ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 4. února 2014
o státní pomoci SA.21817 (C 3/07) (ex NN 66/06) poskytnuté Španělskem
Španělské sazby za elektřinu: spotřebitelé
(oznámeno pod číslem C(2013) 7741)
(Pouze španělské znění je závazné)
(Text s významem pro EHP)
(2014/456/EU)
EVROPSKÁ KOMISE
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie, a zejména na čl. 108 odst. 2 první pododstavec této smlouvy,
s ohledem na Dohodu o Evropském hospodářském prostoru, a zejména na čl. 62 odst. 1 písm. a) této dohody,
poté, co vyzvala zúčastněné strany, aby v souladu s výše uvedenými ustanoveními (1) vznesly připomínky, a s ohledem na tyto připomínky,
vzhledem k těmto důvodům:
1. POSTUP
(1)
Dopisem ze dne 27. dubna 2006 podniky Centrica plc a Centrica Energía S.L.U. (dále souhrnně označovány jako „Centrica“) podaly Komisi stížnost ohledně systému regulovaných sazeb za elektřinu, který Španělsko aplikovalo v roce 2005.
(2)
Dopisem ze dne 27. července 2006 Komise požádala španělské orgány, aby jí poskytly informace o výše uvedeném opatření. Tyto informace Komise obdržela dopisem ze dne 22. srpna 2006.
(3)
Dne 12. října 2006 byla věc zaevidována jako neoznámená podpora (věc NN 66/2006).
(4)
Dopisem ze dne 9. listopadu 2006 Komise požádala španělské orgány, aby jí k výše uvedenému opatření poskytly dodatečná objasnění. Španělské orgány odpověděly dopisem ze dne 12. prosince 2006.
(5)
Dopisem ze dne 24. ledna 2007 Komise informovala španělské orgány, že se v souvislosti s uvedeným opatřením rozhodla zahájit řízení podle čl. 108 odst. 2 Smlouvy o fungování Evropské unie.
(6)
Rozhodnutí Komise bylo zveřejněno v Úředním věstníku Evropské unie (2). Komise vyzvala zúčastněné strany, aby k uvedenému opatření předložily připomínky.
(7)
Španělské orgány předložily své připomínky dopisem ze dne 26. února 2007.
(8)
Komisi podaly připomínky tyto zúčastněné strany: regionální galicijská samospráva (dopis ze dne 23. března 2007), podnik Centrica (dopis ze dne 26. března 2007 a 3. července 2007), ACIE - sdružení nezávislých dodavatelů energie (dopis ze dne 26. března 2007), asturská samospráva (dopis ze dne 27. března 2007), AEGE - sdružení uživatelů s vysokou spotřebou energie (dopis ze dne 2. dubna 2007, doplněný dopisem ze dne 21. listopadu 2011), Asturiana de Zinc - AZSA (dopis ze dne 3. dubna 2007), Ferroatlántica - výrobce kovů (dopis ze dne 3. dubna 2007), společnost Alcoa (dopis ze dne 3. dubna 2007), UNESA - španělské elektroenergetické sdružení (dopis ze dne 25. dubna 2007), ENEL Viesgo (dopis ze dne 26. dubna 2007), společnost Iberdrola (dopis ze dne 26. dubna 2007), Unión Fenosa Distribución (dopis ze dne 27. dubna 2007), společnost Hidrocantábrico Distribución Eléctrica (dopis ze dne 27. dubna 2007) a společnost Endesa Distribución Eléctrica (dopis ze dne 27. dubna 2007).
(9)
Prostřednictvím dopisů ze dne 15. května 2007 a 6. července 2007 předala Komise připomínky zúčastněných stran španělským orgánům a dala jim příležitost, aby na tyto připomínky zareagovaly; připomínky španělských orgánů byly obdrženy v dopise ze dne 2. srpna 2007.
(10)
Centrica poskytla další informace v dopisech ze dne 1. června 2007, 28. srpna 2007, 4. února 2008 a 1. března 2008, sdružení AEGE pak dopisem ze dne 21. listopadu 2011 a Ferroatlántica dopisem ze dne 5. prosince 2011.
(11)
V dopisech ze dne 30. července 2009, 19. března 2010, 6. října 2011, 12. dubna 2012, 31. srpna 2012, 4. února 2013 a 17. července 2013 Komise požádala španělské orgány, aby jí dané opatření dále objasnily. Španělské orgány odpověděly dopisy ze dne 5. října 2009, 26. dubna 2010, 7. prosince 2011, 12. června 2012, 18. října 2012, 11. února 2013 a 4. října 2013.
(12)
Dne 19. dubna 2013 byl spis rozdělen na dvě části: na tuto věc, konkrétně věc SA.21817 (C 3/07, ex NN 66/06), která se týká podpory pro konečné uživatele elektřiny, a věc SA.36559 (C 3a/07, ex NN 66/06), která se týká podpory pro distributory elektřiny. Toto rozhodnutí se zabývá pouze možnou podporou pro konečné uživatele elektřiny, kteří spadají do oblasti působnosti tohoto postupu, jsou tedy vyloučeny domácnosti a malé podniky.
2. PODROBNÝ POPIS OPATŘENÍ
ŠPANĚLSKÁ ELEKTROENERGETICKÁ SOUSTAVA V ROCE 2005
(13)
V legislativním rámci, který byl zřízen zákonem č. 54/1997 ze dne 27. listopadu 1997 (Ley del sector eléctrico) a který platil v roce 2005, byly dodávky elektrické energie konečným uživatelům za regulované sazby klasifikovány jako regulovaná činnost. Tento úkol byl zákonem přidělen distributorům.
(14)
V roce 2005 si všichni koneční uživatelé elektřiny na španělském trhu mohli vybrat, zda si sjednají smlouvy o dodávkách elektrické energie s nezávislými dodavateli, nebo si zvolí dodávky za regulované sazby stanovené státem. Na regulovaném trhu měl každý konečný uživatel, který o to požádal, právo, aby ho zásoboval jeho místní distributor za souhrnnou regulovanou sazbu (cena „all-inclusive“) s přihlédnutím k profilu a objemu jeho spotřeby. Na volném trhu odběratelé platili poplatek za přístup k síti, který byl rovněž regulován, a kromě toho museli nést náklady na dodávky energie. Od dokončení reformy odvětví elektroenergetiky v roce 2009 již distributoři elektrickou energii za souhrnné regulované sazby nedodávají.
(15)
Souhrnné regulované sazby a regulované poplatky za přístup k síti byly určovány předem s platností na celý rok, obvykle před koncem roku N - 1, v průběhu roku je však bylo možné upravit (3). Na roční zvýšení sazeb se však vztahoval maximální strop (4). V zásadě se sazby a poplatky stanovovaly na základě prognózy, aby se zaručilo, že regulované příjmy plynoucí z jejich uplatňování postačí k pokrytí celkových regulovaných nákladů spojených s elektroenergetickou soustavou. Tyto regulované náklady soustavy v roce 2005 zahrnovaly náklady na dodávky energie za souhrnné sazby, náklady na pořízení energie ze zvláštních režimů (z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby tepla a elektřiny atd.), náklady na přenos a distribuci, opatření pro řízení odběru, dodatečné náklady na výrobu elektřiny na španělských ostrovech, podporu pro uhlí, schodky z předchozích let atd. Neexistovala žádná pravidla, která by vyčleňovala konkrétní kategorii příjmů nebo jejich část na konkrétní kategorii nákladů či na jejich část. Příjmy, například z poplatků za přístup k síti, tak nebyly zcela ani zčásti vyčleněny na financování např. subvencí pro elektřinu z obnovitelných zdrojů či elektřinu vyráběnou na španělských ostrovech.
