Decisione (UE) 2026/2114 della Commissione del 7 aprile 2026 relativa alla misura di aiuto di Stato SA.44678 (2022/C) (ex 2018/N) — Modifica dell’aiuto a favore del terminale GNL in Lituania cui ha dato attuazione la Lituania [notificata con il numero C(2026) 2114] (Il testo in lingua inglese 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 osservazioni conformemente a dette disposizioni¹,

Il 20 novembre 2013 la Commissione ha adottato la decisione C(2013) 7884 final² («decisione del 2013»), nella quale le misure di aiuto per la costruzione e la gestione di un terminale galleggiante di gas naturale liquefatto nel porto marittimo di Klaipėda («terminale GNL») sono state dichiarate compatibili con il mercato interno.

La Lituania ha modificato le misure di aiuto il 1o gennaio 2016 («modifiche del 2016»). Le modifiche del 2016 sono state preventivamente notificate alla Commissione successivamente alla loro entrata in vigore, avvenuta il 26 febbraio 2016.

Il 7 luglio 2016 Achema e Achemos Grupė («denuncianti») hanno presentato alla Commissione una denuncia sostenendo che le modifiche del 2016 costituivano un aiuto di Stato illegale e incompatibile con il mercato interno («denuncia»).

Nel gennaio 2018 le autorità lituane hanno informato la Commissione della loro intenzione di modificare le misure di aiuto a decorrere dal 1o gennaio 2019 («modifiche del 2019»).

Il 9 luglio 2018 le autorità lituane hanno notificato alla Commissione le modifiche del 2016 e le modifiche del 2019, a norma dell’articolo 108, paragrafo 3, del trattato sul funzionamento dell’Unione europea («TFUE»).

Il 31 ottobre 2018 la Commissione ha adottato la decisione C(2018) 7141 final³ («decisione del 2018») che approva le modifiche del 2016 e le modifiche del 2019.

In esito al ricorso di annullamento proposto dalle società Achema AB e Achema Gas Trade UAB («ricorrenti»), l’8 settembre 2021 il Tribunale ha parzialmente annullato la decisione del 2018, nella misura in cui la Commissione aveva deciso di non sollevare obiezioni in merito all’aiuto di Stato derivante dalle modifiche del 2016⁴.

Il Tribunale ha respinto il ricorso per il resto e l’impugnazione della decisione del 2018 relativa alle modifiche del 2019.

Con lettera del 1° dicembre 2022 la Commissione ha comunicato alla Lituania la sua decisione di avviare il procedimento previsto all’articolo 108, paragrafo 2, del trattato sul funzionamento dell’Unione europea in relazione all’aiuto derivante dalle modifiche del 2016.

La decisione della Commissione di avviare un procedimento (la «decisione di avvio») è stata pubblicata nella Gazzetta ufficiale dell’Unione europea⁵. La Commissione ha invitato le parti interessate a presentare osservazioni.

Il 17 febbraio 2023 la Lituania ha presentato le sue osservazioni sulla decisione di avvio. Non sono pervenute osservazioni da parte di terzi.

Ulteriori informazioni sono state trasmesse dalla Lituania il 27 agosto 2024 e il 22 e il 26 settembre 2025.

Con lettera del 20 marzo 2026 la Lituania ha convenuto in via eccezionale di rinunciare ai diritti conferiti ai sensi dell’articolo 342 TFUE, in combinato disposto con l’articolo 3 del regolamento n. 1/19586 e di acconsentire all’adozione e alla notifica in inglese della presente decisione.

Il progetto del terminale GNL è stato elaborato dalla Lituania con l’obiettivo di diversificare le fonti di gas, aumentare la sicurezza dell’approvvigionamento e introdurre una maggiore concorrenza nel mercato lituano del gas.

Prima che il terminale GNL diventasse operativo, l’unica via di approvvigionamento di gas della Lituania era il gas via gasdotto proveniente dalla Russia e l’impresa russa di gas naturale OAO Gazprom («Gazprom») era l’unico fornitore di gas.

Tale dipendenza totale derivava dall’isolamento del mercato lituano del gas, in considerazione delle limitate possibilità di flussi transfrontalieri di gas naturale verso la Lituania. Il sistema del gas naturale della Lituania era collegato unicamente ai sistemi del gas naturale della Repubblica di Bielorussia («Bielorussia»), della Repubblica di Lettonia («Lettonia») e della regione di Kaliningrad della Federazione russa («Kaliningrad»). Prima della costruzione del terminale GNL, la Lituania dipendeva esclusivamente dalle forniture di gas provenienti dalla Russia (attraverso la Bielorussia o la Lettonia) destinate sia al consumo interno che al transito dalla Bielorussia verso Kaliningrad.

Ai sensi della decisione del 2013, le misure di aiuto di Stato approvate erano le seguenti:

1. a) aiuti agli investimenti e al funzionamento a favore del proprietario e gestore del terminale GNL, AB Klaipėdos Nafta («KN»). L’aiuto agli investimenti copriva la parte dei costi di installazione di KN che non poteva essere finanziata con altri mezzi, mentre l’aiuto al funzionamento copriva le spese fisse di esercizio del terminale GNL. Entrambe le misure di aiuto sono state finanziate tramite il supplemento GNL, un prelievo speciale riscosso dal gestore del sistema di trasporto per il gas naturale lituano da tutti gli utenti di tale sistema e previsto per una durata di 55 anni;

2. b) una garanzia statale a favore di KN, a copertura del 100 % dei prestiti necessari al gestore del terminale per la costruzione del terminale GNL;

3. c) un obbligo per determinati produttori di energia elettrica e termica di acquistare una quota minima obbligatoria di gas importato attraverso il terminale GNL («obbligo di acquisto»)⁷. Lo scopo dell’obbligo di acquisto è quello di garantire il volume tecnico minimo di GNL necessario affinché il terminale GNL restasse sempre operativo⁸ (la «quantità obbligatoria di GNL»). L’obbligo di acquisto è stato imposto alle imprese pubbliche e private operanti nel segmento regolamentato della produzione di energia elettrica e termica («acquirenti obbligati»⁹). Collettivamente, gli acquirenti obbligati hanno acquistato la quantità obbligatoria di GNL da un fornitore selezionato («fornitore designato»). A ciascun acquirente obbligato era stata assegnata una quota di prelievo fissata in percentuale della quantità obbligatoria di GNL. Al momento della decisione del 2013, la quantità complessiva che gli acquirenti obbligati dovevano acquistare ammontava a 0,54 miliardi di m3 di GNL all’anno. La quota della quantità obbligatoria di GNL che ciascun acquirente obbligato doveva acquistare era proporzionata al proprio fabbisogno di approvvigionamento.

Il 10 febbraio 2014, a seguito di una gara d’appalto, il ministero lituano dell’Energia ha nominato la società pubblica Litgas UAB («Litgas») come fornitore designato.

Il 21 agosto 2014, a seguito di una gara d’appalto, Litgas ha sottoscritto con Statoil un contratto quinquennale per la fornitura della quantità minima di GNL (0,54 miliardi di m3 all’anno).

Per garantire la rigassificazione costante presso il terminale GNL, il contratto prevedeva un calendario di consegna fisso, in base al quale ogni trimestre sarebbero stati consegnati quattro carichi di GNL all’anno, con cadenza regolare.

Il contratto è stato stipulato in un momento in cui i mercati asiatici di GNL erano caratterizzati da prezzi elevati, che hanno esercitato una pressione al rialzo sui prezzi di GNL in Europa. Ciononostante le autorità lituane hanno dimostrato che il contratto stipulato con Statoil era più conveniente rispetto ad altre offerte pervenute nel corso della procedura di gara (cfr. la figura 1). Sebbene gli altri offerenti avessero proposto prezzi inferiori per gli anni 2017-2019, Statoil ha offerto prezzi notevolmente più bassi per i primi due anni del contratto cosicché, nel complesso, per il periodo di consegna quinquennale l’offerta selezionata risultava la più vantaggiosa.

Nel dicembre 2014 il terminale GNL è entrato in esercizio commerciale e Litgas ha iniziato a fornire, a monte, GNL al terminale GNL e, a valle, gas agli acquirenti obbligati.

Il prezzo pagato dagli acquirenti obbligati per GNL era regolamentato dall’autorità nazionale di regolazione («ANR») e copriva tutti i costi sostenuti da Litgas per la fornitura della quantità obbligatoria di GNL. Tale meccanismo era inteso a far ricadere tutti i costi aggiuntivi della fornitura della quantità obbligatoria di GNL sugli acquirenti obbligati, i quali potevano successivamente trasferire tali costi ai propri consumatori finali.

Tuttavia il meccanismo si è rivelato inefficiente quando la domanda di gas naturale ha subito un drastico calo e i costi di fornitura della quantità obbligatoria di GNL sono stati ripartiti tra gli acquirenti obbligati in proporzione alla loro domanda di gas naturale, anch’essa in calo.

Come illustrato nella figura 2, dal 2011 al 2014 il consumo annuo di gas naturale in Lituania è diminuito del 24 % (passando da 3,4 miliardi di m3 nel 2011 a 2,6 miliardi di m3 nel 2014) e negli anni successivi era prevista un’ulteriore riduzione della domanda. Il «settore energetico» rispecchia la domanda degli acquirenti obbligati e la linea tratteggiata rossa corrisponde alla quantità obbligatoria di GNL di 0,54 miliardi di m3 di gas, come approvato dalla decisione del 2013.

La domanda di gas naturale è diminuita drasticamente e i costi di fornitura della quantità obbligatoria di GNL sono stati ripartiti tra gli acquirenti obbligati su una quantità inferiore di gas acquistato. Di conseguenza, a causa della riduzione della domanda di gas naturale, il prezzo unitario a carico degli acquirenti obbligati, destinato a coprire i costi necessari a mantenere il terminale GNL operativo, è aumentato significativamente. In tale contesto, la Lituania ha ritenuto che l’onere di mantenere operativo il terminale GNL dovesse essere distribuito su tutti i consumatori del sistema del gas naturale che beneficiavano della sicurezza dell’approvvigionamento garantita dal terminale GNL.

Parallelamente, come spiegato dalla Lituania, il know-how accumulato da KN nell’esercizio del terminale GNL per alcuni anni ha consentito al paese di constatare che, a condizioni favorevoli, il terminale GNL poteva essere gestito non soltanto in regime di funzionamento continuativo, ma anche a portata minima. La differenza tra i due regimi risiede semplicemente nei diversi mezzi tecnici utilizzati per conseguire lo stesso scopo, ossia mantenere raffreddato il terminale GNL, il che richiede quantità minime di gas differenti per garantire la rigassificazione. A seguito del passaggio al regime di funzionamento a portata minima, le autorità lituane hanno potuto ridurre a 0,37 miliardi di m3 all’anno la quantità obbligatoria di GNL necessaria a garantire il funzionamento del terminale GNL.

Alla luce delle considerazioni sopra esposte e, in particolare, dell’insostenibilità dei costi a carico degli acquirenti obbligati, le autorità lituane hanno adottato le modifiche seguenti:

1. a) le modifiche del 2016 relative al periodo 2016-2018¹¹ che prevedevano:

   1. 1) modifiche alla struttura dell’obbligo di acquisto, comprendenti un nuovo meccanismo di determinazione del prezzo per la quantità obbligatoria di GNL che gli acquirenti obbligati erano tenuti ad acquistare;

   2. 2) l’introduzione di un SIEG compensato tramite una nuova componente del supplemento GNL dovuta al fornitore designato per la fornitura della quantità obbligatoria di GNL;

2. b) le modifiche del 2019 relative al periodo 2019-2024¹² che prevedevano:

   1. 1) l’abolizione dell’obbligo di acquisto;

   2. 2) l’introduzione di una nuova metodologia per il calcolo della compensazione per il SIEG affidato al fornitore designato.

Di tali modifiche è fornita dettagliata descrizione nelle sezioni 2.5 e 2.6.

La Lituania ha indicato come base giuridica nazionale per le modifiche del 2016 la legge sull’energia¹³ e la legge sui terminali di gas naturale liquefatto¹⁴ («legge sui terminali GNL»), come modificata. L’articolo 11 della legge sui terminali GNL prevede che al fornitore designato sia affidato l’obbligo di consegnare al terminale GNL la quantità obbligatoria di GNL.

La Lituania ha inoltre indicato le disposizioni di esecuzione seguenti:

1. a) risoluzione del governo n. 1354 del 7 novembre 2012 «Sul decreto di approvazione della diversificazione dell’approvvigionamento di gas naturale», come modificata il 2 dicembre 2015 («DivReg»);

2. b) risoluzione dell’ANR n. O3-650 del 15 dicembre 2015 «relativa all’approvazione della metodologia per la determinazione del prezzo di riferimento previsto del gas naturale»;

3. c) decreto del ministro dell’Energia del 10 febbraio 2014 n. 1-20 «sulla nomina di UAB Litgas quale fornitore designato» («decreto di nomina di Litgas quale fornitore designato»);

4. d) risoluzione n. O3-367 della Commissione nazionale di controllo dei prezzi e dell’energia del 13 settembre 2013 «sull’approvazione della metodologia per la determinazione dei prezzi regolamentati dallo Stato nel settore del gas naturale», come modificata il 18 dicembre 2015 («metodologia dell’ANR n. O3-367»). La metodologia dell’ANR n. O3-367 specifica i parametri per il calcolo della compensazione al fornitore designato.

Il bilancio totale stimato della misura ammontava a 276703731 EUR per il periodo 2016-2024. L’esecuzione del SIEG si è conclusa nel 2024 e il bilancio totale effettivo per il periodo 2016-2024 è risultato inferiore alle stime, pari a 217684793 EUR¹⁵.

La stima della dotazione di bilancio totale della misura per il periodo 2016-2018 è di 78631120 EUR. Il bilancio effettivo per il periodo 2016-2018 ammontava a 71846326 EUR, ripartito come indicato nella tabella 1.

Il beneficiario delle modifiche del 2016 è il fornitore designato, Litgas, destinatario della nuova componente del supplemento GNL.

Litgas è stata fondata nel dicembre 2012 da KN. Nell’ottobre 2016 Lietuvos Energija, società energetica di proprietà dello Stato, è diventata l’unico azionista di Litgas con una partecipazione azionaria del 100 %.

Il 1o gennaio 2019 Litgas si è fusa con UAB Lietuvos duju tiekimas («LDT»), anch’essa controllata da Lietuvos Energija, che ne ha rilevato le funzioni di fornitore designato e lo status di beneficiario¹⁶.

Le modifiche del 2016

Ai sensi delle modifiche del 2016, l’obbligo di acquisto è stato modificato come segue:

1. a) Litgas, in qualità di fornitore designato, è stata incaricata di un SIEG consistente nell’obbligo di fornire la quantità obbligatoria di GNL al terminale GNL. Il SIEG era finanziato mediante una nuova componente del supplemento GNL destinata a compensare Litgas dei costi sostenuti in relazione al SIEG che non erano interamente coperti dalle entrate derivanti dalla rivendita a valle del gas a un prezzo regolamentato. Tale nuova componente del supplemento GNL a favore di Litgas è stata aggiunta al supplemento GNL a favore di KN;

2. b) la metodologia di calcolo del prezzo regolamentato corrisposto dagli acquirenti obbligati a Litgas per l’acquisto della quantità obbligatoria di GNL è stata modificata. Tale prezzo era determinato dall’ANR in riferimento al prezzo di mercato, sulla base dei prezzi medi del mercato del gas, tenendo conto dei dati relativi ai contratti di fornitura di gas scambiati sulla borsa lituana del gas e su base bilaterale;

3. c) la quantità obbligatoria di GNL è stata ridotta da 0,54 miliardi di m3 all’anno a 0,37 miliardi di m3 all’anno;

4. d) la quantità di gas che ciascun acquirente obbligato doveva acquistare da Litgas era determinata esclusivamente sulla base della propria domanda individuale di gas; qualora la domanda complessiva di gas da parte di tutti gli acquirenti obbligati fosse inferiore alla quantità obbligatoria di GNL, Litgas doveva vendere sul mercato nazionale o internazionale le quantità non rivendute agli acquirenti obbligati.

Il 18 febbraio 2016 Litgas e Statoil hanno sottoscritto un contratto modificato in base al quale, in primo luogo, la quantità annua di GNL fornita da Statoil a Litgas è stata ridotta a 0,37 miliardi di m3 all’anno; in secondo luogo, la durata del contratto è stata prorogata fino al 2024 e, in terzo luogo, il prezzo del GNL è stato ridotto.

A seguito delle modifiche del 2016, il GNL acquistato dagli acquirenti obbligati da Litgas è stato venduto a un nuovo prezzo regolamentato, calcolato sulla base delle stime relative ai prezzi di mercato del gas naturale per il mercato lituano.

L’ANR ha fissato il prezzo regolamentato del gas naturale applicando la «Metodologia per la determinazione del prezzo di riferimento del gas naturale previsto» («metodologia») approvata.

La metodologia si fondava su diversi principi. Secondo tale metodologia, le stime dei prezzi su cui si basava il prezzo regolamentato del gas naturale erano calcolate tenendo conto dei prezzi e dei volumi delle quantità di gas naturale importati in Lituania nel corso degli ultimi 12 mesi. A tal fine, sono stati presi in considerazione i dati relativi ai contratti di fornitura di gas negoziati sulla borsa lituana del gas e su base bilaterale (sia sui mercati all’ingrosso che al dettaglio), nonché i prezzi previsti da ciascuna società importatrice di gas naturale sulla base delle proprie condizioni contrattuali. Inoltre i rispettivi prezzi medi ponderati sono stati calcolati in considerazione di eventuali effetti di correlazione, nonché di eventuali spese e profitti aggiuntivi dei fornitori di gas.

Il prezzo regolamentato del gas naturale era aggiornato una volta all’anno. In caso di variazioni significative di uno qualsiasi dei principali parametri di input utilizzati nel calcolo del prezzo del gas naturale, quest’ultimo poteva essere aggiornato con maggiore frequenza, ovvero una volta ogni tre o sei mesi. Per variazione significativa si intendeva un aumento o una diminuzione improvvisa del prezzo di mercato del gas naturale superiore al 10 %. In tal caso, il nuovo prezzo regolamentato del gas naturale sarebbe stato oggetto di revisione al rialzo o al ribasso di un massimo del 10 %. A partire dalla metà del 2017 il prezzo regolamentato del gas naturale era aggiornato una volta per trimestre.

Secondo le autorità lituane, il nuovo meccanismo di determinazione dei prezzi non comportava gravi rischi di distorsione dei mercati a valle. Ciò è dovuto al fatto che gli acquirenti obbligati, che hanno acquistato gas naturale al nuovo prezzo regolamentato¹⁷, operavano in mercati regolamentati e vendevano energia elettrica e termica a prezzi regolamentati. La Lituania ha confermato che, nell’ambito della struttura modificata dell’obbligo di acquisto, gli acquirenti obbligati continuavano a essere soggetti alle condizioni di contabilità separata qualora svolgessero attività non regolamentate.

Le disposizioni della legge sui terminali GNL prevedevano che le quantità di gas naturale non vendute agli acquirenti obbligati fossero messe all’asta sul mercato. Le aste erano organizzate dall’operatore di mercato (GET Baltic), come definito dalla legge della Repubblica di Lituania sul gas naturale. Qualora le eccedenze di gas naturale non fossero state interamente vendute mediante asta, le quantità residue dovevano essere vendute dal fornitore designato tramite la borsa del gas o mediante la stipula di accordi commerciali bilaterali.

Le autorità lituane hanno spiegato che la metodologia modificata non comportava alcun profitto aggiuntivo per gli acquirenti obbligati. Gli eventuali effetti finanziari positivi delle modifiche sopra descritte erano interamente trasferiti ai consumatori finali sotto forma di prezzi regolamentati più bassi per l’energia elettrica e termica.

L’articolo 5, paragrafo 2, della legge sui terminali GNL disciplinava la compensazione dei costi tramite il supplemento GNL.

La compensazione a favore di Litgas teneva conto delle entrate di Litgas derivanti dal GNL venduto a prezzi regolamentati agli acquirenti obbligati e sul libero mercato, di tutti i costi di Litgas derivanti dalle sue attività in qualità di fornitore designato e di un margine di profitto regolamentato. La compensazione copriva in particolare la differenza tra il prezzo del GNL pagato, a monte, da Litgas a Statoil e il prezzo al quale Litgas vendeva, a valle, agli acquirenti obbligati e al libero mercato. L’introduzione della nuova componente del supplemento GNL per Litgas era una diretta conseguenza della metodologia modificata per il calcolo del prezzo della quantità obbligatoria di GNL acquistato dagli acquirenti obbligati.

In base alle modifiche del 2016, Litgas ha ricevuto un margine di profitto fisso approvato dall’ANR pari a 0,24 EUR/MWh sulla vendita della quantità obbligatoria di GNL agli acquirenti obbligati.

Per le vendite della quantità obbligatoria di GNL sul mercato libero si applicava un meccanismo diverso. Litgas aveva diritto a trattenere la metà dei profitti derivanti da tali vendite, fermo restando che tali profitti non potevano in ogni caso superare il margine di profitto medio conseguito dalle società di gas naturale in Lituania. Nel periodo 2016-2018, il margine di profitto conseguito da Litgas era compreso tra l’1,1 % e l’1,5 %.

Ai sensi della legge sul gas naturale¹⁸ applicabile al settore del gas lituano, le società di gas naturale avevano l’obbligo di tenere contabilità separata per ciascuna attività nel settore del gas naturale (trasporto, liquefazione, distribuzione, stoccaggio, fornitura a consumatori nazionali e non nazionali) e tutte le imprese, compresa Litgas, erano tenute a presentare all’ANR relazioni annuali sui costi nonché relazioni annuali sottoposte a revisione contabile relative alle attività regolamentate. In conformità a tali condizioni, Litgas era obbligata a tenere contabilità separata per le sue attività regolamentate in qualità di fornitore designato (che comprendevano tutte le attività relative alla gestione della quantità obbligatoria di GNL) e per le sue attività non regolamentate (che comprendevano attività quali la consulenza e il ricarico su piccola scala non connesse alla quantità obbligatoria di GNL).

La Lituania ha indicato che nel periodo 2016-2018 quasi tutte le attività del fornitore designato erano dedicate all’esecuzione del SIEG¹⁹.

La nuova componente del supplemento GNL era concepita per compensare Litgas per i costi associati alle attività del fornitore designato. Ai sensi della legge sui terminali GNL, i costi associati alle attività del fornitore designato che fornisce il SIEG e coperti dalla nuova componente del supplemento GNL dovevano essere «costi giustificati», ossia i costi associati al SIEG del fornitore designato dovevano essere sostenuti in modo «efficiente».

La metodologia dell’ANR n. O3-367 conteneva un meccanismo che consentiva al fornitore del SIEG di adempiere agli obblighi assegnati in modo efficiente. Per un certo numero di spese operative (riparazioni, manutenzione, personale, assicurazioni, costi amministrativi e di commercializzazione, ecc.), l’ANR ha fissato un massimale per il prezzo del servizio regolamentato. I costi superiori a tale limite non sono stati compensati. Inoltre dal 2017 le società regolamentate avevano un ulteriore incentivo a ridurre ulteriormente le spese di esercizio. Una società che, in un determinato periodo di tempo avesse ridotto i propri costi in misura superiore a quanto richiesto dall’ANR, avrebbe potuto trattenere una parte di tali risparmi. Inoltre i costi presi in considerazione per la determinazione della nuova componente del supplemento GNL e della compensazione sono stati incrementati solo della metà del coefficiente di inflazione e non oltre il 3 %.

La nuova componente del supplemento GNL copriva costi come quelli di acquisizione del gas, i costi del lavoro, i costi amministrativi, i costi di ammortamento, i costi di riparazione, i costi di commercializzazione e vendita, nonché i costi finanziari. Inoltre, come illustrato al considerando 20, il contratto di fornitura di GNL con Statoil prevedeva un calendario di consegna fisso, in base al quale quattro carichi di GNL all’anno, uno per trimestre, erano consegnati al terminale GNL a cadenze regolari. Questo tipo di contratto a lungo termine con un calendario di consegna fisso comporta alcuni costi, in particolare i costi connessi al gas evaporato, i costi di bilanciamento e i costi di garanzia a lungo termine. Nel 2017 tali costi specifici rappresentavano oltre i due terzi dei costi complessivi del fornitore designato²⁰.

Ai fini della determinazione dei costi giustificati, Litgas ha presentato all’ANR relazioni mensili contenenti dati sulle quantità di GNL acquistate e vendute, nonché su tutte le spese e le entrate derivanti dall’acquisto e dalla vendita di GNL. L’ANR ha valutato i costi effettivi e stimati delle attività di Litgas in qualità di fornitore designato, nonché le modalità in cui sono stati sostenuti, e ha stabilito i costi ammissibili che potevano essere coperti dalla nuova componente del supplemento GNL.

Il fornitore designato era tenuto a stoccare il proprio GNL nei serbatoi del terminale GNL e a rigassificarlo alla capacità minima di send-out necessaria a mantenere operativo il terminale GNL (anziché immettere immediatamente il GNL nel sistema del gas naturale), sebbene tale rigassificazione lenta causi ingenti perdite naturali di GNL dovute all’evaporazione (gas evaporato). Il gas evaporato è una perdita naturale di GNL che si verifica nel periodo che intercorre tra l’iniezione di GNL nei serbatoi e la sua immissione nel sistema del gas naturale. Di norma, minore è il tempo di permanenza del GNL in un serbatoio, minore è la perdita naturale di GNL sostenuta dallo specifico utente del terminale GNL.

La Lituania ha indicato che i costi connessi al gas evaporato rappresentavano una quota significativa dei costi sostenuti dal fornitore designato in relazione alla fornitura della quantità obbligatoria di GNL (nel 2017 i costi connessi al gas evaporato ammontavano a circa il 55 % dei costi totali sostenuti dal fornitore designato) e sono stati sostenuti principalmente durante il periodo invernale (da dicembre a marzo). Come illustrato nella figura 3, ciò può essere spiegato dal fatto che il volume di gas evaporato è più elevato in inverno²¹ e che, durante tale periodo, Litgas è generalmente l’unico utente del terminale GNL²². Nel periodo estivo, il volume di gas evaporato è inferiore e una parte dei costi connessi al gas evaporato è imputata ad altri utenti del terminale GNL²³. Il grafico in appresso illustra le fluttuazioni del gas evaporato presso il terminale GNL nel corso dell’anno.

Le autorità lituane hanno fornito prove che dimostrano che nel corso dell’intero 2017 il fornitore designato ha perso una quota tra il 5 e il 15 % del suo GNL a causa dell’evaporazione, mentre altri fornitori ne hanno perso solo l’1,23 %. Secondo le autorità lituane, tali differenze trovano spiegazione nel fatto che, a differenza del fornitore designato, gli altri fornitori generalmente non utilizzano il terminale GNL nel periodo invernale e che altri fornitori possono rigassificare il GNL a un ritmo molto più rapido rispetto al fornitore designato. La Lituania ha sottolineato che nel calcolo della compensazione di Litgas erano inclusi solo i costi effettivi connessi all’evaporazione imputabili al fornitore designato.

La Lituania ha spiegato che il fornitore designato ha sostenuto notevoli costi di bilanciamento. Nel 2017 tali costi ammontavano a 900000 EUR, pari a circa il 12 % dei costi totali del fornitore designato.

Per garantire il funzionamento continuativo del terminale GNL, il fornitore designato deve immettere il proprio GNL nel sistema del gas naturale a una capacità di send-out stabile per tutto l’anno. Pertanto il calendario di consegna del fornitore designato non corrisponde alla domanda prevista di gas naturale da parte dei suoi consumatori. Ad esempio nel periodo invernale, quando la domanda è più elevata, il fornitore designato non può prelevare immediatamente gas naturale dai serbatoi, in quanto ciò lascerebbe il terminale GNL vuoto fino alla successiva consegna di GNL, mentre richiedere la consegna anticipata di un carico di GNL (qualora concordato con Statoil) pregiudicherebbe il calendario di consegna per l’intero anno.

La Lituania ha osservato che, alla luce di tali considerazioni, il fornitore designato si trova in una situazione differente rispetto agli altri operatori del mercato. In particolare, il profilo di importazione dei fornitori di gas via gasdotto rispecchia la domanda di gas naturale nel corso dell’anno. Grazie ai contratti del gas flessibili, gli altri fornitori di gas naturale hanno sostenuto costi di bilanciamento minimi.

Tuttavia, pur adempiendo ai propri obblighi nei confronti del terminale GNL, il fornitore designato deve anche soddisfare la domanda dei suoi clienti. Per fare ciò e per garantire il funzionamento continuativo del terminale GNL, il fornitore designato può ricorrere a due strumenti:

1. a) contratti swap, comprendenti accordi per il prestito (nel periodo estivo) o il ricorso in prestito (nel periodo invernale, quando il fornitore designato è a corto di gas o quando l’utilizzo del terminale GNL è impossibile, ad esempio a causa di interventi di manutenzione) di gas naturale;

2. b) sito di stoccaggio di Inčukalns in Lettonia, che offre una soluzione di stoccaggio fisico sotterraneo quando il fornitore designato dispone di un’eccedenza di gas naturale (principalmente nel periodo estivo) e da cui è possibile attingere quando il fornitore designato registra una carenza di gas naturale. Nel periodo 2016-2018 lo stoccaggio è stato utilizzato dal fornitore designato a fini di bilanciamento solo nel 2018.

Il costo di tali contratti swap e di stoccaggio è stato altresì compensato nell’ambito dei costi di bilanciamento. Come spiegato dalla Lituania, mediante l’attuazione di queste tipologie di contratti il fornitore designato ha migliorato il proprio indice di efficienza, in particolare in termini di risparmio sui costi grazie all’utilizzo stagionale del gas naturale e alle curve fluttuanti tra domanda-offerta. Un ulteriore vantaggio dell’utilizzo di contratti swap è la possibilità di ottimizzare il funzionamento del terminale GNL a tassi di rigassificazione che consentano una riduzione significativa del tasso di perdita di gas evaporato.

Infine la Lituania ha ritenuto che il fornitore designato dovesse essere altresì compensato per i costi della garanzia a lungo termine. Per ottenere un contratto a lungo termine con Statoil, il fornitore designato ha dovuto rilasciare una garanzia di esecuzione a favore di Statoil a copertura di un impegno fino al 2024. Il costo relativo alla garanzia è pari a 300000 EUR all’anno. La Lituania ha chiarito che il costo è specifico della natura a lungo termine del contratto con Statoil e che altri operatori del mercato non sostengono tale costo.

La Lituania ha monitorato attentamente il funzionamento del terminale GNL e l’evoluzione del mercato del gas naturale nel paese. Grazie ai cambiamenti positivi del 2018, le autorità lituane hanno deciso di introdurre diverse modifiche alla misura a decorrere dal 1o gennaio 2019.

La Lituania ha modificato il modello di calcolo della compensazione del SIEG corrisposta a Litgas e ha introdotto una maggiore concorrenza nel mercato del gas naturale a partire dal 1o gennaio 2019. L’obbligo di acquisto è stato abolito e Litgas ha potuto vendere liberamente sul mercato la quantità obbligatoria di GNL.

Abolizione dell’obbligo di acquisto

Le autorità lituane hanno continuato a ritenere necessario garantire forniture regolari di GNL al terminale GNL tramite il contratto di fornitura a lungo termine con Statoil. La Lituania ha spiegato che opzioni di acquisto di gas plausibilmente più economiche, quali le prenotazioni annuali o a pronti di capacità, non potevano garantire il conseguimento di tale obiettivo. In primo luogo, le prenotazioni di capacità annuali consentono di reindirizzare i carichi verso un’altra destinazione (previo pagamento di sanzioni). In secondo luogo, le prenotazioni a pronti non sono sufficientemente affidabili, in quanto le operazioni del terminale GNL devono essere pianificate in anticipo.

Pertanto, a decorrere dal 1o gennaio 2019, l’obbligo di acquisto è stato trasformato in un obbligo di consegna imposto a Litgas. Litgas è rimasta vincolata all’obbligo di consegnare la quantità obbligatoria di GNL, necessaria a mantenere operativo il terminale GNL indipendentemente dalle condizioni di mercato («obbligo di consegna»). L’obbligo di consegna si applica per lo stesso periodo e alle stesse condizioni previste per l’obbligo di acquisto, vale a dire fino al 2024 e per una quantità obbligatoria di GNL pari a 0,37 miliardi di m3 all’anno.

Contestualmente, a partire dal 1o gennaio 2019, è stato abolito l’obbligo originariamente imposto agli acquirenti obbligati di acquistare da Litgas tali quantità di gas naturale.

Di conseguenza Litgas era esposta ai rischi di mercato nella vendita della quantità obbligatoria di GNL sul mercato e gli acquirenti obbligati potevano acquistare gas sul mercato a un prezzo di mercato determinato dalle condizioni dello stesso, senza alcun intervento dell’ANR e basandosi esclusivamente sulle proprie esigenze.

Ai sensi delle modifiche del 2019, Litgas ha continuato a ricevere la compensazione dal supplemento GNL.

Ai sensi dell’articolo 11 della legge sui terminali GNL, a Litgas erano compensati i costi seguenti:

1. a) la differenza tra il prezzo all’importazione della quantità obbligatoria di GNL fornita dal fornitore designato in base al contratto con Statoil e il prezzo medio ponderato mensile effettivo all’importazione del gas naturale importato in Lituania calcolata dall’ANR;

2. b) costi connessi al gas evaporato: a) tutti i costi effettivi del gas evaporato sostenuti dal fornitore designato nei periodi in cui Litgas era l’unico utente del terminale GNL; e b) la differenza tra i costi effettivi connessi al gas evaporato sostenuti da Litgas e la media dei costi connessi al gas evaporato sostenuti da altri utenti dei terminali GNL nei periodi in cui Litgas non era l’unico utente del terminale GNL;

3. c) costi di finanziamento della garanzia a lungo termine.

Nel quadro della nuova metodologia di compensazione, a Litgas non erano più compensati i costi di bilanciamento.

Inoltre Litgas vendeva GNL direttamente sul mercato e il suo profitto marginale non era più regolamentato dall’ANR. Pertanto il margine di profitto del fornitore designato ottenuto dalla vendita della quantità obbligatoria di GNL sul mercato dipendeva esclusivamente dalla sua efficienza e dalle condizioni di mercato.

Le autorità lituane hanno informato la Commissione che gli esiti delle discussioni pubbliche sulla necessità del fornitore designato, sull’ambito e sulla durata del SIEG affidato al fornitore designato erano disponibili in vari atti legislativi e documenti delle discussioni parlamentari, pubblicati nel registro centrale delle leggi disponibile all’indirizzo https://www.e-tar.lt/.

Inoltre le informazioni relative agli importi della compensazione concessa a Litgas ogni anno sono disponibili sul sito web dell’ANR: www.regula.lt.

Infine l’autorità garante della concorrenza lituana è responsabile della pubblicazione di tali informazioni sul portale per la trasparenza degli aiuti di Stato: https://webgate.ec.europa.eu/competition/transparency/public/.

Nella denuncia, i denuncianti hanno formulato diverse affermazioni in merito alle modifiche del 2016.

I denuncianti hanno sostenuto in particolare che la nuova componente del supplemento GNL versato a Litgas a partire dal 1o gennaio 2016 costituiva una sovvenzione diretta, facendo presumere la presenza di un aiuto di Stato in quanto conferiva un vantaggio economico a Litgas.

I denuncianti hanno inoltre affermato che i parametri della compensazione a favore di Litgas non erano stati fissati in modo oggettivo e hanno comportato una sovracompensazione per Litgas. La sovracompensazione derivava dal fatto che la compensazione di Litgas copriva la differenza tra il prezzo al quale il fornitore designato acquistava LNG e il prezzo al quale lo rivendeva. I denuncianti hanno altresì sostenuto che a Litgas era garantita una compensazione anche oltre la quota relativa all’obbligo di acquisto, in quanto includeva elementi di costo aggiuntivi.

I denuncianti hanno inoltre ritenuto che il contratto di fornitura di gas concluso da Litgas con Statoil si basasse su un prezzo del gas molto elevato e che il volume che Litgas era tenuta ad acquistare fosse eccessivo. In tale contesto, i costi di Litgas non erano comparabili a quelli di un’impresa media gestita in modo efficiente.

Infine i denuncianti hanno sostenuto che Litgas non era stata nominata fornitore designato conformemente alle norme in materia di appalti pubblici.

Il 7 settembre 2016 la Commissione ha trasmesso la denuncia alle autorità lituane, chiedendo loro di formulare osservazioni sulle questioni sollevate. Le autorità lituane hanno risposto il 5 ottobre 2016, l’11 novembre 2016 e il 27 gennaio 2017.

In merito alla constatazione relativa all’esistenza di un vantaggio economico conferito a Litgas dalla nuova componente del supplemento GNL, le autorità lituane hanno risposto che, nell’ambito della misura approvata dalla decisione del 2013, Litgas non poteva vendere la quantità obbligatoria di GNL su base commerciale nei mercati liberi. Inizialmente era tenuta a vendere la quantità obbligatoria di GNL esclusivamente ai produttori di energia elettrica e termica designati, tutti soggetti a tariffe regolamentate nei rispettivi settori.

Le autorità lituane hanno altresì sostenuto che la nuova struttura dell’obbligo di acquisto ai sensi delle modifiche del 2016 non ha conferito un vantaggio economico a Litgas, in quanto le vendite effettuate dal fornitore designato sul mercato aperto del gas erano monitorate e regolamentate dall’ANR, evitando così che Litgas potesse trattenere profitti tali da garantirle una remunerazione superiore a quella dei fornitori medi di gas sul mercato.

Le autorità lituane hanno confutato le affermazioni dei denuncianti relative alla sovracompensazione sulla base del fatto che il prezzo di vendita del GNL del fornitore designato era regolamentato dall’ANR. Le norme stabilite tenevano conto dei costi effettivi del fornitore designato, sostenuti nell’ambito dell’esecuzione del SIEG affidatogli. Tali calcoli sono stati effettuati dall’ANR. La procedura di valutazione dell’ANR è stata effettuata tenendo conto del rendimento derivante dall’attività di rivendita della parte della quantità obbligatoria di GNL che eccedeva il volume acquistato dagli acquirenti obbligati. Tale rendimento era limitato per legge al rendimento medio dei fornitori di gas operanti sul mercato del gas lituano.

Le autorità lituane hanno sottolineato che il contratto concluso con Statoil offriva condizioni di prezzo più vantaggiose rispetto ad altre opzioni pervenute nel corso della procedura di gara.

Secondo le autorità lituane, la selezione di Litgas non ha violato le norme in materia di appalti pubblici. Le condizioni della gara d’appalto erano chiaramente stabilite nella legge sui terminali GNL.

Il Tribunale ha ritenuto che, per quanto riguarda le modifiche del 2016, la Commissione avrebbe dovuto nutrire dubbi circa la compatibilità della misura con il mercato interno e avrebbe dovuto avviare il procedimento di indagine formale.

Più specificamente, il Tribunale ha constatato che la decisione del 2018 non conteneva informazioni sufficienti a giustificare il motivo per cui i costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento fossero stati interamente compensati ai sensi delle modifiche del 2016, mentre ai sensi delle modifiche del 2019 i costi connessi al gas evaporato fossero stati compensati solo parzialmente e quelli di bilanciamento non fossero stati compensati affatto. Il Tribunale ha ritenuto che ciò fosse tanto più rilevante in quanto i costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento rappresentavano una parte significativa dei costi totali della Litgas e pertanto incidevano in modo significativo sull’importo della compensazione nel periodo compreso tra il 2016 e il 2018.

Il Tribunale ha altresì sottolineato che la Commissione non ha esaminato se l’obbligo di acquisto determinasse, in qualche modo, l’entità dei costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento sostenuti da Litgas nell’ambito dell’obbligo SIEG.

Secondo il Tribunale, la Commissione avrebbe dovuto spiegare le ragioni per cui riteneva che la compensazione per il medesimo SIEG (di cui considerava immutati la natura e l’ambito) fosse compatibile con il mercato interno sia nella versione risultante dalle modifiche del 2016 che in quella risultante dalle modifiche del 2019, nonostante le evidenti differenze nella compensazione di tali costi.

A seguito del parziale annullamento della decisione del 2018 e come illustrato nella sezione 3.3.1 della decisione di avvio, la Commissione ha valutato la compatibilità delle modifiche del 2016 con il mercato interno sulla base delle condizioni stabilite nella disciplina SIEG del 2012²⁴.

Alla luce delle conclusioni del Tribunale (cfr. la sezione 2.9.1), secondo cui la Commissione avrebbe dovuto nutrire dubbi quanto alla compatibilità con il mercato interno di taluni aspetti delle modifiche del 2016, la Commissione ha deciso di avviare il procedimento di indagine formale.

Nella decisione di avvio, la Commissione ha sollevato la questione se la Lituania avesse correttamente compensato integralmente i costi connessi all’ evaporazione e di bilanciamento nel periodo 2016-2018, o se avrebbe dovuto compensare solo quella parte dei costi che Litgas non avrebbe sostenuto in assenza del SIEG (cfr. il considerando 212 della decisione di avvio).

La Commissione ha altresì sollevato dubbi quanto al fatto che tutti i costi connessi all’evaporazione e tutti i costi di bilanciamento potessero essere considerati costi «economicamente giustificati» in relazione al SIEG e sostenuti in modo efficiente nel periodo dal 2016 al 2018. Inoltre la Commissione ha messo in dubbio che la compensazione per la totalità dei costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento conformemente alle modifiche del 2016 fosse «necessaria» per il funzionamento del SIEG (cfr. il considerando 212 della decisione di avvio).

Infine, la Commissione ha chiesto chiarimenti in merito alla possibilità che la differenza nella compensazione dei costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento prima e dopo il 2019 fosse dovuta all’esistenza dell’obbligo di acquisto nel periodo dal 2016 al 2018 e alla sua abolizione a partire dal 2019. In altri termini, la Commissione ha sollevato la questione se l’obbligo di acquisto determinasse in qualche modo l’entità dei costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento sostenuti da Litgas nel contesto del SIEG (cfr. il considerando 212 della decisione di avvio).

La presente sezione riassume le osservazioni ricevute dalla Lituania il 17 febbraio 2023 in merito alla decisione di avvio e integrate il 27 agosto 2024 a seguito dei quesiti posti dalla Commissione.

In primo luogo, la Lituania ha ricordato che la disciplina SIEG del 2012 prevede due metodologie per determinare l’importo massimo della compensazione: la metodologia del costo evitato netto²⁵ e la metodologia di attribuzione dei costi²⁶. In base alla metodologia del costo evitato netto, la compensazione massima è calcolata come la differenza tra il costo netto per il fornitore del servizio soggetto ad un obbligo di servizio pubblico e il costo netto o utile del medesimo fornitore in assenza di tale obbligo. Sebbene la metodologia del costo evitato netto sia considerato il modo più accurato, la disciplina SIEG del 2012 consente metodi alternativi, quale la metodologia basata sull’attribuzione dei costi, qualora il ricorso alla metodologia del costo evitato netto non sia possibile o opportuno²⁷. La Lituania ha spiegato che la metodologia utilizzata per calcolare l’importo della compensazione nel periodo 2016-2018 era basata sull’attribuzione dei costi, mentre a partire dal 2019 si basava sul costo evitato netto.

A tale riguardo, la Lituania ha ricordato che la gestione commerciale del terminale GNL è stata avviata nel dicembre 2014. Alla fine del 2015, quando sono state introdotte le modifiche del 2016, la Lituania aveva un’esperienza molto limitata nella gestione dei terminali GNL e nella valutazione dei costi pertinenti, nonché nella regolamentazione di tali operazioni. Il terminale GNL galleggiante è stato uno dei primi in tutta l’UE. Di conseguenza la Lituania non poteva fare affidamento sull’esperienza di altri Stati membri per prevedere il probabile comportamento del fornitore designato in assenza del SIEG. Nel periodo dal 2016 al 2018 l’autorità di regolamentazione ha sviluppato il know-how necessario per applicare una metodologia più sofisticata.

Inoltre, quando le autorità lituane hanno inizialmente concepito il SIEG, non avevano alcuna certezza circa l’eventuale utilizzo commerciale del terminale GNL. In definitiva, nel periodo 2016-2018 il terminale GNL è stato utilizzato solo da altri due utenti i quali, a giudizio della Lituania, non avrebbero comunque costituito un esempio valido di operatore di mercato commerciale «tipico» da utilizzare ai fini dell’applicazione della metodologia del costo evitato netto²⁸.

Prima del dicembre 2014, la Lituania era isolata sul fronte energetico e dipendente al 100 % dall’approvvigionamento di gas naturale dalla Russia. Di conseguenza il mercato mancava di esperienza nell’acquisto, nella consegna, nello stoccaggio e nella vendita di GNL. I primi anni di esercizio del terminale si distinguevano dai successivi in termini di maturità del mercato e di concorrenza: mentre nel periodo 2016-2018 si contavano solo due utenti commerciali aggiuntivi del terminale GNL, nel periodo 2019-2022 se ne contavano sei o sette per anno. Il cambiamento della struttura del mercato del gas ha indotto la Lituania a ritenere che il mercato fosse sufficientemente maturo per iniziare ad applicare la metodologia del costo evitato netto a partire dal 2019.

In tale contesto, la Lituania ha spiegato che la decisione di ricorrere alla metodologia di attribuzione dei costi e di compensare integralmente i costi connessi all’evaporazione e i costi di bilanciamento nel periodo 2016-2018 era giustificata dalle ragioni seguenti: i) la mancanza di know-how nel 2015, che ha impedito all’ANR di applicare una metodologia più sofisticata del costo evitato netto fino al 2019; ii) la mancanza di dati sufficienti per determinare il costo di esercizio di Litgas in assenza del SIEG, dato necessario per applicare la metodologia del costo evitato netto.

La Lituania ha altresì dimostrato che l’applicazione della metodologia del costo evitato netto per la compensazione dei costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento nel periodo 2016-2018 non avrebbe modificato in modo significativo l’importo della compensazione. Infatti i costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento sostenuti dagli altri utenti del terminale GNL nel periodo 2016-2018 sono stati minimi. Pertanto l’importo della compensazione non sarebbe cambiato in misura significativa considerando la totalità dei costi o solo quelli eccedenti i costi medi sostenuti da altri operatori di mercato.

La Lituania ha spiegato che la modifica dell’obbligo di acquisto in obbligo di consegna del 2019 non ha avuto alcun effetto, sul piano tecnico, sul livello dei costi connessi al gas evaporato relativi alla quantità obbligatoria di GNL. Nell’ambito dell’obbligo di consegna, Litgas era ancora tenuta a consegnare e immettere GNL nella rete del gas naturale fino a raggiungere le quantità conformi ai volumi minimi e al calendario necessari per mantenere operativo il terminale GNL. Litgas continuava pertanto a sostenere costi connessi al gas evaporato più elevati, perché il fornitore designato era tenuto a immettere GNL nella rete del gas naturale a ritmo lento per soddisfare le esigenze tecniche del terminale GNL.

Tuttavia la Lituania ha spiegato che l’abolizione dell’obbligo di acquisto ha comportato una riduzione dei costi di bilanciamento sul piano tecnico in quanto, potendo vendere liberamente sul mercato, Litgas era in grado di rispondere meglio alla domanda del mercato e di ridurre le proprie esigenze di bilanciamento²⁹. Ciononostante, secondo la Lituania, era lecito prevedere che dopo il 2019 sarebbe stato necessario sostenere ulteriori costi di bilanciamento, che avrebbero potuto essere parzialmente compensati applicando la metodologia del costo evitato netto. Tuttavia la Lituania ha spiegato di aver deliberatamente deciso di sottocompensare il SIEG dopo il 2019 escludendo tutti i costi di bilanciamento, in modo che Litgas fosse ancora più esposta alla concorrenza. La Lituania ha sottolineato che tale decisione non dovrebbe essere intesa come una conferma del fatto che i costi di bilanciamento non fossero necessari per l’esecuzione del SIEG.

Infine la Lituania ha sostenuto che nel periodo 2016-2018 qualsiasi rischio di sovracompensazione è stato escluso dal controllo dell’ANR i) su ciascuno dei singoli elementi di costo inclusi nella compensazione del SIEG e ii) sul margine di profitto di Litgas. A seguito di tale controllo, il margine di profitto di Litgas è stato molto contenuto nel periodo 2016-2018, attestandosi tra l’1,1 % e l’1,5 %, mentre il margine di profitto medio realizzato dai fornitori attivi sul mercato lituano della fornitura di gas ammontava al 3,2 % nel periodo considerato. Pertanto, anche qualora taluni costi specifici avessero dato luogo a una sovracompensazione, l’ANR ne ha neutralizzato gli effetti nel determinare il margine di profitto regolamentato.

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

Nella decisione del 2013 la Commissione ha concluso che il supplemento GNL costituiva un aiuto di Stato a favore di KN.

Poiché con le modifiche del 2016 la Lituania ha introdotto la nuova componente del supplemento GNL a Litgas, la Commissione deve valutare se siano soddisfatti i criteri cumulativi di cui all’articolo 107, paragrafo 1, TFUE affinché la nuova componente del supplemento GNL costituisca un aiuto di Stato.

La Commissione ha già concluso in via preliminare nella decisione di avvio (cfr. i considerando da 98 a 106 della decisione di avvio) che la misura costituisce un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, TFUE.

Come statuito dalla Corte³⁰, le risorse statali comprendono sia i vantaggi concessi direttamente dallo Stato sia quelli concessi da un ente pubblico o privato designato o istituito dallo Stato. La Commissione ritiene che la nuova componente del supplemento GNL costituisca risorse statali imputabili allo Stato per i motivi seguenti.

In primo luogo, il sistema di attribuzione e di riscossione del supplemento GNL è stato istituito dalla Lituania. A seguito delle modifiche del 2016, l’articolo 5, paragrafo 2, della legge sui terminali GNL stabiliva che la nuova componente del supplemento GNL fosse riscossa, gestita e versata a Litgas dal gestore del sistema di trasporto sotto la supervisione dell’ANR. Il supplemento GNL non finanzia i servizi di trasporto, ma costituisce un sovrapprezzo separato.

In secondo luogo, lo Stato ha designato il gestore del sistema di trasporto come amministratore del supplemento GNL. Il gestore riceve istruzioni dallo Stato mediante atti giuridici e la supervisione dell’ANR. L’ANR controlla l’intero processo relativo all’amministrazione e al trasferimento a Litgas dei fondi raccolti.

La Commissione osserva altresì che il gestore del sistema di trasporto, AB «Amber Grid», è controllato da UAB «EPSO-G», di proprietà al 100 % del ministero lituano dell’Energia.

Sulla base di tali elementi, la Commissione conclude che la nuova componente del supplemento GNL è stata fornita a Litgas dallo Stato tramite risorse statali ed è imputabile allo Stato.

La nuova componente del supplemento GNL conferisce un vantaggio economico a Litgas in quanto garantisce una copertura dei costi ed entrate nette positive che non sarebbero stati conseguiti in normali condizioni concorrenziali sul mercato.

La nuova componente del supplemento GNL costituisce un vantaggio selettivo in quanto è stata concessa esclusivamente a Litgas in forza di uno specifico atto giuridico, la legge sui terminali GNL. Ai sensi di tale legge, gli altri fornitori di gas non erano ammissibili a svolgere tale funzione (cfr. la sezione 4.3.5).

L’obiettivo della nuova componente del supplemento GNL era garantire l’esercizio continuo del terminale GNL. Il gas è un prodotto oggetto di scambi tra Stati membri. Favorire un determinato fornitore di GNL, Litgas, può incidere sui modelli di scambio tra Stati membri. Inoltre il gas è utilizzato per la produzione di energia elettrica. L’energia elettrica è un altro prodotto oggetto di scambi tra Stati membri. Pertanto la nuova componente del supplemento GNL falsa o minaccia di falsare la concorrenza e può incidere sugli scambi tra Stati membri.

Sulla base degli elementi di cui sopra, la Commissione conclude che la nuova componente del supplemento GNL costituisce un aiuto di Stato ai sensi dell’articolo 107, paragrafo 1, TFUE.

La Lituania ha concesso a Litgas la nuova componente del supplemento GNL ai sensi delle modifiche del 2016 apportate prima dell’adozione della decisione del 2018 che autorizzava la misura. Inoltre quest’ultima decisione è stata annullata dal Tribunale nella parte in cui riguardava le modifiche del 2016. L’aiuto concesso ai sensi delle modifiche del 2016 deve pertanto essere considerato illegale³¹.

Come indicato al considerando 93, la Commissione ha valutato la compatibilità delle modifiche del 2016 con il mercato interno sulla base delle condizioni stabilite nella disciplina SIEG del 2012.

Come indica il punto 13 della disciplina SIEG del 2012, gli Stati membri hanno un ampio margine di discrezionalità in relazione alla natura dei servizi classificabili come SIEG. Il compito della Commissione è garantire che il margine di discrezionalità sia applicato senza errore manifesto per quanto riguarda la definizione di SIEG. Le competenze della Commissione a tale riguardo si limitano alla verifica di errori manifesti compiuti dallo Stato membro nel definire un servizio come SIEG e alla valutazione degli eventuali aiuti di Stato connessi alla compensazione.

Tuttavia, come previsto al punto 46 della comunicazione SIEG del 2012³², nel caso esistano norme specifiche dell’Unione, la discrezionalità degli Stati membri è soggetta ad esse, fatto salvo il dovere della Commissione di valutare se il SIEG è stato correttamente definito ai fini del controllo sugli aiuti di Stato. Pertanto la misura sarebbe incompatibile con l’articolo 106, paragrafo 2, TFUE qualora violasse specifiche disposizioni del diritto dell’UE. Nel caso di specie, le disposizioni pertinenti sono stabilite nella direttiva sul gas³³.

L’affidamento di una specifica missione di servizio pubblico implica la prestazione di servizi che un’impresa, ove considerasse il proprio interesse commerciale, non si assumerebbe o non assumerebbe nella stessa misura o alle stesse condizioni. Applicando il criterio dell’interesse generale, gli Stati membri dell’Unione possono assoggettare tali servizi a obblighi specifici.

La Commissione osserva che, ai sensi dell’articolo 3, paragrafo 2, della direttiva sul gas, la sicurezza dell’approvvigionamento è un obiettivo che potrebbe giustificare un obbligo di servizio pubblico.

Come illustrato nel considerando 208 della decisione del 2013, la sola costruzione del terminale GNL non garantirebbe la sicurezza dell’approvvigionamento in Lituania. Per conseguire tale obiettivo sarebbe necessario mantenere il terminale GNL costantemente operativo.

La legge sui terminali GNL impone a Litgas l’obbligo di consegnare la quantità obbligatoria di GNL necessaria a garantire il funzionamento continuativo del terminale GNL e a mantenerlo operativo.

Al fine di mantenere operativo il terminale GNL, determinate quantità di GNL devono essere stoccate nei serbatoi del terminale GNL e costantemente immesse nel sistema del gas naturale.

La Commissione osserva inoltre che le prenotazioni annuali o a pronti di capacità non erano sufficienti a garantire un funzionamento continuativo del terminale GNL. Ciò è dovuto al fatto che, in primo luogo, le consegne nell’ambito delle prenotazioni annuali possono sempre essere reindirizzate verso un altro punto di consegna qualora i prezzi di GNL lo giustifichino e, in secondo luogo, le operazioni relative a GNL devono essere pianificate con due settimane di anticipo, per cui il terminale non può affidarsi alle consegne a pronti. Pertanto la Commissione sostiene che determinate quantità di GNL devono essere fornite a cadenze regolari nel corso dell’anno secondo un calendario fisso, compresi i periodi in cui la domanda di gas naturale è bassa.

Alla luce della valutazione di cui sopra, la Commissione conclude che l’obbligo di Litgas di mantenere operativo il terminale GNL fornendo la quantità obbligatoria di GNL secondo un calendario fisso al terminale GNL costituisce un SIEG effettivo ai sensi dell’articolo 106 TFUE. Il Tribunale ha confermato nella sua sentenza che le ricorrenti non hanno dimostrato che la Commissione avrebbe dovuto nutrire dubbi in merito alla qualificazione delle misure in questione come SIEG effettivi e alla loro necessità e al loro ambito³⁴.

Come indicato nella sezione 2.3 della disciplina SIEG del 2012, la nozione di SIEG ai sensi dell’articolo 106 TFUE presuppone che l’impresa o le imprese in questione siano state incaricate dello svolgimento del SIEG mediante uno o più atti ufficiali.

Tali atti devono specificare, in particolare, i) l’oggetto e la durata esatti del SIEG; ii) le imprese e il territorio interessati; iii) la natura dei diritti esclusivi eventualmente conferiti alle imprese interessate; iv) i parametri per il calcolo, il controllo e la revisione della compensazione e v) le modalità per evitare sovracompensazioni e per il loro eventuale recupero.

La Commissione osserva che la natura precisa del SIEG è determinata dall’articolo 11 della legge sui terminali GNL. In particolare, la disposizione stabilisce che al fornitore designato è affidato l’obbligo di consegnare al terminale GNL la quantità obbligatoria di GNL (cfr. il considerando 30).

La Commissione prende altresì atto del fatto che, con ordinanza del ministro dell’Energia n. 1-20 del 10 febbraio 2014, Litgas è stata nominata fornitore designato sul territorio lituano [cfr. il considerando 31, lettera c)].

Per quanto riguarda i parametri per il calcolo della compensazione, la Commissione osserva che l’articolo 11 della legge sui terminali GNL stabiliva i principi per il calcolo della compensazione al fornitore designato. I parametri dettagliati sono stati definiti nel pertinente regolamento di esecuzione, vale a dire la Metodologia dell’ANR n. O3-367 che integra la legge sui terminali GNL [cfr. il considerando 31, lettera d)].

La Commissione ritiene che gli atti giuridici quali la legge sui terminali GNL e la metodologia dell’ANR n. O3-367 abbiano stabilito un modello chiaro per il calcolo della compensazione. I parametri di tale compensazione versata a Litgas sono stati fissati dall’ANR.

La metodologia dell’ANR n. O3-367 ha fornito la formula con cui l’ANR ha calcolato la compensazione da versare a Litgas. La Commissione osserva che la formula includeva tutti i costi per i quali Litgas è stata compensata. L’elenco dei costi era chiaramente definito e nessun altro costo era incluso nel modello di compensazione.

Inoltre la Commissione osserva che il profitto di Litgas era strettamente limitato a un margine di profitto fisso approvato dall’ANR di 0,24 EUR/MWh e che il suo profitto derivante dalle vendite non poteva in ogni caso superare il margine di profitto medio realizzato dalle società di gas naturale in Lituania.

In base alla legge sui terminali GNL, la compensazione era limitata solo alla quantità obbligatoria di GNL.

Infine Litgas era tenuta a presentare all’ANR relazioni periodiche sui costi e sulle entrate al fine di garantire che eventuali sovracompensazioni fossero tempestivamente rilevate e successivamente eliminate.

Definendo chiaramente i costi ammissibili, assoggettando il fornitore designato a obblighi di comunicazione periodica e limitando i suoi profitti alla media osservata sul mercato (cfr. i considerando 48 e 49), la Commissione ritiene che l’atto di incarico e i suoi regolamenti di esecuzione abbiano previsto le modalità necessarie per calcolare, controllare, rivedere ed evitare sovracompensazioni.

La Commissione ritiene pertanto infondate le affermazioni dei denuncianti secondo cui i parametri della compensazione a favore di Litgas per il periodo dal 1o gennaio 2016 al 31 dicembre 2018 non erano stati fissati in modo oggettivo e che a Litgas era garantita la compensazione anche oltre la quota relativa all’obbligo di acquisto (cfr. il considerando 80).

Alla luce di quanto precede, la Commissione conclude che l’atto di incarico è conforme alle condizioni stabilite alla sezione 2.3 della disciplina SIEG del 2012.

Come stabilisce la sezione 2.4 della disciplina SIEG del 2012, «[l]a durata del periodo di incarico deve essere giustificata con riferimento a criteri oggettivi quali la necessità di ammortizzare attività fisse non trasferibili. In linea di principio, la durata del periodo di incarico non deve superare il tempo necessario per l’ammortamento dell’attività più significativa necessaria per fornire il SIEG».

L’articolo 11 della legge sui terminali GNL stabilisce che la durata del SIEG è limitata a dieci anni ed è rivista annualmente dall’ANR. La Commissione ritiene che la durata dell’incarico sia giustificata in quanto legata alla durata del contratto con Statoil per la fornitura della quantità obbligatoria di GNL, che scade nel 2024 (cfr. il considerando 38).

Secondo il punto 18 della disciplina SIEG del 2012: «Un aiuto verrà considerato compatibile con il mercato interno a norma dell’articolo 106, paragrafo 2, del trattato soltanto se l’impresa rispetta, ove applicabile, la direttiva 2006/111/CE» relativa alla trasparenza delle relazioni finanziarie tra gli Stati membri e le loro imprese pubbliche e alla trasparenza finanziaria all’interno di talune imprese.

A norma dell’articolo 2, lettera d), della direttiva 2006/111/CE, ogni impresa incaricata della gestione di un SIEG a norma dell’articolo 106, paragrafo 2, TFUE, che riceva compensazioni in qualsiasi forma per prestazioni di servizio pubblico in relazione a tali servizi e che eserciti anche altre attività, è un’impresa soggetta all’obbligo di tenere una contabilità separata.

Gli obblighi di contabilità separata e di trasparenza per le imprese pubbliche stabiliti nella direttiva 2006/111/CE sono soddisfatti mediante atti di esecuzione, vale a dire la risoluzione del governo della Repubblica di Lituania n. 768 del 14 luglio 2005 e la risoluzione recante modifica n. 1333 del 12 dicembre 2007.

Come specificato al considerando 50, Litgas è obbligata a tenere contabilità separata per le sue attività regolamentate in qualità di fornitore designato e per le sue attività non regolamentate.

Sulla base di quanto precede, la Commissione ritiene che i requisiti della direttiva 2006/111/CE siano soddisfatti.

Il punto 19 della disciplina SIEG del 2012 prevede che l’autorità responsabile incarichi della fornitura del servizio in questione nel rispetto delle norme dell’Unione applicabili in materia di appalti pubblici.

La Commissione ritiene che l’appalto rientrerebbe, in linea di principio, nell’ambito di applicazione materiale della direttiva 2004/18/CE del Parlamento europeo e del Consiglio³⁶.

Come indicato nella decisione del 2013 (considerando da 229 a 236), il progetto del terminale GNL è un progetto di grande importanza per la Lituania e la nomina di AB Klaipėdos Nafta quale gestore del terminale GNL da parte del governo lituano è stata esentata dalle norme in materia di appalti pubblici per motivi di tutela di interessi essenziali di uno Stato membro, come previsto dall’articolo 14 della direttiva 2004/18/CE.

La Commissione ritiene che la nomina di Litgas quale fornitore designato sia soggetta agli stessi principi della nomina di AB Klaipėdos Nafta a tale riguardo. Come nel caso di AB Klaipėdos Nafta, il contratto con cui Litgas è stata nominata fornitore designato è pertanto anch’esso coperto dall’esenzione di cui all’articolo 14 della direttiva 2004/18/CE.

Ciò è dovuto al fatto che il compito di mantenere operativo il terminale GNL mediante la consegna della quantità obbligatoria di GNL deve essere considerato essenziale per la sicurezza dell’approvvigionamento di gas della Lituania. Qualsiasi interruzione nella consegna della quantità obbligatoria di GNL comprometterebbe il funzionamento del terminale GNL e, di conseguenza, l’approvvigionamento di GNL nel mercato lituano del gas e, in ultima analisi, la sicurezza dell’approvvigionamento della Lituania. In particolare, tenuto conto della struttura del mercato lituano della fornitura di gas, l’incarico delle funzioni del fornitore designato mediante una procedura di appalto pubblico ai sensi della direttiva 2004/18/CE rischierebbe di conferire il SIEG effettivo a un’impresa collegata al precedente fornitore unico di gas. Inoltre un’impresa selezionata mediante la procedura di cui alla direttiva 2004/18/CE, senza essere controllata dallo Stato, avrebbe potuto instaurare (al momento della gara d’appalto o in seguito) contatti con il precedente fornitore unico tali da consentire a quest’ultimo di influenzarne il comportamento sul mercato in modo da incidere negativamente sull’adempimento della sua missione SIEG.

Ad avviso della Commissione, adottare un approccio diverso nei confronti del fornitore designato rispetto al gestore del terminale GNL (AB Klaipeda Nafta) metterebbe a rischio gli interessi essenziali invocati nella decisione del 2013. Pertanto la nomina di Litgas quale fornitore designato da parte del ministero dell’Energia dovrebbe essere esentata dalle norme in materia di appalti pubblici per motivi di tutela di interessi essenziali di uno Stato membro, conformemente all’articolo 14 della direttiva 2004/18/CE.

In tale contesto la Commissione osserva altresì che, indipendentemente dall’applicabilità dell’esenzione di cui all’articolo 14, nel 2014 la Lituania ha condotto una procedura di selezione per la nomina del fornitore designato. I criteri di selezione sono stati approvati dal ministero dell’Energia il 3 gennaio 2014 e resi pubblici. I criteri di valutazione delle offerte erano stabiliti nella normativa secondaria, ossia nella sezione 49 DivReg. Al fine di tener conto delle suddette preoccupazioni in materia di sicurezza, la partecipazione alla procedura di gara era riservata esclusivamente alle imprese che soddisfacessero i criteri di selezione seguenti:

1. a) i 2/3 dei voti dell’assemblea generale degli azionisti devono essere detenuti direttamente o indirettamente dallo Stato; e

2. b) il fornitore designato non deve essere coinvolto in attività connesse al trasporto e/o alla distribuzione di gas.

Litgas ha partecipato alla gara d’appalto ed è stata selezionata quale aggiudicatrice. Di conseguenza, con decreto del ministro dell’Energia del 10 febbraio 2014 n. 1-20 «Sulla nomina di UAB Litgas quale fornitore designato», Litgas è stata nominata fornitore designato.

Sulla base di quanto precede e come confermato dal Tribunale nella sua sentenza³⁷, la Commissione ritiene che il punto 19 della disciplina SIEG del 2012 sia rispettato.

Conformemente al punto 21 della disciplina SIEG del 2012, l’importo della compensazione non deve eccedere quanto necessario per coprire i costi determinati dall’adempimento degli obblighi di servizio pubblico, compreso un margine di utile ragionevole. L’importo della compensazione può essere fissato sulla base dei costi e delle entrate previsti, dei costi e delle entrate effettivamente registrati o su una combinazione dei due (punto 22 della disciplina SIEG del 2012). Qualora la compensazione si basi, del tutto o in parte, sui costi e sulle entrate previsti, questi devono essere specificati nell’atto di incarico. Essi devono fondarsi su parametri plausibili e osservabili relativi al contesto economico in cui è fornito il SIEG e basarsi, ove opportuno, sulle competenze delle autorità di regolamentazione del settore o di altri soggetti indipendenti dall’impresa. Gli Stati membri devono indicare su quali fonti si basano tali previsioni (punto 23 della disciplina SIEG del 2012).

I costi netti necessari, o che si prevede saranno necessari, dovrebbero essere calcolati utilizzando la metodologia del costo evitato netto, laddove richiesto o possibile (punto 24 della disciplina SIEG del 2012). Sebbene la Commissione ritenga che la metodologia del costo evitato netto sia il modo più accurato per stabilire il costo dell’adempimento di un obbligo di servizio pubblico, vi possono essere casi in cui il ricorso a tale metodologia non è possibile o opportuno. Ove debitamente giustificato, la Commissione può accettare il ricorso a metodi alternativi per calcolare il costo netto necessario all’esecuzione del SIEG, quale la metodologia basata sull’attribuzione dei costi (punto 27 della disciplina SIEG del 2012).

Ai sensi delle modifiche del 2016, la compensazione concessa a Litgas per il SIEG teneva conto delle entrate di Litgas derivanti da GNL venduto a prezzi regolamentati agli acquirenti obbligati e sul libero mercato, di tutti i costi di Litgas derivanti dalle sue attività in qualità di fornitore designato e di un margine di profitto regolamentato. Essa è stata calcolata, in sostanza, sulla base dei tre fattori seguenti: i) differenza tra il prezzo del GNL pagato, a monte, da Litgas a Statoil e il prezzo al quale Litgas vendeva, a valle, agli acquirenti obbligati e al libero mercato; più ii) una compensazione per i costi «giustificati» sostenuti in relazione al SIEG, vale a dire le spese di esercizio, i costi connessi al gas evaporato, i costi di bilanciamento e i costi di finanziamento di una garanzia statale a lungo termine; più iii) un margine di profitto determinato dall’ANR (cfr. la sezione 2.5.2).

A seguito delle modifiche del 2019, che hanno introdotto l’obbligo di consegna a carico di Litgas e abolito l’obbligo di acquisto (cfr. la sezione 2.6.1), trasferendo i rischi di mercato sull’impresa, la compensazione concessa a Litgas per il SIEG è stata calcolata, in sostanza, sulla base dei due fattori seguenti: i) la differenza tra il prezzo del GNL pagato, a monte, da Litgas a Statoil e il prezzo medio effettivo del gas importato in Lituania, calcolato dall’ANR; a cui si aggiungeva, ii) la compensazione per una parte dei costi connessi al gas evaporato e per i costi di finanziamento di una garanzia statale a lungo termine. I costi connessi al gas evaporato sostenuti da Litgas sono stati compensati integralmente nei periodi in cui Litgas era il solo utente del terminale GNL e per la parte eccedente la media dei costi connessi al gas evaporato sostenuti dagli altri utenti del terminale GNL nei periodi in cui Litgas non era il solo utente del terminale GNL (cfr. la sezione 2.6.2).

Ne consegue in particolare che, mentre tutti i costi connessi al gas evaporato e i costi di bilanciamento sostenuti da Litgas sono stati inclusi nella compensazione per il SIEG nel periodo dal 2016 al 2018, ai sensi delle modifiche del 2019 Litgas è stata compensata solo per una parte dei costi connessi al gas evaporato e per nulla per i costi di bilanciamento sostenuti.

Nella decisione di avvio, la Commissione ha sollevato dubbi sul fatto che la Lituania abbia correttamente compensato i costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento nel periodo 2016-2018 alla luce di tale differenza (cfr. la sezione 2.9.2).

Nella sua risposta, la Lituania ha sostenuto che tale differenza era giustificata dal fatto che la Lituania ha utilizzato la metodologia di attribuzione dei costi per calcolare l’importo della compensazione nel periodo 2016-2018, mentre a partire dal 2019 ha utilizzato la metodologia del costo evitato netto (cfr. il considerando 99. La Lituania ritiene che il ricorso alla metodologia di attribuzione dei costi nel periodo 2016-2018 fosse giustificato (cfr. i considerando da 100 a 103).

La Commissione ha pertanto valutato se i) l’utilizzo della metodologia di attribuzione dei costi anziché della metodologia del costo evitato netto per il periodo 2016-2018 fosse effettivamente giustificato e se ii) la metodologia di attribuzione dei costi fosse stata applicata correttamente.

Come ricordato al considerando 163, ai sensi della disciplina SIEG del 2012, i costi netti necessari, o che si prevede saranno necessari, per l’esecuzione del SIEG dovrebbero essere calcolati utilizzando la metodologia del costo evitato netto, laddove richiesto o possibile. Tuttavia, nei casi in cui l’utilizzo di tale metodologia non sia possibile o opportuno, ove debitamente giustificato, la Commissione può accettare il ricorso a metodi alternativi, quale la metodologia basata sull’attribuzione dei costi.

In base alla metodologia del costo evitato netto, il costo netto necessario, o che si prevede sia necessario, per ottemperare agli obblighi di servizio pubblico è calcolato come la differenza tra il costo netto per il fornitore del servizio soggetto ad un obbligo di servizio pubblico e il costo netto o utile del medesimo fornitore in assenza di tale obbligo (punto 25 della disciplina SIEG del 2021). La metodologia del costo evitato netto richiede pertanto agli Stati membri di stabilire ex ante uno scenario controfattuale relativo a quello che sarebbe il costo netto o utile del fornitore in assenza dell’obbligo di servizio pubblico.

In primo luogo, la Commissione osserva che il terminale GNL era il primo in Lituania e uno dei primi terminali galleggianti nell’UE³⁸ e che non esisteva una competenza di mercato sviluppata in materia di approvvigionamento e scambio di GNL (cfr. il considerando 100). La Lituania non aveva pertanto ancora acquisito il know-how necessario e non avrebbe potuto acquistarlo da altri paesi dell’UE; tale know-how è stato sviluppato nel periodo dal 2016 al 2018 durante il periodo di esercizio del terminale.

In secondo luogo, la Commissione ritiene che, nel momento in cui la Lituania avrebbe dovuto decidere quale metodologia utilizzare, il mercato del GNL in Lituania non fosse sufficientemente sviluppato, perché fino ad allora Gazprom era l’unico fornitore e la Lituania non aveva alcuna certezza che il terminale sarebbe stato effettivamente utilizzato da società private (cfr. i considerando 101 e 102). La Lituania non era in grado di elaborare uno scenario controfattuale a causa dell’incapacità di prevedere il comportamento di Litgas quale utente standard del terminale GNL galleggiante e i costi che avrebbe sostenuto in assenza dell’obbligo SIEG.

Sulla base di quanto precede, la Commissione ritiene che l’utilizzo della metodologia del costo evitato netto non fosse né possibile né opportuno nel periodo 2016-2018 e che l’applicazione della metodologia di attribuzione dei costi fosse giustificata ai fini della valutazione delle modifiche del 2016.

La Commissione è dell’avviso che la modifica della metodologia di compensazione da parte della Lituania nel 2019 sia dovuta a cambiamenti del mercato e a un aumento della concorrenza nel mercato, che non consentivano più di giustificare l’applicazione della metodologia di attribuzione dei costi e che rendevano possibile applicare la metodologia del costo evitato netto. Alla Lituania è stato infatti possibile individuare uno scenario controfattuale pertinente per Litgas e determinare le spese di esercizio di Litgas in assenza dell’obbligo SIEG.

La Commissione riconosce che l’abolizione dell’obbligo di acquisto riflette anch’essa tali cambiamenti nel mercato. In effetti, l’obbligo di acquisto è stato inizialmente introdotto per garantire lo sviluppo del terminale GNL nei primi anni di esercizio e per assicurare il prelievo della quantità obbligatoria di GNL. L’obbligo di acquisto avrebbe dovuto avere una durata di dieci anni, ma le autorità lituane avevano previsto che tale durata potesse essere ridotta qualora lo sviluppo e l’integrazione del mercato lituano del gas naturale fossero stati sufficienti a garantire il volume minimo di prelievo necessario affinché il terminale GNL rimanesse operativo (cfr. la nota 7). La Commissione ritiene che l’iniziale introduzione da parte della Lituania dell’obbligo di acquisto dimostri che all’epoca il mercato era immaturo e che le autorità lituane non sapevano se e come il mercato si sarebbe sviluppato. L’abolizione dell’obbligo di acquisto da parte della Lituania nel 2019 indica che il mercato era adeguatamente sviluppato e che, secondo il paese, la domanda sul mercato risultava sufficiente per l’acquisto della quantità obbligatoria di GNL.

Come spiegato dalla Lituania (cfr. il considerando 106), la Commissione osserva che l’abolizione dell’obbligo di acquisto nel 2019 ha avuto un impatto sui costi di bilanciamento e ha consentito di ridurli. Tale abolizione non ha avuto tuttavia alcun impatto diretto sul livello dei costi connessi al gas evaporato sostenuti da Litgas, in quanto l’evaporazione è determinata dalla quantità minima, a sua volta dipendente dalle caratteristiche tecniche del terminale, senza che ciò costituisca una conseguenza dell’esistenza o meno di un obbligo di acquisto (cfr. i considerando 105 e 106).

In base alla metodologia di attribuzione dei costi, i costi netti necessari per l’adempimento degli obblighi di servizio pubblico possono essere calcolati come la differenza tra i costi e le entrate di un fornitore incaricato dell’adempimento di obblighi di servizio pubblico³⁹.

Come illustrato nel considerando 47, la compensazione a favore di Litgas teneva conto delle sue entrate derivanti dal GNL venduto a prezzi regolamentati agli acquirenti obbligati e sul mercato, di tutti i costi derivanti dalle sue attività in qualità di fornitore designato e di un margine di profitto regolamentato.

La Commissione osserva che Litgas era obbligata a tenere contabilità separata per le sue attività regolamentate in qualità di fornitore designato, che comprendevano tutte le attività connesse alla gestione della quantità obbligatoria di GNL (cfr. il considerando 50). La Commissione ritiene pertanto che i costi e le entrate di Litgas connessi alle sue attività SIEG fossero correttamente identificati nella sua contabilità.

Oltre alle spese di esercizio descritte nel considerando 54, la compensazione copriva i costi seguenti: costi connessi al gas evaporato, costi di bilanciamento e costi della garanzia statale.

La Commissione ritiene che i costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento siano intrinsecamente legati alla funzione del fornitore designato. Litgas ha infatti sostenuto costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento legati alla quantità obbligatoria di GNL e alle modalità con cui tale quantità doveva essere acquistata e venduta per adempiere all’obbligo SIEG (cfr. i considerando da 56 a 63 e da 105 a 106).

A tale riguardo, la Commissione concorda con le autorità lituane nel ritenere che la decisione di non compensare più i costi di bilanciamento nel 2019 non implichi automaticamente che tali costi non fossero collegati al SIEG né necessari per la sua esecuzione (cfr. il considerando 106).

In base alla metodologia di attribuzione dei costi, possono essere compensati tutti i costi necessari per la gestione del SIEG e non soltanto la parte dei costi che il fornitore non avrebbe sostenuto in assenza del SIEG.

Sulla base di quanto precede, la Commissione ritiene che la Lituania abbia applicato correttamente la metodologia di attribuzione dei costi compensando integralmente i costi di bilanciamento e connessi al gas evaporato come costi diretti necessari per il funzionamento del SIEG.

La Commissione ritiene pertanto che, nel periodo 2016-2018, tutti i costi connessi all’evaporazione e di bilanciamento costituissero costi economicamente giustificati connessi al SIEG.

Per quanto riguarda i costi relativi alla garanzia a lungo termine, la Commissione osserva che, per garantire l’approvvigionamento a lungo termine di GNL da Statoil, Litgas ha dovuto rilasciare garanzie di esecuzione del contratto a lungo termine per Statoil e ha sostenuto costi relativi a tali garanzie (cfr. il considerando 64).

La Commissione ritiene che tali costi della garanzia a lungo termine siano costi giustificati sostenuti in diretta connessione con il SIEG, in quanto relativi alla natura a lungo termine del contratto che Litgas ha concluso con Statoil per adempiere alla propria missione SIEG.

Alla luce di quanto precede, la Commissione ritiene che tutti i costi presi in considerazione nella compensazione siano direttamente connessi all’adempimento degli obblighi di Litgas nell’ambito del SIEG e necessari per la sua esecuzione.

Conformemente al punto 32 della disciplina SIEG del 2012, le entrate da tenere in considerazione devono comprendere perlomeno tutte le entrate realizzate attraverso il SIEG.

In base alle modifiche del 2016, sono state prese in considerazione le entrate che Litgas percepiva dalla vendita del GNL agli acquirenti obbligati al prezzo regolamentato stabilito. Erano inoltre incluse anche le entrate che Litgas ha ottenuto dalla vendita sul mercato della parte della quantità obbligatoria di GNL non acquistata dagli acquirenti obbligati. La Commissione conclude pertanto che erano coperte tutte le possibili entrate che Litgas avrebbe potuto conseguire nell’ambito del SIEG di cui è stata incaricata.

La disciplina SIEG del 2012 consente all’entità incaricata dell’esecuzione del SIEG di conseguire un margine di utile ragionevole. Questo corrisponde al tasso di remunerazione del capitale che sarebbe richiesto da un’impresa media per valutare se prestare o meno il SIEG per l’intera durata dell’atto di incarico, tenendo conto del livello di rischio (punti 33 e 35 della disciplina SIEG del 2012). Ove debitamente giustificato, è possibile ricorrere ad indicatori del livello dell’utile diversi (punto 34 della disciplina SIEG del 2012).

Per quanto riguarda il margine di utile, la Commissione osserva che, già in base alla decisione del 2013 Litgas aveva diritto a un margine di utile ragionevole. Ai sensi delle modifiche del 2016, l’ANR ha stabilito un margine di utile fisso per Litgas tenendo conto delle condizioni del mercato del gas naturale in Lituania. Sulla base dei calcoli dell’ANR, Litgas aveva diritto 1) a un margine di utile fisso di 0,24 EUR/MWh sulla vendita della quantità obbligatoria di GNL agli acquirenti obbligati e 2) a metà dell’utile sulle vendite di GNL sul mercato, a condizione che tale utile non superasse il margine di utile di un’impresa di gas naturale operante sul mercato.

Le autorità lituane hanno spiegato che il margine di utile per le vendite di GNL sul mercato stabilito dalle modifiche del 2016 era nettamente inferiore al margine di utile medio realizzato dai fornitori attivi sul mercato lituano della fornitura di gas, che storicamente ammontava al 3,2 %. Nel periodo compreso tra il 2016 e il 2018, il margine di utile di Litgas era compreso tra l’1,1 % e l’1,5 %.

Inoltre, in base alla metodologia n. O3-367 dell’ANR, qualsiasi profitto aggiuntivo superiore al profitto medio di mercato osservato è stato recuperato dal beneficiario.

Alla luce degli elementi di prova forniti attestanti la conformità al mercato del margine di utile di Litgas, la Commissione ritiene che esso corrisponda a un margine di utile ragionevole ai sensi della disciplina SIEG del 2012.

Per quanto concerne gli incentivi all’efficienza, il punto 39 della disciplina SIEG del 2012 recita: «[n]el definire il metodo di compensazione, gli Stati membri devono introdurre incentivi a favore di una prestazione efficiente di SIEG di elevata qualità, a meno che possano debitamente dimostrare che questo non sia possibile o opportuno».

I meccanismi di efficienza applicabili a Litgas sono stati stabiliti nella metodologia dell’ANR n. O3-367.

La metodologia dell’ANR n. O3-367 conteneva un meccanismo che consentiva al fornitore del SIEG di adempiere agli obblighi assegnati in modo efficiente. Per un certo numero di spese operative (riparazioni, manutenzione, personale, assicurazioni, costi amministrativi e di commercializzazione, ecc.), l’ANR ha fissato un massimale per il prezzo del servizio regolamentato. I costi superiori a tale limite non sono stati compensati. Inoltre dal 2017 le società regolamentate avevano un ulteriore incentivo a ridurre ulteriormente le spese di esercizio. Una società che ha ridotto i propri costi più di quanto richiesto dall’ANR in un determinato periodo di tempo poteva mantenere parte di tali risparmi (cfr. il considerando 53).

Inoltre gli incentivi a favore di un funzionamento efficiente erano connessi anche all’adeguamento all’inflazione. I costi presi in considerazione per fissare il supplemento GNL e la compensazione erano incrementati solo della metà del coefficiente di inflazione e non oltre il 3 % (cfr. il considerando 53).

In conclusione, la Commissione ritiene che le modifiche del 2016 abbiano introdotto nuovi meccanismi che incentivano positivamente Litgas non soltanto a mantenere la propria efficienza, ma anche a migliorarla. In forza delle medesime modifiche, Litgas aveva 1) la possibilità di aumentare la propria redditività riducendo le spese operative che superavano il parametro di riferimento stabilito dall’ANR e 2) la possibilità di trattenere parte dell’utile derivante dalla vendita della quantità obbligatoria eccedente di GNL.

Il punto 16, lettera e), della disciplina SIEG del 2012 prevede che l’atto di incarico indichi le modalità per evitare sovracompensazioni e per il loro recupero. Quest’ultime dovrebbero essere intese come una compensazione ricevuta in eccesso dall’impresa rispetto all’importo di aiuto, come definito al punto 21 della disciplina SIEG del 2012, per l’intera durata del contratto (punto 47 della disciplina SIEG del 2012).

Ai sensi del punto 49 della disciplina SIEG del 2012, «[g]li Stati membri devono garantire che la compensazione concessa per la gestione del SIEG rispetti le condizioni stabilite nella presente comunicazione e, in particolare, che le imprese non ricevano una compensazione che eccede l’importo determinato conformemente al requisito di cui nella presente sezione. Essi devono essere in grado di fornire prove su richiesta della Commissione. Gli Stati membri devono effettuare, o assicurarsi che vengano effettuate, verifiche regolari al termine del periodo dell’atto di incarico e, in ogni caso, ad intervalli di massimo tre anni. Per gli aiuti concessi con mezzi diversi da una procedura di appalto pubblico con pubblicazione, le verifiche dovrebbero normalmente essere effettuate ogni due anni».

Litgas era tenuta a presentare all’ANR relazioni periodiche sui costi e sulle entrate al fine di garantire che eventuali sovracompensazioni fossero tempestivamente rilevate e successivamente eliminate (cfr. i considerando da 50 a 55).

Alla luce di quanto precede, la Commissione ritiene che la misura includa le modalità per evitare sovracompensazioni e per il loro recupero.

I denuncianti hanno sostenuto che Litgas non abbia operato in modo efficiente come un’impresa media ben gestita. In particolare, i denuncianti hanno affermato che, in base al contratto con Statoil, Litgas era tenuta ad acquistare volumi eccessivi a un prezzo del gas molto elevato (cfr. il considerando 81).

Alla luce degli elementi di prova presentati dalle autorità lituane in termini di prezzi globali del GNL e di offerte pervenute (cfr. il considerando 21), la Commissione considera infondate le affermazioni dei denuncianti relative all’elevato prezzo del contratto di fornitura di gas concluso da Litgas. In particolare, la Commissione osserva che, sebbene gli altri offerenti avessero offerto prezzi inferiori nel corso della procedura di gara per gli anni 2017-2019, Statoil aveva offerto prezzi notevolmente più bassi per i primi due anni del contratto (2015-2016) cosicché, nel complesso, nel periodo di consegna quinquennale l’offerta selezionata risultava la più vantaggiosa. Inoltre la Commissione prende atto del fatto che il contratto di fornitura di gas rinegoziato nel 2016 prevedeva una riduzione del prezzo di approvvigionamento del gas e delle quantità di GNL inizialmente previste.

La Commissione considera altresì infondate le affermazioni dei denuncianti in merito ai volumi eccessivi previsti dall’accordo di fornitura tra Litgas e Statoil. Il volume inizialmente previsto dal contratto corrispondeva alla quantità obbligatoria di GNL necessaria a mantenere il terminale GNL operativo in modo continuativo nella sua fase iniziale, quando non vi erano altri utenti del terminale GNL. Alla luce di ciò, la Commissione considera il volume di gas inizialmente previsto dal contratto come necessario affinché Litgas potesse adempiere ai propri obblighi nell’ambito del SIEG. La Commissione osserva inoltre che, a seguito della rinegoziazione del contratto con Statoil, la quantità obbligatoria di GNL (cfr. il considerando 38) e il prezzo di acquisto del gas naturale erano stati ridotti. La Commissione osserva pertanto che la differenza nella quantità obbligatoria di GNL deriva da requisiti tecnologici diversi per il funzionamento del terminale GNL, basati sulla perizia tecnica fornita alle autorità lituane.

La Commissione ritiene altresì che i contratti swap e le opzioni di stoccaggio del gas rappresentassero un ulteriore modo per ridurre al minimo i costi derivanti dalle variazioni della domanda stagionale (cfr. i considerando da 61 a 62). La promozione di tali misure era sancita dal quadro giuridico applicabile.

Alla luce di quanto sopra, la Commissione ritiene che le affermazioni dei denuncianti in merito all’efficienza di Litgas siano infondate e che le condizioni della disciplina SIEG del 2012 in materia di incentivi all’efficienza siano rispettate.

A tale riguardo, il Tribunale ha concluso nella sua sentenza che i denuncianti non erano riusciti a dimostrare che la Commissione avrebbe dovuto nutrire dubbi in merito al fatto che la proroga del contratto tra Litgas e Statoil rendesse sproporzionata la compensazione per il SIEG⁴⁰.

Sebbene le sue attività in qualità di fornitore designato costituiscano il fulcro dell’attività di Litgas, la società svolge anche un numero limitato di attività non rientranti nell’ambito del SIEG (cfr. il considerando 50).

Ai sensi del punto 44 della disciplina SIEG del 2012, qualora un’impresa svolga sia attività che rientrano nell’ambito del SIEG, sia attività che ne esulano, dalla contabilità interna devono risultare distintamente i costi e le entrate derivanti dal SIEG e quelli degli altri servizi.

La Commissione osserva che le autorità lituane hanno dimostrato che Litgas è soggetta a una contabilità separata completa (cfr. il considerando 50).

L’obbligo giuridico di separare la contabilità delle attività rientranti nel SIEG e di quelle non rientranti nel SIEG è stabilito dall’articolo 44 della legge sul gas naturale. La metodologia dettagliata per la contabilità separata, l’attribuzione dei costi e delle entrate è disciplinata dalla decisione n. O3-316 dell’ANR «relativa alla contabilità separata e ai costi delle imprese di gas naturale».

In tale contesto, la Commissione ritiene che le condizioni di cui al punto 44 della disciplina SIEG del 2012 siano soddisfatte.

Le condizioni previste alle sezioni da 2.1 a 2.8 della disciplina SIEG del 2012 sono di norma sufficienti per garantire che gli aiuti non falsino la concorrenza in misura contraria agli interessi dell’Unione. Tuttavia è possibile che, in circostanze eccezionali, alcune gravi distorsioni della concorrenza nel mercato interno possano restare irrisolte e che l’aiuto possa incidere sugli scambi in misura contraria all’interesse dell’Unione (cfr. i punti 51 e 52 della disciplina SIEG del 2012).

Nel caso di specie, la Commissione ritiene che non siano rimaste irrisolte gravi distorsioni della concorrenza nel mercato interno e che l’aiuto non possa incidere sugli scambi in misura contraria agli interessi dell’Unione. Tale posizione è confermata dalla sentenza del Tribunale.

La Commissione ritiene che i potenziali effetti negativi sulla concorrenza e sugli scambi saranno minimi. Litgas è incaricata di consegnare la quantità obbligatoria di GNL, pari a 0,37 miliardi di m3. Poiché la capacità totale del terminale GNL è di 3,75 miliardi di m3, il terminale GNL dispone della capacità necessaria per fornire accesso ad altri potenziali fornitori di gas. Per il 2018 vi erano almeno altri due utenti del terminale GNL.

Inoltre le modifiche notificate del 2016 erano limitate nel tempo, dal 1o gennaio 2016 al 31 dicembre 2018, il che garantisce la prevenzione di distorsioni della concorrenza a lungo termine.

Il punto 60 della disciplina SIEG del 2012 prevede che gli Stati membri pubblichino, per ciascuna compensazione della prestazione di SIEG concessa: i) i risultati della consultazione pubblica, ii) l’oggetto e la durata del SIEG, iii) le imprese e il territorio interessati e iv) gli importi di aiuto concessi alle imprese su base annua.

Nel caso di specie, le autorità lituane hanno pubblicato le informazioni summenzionate su un sito web accessibile al pubblico (cfr. i considerando da 75 a 77).

La Commissione conclude che la Lituania ha dato illegalmente esecuzione all’aiuto in esame, in violazione dell’articolo 108, paragrafo 3, del trattato sul funzionamento dell’Unione europea. Tuttavia la Commissione ritiene che la misura sia compatibile con il mercato interno ai sensi dell’articolo 106 TFUE, alla luce delle pertinenti disposizioni della disciplina SIEG del 2012.