19.12.2013   

IT

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 343/1

(1)

L'articolo 10, paragrafo 4, della direttiva 2003/87/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (3) non specifica le modalità di distribuzione nel periodo di scambio dei volumi delle quote di emissioni di gas a effetto serra destinate a essere messe all'asta.

(2)

Ai fini della certezza del diritto e della prevedibilità del mercato, è opportuno chiarire che, per garantire il corretto funzionamento del mercato, in circostanze eccezionali, la Commissione dispone della facoltà di adeguare il calendario delle aste stabilito dall'articolo 10, paragrafo 4, della direttiva 2003/87/CE.

(3)

È pertanto opportuno modificare di conseguenza la direttiva 2003/87/CE,

19.12.2013   

IT

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 343/2

(1)

Il regolamento (CE) n. 1260/2001 del Consiglio (1), in particolare l’articolo 15, paragrafo 8, primo trattino, l’articolo 16, paragrafo 5, e l’articolo 18, paragrafo 5, autorizza la Commissione ad adottare modalità di applicazione sul contributo alla produzione di base e il contributo B da riscuotere dai detentori di quote che operano nel quadro dell’organizzazione comune dei mercati nel settore dello zucchero, sul coefficiente per il calcolo del contributo complementare, e sul rimborso o il recupero di una parte dei contributi da parte dei venditori di barbabietole.

(2)

La Commissione ha fissato i contributi alla produzione per le campagne di commercializzazione 2001/2002 (2), 2002/2003 (3), 2003/2004 (4), 2004/2005 (5) e 2005/2006 (6).

(3)

L’articolo 18, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 1260/2001 prevede che, se l’importo del contributo alla produzione di base era inferiore all’importo massimo di cui all’articolo 15, paragrafo 3, o se l’importo del contributo B era inferiore all’importo massimo di cui all’articolo 15, paragrafo 4, riveduto all’occorrenza conformemente all’articolo 15, paragrafo 5, i fabbricanti di zucchero dovevano versare ai venditori di barbabietole il 60 % della differenza tra l’importo massimo del contributo di cui trattasi e l’importo del contributo esigibile.

(4)

Conformemente all’articolo 9, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 314/2002 della Commissione (7), gli importi che i fabbricanti di zucchero devono pagare ai venditori di barbabietole in ragione della differenza tra l’importo massimo del contributo di base alla produzione e del contributo B e gli importi dei contributi esigibili sono stati fissati per le campagne di commercializzazione 2002/2003 (8), 2003/2004 (9) e 2005/2006 (10).

(5)

Nell’ambito della riforma dell’organizzazione comune del mercato per il settore dello zucchero, il regolamento (CE) n. 318/2006 del Consiglio (11), ha abrogato e sostituito il regolamento (CE) n. 1260/2001 a partire dalla campagna di commercializzazione 2006/2007. Il regolamento (CE) n. 318/2006, successivamente abrogato e integrato nel regolamento (CE) n. 1234/2007 del Consiglio (12), ha sostituito il sistema di contributi variabili alla produzione dello zucchero consistente nell’autofinanziamento del regime delle quote di produzione mediante una nuova tassa alla produzione intesa a contribuire al finanziamento delle spese inerenti all’organizzazione comune dei mercati nel settore dello zucchero.

(6)

L’8 maggio 2008, nelle cause congiunte C-5/06 e da C-23/06 a C-36/06, la Corte di giustizia ha annullato il regolamento (CE) n. 1762/2003 della Commissione (13), ed il regolamento (CE) n. 1775/2004 della Commissione (14). Nella sua sentenza, la Corte ha dichiarato che tutti i quantitativi di zucchero presenti nei prodotti esportati, indipendentemente dal fatto che le restituzioni per le esportazioni siano state versate o meno, devono essere presi in considerazione ai fini del calcolo della valutazione della perdita media per tonnellata di prodotto.

(7)

La Corte, nelle cause congiunte da C-175/07 a C-184/07, nonché nelle cause C-466/06, e C-200/06, ha annullato anche il regolamento (CE) n. 1686/2005 della Commissione (15).

(8)

Allo scopo di rispettare la sentenza della Corte, la Commissione ha adottato il regolamento (CE) n. 1193/2009 (16).

(9)

Il 29 settembre 2011, il Tribunale ha emesso la sentenza nella causa T-4/06, in cui ha affermato che non esisteva una base giuridica appropriata che giustificasse un coefficiente differenziato per il contributo complementare nel settore dello zucchero ed ha annullato l’articolo 2 del regolamento (CE) n. 1686/2005, come modificato dall’articolo 3 del regolamento (CE) n. 1193/2009.

(10)

Il 27 settembre 2012, nelle cause congiunte C-113/10, C-147/10 e C-234/10, la Corte ha annullato il regolamento (CE) n. 1193/2009, dichiarando che, ai fini del calcolo della valutazione della perdita media per tonnellata di prodotto, l’articolo 15, paragrafo 1, lettera d), del regolamento (CE) n. 1260/2001 doveva essere interpretato nel senso che solo l’importo complessivo delle restituzioni per l’esportazione avrebbe dovuto includere il totale degli importi pagati.

(11)

È pertanto opportuno determinare i contributi nel settore dello zucchero al livello appropriato. Occorre calcolare la «perdita media» ai sensi dell’articolo 15, paragrafo 1, lettera d), del regolamento (CE) n. 1260/2001 dividendo le restituzioni pagate per i quantitativi esportati, che una restituzione sia pagata o meno, per le esportazioni definite a norma dell’articolo 6, paragrafo 5, del regolamento (CE) n. 314/2002 della Commissione. Occorre altresì calcolare l’«eccedenza esportabile» ai sensi dell’articolo 15, paragrafo 1, lettera c), del regolamento (CE) n. 1260/2001 prendendo in considerazione tutte le esportazioni, che vi sia stata una restituzione oppure no.

(12)

Considerando che il metodo annullato dalla Corte è lo stesso adoperato per calcolare i contributi per la campagna di commercializzazione 2001/2002, è opportuno altresì correggere di conseguenza, per la campagna di commercializzazione 2001/2002, gli importi dei contributi alla produzione nonché il coefficiente del contributo complementare.

(13)

Dalla sentenza della Corte si evince la necessità di applicare i contributi, così corretti, a decorrere dalle date in cui i contributi sono stati dichiarati nulli.

(14)

In seguito alla fissazione dei contributi «zucchero» in base al nuovo metodo di cui al considerando 11, è opportuno anche rivedere gli importi che i fabbricanti di zucchero devono pagare ai venditori di barbabietole in ragione della differenza fra l’importo massimo del contributo di base e l’importo dei contributi imponibili per le campagne di commercializzazione 2002/2003, 2003/2004 e 2005/2006, con effetto retroattivo.

(15)

Per la campagna di commercializzazione 2001/2002, la perdita complessiva non coperta, ricalcolata in base al metodo di cui al considerando 11, ammonta a 14 123 937 EUR. Si dovrebbe quindi fissare il coefficiente previsto all’articolo 16, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 1260/2001 in modo adeguato e si dovrebbe applicarlo retroattivamente alla campagna di commercializzazione in questione.

(16)

Per la campagna 2002/2003, l’applicazione del metodo di cui al considerando 11 sfocia nel 2 % per il contributo di base alla produzione e nel 16,371 % per il contributo B, che dovrebbe essere applicabile retroattivamente per la campagna di commercializzazione in questione. La perdita complessiva ricalcolata è integralmente coperta dal gettito del contributo di base e del contributo B. Non occorre quindi fissare il coefficiente complementare di cui all’articolo 16, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 1260/2001 per la suddetta campagna di commercializzazione.

(17)

Per la campagna di commercializzazione 2002/2003, il regolamento (CE) n. 1440/2002 della Commissione (17), ha portato l’importo massimo del contributo B al 37,5 % del prezzo d’intervento dello zucchero bianco. Tuttavia, il contributo B, applicabile per tale campagna di commercializzazione, rivisto conformemente al metodo di cui al considerando 11, è pari al 16,371 % del prezzo d’intervento dello zucchero bianco. A causa di questa differenza, è necessario fissare l’importo che i fabbricanti di zucchero devono pagare ai venditori di barbabietole per tonnellata di barbabietole della qualità tipo per la campagna in questione, conformemente all’articolo 18, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 1260/2001.

(18)

Per la campagna di commercializzazione 2003/2004, l’applicazione del metodo di cui al considerando 11 sfociava nel 2 % per il contributo di base alla produzione e nel 17,259 % per il contributo B. La perdita complessiva ricalcolata è integralmente coperta dal gettito del contributo di base e del contributo B. Non occorre quindi fissare il coefficiente complementare previsto all’articolo 16, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 1260/2001 per la campagna di commercializzazione in questione.

(19)

Per la campagna di commercializzazione 2003/2004, il regolamento (CE) n. 1440/2002 fissa l’importo massimo del contributo B al 37,5 % del prezzo d’intervento dello zucchero bianco. Tuttavia, il contributo B applicabile per tale campagna di commercializzazione, rivisto conformemente al metodo di cui al considerando 11, è pari al 17,259 % del prezzo d’intervento dello zucchero bianco. A causa di questa differenza, è necessario fissare l’importo che i fabbricanti di zucchero devono pagare ai venditori di barbabietole per tonnellata di barbabietole della qualità tipo per la campagna in questione, conformemente all’articolo 18, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 1260/2001.

(20)

Per la campagna di commercializzazione 2004/2005, l’applicazione del metodo di cui al considerando 11 di non modifica né il contributo di base alla produzione né il contributo B. Per questa campagna, la perdita complessiva non coperta calcolata mediante il metodo di cui al considerando 11 è pari a 57 648 788 EUR. Occorre quindi fissare il coefficiente previsto all’articolo 16, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 1260/2001. Dalla sentenza della Corte di cui al considerando 9 si evince che il coefficiente deve essere uniforme per gli Stati membri dell’Unione nella loro composizione al 30 aprile 2004 e per gli Stati membri dell’Unione nella loro composizione al 1o maggio 2004.

(21)

Per la campagna di commercializzazione 2005/2006, l’applicazione del metodo di cui al considerando 11 sfocia in un importo pari all’1,2335 % per il contributo di base alla produzione senza che sia necessario un contributo B. La perdita complessiva ricalcolata è integralmente coperta dal gettito del contributo di base e non occorre fissare il coefficiente complementare di cui all’articolo 16, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 1260/2001 del Consiglio per questa campagna di commercializzazione.

(22)

Per la campagna 2005/2006, il regolamento (CE) n. 1296/2005 della Commissione (18), ha fissato l’importo massimo del contributo B al 37,5 % del prezzo d’intervento dello zucchero bianco. Sebbene il contributo di base alla produzione applicabile a tale campagna di commercializzazione, rivisto secondo il metodo di cui al considerando 11, sia fissato all’1,2335 % del prezzo d’intervento dello zucchero bianco, non occorre fissare un contributo B. A causa di queste differenze è necessario fissare l’importo che i fabbricanti di zucchero devono pagare ai venditori di barbabietole per tonnellata di barbabietole della qualità tipo per la campagna in questione, conformemente all’articolo 18, paragrafo 2, del regolamento (CE) n. 1260/2001.

(23)

Per ragioni di certezza giuridica ed allo scopo di garantire la parità di trattamento degli operatori interessati nei vari Stati membri, è necessario concordare una data comune a partire dalla quale occorre fissare gli importi dei contributi stabiliti dal presente regolamento ai sensi dell’articolo 2, paragrafo 2, secondo comma, del regolamento (CE, Euratom) n. 1150/2000 del Consiglio (19), Tale termine, tuttavia, non dovrebbe applicarsi quando gli Stati membri sono tenuti, in base al diritto nazionale, a rimborsare gli operatori interessati dopo tale data.

—

16 ottobre 2002 per la campagna di commercializzazione 2001/2002,

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8 ottobre 2003 per la campagna di commercializzazione 2002/2003,

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15 ottobre 2004 per la campagna di commercializzazione 2003/2004,

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18 ottobre 2005 per la campagna di commercializzazione 2004/2005, e

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23 febbraio 2007 per la campagna di commercializzazione 2005/2006.

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16 ottobre 2002 per la campagna di commercializzazione 2001/2002, e

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18 ottobre 2005 per la campagna di commercializzazione 2004/2005.

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8 ottobre 2003 per la campagna di commercializzazione 2002/2003,

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15 ottobre 2004 per la campagna di commercializzazione 2003/2004, e

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23 febbraio 2007 per la campagna di commercializzazione 2005/2006.

19.12.2013   

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L 343/7

(1)

Il 23 marzo 2012 il Consiglio ha adottato il regolamento (UE) n. 267/2012.

(2)

In seguito alla sentenza della Corte di giustizia dell'Unione europea, del 28 novembre 2013, nella causa C-280/12 P, Fereydoun MAHMOUDIAN e Fulmen non sono inclusi nell'elenco delle persone e delle entità soggette a misure restrittive riportato nell'allegato II della decisione del Consiglio 2010/413/PESC (2).