(16)
V roce 2005 měli koneční uživatelé k dispozici až 25 regulovaných sazeb v závislosti na úrovni, profilu či účelu spotřeby a na napětí síťového připojení. Na konečné uživatele na volném trhu se současně vztahovalo devět dalších regulovaných poplatků za přístup k síti, které byly rovněž založeny na napětí přípojky a dalších vlastnostech.
(17)
Dne 30. prosince 2004 stanovily španělské orgány sazby za elektřinu použitelné v roce 2005 (5), a to pro následující kategorie uživatelů:
SOUHRNNÉ SAZBY
Nízké napětí
1.0.
výkon do 770 kW
2.0.
obecné, výkon nepřesahující 15 kW
3.0.
obecné
4.0.
obecné, dlouhodobé používání
B.0
veřejné osvětlení
R.0
zemědělské zavlažování
Vysoké napětí
Obecné sazby
Krátkodobé používání
1.1.
obecné, nepřesahující 36 kV
1.2.
obecné, v rozmezí od 36 do 72,5 kV
1.3.
obecné, v rozmezí od 72,5 do 145 kV
1.4.
obecné, nad 145 kV
Střednědobé používání
2.1.
nepřesahující 36 kV
2.2.
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
2.3.
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
2.4.
nad 145 kV
Dlouhodobé používání
3.1.
nepřesahující 36 kV
3.2.
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
3.3.
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
3.4.
nad 145 kV
Sazby za trakční elektřinu
T.1
nepřesahující 36 kV
T.2
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
T.3
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
Sazby pro zemědělské zavlažování
R.1
nepřesahující 36 kV
R.2
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
R.3
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
G. Sazba pro velké odběratele (G4)
Sazby za prodej distributorům
D.1
nepřesahující 36 kV
D.2
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
D.3
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
D.4
nad 145 kV
PŘÍSTUPOVÉ SAZBY
Nízké napětí
2.0 A
běžná sazba za přístup k nízkému napětí
2.0 NA
běžné sazby za přístup k nízkému napětí s rozlišením denního/nočního režimu
3.0 A
obecná sazba za přístup k nízkému napětí
Vysoké napětí
3.1.A
sazba za přístup k napětím nepřesahujícím 36 kV (výkon nepřesahující 450 kW)
6.1
sazba za přístup k napětím nepřesahujícím 36 kV (výkon nad 450 kW)
6.2
sazba za přístup k napětím nad 36 kV a nepřesahujícím 72,5 kV (výkon nad 450 kW)
6.3
sazba za přístup k napětím nad 72,5 kV a nepřesahujícím 145 kV (výkon nad 450 kW)
6.4
sazba za přístup k napětím nad 145 kV (výkon nad 450 kW)
6.5
sazba za přístup pro mezinárodní výměny
(18)
Souhrnné regulované sazby lze rozdělit na složku určenou k pokrytí nákladů na přenos a distribuci a obecných nákladů spojených se soustavou (poplatek za přístup k síti) a složku, která odráží náklady na pořízení elektřiny na velkoobchodním trhu (energetická složka). Na služby související s řízením odběru (např. v souvislosti s odsouhlaseným přerušením dodávek elektřiny po předchozím oznámení nebo se spotřebou soustředěnou do období mimo špičku) se kromě toho uplatňoval systém slev ze souhrnných sazeb. Od roku 2005 jsou ve Španělsku v systému regulovaných sazeb zaváděny změny. Poslední z nich byla provedena v roce 2013, kdy Španělsko pro odvětví elektroenergetiky přijalo nový legislativní rámec (zákon č. 24/13), který kromě jiných opatření obsahuje reformu regulace maloobchodních tržních cen. Španělsko oznámilo, že tento nový zákon a jeho prováděcí ustanovení budou v roce 2014 rozpracovány. Níže jsou uvedeny některé základní souhrnné sazby pro nejnižší úroveň sazeb ve výše uvedených kategoriích (tj. do 145 kV) použitelné od 1. ledna 2005:
Tabulka 1
Základní částka souhrnných regulovaných sazeb v roce 2005
A/Složka výkonu
B/Energetická složka
Souhrnná sazba (A+B)
EUR/kW měsíc
EUR/kWh
EUR/MWh
Nízké napětí
1.0
výkon 770 W
0,277110
0,062287
62,67
3.0
obecné
1,430269
0,083728
85,71
4.0
obecné, dlouhodobé používání
2,284634
0,076513
79,69
Vysoké napětí
1.4
krátkodobé používání, obecné 145 kV
1,759358
0,058412
60,86
2.4
střednědobé používání, obecné 145 kV
3,632629
0,053224
58,27
3.4
dlouhodobé používání, obecné 145 kV
9,511921
0,042908
56,12
G.
Velcí odběratelé G4
10,208070
0,011265
25,44
Zdroj: příloha I královského dekretu č. 2392/2004, výpočty Komise.
(19)
Španělský regulační orgán CNE (Comisión Nacional de Energía) prohlásil, že souhrnné sazby v roce 2005 v průměru neodrážely všechny náklady na dodávky, zejména náklady na pořizování energie na velkoobchodním trhu. Jak ukazuje níže uvedený graf, ceny zahrnuté v průměrných souhrnných regulovaných sazbách byly totiž nižší než průměrné ceny na velkoobchodním trhu s elektřinou pouze v pěti měsících, a sice od ledna do února roku 2005 a poté znovu od dubna do června roku 2005. Naopak od října 2006 do prosince 2007 byl vývoj opačný: během tohoto čtrnáctiměsíčního období se průměrné velkoobchodní ceny prudce propadly pod ceny energie zahrnuté v průměrných souhrnných regulovaných sazbách a tento pokles výrazně přesahoval rozdíl zaznamenaný v sedmi měsících roku 2005, kdy byly velkoobchodní ceny vyšší než ceny zahrnuté v souhrnných sazbách.
Graf 1
Vážené průměrné velkoobchodní ceny vs. cena energie zahrnutá v souhrnné sazbě
Zdroj: CNE - Informe sobre la evolución de la competencia en los mercados de gas y electricidad. Periodo 2005-2007 (Zpráva o vývoji hospodářské soutěže na trhu se zemním plynem a elektřinou. Období 2005-2007), s. 84.
SAZEBNÍ SCHODEK V ROCE 2005
(20)
Účty elektroenergetické soustavy byly na základě skutečných regulovaných příjmů a nákladů vyrovnávány jednou ročně. Úroveň, na které byly stanoveny regulované sazby a poplatky za přístup k síti, v roce 2005 nezajistila dostatečné příjmy, aby mohly být soustavě nahrazeny všechny regulované náklady, které byly zpětně zdokumentovány za celý rok. Při konečném zúčtování za rok 2005, provedeném na konci roku regulačním orgánem CNE, byl zjištěn schodek ve výši 3,811 miliardy EUR. Nebylo to poprvé, kdy při zúčtování vznikl schodek, ale velikost schodku za rok 2005 neměla obdoby. Schodky již byly v nižší míře zaznamenány v letech 2000, 2001 a 2002.
