Decisione UE In vigore Non_Fiscale
Decisione UE 0477/2025

Pubblicato: 06/03/2025 In vigore dal: 06/03/2025 Documento ufficiale
Riferimento normativo

Decisione di esecuzione (UE) 2025/477 della Commissione, del 6 marzo 2025, sull’applicabilità dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio all’aggiudicazione di appalti per l’esercizio di attività relative alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio, ad eccezione dell’energia elettrica prodotta nelle centrali nucleari Doel 4 e Tihange 3 [notificata con il numero C(2025) 1381] EN: Commission Implementing Decision (EU) 2025/477 of 6 March 2025 on the applicability of Article 34 of Directive 2014/25/EU of the European Parliament and of the Council to the award of contracts for the activities related to the generation and wholesale of electricity in Belgium, with the exception of electricity generated in the Doel 4 and Tihange 3 nuclear power plants (notified under document C(2025) 1381)
Testo normativo

Gazzetta ufficiale
dell'Unione europea
IT
Serie L
2025/477
13.3.2025
DECISIONE DI ESECUZIONE (UE) 2025/477 DELLA COMMISSIONE
del 6 marzo 2025
sull’applicabilità dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio all’aggiudicazione di appalti per l’esercizio di attività relative alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio, ad eccezione dell’energia elettrica prodotta nelle centrali nucleari Doel 4 e Tihange 3
[notificata con il numero C(2025) 1381]
(I testi in lingua francese e neerlandese sono i soli facenti fede)
(Testo rilevante ai fini del SEE)
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell’Unione europea,
vista la direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 febbraio 2014, sulle procedure d’appalto degli enti erogatori nei settori dell’acqua, dell’energia, dei trasporti e dei servizi postali e che abroga la direttiva 2004/17/CE
(
1
)
, in particolare l’articolo 35, paragrafo 3,
previa consultazione del comitato consultivo per gli appalti pubblici,
considerando quanto segue:
1.
FATTI E PROCEDIMENTO
(1)
In data 24 luglio 2024 le autorità belghe hanno presentato alla Commissione una richiesta a norma dell’articolo 35, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE («richiesta») per conto di Luminus, Norther e Ørsted («richiedenti») riguardante la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio, ad eccezione dell’energia elettrica prodotta nelle centrali nucleari Doel 4 e Tihange 3. La richiesta è conforme alle disposizioni formali di cui all’articolo 1, paragrafo 1, della decisione di esecuzione (UE) 2016/1804 della Commissione
(
2
)
e all’allegato I di tale decisione di esecuzione.
(2)
Luminus è detenuta per il 68,63 % da Electricité de France («EDF») Belgium SA, una controllata del gruppo EDF, e opera principalmente sui mercati dell’energia elettrica e sui mercati del gas e dei servizi energetici in Francia e in Belgio.
(3)
Norther è detenuta per il 50 % da Elnu NV, una controllata di Elicio SA-NV, interamente di proprietà di Nethys SA-NV, e per il 50 % da Boreas Wind Offshore NV, una controllata al 100 % di Eneco Wind Belgium NV, che a sua volta è una controllata di Eneco BV, produttore e fornitore internazionale di energia elettrica, gas naturale e calore. Norther gestisce un parco eolico offshore nel Mare del Nord all’interno della zona economica esclusiva belga.
(4)
Ørsted fa parte del gruppo Ørsted, di proprietà per il 50,12 % dello Stato danese. Attualmente la società non svolge attività di produzione o di scambio di energia in Belgio, ma sta valutando la possibilità di avviare in tale paese attività nel settore delle energie rinnovabili.
(5)
La richiesta non era accompagnata da una posizione motivata e giustificata dell’autorità belga garante della concorrenza.
(6)
A norma dell’allegato IV, punto 1, lettera a), della direttiva 2014/25/UE, tenendo conto che è possibile presumere il libero accesso al mercato in base all’articolo 34, paragrafo 3, primo comma, di tale direttiva, come indicato anche nel considerando 15 della presente decisione, la Commissione dispone di 105 giorni lavorativi per adottare un atto di esecuzione di cui all’articolo 35 della direttiva 2014/25/UE.
(7)
In data 30 luglio 2024 la Commissione ha chiesto alle autorità belghe di confermare, entro 10 giorni lavorativi, che i dati forniti dai richiedenti in merito alle quote di mercato erano validi, anche se differivano dai dati ufficiali pubblicati dalla Commissione federale belga per la regolazione dell’energia elettrica e del gas (CREG). La Commissione ha ricevuto la conferma della CREG il 2 settembre 2024. In data 28 novembre 2024 la Commissione ha chiesto ulteriori chiarimenti alle autorità belghe, che sono stati forniti il 27 gennaio 2025. A norma dell’allegato IV, punto 2, della direttiva 2014/25/UE, il termine per l’adozione di una decisione di esecuzione è pertanto fissato al 6 marzo 2025.
2.
CONTESTO NORMATIVO
(8)
La direttiva 2014/25/UE si applica all’aggiudicazione di appalti per l’esercizio di attività relative alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica ai sensi dell’articolo 9, paragrafo 1, lettera b), di detta direttiva, a meno che tale attività non sia esonerata a norma dell’articolo 34 di tale direttiva.
(9)
La direttiva 2014/25/UE impone alle autorità pubbliche e alle imprese a controllo pubblico nei settori dell’acqua, dell’energia, dei trasporti e dei servizi postali la disciplina in materia di appalti pubblici per garantire la libera circolazione delle merci, la libertà di stabilimento e la libera prestazione dei servizi, nonché il rispetto dei principi derivanti da tali libertà. Secondo il considerando 1 della direttiva, tale scelta legislativa è motivata dal fatto che le autorità nazionali continuano a essere in grado di influenzare il comportamento di questi enti e dalla natura chiusa dei mercati in cui agiscono gli enti in tali settori.
(10)
L’articolo 34, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE dispone che gli appalti destinati a permettere lo svolgimento di un’attività cui si applica tale direttiva non sono soggetti alla stessa, su richiesta di uno Stato membro o di un ente aggiudicatore, se tale attività è direttamente esposta alla concorrenza su mercati liberamente accessibili nello Stato membro in cui è esercitata.