(3)

Fereydoun MAHMOUDIAN e Fulmen dovrebbero essere cancellati dall'elenco delle persone e delle entità soggette a misure restrittive riportato nell'allegato IX del regolamento (UE) n. 267/2012.

19.12.2013   

IT

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L 343/9

(1)

La nota complementare 6 a) del capitolo 2 della nomenclatura combinata allegata al regolamento (CEE) n. 2658/87 definisce le «carni insaporite non cotte» come carni «non cotte, il cui insaporimento viene effettuato in profondità o sulla totalità della superficie del prodotto ed il cui condimento è percettibile ad occhio nudo o nettamente percettibile al gusto».

(2)

Onde garantire che le autorità doganali applichino un metodo uniforme ai fini della classificazione doganale, è necessario prevedere metodi per accertare se la carne di volatili è insaporita ai sensi della nota complementare 6 a) del capitolo 2 della nomenclatura combinata.

(3)

Sulla scorta di studi effettuati dal gruppo dei laboratori doganali europei, i metodi per verificare se la carne di volatili non cotta sia insaporita o meno devono innanzitutto consistere in un esame visivo, e, in secondo luogo, nell’assaggio di un campione.

(4)

Il metodo consistente nell’assaggiare un campione dev’essere applicato soltanto se il metodo dell’esame visivo non produce risultati probanti.

(5)

Le misure di cui al presente regolamento sono conformi al parere del comitato del codice doganale,

19.12.2013   

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Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 343/26

(1)

l’articolo 18, paragrafo 3, del regolamento (UE) n. 1169/2011 dispone che tutti gli ingredienti presenti sotto forma di nanomateriali ingegnerizzati siano chiaramente indicati nell’elenco degli ingredienti alimentari per garantire l’informazione dei consumatori. Inoltre, le denominazioni degli ingredienti alimentari presenti sotto forma di nanomateriali ingegnerizzati devono essere seguite dalla dicitura «nano», tra parentesi. Il regolamento (UE) n. 1169/2011 fornisce di conseguenza una definizione di «nanomateriali ingegnerizzati».

(2)

L’articolo 18, paragrafo 5, di detto regolamento autorizza la Commissione ad adeguare ed adattare, mediante atti delegati, la definizione di «nanomateriali ingegnerizzati» ivi contenuta al progresso tecnico e scientifico o alle definizioni concordate a livello internazionale, allo scopo di conseguire gli obiettivi di tale regolamento.

(3)

Il 18 ottobre 2011 è stata adottata la raccomandazione 2011/696/UE della Commissione (2), che risponde, tra l’altro, a una richiesta del Parlamento europeo di introdurre nella legislazione dell’Unione una definizione scientifica esaustiva di nanomateriale. La definizione contenuta in tale raccomandazione si basa unicamente sulla dimensione delle particelle costituenti un materiale e comprende i materiali naturali, derivati e fabbricati. Essa tiene conto, tra l’altro, della relazione di riferimento del Centro comune di ricerca della Commissione europea Considerations on a Definition of Nanomaterial for Regulatory purposes («Considerazioni su una definizione di nanomateriale a fini normativ») (3), del parere del Comitato scientifico dei rischi sanitari emergenti e recentemente identificati (CSRSERI) intitolato Scientific basis for the definition of the term nanomaterial («Basi scientifiche per la definizione del termine «nanomateriali» ”) (4) e della definizione di «nanomateriale» adottata dall’Organizzazione internazionale per la standardizzazione (ISO) (5).

(4)

Secondo la raccomandazione 2011/696/UE, la definizione di «nanomateriale» ivi contenuta non pregiudica né rispecchia il campo di applicazione di alcun atto legislativo dell’Unione.

(5)

In una comunicazione al Parlamento europeo, al Consiglio e al Comitato economico e sociale europeo sul secondo esame regolamentare relativo ai nanomateriali (6), la Commissione ha espresso l’intenzione di applicare la definizione di «nanomateriale» contenuta nella raccomandazione 2011/696/UE alla legislazione dell’Unione. Quando saranno utilizzate altre definizioni nella legislazione dell’UE, le disposizioni saranno adeguate al fine di garantire un approccio coerente, anche se potranno risultare necessarie soluzioni specifiche ai vari settori.

(6)

È pertanto opportuno adattare la definizione di «nanomateriali ingegnerizzati» di cui al regolamento (UE) n. 1169/2011 a quella della raccomandazione 2011/696/UE, che riflette i progressi tecnici e scientifici compiuti.

(7)

Dato che la definizione contenuta nel regolamento (UE) n. 1169/2011 fa riferimento ai «nanomateriali ingegnerizzati» e non ai «nanomateriali» in generale, i nanomateriali naturali e derivati non vanno inclusi nella definizione.

(8)

È opportuno inoltre collegare la definizione di «nanomateriali ingegnerizzati» al materiale prodotto intenzionalmente, che va definito in modo esplicito. Tale definizione deve tener conto della definizione adottata dall’ISO, secondo la quale i «nanomateriali ingegnerizzati» sono nanomateriali progettati per una specifica finalità o funzione (7).

(9)

A norma dell’articolo 4 del regolamento (CE) n. 1333/2008 del Parlamento europeo e del Consiglio (8), soltanto gli additivi alimentari autorizzati inclusi negli elenchi dell’Unione possono essere immessi sul mercato in quanto tali e utilizzati negli alimenti, negli additivi alimentari, negli enzimi alimentari e negli aromatizzanti alimentari alle condizioni d’impiego ivi specificate e in seguito a una valutazione della sicurezza.

(10)

Tali elenchi dell’Unione sono stati istituiti dai regolamenti della Commissione (UE) n. 1129/2011 (9) e (UE) n. 1130/2011 (10). Gli elenchi istituiti riguardano gli additivi alimentari di cui è stato autorizzato l’impiego prima dell’entrata in vigore del regolamento (CE) n. 1333/2008 dopo un esame della conformità alle sue disposizioni. Tutti gli additivi alimentari autorizzati sono attualmente soggetti a un programma relativo a una nuova valutazione da parte dell’Autorità europea per la sicurezza alimentare (di seguito «l’Autorità») in conformità al regolamento (UE) n. 257/2010 della Commissione (11). La nuova valutazione degli additivi alimentari è effettuata nel rispetto delle priorità stabilite in tale regolamento, per gruppo di additivi alimentari secondo la classe funzionale principale a cui appartengono. Essa comprende anche eventuali problematiche relative alle nanotecnologie che possono essere affrontate, se opportuno, in una revisione delle condizioni d’impiego. Di conseguenza, 30 coloranti alimentari sono già stati valutati. Nessun colorante è prodotto in nanoforma. Per il carbonato di calcio (E170) e il carbone vegetale (E153) l’Autorità ha raccomandato di indicare la dimensione delle particelle nelle specifiche. Altri additivi che potrebbero essere in nanoforma saranno valutati entro le seguenti date:

(11)

Alcuni additivi alimentari inclusi negli elenchi dell’Unione istituiti dai regolamenti (UE) n. 1129/2011 e (UE) n. 1130/2011 possono essere presenti sotto forma di «nanomateriali ingegnerizzati» nell’alimento finale. L’indicazione di tali additivi alimentari nell’elenco degli ingredienti seguita dalla dicitura «nano» fra parentesi può tuttavia confondere i consumatori, dato che può indurli a credere che gli additivi siano nuovi mentre in realtà sono stati utilizzati in tale forma nei prodotti alimentari per decenni.

(12)

Pertanto, gli additivi alimentari inclusi negli elenchi dell’Unione in forza dei regolamenti (UE) n. 1129/2011 e (UE) n. 1130/2011 non devono [obbligatoriamente] recare la dicitura «nano» nell’elenco degli ingredienti e non devono rientrare nella definizione di nanomateriali ingegnerizzati. La necessità di requisiti specifici di etichettatura in materia di nanotecnologia per tali additivi dovrà essere affrontata nel contesto del programma di nuova valutazione, modificando, se necessario, le condizioni d’impiego dell’allegato II del regolamento (CE) n. 1333/2008 e le specifiche di tali additivi alimentari fissate nel regolamento (UE) n. 231/2012 della Commissione (12). Questa eccezione non dovrà essere applicata agli additivi alimentari inseriti successivamente in tali elenchi, comprese le nuove inclusioni a norma dell’articolo 12 del regolamento (CE) n. 1333/2008.

(13)

La soglia del 50 % di distribuzione dimensionale numerica dovrà essere riveduta per stabilire se dovrà essere sostituita in futuro da una soglia compresa fra l’1 % e il 50 %, visti gli sviluppi tecnologici nel campo dei metodi di rilevamento e di quantificazione e qualora ciò sia giustificato da preoccupazioni per la salute e la sicurezza.

(14)

Occorre pertanto modificare di conseguenza il regolamento (UE) n. 1169/2011,

a)

gli additivi alimentari che rientrano nella definizione di cui al primo paragrafo non sono considerati nanomateriali ingegnerizzati se sono stati inclusi negli elenchi dell’Unione di cui all’articolo 4 del regolamento (CE) n. 1333/2008 dai regolamenti della Commissione (UE) n. 1129/2011 (13) e (UE) n. 1130/2011 (14);

b)

i fullereni, i fiocchi di grafene e i nanotubi di carbonio a parete singola con una o più dimensioni esterne inferiori a 1 nm sono considerati nanomateriali.

Ai fini della definizione di cui al primo paragrafo si intende per:

i)   «particella»: una parte minuscola di materia con limiti fisici definiti;

ii)   «agglomerato»: un insieme di particelle o aggregati con legami deboli in cui la superficie esterna risultante è simile alla somma delle superfici dei singoli componenti;

iii)   «aggregato»: una particella composta da particelle fuse o fortemente legate fra loro;

iv)   «prodotto intenzionalmente»: il materiale prodotto per svolgere una specifica funzione o conseguire una particolare finalità;

19.12.2013   

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L 343/29

(1)

Il regolamento (CE) n. 834/2007 stabilisce le prescrizioni fondamentali relative alla produzione biologica di alghe marine e di animali di acquacoltura. Le norme dettagliate per l’attuazione di tali prescrizioni sono stabilite dal regolamento (CE) n. 889/2008 della Commissione (2).

(2)

Tra novembre 2012 e aprile 2013, alcuni Stati membri hanno presentato domande di revisione delle norme riguardanti i prodotti, le sostanze e le tecniche che possono essere utilizzati nell’ambito della produzione dell’acquacoltura biologica. Tali richieste devono essere valutate dal gruppo di esperti chiamati a fornire una consulenza tecnica sulla produzione biologica istituito dalla decisione 2009/427/CE della Commissione (3); sulla base di tale valutazione, la Commissione intende esaminare la necessità di un’eventuale revisione di dette norme nel 2014.

(3)

In alcune di tali richieste si dichiarava che sul mercato non erano disponibili quantitativi di novellame e di seme di molluschi biologici sufficienti per soddisfare i requisiti di cui agli articoli 25 sexies e 25 sexdecies del regolamento (CE) n. 889/2008.

(4)

Poiché il novellame e il seme di molluschi biologici continuano a non essere disponibili in quantità tali da permettere la continuità, evitare l’interruzione della produzione dell’acquacoltura biologica nell’Unione e consentire il tempo necessario per l’ulteriore sviluppo del mercato di novellame e di seme di molluschi biologici, è giustificato, in attesa del parere degli esperti, rinviare di un anno, fino al 31 dicembre 2014, l’applicazione della percentuale del 50 % di cui all’articolo 25 sexies, paragrafo 3, e all’articolo 25 sexdecies, paragrafo 1, terzo comma, del regolamento (CE) n. 889/2008.

(5)

Occorre pertanto modificare di conseguenza il regolamento (CE) n. 889/2008.

(6)

Le misure di cui al presente regolamento sono conformi al parere del Comitato di regolamentazione per la produzione biologica,

1)

all’articolo 25 sexies, il paragrafo 3 è sostituito dal seguente:

«3.   La percentuale massima di novellame non biologico introdotto nell’allevamento è pari all’80 % entro il 31 dicembre 2011, al 50 % entro il 31 dicembre 2014 e allo 0 % entro il 31 dicembre 2015.»;

2)

all’articolo 25 sexdecies, paragrafo 1, il terzo comma è sostituito dal seguente:

«Tuttavia, la percentuale massima di seme di molluschi bivalvi proveniente da incubatoi non biologici che può essere introdotta nelle unità di produzione biologica è pari all’80 % entro il 31 dicembre 2011, al 50 % entro il 31 dicembre 2014 e allo 0 % entro il 31 dicembre 2015.»

19.12.2013   

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L 343/31

(1)

Il regolamento (CE) n. 1831/2003 disciplina l’autorizzazione degli additivi destinati all’alimentazione animale e definisce le condizioni e le procedure per il rilascio di tale autorizzazione.

(2)

A norma dell’articolo 7 del regolamento (CE) n. 1831/2003, è stata presentata una domanda di autorizzazione di un nuovo impiego di un preparato di alfa-galattosidasi prodotta da Saccharomyces cerevisiae (CBS 615.94) e di endo-1,4-beta-glucanasi prodotta da Aspergillus niger (CBS 120604). La domanda era corredata delle informazioni e dei documenti prescritti dall’articolo 7, paragrafo 3, del regolamento (CE) n. 1831/2003.