(21)
Vláda zejména podcenila skutečné náklady na pořizování elektřiny. Zatímco spotřeba elektřiny u konečných uživatelů jak na regulovaném, tak volném trhu se v roce 2005 vyvíjela přibližně podle prognóz z prosince 2004, v důsledku řady nepředpokládaných zvýšení cen během roku se velkoobchodní ceny v roce 2005 vyšplhaly na 62,40 EUR/MWh oproti 35,61 EUR/MWh v roce 2004, a průměrná velkoobchodní cena tak v roce 2005 dosáhla 59,47 EUR/MWh. Mezi příčiny tohoto zvýšení patří neobvykle suchý rok, kvůli němuž klesla výroba ve vodních elektrárnách o 55 %, nárůst cen ropy, dopad tržní ceny emisních povolenek CO2, které byly bezplatně obdrženy v rámci systému EU pro obchodování s emisemi, a nárůst poptávky po energii, který byl vyšší než růst HDP.
(22)
Dalším důležitým faktorem, který přispěl ke zvýšení celkových nákladů systému, byla vysoká úroveň podpory pro výrobu energie z obnovitelných zdrojů. Zejména je třeba poznamenat, že výrobci energie z obnovitelných zdrojů si mohli zvolit přímou účast na velkoobchodním trhu s elektřinou neboli tzv. organizovaném trhu („pool“). V roce 2005 byla tato možnost obzvláště lákavá, a proto se do organizovaného trhu zapojilo více výrobců energie z obnovitelných zdrojů, než se očekávalo, což vedlo ke zvýšení nákladů pro soustavu. Přímá podpora na náklady na elektřinu v rámci zvláštního režimu (obnovitelné zdroje, kombinovaná výroba tepla a energie), které se účtovaly jako regulované náklady, kromě toho v roce 2005 dosáhla částky 2,701 miliardy EUR. Pro názornost, náklady soustavy spojené s přenosem a distribucí dosáhly v roce 2005 částky 4,410 miliardy EUR.
Mechanismus přijatý za účelem předběžného financování schodku
(23)
Vývoj schodku nezůstal bez povšimnutí. Již v březnu 2005, kdy bylo jasné, že vzniká sazební schodek, španělské orgány v článku 24 královského dekretu č. 5/2005 (6) stanovily, že prostředky nutné k překlenutí mezery mezi náklady a příjmy elektroenergetické soustavy budou poskytnuty pěti největšími „oprávněnými elektroenergetickými subjekty“, tedy subjekty, které jsou oprávněny obdržet kompenzaci za náklady spojené s přechodem na konkurenční prostředí (7), a to v tomto procentním poměru:
-
Iberdrola, S.A.: 35,01 %,
-
Unión Eléctrica Fenosa, S.A.: 12,84 %,
-
Hidroeléctrica del Cantábrico: S.A: 6,08 %,
-
Endesa, S.A.: 44,16 %,
-
Elcogas, S.A.: 1,91 %.
(24)
Dekret č. 5/2005 stanovil, že budoucí schodek bude přičten výše uvedeným pěti společnostem jako záporná bilance na stávajícím vkladovém účtu, který používá regulační orgán CNE k hrazení nákladů spojených s přechodem na konkurenční prostředí těmto společnostem. To v praxi znamenalo, že se od dodavatelských subjektů požadovalo, aby prostředky poskytly jako zálohu. Záporná bilance na účtu nákladů spojených s přechodem na konkurenční prostředí by zavdala právo na splacení, tj. dodavatelé by měli nárok pobírat příjmy od odběratelů elektřiny v budoucnosti. Předmětné společnosti mohly tato práva sekuritizovat a prodat na trhu. Práva na splacení přidělená těmto dodavatelským společnostem byla spojena s minimální úrokovou sazbou (tříměsíční sazbou Euribor vypočtenou jako průměr sazeb Euribor za listopad předchozího roku bez diferenciálu).
Mechanismus přijatý za účelem zpětného získání schodku z prostředků konečných uživatelů
(25)
V červnu 2006 přijaly španělské orgány rozhodnutí o opatřeních, jimiž měl být schodek z roku 2005 vyrovnán z prostředků spotřebitelů elektřiny prostřednictvím regulovaných sazeb. Královským dekretem č. 809/2006 (8) španělské orgány stanovily, že schodek z roku 2007 (nebo přesněji práva na splacení přidělená dodavatelským subjektům) bude splacen spotřebiteli v průběhu čtrnácti a půl let prostřednictvím zvláštního příplatku jak k souhrnným sazbám, tak k sazbám za přístup. Tento příplatek, vypočtený jako roční částka nutná k lineárnímu zpětnému získání čisté současné hodnoty schodku z roku 2005 v průběhu 14,5 roku, byl stanoven na úrovni 1,378 % souhrnné sazby a 3,975 % sazby za přístup na rok 2006. Použitelná úroková sazba byla tříměsíční sazba Euribor.
(26)
Tento příplatek byl považován za „specificky vyčleněný příspěvek“. Španělské orgány stanovily, že příjmy z příspěvku k financování schodku z roku 2005 poplynou na vkladový účet spravovaný regulačním orgánem CNE. Ten měl posléze finanční prostředky převádět vlastníkům práv na splacení, tedy elektrárenským podnikům, které financovaly schodek, nebo subjektům, které od nich následně práva na splacení koupily, a to podle podílu schodku, který každý z nich financoval.
Dopady sazebního schodku na španělský trh
(27)
V roce 2005 bylo 37,49 % poptávky po elektřině ve Španělsku uspokojováno na volném trhu. Toto množství odpovídá poměrně nízkému počtu spotřebitelů; na volném trhu kupovalo energii pouze 8,5 % spotřebitelů, zatímco 91,5 % setrvalo u regulovaných sazeb (pokles oproti roku 2004, kdy to bylo 97 % spotřebitelů). Odběratelé vysokého napětí (především průmysloví odběratelé) byli hlavní kategorií působící na volném trhu; 38,9 % z nich uplatnilo možnost volby a v roce 2005 jejich nákupy představovaly 29 % celkové spotřeby elektrické energie v pevninském Španělsku. Převážná většina domácností a odběratelů nízkého napětí, kteří si volný trh mohli zvolit od roku 2003 (9), stále využívala regulovaných sazeb; v roce 2005 se však výrazný podíl těchto odběratelů rozhodl přejít na volný trh. K 31. prosinci 2005 bylo na volném trhu přes 2 miliony spotřebitelů (oproti 1,3 milionu v roce 2004).