(11)
L’esposizione diretta alla concorrenza deve essere valutata sulla base di criteri oggettivi che tengano conto delle caratteristiche specifiche del settore interessato. Tale valutazione è tuttavia condizionata dall’obbligo di attenersi a una tempistica ravvicinata e dalla necessità di basarsi sulle informazioni a disposizione della Commissione. Tale informazione proviene da fonti già disponibili o dalle informazioni ottenute nel contesto della richiesta ai sensi dell’articolo 35 della direttiva 2014/25/UE e non può essere integrata facendo ricorso a metodi che necessitano di un notevole dispendio di tempo, incluso, in particolare, il ricorso a inchieste pubbliche rivolte agli operatori economici interessati
(
3
)
.
(12)
L’esposizione diretta alla concorrenza su un determinato mercato dovrebbe essere valutata in base a vari criteri, nessuno dei quali è di per sé determinante.
(13)
Ai fini della valutazione dell’esposizione delle attività rilevanti alla concorrenza diretta sui mercati oggetto della presente decisione, i criteri di cui tenere conto sono la quota di mercato dei principali operatori nonché l’esistenza e l’entità del sostegno alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in Belgio attraverso regimi di sostegno pubblico.
(14)
Come ricordato dal Tribunale
(
4
)
, incombe al richiedente l’onere della prova del soddisfacimento delle condizioni previste all’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE al fine di usufruire dell’esenzione dall’applicazione di tale direttiva. Ciò implica che il richiedente dovrebbe corredare la sua richiesta con elementi di prova completi per dimostrare che le condizioni per l’esenzione sono soddisfatte.
3.
VALUTAZIONE
(15)
Ai fini dell’attuazione dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE, la presente decisione deve stabilire se le attività oggetto della richiesta siano esposte, nei mercati liberamente accessibili ai sensi di tale disposizione, a un livello di concorrenza che garantisce che, anche in assenza della disciplina contenuta nelle norme dettagliate in materia di appalti di cui alla direttiva 2014/25/UE, gli appalti per il perseguimento dell’attività in questione saranno condotti in modo trasparente e non discriminatorio, in base a criteri che consentano ai committenti di individuare la soluzione nel complesso più vantaggiosa sul piano economico.
(16)
La presente decisione si basa sulla situazione di fatto e di diritto al luglio 2024, sulle informazioni fornite dai richiedenti e sulle informazioni a disposizione del pubblico. Essa può essere rivista qualora, a seguito di cambiamenti significativi della situazione di fatto o di diritto, le condizioni di applicabilità di cui all’articolo 34, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE non siano più soddisfatte.
3.1.
Libero accesso al mercato
(17)
Un mercato è considerato liberamente accessibile se lo Stato membro interessato ha attuato e applicato i pertinenti atti giuridici dell’Unione di cui all’allegato III della direttiva 2014/25/UE, che include, per quanto riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica, la direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio
(
5
)
.
(18)
In base alle informazioni a disposizione della Commissione, il Belgio ha recepito e applicato la direttiva (UE) 2019/944
(
6
)
. Pertanto il mercato in questione è considerato liberamente accessibile in conformità dell’articolo 34, paragrafo 3, della direttiva 2014/25/UE.
3.2.
Valutazione sotto il profilo della concorrenza
3.2.1.
Definizione del mercato rilevante del prodotto
(19)
Secondo il richiedente, il mercato rilevante del prodotto è costituito dal mercato della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali e da fonti rinnovabili. Ciò è in linea con la pratica decisionale della Commissione in materia di richieste di esenzione relative alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica. La definizione del mercato del prodotto contenuta nella presente decisione non pregiudica l’applicazione delle norme dell’Unione in materia di concorrenza.
(20)
In precedenti decisioni la Commissione ha constatato che alcuni regimi di sovvenzione non ostavano alla conclusione che la produzione di energia elettrica che beneficiava degli stessi potesse appartenere al mercato rilevante del prodotto. Nella sua decisione di esecuzione (UE) 2018/71
(
7
)
di cui sono destinatari i Paesi Bassi, la Commissione ha osservato nel considerando 19 e 21 che l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili era venduta direttamente sul mercato e che il sistema «Stimulering Duurzame Energieproductie» (SDE+) dei Paesi Bassi incoraggiava le offerte concorrenziali laddove invece i concorrenti avrebbero cercato di ridurre al minimo il loro costo (e quindi il premio di riacquisto che avrebbero ricevuto). La Commissione ha pertanto ritenuto che l’energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili facesse parte dello stesso mercato della produzione di energia elettrica convenzionale. Nella sua decisione di esecuzione (UE) 2020/1499
(
8
)
di cui è destinataria l’Italia, la Commissione ha osservato nei considerando 37 e 38 che alcuni regimi relativi all’energia elettrica rinnovabile sono stati oggetto di un processo di presentazione di offerte con un elevato numero di candidati. Di conseguenza la produzione di energia elettrica che beneficiava di tali regimi è stata considerata parte dello stesso mercato della produzione di energia elettrica convenzionale. Nella sua decisione di esecuzione (UE) 2020/1500
(
9
)
di cui è destinataria la Lituania, la Commissione ha affermato nel considerando 30 che l’energia elettrica prodotta nell’ambito del terzo regime di sostegno riceveva un sostegno basato su un supplemento di prezzo stabilito mediante una procedura competitiva di offerte e ha ritenuto che facesse parte dello stesso mercato della produzione di energia elettrica convenzionale. Nella sua decisione di esecuzione (UE) 2022/1376
(
10
)
di cui è destinataria la Danimarca, la Commissione ha osservato nel considerando 29 che l’assegnazione dei finanziamenti pubblici era esposta alla concorrenza attraverso un processo di presentazione delle offerte che disciplinava il comportamento dei produttori di energia rinnovabile con riguardo alla loro politica sugli appalti. Essa ha quindi concluso che gli impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili oggetto della richiesta facevano parte dello stesso mercato della produzione di energia elettrica convenzionale. Nella sua decisione di esecuzione (UE) 2023/1978
(
11
)
di cui è destinataria la Germania, la Commissione ha concluso nel considerando 47 che la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili che non ricevevano sovvenzioni o che ricevevano sovvenzioni direttamente collegate al prezzo di mercato erano direttamente esposte alla concorrenza.