(3)

La domanda riguarda l’autorizzazione di un nuovo impiego di un preparato di alfa-galattosidasi prodotta da Saccharomyces cerevisiae (CBS 615.94) e di endo-1,4-beta-glucanasi prodotta da Aspergillus niger (CBS 120604) come additivo per mangimi destinati alle specie avicole minori da ingrasso e alle galline ovaiole, da classificare nella categoria «additivi zootecnici».

(4)

L’impiego di tale preparato è stato autorizzato per 10 anni per i polli da ingrasso con il regolamento di esecuzione (UE) n. 237/2012 della Commissione (2).

(5)

Nel suo parere del 18 giugno 2013 (3) l’Autorità europea per la sicurezza alimentare («l’Autorità») ha concluso che, nelle condizioni di impiego proposte, il preparato di alfa-galattosidasi prodotta da Saccharomyces cerevisiae (CBS 615.94) e di endo-1,4-beta-glucanasi prodotta da Aspergillus niger (CBS 120604) non ha effetti dannosi sulla salute animale e umana o sull’ambiente, il suo impiego può essere efficace sulle galline ovaiole e tale efficacia può essere estrapolata alle specie avicole minori da ingrasso. L’Autorità non ritiene che sia necessario adottare prescrizioni specifiche sul monitoraggio successivo all’immissione in commercio. Essa ha verificato anche la relazione sul metodo di analisi dell’additivo per mangimi presentata dal laboratorio di riferimento istituito dal regolamento (CE) n. 1831/2003.

(6)

La valutazione del preparato di alfa-galattosidasi prodotta da Saccharomyces cerevisiae (CBS 615.94) e di endo-1,4-beta-glucanasi prodotta da Aspergillus niger (CBS 120604) dimostra che sono soddisfatte le condizioni per l’autorizzazione di cui all’articolo 5 del regolamento (CE) n. 1831/2003. Si autorizza pertanto l’impiego di tale preparato come specificato nell’allegato del presente regolamento.

(7)

Le misure di cui al presente regolamento sono conformi al parere del Comitato permanente per la catena alimentare e la salute degli animali,

19.12.2013   

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L 343/34

(1)

Con la decisione 2012/734/UE, il Consiglio ha autorizzato la firma, a nome dell’Unione, dell’accordo che istituisce un’associazione tra l’Unione europea e i suoi Stati membri, da una parte, e l’America centrale, dall’altra (di seguito «l’accordo»). In conformità alla decisione 2012/734/UE, l’accordo è applicato in via provvisoria, in attesa che siano terminate le procedure necessarie alla sua conclusione.

(2)

L’allegato II dell’accordo riguarda la definizione della nozione di «prodotti originari» e i metodi di cooperazione amministrativa. Per un certo numero di prodotti, all’appendice 2A dell’allegato si prevedono deroghe alle norme di origine stabilite nell’appendice 2 dello stesso allegato II, nell’ambito di contingenti annuali. Poiché l’Unione ha deciso di usufruire di questa possibilità, è necessario prevedere le condizioni per l’applicazione di tali deroghe per le importazioni dal Guatemala.

(3)

I contingenti che figurano nell’allegato II, appendice 2A, vanno gestiti dalla Commissione secondo il principio «primo arrivato, primo servito», in conformità del regolamento (CEE) n. 2454/93 della Commissione, del 2 luglio 1993, che fissa talune disposizioni d’applicazione del regolamento (CEE) n. 2913/92 del Consiglio che istituisce il codice doganale comunitario (2).

(4)

L’ammissibilità a beneficiare delle concessioni tariffarie deve essere subordinata alla presentazione della pertinente prova di origine alle autorità doganali, secondo quanto previsto dall’accordo.

(5)

Poiché l’accordo si applica in via provvisoria a decorrere dal 1o dicembre 2013, il presente regolamento deve applicarsi dalla stessa data.

(6)

Le misure di cui al presente regolamento sono conformi al parere del Comitato del codice doganale,

19.12.2013   

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L 343/38

(1)

Il regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011 prevede, in applicazione dei risultati dei negoziati commerciali multilaterali dell'Uruguay round, i criteri per la fissazione da parte della Commissione dei valori forfettari all'importazione dai paesi terzi, per i prodotti e i periodi indicati nell'allegato XVI, parte A, del medesimo regolamento.

(2)

Il valore forfettario all'importazione è calcolato ciascun giorno feriale, in conformità dell’articolo 136, paragrafo 1, del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011, tenendo conto di dati giornalieri variabili. Pertanto il presente regolamento entra in vigore il giorno della pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea,

19.12.2013   

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L 343/40

(1)

I mandati del sig. Gijs DE VRIES, del sig. Henri GRETHEN, del sig. Michel CRETIN, del sig. Ioannis SARMAS e del sig. David BOSTOCK scadono il 31 dicembre 2013.

(2)

È opportuno pertanto procedere a nuove nomine,

—

il sig. Alex BRENNINKMEIJER,

—

il sig. Henri GRETHEN,

—

la sig.ra Danièle LAMARQUE,

—

il sig. Nikolaos MILIONIS,

—

il sig. Phil WYNN OWEN.

19.12.2013   

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L 343/41

(1)

Il 22 dicembre 2009 e il 18 gennaio 2010 il Consiglio ha adottato le decisioni 2009/1014/UE (1) e 2010/29/UE (2) recanti nomina dei membri e dei supplenti del Comitato delle regioni per il periodo dal 26 gennaio 2010 al 25 gennaio 2015.

(2)

Un seggio di membro titolare del Comitato delle regioni diverrà vacante a seguito della scadenza del mandato della sig.ra Emilia MÜLLER,

—

Dr Beate MERK, Bayerische Staatsministerin für Europaangelegenheiten und regionale Beziehungen.

19.12.2013   

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L 343/42

(1)

L’allegato I della direttiva 98/8/CE contiene l’elenco dei principi attivi approvati a livello dell’Unione per poterli includere tra i biocidi. La direttiva 2009/92/CE della Commissione (2) ha aggiunto la sostanza attiva bromadiolone da utilizzare nei prodotti appartenenti al tipo di prodotto 14, rodenticidi, come definito nell’allegato V della direttiva 98/8/CE.

(2)

Il bromadiolone è un rodenticida anticoagulante che notoriamente presenta rischi di incidenti per i bambini nonché rischi per gli animali non bersaglio e l’ambiente. È stato identificato come potenzialmente persistente, bioaccumulabile e tossico («PBT») o molto persistente e molto bioaccumulabile («vPvB»).

(3)

Per motivi di salute pubblica e di igiene, si è nondimeno ritenuto giustificato includere il bromadiolone e altri rodenticidi anticoagulanti nell’allegato I della direttiva 98/8/CE, consentendo in tal modo agli Stati membri di autorizzare prodotti a base di bromadiolone. Tuttavia gli Stati membri quando concedevano l’autorizzazione per prodotti contenenti bromadiolone erano tenuti a garantire che l’esposizione primaria e secondaria dell’uomo, degli animali non bersaglio e dell’ambiente fosse limitata, tenendo conto di e applicando tutte le misure di riduzione del rischio idonee e disponibili. Le misure di riduzione del rischio di cui alla direttiva 2009/92/CE comprendono pertanto, tra l’altro, la limitazione al solo uso professionale.

(4)

A norma dell’articolo 8 della direttiva 98/8/CE la società Belgagri SA (nel prosieguo «il richiedente») ha presentato all’Irlanda richieste di autorizzazione per quattro rodenticidi contenenti bromadiolone (nel prosieguo «i prodotti»).

(5)

L’Irlanda ha concesso le autorizzazioni per i prodotti il 30 settembre 2012. I prodotti sono stati autorizzati con limitazioni al fine di garantire in Irlanda il rispetto delle condizioni di cui all’articolo 5 della direttiva 98/8/CE. Tali limitazioni non comprendevano una limitazione al solo uso da parte di utilizzatori professionali appositamente formati o titolari di una licenza.

(6)

Il 5 febbraio 2013 il richiedente ha presentato richieste complete alla Germania per il riconoscimento reciproco delle prime autorizzazioni relative ai prodotti.

(7)

Il 17 aprile 2013 la Germania ha notificato alla Commissione, agli altri Stati membri e al richiedente la proposta di limitare le prime autorizzazioni conformemente all’articolo 4, paragrafo 4, della direttiva 98/8/CE. La Germania ha proposto una limitazione sui prodotti per riservarne l’uso a professionisti appositamente formati o titolari di una licenza.

(8)

La Commissione ha invitato gli altri Stati membri e il richiedente a presentare per iscritto osservazioni in merito alla notifica entro novanta giorni, conformemente a quanto disposto dall’articolo 27, paragrafo 1, della direttiva 98/8/CE. Non sono state presentate osservazioni entro tale termine. La notifica è stata altresì discussa dalla Commissione e dalle autorità nazionali degli Stati membri competenti per i biocidi in occasione della riunione del gruppo per l’agevolazione dell’autorizzazione dei prodotti e del riconoscimento reciproco del 14 maggio 2013.

(9)

A norma della direttiva 98/8/CE, le autorizzazioni di biocidi contenenti bromadiolone sono subordinate a tutte le misure idonee e disponibili di riduzione del rischio, ivi compresa la limitazione al solo uso professionale. La valutazione scientifica che ha condotto all’inclusione del bromadiolone nel campo di applicazione della direttiva 98/8/CE ha concluso che solo gli utilizzatori professionali sono in grado di seguire le istruzioni che riducono al minimo il rischio di avvelenamento secondario degli animali non bersaglio e di utilizzare i prodotti in modo da evitare la selezione e la diffusione di una resistenza. In linea di principio, una limitazione agli utilizzatori professionali può essere considerata una misura idonea di riduzione del rischio, in particolare negli Stati membri in cui si verifica una resistenza al bromadiolone.

(10)

In assenza di indicazioni contrarie, una limitazione ai soli utilizzatori professionali costituisce pertanto una misura di riduzione del rischio idonea e disponibile quando si autorizzano prodotti contenenti bromadiolone in Germania. Questa conclusione è rafforzata dalle osservazioni avanzate dalla Germania in merito alla resistenza al bromadiolone rilevata nei ratti e al fatto che essa sembra diffondersi nel paese. Inoltre, la Germania dispone di un’efficiente infrastruttura di operatori appositamente formati per la disinfestazione e di professionisti titolari di una licenza, quali agricoltori, giardinieri e operatori forestali che hanno ricevuto una formazione professionale, il che significa che la limitazione proposta non ostacola la prevenzione delle infezioni.

(11)

Le misure di cui alla presente decisione sono conformi al parere del Comitato permanente sui biocidi,

19.12.2013   

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L 343/44

(1)

L’influenza aviaria è una malattia virale contagiosa del pollame e di altri volatili in cattività, avente gravi conseguenze per la redditività degli allevamenti avicoli e capace di perturbare gli scambi all’interno dell’Unione e le esportazioni verso i paesi terzi.

(2)

In caso di comparsa di un focolaio di influenza aviaria esiste il rischio che l’agente patogeno si diffonda in altre aziende avicole non solo all’interno dello Stato membro interessato, ma anche in altri Stati membri e paesi terzi attraverso gli scambi commerciali di pollame vivo o di prodotti avicoli.

(3)

La direttiva 2005/94/CE del Consiglio (2), che introduce misure comunitarie di lotta contro l’influenza aviaria, stabilisce le misure che gli Stati membri sono tenuti ad applicare immediatamente e con urgenza in caso di comparsa di un focolaio per prevenire l’ulteriore diffusione del virus.

(4)

A norma dell’articolo 84 del regolamento (UE, Euratom) n. 966/2012 del Parlamento europeo e del Consiglio (3), l’impegno di spesa a carico del bilancio dell’Unione è preceduto da una decisione di finanziamento che determina gli elementi essenziali dell’azione comportante la spesa e che è adottata dall’istituzione o dalle autorità da questa delegate.

(5)

La decisione 2009/470/CE fissa le procedure che disciplinano il contributo finanziario dell’Unione a favore di azioni veterinarie specifiche, compresi gli interventi di urgenza. A norma dell’articolo 4, paragrafo 2, di detta decisione, gli Stati membri beneficiano di un contributo finanziario volto a coprire i costi di alcune misure di eradicazione dell’influenza aviaria.

(6)

L’articolo 4, paragrafo 3, primo e secondo trattino, della decisione 2009/470/CE regola la percentuale della spesa sostenuta dagli Stati membri che può essere finanziata dal contributo finanziario dell’Unione.

(7)

Il versamento del contributo finanziario dell’Unione a favore di interventi d’urgenza volti all’eradicazione dell’influenza aviaria è disciplinato dalle norme di cui al regolamento (CE) n. 349/2005 della Commissione, del 28 febbraio 2005, che stabilisce norme sul finanziamento comunitario degli interventi urgenti e della lotta contro certe malattie animali ai sensi della decisione 90/424/CEE del Consiglio (4).

(8)

Nel 2012 e nel 2013 in Germania, in Italia e nei Paesi Bassi sono stati registrati focolai di influenza aviaria. Sempre nel 2013 sono stati registrati focolai di influenza aviaria anche in Danimarca e in Spagna. Per combattere tali focolai, la Germania, l’Italia, i Paesi Bassi, la Danimarca e la Spagna hanno adottato misure a norma della direttiva 2003/85/CE del Consiglio (5).

(9)

Le autorità tedesche, italiane, neerlandesi, danesi e spagnole hanno informato la Commissione e gli altri Stati membri, nell’ambito del comitato permanente per la catena alimentare e la salute degli animali, circa le misure applicate conformemente alla legislazione dell’Unione in materia di notifica e di eradicazione della malattia, nonché i risultati conseguiti.

(10)

Le autorità tedesche, italiane, neerlandesi, danesi e spagnole hanno pertanto adempiuto agli obblighi tecnici e amministrativi per quanto concerne le misure di cui all’articolo 4, paragrafo 2, della decisione 2009/470/CE e l’articolo 6 del regolamento (CE) n. 349/2005.

(11)

In questa fase, non è possibile determinare l’importo esatto del contributo finanziario dell’Unione poiché le informazioni fornite relative ai costi di indennizzo e alle spese operative sono delle stime.

(12)

Le misure di cui alla presente decisione sono conformi al parere del comitato permanente per la catena alimentare e la salute degli animali,

19.12.2013   

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L 343/46

(1)

Il regolamento (CE) n. 58/2003 autorizza la Commissione a delegare poteri alle agenzie esecutive per l’esecuzione integrale o parziale di un programma o di un progetto dell’Unione, a suo nome e sotto la sua responsabilità, in conformità al detto regolamento.

(2)

L’affidamento alle agenzie esecutive di compiti di esecuzione dei programmi è volto a consentire alla Commissione di concentrarsi sulle sue attività e sulle sue funzioni prioritarie, che non possono essere esternalizzate, senza per questo rinunciare al controllo e alla responsabilità finale delle attività gestite da dette agenzie esecutive.

(3)

La delega di compiti connessi all’esecuzione dei programmi a un’agenzia esecutiva richiede una separazione chiara tra le fasi di programmazione, che implicano un ampio margine di discrezionalità nell’operare scelte dettate da considerazioni strategiche, affidate alla Commissione, e l’esecuzione dei programmi che andrebbe invece affidata all’agenzia esecutiva.

(4)

Con decisione 2005/56/CE (2) la Commissione ha istituito l’Agenzia esecutiva per l’istruzione, gli audiovisivi e la cultura (di seguito l’Agenzia) cui ha affidato la gestione delle azioni comunitarie nei settori dell’istruzione, degli audiovisivi e della cultura.

(5)

La Commissione ha modificato a più riprese il mandato dell’Agenzia per estenderlo alla gestione di nuovi progetti e programmi nel campo dell’istruzione, degli audiovisivi, della cittadinanza e della gioventù, e successivamente ha sostituito la decisione 2005/56/CE con la decisione 2009/336/CE (3) della Commissione.

(6)

Nella sua comunicazione del 29 giugno 2011 dal titolo «Un bilancio per la strategia 2020» (4) la Commissione ha proposto di avvalersi dell’opzione di un più ampio ricorso alle agenzie esecutive esistenti per l’esecuzione dei programmi dell’Unione nell’ambito del prossimo quadro finanziario pluriennale

(7)

L’Agenzia ha dato prova di un’elevata competenza tecnica e finanziaria nella gestione dei programmi dell’Unione. Le indagini sulla soddisfazione condotte nel 2009 e nel 2013 nel quadro della prima e della seconda valutazione intermedia dell’Agenzia indicano che i beneficiari e gli altri soggetti interessati ritengono che l’Agenzia fornisca un servizio di migliore qualità rispetto alla struttura precedente (Ufficio di assistenza tecnica). L’Agenzia è in grado di attrarre e trattenere personale altamente qualificato, il che a sua volta garantisce stabilità alle risorse umane. L’Agenzia snellisce costantemente le proprie procedure interne per migliorare la propria efficienza e cerca di armonizzare gli approcci tra i diversi programmi. Essa si avvale dello status di ente pubblico creato espressamente per la gestione dei programmi nel settore dell’istruzione, degli audiovisivi e della cultura e tale specializzazione migliora la visibilità dei programmi dell’UE presso le parti interessate e il vasto pubblico. L’esistenza di un’entità unica che gestisce una serie di programmi complementari genera effetti sinergici in termini di visibilità dell’azione dell’UE a vantaggio di tutti i programmi. I tassi di errore risultanti dai controlli ex post sull’Agenzia sono modesti e ben al di sotto del limite del 2 %. La seconda valutazione intermedia rileva un costante miglioramento della competenza tecnica e finanziaria dell’Agenzia, che si riflette a sua volta in un miglioramento generale delle sue prestazioni, come osservato sulla scorta degli indicatori principali di miglioramento.

(8)

L’analisi costi-benefici effettuata in conformità all’articolo 3, paragrafo 1, del regolamento (CE) n. 58/2003, confrontati i costi con l’opzione della gestione interna, ha constatato che gestire i compiti all’interno della Commissione comporterebbe costi maggiori del 23 % in termini di valore netto attuale. I nuovi programmi che si prevede di delegare all’Agenzia sono in linea con il suo mandato e la sua missione attuali e rappresentano una prosecuzione dell’attività in essere. L’Agenzia ha acquisito competenze, abilità e capacità nella gestione di questi programmi nel corso di diversi anni. I nuovi programmi potrebbero quindi avvalersi dell’esperienza e della competenza accumulate dall’Agenzia nella gestione di programmi e dei corrispondenti vantaggi in termini di produttività. Il passaggio a una struttura interna alla commissione avrebbe conseguenze negative, poiché la maggior parte dei programmi non è mai stata gestita internamente tramite le DG di riferimento, che non dispongono della capacità di gestire programmi al proprio interno. La delega della gestione di programmi all’Agenzia garantirebbe quindi la continuità dell’attività, arrecando vantaggio ai beneficiari dei programmi e alle parti interessate. La delega permetterà inoltre alla Commissione di continuare a concentrarsi meglio sui propri compiti istituzionali.

(9)

Al fine di conferire un’identità coerente alle agenzie esecutive, nel definire i loro nuovi mandati la Commissione ha raggruppato per quanto possibile il lavoro per aree tematiche.

(10)

È opportuno affidare all’Agenzia l’esecuzione di parti dei seguenti nuove azioni e programmi dell’Unione:

(11)

L’Agenzia mantiene la responsabilità dell’esecuzione di parti dei seguenti azioni e programmi dell’Unione in corso:

(12)

La gestione di tali parti dei programmi e delle azioni elencati comprende l’esecuzione di progetti a carattere tecnico che non implicano decisioni di natura politica e richiede un elevato livello di competenza tecnica e finanziaria per tutto il ciclo del progetto.

(13)

Al fine di garantire l’attuazione coerente nel tempo della presente decisione e dei programmi in questione, è necessario garantire che l’Agenzia eserciti i propri compiti connessi all’esecuzione di questi programmi a condizione dell’entrata in vigore di tali programmi e a decorrere dalla data di tale entrata in vigore.

(14)

È opportuno istituire l’Agenzia esecutiva per l’istruzione, gli audiovisivi e la cultura. Essa sostituisce e succede giuridicamente all’Agenzia esecutiva per l’istruzione, gli audiovisivi e la cultura istituita dalla decisione 2009/336/CE. È opportuno che essa operi conformemente allo statuto generale stabilito dal regolamento (CE) n. 58/2003.

(15)

È opportuno abrogare la decisione 2009/336/CE e stabilire disposizioni transitorie.

(16)

Le misure previste dalla presente decisione sono conformi al parere del comitato delle agenzie esecutive,

a)

Erasmus +;

b)

Programma Europa creativa;

c)

Programma «Europa per i cittadini»;

d)

Corpo volontario europeo di aiuto umanitario o Volontari europei per l’aiuto umanitario;

e)

Progetti nel settore dell’istruzione superiore attuati nell’ambito dei seguenti strumenti di cooperazione esterna:

a)

Progetti nel settore dell’istruzione superiore che possono essere finanziati in base alle disposizioni relative all’aiuto economico a favore di alcuni paesi dell’Europa centrale e orientale (PHARE), di cui al regolamento (CEE) n. 3906/89;

b)

Programma di incentivazione dello sviluppo e della distribuzione delle opere audiovisive europee (MEDIA II — Sviluppo e distribuzione) (1996-2000), approvato con decisione 95/563/CE;

c)

Programma di formazione per gli operatori dell’industria europea dei programmi audiovisivi (MEDIA II — Formazione) (1996-2000), approvato con decisione 95/564/CE;

d)

Seconda fase del programma d’azione comunitaria in materia d’istruzione «Socrates» (2000-2006), approvata con decisione n. 253/2000/CE;

e)

Seconda fase del programma d’azione comunitaria in materia di formazione professionale «Leonardo da Vinci» (2000-2006), approvata con decisione 1999/382/CE;

f)

Programma d’azione comunitaria «Gioventù» (2000-2006), approvato con decisione n. 1031/2000/CE;

g)

Programma «Cultura 2000» (2000-2006), approvato con decisione n. 508/2000/CE;

h)

Progetti nel settore dell’istruzione superiore che possono essere finanziati grazie alle disposizioni relative alla prestazione di assistenza agli Stati partner dell’Europa orientale e dell’Asia centrale (2000-2006), di cui al regolamento (CE, Euratom) n. 99/2000;

i)

Progetti nel settore dell’istruzione superiore che possono essere finanziati in base alle disposizioni relative all’assistenza all’Albania, alla Bosnia-Erzegovina, alla Croazia, all’ex Repubblica iugoslava di Macedonia, al Montenegro, alla Serbia e al Kosovo (UNSCR 1244) (2000-2006), come previsto dal regolamento (CE) n. 2666/2000;

j)

Progetti nel settore dell’istruzione superiore che possono essere finanziati in base alle disposizioni relative alle misure d’accompagnamento finanziarie e tecniche (MEDA) a sostegno della riforma delle strutture economiche e sociali nel quadro del partenariato euromediterraneo, come previsto dal regolamento (CE) n. 2698/2000;

k)

Terza fase del programma transeuropeo di cooperazione per l’istruzione superiore (Tempus III) (2000-2006), approvata con decisione 1999/311/CE;

l)

Progetti che possono essere finanziati grazie alle disposizioni dell’accordo fra la Comunità europea e gli Stati Uniti d’America che rinnova il programma di cooperazione in materia d’istruzione terziaria e d’istruzione e formazione professionali (2001-2005), di cui alla decisione 2001/196/CE;

m)

Progetti che possono essere finanziati in base alle disposizioni dell’accordo tra la Comunità europea e il governo del Canada che rinnova il programma di cooperazione nei settori dell’istruzione superiore e della formazione (2001-2005), di cui alla decisione 2001/197/CE;

n)

Programma di incentivazione dello sviluppo e della distribuzione delle opere audiovisive europee (MEDIA II — Sviluppo e distribuzione) (2001-2006), approvato con decisione 2000/821/CE;

o)

Programma di formazione per gli operatori dell’industria europea dei programmi audiovisivi (MEDIA — Formazione) (2001-2006), approvato con decisione n. 163/2001/CE;

p)

Programma pluriennale per l’effettiva integrazione delle tecnologie dell’informazione e delle comunicazioni (TIC) nei sistemi di istruzione e formazione in Europa (programma eLearning) (2004-2006), approvato con decisione n. 2318/2003/CE;

q)

Programma d’azione comunitaria per la promozione della cittadinanza europea attiva (partecipazione civica) (2004-2006), approvato con decisione 2004/100/CE;

r)

Programma d’azione comunitaria per la promozione degli organismi attivi a livello europeo nel settore della gioventù (2004-2006), approvato con decisione n. 790/2004/CE;

s)

Programma di azione comunitaria per la promozione degli organismi attivi a livello europeo e il sostegno di attività specifiche nel campo dell’istruzione e della formazione (2004-2006), approvato con decisione n. 791/2004/CE;

t)

Programma d’azione comunitaria per la promozione degli organismi attivi a livello europeo nel settore della cultura (2004-2006), approvato con decisione n. 792/2004/CE;

u)

Programma per il miglioramento della qualità nell’istruzione superiore e la promozione della comprensione interculturale mediante la cooperazione con i paesi terzi (Erasmus Mundus) (2004-2008), approvato con decisione n. 2317/2003/CE;

v)

Progetti che possono essere finanziati grazie alle disposizioni dell’accordo fra la Comunità europea e gli Stati Uniti d’America che rinnova il programma di cooperazione in materia d’istruzione terziaria e d’istruzione e formazione professionali (2006-2013), di cui alla decisione 2006/910/CE;

w)

Progetti che possono essere finanziati in base alle disposizioni dell’accordo tra la Comunità europea e il governo del Canada che istituisce un quadro per la cooperazione in materia di istruzione superiore, formazione e gioventù (2006-2013), di cui alla decisione 2006/964/CE;

x)

Programma d’azione nel campo dell’apprendimento permanente (2007-2013), approvato con decisione n. 1720/2006/CE;

y)

Programma «Cultura» (2007-2013), approvato con decisione n. 1855/2006/CE;

z)

Programma «Europa per i cittadini» mirante a promuovere la cittadinanza europea attiva (2007-2013), approvato con decisione n. 1904/2006/CE;

(aa)

Programma «Gioventù in azione» (2007-2013), approvato con decisione n. 1719/2006/CE;

(bb)

Programma di sostegno al settore audiovisivo europeo (MEDIA 2007) (2007-2013), approvato con decisione n. 1718/2006/CE;

(cc)

Programma d’azione Erasmus Mundus (II) 2009-2013 per il miglioramento della qualità dell’istruzione superiore e la promozione della comprensione interculturale mediante la cooperazione con i paesi terzi, approvato con decisione n. 1298/2008/CE;

(dd)

Programma di cooperazione nel settore audiovisivo con i paesi terzi (MEDIA Mundus) (2011-2013), istituito con decisione n. 1041/2009/CE;

(ee)

Progetti nel settore dell’istruzione superiore che possono essere finanziati in base alle disposizioni relative agli aiuti alla cooperazione economica con i paesi in via di sviluppo dell’Asia, di cui al regolamento (CEE) n. 443/92;

(ff)

Progetti nel settore dell’istruzione superiore e della gioventù che possono essere finanziati in base alle disposizioni dello strumento di assistenza preadesione (IPA), istituito dal regolamento (CE) n. 1085/2006;

(gg)

Progetti nel settore dell’istruzione primaria, secondaria e superiore e della gioventù che possono essere finanziati in base alle disposizioni dello strumento europeo di vicinato e partenariato, istituito dal regolamento (CE) n. 1638/2006;

(hh)

Progetti nel settore dell’istruzione superiore che possono essere finanziati dallo strumento per il finanziamento della cooperazione allo sviluppo istituito dal regolamento (CE) n. 1905/2006;

(ii)

Progetti nei settori dell’istruzione superiore e della gioventù che possono essere finanziati dallo strumento finanziario per la cooperazione con paesi e territori industrializzati e con altri ad alto reddito, istituito dal regolamento (CE) n. 1934/2006;

(jj)

Progetti nel settore dell’istruzione superiore che possono essere finanziati da risorse del Fondo europeo di sviluppo, in applicazione dell’accordo di partenariato tra i membri del gruppo degli Stati dell’Africa, dei Caraibi e del Pacifico, da un lato, e la Comunità europea e i suoi Stati membri, dall’altro, firmato a Cotonou il 23 giugno 2000 (decisione 2003/159/CE), modificato dall’accordo firmato a Lussemburgo il 25 giugno 2005 (decisione 2005/599/CE).

a)

la gestione di tutte le fasi di esecuzione del programma e di tutte le fasi della vita di progetti specifici sulla base dei pertinenti programmi di lavoro adottati dalla Commissione, qualora quest’ultima le abbia conferito poteri ad hoc nell’atto di delega;

b)

l’adozione degli atti di esecuzione del bilancio delle entrate e delle spese e l’esecuzione di tutte le operazioni necessarie alla gestione del programma, qualora la Commissione le abbia conferito poteri ad hoc nell’atto di delega;

c)

la fornitura di sostegno all’esecuzione dei programmi qualora la Commissione le abbia conferito poteri ad hoc nell’atto di delega, compreso il sostegno alle attività di diffusione delle informazioni, se del caso in cooperazione con le agenzie nazionali;

d)

l’attuazione, a livello dell’Unione, della rete di informazione sull’istruzione in Europa (Eurydice) e delle attività miranti a migliorare la comprensione e la conoscenza del settore della gioventù;

e)

l’esecuzione, a livello dell’Unione, di attività volte a migliorare la comprensione e la conoscenza nel settore dell’istruzione e della formazione professionale.

19.12.2013   

IT

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 343/54

19.12.2013   

IT

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 343/63

(1)

Con lettera del 7 gennaio 2009, è pervenuta una denuncia contro il Comune di Narvik (di seguito «Narvik») concernente la vendita da parte di Narvik a Narvik Energi AS (di seguito «NEAS») dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione. La lettera è stata ricevuta e protocollata dall’Autorità il 14 gennaio 2009 (2). Con lettera del 16 luglio 2009 (3), l’Autorità ha chiesto ulteriori informazioni alle autorità norvegesi. Con lettera del 2 ottobre 2009 (4), le autorità norvegesi hanno risposto a tale richiesta.

(2)

Con decisione n. 393/11/COL (di seguito la «decisione 393/11/COL») del 14 dicembre 2011, l’Autorità ha avviato un procedimento ai sensi dell’articolo 1, paragrafo 2, della parte I del protocollo 3 dell’accordo sull’Autorità di vigilanza e sulla Corte. Con lettera del 23 febbraio 2012 (5), le autorità norvegesi hanno trasmesso le loro osservazioni al riguardo.

(3)

Il 26 aprile 2012 la decisione è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea e nel relativo supplemento SEE (6). Con messaggio di posta elettronica del 25 maggio 2012 (7), l’Autorità ha ricevuto osservazioni da un terzo interessato. Con messaggio di posta elettronica del 28 giugno 2012 (8), l’Autorità le ha trasmesse alle autorità norvegesi. Con lettera del 30 novembre 2012 (9), le autorità norvegesi hanno presentato ulteriori informazioni.

(4)

Il denunciante sostiene che, stipulando un contratto con NEAS concernente la vendita di 128 GWh di energia elettrica fornita in concessione per un periodo di 50,5 anni, Narvik abbia venduto i suoi diritti relativi all’acquisto di energia elettrica in concessione ad un prezzo notevolmente al di sotto del prezzo di mercato, concedendo così a NEAS un aiuto di Stato illegale.

(5)

Il denunciante sostiene inoltre che la giunta comunale di Narvik abbia assunto la decisione di stipulare il contratto sulla base di informazioni errate e/o incomplete. Si sostiene che alcune relazioni peritali che ponevano in discussione la durata del contratto nonché l’inerente difficoltà di stabilire il prezzo di mercato dell’elettricità non siano state rese note alla giunta comunale prima che quest’ultima decidesse di concludere l’accordo.

(6)

In Norvegia è in genere necessaria una concessione per poter gestire le centrali idroelettriche di maggiori dimensioni. Gli impianti che detengono concessioni per l’utilizzo di cascate d’acqua hanno l’obbligo di vendere un determinato volume della loro produzione annua al comune nel cui territorio essi sono ubicati. Il volume di elettricità che il comune ha diritto ad acquistare è definito energia elettrica in concessione. Tale sistema è disciplinato dalla sezione 2, paragrafo 12, della legge sulle concessioni industriali (10) e dalla sezione 12, paragrafo 15, della legge sull’utilizzo delle cascate d’acqua (11).

(7)

Il principio di base, sul piano legislativo, è che ai comuni dovrebbe essere garantito un sufficiente approvvigionamento di elettricità a un prezzo equo; pertanto il volume di energia elettrica fornita in concessione è stabilito in base al fabbisogno generale di energia elettrica di ogni singolo comune (12) e può raggiungere fino al 10 % della produzione annua di un impianto. La legge, tuttavia, non impone limitazioni allo sfruttamento, da parte dei comuni, dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione. I comuni possono pertanto utilizzare, vendere o distribuire altrimenti questa energia elettrica a propria discrezione.

(8)

I diritti non comportano, per i comuni, l’obbligo di acquistare energia elettrica fornita in concessione. Per le concessioni rilasciate prima del 1983 è generalmente inteso che il comune, allorché decida di non esercitare il proprio diritto ad acquistare energia elettrica fornita in concessione, perde ogni diritto ad acquistarla in futuro.

(9)

La legislazione stabilisce due regimi tariffari per l’energia elettrica fornita in concessione: il primo riguarda le concessioni anteriori al 10 aprile 1959, il secondo le concessioni rilasciate dal 10 aprile 1959 in poi.

(10)

Per le concessioni rilasciate prima del 10 aprile 1959, il prezzo dell’energia elettrica fornita in concessione è calcolato in funzione del costo di produzione della singola centrale elettrica, con l’aggiunta di un premio pari al 20 %. Tale regime è tuttora applicato alle concessioni rilasciate prima del 10 aprile 1959 ed è denominato, in appresso, regime del «costo di produzione». L’energia elettrica in concessione venduta in base a questo regime tariffario è denominata, in appresso, «energia elettrica in concessione tariffata in base al costo di produzione».

(11)

Per le concessioni successive al 10 aprile 1959, il prezzo dell’energia elettrica in concessione è fissato dal ministero del Petrolio e dell’energia sulla base del costo medio calcolato su un campione rappresentativo di centrali idroelettriche presenti nel paese. Tale metodo è denominato, in appresso, metodo del «prezzo ministeriale». L’energia elettrica in concessione venduta in base a tale regime tariffario è denominata, in appresso, «energia elettrica in concessione a prezzo ministeriale».

(12)

La legge sulle concessioni industriali dispone che il diritto relativo all’energia elettrica in concessione riconosciuto ai comuni possa essere soggetto a riesame da parte dell’amministrazione norvegese delle risorse idriche e dell’energia idrica («NVE») 20 anni dopo il rilascio della concessione (13). Le autorità norvegesi hanno spiegato che tale esercizio di riesame può determinare un ritocco, da parte dell’NVE, del volume di energia elettrica fornita in concessione ma non può condurre a variazioni sostanziali dei diritti spettanti al comune in relazione all’energia elettrica in concessione. La maggior parte di tali diritti sarà riesaminata nel 2019.

(13)

I comuni sostengono i costi necessari per immettere nella rete l’energia elettrica fornita in concessione.

(14)

Narvik ha diritto a un volume annuo totale di circa 128 GWh di energia elettrica in concessione, di cui circa 116,3 GWh sono tariffati con il metodo del prezzo ministeriale, mentre la rimanente quota (circa 11,7 GWh) è tariffata secondo il metodo del costo di produzione. Le autorità norvegesi hanno spiegato che il prezzo ministeriale nel 2000 era pari a 0,10 NOK circa e il costo di produzione riferito agli impianti di Håkvik e Nygård nel 2000 si situava in una forchetta compresa tra 0,14 NOK e 0,178 NOK.

(15)

NEAS ha sede nel comune di Narvik, nella contea di Nordland. È attiva nella produzione e nella vendita di elettricità. Fino al 2001 NEAS era interamente di proprietà del Comune di Narvik. Nel 2001 Narvik ha venduto il 49,99 % delle proprie quote azionarie a due società elettriche, Vesterålskraft AS e Hålogalandskraft AS.

(16)

A seguito di una fusione avvenuta nel 2006 e di un cambio di denominazione sociale nel 2009, NEAS fa ora parte della società Nordkraft AS («Nordkraft»).

(17)

Sino alla fine del 1998 Narvik aveva venduto a NEAS i diritti annui relativi all’acquisto di circa 128 GWh di energia elettrica in concessione in virtù di contratti a breve o a più lungo termine. Tuttavia all’inizio del 1999, in seguito al mancato raggiungimento di un accordo con NEAS, Narvik ha venduto la propria energia elettrica in concessione sulla borsa dell’energia a un prezzo a pronti.

(18)

Nel marzo 1999 il Comune ha indetto una procedura di gara concernente la vendita della propria energia elettrica in concessione per la rimanente parte del 1999. Il 30 marzo 1999 Narvik ha stipulato un contratto con il miglior offerente, Kraftinor AS, concordando un prezzo di 109,50 NOK per MWh. Poiché il prezzo che il Comune pagava per l’energia elettrica in concessione era di 111,10 per MWh, più 20 NOK per MWh come costo di allacciamento alla rete, con questo contratto Narvik ha riportato una perdita di circa 2,3 milioni, mentre invece aveva inizialmente previsto un surplus di 3,5 milioni di NOK.

(19)

Il 19 ottobre 1999 il comitato esecutivo della giunta comunale (di seguito il «comitato esecutivo») ha raccomandato alla giunta comunale di perseguire, quale obiettivo complessivo per la gestione dell’energia elettrica in concessione spettante al Comune, il massimo rendimento nel lungo periodo, al fine di ottenere un orizzonte di programmazione stabile. La strategia proposta per realizzare tale obiettivo prevedeva quattro elementi:

(20)

La giunta comunale ha accolto la raccomandazione del comitato esecutivo apportando però una rettifica, suggerita dal sindaco e confermata con una modifica alla strategia: anziché dare espressamente mandato al sindaco di stipulare accordi in base alla strategia decisa dalla giunta comunale, la decisione definitiva prevedeva che, come primo passo nell’esecuzione della strategia, NEAS fosse invitata a discutere i propri interessi al riguardo come delineato nella lettera da essa trasmessa al Comune in data 9 novembre.

(21)

Nella lettera del 9 novembre 1999 NEAS aveva messo in discussione la strategia che proponeva di vendere l’energia elettrica in concessione nel quadro di vari contratti di diversa durata al fine di diversificare il rischio. NEAS aveva proposto invece un unico contratto a lungo termine (suggerendo una durata, ad esempio, di 50 anni) e si era dichiarata disposta a includere nel contratto con Narvik una clausola di adeguamento dei prezzi.

(22)

Inoltre con lettera del 15 aprile 1999 NEAS aveva dichiarato di essere interessata a stipulare un contratto a lungo termine relativo all’energia elettrica in concessione, in via principale attraverso un acquisto con pagamento anticipato di un importo forfetario o, in via subordinata, attraverso un contratto di locazione a lungo termine, con pagamenti annui da corrispondere a Narvik per un periodo che, nella proposta iniziale, avrebbe avuto una durata di 60 anni.

(23)

Oltre alla questione dell’energia elettrica fornita in concessione, si era discusso anche in merito al ruolo futuro di NEAS sul mercato e al ruolo di Narvik in quanto proprietaria di NEAS.

(24)

Secondo le autorità norvegesi, all’epoca NEAS assisteva a un diffuso fenomeno di raggruppamento delle aziende elettriche a livello regionale e all’ingresso di operatori nazionali/internazionali nei mercati locali. NEAS aveva l’esigenza di rafforzare il suo capitale proprio per acquisire quote azionarie di altre aziende elettriche, in particolare Nordkraft AS. NEAS aveva inoltre sottoscritto lettere di intenti con Hålogaland Kraft AS e Vesterålskraft AS per costituire un’azienda di produzione regionale e una società regionale di trasporto dell’energia. Questi cambiamenti sarebbero stati effettivi dal 1o gennaio 2001. Per consentire a NEAS di portare a termine tali operazioni attraverso una combinazione di capitale proprio e di capitale di prestito, Narvik (in qualità di proprietario unico di NEAS) avrebbe dovuto procedere a un ulteriore conferimento di capitale in NEAS.

(25)

In una riunione della giunta comunale del 16 dicembre 1999 è stato deciso che la quota di partecipazione del Comune nella società NEAS, il fabbisogno di capitale della società e la gestione dell’energia elettrica fornita in concessione avrebbero dovuto essere valutati da un gruppo negoziale formato dal sindaco, dal vicesindaco, dal capo dell’opposizione nonché dal direttore, dal vicedirettore e dal responsabile per gli appalti dell’amministrazione comunale (di seguito «il gruppo negoziale»).

(26)

NEAS ha commissionato due perizie ad Arthur Andersen («AA») e a Deloitte & Touche («DT») al fine di stabilire il valore dell’energia elettrica in concessione acquistata a prezzo ministeriale. La relazione AA applica la metodologia del valore attuale netto («VAN») ma non descrive con sufficiente dettaglio le ipotesi di base. La relazione DT utilizza anch’essa la metodologia VAN ma, rispetto alla relazione AA, illustra in maniera più approfondita le ipotesi e i calcoli pertinenti. La relazione DT spiega, ad esempio, in maniera dettagliata il modo in cui il rendimento richiesto è determinato in base al modello CAPM (capital asset pricing model) e il modo in cui è calcolato il costo medio ponderato del capitale (weighted average cost of capital - WACC). L’analisi contiene inoltre una descrizione particolareggiata del calcolo del prezzo di concessione e comprende un’analisi di sensibilità basata su incrementi sia del prezzo dell’elettricità sia del WACC.

(27)

Narvik ha commissionato due perizie a Danske Securities (di seguito «DS1» e «DS2»). Per quanto riguarda la prima relazione, DS1, Danske Securities era stata incaricata di valutare se il Comune avrebbe dovuto vendere sul mercato i propri diritti relativi all’energia elettrica in concessione o se invece avrebbe dovuto cederli a NEAS. Nella relazione DS1 Danske Securities, di sua propria iniziativa, ha fornito una stima del valore dei diritti relativi all’energia elettrica in concessione per un periodo di 50 anni. Danske Securities ha formulato le proprie ipotesi riguardo al futuro andamento dei prezzi dell’elettricità ma ha fornito scarse indicazioni sulla modalità con cui era stato calcolato il valore dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione.

(28)

Nel rapporto DS2 Danske Securities ha chiesto a 3 operatori del mercato di indicare i prezzi e i costi attesi. Tali operatori sono CBF Kraftmegling AS («CBF»), Norwegian Energy Brokers AS («NEB») e Statkraft SF («Statkraft»). Sulla base di tali indicazioni Danske Securities ha stimato il valore di mercato dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione. I dati forniti da CBF hanno prodotto un valore stimato, in uno scenario di base, pari a 127 milioni di NOK. Il valore stimato sulla base delle indicazioni fornite da NEB è, in uno scenario di base, pari a 75 milioni di NOK. Poiché NEB non aveva adeguato le aspettative sui prezzi e sui costi in funzione dell’inflazione, Danske Securities ha sottolineato di non ritenere credibili le indicazioni fornite da tale società. Il valore stimato sulla base delle indicazioni fornite da Statkraft si situava tra 115 e 140 milioni di NOK. In base a queste tre stime del valore, Danske Securities ha concluso che il VAN stimato dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione è compreso tra 100 milioni e 140 milioni di NOK.

(29)

Le quattro relazioni sono sintetizzate nella tabella che segue. Le relazioni sono collettivamente denominate, in appresso, «le quattro relazioni».

(30)

Ai pareri forniti dai consulenti esterni si sono sommate le valutazioni condotte dal responsabile per gli appalti del Comune di Narvik.

(31)

Nella prima valutazione, presentata al comitato esecutivo nell’ottobre 1999, il responsabile per gli appalti ha concluso che il rischio complessivo per il Comune è elevato nel caso di contratti a lungo termine, definiti come contratti di durata compresa tra 10 e 40 anni.

(32)

Nella sua seconda valutazione, presentata al gruppo negoziale il 16 marzo 2000, sono state discusse diverse opzioni per la gestione dell’energia elettrica fornita in concessione. Nel frattempo, tuttavia, il gruppo negoziale aveva limitato l’ambito del proprio mandato alla mera valutazione del rischio, dei tempi di pagamento, delle implicazioni fiscali e della massimizzazione degli utili in tre possibili scenari (nei quali si ipotizzava la cessione a NEAS da parte di Narvik dei diritti relativi all’energia elettrica in concessione per un periodo di 50 anni e una riduzione della quota di partecipazione di Narvik in NEAS). Ciononostante nella sua seconda valutazione il responsabile per gli appalti ha continuato a evidenziare l’importanza della durata del contratto. Nella sua valutazione del valore marginale del diritto all’energia elettrica in concessione nel corso del tempo, il responsabile per gli appalti ha sostenuto che stipulare un contratto di lungo termine, quale ad esempio un contratto della durata di 50 anni, apporta ai venditori un valore aggiunto davvero minimo rispetto a un contratto di durata più breve (ad esempio un contratto di 20 anni per un valore di 83 milioni di NOK).

(33)

A seguito di discussioni interne in merito ai vantaggi e agli svantaggi di un contratto a lungo termine, il gruppo negoziale ha rivolto una raccomandazione alla giunta comunale, indicando che un contratto della durata di 50,5 anni sarebbe stato idoneo a ridurre i rischi per il Comune e a garantire un orizzonte di programmazione a lungo termine.

(34)

NEAS aveva intenzione di acquistare soltanto i 116,3 GWh di energia elettrica in concessione tariffata a prezzo ministeriale. Nelle trattative con la società, Narvik ha tuttavia insistito affinché NEAS acquistasse per intero i diritti relativi all’energia elettrica in concessione, accorpando così alla quota tariffata a prezzo ministeriale gli 11,7 GWh di energia elettrica in concessione tariffata in base al costo di produzione.

(35)

Nel maggio 2000 le parti hanno infine convenuto di includere nel contratto l’intera quota di energia elettrica in concessione, ovvero 128 GWh, stabilendo che NEAS avrebbe pagato 120 milioni di NOK per l’energia elettrica fornita in concessione a prezzo ministeriale e 6 milioni di NOK per la quota tariffata in base al costo di produzione.

(36)

Il 25 maggio 2000 la giunta comunale ha deciso formalmente che il Comune avrebbe venduto a NEAS i 128 GWh di energia elettrica in concessione ad esso spettanti ogni anno, per un periodo di 50,5 anni al prezzo di 126 milioni di EUR.

(37)

Il 16 ottobre 2000 Narvik e NEAS hanno formalizzato l’accordo firmando il contratto in virtù del quale Narvik ha venduto i diritti relativi all’energia elettrica in concessione alle condizioni sopra descritte. Nel contratto non è stato incluso alcun meccanismo di adeguamento dei prezzi ed è stato deciso che la somma concordata sarebbe stata versata in anticipo in un’unica soluzione.

(38)

Il 29 novembre 2000 Narvik e NEAS hanno sottoscritto un ulteriore accordo in base al quale NEAS si è impegnata a versare a Narvik, per l’acquisto dei diritti relativi all’energia elettrica in concessione, 60 milioni di NOK in contanti e a corrispondere la rimanente quota, pari a 66 milioni di NOK, mediante conferimento di capitale in natura a favore di NEAS (che all’epoca era interamente di proprietà del Comune).

(39)

Nel 2001 Narvik ha ceduto il 49,99 % delle sue azioni NEAS a Vesterålskraft AS e a Hålogalandskraft AS.

(40)

Le autorità norvegesi sono del parere che il contratto con NEAS sia stato stipulato a condizioni di mercato. In primo luogo esse sottolineano che l’accordo è stato concluso perché Narvik versava in difficoltà finanziarie ed aveva bisogno di liquidità. In secondo luogo era necessaria una ricapitalizzazione affinché NEAS potesse essere ristrutturata in modo da creare una società regionale più vasta. In terzo e ultimo luogo fino al momento della conclusione del contratto la vendita dell’energia elettrica in concessione era stata effettuata dal Comune in perdita, in quanto il prezzo pagato per l’energia elettrica in concessione era più alto di quello ottenuto sul mercato. A titolo di esempio nel periodo tra il mese di aprile 1999 e il mese di dicembre 1999 Narvik aveva riportato una perdita di 2,3 milioni di NOK nella vendita dell’energia elettrica in concessione.

(41)

Per quanto riguarda la questione dei rischi di regolamentazione, le autorità norvegesi hanno spiegato che tutti i rischi sono a carico di NEAS. Secondo le autorità norvegesi, vi è il rischio di una riduzione più che di un aumento della quantità di energia elettrica in concessione, il che ridurrebbe le probabilità che si configuri un aiuto.

(42)

Le autorità norvegesi sostengono che un adeguato parametro di riferimento del mercato da applicare per la valutazione dell’accordo della durata di 50,5 anni sia la vendita permanente di una centrale elettrica e che i prezzi spuntati da NEAS, adeguati per tenere conto delle pertinenti differenze, siano in linea con i livelli di prezzo relativi alla vendita di centrali elettriche nel medesimo periodo.

(43)

Per le informazioni tariffarie relative alla vendita di centrali elettriche nel 2000 le autorità norvegesi fanno riferimento al cosiddetto «riesame in tempo reale» del mercato dell’elettricità nel 2000 effettuato da Pareto (di seguito la «relazione Pareto»). Da tale relazione risulta che i prezzi di mercato relativi alle centrali elettriche vendute nel 2000 variavano tra 1,64 NOK e 1,77 NOK per KWh di capacità di produzione annua. I diritti di Narvik relativi all’energia elettrica in concessione sono stati venduti ad un prezzo di circa 1,00 per KWh di capacità di produzione annua. Secondo le autorità norvegesi la differenza tra questi valori può essere spiegata dai seguenti fattori.

(44)

In primo luogo nel 2000 i tipici costi di esercizio di una centrale elettrica di più recente costruzione, comprese le spese correnti di reinvestimento (senza ammortamento) ammontavano a circa 0,05 NOK per KWh/anno (oltre ai costi di allacciamento alla rete). Nel caso di NEAS, i pagamenti correnti previsti erano di due tipi: 0,10 NOK per KWh/anno (oltre ai costi di allacciamento alla rete) per l’energia elettrica in concessione a prezzo ministeriale e tra 0,14 e 0,178 NOK per KWh/anno (oltre ai costi di allacciamento alla rete) per l’energia elettrica fornita in base a concessioni rilasciate prima del 10 aprile 1959. Nel 2000 il prezzo di mercato previsto era di circa 0,12 NOK per KWh. Nello scenario del 2000, dunque il proprietario di una centrale otterrebbe un utile netto di 0,07 NOK per KWh, mentre l’utile netto ottenuto con la vendita dell’energia elettrica fornita in concessione sarebbe pari a 0,02 NOK per KWh. All’epoca della conclusione del contratto il prezzo stimato per il 2010 era pari a 0,20 NOK. Sulla base di tale stima, lo scenario del 2010 garantirebbe al proprietario di un impianto un utile netto di 0,15 NOK per KWh, contro 0,10 NOK per KWh nel caso dell’energia elettrica in concessione.

(45)

In secondo luogo le autorità norvegesi sostengono che i prezzi di vendita delle cinque centrali elettriche desunti dalla relazione Pareto debbano essere ridotti del 10-15 % circa quando si applica un tasso di capitalizzazione del 4 % per compensare la differenza tra la capitalizzazione in un arco di tempo infinito (fattore di capitalizzazione 25) e la capitalizzazione nell’arco di 50 anni (fattore di capitalizzazione 21,48).

(46)

Le autorità norvegesi aggiungono che i primi anni incidono maggiormente sul calcolo del VAN e che gli ingenti costi di reinvestimento a carico dei proprietari subentrano generalmente in una fase successiva e pertanto riducono di poco il VAN calcolato.

(47)

Tenendo conto di quanto sopra, le autorità norvegesi sostengono vi sia una stretta correlazione tra le vendite delle centrali elettriche, effettuate ad un prezzo compreso approssimativamente tra 1,64 e 1,77 NOK per KWh di capacità di produzione annua, da un lato e, dall’altro lato, il canone (pagato per avere accesso all’elettricità per un periodo di 50,5 anni) pari a circa 1,00 NOK per KWh di energia elettrica fornita in concessione.

(48)

Le autorità norvegesi sostengono dunque che un confronto che tenga conto di questi fattori dimostra che il prezzo pagato da NEAS per l’energia elettrica in concessione era paragonabile al prezzo delle centrali elettriche vendute nel medesimo periodo e aggiungono che la conclusione riguardo al livello dei prezzi è corroborata dalla relazione DT e dalle due relazioni DS, elaborate in una data anteriore alla conclusione del contratto di 50,5 anni relativo all’energia elettrica fornita in concessione.

(49)

Con riferimento agli orientamenti dell’Autorità relativi agli elementi di aiuto di Stato connessi alle vendite di terreni e fabbricati da parte di pubbliche autorità (di seguito «gli orientamenti») (16), le autorità norvegesi sostengono che una procedura di gara aperta e incondizionata sia soltanto uno dei metodi riconosciuti dall’Autorità per fissare i prezzi di mercato relativi alla vendita di beni pubblici. Le autorità norvegesi sottolineano che negli orientamenti l’Autorità riconosce inoltre la possibilità di stabilire un prezzo di mercato che non configuri un aiuto di Stato sulla base di una valutazione effettuata da periti indipendenti. Le autorità norvegesi osservano che la relazione DT e le due relazioni DS sono state trasmesse prima della conclusione del contratto di 50,5 anni. La seconda relazione DS ha stabilito il valore sulla base di «ricerche di mercato dirette» che, secondo le autorità norvegesi, hanno avuto per effetto di sondare il mercato in maniera simile a quanto avviene con le procedure di gara. Le autorità norvegesi osservano inoltre che il prezzo definitivo non superava il prezzo massimo indicato nelle tre valutazioni.

(50)

Le autorità norvegesi ritengono inoltre opportuna la scelta di non includere una clausola di adeguamento dei prezzi, in quanto il prezzo di acquisto è stato corrisposto in un’unica soluzione e non sotto forma di pagamenti periodici. Secondo le autorità norvegesi, poiché la vendita ha dato luogo a un pagamento anticipato (in parte in contanti e in parte con un conferimento in natura) con una modalità simile alla vendita permanente di una centrale elettrica, è «innaturale e assai inconsueto» includere un meccanismo di adeguamento dei prezzi. Le autorità norvegesi sostengono inoltre che, dato il conferimento in natura, probabilmente un adeguamento successivo sarebbe stato illegale ai sensi della legge sulle società a responsabilità limitata (17).

(51)

Un soggetto terzo, NEAS (ora Nordkraft) ha presentato osservazioni in merito alla decisione 393/11/COL. NEAS condivide nella sostanza la posizione delle autorità norvegesi.

(52)

L’articolo 61, paragrafo 1, dell’accordo SEE stipula quanto segue:

«Salvo deroghe contemplate dal presente accordo, sono incompatibili con il funzionamento del medesimo, nella misura in cui incidano sugli scambi fra Parti contraenti, gli aiuti concessi da Stati membri della Comunità, da Stati AELS (EFTA) o mediante risorse statali sotto qualsiasi forma, che, favorendo talune imprese o talune produzioni, falsino o minaccino di falsare la concorrenza».

(53)

Discende da tale disposizione che una misura si configura come aiuto di Stato se conferisce un vantaggio economico al beneficiario. Di seguito l’Autorità valuta se, nel caso di specie, si possa ravvisare un siffatto vantaggio economico.

(54)

La Corte di giustizia dell’Unione europea ha dichiarato che, per valutare se una misura statale costituisca un aiuto, si deve determinare se l’impresa beneficiaria riceve un vantaggio economico che non avrebbe ottenuto in condizioni normali di mercato (18). Al fine di valutare la presenza di un vantaggio economico, l’Autorità applica il principio di un (ipotetico) investitore operante in economia di mercato (19).

(55)

Se l’operazione in questione fosse stata conclusa in conformità del principio dell’investitore operante in economia di mercato, ovvero se il Comune avesse venduto il proprio diritto all’energia elettrica fornita in concessione al valore di mercato, e supponendo che il prezzo e le condizioni dell’operazione sarebbero stati accettabili per un investitore privato accorto in un’economia di mercato, l’operazione non conferirebbe un vantaggio economico a NEAS e pertanto non comporterebbe la concessione di un aiuto di Stato. Viceversa si ravviserebbe un aiuto di Stato qualora l’operazione non fosse stata effettuata al prezzo di mercato.

(56)

Nell’effettuare tale valutazione, l’Autorità non può sostituire le proprie valutazioni commerciali a quelle di Narvik. Ciò significa che il Comune, in quanto titolare dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione, gode di un margine di discrezionalità nella scelta della modalità con cui opera in normali condizioni di concorrenza.

(57)

La valutazione del prezzo e delle condizioni del contratto stipulato tra il Comune e NEAS dovrebbe basarsi sulle informazioni di cui Narvik disponeva all’epoca della conclusione del contratto. In generale una valutazione ex ante condotta con cognizione di causa sarebbe sufficiente per escludere la presenza di un aiuto di Stato, anche qualora le ipotesi utilizzate nella valutazione si rivelino, a posteriori, errate.

(58)

Di seguito l’Autorità valuta pertanto se, al momento di concludere un contratto per la vendita dei propri diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione, Narvik abbia agito come un investitore privato operante sul mercato.

(59)

L’Autorità considera il contesto nel quale è stata conclusa l’operazione. Dalle informazioni fornite dalle autorità norvegesi, l’Autorità ha desunto che, all’epoca della conclusione del contratto, il Comune necessitava sia di liquidità (per potere adempiere ai propri obblighi nei confronti dei creditori) sia di capitali da conferire a NEAS. Si osserva inoltre che la legge sulle società a responsabilità limitata limitava la possibilità di incorporare nel contratto un meccanismo di adeguamento dei prezzi in caso di conferimento in natura. Nel 1999, prima della conclusione dell’accordo di vendita del 2000, Narvik aveva inoltre riportato perdite nella vendita dell’energia elettrica in concessione. Il Comune aveva pertanto deciso di vendere i suoi diritti relativi all’energia elettrica in concessione per un periodo di tempo più esteso, perseguendo al contempo la sua strategia esplicitamente volta a ottenere il massimo rendimento dalla vendita dell’energia elettrica in concessione.

(60)

Le autorità norvegesi hanno sostenuto che l’Autorità dovrebbe essere in grado di escludere la presenza di un vantaggio applicando i principi degli orientamenti al caso di specie. L’Autorità prende atto che, sebbene non si applichino alla vendita di diritti per l’acquisto di energia elettrica in concessione, gli orientamenti prevedono in effetti due modalità con le quali di norma le pubbliche autorità possono ottenere un prezzo di mercato per la vendita di terreni e fabbricati di proprietà pubblica garantendo, di conseguenza, che la vendita non comporti un aiuto di Stato. Il primo metodo per escludere elementi di aiuto consiste nella vendita attraverso una procedura di offerta incondizionata. Il secondo metodo consiste nella vendita ad un prezzo che è determinato sulla base di una valutazione di periti indipendenti in accordo con norme di valutazione generalmente riconosciute.

(61)

L’Autorità prende atto che la vendita di un bene attraverso una procedura di offerta incondizionata esclude, di norma, la presenza di un vantaggio, almeno nelle procedure di gara realmente aperte in cui partecipi più di un offerente (20). Il diritto di Narvik all’energia elettrica fornita in concessione non è stato, tuttavia, venduto mediante procedura di offerta incondizionata.

(62)

Per contro Narvik e NEAS hanno commissionato a consulenti esterni due perizie ciascuna, descritte ai suddetti paragrafi da (26) a (29). Tuttavia né la relazione DS1, né le relazioni DS2 e AA chiariscono in maniera esaustiva quale metodo sia stato utilizzato nelle valutazioni del valore. In assenza di ulteriori chiarimenti, l’Autorità non è in condizione di stabilire se le valutazioni del valore di mercato siano state effettuate sulla base di indicatori di mercato e di norme di valutazione generalmente riconosciuti. L’Autorità ritiene pertanto che le relazioni DS1, DS2 e AA siano di scarsa utilità nel calcolo del valore dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione. Viceversa la relazione DT fornisce una spiegazione dettagliata delle sue valutazioni e, quindi, è possibile verificarne i risultati. L’Autorità conclude pertanto che la relazione DT è la più credibile. A suo parere, il fatto che tutte e quattro le relazioni abbiano prodotto risultati simili (21) corrobora tuttavia le conclusioni della relazione DT e plausibilmente anche quelle delle altre tre relazioni.

(63)

L’Autorità rileva che, sebbene si possa generalmente ritenere che un prezzo stabilito da un perito estimatore indipendente escluda la presenza di un vantaggio nella vendita di terreni o fabbricati generici di facile valutazione che siano stati oggetto di numerose transazioni, non necessariamente tale considerazione può essere estesa al caso di terreni e fabbricati aventi caratteristiche distintive o applicarsi laddove le circostanze in cui è effettuata la vendita siano tali da sollevare dubbi sul fatto che la valutazione del perito rifletta l’effettivo valore di mercato del bene (22).

(64)

Come spiegato in appresso, i contratti a prezzo fisso per la fornitura di energia elettrica di durata superiore a 6 anni sono inconsueti e poco frequenti. Data la mancanza di un mercato nel quale sia possibile osservare prezzi comparabili e data la fluttuazione dei prezzi dell’elettricità, la valutazione peritale è uno strumento meno indicato per stabilire il prezzo di mercato in un contratto a prezzo fisso per l’acquisto di energia elettrica della durata di 50,5 anni (23).

(65)

In ogni caso l’Autorità rammenta che per valutare se un contratto di fornitura di energia elettrica concluso da un’autorità pubblica comporti un vantaggio che «favorisce» un’impresa è necessario applicare il criterio dell’investitore operante in economia di mercato e non gli orientamenti, che riguardano la vendita di terreni e fabbricati di proprietà pubblica. In effetti l’applicabilità del principio generale dell’investitore operante in economia di mercato ai contratti a lungo termine per la fornitura di energia elettrica è stata confermata dal Tribunale nella causa Budapesti Erőmű Zrt contro Commissione, nella quale il Tribunale ha condiviso l’approccio adottato dalla Commissione europea (di seguito «la Commissione») in un caso concernente contratti a lungo termine per l’acquisto dell’energia elettrica conclusi dalle autorità ungheresi (24).

(66)

Nel caso di cui sopra la Commissione ha individuato le principali pratiche di operatori commerciali nei mercati europei dell’elettricità che erano pertinenti ai fini della sua analisi e ha valutato se gli accordi nel caso in esame fossero conformi a tali pratiche o se invece i contratti fossero stati conclusi a condizioni che non sarebbero state accettabili per un operatore che operi esclusivamente su basi commerciali (25).

(67)

La Commissione ha rilevato che nel mercato europeo raramente si stipulano contratti a lungo termine per l’acquisto di energia elettrica di durata superiore a 6 anni (26). Le informazioni di cui l’Autorità dispone confermano tale conclusione. Pertanto sono pochissimi, se non addirittura inesistenti, i contratti a lungo termine per l’acquisto di energia elettrica utilizzabili come parametro di riferimento per valutare il prezzo futuro dell’energia elettrica venduta per un periodo di 50,5 anni.

(68)

I potenziali acquirenti e venditori di centrali elettriche hanno comunque la necessità di effettuare stime a lungo termine dei futuri prezzi dell’energia elettrica. Proprio sulla base di tale presupposto le autorità norvegesi hanno sostenuto che la vendita da parte di Narvik dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione dovrebbe essere paragonata alla vendita di una centrale idroelettrica. A sostegno di tale argomentazione, le autorità norvegesi hanno fornito all’Autorità la relazione Pareto, che riporta i dati relativi a cinque centrali idroelettriche vendute in Norvegia nel 2000.

(69)

Le autorità norvegesi sostengono che sia nel caso della vendita di una centrale idroelettrica sia nel caso della vendita da parte di Narvik dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione i prezzi di vendita rappresentano il VAN dei flussi finanziari che si prevede saranno generati dal volume di produzione. Pertanto, al pari di Narvik e NEAS nel caso in esame, qualsiasi acquirente o venditore di una centrale idroelettrica dovrà calcolare il valore dell’impianto sulla base del reddito da produzione atteso previa deduzione dei costi previsti, attualizzati a un tasso di attualizzazione pertinente, per l’intero periodo durante il quale il nuovo proprietario potrà utilizzare la centrale idroelettrica.

(70)

Le autorità norvegesi sostengono che i prezzi delle cinque centrali idroelettriche menzionate nella relazione Pareto, corretti in modo da tenere conto di determinati fattori pertinenti, siano comparabili al prezzo ottenuto nella vendita da parte di Narvik dei diritti relativi all’energia elettrica fornita in concessione. In tale contesto l’Autorità prende atto dei fattori di correzione cui fanno riferimento le autorità norvegesi, come spiegato al punto 11 della sezione I di cui sopra.

(71)

Nel caso delle cinque centrali idroelettriche, i prezzi di vendita per KWh di capacità di produzione si situavano in una forchetta compresa tra 1,66 e 1,74 NOK. Rispetto alla vendita dei diritti di acquisto dell’energia elettrica in concessione per un periodo di 50,5 anni, la vendita permanente di un bene aumenta il VAN del bene, in quanto si presume che il bene in questione abbia un flusso finanziario positivo oltre il periodo di 50,5 anni. Per confrontare una vendita permanente con la vendita, in un arco di tempo limitato, dell’energia elettrica in concessione le autorità norvegesi hanno ipotizzato un tasso di capitalizzazione del 4 %, che determina un adeguamento verso il basso del prezzo di vendita di circa il 10-15 % (27).

(72)

La seconda differenza tra una vendita permanente e la vendita del diritto di acquisto di energia elettrica in concessione per un periodo di 50,5 anni riguarda la base di costo da utilizzare nel modello VAN, ovvero nel primo caso i costi di produzione totali, nel secondo caso il prezzo dell’energia in concessione. Le autorità norvegesi hanno sostenuto che i tipici costi di esercizio, comprensivi dei costi di reinvestimento, di una centrale elettrica di recente costruzione erano di circa 0,05 NOK per KWh, mentre all’epoca il prezzo ministeriale era di circa 0,10 NOK per KWh.

(73)

Al fine di valutare se i prezzi delle centrali elettriche costituiscano approssimazioni adeguate del prezzo di mercato dell’energia elettrica fornita in concessione di cui trattasi, occorre esaminare in maggior dettaglio ciascun elemento dell’argomentazione. La valutazione dell’Autorità si basa sulle informazioni fornite dalle autorità norvegesi e su altre informazioni di pubblico dominio.

(74)

Nell’analisi che segue sono utilizzati valori nominali in tutti i calcoli (28).

(75)

Nel caso delle cinque centrali idroelettriche citate nella relazione Pareto, il prezzo di vendita per KWh di capacità di produzione variava da 1,66 a 1,74 NOK. In una relazione elaborata dalla società di consulenza economica Econ Pöyry, in cui si analizzano le vendite di centrali elettriche tra il 1996 e il 2005, il valore medio delle transazioni nel 2000 è stimato a circa 1,85 NOK e dunque risulta leggermente più elevato. Secondo tale relazione, nel 1999 era stato ottenuto lo stesso prezzo approssimativo. Analogamente la gamma di prezzi con cui effettuare un raffronto risulta leggermente più alta rispetto a quella indicata nella relazione Pareto. Poiché la relazione ECON fa riferimento ad un valore medio delle transazioni che è più alto rispetto a quello indicato nella relazione Pareto, l’Autorità utilizzerà, nell’analisi successiva, una gamma di prezzi tra 1,70 e 1,80 NOK.

(76)

Il secondo fattore da considerare è come adeguare i livelli di prezzo di una vendita permanente affinché siano confrontabili con una vendita limitata ad un arco di tempo di 50,5 anni. Le autorità norvegesi hanno sostenuto che il fattore di adeguamento appropriato è del 10-15 % sulla base di un tasso di capitalizzazione del 4 %. L’Autorità ritiene che la scelta del tasso di capitalizzazione sia strettamente correlata alla scelta del tasso di attualizzazione nel modello VAN. Il tasso di attualizzazione nominale al netto delle imposte utilizzato nella relazione DT è del 6,8 %, mentre la relazione AA ha utilizzato un tasso del 7 %. Si osserva inoltre che il l’NVE ha utilizzato un tasso del 6,5 % per valutare nuovi progetti di centrali idroelettriche (29). Il modello di calcolo basato sul costo di produzione utilizza un tasso del 6 % (30). Sulla base di quanto precede l’Autorità ritiene che il tasso di attualizzazione appropriato e, dunque, il tasso di capitalizzazione da applicare per porre a confronto una vendita permanente e una vendita limitata nel tempo sia nell’ordine del 6-7 % (tasso nominale al netto delle imposte). Pertanto il fattore di adeguamento del valore da utilizzare per confrontare una vendita permanente con una vendita effettuata nell’arco di 50,5 anni non è il 10-15 % come sostenuto dalle autorità norvegesi ma si avvicina piuttosto al 4-5 %.

(77)

Il terzo fattore da prendere in considerazione è il futuro prezzo di mercato previsto per l’elettricità. Come spiegato sopra, prevedere i prezzi futuri dell’energia elettrica in un arco di tempo di 50 anni o superiore è un esercizio arduo. Nelle relazioni di valutazione di cui sopra, in particolare la relazione AA e la relazione DT, si prevede che il prezzo di mercato dell’energia elettrica aumenterà in maniera costante per un periodo di 10-20 anni oltre il quale i prezzi dovrebbero essere costanti in termini reali (dovrebbero cioè aumentare soltanto in funzione dell’inflazione prevista) (31). Ciò indica che all’epoca gli operatori del mercato concordavano sul fatto che i futuri prezzi dell’energia elettrica nel lungo periodo sarebbero rimasti costanti in termini reali e non avrebbero continuato ad aumentare (32). L’Autorità presume che la stessa incertezza riguardo ai futuri prezzi dell’energia elettrica fosse condivisa da tutti gli operatori del mercato, compresi quelli che all’epoca della vendita dei diritti relativi all’energia elettrica in concessione stavano concludendo operazioni di acquisto o di vendita di centrali elettriche. Pertanto non vi sono ragioni per presumere che i diversi operatori di mercato abbiano accesso a informazioni notevolmente diverse riguardo ai prezzi di mercato attesi.

(78)

Passando dai ricavi ai costi, il confronto proposto dalle autorità norvegesi si riferisce a uno scenario in cui vi è una differenza di 0,05 NOK, in termini di flussi finanziari in uscita per KWh, tra una vendita permanente e la vendita di energia elettrica in concessione, per via di un prezzo di concessione previsto di circa 0,10 NOK e di un costo di esercizio, comprensivo dei costi di reinvestimento, di circa 0,05 NOK.

(79)

Per quanto riguarda il prezzo ministeriale dell’energia elettrica in concessione, i consulenti di Narvik e NEAS prevedevano che i prezzi sarebbero rimasti piuttosto costanti in termini reali; in pratica, non ci si attendeva né considerevoli vantaggi in termini di efficienza né grandi fluttuazioni nella base dei costi. In linea di massima si prevedeva che il prezzo ministeriale dell’energia elettrica fornita in concessione sarebbe aumentato per effetto dell’inflazione (33). Sulla base delle informazioni disponibili, l’Autorità ritiene che le stesse ipotesi sarebbero state formulate da un investitore accorto e pertanto presume, nell’ulteriore analisi, che non vi sarebbero variazioni importanti del prezzo dell’energia elettrica in concessione tariffata in base al costo di produzione. Questi costi costituiscono i pertinenti flussi finanziari in uscita nel calcolo del valore dell’energia elettrica in concessione (34).

(80)

Poiché esistono diverse variabili che possono incidere sul livello degli esborsi nel tempo, il valore di 0,05 NOK, in cui confluiscono i costi di esercizio e il costo di reinvestimento, deve essere valutato sulla base dei vari elementi che lo compongono.

(81)

In primo luogo è evidente che una centrale elettrica avrà determinati costi generali di esercizio e di manutenzione. Si presume che i costi di esercizio e di manutenzione di una centrale idroelettrica siano in genere piuttosto bassi e costanti e rientrino in una forchetta compresa tra 0,02 e 0,05 NOK per KWh (35). Tale ipotesi è suffragata dai dati sui costi utilizzati per stabilire il prezzo ministeriale. Nel 2000 la compensazione prevista da tale modello per i costi di esercizio e di manutenzione era pari a 0,267 NOK per KWh.

(82)

Ai fini del calcolo del VAN sono pertinenti anche altri flussi finanziari in uscita. Nel calcolo del prezzo ministeriale del 2000 le imposte sono state compensate con 0,021 NOK. L’effettivo prelievo fiscale su una determinata centrale elettrica dipenderebbe ovviamente dagli utili ma, dato che il prezzo ministeriale è inteso essere rappresentativo del costo medio delle tipiche centrali elettriche norvegesi, è ragionevole presumere un onere fiscale di circa 0,02 NOK per KWh.

(83)

L’ultima componente dei flussi finanziari in uscita che incide sul calcolo del VAN è rappresentata dai costi di reinvestimento, che dipendono in maniera sostanziale dall’entità delle esigenze di reinvestimento della centrale elettrica e dal momento in cui tali esigenze emergono. L’Autorità rileva che, per ragioni contabili, una centrale idroelettrica ha un ciclo di vita economico di 40 anni (36) ma che il ciclo di vita effettivo può durare più a lungo. In molti casi il livello di reinvestimento è consistente e pertanto il momento in cui è effettuata la spesa, come peraltro sostengono le autorità norvegesi, è molto importante ai fini del calcolo del VAN. Se il reinvestimento avviene in una fase precoce del periodo di calcolo, la riduzione del VAN è notevolmente maggiore rispetto a quella registrata quando il reinvestimento ha luogo in una fase successiva del periodo di calcolo. Le autorità norvegesi, tuttavia, non hanno fornito all’Autorità informazioni sulle esigenze di reinvestimento delle centrali idroelettriche vendute nel 1999 e nel 2000 e utilizzate come base per il confronto da esse operato. L’Autorità rileva che probabilmente tali informazioni non saranno disponibili a breve né facilmente ottenibili, in quanto non sono recenti e sono presumibilmente di carattere delicato sotto il profilo commerciale.

(84)

Nell’adeguare i prezzi delle centrali idroelettriche in questione tenendo conto delle due differenze di cui sopra, ovvero il lasso temporale e la base dei costi, le autorità norvegesi sostengono che la gamma di prezzi tra 1,66 e 1,74 NOK per KWh sia comparabile al prezzo ottenuto nella vendita dell’energia elettrica in concessione, pari a circa 1,00 per KWh (37). Come spiegato sopra, le informazioni a disposizione dell’Autorità indicano che il valore medio delle transazioni nel 1999 e nel 2000 era leggermente superiore ai prezzi compresi in questo intervallo (circa 1,85 NOK). L’Autorità confronterà pertanto una gamma di prezzi tra 1,70 e 1,80 NOK per KWh con il prezzo ottenuto da Narvik, ossia 1,00 NOK.

(85)

Per adeguare i prezzi relativi alla vendita permanente occorrerebbe innanzitutto renderli comparabili a quelli di un contratto della durata di 50,5 anni. L’Autorità ha utilizzato un tasso di capitalizzazione del 6 % che riduce del 5,5 % circa i valori riferiti alle vendite permanenti. I prezzi comparabili ottenuti nelle vendite di centrali elettriche si collocano pertanto in un intervallo compreso tra 1,61 e 1,70 NOK. Per soddisfare il criterio dell’investitore privato operante in economia di mercato ed escludere la presenza di un aiuto, la differenza, in termini di flussi finanziari netti, di 0,61-0,70 NOK per KWh tra i prezzi dell’energia elettrica in concessione e i costi di esercizio di una centrale elettrica dovrebbe spiegare il differenziale di prezzo.

(86)

Come indicato sopra, si stima che i costi totali di esercizio siano compresi tra 0,02 e 0,05 NOK per KWh più un onere fiscale stimato di 0,02 NOK per KWh, per un totale di 0,04-0,07 NOK per KWh. Si deve inoltre tenere conto delle operazioni di reinvestimento, il cui effetto finanziario dipende dall’entità dell’operazione e dal momento in cui essa è effettuata e pertanto sono difficili da quantificare.

(87)

Tenendo conto di quanto sopra, l’Autorità ha svolto un’analisi di sensibilità sulla vendita dei 128 GWh (38) di energia elettrica in concessione nell’arco dei 50,5 anni. L’Autorità ha utilizzato varie combinazioni di costi e tassi di attualizzazione, con tassi di attualizzazione nominali al netto delle imposte che variavano dal 5,5 % al 7,5 % e con costi totali di esercizio compresi tra 0,05 e 0,09 NOK per KWh, come indicato nella tabella che segue.