(28)
Cenová výhoda, kterou však v průměru skýtaly regulované sazby v roce 2005, by měla být zvažována souběžně s návratem spotřebitelů na regulovaný trh, třebaže poněkud zpožděným. Jak ukazuje tabulka 2 níže, počet spotřebitelů na volném trhu v průběhu roku 2005 rostl, v roce 2006 však klesl, až se procentní podíl (8,15 %) dostal na úroveň prvního pololetí roku 2005. Obdobně lze říci, že pokles v množství energie dodávané konečným uživatelům na volném trhu, který byl pozorován v prosinci 2004, pokračoval také v prvním čtvrtletí roku 2005. V období od června do září 2005 se sice výrazně zpomalil, v prosinci 2004 a v průběhu celého roku 2006 však pokračoval.
Tabulka 2
Podíl míst dodávek a energie na volném trhu (jako procentní podíl celkového trhu) 2004-2006
Elektřina
2004
2005
2006
březen
červen
září
prosinec
březen
červen
září
prosinec
březen
červen
září
prosinec
Jako % míst dodávek
1,53
2,82
4,21
5,73
7,42
9,42
10,37
10,66
10,20
9,28
8,86
8,15
Jako % energie
29,30
33,60
36,19
33,57
33,15
35,34
41,39
37,41
29,38
27,10
25,74
24,87
Zdroj: Zpráva CNE „Nota Informativa sobre los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados, actualización 31 de diciembre de 2006“. (Informační zpráva o dodávkách elektřiny a zemního plynu na degerulovaných trzích, aktualizace ze dne 31. prosince 2006)
(29)
Ačkoli dodavatelé začali ztráty pociťovat v polovině roku 2005, kdy začaly výrazně růst velkoobchodní ceny, dodavatelské smlouvy nebylo možné okamžitě vypovědět. Dodavatelé na volném trhu, zejména ti, kteří nedisponovali výrobní kapacitou, ale museli elektřinu pořizovat na velkoobchodním trhu, byli v důsledku toho nuceni energii nabízet na volném trhu za ceny odpovídající regulovaným sazbám, a to navzdory možnosti, že jim vzniknou ztráty, nebo si účtovat vyšší ceny odrážející skutečné náklady na pořízení elektřiny, ale ztratit tak podíl na trhu.
3. ROZHODNUTÍ O ZAHÁJENÍ ŘÍZENÍ PODLE ČL. 108 ODST. 2 SFEU
(30)
Komise ve svém rozhodnutí o zahájení formálního vyšetřování porovnala regulované sazby placené různými kategoriemi konečných uživatelů s odhadovanými cenami, které by bývali museli zaplatit na volném trhu, pokud by regulované sazby neexistovaly. Odhady tržních cen byly vypočteny na základě ceny elektřiny na velkoobchodním trhu, příslušných poplatků za přístup k síti a průměrného obchodního rozpětí odhadovaného na 10 EUR/MWh, jak uvedla Centrica.
Tabulka 3
Srovnání cen podle kategorie odběratelů
Kategorie odběratelů
Regulovaná sazba
(EUR/MWh)
Odhadovaná tržní cena (pouze velkoobchodní cena plus přístupová sazba)
(EUR/MWh)
Odhadovaná tržní cena (+ obchodní rozpětí ve výši EUR 10)
1.
Velcí průmysloví odběratelé napojení na síť vysokého napětí (sazba G4)
23,9
61,17
71,17
2.
Velcí průmysloví odběratelé s přerušitelnou dodávkou
27,0
73,87-76,47
83,87-86,47
3.
Odběratelé napojení na síť vysokého napětí
76,2
81,57
91,57
4.
Domácnosti
101,2
107,75
117,75
5.
Malí průmysloví odběratelé nebo společnosti poskytující služby napojení na síť nízkého napětí
103,9
101,07
111,07
Zdroj: Centrica
(31)
Z tabulky je patrné značné zvýhodnění prvních dvou kategorií (velcí průmysloví uživatelé). U všech ostatních kategorií konečných uživatelů je srovnání méně průkazné, lze však stále pozorovat malou výhodu.
(32)
V rozhodnutí se mělo za to, že tato výhoda byla poskytována selektivně, jelikož z uměle nízkých regulovaných cen měly prospěch podniky, které jako zdroj energie využívají spíše elektřinu než např. zemní plyn. Kromě toho byla zaznamenána selektivita de facto a de jure, která spočívala v tom, že nevýhoda byla neúměrně vyšší pro velké průmyslové konečné uživatele, kteří v určitých případech platili globální ceny za méně než polovinu energetické složky odhadovaných cen na volném trhu.
(33)
V rozhodnutí o zahájení řízení bylo uvedeno, že podněcováním konečných uživatelů k tomu, aby se vrátili zpět na regulovaný trh, mohl systém také poskytovat výhodu distributorům, kteří měli podle všeho u svých regulovaných činností prospěch ze zaručeného ziskového rozpětí.
(34)
V rozhodnutí se rovněž mělo za to, že systém zahrnoval převod státních prostředků, neboť cenový příplatek použitý k uhrazení schodku představuje parafiskální poplatek a příjmy, které z něj plynou, procházejí před předáním konečným příjemcům přes španělský regulační orgán CNE (veřejný subjekt). V rozhodnutí se dospělo k závěru, že s ohledem na judikaturu Soudního dvora v této záležitosti by tyto prostředky měly být považovány za státní prostředky.
(35)
Vzhledem k tomu, že koneční uživatelé působí na trzích, které jsou obecně otevřené hospodářské soutěži a obchodu v rámci EU, Komise v rozhodnutí o zahájení řízení dospěla k závěru, že jsou splněna všechna kritéria stanovená v čl. 107 odst. 1 a že opatření představuje státní podporu ve prospěch konečných uživatelů.
(36)
Když se zjistilo, že zřejmě nelze použít žádnou z odchylek stanovených v článku 107 SFEU, bylo v rozhodnutí o zahájení řízení posuzováno, zda lze poskytování elektřiny za regulované sazby považovat za službu obecného hospodářského zájmu, a zda by tedy v takovém případě mohla být uplatněna odchylka stanovená v čl. 106 odst. 2 SFEU. V rozhodnutí o zahájení řízení bylo uvedeno, že v odvětví elektroenergetiky je vlastní rozhodovací prostor členských států při stanovování závazků veřejné služby omezen ustanoveními směrnice Evropského parlamentu a Rady 2003/54/ES ze dne 26. června 2003 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 96/92/ES (10) („směrnice o elektřině“). Směrnice o elektřině od členských států vyžaduje, aby stanovily závazek poskytovat univerzální službu (a v jeho rámci konkrétně i právo na dodávky za přiměřené ceny), přičemž tato služba má být omezena pouze na spotřebitele z řad domácností a malé podniky (11). Rozhodnutí dospělo k závěru, že s přihlédnutím k výše uvedené směrnici nelze poskytování elektřiny za regulované sazby středním či velkým podnikům považovat za službu obecného hospodářského zájmu v pravém slova smyslu.
(37)
Komise tudíž vyjádřila vážné pochybnosti o tom, zda lze prvky podpory v regulovaných sazbách, které byly uplatňovány na jiné než malé podniky, považovat za slučitelné s vnitřním trhem.
(38)
V rozhodnutí o zahájení řízení byla rovněž konstatována možnost, že státní podporu obdrželi distributoři. Tato část věci je předmětem samostatného rozhodnutí (věc C 3a/07).
4. PŘIPOMÍNKY ZÚČASTNĚNÝCH STRAN
(39)
Komise tím, že strany vyzvala, aby vznesly připomínky k rozhodnutí o zahájení důkladného vyšetřování, získala řadu podání ze strany velkých průmyslových odběratelů, distributorů, nezávislých dodavatelů a samospráv španělských autonomních oblastí. V tomto rozhodnutí budou shrnuty pouze připomínky, které se týkají údajné státní podpory ve prospěch konečných uživatelů elektrické energie.
PŘIPOMÍNKY NEZÁVISLÝCH DODAVATELŮ
(40)
Byly obdrženy připomínky od společnosti Centrica a od Sdružení nezávislých dodavatelů energie (ACIE). Argumenty a závěry jsou do značné míry totožné.
Připomínky společnosti Centrica a sdružení ACIE
(41)
Centrica klade v podání hlavní důraz na údajné zvýhodnění distributorů elektřiny. Údaje a argumenty, které společnost předložila, však rovněž naznačují přítomnost státní podpory pro konečné uživatele elektřiny.
(42)
Podle společnosti Centrica byla souběžná existence volného a regulovaného trhu, a zejména možnost, aby koneční uživatelé volně přecházeli z jednoho trhu na druhý, příčinou toho, že regulované sazby sloužily jako cenová reference nebo faktický strop cen na volném trhu. Dodavatelé si nemohli účtovat ceny vyšší, než jaké byly u regulovaných sazeb, jinak by nezískali nové odběratele a ztratili by ty stávající.
(43)
Na volném trhu sestává cena, kterou platí koneční uživatelé elektřiny, obvykle ze dvou složek: z poplatku za přístup k síti a „dodavatelské složky“, která je výsledkem tržních mechanismů a připadá maloobchodnímu dodavateli. V rámci maloobchodních dodávek závisí ziskovost na tom, zda „dodavatelská složka“ placená odběrateli pokrývá náklady dodavatele (tj. náklady na pořízení energie na velkoobchodním trhu nebo náklady na vlastní výrobu v případě vertikálně integrované společnosti), a na „obchodním rozpětí“, které zahrnuje ostatní náklady spojené s dodávkami (náklady na uvedení na trh, systémy IT, fakturaci atd.) a odměnu za investovaný kapitál. Proto mohli dodavatelé na volném trhu provozovat činnost v daném tržním segmentu ziskově pouze tehdy, bylo-li obchodní rozpětí „kladné“, jinými slovy pokud existoval určitý rozdíl mezi celkovými náklady dodavatele při obsluhování odběratelů a regulovanou sazbou.
(44)
Centrica zdůvodnila existenci konkurenční nevýhody pro dodavatele na volném trhu výpočty, z nichž je patrné, že v roce 2005 neexistovalo obchodní rozpětí u žádné kategorie spotřebitelů (12) (nebo že pokud nějaká rozpětí existovala na počátku roku, v průběhu roku zmizela). To znamenalo, že regulované sazby byly stanoveny na příliš nízké úrovni na to, aby se nezávislí dodavatelé mohli účastnit hospodářské soutěže se ziskem. Podle společnosti Centrica nebylo možné soutěžit o určité kategorie konečných uživatelů (zejména o uživatele s vysokou spotřebou energie využívající sazbu G4 a další velké průmyslové uživatele), a to dokonce ještě před vznikem sazebního schodku, neboť souhrnné sazby k tomu nikdy nedávaly prostor. Konkurenční nevýhoda, na kterou Centrica poukazuje, vznikla především u kategorie uživatelů, kterou tvoří podniky v sektoru služeb a malé průmyslové podniky napojené na síť nízkého napětí, a v segmentu domácností.
(45)
Údaje, které poskytla Centrica, zejména srovnání regulovaných sazeb a odhadovaných tržních cen, Komise převzala v rozhodnutí o zahájení řízení (viz 30. bod odůvodnění a tabulka 3).
(46)
Podle názoru společnosti Centrica systém porušil směrnici o elektřině, a to nejen kvůli diskriminační povaze režimu pro vyrovnání schodku (který kompenzoval ztráty distributorů, nikoli však dodavatelů), ale také kvůli tomu, že odběratelům bylo upřeno právo na transparentní ceny a sazby (13). Jelikož část ceny elektřiny splatná za rok 2005 byla odložena na budoucí roky, konečné účtované ceny nebyly pro spotřebitele transparentní.
(47)
Kromě toho Centrica tvrdila, že mechanismus vyrovnání schodku není ze dvou důvodů vyvážený: zaprvé, schodek bude splacen převážně konečnými uživateli nízkého napětí, ačkoli k jeho vzniku přispěli převážně velcí koneční uživatelé vysokého napětí. Zadruhé, koneční uživatelé na volném trhu musejí platit za schodek, k jehož vzniku nijak nepřispěli.
(48)
Centrica podpořila předběžný názor Komise, že španělský režim pro vyrovnání schodku zahrnuje převod státních prostředků. Centrica rovněž tvrdila, že se státními prostředky bylo spojeno i rozhodnutí španělské vlády, jímž výrobcům povolila sekuritizaci práv na splacení.
(49)
Sdružení ACIE vypočítalo, že odhadované náklady na pořízení energie, které byly vzaty jako základ pro regulované sazby v roce 2005, byly o 68 % nižší než skutečné náklady, které dodavatelům vznikly při nákupu energie na velkoobchodním trhu. Sdružení zdůraznilo vážné dopady, které měl sazební schodek z roku 2005 na nezávislé dodavatele. Podle ACIE měli dodavatelé na volném trhu podobné pořizovací náklady jako distributoři. Kromě toho byli de facto nuceni se přizpůsobit úrovni souhrnné sazby stanovené vládou pro každou z kategorií odběratelů, protože jinak by nebyli schopni přilákat nové odběratele ani si udržet ty stávající. Sdružení zejména poukazuje na to, že na počátku roku 2005 jeho členové uzavřeli smlouvy na základě vládní prognózy velkoobchodních cen a že později museli tyto smlouvy dodržovat, i když se ukázalo, že nejsou ziskové. V důsledku toho utrpěli nezávislí dodavatelé ztráty. Centrica odhaduje, že v roce 2005 utrpěla ztrátu ve výši 10 milionů EUR. Podle sdružení ACIE byla z trhu nucena odejít řada dodavatelů, včetně společností Saltea Comercial, Electranorte, CYD Energía a RWE.
PŘIPOMÍNKY UŽIVATELŮ S VYSOKOU SPOTŘEBOU ENERGIE
(50)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie se do řízení zapojili prostřednictvím svého sdružení AEGE (Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía). Někteří z nich (Asturiana de Zinc, Ferroatlántica a Alcoa) se do řízení zapojili i sami za sebe. Společnost Alcoa je výrobce hliníku a ve Španělsku provozuje tři výrobní zařízení, která se nacházejí ve městech San Ciprián, La Coruña a Avilés a která v roce 2005 využívala souhrnnou sazbu G4 (sazbu vyhrazenou pro odběratele s vysokou spotřebou energie s možností přerušení dodávek). Společnost Ferroatlántica vyrábí slitiny hliníku a železa a využívala sazbu 3.4 za přerušitelné dodávky. Společnost Asturiana de Zinc je výrobce zinku a pro svůj závod ve městě San Juan de Nieva využívala sazbu G4.
(51)
Ve svých připomínkách uživatelé s vysokou spotřebou energie zpochybňují závěr Komise, že průmyslové sazby (G4 a jiné sazby za přerušitelné dodávky) představují státní podporu, a tvrdí, že sazby nebyly zdrojem hospodářského zvýhodnění, nezahrnovaly státní prostředky a neovlivňovaly hospodářskou soutěž ani obchod mezi členskými státy.
Žádná ekonomická výhoda
(52)
Podle názoru uživatelů s vysokou spotřebou energie je měřítko, které je v rozhodnutí o zahájení řízení použito k určení existence výhody, nesprávné. Komise srovnávala průmyslové sazby s průměrnou velkoobchodní tržní cenou (cenou na organizovaném trhu), která byla považována za reprezentativní pro náklady, které by tyto společnosti bývaly musely uhradit na trhu za běžných podmínek. Jelikož průmyslové sazby byly považovány za nižší než cena na organizovaném trhu, rozhodnutí o zahájení řízení dospělo k závěru, že sazby poskytovaly příjemcům hospodářskou výhodu.
(53)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že organizovaný trh je spotový trh, na němž se každou hodinu obchoduje s elektřinou pro následující den. Podle uživatelů s vysokou spotřebou energie trpí organizovaný trh určitými nedostatky, které ovlivňují jeho účinnost a konkurenceschopnost. Proto ceny na organizovaném trhu přesně neodrážejí mezní náklady na výrobu, a tudíž ani situaci dokonalé hospodářské soutěže. Velcí koneční uživatelé, kteří odebírají velké objemy elektřiny a mají ploché profily spotřeby, nepořizují elektřinu na organizovaném trhu, ale zpravidla uzavírají dvoustranné smlouvy s dodavateli elektřiny. To potvrzuje i zpráva OMEL z roku 2005, z níž je patrné, že elektřinu pořizovalo přímo na organizovaném trhu jen sedm uživatelů, kteří vyhovovali daným požadavkům a představovali 5 % obchodované elektřiny.
(54)
V každém případě i za předpokladu, že by bylo možné považovat ceny zaznamenané na organizovaném trhu za platné měřítko, nebylo by správné použít průměrnou velkoobchodní cenu z roku 2005, jak to učinila Komise, jelikož tato průměrná cena odráží poptávku po elektřině u dodavatelů, kteří obsluhovali různorodé portfolio konečných uživatelů včetně domácností a malých podniků. Podle sdružení AEGE a společností Ferroatlántica a Asturiana de Zinc by vhodným měřítkem byla minimální cena zaznamenaná na organizovaném trhu v roce 2005, tj. 18,36 EUR/MWh, neboť tato cena by nejvíce odrážela konkurenční tržní podmínky na organizovaném trhu (na němž výrobci nabízejí elektřinu za cenu rovnou jejich mezním nákladům). Velcí průmysloví spotřebitelé nejsou v situaci, kterou by bylo možné srovnávat se situací jiných konečných uživatelů, zejména domácností. Proto průměrná cena na organizovaném trhu není vhodným měřítkem. Podle společnosti Alcoa by Komise měla místo toho srovnat zpochybňované sazby s cenami, na nichž se velcí koneční uživatelé dohodli v rámci dvoustranných smluv.
(55)
Alcoa poskytla příklad dvoustranné tržní ceny a uvedla, že její tři závody na výrobu hliníku vždy využívaly sazbu G4. Společnost Alcoa však také vlastní závod na výrobu oxidu hlinitého (Alúmina Española), pro nějž na konci roku 2004 uzavřela dvoustrannou smlouvu s dodavatelem. Tato smlouva byla uzavřena na dva roky s možností prodloužení o další rok. Tři závody na výrobu hliníku mají stejný plochý profil spotřeby jako závod na oxid hlinitý. Závod Alúmina však spotřebuje výrazně menší objemy elektřiny (0,35 TWh oproti 1,3 TWh v závodech v Avilés a La Coruña a oproti 3,4 TWh v závodě v San Cipriánu). Průměrná cena dohodnutá na základě této smlouvy byla 34,45 EUR/MWh (včetně nákladů na jaderné moratorium, nákladů na přístup k síti a dalších přidružených nákladů). Tato cena byla získána na základě nabídkového řízení a nabídky dodavatelů se od sebe lišily o méně než 5 EUR.
(56)
Podle společnosti Alcoa lze rozdíl mezi touto dvoustranně dohodnutou cenou (34,45 EUR/MWh) a sazbou G4 (23,90 EUR/MWh) vysvětlit objektivními faktory. Zejména tím, že uživatelé sazby G4 podléhají regulačním omezením, která se nevztahují na dvoustranné smlouvy, např. závazku využít veškerý výkon nasmlouvaný v rámci sazby G4 (nevyužití podléhá sankcím), požadavku vlastnit zařízení pro kontrolu napětí a požadavku uhradit elektřinu do 20 dnů (zatímco dvoustranné smlouvy nabízejí výhodnější platební podmínky).
(57)
Alcoa tudíž dospěla k závěru, že hypotetická tržní cena použitelná na její tři závody na výrobu hliníku by byla výrazně pod cenou 34,45 EUR/MWh, protože tyto závody mají vyšší úroveň spotřeby. Pokud by se navíc zvážilo průměrné obchodní rozpětí 10 EUR/MWh, čisté náklady na dodávky elektřiny do závodu na výrobu oxidu hlinitého by dosáhly 24,25 EUR/MWh, což se velmi blíží souhrnné sazbě G4.
(58)
Společnost Ferroatlántica poukázala na to, že v rozhodnutí o zahájení řízení byla nesprávně interpretována regulovaná sazba 3.4 používaná v roce 2005, jelikož do základní sazby byly nesprávně promítnuty slevy a sazba byla srovnána s poplatkem za přístup, který je desetkrát vyšší než poplatek použitelný v jejím případě (a v případě velmi velkých odběratelů). Ferroatlántica také předložila důkazy o tom, že i když v roce 2004 měsíční průměrná tržní cena pro forwardové smlouvy na dodávky elektřiny v roce 2005 byla 31,68 EUR/MWh, v prosinci 2004 byla tato cena 31,05 EUR/MWh. Z toho by vyplývalo, že by společnost získala základní dodávky elektřiny v roce 2005 za tuto cenu v době, kdy byly stanoveny regulované sazby. Po přičtení „dodatečných služeb“ (3,92 EUR/MWh) a příslušné přístupové sazby (1,70 EUR/MWh) by průmyslový uživatel získal tržní cenu 36,67 EUR/MWh, která je nižší než cena 56,11 EUR/MWh u sazby 3.4 použitelné pro uživatele s vysokou spotřebou energie.
(59)
Ve skutečnosti byly další slevy z této sazby odměnou za kapacitu k poskytování služeb souvisejících s řízením odběru a za odsouhlasení těchto služeb ve prospěch soustavy. Ferroatlántica v tomto ohledu dodává, že sleva ze sazby odrážela různé poskytované služby, konkrétně hodinové rozlišování (s noční a víkendovou spotřebou), přerušitelnost (přijetí dodávek na žádost provozovatele sítě), sezonní povahu (s koncentrací dodávky do měsíců s nízkou poptávkou) a řízení jalové energie. Pouze těmito slevami, které byly proměnlivé a byly stanoveny nařízením od roku 1995, a nikoli úrovní regulované sazby lze vysvětlit a podle názoru společnosti Ferroatlántica zdůvodnit nižší průměrnou cenu elektřiny placenou v roce 2005.
(60)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie zpochybňují v rozhodnutí o zahájení řízení tvrzení, že výhoda nebyla úměrná spotřebovávaným objemům a u velkých odběratelů byla zpravidla vyšší. V této souvislosti uživatelé s vysokou spotřebou energie např. uvádí, že sám regulační orgán CNE potvrdil, že úroveň sazby G4 měla být dokonce ještě nižší. Uživatelé s vysokou spotřebou energie podotýkají, že velcí odběratelé využívající sazbu G4 nebo 3.4 spotřebovali mnohotisíckrát více elektřiny než průměrní odběratelé vysokého napětí, a zaplatili jen třikrát méně než oni.
(61)
Běžné by také bylo, kdyby velcí odběratelé obdrželi vyšší jednotkovou slevu z ceny. Podle uživatelů s vysokou spotřebou energie je proto závěr, že průmyslové sazby představovaly určitou výhodu, velmi sporný. Připomínají, že v každém případě je na Komisi, aby o existenci takovéto výhody poskytla přesvědčivé důkazy.
(62)
Alcoa rovněž poukázala na to, že cena, kterou platí ve Španělsku, je téměř stejná jako průměrná vážená cena, kterou platí závody vyrábějící hliník v EU, a je dokonce vyšší než průměrná vážená cena placená v EHP.
Žádné státní prostředky
(63)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že to byli oni, kdo platil průmyslové sazby přímo distributorům, aniž by se prostředky dostaly pod kontrolu státu, a že tudíž v souladu s judikaturou ve věci PreussenElektra předmětný režim nezahrnoval prostředky státu.
(64)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie poukazují na to, že mezi stanovením sazeb, k němuž došlo na konci roku 2004, a zavedením mechanismu pro vyrovnání schodku prostřednictvím odběratelů, který byl přijat až v červnu 2006, uplynula určitá doba. V rozhodnutí o zahájení řízení Komise tvrdila, že došlo k využití státních prostředků, neboť do faktur pro uživatele byl zařazen příplatek, který byl kvalifikován jako parafiskální poplatek. Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že pokud by byla tato hypotéza přijata, pak by se opatření, které nebylo podporou v roce 2005, podporou stalo v roce 2006 (ex post). To by bylo v rozporu se základními zásadami práva EU, jako jsou právní jistota a legitimní očekávání. Uživatelé s vysokou spotřebou energie poukazují na to, že označení určitého opatření za podporu závisí pouze na okolnostech, které existují v době jeho přijetí, a nemůže záviset na budoucích událostech, zejména v případě, že je nelze rozumně předvídat. Citují generálního advokáta Jacobse ve věci Van Calster (14): „situaci je nutno posuzovat ke dni prvotního zavedení poplatků a nelze ji zpětně měnit“.
(65)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie uvádí, že regulované sazby z roku 2005 nepředstavovaly v tomtéž roce státní podporu. Tyto společnosti podotýkají, že analýza mechanismu financování je za těchto okolností irelevantní, neboť mechanismus byl zaveden až v roce 2006. Posouzení způsobu financování by bylo relevantní pouze v případě, že by opatření představovalo státní podporu již od začátku. Jelikož sazby nezahrnovaly podporu, zastávají uživatelé s vysokou spotřebou energie názor, že Komise nemůže příplatek využít jako východisko k tomu, aby došla k opačnému závěru.
(66)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie dále tvrdí, že v případě parafiskálních daní je způsob financování opatření v každém případě relevantní z hlediska posouzení státní podpory pouze tehdy, je-li daň „povinně vázána na podporu“, tedy existuje-li přímá a bezprostřední vazba mezi opatřením a způsobem jeho financování (15). Uživatelé s vysokou spotřebou energie existenci takovéto vazby popírají, neboť příplatek byl určen k pokrytí schodku, který vznikl při zúčtování regulovaných činností, při nichž nešlo pouze o poskytování elektřiny za regulované sazby, ale také o jiné náklady související se soustavou. Příplatek proto nebyl specificky vyčleněn na pokrytí ztrát vzniklých při dodávkách elektřiny za regulované sazby. Zadruhé, neexistovala žádná přímá ani nepřímá vazba mezi úrovní sazeb a uplatněným příplatkem, neboť sazby stanovené v roce 2004 byly bezpodmínečné (nepodléhaly dalším úpravám v následujících letech).
(67)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie dále uvádí, že příplatek nepředstavoval parafiskální poplatek či dávku, protože podle španělského práva neměl fiskální povahu. Fiskální opatření se používají k financování veřejných výdajů, zatímco v tomto případě bylo cílem příplatku vyrovnat schodek, který vytvořily soukromé hospodářské subjekty (distributoři), jež v rámci elektroenergetické soustavy prováděly regulované činnosti. Podle španělské ústavy lze nová fiskální opatření zavést pouze zákonem (nikoli královským dekretem). Stát navíc nikdy není vlastníkem příjmů z příplatku ani nemá pravomoc s nimi nakládat, jelikož tyto prostředky se převádí na vkladový účet spravovaný regulačním orgánem CNE a stát si je nemůže přivlastnit. Proces vyrovnání je plně automatický a CNE nemá žádný prostor pro vlastní uvážení ani autonomii či kontrolu nad určením nebo výší finančních prostředků, které mají být vyrovnány jednotlivým subjektům.
(68)
Komise podle uživatelů s vysokou spotřebou energie tuto skutečnost uznala v rozhodnutí o nákladech spojených s přechodem na konkurenční prostředí ve Španělsku (16), v němž uvedla, že „převod částek prostřednictvím regulačního orgánu CNE má sloužit především účetním účelům“, a nedospěla k závěru, že by opatření zahrnovalo státní prostředky.
(69)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že tato situace je totožná se scénářem „nákladů spojených s přechodem na konkurenční prostředí“, neboť v obou případech vláda zavedla příplatek, který měl vyrovnat trvalé náklady spojené se soustavou. Tato argumentace byla podle všeho potvrzena také ve věci týkající se Spojeného království (17).
Žádný dopad na hospodářskou soutěž a obchod
(70)
Společnosti Asturiana de Zinc a Alcoa tvrdí, že vzhledem ke zvláštním vlastnostem trhů s hliníkem a zinkem nemůže mít opatření týkající se ceny elektřiny použité při výrobě těchto kovů žádný dopad na obchod v EU, jelikož kovy jsou komodity a jejich ceny se stanovují na světové úrovni na Londýnské burze kovů. Za těchto okolností se rozdíly mezi místními výrobními náklady nepromítají do rozdílů ve světových cenách.
(71)
Tyto dvě společnosti tvrdí, že v EU roste ve výrobě hliníku a zinku schodek, zatímco poptávku v rostoucí míře uspokojují dovozy ze třetích zemí.