(21)
In generale la Commissione ha concluso che la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili potrebbe essere considerata in concorrenza con la produzione di energia elettrica convenzionale se non ha ricevuto sovvenzioni o se le sovvenzioni ricevute sono state concesse attraverso un meccanismo che garantisce che il livello delle sovvenzioni fosse direttamente collegato a un prezzo di mercato. In una serie di casi la Commissione ha constatato che l’esistenza di un processo di presentazione delle offerte garantiva che le sovvenzioni fossero collegate a un prezzo di mercato.
(22)
La Commissione osserva che la produzione di energia elettrica in Belgio è sostenuta da tre categorie di regimi con caratteristiche diverse. Si tratta del meccanismo di remunerazione della capacità (MRC), del regime di sovvenzione per le centrali nucleari Doel 4 e Tihange 3 prorogato oltre il 2025
(
12
)
e dei regimi di sovvenzione per l’energia elettrica da fonti rinnovabili.
3.2.1.1.
Il meccanismo di remunerazione della capacità (MRC)
(23)
I richiedenti descrivono la situazione nel modo seguente. Il Belgio intende chiudere tutti i reattori nucleari sul suo territorio entro il 2025, ad eccezione dei due reattori più recenti, situati uno a Doel e uno a Tihange. Secondo il gestore del sistema di trasmissione belga Elia
(
13
)
, tale chiusura richiederà l’installazione di una capacità supplementare compresa tra 2 e 4 GW entro il 2030. Tuttavia il funzionamento dei mercati all’ingrosso non offre sufficienti incentivi per tali investimenti. È tuttavia essenziale che il sistema energetico disponga di una capacità flessibile. Dal punto di vista della domanda, è necessario integrare le energie rinnovabili, che sono intermittenti e casuali, con mezzi di produzione sufficientemente flessibili.
(24)
I richiedenti aggiungono che il Belgio ha introdotto l’MRC per questo motivo. Fintantoché sia in grado di garantire la disponibilità, un produttore è ammissibile al meccanismo, che è neutrale in termini di tecnologia o fonte di origine dell’energia. L’MRC, entrato in vigore nel marzo 2021, promuove gli investimenti garantendo una redditività sufficiente per i progetti che prevedono meccanismi di bilanciamento e produzione nei momenti di picco. Il meccanismo funziona mediante aste competitive ed è stato approvato con decisione (UE) 2022/639 della Commissione
(
14
)
nel 2021.
(25)
Secondo i richiedenti, le attività che beneficiano del meccanismo MRC fanno parte del mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso, in quanto i) l’energia elettrica è venduta direttamente sul mercato all’ingrosso, ii) non beneficia della priorità di immissione, iii) o dell’esenzione dalla responsabilità del bilanciamento; iv) la sovvenzione non fornisce alcuna copertura dal rischio di mercato; v) l’importo della sovvenzione copre al massimo i costi supplementari netti associati ai costi di costruzione, manutenzione e funzionamento di una centrale termoelettrica gestita in modo da garantire la sicurezza dell’approvvigionamento da cui sono sottratti i pertinenti ricavi di mercato di tale centrale elettrica. La Commissione condivide questa posizione.
3.2.1.2.
I regimi di sovvenzione per l’energia elettrica da fonti rinnovabili
(26)
I richiedenti hanno proposto di raggruppare i regimi di sovvenzione applicabili alla produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili in Belgio nelle categorie indicate di seguito.
3.2.1.2.1.
Premi fissi e determinati per legge
(27)
La presente categoria include: i parchi eolici offshore C-Power, Belwind, Northwind e Nobelwind, il primo regime di certificati verdi della regione di Bruxelles (impianti installati tra il 2004 e il giugno 2011), il primo e il secondo regime di certificati verdi della regione vallona (impianti installati tra il 2002 e il luglio 2014), il primo regime di certificati verdi della regione fiamminga (impianti installati tra il 2009 e il 2012).
(28)
I richiedenti sostengono che tali parchi eolici offshore dovrebbero essere considerati come facenti parte del mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso, dal momento che le sovvenzioni ricevute coprono al massimo i costi supplementari netti dei progetti. Tuttavia nelle decisioni di cui al considerando 18 la Commissione ha ripetutamente ritenuto che gli impianti che ricevono sovvenzioni fisse non facessero parte del mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica. La Commissione ritiene che tali sovvenzioni proteggano i beneficiari dalla concorrenza fornendo livelli di ricavi garantiti. La Commissione non ravvisa alcun motivo per discostarsi da tale approccio.
3.2.1.2.2.
Premio dipendente dal prezzo di mercato dell’energia elettrica e determinato per legge
(29)
La presente categoria include: il secondo regime di certificati verdi della regione di Bruxelles (impianti installati dal luglio 2011), il terzo regime di certificati verdi della regione vallona (impianti installati dal luglio 2014), il primo regime di certificati verdi della regione fiamminga (impianti installati dal 2013), i parchi eolici offshore Norther, Rentel, Seamade e Northwester II.
(30)
Per i regimi regionali, i costi dei progetti sono rivalutati annualmente e il costo stimato dei progetti realizzati è indicizzato per tenere conto delle variazioni delle spese operative. Per i parchi eolici offshore, la sovvenzione è soggetta a un’indicizzazione mensile specifica per progetto basata su un indice dei prezzi al consumo.
(31)
I richiedenti sostengono che gli impianti che ricevono sovvenzioni che dipendono dal prezzo di mercato dell’energia elettrica con un premio determinato per legge fanno parte del mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica. La Commissione condivide questa posizione, in quanto tali sovvenzioni sono collegate a un prezzo di mercato.
3.2.1.2.3.
