercialización de energía eléctrica suministrada a la red. Consiste en la venta de electricidad a GSE y sustituye a cualquier otra obligación contractual relacionada (entre otras cosas) con los servicios de despacho y transporte de la energía. Son aptas para participar en el RID las instalaciones de menos de 10 MW de potencia, así como las instalaciones de cualquier potencia que estén alimentadas por [energía solar, eólica, mareomotriz, geotérmica o por fuentes de energía hidráulica, limitadas estas últimas a las centrales de agua fluyente, o por]otras fuentes de energía renovables siempre que pertenezcan a un autoproductor. El RID es una alternativa a los incentivos concedidos por los sistemas establecidos por los Decretos Ministeriales de 5 de julio de 2012, 6 de julio de 2012, 23 de junio de 2016 y 4 de julio de 2019.

(36)

Scambio sul Posto («SSP») ofrece una compensación económica entre el valor asociado a la electricidad suministrada a la red y el valor asociado a la electricidad extraída y consumida en un período distinto a aquel en el que se produce la electricidad. Es aplicable a las instalaciones que hayan iniciado su actividad a más tardar el 31 de diciembre de 2014 que se abastezcan de fuentes renovables o de generación combinada de calor y electricidad («PCCE») de alta eficiencia cuya potencia máxima no supere los 200 kW, o a las centrales de hasta 500 kW de potencia siempre que se alimenten de fuentes renovables y hayan iniciado su actividad a partir del 1 de enero de 2015. El SSP es una alternativa a los incentivos concedidos por los sistemas establecidos por los Decretos Ministeriales de 5 de julio de 2012, 6 de julio de 2012, 23 de junio de 2016 y 4 de julio de 2019.

(37)

La Comisión señala que los sistemas establecidos por los Decretos Ministeriales de 23 de junio de 2016 y 4 de julio de 2019 incluyen un proceso de licitación para beneficiarse de los incentivos.

(38)

La Comisión señala que ha aumentado el nivel de competencia para beneficiarse de los sistemas establecidos por los Decretos Ministeriales de 23 de junio de 2016 y 4 de julio de 2019, con un mayor número de solicitantes y ofertas para la generación de electricidad renovable. Por ello, la Comisión considera que las instalaciones de generación a partir de fuentes renovables que se benefician de los sistemas más recientes operan en un entorno competitivo.

(39)

Por lo que respecta a los otros tres sistemas, el establecido por Decreto Ministerial de 14 de febrero de 2017, el RID y el SSP, la Comisión carece de base para concluir que los beneficiarios están sometidos a presión competitiva. Algunas de sus características, como la tarifa regulada o el hecho de que GSE adquiera la energía producida, son similares a las de los sistemas analizados en la Decisión de 2012.

(40)

En vista de los factores examinados anteriormente, cabe considerar que se cumple la condición de exposición directa a la competencia que establece el artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE en lo que respecta a las entidades adjudicadoras y a la producción y la venta al por mayor de electricidad producida a partir de fuentes renovables sobre la base de los sistemas introducidos por los Decretos Ministeriales de 23 de junio de 2016 y 4 de julio de 2019 en Italia.

(41)

Además, por considerarse cumplida la condición de acceso no limitado al mercado, la Directiva 2014/25/UE no debe aplicarse cuando las entidades adjudicadoras otorguen contratos destinados a posibilitar la producción y la venta al por mayor de electricidad producida a partir de fuentes renovables sobre la base de los sistemas introducidos por los Decretos Ministeriales de 23 de junio de 2016 y 4 de julio de 2019 en Italia, ni cuando organicen concursos de proyectos para el ejercicio de tales actividades en esa zona geográfica.

(42)

En vista de los factores examinados anteriormente, cabe considerar que se incumple la condición de exposición directa a la competencia que establece el artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE en cuanto a las entidades adjudicadoras respecto de la producción y la venta al por mayor de electricidad producida a partir de fuentes renovables sobre la base de los sistemas introducidos por los mecanismos CIP6, CV/GRIN, CE, TO, el establecido por Decreto Ministerial de 14 de febrero de 2017, RID y SSP. En consecuencia, la Directiva 2014/25/UE debe seguir aplicándose cuando las entidades adjudicadoras otorguen contratos destinados a posibilitar el ejercicio de dichas actividades en Italia y cuando organicen concursos de proyectos para el ejercicio de tales actividades en esa zona geográfica.

(43)

En vista de los factores examinados anteriormente, cabe considerar que se cumple la condición de exposición directa a la competencia que establece el artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE en lo que respecta a la producción y la venta al por mayor de electricidad producida a partir de fuentes renovables en Italia, con la excepción de Sicilia.

(44)

Dado que la producción de electricidad a partir de fuentes renovables contemplada en los mecanismos CIP6, CV/GRIN, CE, TO, el establecido por Decreto Ministerial de 14 de febrero de 2017, RID y SSP debe seguir estando sometida a la Directiva 2014/25/UE, cabe recordar que los procedimientos de contratación que abarquen varias actividades deben gestionarse de acuerdo con el artículo 6 de la citada Directiva. Esto significa que, cuando una entidad adjudicadora prevea adjudicar un contrato «mixto», es decir, un contrato que se utilice con vistas al desempeño de actividades tanto excluidas de la aplicación de la Directiva 2014/25/UE como no excluidas, se deberá tener en cuenta qué actividades son el objeto principal del contrato. En el caso de tales contratos mixtos, si la finalidad principal es apoyar las actividades no excluidas, se aplicará lo dispuesto en la Directiva 2014/25/UE. Si resulta objetivamente imposible determinar la actividad que constituye el objeto principal del contrato, este se adjudicará con arreglo a las normas mencionadas en el artículo 6, apartado 3, de la Directiva 2014/25/UE.

(45)

Cabe recordar que el artículo 16 de la Directiva 2014/23/UE del Parlamento Europeo y del Consejo (11), sobre la adjudicación de contratos de concesión, prevé una excepción a la aplicación de dicha Directiva para las concesiones adjudicadas por entidades adjudicadoras cuando, en el Estado miembro donde vayan a ejecutarse las concesiones, haya quedado establecido con arreglo al artículo 35 de la Directiva 2014/25/UE que la actividad está sometida directamente a la competencia en virtud del artículo 34 de dicha Directiva. Dado que se concluyó que la actividad de producción y venta al por mayor de electricidad procedente de fuentes renovables sobre la base de los sistemas introducidos por los Decretos Ministeriales de 23 de junio de 2016 y 4 de julio de 2019 en Italia está sujeta directamente a la competencia, los contratos de concesión destinados a posibilitar el ejercicio de dichas actividades en Italia (con la excepción de Sicilia) quedarán excluidos del ámbito de aplicación de la Directiva 2014/23/UE.

(46)

Cuando las instalaciones dejen de percibir la ayuda de los mecanismos CIP6, CV/GRIN, CE, TO, el establecido por Decreto Ministerial de 14 de febrero de 2017, RID y SSP, ya no se les deberán aplicar las disposiciones de la Directiva 2014/25/UE, pues se considerará que dichas instalaciones están expuestas a la competencia.

(47)

La presente Decisión se basa en la situación de hecho y de derecho existente entre abril de 2017 y mayo de 2020, según la información presentada por el solicitante y por las autoridades italianas, y según la información pública disponible. La Decisión podrá revisarse en caso de que, como resultado de algún cambio significativo en la situación de hecho o de derecho, dejen de cumplirse las condiciones de aplicabilidad del artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE.