Decisione (UE) 2017/1592 della Commissione del 15 maggio 2017 relativa alla misura SA.35429 — 2017/C (ex 2013/NN) alla quale il Portogallo ha dato esecuzione per l'estensione dell'uso di risorse idriche pubbliche per la produzione di energia idroelettrica [notificata con il numero C(2017) 3110] (Il testo in lingua portoghese è il solo facente fede) (Testo rilevante ai fini del SEE)

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea, in particolare l'articolo 108, paragrafo 2, primo comma,

visto l'accordo sullo Spazio economico europeo, in particolare l'articolo 62, paragrafo 1, lettera a),

dopo aver invitato gli interessati a presentare le loro osservazioni ai sensi dell'articolo 108, paragrafo 2, del trattato e viste le osservazioni trasmesse,

Il 18 settembre 2012 la Commissione ha ricevuto una denuncia presentata da privati relativa a presunti aiuti di Stato illegali concessi dal Portogallo a EDP — Energias de Portugal, S.A¹. («EDP») concernente da un lato costi non recuperabili in Portogallo, dall'altro la proroga dell'utilizzo di risorse idriche pubbliche per la produzione di energia idroelettrica.

Il 30 ottobre 2012, la Commissione ha trasmesso la denuncia al Portogallo accompagnandola con una richiesta di informazioni supplementari, che il Portogallo ha fornito con lettera dell'8 gennaio 2013. Il 25 gennaio 2013 si è tenuta una riunione con le autorità portoghesi. Il 7 marzo 2013 il Portogallo ha fornito ulteriori informazioni.

Con lettera del 18 settembre 2013, la Commissione europea ha informato il Portogallo della propria decisione di avviare il procedimento di indagine formale, seguendo la procedura di cui all'articolo 108, paragrafo 2, del trattato unicamente in relazione alla proroga dell'utilizzo delle risorse idriche per la produzione di energia idroelettrica.

Il 21 ottobre 2013 la Commissione ha ricevuto commenti dal Portogallo e una rettifica è stata conseguentemente adottata il 29 gennaio 2014.

La decisione della Commissione di avviare il procedimento di indagine formale («decisione di avvio») è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea² il 16 aprile 2014.

Nel maggio 2014, la Commissione ha ricevuto osservazioni da terzi.

Il 3 luglio 2014 il Portogallo ha trasmesso la sua risposta a dette osservazioni.

Con lettera del 15 aprile 2016 la Commissione ha chiesto un complemento di informazione, che il Portogallo ha trasmesso il 19 agosto 2016.

La presente decisione chiude il procedimento di indagine formale avviato ai sensi dell'articolo 108 TFUE. Non affronta la questione della conformità della misura con altre disposizioni del diritto dell'UE, quali le norme dell'UE in materia di appalti pubblici e le norme antitrust basate sugli articoli 106 e 102 TFUE.

Prima della liberalizzazione del mercato portoghese dell'energia elettrica, avvenuta nel 2007, l'elettricità prodotta in Portogallo non veniva venduta direttamente sul mercato ma veniva acquistata dal gestore pubblico della rete elettrica, Rede Elétrica Nacional, SA («REN»), in virtù di contratti di acquisto di energia («CAE») a lungo termine. I CAE prevedevano l'obbligo per REN di acquistare una quantità garantita di elettricità da produttori autorizzati, a un prezzo garantito che copriva componenti di costo identificate in modo preciso e per un periodo di tempo garantito, ossia fino al 2027.

In seguito all'attuazione della direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio³, il Portogallo ha deciso di procedere alla risoluzione anticipata dei CAE e di sostituirli con il pagamento di una compensazione relativa ai costi non recuperabili (meccanismo dei costi di mantenimento dell'equilibrio contrattuale, «CMEC»). Il decreto legge n. 240/2004, del 27 dicembre 2004, stabilisce i parametri e la metodologia per il calcolo dei CMEC.

Il Portogallo ha notificato la misura relativa alla compensazione dei costi non recuperabili il 1o aprile 2004, sulla base della comunicazione della Commissione relativa alla metodologia di analisi degli aiuti di Stato in materia di costi non recuperabili⁴. Detti costi non recuperabili dovevano essere pagati per la risoluzione anticipata dei CAE tra EDP e REN per 34 centrali elettriche, di cui 27 erano centrali idroelettriche, in considerazione dell'onere atteso degli investimenti passati in un mercato liberalizzato. La decisione relativa ai costi non recuperabili si riferisce anche a Tejo Energia e a Turbogás. Il Portogallo ha notificato la sua intenzione di concedere i costi non recuperabili anche a Tejo Energia e a Turbogás. I piani prevedevano che la misura fosse finanziata attraverso i ricavi derivanti da un tributo applicato ai consumatori finali di elettricità in base alla potenza contrattualmente impegnata.

La Commissione ha approvato la misura nel 2004 per coprire le perdite potenziali registrate da tre imprese tra cui l'operatore storico⁵ nella decisione relativa all'aiuto di Stato N161/2004 — Costi «incagliati» in Portogallo⁶.

Come indicato in detta decisione della Commissione, la compensazione dei CMEC corrisposta a EDP ogni anno a partire dal luglio 2007 è composta da due elementi: una componente fissa, costituita da una quota dell'importo annuo massimo calcolato ex ante, e una componente di aggiustamento che tiene conto del valore reale della differenza tra i ricavi effettivi e i costi delle centrali interessate, calcolati al livello del gruppo di società consolidato, che in questo caso è EDP. Un aggiustamento finale dell'importo dei CMEC sarà calcolato all'inizio del 2018, undicesimo anno successivo alla risoluzione anticipata dei CAE, sulla base delle entrate previste fino alla fine del 2027, anno in cui termina l'attuazione del meccanismo CMEC, in conformità con la decisione della Commissione.

L'accordo relativo alla risoluzione dei CAE di EDP per le centrali idroelettriche è stato stipulato nel febbraio 2005, dopo l'adozione del decreto legge n. 240/2004. Tale accordo contiene una clausola con effetto sospensivo sulla risoluzione concordata. La clausola in questione condiziona la risoluzione dei CAE al diritto di utilizzare le risorse idriche pubbliche per un periodo non inferiore alla vita utile degli impianti e delle opere di ingegneria civile. Il diritto di utilizzare le risorse idriche pubbliche doveva essere concesso in ogni caso al produttore di energia, ossia EDP, per il medesimo periodo.

A norma della legge portoghese sull'acqua n. 58/2005, del 29 dicembre 2005, e del decreto legge n. 226-A/2007, del 31 maggio 2007, relativo al regime di utilizzazione delle risorse idriche, l'uso delle risorse idriche pubbliche per la produzione di energia è soggetto a una concessione. La scelta del concessionario deve essere effettuata ricorrendo a una delle procedure specifiche stabilite per legge. Ai sensi del decreto legge n. 240/2004 e del decreto legge n. 226-A/2007, al termine della concessione gli attivi relativi all'attività oggetto di concessione tornano gratuitamente allo Stato. Se, tuttavia, l'entità titolare della concessione ha effettuato investimenti autorizzati dall'amministrazione concedente che non sono stati e non potevano essere ammortizzati, lo Stato può o rimborsare il valore residuo o prorogare il termine della concessione per il periodo di tempo necessario a consentire il recupero degli investimenti, ma in ogni caso non superiore a 75 anni⁷.

Il Portogallo ha effettuato tre studi che descrivono il calcolo del possibile valore economico risultante dalla proroga nel 2007. I risultati principali degli studi sono riportati di seguito.

1. a) REN stima il valore della proroga della concessione in 1672 milioni di EUR, sulla base di un tasso di attualizzazione unico del 6,6 % corrispondente al valore comunicato da EDP relativamente al costo medio ponderato del capitale («WACC»).

2. b) Caixa Banco de Investimento stima un valore tra 650 milioni di EUR e 750 milioni di EUR basato sull'uso di due tassi di attualizzazione: il valore residuo dei CAE è attualizzato al tasso del 4,57 %, ottenuto maggiorando di 50 punti base il rendimento dei titoli di Stato quindicennali, pari al 4,05 %, mentre i flussi di cassa disponibili sono attualizzati con un WACC del 7,72 %, basato su un modello di valutazione delle attività finanziarie alimentato con dati ricavati indirettamente da stime dei costi di capitale e di rischio di imprese europee simili di servizi di pubblica utilità.

3. c) Credit Suisse First Boston («CSFB») stima un valore di 704 milioni di EUR, basato su un prezzo ipotizzato dell'elettricità di 50 EUR/MWh, e utilizza un tasso di attualizzazione del 7,89 % per il WACC e del 4,55 % per il valore residuo. Come nel caso di Caixa Banco de Investimento, il tasso relativo al WACC si basa su un modello di valutazione delle attività finanziarie alimentato con dati indirettamente ricavati da stime dei costi di capitale e di rischio di imprese europee simili di servizi di pubblica utilità.

Il decreto legge n. 226-A/2007 ha fornito una base giuridica alle clausole sospensive dei CAE prorogando la durata dei diritti di utilizzo delle risorse idriche pubbliche detenuti dalle centrali idroelettriche esercite da EDP i cui CAE erano stati risolti dal decreto legge n. 240/2004.

Ai sensi dell'articolo 91, paragrafo 6, del decreto legge n. 226-A/2007, la trasmissione dei diritti a favore dei produttori di elettricità (di fatto EDP) era soggetta alla corresponsione di un importo che rifletteva un equilibrio economico-finanziario. Come definito nell'articolo 92, paragrafo 1, del decreto legge n. 226-A/2007, tale importo corrisponde, per ogni centrale elettrica, alla differenza tra il valore di mercato del suo esercizio fino al termine del periodo prorogato, espresso in termini di flussi di cassa, e il valore residuo dell'investimento, come stabilito nel CAE e attualizzato con i tassi di attualizzazione appropriati per ognuna di queste due componenti del prezzo. Questa disposizione permetteva di non trattare la transazione come un unico investimento in termini finanziari, dato che si utilizzano tassi di interesse diversi per attualizzare:

1. a) il valore residuo (da pagare a EDP);

2. b) i flussi di cassa disponibili per EDP derivanti dalle vendite successive di elettricità prodotta da queste centrali idroelettriche (da pagare al Portogallo da parte di EDP e, in ultima analisi, dei consumatori).

Conformemente alle disposizioni del decreto legge n. 226-A/2007, EDP ha versato allo Stato portoghese 759 milioni di EUR al fine di assicurare l'equilibrio economico e finanziario della proroga di tutte le 27 concessioni relative alle centrali idroelettriche. Tale importo comprende 55 milioni di EUR corrispondenti alla tassa sulle risorse idriche. Ne risulta che l'ammontare netto del corrispettivo versato da EDP è stato di 704 milioni di EUR.

La denuncia pervenuta nel settembre 2012 indicava che il Portogallo avrebbe concesso a EDP aiuti di Stato illegali, incompatibili con il mercato interno, risultanti da due misure distinte:

1. a) la compensazione a favore di EDP per i costi non recuperabili anteriori alla liberalizzazione del mercato dell'elettricità, che la Commissione ha approvato nella sua decisione concernente l'aiuto di Stato N 161/2004 — Costi «incagliati» in Portogallo (di cui al considerando 12⁸): il denunciante sostiene che, essendosi le circostanze modificate successivamente all'adozione della decisione della Commissione ed essendo detta compensazione non conforme alle condizioni stabilite nella comunicazione della Commissione relativa alla metodologia per l'analisi degli aiuti di Stato legati ai costi non recuperabili⁹, l'aiuto approvato nel 2004 non sarebbe più compatibile con le norme dell'Unione in materia di aiuti di Stato;

2. b) il basso prezzo pagato da EDP al Portogallo nel 2007 per la proroga senza gara pubblica della durata delle concessioni per il diritto di utilizzo delle risorse idriche pubbliche per la produzione di energia idroelettrica, da cui risulta una perdita di ricavi per lo Stato a beneficio di EDP.

Nella decisione di avvio, la Commissione ha confutato la parte della denuncia relativa alla compensazione dei costi non recuperabili e ha concluso che non vi erano motivi di dichiarare l'aiuto non più compatibile con il mercato interno.

La Commissione ha invece sollevato dubbi circa il possibile aiuto di Stato a EDP nell'attuazione del regime di utilizzo delle risorse idriche. Nella sua decisione di avvio, la Commissione ha concluso in via preliminare che l'importo asseritamente basso versato da EDP per la proroga del diritto di utilizzare le risorse idriche pubbliche in forza del decreto legge n. 226-A/2007, se confermato, sembrerebbe aver conferito a EDP un vantaggio economico selettivo.

Quanto alla compatibilità, la Commissione non ha ravvisato, in quella fase, una base giuridica appropriata per la compatibilità con il mercato interno dell'eventuale aiuto di Stato a favore di EDP.

In primo luogo, la Commissione ha osservato che l'aggiudicazione dell'uso delle risorse idriche pubbliche in regime di concessione ai fini della prestazione di un servizio sul mercato può non comportare un vantaggio economico a favore del beneficiario se detta concessione è aggiudicata mediante una gara a procedura aperta non discriminatoria a cui partecipi un numero sufficiente di operatori interessati. Nel presente caso, tuttavia, gli accordi di risoluzione dei CAE hanno di fatto prorogato di circa 25 anni in media il diritto esclusivo di EDP di esercire le centrali elettriche in questione senza alcuna procedura di gara: l'organizzazione di una procedura di gara è stata infatti esclusa dalle clausole sospensive dei 27 accordi di risoluzione dei CAE tra REN e EDP.

Considerando la quota significativa del mercato portoghese rappresentata dalle centrali elettriche (27 %), la posizione di EDP sul mercato portoghese della produzione e vendita all'ingrosso di energia elettrica (55 %) e l'interesse specifico delle centrali idroelettriche in un portafoglio di produzione di elettricità, la Commissione ha ritenuto che dette clausole sospensive potessero aver causato un'esclusione duratura dal mercato di potenziali concorrenti che avrebbero potuto partecipare a una gara a procedura aperta. Di conseguenza, potrebbe essersi determinato un vantaggio economico indebito a favore di EDP nel caso in cui dalla gara avesse potuto emergere un prezzo più elevato del prezzo pagato da EDP, al netto del valore residuo dovuto a tale impresa.

In secondo luogo, nella decisione di avvio la Commissione ha ritenuto che una seconda miglior soluzione in assenza di una gara avrebbe potuto essere una negoziazione in condizioni normali di concorrenza tra le autorità portoghesi e EDP. Agendo come operatore di mercato, il Portogallo avrebbe mirato a ottenere un rendimento elevato sui beni pubblici assegnati in concessione. Con questo approccio, la negoziazione con EDP avrebbe avuto come base la più favorevole per il Portogallo delle valutazioni eseguite nel 2007¹⁰, ossia la valutazione proposta da REN.

Come indicato nel punto 44 della decisione di avvio, il Portogallo aveva acconsentito a un prezzo finale pari a quasi la metà del prezzo valutato da REN. Se la valutazione proposta da REN fosse la più precisa, sembra poco plausibile che lo Stato abbia agito come operatore di mercato nei negoziati con EDP.

In terzo luogo, sono stati sollevati ulteriori dubbi riguardo alla metodologia utilizzata per determinare il prezzo di transazione. Il metodo stabilito nel decreto legge n. 226 A/2007 ricalca l'approccio presentato da Caixa Banco da Investimento, che utilizza due tassi di attualizzazione¹¹.

La Commissione ha espresso dubbi ipotizzando che il mancato utilizzo dello stesso tasso di attualizzazione, basato unicamente sul costo del capitale di EDP, come proposto da REN, possa determinare un vantaggio economico per EDP. La Commissione ha osservato che se il tasso utilizzato per attualizzare il valore residuo e i flussi di cassa disponibili fosse stato un tasso unico relativo al WACC basato sul costo tipico del capitale di un produttore di elettricità europeo (7,55 %), EDP avrebbe dovuto corrispondere 1340 milioni di EUR, ossia 581 milioni di EUR in più rispetto all'importo effettivamente versato.

Nella sua decisione di avvio, la Commissione ha quindi considerato che tenendo conto della scelta operata dalle autorità portoghesi di prorogare le concessioni a beneficio esclusivo di EDP e non mediante una procedura di gara aperta ad altri concorrenti, avrebbe potuto essere più corretto utilizzare un tasso di sconto basato sul WACC effettivo di EDP per riflettere il suo effettivo costo del capitale. REN ha comunicato che il WACC effettivo di EDP nel 2007 era del 6,6 % e quindi potrebbe essere corretto utilizzare questo tasso anziché il 7,55 %. La Commissione ha quindi concluso che era possibile stabilire l'esistenza di un vantaggio economico che favoriva indebitamente EDP.

Durante l'indagine formale, la Commissione ha ricevuto osservazioni dai denuncianti e da EDP.

Secondo i denuncianti, la proroga delle concessioni conferiva un aiuto di Stato a EDP e la misura costituiva una compensazione per i mancati ricavi.

Nella sua risposta del 19 maggio 2014, EDP ha invece sostenuto che la misura non costituisce un aiuto di Stato. Anzitutto, EDP afferma di non aver tratto alcun vantaggio economico dal riconoscimento, nel 2007, del diritto di utilizzare le risorse idriche pubbliche fino al termine della vita utile degli impianti delle 27 centrali idroelettriche con CAE, poiché il diritto è stato concesso alle normali condizioni di mercato.

Secondo EDP, l'esistenza di un vantaggio economico può essere esclusa se lo Stato agisce come un venditore privato in una transazione in condizioni normali di concorrenza nel mercato libero e cerca di ottenere il miglior prezzo per un bene.

EDP sostiene di avere diritto a ricevere il valore residuo delle centrali idroelettriche in caso di risoluzione dei CAE prima del termine della vita utile degli impianti. Di conseguenza, non era economicamente redditizio per lo Stato indire una gara pubblica nel 2007 per assegnare le nuove concessioni per le risorse idriche.

Stando a EDP, se lo Stato avesse cercato di ottenere un valore più elevato di quello risultante dagli studi indipendenti, EDP avrebbe deciso di non prorogare il diritto di utilizzo delle risorse idriche e di farsi invece corrispondere immediatamente il valore residuo delle centrali elettriche, come era suo diritto fare.

Inoltre, a parere di EDP lo studio di REN sul valore economico della proroga delle concessioni contiene supposizione economiche e finanziarie non corrette che riducono notevolmente il valore dei diritti, il che significa che EDP non avrebbe mai accettato le conclusioni di tale studio per una «negoziazione bilaterale».

EDP sostiene quindi che la fissazione unilaterale del valore della proroga delle concessioni, sulla base di una metodologia di valutazione obiettiva, è sufficiente per evitare un vantaggio economico.

In secondo luogo, EDP sostiene che la metodologia stabilita nel decreto legge n. 226-A/2007 è obiettiva e si basa su principi di calcolo economico generalmente accettati. La sua applicazione consente un calcolo della compensazione coerente, giustificabile e non arbitrario.

Riguardo ai tassi di attualizzazione appropriati da utilizzare per i flussi finanziari di ogni centrale, sia Caixa Banco de Investimento che CSFB concludono che il tasso di attualizzazione del valore residuo delle centrali dovrebbe riflettere il rischio contrattuale inerente a tale valore. EDP fa notare che, da quando sono entrati in vigore nel 1995, tutti i CAE conferivano già a EDP il diritto di ricevere da REN il valore residuo della centrale in caso di risoluzione dei contratti prima della loro data di scadenza. Se EDP non fosse stata interessata a una proroga del suo diritto di utilizzo delle risorse idriche pubbliche, avrebbe ricevuto il valore residuo da REN alla data di scadenza di ciascun CAE.

Inoltre, EDP spiega che il valore residuo delle centrali idroelettriche che ha diritto a recuperare è in realtà un credito che EDP vanta nei confronti dello Stato, attraverso REN, dall'entrata in vigore dei CAE nel 1995. REN è un'impresa controllata dallo Stato portoghese. Il rischio di mancato adempimento dei suoi obblighi deve quindi essere associato al rischio del debito dello Stato. EDP conclude che il tasso di sconto pertinente per l'attualizzazione di tale valore dovrebbe tenere conto unicamente del rischio associato all'inosservanza di tale obbligo da parte di REN.

Il Portogallo ha trasmesso una risposta alle osservazioni degli interessati, ma si è concentrata sulla questione dei costi non recuperabili, in merito alla quale la Commissione non ha sollevato dubbi.

Nell'aprile 2016, la Commissione ha chiesto al Portogallo informazioni supplementari. Il Portogallo ha risposto il 16 aprile 2016 e ha fornito precisazioni giuridiche in merito alle disposizioni del decreto legge n. 240/2004 e agli allegati dei contratti di concessione.

In virtù dell'articolo 107, paragrafo 1, del trattato, sono incompatibili con il mercato interno, nella misura in cui incidano sugli scambi tra Stati membri, gli aiuti concessi dagli Stati, ovvero mediante risorse statali, sotto qualsiasi forma che, favorendo talune imprese o talune produzioni, falsino o minaccino di falsare la concorrenza.

Per concludere se sia presente un aiuto di Stato, la Commissione deve valutare se per la misura in esame sono soddisfatti i criteri cumulativi dell'articolo 107, paragrafo 1, del trattato (trasferimento di risorse statali e imputabilità allo Stato, vantaggio selettivo, potenziale distorsione della concorrenza e incidenza sugli scambi all'interno dell'Unione).

Per quanto riguarda l'imputabilità, nei casi in cui un'autorità pubblica conceda un vantaggio a un beneficiario, la misura è per definizione imputabile allo Stato.

La proroga del diritto di utilizzare le risorse idriche pubbliche per la produzione di energia idroelettrica in favore di EDP in qualità di entità sub-titolare della concessione di REN deriva dall'attuazione del decreto legge n. 226-A/2007 concernente il regime di utilizzo delle risorse idriche. Le disposizioni di detto decreto legge stabiliscono anche le regole che lo Stato deve seguire per la determinazione del pagamento effettuato da EDP in considerazione dei benefici economici della proroga. Il decreto legge n. 226-A/2007 è un atto pubblico adottato ed emanato dalle autorità portoghesi. Ne consegue che le misure di aiuto eventualmente contenute nello stesso sarebbero imputabili alla Repubblica portoghese.

Per quanto riguarda la classificazione delle risorse statali, la concessione di un accesso al demanio pubblico o alle risorse naturali o la concessione di diritti speciali o esclusivi senza una remunerazione adeguata in linea con i tassi di mercato può costituire una rinuncia a entrate dello Stato¹².

A norma della legge portoghese sull'acqua n. 58/2005 e del decreto legge n. 226-A/2007, le risorse idriche in territorio portoghese appartengono allo Stato portoghese e non possono essere privatizzate né appartenere a persone fisiche o giuridiche. Ne consegue che, in linea di principio, i benefici economici derivanti dall'utilizzo delle risorse idriche pubbliche sono conferiti mediante risorse statali ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 1, del trattato.

Le risorse naturali con valore intangibile quali l'acqua o l'aria possono essere necessarie e talvolta essenziali per i cittadini. Tuttavia, se il loro sfruttamento non è commerciabile e/o al loro uso non è attribuito nessun valore economico, tali risorse non costituiscono necessariamente un veicolo per l'attribuzione di benefici economici del tipo a cui si riferisce l'articolo 107, paragrafo 1, del trattato, e possono non essere qualificabili come risorse statali. Nel presente caso la misura consiste nella concessione di un diritto all'uso delle risorse idriche pubbliche. L'esistenza di un prezzo di transazione indica che a questo diritto è attribuito un valore economico. Di conseguenza, la Commissione conclude che la misura comporta risorse statali.

L'articolo 9 della direttiva 2000/60/CE del Parlamento europeo e del Consiglio¹³ sancisce il principio del recupero dei costi relativi ai servizi idrici e prevede un'incentivazione adeguata nelle politiche dei prezzi dell'acqua per l'uso efficiente delle risorse idriche, nonché un contributo adeguato da parte dell'industria, tra gli altri. Queste disposizioni del diritto dell'Unione riconoscono un valore economico ai diversi utilizzi dell'acqua. In più, nel caso del Portogallo le disposizioni dell'articolo 91 del decreto legge n. 226-A/2007 prevedono in ogni caso che l'uso delle risorse idriche pubbliche per la produzione di elettricità implichi un valore economico, quantificabile e commercializzabile, ai sensi della legislazione portoghese.

Ne consegue che la proroga del diritto di utilizzare le risorse idriche per la produzione di energia idroelettrica in favore di EDP in qualità di entità sub-titolare della concessione di REN, come stabilito nel decreto legge n. 226-A/2007, sembra comportare risorse statali ai sensi dell'articolo 107, paragrafo 1, del trattato.

Si può stabilire se un'operazione è conforme alle condizioni di mercato sulla base di una metodologia di valutazione standard comunemente accettata¹⁴. Tale metodologia deve fondarsi sui dati obiettivi, verificabili e affidabili a disposizione¹⁵, che dovrebbero essere sufficientemente dettagliati e dovrebbero riflettere la situazione economica nel momento in cui l'operazione è stata decisa, tenendo conto del livello di rischio e delle aspettative future¹⁶.

Nella sua decisione di avvio, la Commissione ha sollevato dubbi quanto al fatto che la valutazione economica della proroga delle concessioni, effettuata nel 2007, fosse sottostimata in ragione dell'utilizzo di diversi tassi di attualizzazione applicati alle due componenti della stessa, ossia il valore residuo degli attivi non ammortizzati e i flussi di cassa generati dall'esercizio delle centrali idroelettriche.

Il prezzo di proroga stimato nel 2007 è di 704 milioni di EUR (al netto di un prelievo fiscale pari a 55 milioni di EUR) ed è costituito da due componenti: i flussi di cassa disponibili attualizzati risultanti dall'esercizio delle centrali idroelettriche nel periodo 2020-2044¹⁷ (2115 milioni di EUR attualizzati al 2007) e il valore attuale netto, al 2007, del valore residuo (1356 milioni di EUR attualizzati al 2007). Occorre rilevare che EDP avrebbe avuto diritto a recuperare il valore di detti attivi, se il Portogallo avesse deciso di non concedere la proroga della concessione a EDP.

La Commissione si è domandata in che misura l'applicazione di un tasso di attualizzazione più basso al valore residuo degli attivi non ammortizzati fosse accettabile da un punto di vista metodologico¹⁸.

Per riflettere il fatto che il valore di tali attivi non ammortizzati utilizzati per l'esercizio dell'impianto sarà noto nel 2020 e quindi meno incerto, dal momento che è oggetto di un contratto con entità controllate dallo Stato portoghese, le banche hanno utilizzato un tasso di sconto inferiore al WACC applicato ai flussi di cassa, ossia il tasso privo di rischio maggiorato di 50-80 punti base (circa 4,6 %, rispetto al 7,8 % del WACC). L'applicazione di un tasso di attualizzazione inferiore aumenta il valore attuale netto del valore residuo e diminuisce il prezzo di proroga. Tenendo conto del fatto che sul valore residuo non pesano le stesse incertezze economiche dei flussi di cassa disponibili, si può concludere che l'applicazione del tasso privo di rischio è giustificata.

D'altro canto, l'uso del WACC per stimare il valore attuale netto dei flussi di cassa disponibili (generati tra il 2020 e il 2044, in media) corrisponde alla prassi di mercato. È giustificato dal maggior rischio operativo in un contesto di mercato liberalizzato, dalla realizzazione del mercato iberico dell'energia elettrica¹⁹, dallo sviluppo di un mercato dell'energia più integrato a livello europeo, che comporta nel complesso maggiori incertezze sulla generazione di cassa. Di conseguenza, l'applicazione del WACC ai flussi di cassa attualizzati è giustificato.

La valutazione del WACC è stata effettuata da Caixa Banco de Investimento e CSFB utilizzando un approccio comparativo (WACC di operatori simili in settori simili) combinato con un approccio bottom-up (ricalcolo del WACC utilizzando dati pubblici forniti da Bloomberg). Il WACC è stato stimato a 7,72 % e 7,88 % rispettivamente da Caixa Banco de Investimento e da CSFB. Questo approccio riflette la prassi di mercato ed è conforme ad approcci simili già convalidati dalla Commissione in altri casi²⁰.

La Commissione si è domandata anche se la metodologia usata da REN, gestore della rete di trasmissione, per la valutazione del prezzo di proroga, con cui si ottiene un prezzo più elevato (1672 milioni di EUR), non potesse essere considerata un approccio più soddisfacente delle valutazioni effettuate dai due istituti finanziari²¹.

Tuttavia, la metodologia proposta da REN non rappresenta la prassi di mercato. Il prezzo di proroga proposto non può essere accettato per i seguenti motivi:

1. a) REN ha applicato un unico tasso di attualizzazione sia per il valore residuo, sia per i flussi di cassa disponibili. Detto tasso di attualizzazione si basa sul presupposto che il WACC sia dato dal WACC di EDP (6,6 %). Il WACC deve tuttavia riflettere la redditività richiesta da un gruppo rappresentativo di investitori di un determinato settore in un determinato paese per un determinato tipo di progetto. I WACC sono generalmente calcolati sulla base sia di un approccio comparativo (WACC di operatori di mercato comparabili), sia di un approccio bottom-up che comporta una stima specifica di ogni componente del WACC (beta, premio di rischio di mercato), che nello studio non è stata effettuata. Il metodo di REN non sembra quindi applicare la metodologia standard generalmente applicata dal mercato.

2. b) Inoltre, la valutazione di REN non poteva essere utilizzata dalle autorità portoghesi in quanto non indipendente. Conformemente al quadro giuridico portoghese, il valore della concessione doveva essere determinato sulla base delle valutazioni effettuate da due istituti indipendenti, in questo caso CSFB e Caixa Banco de Investimento, e le loro valutazioni sono state utilizzate per stabilire il valore del prezzo di proroga. Come indicato in precedenza, le valutazioni fornite da CSFB e da Caixa Banco de Investimento usavano una metodologia adeguata. La Commissione non vede motivo di ritenere tali valutazioni inadeguate per stabilire il valore di mercato del periodo di proroga delle concessioni.

In conclusione, dall'analisi effettuata risulta che la metodologia utilizzata dal Portogallo per valutare il prezzo di proroga può essere considerata soddisfacente.

In caso di gara, il Portogallo avrebbe dovuto pagare a EDP l'importo dei beni non ammortizzati alla fine del periodo di concessione dei CAE (2020). In secondo luogo, il prezzo di proroga presuppone un prezzo dell'elettricità di 50 EUR/MWh. Occorre rilevare che la compensazione per i costi non recuperabili valutati nello stesso periodo si basava su una stima di 36 EUR/MWh. Se si fosse considerata valida questa stima per il calcolo del prezzo di proroga, il Portogallo avrebbe dovuto sostenere un prezzo negativo (– 15,4 milioni di EUR di valore attuale netto). Pertanto, i presupposti relativi ai prezzi sono certamente più favorevoli per lo Stato portoghese dei presupposti utilizzati nella decisione sui costi non recuperabili e riflettono un approccio conservativo adottato da entrambi gli istituti finanziari nella loro valutazione del prezzo di proroga.

La Commissione conclude quindi che la misura che conferisce a EDP il diritto di esercire le centrali idroelettriche per un periodo prorogato dietro pagamento di un importo di 704 milioni di EUR non soddisfa tutte le condizioni cumulative dell'articolo 107, paragrafo 1, del trattato e quindi non costituisce un aiuto di Stato;