Premio dipendente dal prezzo di mercato dell’energia elettrica stabilito mediante una procedura di asta competitiva
(32)
Questa categoria include i progetti della zona Princess Elisabeth. I richiedenti sostengono che i futuri impianti nell’ambito di tale regime dovrebbero far parte del mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso, poiché riceveranno sovvenzioni stabilite mediante una procedura di asta competitiva. La Commissione condivide questa posizione, in quanto tali sovvenzioni sono collegate a un prezzo di mercato.
3.2.1.2.4.
Sovvenzione basata sulla capacità – livello di sovvenzione stabilito mediante una procedura di asta competitiva
(33)
Questa categoria include i progetti solari ed eolici onshore di piccola e media capacità installati nelle Fiandre tra il 2021 e il 2023. I richiedenti sostengono che tali impianti, dal momento che ricevono sovvenzioni stabilite mediante una procedura di asta competitiva, dovrebbero far parte del mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica. La Commissione condivide questa posizione, in quanto tali sovvenzioni sono collegate a un prezzo di mercato.
3.2.1.2.5.
Impianti che non ricevono più sovvenzioni
(34)
I richiedenti sostengono che gli impianti che non ricevono più sovvenzioni dovrebbero far parte del mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso. La Commissione condivide questa posizione, in quanto tali impianti non ricevono alcuna sovvenzione e vendono la propria produzione percependo solo il prezzo di mercato dell’energia elettrica. Ciò è in linea con l’approccio adottato in precedenti decisioni di esenzione, come la decisione di esecuzione (UE) 2023/1978 relativa alla Germania.
(35)
La Commissione ritiene che il mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica sia composto dalla produzione e dalla vendita all’ingrosso di energia elettrica convenzionale, dalla produzione e dalla vendita all’ingrosso di energia elettrica sostenute dall’MRC e dalla produzione e dalla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili che ricevono sovvenzioni sulla base dei prezzi di mercato. La produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili che ricevono premi fissi e determinati per legge costituiscono un mercato separato.
3.2.2.
Definizione della portata geografica del mercato rilevante
(36)
Secondo i richiedenti, sulla base della pratica decisionale della Commissione, la portata geografica del mercato rilevante dovrebbe essere definita come nazionale, ossia comprendente il territorio del Belgio
(
15
)
. I richiedenti sottolineano che il Belgio ha forti legami con gli altri paesi della regione dell’Europa centrale e occidentale (Austria, Belgio, Francia, Germania, Lussemburgo e Paesi Bassi).
(37)
La Commissione aveva in precedenza
(
16
)
ritenuto che il mercato della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica avesse una portata geografica nazionale. La posizione dei richiedenti è in linea con la prassi della Commissione.
(38)
In assenza di indicazioni in merito a una diversa portata geografica del mercato, ai fini della valutazione nell’ambito della presente decisione e fatto salvo il diritto dell’Unione in materia di concorrenza, si può ritenere che la portata geografica della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali e da fonti rinnovabili corrisponda al territorio del Belgio.
3.2.3.
Analisi del mercato
(39)
In questa fase la Commissione intende valutare se le attività oggetto della richiesta siano esposte a un livello di concorrenza sufficiente a garantire che la disciplina in materia di appalti di cui alla direttiva 2014/25/UE non sia necessaria. Nel presente caso i fattori da prendere in considerazione per effettuare tale valutazione sono le quote di mercato, i livelli di concentrazione e l’influenza delle importazioni di energia elettrica sulla concorrenza nel mercato belga della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica.
3.2.3.1.
Impianti di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili che ricevono premi fissi e determinati per legge
(40)
In linea con le sue precedenti decisioni di cui al considerando 18, la Commissione ritiene nel presente caso che le sovvenzioni fisse e determinate per legge per la produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili non garantiscano che gli impianti che beneficiano di tali sovvenzioni siano direttamente esposti alla concorrenza.
(41)
Pertanto, poiché le condizioni di cui all’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE non sono soddisfatte, è opportuno che la direttiva 2014/25/UE continui ad applicarsi agli appalti destinati a permettere lo svolgimento dell’attività di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ricevendo premi fissi e determinati per legge in Belgio.
3.2.3.2.
Quote di mercato nel mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio
(42)
I richiedenti forniscono la seguente panoramica delle quote di mercato nel periodo 2019-2023 sul mercato della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica.
Quote di mercato dei cinque maggiori produttori in Belgio (energia prodotta, in MWh)
2019
2020
2021
2022
2023
Engie
64  %
64  %
62,4  %
53,5  %
52,2  %
Luminus
13,7  %
13,7  %
11,9  %
13,7  %
14,1  %
RWE
2,6  %
2,6  %
3  %
2,8  %
2,7  %
Eneco
3,1  %
3,1  %
3,2  %
4,4  %
4,2  %
Total Energies
2,5  %
2,5  %
3,5  %
3,5  %
3,3  %
Quote di mercato dei cinque maggiori produttori in Belgio (capacità installata, in MW)
2019
2020
2021
2022
2023
Engie
43,7  %
43,7  %
41,9  %
37,8  %
33,5  %
Luminus
11,4  %
11,4  %
11,1  %
10,5  %
10,2  %
RWE
2,6  %
2,6  %
2,4  %
2,4  %
2,5  %
Eneco
4,2  %
4,2  %
4,1  %
4,3  %
4,5  %
Total Energies
3,7  %
3,7  %
3,5  %
3,8  %
3,9  %
(43)
La diminuzione della quota di mercato di Engie nel 2022 e nel 2023 può essere attribuita principalmente alla chiusura dei reattori nucleari Doel 3 (settembre 2022) e Tihange 2 (marzo 2023).
(44)
Si prevede che la quota di mercato di Engie diminuirà ulteriormente a partire dal 2025 a causa della chiusura di altri tre reattori (Doel 1, Doel 2 e Tihange 1). I restanti reattori nucleari, Doel 4 e Tihange 3, rimarranno in funzione fino al 2035 a seguito di un accordo tra il governo belga ed Engie.
(45)
Secondo i richiedenti, la quota di mercato di Engie nella produzione e nella vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio sarebbe pari al 52 % nel 2023, al 44 % nel 2024 e al 32 % nel 2025. Ciò è dovuto al fatto che, a partire dal 2025, si ritiene che la produzione dei due restanti reattori nucleari sia suddivisa tra Engie e lo Stato belga, in quanto i reattori saranno gestiti da BE-NUC, una joint-venture tra Engie e lo Stato belga, ciascuno dei quali detiene il 50 %.
(46)
L’indice di Herfindahl-Hirschman (IHH), che misura la concentrazione del mercato, si colloca ai livelli indicati di seguito (da molto elevati a elevati) per il mercato della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio:
IHH
2019
2020
2021
2022
2023
4 108
3 996
4 343
4 115
3 150
Si prevede che tale indice diminuirà in modo significativo (2 253) dal 2025 in poi, dal momento che la produzione da reattori nucleari rimarrà stabile, mentre aumenterà quella da fonti rinnovabili.
(47)
La quota di mercato delle tre maggiori imprese sul mercato della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica è scesa dal 79 % al 72 % tra il 2019 e il 2023.
(48)
La Commissione osserva che il mercato belga della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica è stato finora caratterizzato da una concentrazione elevata, che dovrebbe ridursi dopo il 2025 con la chiusura prevista di altri tre reattori nucleari.
3.2.3.3.
Analisi della pressione concorrenziale esercitata dalle importazioni di energia elettrica
(49)
I richiedenti spiegano che, sebbene la concentrazione del mercato sia elevata, le importazioni di energia elettrica esercitano una forte pressione concorrenziale.
(50)
La Commissione riconosce che le importazioni di energia elettrica esercitano una certa pressione concorrenziale. Tuttavia la Commissione osserva anche che negli ultimi dieci anni il Belgio ha principalmente esportato energia elettrica verso i paesi vicini. Secondo i dati forniti dai richiedenti
(
17
)
, nel 2023 il Belgio è stato un importatore netto di energia elettrica, ma tra il 2018 e il 2022 è stato un esportatore netto. Nei prossimi anni è probabile che il Belgio importi una maggiore quantità di energia elettrica a causa della chiusura dei reattori nucleari.
(51)
I richiedenti confrontano la situazione del Belgio con quella della Lituania, per la quale la Commissione ha riconosciuto l’importanza delle importazioni di energia elettrica
(
18
)
. Tuttavia i due casi sono diversi: in Lituania le importazioni rappresentavano l’80 % della domanda di energia elettrica nel 2018, mentre in Belgio, secondo uno studio della CREG citato nella richiesta
(
19
)
, le importazioni rappresenterebbero dal 20 % al 40 % della domanda di energia elettrica nei prossimi 10 anni.
(52)
Pertanto la Commissione non condivide l’opinione dei richiedenti secondo cui l’importanza delle importazioni è paragonabile nei casi belga e lituano. Alla luce delle differenze esposte nei considerando 46 e 47, la Commissione conclude che le importazioni di energia elettrica non possono essere considerate un fattore decisivo per misurare l’esposizione alla concorrenza del mercato belga della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica.
(53)
La Commissione riconosce tuttavia che le importazioni di energia elettrica potrebbero esercitare una pressione concorrenziale sulla produzione di energia elettrica in futuro, dal momento che la capacità del Belgio si ridurrà a causa della chiusura prevista di tre reattori nucleari nel 2025. Tale tendenza non si è ancora concretizzata, in quanto negli ultimi cinque anni il Belgio è stato per lo più un esportatore netto.
3.2.3.4.
Enti aggiudicatori attivi nel mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio
(54)
I richiedenti spiegano che Luminus è un ente aggiudicatore, dato che è detenuta per il 68,63 % da EDF Belgium SA, una controllata al 100 % del gruppo EDF, società per azioni di diritto francese, di proprietà dello Stato francese.
(55)
I richiedenti ritengono che Norther sia un ente aggiudicatore, dal momento che è detenuta per il 50 % da Nethys, a sua volta controllata al 100 % da Enodia, una società intercomunale di proprietà della provincia di Liegi, di 74 comuni della regione di Liegi e della regione vallona. La Commissione concorda sul fatto che Norther debba essere considerata un ente aggiudicatore. Oltre a Norther, attraverso la sua controllata Elicio Nethys controlla una serie di controllate in Belgio
(
20
)
che operano nella produzione e nella vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili (di seguito «le altre controllate di Nethys»), che la Commissione considera enti aggiudicatori.
(56)
Secondo i richiedenti, gli enti aggiudicatori (un gruppo in cui i richiedenti includono Luminus e Norther, ma non ancora Ørsted, in quanto quest’ultima non è ancora attiva in Belgio) detenevano quote di mercato congiunte sul mercato della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio comprese tra il 20 % e il 30 % in termini di capacità e tra il 15 % e il 20 % in termini di produzione nel periodo 2019-2023
(
21
)
.
(57)
Sebbene indichino che Engie è detenuta per il 23,64 % dallo Stato francese, che controlla il 33,97 % dei diritti di voto, i richiedenti affermano che tale società non opera sulle piattaforme europee per gli appalti pubblici in quanto, a loro avviso, non è soggetta alla direttiva
(
22
)
.
(58)
La Caisse des Dépôts et Consignations («CDC»), un’istituzione pubblica francese, detiene il 3,63 % delle azioni e il 3,53 % dei diritti di voto
(
23
)
. Gli azionisti pubblici francesi, con il 27,27 % delle azioni e il 38,03 % dei diritti di voto, dispongono di una minoranza di blocco.
(59)
Gli altri azionisti rilevanti di Engie sono The Capital Group Companies (6,37 % delle azioni, 5,05 % dei diritti di voto), Blackrock (4,51 % delle azioni e 3,44 % dei diritti di voto) e i dipendenti di Engie (3,49 % delle azioni e 4,18 % dei diritti di voto). Le amministrazioni aggiudicatrici francesi sono quindi di gran lunga il principale azionista di tale società.
(60)
Nelle ultime cinque assemblee generali annuali degli azionisti di Engie lo Stato francese e la CDC detenevano più della metà dei voti effettivamente espressi dagli azionisti. Sulla base delle schede di voto di queste assemblee disponibili sul sito web di tale società
(
24
)
, la Commissione effettua il calcolo dell’esercizio dei diritti di voto indicato di seguito:
2020
2021
2022
2023
2024
Quota degli enti pubblici francesi (Stato + CDC) (in % dei diritti di voto totali)
36,9
36,91
37,3
37,3
38,03
Percentuale dei voti espressi (in % dei diritti di voto totali)
71,682
68,472
70,6
74,17
72,1
Percentuale dei diritti di voto detenuti dalle amministrazioni aggiudicatrici francesi (in % dei voti espressi)
51,48
53,9
52,83
50,29
52,75
(61)
Secondo il diritto francese
(
25
)
, lo Stato francese ha anche la possibilità di trasformare un’azione ordinaria di Engie in una golden share mediante decreto se sono in gioco gli interessi nazionali essenziali, in particolare per quanto riguarda la continuità e la sicurezza dell’approvvigionamento. Tale golden share conferisce diritti specifici allo Stato, come quelli di opporsi alla cessione di attività strategiche a terzi o di imporre condizioni che subordinano l’ingresso di nuovi azionisti nel capitale sociale al di sopra di una determinata soglia all’accordo del ministro dell’Economia.
(62)
La Commissione ha dato a Engie la possibilità di inviare osservazioni su questo punto specifico, cosa che essa ha fatto il 24 dicembre 2024. Engie sostiene che lo Stato e la CDC non dovrebbero essere considerati come un’unica amministrazione aggiudicatrice e che, anche se lo fossero, non si può presumere che essi esercitino un’influenza dominante sulla stessa. Engie aggiunge che lo Stato francese nomina solo tre dei quattordici membri del consiglio di amministrazione di tale società.
(63)
Engie sostiene che, a norma dell’articolo 4, paragrafo 2, lettera b), della direttiva, è rilevante solo la maggioranza dei voti cui danno diritto le azioni emesse dall’impresa e non la percentuale di voti espressi nelle assemblee generali degli azionisti. Tuttavia la definizione di impresa pubblica di cui all’articolo 4, paragrafo 2, prima frase, della direttiva comprende l’influenza dominante esercitata dalle amministrazioni aggiudicatrici attraverso la maggioranza dei voti espressi nelle assemblee generali degli azionisti. L’influenza dominante mediante il controllo della maggioranza dei voti cui danno diritto le azioni emesse dall’impresa, di cui all’articolo 4, paragrafo 2, lettera b), è uno dei casi in cui si presume tale influenza dominante, che non preclude un’influenza dominante in altre situazioni.
(64)
La Commissione ritiene che, alla luce degli elementi descritti nei considerando da 57 a 63, le amministrazioni aggiudicatrici esercitino un’influenza dominante su Engie a norma dell’articolo 4, paragrafo 2, della direttiva 2014/25/UE. Di conseguenza Engie dovrebbe essere considerata un ente aggiudicatore ai sensi di tale articolo.
(65)
La Commissione ritiene che la situazione concorrenziale di Engie e Luminus, da un lato, e di Norther, le altre controllate di Nethys e Ørsted, dall’altro, sia molto diversa. Engie e Luminus hanno entrambe una forte presenza di lunga data sul mercato belga della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica. Nel 2019 le loro quote di mercato erano rispettivamente del 64 % e del 13,7 % e nel 2023 del 52,2 % e del 14,1 %
(
26
)
. Anche dopo il 2025, sulla base delle previsioni dei richiedenti, Engie e Luminus manterrebbero una posizione molto forte sul mercato belga della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica, in quanto si prevede che esse rimarranno di gran lunga i principali operatori del mercato almeno fino al 2034
(
27
)
.
(66)
Le posizioni di forza combinate di Engie e Luminus sul mercato belga della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica sono rafforzate dai loro portafogli di produzione diversificati, comprendenti la produzione da centrali nucleari situate in Belgio
(
28
)
, che consente loro di accedere a una fonte di produzione di energia elettrica del carico di base flessibile e competitiva (grazie al suo basso costo marginale). Tali società gestiscono entrambe anche centrali idroelettriche e a gas in Belgio che forniscono una produzione di energia elettrica di picco flessibile.
(67)
Inoltre l’indice IHH, di cui al considerando 46, mostra livelli elevati di concentrazione del mercato e, in relazione alle quote di mercato, evidenzia il fatto che i concorrenti stanno impiegando molto tempo per sfidare la posizione dominante degli operatori consolidati. In realtà si prevede che la concentrazione del mercato diminuirà in modo significativo solo in relazione alla chiusura prevista dei reattori nucleari in Belgio e non a causa dell’ingresso o dell’espansione sul mercato.
(68)
La situazione degli enti aggiudicatori Norther, altre controllate di Nethys e Ørsted è tuttavia diversa. Norther gestisce attualmente solo un parco eolico: la produzione di energia elettrica da impianti eolici non è flessibile e dipende dalle condizioni meteorologiche. Ørsted non è ancora presente sul mercato belga della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica. Neppure nei prossimi dieci anni si prevede che queste due società assumano un ruolo di primo piano in Belgio
(
29
)
. Entrambe si trovano ad affrontare la concorrenza dei principali operatori Engie e Luminus. Ne consegue che le attività di Norther e Ørsted sul mercato della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio dovrebbero essere considerate direttamente esposte alla concorrenza.
(69)
Mentre l’esenzione prevista dagli articoli 34 e 35 della direttiva 2014/25/UE, alla luce delle circostanze pertinenti, è stata finora concessa o rifiutata in relazione all’attività sul mercato rilevante considerato nel suo complesso, nel presente caso sussistono caratteristiche che renderebbero tale approccio incompatibile con l’obiettivo perseguito dalla suddetta direttiva, ossia garantire il rispetto delle libertà del mercato interno negli appalti dei gestori di reti controllati dal governo senza gravare inutilmente sulle attività direttamente esposte alla concorrenza.
(70)
I settori economici interessati dalla direttiva 2014/25/UE sono caratterizzati dalla presenza di ex monopoli di Stato, ancora controllati o influenzati dalle autorità pubbliche, che possono trovarsi di fronte a diversi gradi di concorrenza e le cui quote di mercato, sebbene in calo, rimangono spesso elevate. L’influenza delle autorità pubbliche sugli enti aggiudicatori comporta il rischio che, in assenza di applicabilità della direttiva sugli appalti pubblici, i fornitori nazionali siano favoriti negli appalti dell’ente aggiudicatore interessato. La situazione è tuttavia diversa nel presente caso, in quanto alcuni richiedenti sono enti aggiudicatori che detengono una piccola quota di mercato e talvolta sono semplicemente potenziali concorrenti o nuovi operatori sul mercato rilevante. È evidente che, sebbene l’attività di alcuni dei richiedenti possa essere considerata, per tale ragione, direttamente esposta alla concorrenza, in particolare da parte degli enti aggiudicatori consolidati che sono operatori storici con quote di mercato elevate, non è possibile concedere un’esenzione né a tutti i richiedenti, né all’attività considerata nel suo complesso sul mercato della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio e svolta da tutti gli enti che vi operano. Rifiutare la concessione dell’esenzione ai richiedenti le cui attività sono direttamente esposte alla concorrenza perché le attività di altri principali operatori del mercato non sono direttamente esposte alla concorrenza sarebbe tuttavia contrario all’obiettivo perseguito dall’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE. Di conseguenza, alla luce delle caratteristiche del mercato nel presente caso, la Commissione ritiene opportuno concedere l’esenzione solo ad alcuni richiedenti.
4.
CONCLUSIONI
(71)
Poiché le condizioni per l’esenzione di cui all’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE non sono soddisfatte, è opportuno che la direttiva 2014/25/UE continui ad applicarsi agli appalti destinati a permettere lo svolgimento dell’attività di produzione di energia elettrica da fonti rinnovabili ricevendo premi fissi e determinati per legge in Belgio.
(72)
Sulla base dei fattori sopra esaminati nei considerando da 40 a 70, si può ritenere che la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza di cui all’articolo 34, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE, non sia rispettata in Belgio per le attività di Engie e Luminus relative al mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio.
(73)
È pertanto opportuno che la direttiva 2014/25/UE continui ad applicarsi quando Engie e Luminus aggiudicano appalti destinati a permettere lo svolgimento di tali attività o quando si organizzano concorsi di progettazione di cui all’articolo 2, punto 17, di tale direttiva per l’esercizio di tali attività in quest’area geografica.
(74)
Sulla base dei fattori sopra esaminati nei considerando da 40 a 70, si può ritenere che la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza di cui all’articolo 34, paragrafo 1, della direttiva 2014/25/UE, sia rispettata in Belgio per le attività di Norther, delle altre controllate di Nethys e di Ørsted relative al mercato generale della produzione e della vendita all’ingrosso di energia elettrica in Belgio.
(75)
Al contrario la direttiva 2014/25/UE non dovrebbe applicarsi quando Norther, le altre controllate di Nethys e Ørsted aggiudicano appalti destinati a permettere lo svolgimento di tali attività o quando si organizzano concorsi di progettazione di cui all’articolo 2, punto 17, di tale direttiva per l’esercizio di tali attività in quest’area geografica.
(76)
La presente decisione non pregiudica l’applicazione delle norme dell’Unione in materia di concorrenza, né delle disposizioni del diritto dell’Unione in altri settori. In particolare i criteri e la metodologia usati per valutare l’esposizione diretta alla concorrenza a norma dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE non sono necessariamente identici a quelli usati per la valutazione a norma degli articoli 101 o 102 del trattato o a norma del regolamento (CE) n. 139/2004 del Consiglio
(
30
)
, come confermato dal Tribunale dell’Unione europea
(
31
)
,
HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
Articolo 1
La direttiva 2014/25/UE continua ad applicarsi all’aggiudicazione da parte degli enti aggiudicatori di appalti destinati a permettere lo svolgimento in Belgio delle attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili che ricevono premi fissi e determinati per legge.
Articolo 2
Fatto salvo l’articolo 1, la direttiva 2014/25/UE non si applica all’aggiudicazione da parte di Norther, delle altre controllate di Nethys e di Ørsted di appalti destinati a permettere lo svolgimento in Belgio delle attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica. La direttiva 2014/25/UE continua ad applicarsi all’aggiudicazione da parte di altri enti aggiudicatori di appalti destinati a permettere lo svolgimento in Belgio delle attività di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica.
Articolo 3
Il Regno del Belgio è destinatario della presente decisione.
Fatto a Bruxelles, il 6 marzo 2025
Per la Commissione
Stéphane SÉJOURNÉ
Vicepresidente esecutivo
(
1
)
GU L 94 del 28.3.2014, pag. 243
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/dir/2014/25/oj
.
(
2
)
Decisione di esecuzione (UE) 2016/1804 della Commissione, del 10 ottobre 2016, relativa alle modalità d’applicazione degli articoli 34 e 35 della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio sulle procedure d’appalto degli enti erogatori nei settori dell’acqua, dell’energia, dei trasporti e dei servizi postali (
GU L 275 del 12.10.2016, pag. 39
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/dec_impl/2016/1804/oj
).
(
3
)
Cfr. causa T-575/20,
SŽ – Tovorni promet/Commissione
, ECLI: EU:T:2022:551, punto 34.
(
4
)
Cfr. causa T-463/14,
Österreichische Post AG/Commissione
, ECLI: EU:T:2016:243, punto 41, e causa T-575/20,
SŽ – Tovorni promet/Commissione
, ECLI: EU:T:2022:551, punto 29.
(
5
)
Direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE (
GU L 158 del 14.6.2019, pag. 125
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/dir/2019/944/oj
).
(
6
)
La direttiva 2009/72/CE, cui si fa riferimento nell’allegato III della direttiva 2014/25/UE, è stata sostituita dalla direttiva (UE) 2019/944.
(
7
)
Decisione di esecuzione (UE) 2018/71 della Commissione, del 12 dicembre 2017, che esonera la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica nei Paesi Bassi dall’applicazione della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio sulle procedure d’appalto degli enti erogatori nei settori dell’acqua, dell’energia, dei trasporti e dei servizi postali e che abroga la direttiva 2004/17/CE (
GU L 12 del 17.1.2018, pag. 53
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/dec_impl/2018/71/oj
).
(
8
)
Decisione di esecuzione (UE) 2020/1499 della Commissione, del 28 luglio 2020, relativa all’applicabilità della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in Italia (
GU L 342 del 16.10.2020, pag. 8
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/dec_impl/2020/1499/oj
).
(
9
)
Decisione di esecuzione (UE) 2020/1500 della Commissione, del 28 luglio 2020, relativa all’applicabilità della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio agli appalti aggiudicati per attività relative alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica in Lituania (
GU L 342 del 16.10.2020, pag. 15
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/dec_impl/2020/1500/oj
).
(
10
)
Decisione di esecuzione (UE) 2022/1376 della Commissione, del 26 luglio 2022, relativa all’applicabilità dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica in Danimarca (
GU L 206 dell’8.8.2022, pag. 42
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/dec_impl/2022/1376/oj
).
(
11
)
Decisione di esecuzione (UE) 2023/1978 della Commissione, del 21 settembre 2023, sull’applicabilità dell’articolo 34 della direttiva 2014/25/UE del Parlamento europeo e del Consiglio all’aggiudicazione di appalti per l’esercizio di attività relative alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti rinnovabili in Germania, ad eccezione dell’energia elettrica da fonti rinnovabili prodotta in impianti entrati in funzione prima del 1
o
agosto 2014 e che continuano a ricevere finanziamenti pubblici e delle attività relative alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da parchi eolici offshore messi in funzione dopo il 1
o
gennaio 2012 e soggetti alla legge del 2012 sulle fonti energetiche rinnovabili (Erneuerbare-Energien-Gesetz) in Germania (
GU L 235 del 25.9.2023, pag. 13
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/dec_impl/2023/1978/oj
).
(
12
)
Dal momento che la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da Doel 4 e Tihange 3 non rientrano nella richiesta, la Commissione non esaminerà tale regime.
(
13
)
Cfr. Elia,
Adequacy & flexibility study for Belgium (2024-2034)
, 29 giugno 2023, pagg. 15, 191, 205, 223, 269, disponibile all’indirizzo
https://issuu.com/eliagroup/docs/adequacy_flexibility_study_for_belgium_2024-203?fr=sOTBhNDYxOTUwMTY
.
(
14
)
Decisione (UE) 2022/639 della Commissione del 27 agosto 2021 relativa al regime di aiuti SA.54915 - 2020/C (ex 2019/N) Belgio — Meccanismo di remunerazione della capacità (
GU L 117, 19.4.2022, pag. 40
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/dec/2022/639/oj
).
(
15
)
Richiesta, punto 3.2.
(
16
)
Cfr. decisione di esecuzione (UE) 2018/71, decisione di esecuzione (UE) 2020/1500, decisione di esecuzione (UE) 2023/1978, op. cit.
(
17
)
Punto 121 della richiesta.
(
18
)
Cfr. considerando 51 e 52 della decisione di esecuzione (UE) 2020/1500, op. cit.
(
19
)
Tabella 9 dell’allegato II della richiesta.
(
20
)
Elicio plateau de Bassenge, Elicio Wind for Water NV, Elicio WP NV, Elicio Bastogne NV, Elicio Maldegem NV, Elicio Berlare NV, Elicio SLH NV ed Elicio Plus NV, come indicate all’allegato 1 della risposta delle autorità belghe del 27 gennaio 2025.
(
21
)
Punto 116 della richiesta.
(
22
)
Punto 164 della richiesta.
(
23
)
Cfr.
https://www.engie.com/en/shareholders/engie-share/shareholder-structure
.
(
24
)
Cfr.
https://www.engie.com/sites/default/files/assets/documents/2024-05/R%C3%A9sultat%20Des%20Votes%20VF%20AGM%2030.04.2024.pdf
,
https://www.engie.com/sites/default/files/assets/documents/2023-04/R%C3%A9sultat%20Des%20Votes.pdf
,
https://www.engie.com/sites/default/files/assets/documents/2022-04/ENGIE%20-%20Re%CC%81sultat%20du%20scrutin%20en%20franc%CC%A7ais.pdf
,
https://www.engie.com/sites/default/files/assets/documents/2021-05/ENGIE%20-%20R%C3%A9sultat%20du%20scrutin%20en%20fran%C3%A7ais.pdf
,
https://www.engie.com/sites/default/files/assets/documents/2020-05/ENGIE%20-%20R%C3%A9sultat%20du%20scrutin%20AG%20du%2014-05-2020.pdf
.
(
25
)
Articolo L111-69 del
code de l’énergie
modificato dalla
Loi 2019-486 relative à la croissance et à la transformation des entreprises
, nota come «Loi Pacte».
(
26
)
Cfr. tabella 8 dell’allegato II della richiesta.
(
27
)
Cfr. tabella 8 dell’allegato II della richiesta.
(
28
)
Sia Engie che Luminus godono anche di diritti di prelievo su alcune centrali nucleari francesi. L’azionista di controllo di Luminus (EDF) gestisce una flotta di 56 reattori nucleari in Francia. La produzione francese di energia elettrica nucleare può essere importata in Belgio attraverso le interconnessioni tra i due paesi.
(
29
)
Cfr. tabella 8 dell’allegato II della richiesta.
(
30
)
Regolamento (CE) n. 139/2004 del Consiglio, del 20 gennaio 2004, relativo al controllo delle concentrazioni tra imprese («Regolamento comunitario sulle concentrazioni») (
GU L 24 del 29.1.2004, pag. 1
, ELI:
http://data.europa.eu/eli/reg/2004/139/oj
).
(
31
)
Sentenza del Tribunale del 27 aprile 2016,
Österreichische Post AG/Commissione
, T-463/14, ECLI: EU:T:2016:243, punto 28. Cfr. anche direttiva 2014/25/UE, considerando 44.
ELI: http://data.europa.eu/eli/dec_impl/2025/477/oj
ISSN 1977-0707 (electronic edition)
Hai domande su questa normativa?
FiscoAI analizza Decisione UE 0477/2025 e risponde alle tue domande fiscali con citazioni precise.
Prova gratis Vai alla dashboard