(72)
Pokud ve Španělsku zanikne odvětví výroby hliníku a zinku, nezastoupí je žádné nové subjekty z EU, neboť závody (na výrobu hliníku) v EU již naplno využívají svoji kapacitu a žádný nový ani stávající výrobce by neměl motivaci svou kapacitu zvyšovat, jelikož si nemůže být jist, že bude moci dlouhodobě odebírat elektrickou energii za rozumné ceny. Schodek by tudíž byl pokryt pouze z dovozu.
(73)
Alcoa kromě toho tvrdí, že sazby neohrožují zájmy jiných evropských výrobců, neboť nabízejí elektřinu za cenu, která je totožná s průměrnou cenou placenou jinými výrobci hliníku v EU-25.
I kdyby průmyslové sazby s doložkou o přerušení představovaly podporu, šlo by o „existující podporu“
(74)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že sporné sazby existovaly již před přistoupením Španělska k EU.
(75)
I když označení „sazba G4“ bylo formálně zavedeno ministerským nařízením ze dne 6. března 1986, sazba fakticky existovala již před 1. lednem 1986, kdy Španělsko přistoupilo k EU, neboť odpovídá bývalé „průmyslové sazbě I při dlouhodobém využívání“, která byla stanovena ministerským nařízením ze dne 14. října 1983, tedy před přistoupením Španělska k EU. Všichni koneční uživatelé elektřiny, kteří využívali sazbu I, byli automaticky převedeni do sazby G4, což byla de facto stejná sazba s novým jménem.
(76)
Ministerské nařízení z roku 1983 rovněž výslovně stanoví i ostatní sazby s doložkou o přerušení.
(77)
Podle uživatelů s vysokou spotřebou energie by navíc opatření představovalo existující podporu na základě článku 15 nařízení Rady (ES) č. 659/1999 ze dne 22. března 1999, kterým se stanoví prováděcí pravidla k článku 108 Smlouvy o fungování Evropské unie (18), a to kvůli uplynutí desetileté promlčecí lhůty.
Zpětnému získání podpory by bránila zásada legitimního očekávání
(78)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že i za předpokladu, že by nebylo možné považovat sazby za existující podporu, by zpětnému získání podpory bránila zásada legitimního očekávání. V průběhu celého roku 2005 byly sazby předmětem přímé platby mezi soukromými hospodářskými subjekty. Uživatelé nemohli předem vědět, že se ze sazeb stanovených v prosinci 2004 stane na základě vládního opatření přijatého v červnu 2006 státní podpora. Žádný (jakkoli obezřetný) hospodářský subjekt nemohl tuto změnu ve své právní situaci očekávat. Proto uživatelé legitimně očekávali, že jejich sazby státní podporu nezahrnují.
PŘIPOMÍNKY OD GALICIJSKÉ A ASTURSKÉ REGIONÁLNÍ SAMOSPRÁVY
(79)
Pokud jde o možnou podporu pro uživatele s vysokou spotřebou energie, galicijská regionální samospráva tvrdí, že se Komise dopustila chyby, když použila cenu na organizovaném trhu jako náhradu za tržní cenu, jelikož uživatelé s vysokou spotřebou energie obvykle uzavírají dlouhodobé smlouvy s výrazně lepšími podmínkami.
(80)
Vzhledem k tomu, že dosud nebyla dokončena liberalizace španělského trhu, a zejména s ohledem na neexistenci dvoustranných smluv mezi výrobci a velkými odběrateli má galicijská regionální samospráva za to, že by bylo dobré použít jako měřítko skutečné náklady, které platí výrobci za dodávky těmto odběratelům. Alternativně by bylo možné získat referenční cenu na základě odborné literatury (Wilson, 1993 (19) a Castro-Rodríguez (20), 1999), a to zvážením buď nákladů spojených s nejúčinnější technologií, která vyhovuje specifickým potřebám uživatelů s vysokou spotřebou energie, nebo průměrných nákladů na elektřinu během různých hodin dne. Rozdíl mezi takto získanou referenční cenou a regulovanou sazbou placenou v roce 2005 by byl mnohem nižší. Regionální galicijská samospráva dále tvrdí, že všichni španělští uživatelé včetně těch, kteří mají vysokou spotřebu energie, postupem času v každém případě schodek, který vznikl v důsledku uplatnění nízkých sazeb v roce 2005, splatí.
(81)
Kromě výše uvedeného má regionální galicijská samospráva za to, že systém sazeb v podobě z roku 2005 nebyl právně selektivní, neboť stát nehodlal poskytnout konečným uživatelům výhodu, ale pouze se při stanovení sazeb v roce 2004 dopustil chyb v prognózách tržních trendů a cen. Regionální galicijská samospráva rovněž zpochybňuje závěr, že systém měl dopad na obchod v rámci EU.
(82)
Připomínky asturské regionální samosprávy jsou obdobné jako připomínky španělské vlády, na které odkazují.
PŘIPOMÍNKY ŠPANĚLSKA
(83)
Španělsko zastává názor, že systém regulovaných sazeb z roku 2005 nezahrnoval podporu ani pro konečné uživatele, ani pro distributory.
Žádná příčinná souvislost mezi opatřením státu a schodkem, schodek nelze přičítat státu
(84)
Španělsko tvrdí, že schodek nelze přičítat státu, jelikož byl způsoben nepředvídatelnými vnějšími okolnostmi, a nikoli úmyslným záměrem státu dotovat určité činnosti.
(85)
Španělsko uvádí, že legislativa EU platná v roce 2005 dodávkám elektřiny za regulované sazby stanovené státem nebránila. Proto byl státní regulační zásah právně platný, neboť se jednalo o projev státní svrchovanosti. Jednou z těchto svrchovaných výsad je stanovení sazeb tak, aby očekávané náklady odpovídaly očekávané poptávce.
(86)
Španělsko tvrdí, že schodek v roce 2005 byl způsoben rozdílem mezi vládními prognózami velkoobchodních cen elektřiny a skutečnými cenami zaznamenanými na organizovaném trhu. Mimořádně vysoké ceny v roce 2005 byly způsobeny nepředvídatelnými příčinami, které lze přičítat zásahu vyšší moci.
(87)
Jelikož událostí, která dala vzniknout údajné podpoře, byl podle všeho nárůst velkoobchodních cen převyšující prognózu, údajnou výhodu není možné přičítat žádnému právnímu aktu. I pokud by se předpokládalo, že takováto výhoda existovala (quod non), byla by způsobena okolnostmi, které nijak nesouvisely se záměry státu. Existence vyšší moci podle Španělska narušuje příčinnou souvislost mezi správním rozhodnutím, jímž se sazby stanovovaly, a konkurenční výhodou, která by vedla ke státní podpoře. I za předpokladu (quod non), že by byla splněna objektivní podmínka příčinné souvislosti, subjektivní podmínka záměru (přičitatelnosti) na straně státu by stále chyběla.
Žádné prostředky státu
(88)
Španělsko tvrdí, že sazby nezahrnovaly veřejné prostředky. Zaprvé, Španělsko v tomto ohledu prohlašuje, že příplatek není „poplatkem“ ve smyslu judikatury Evropského soudního dvora o parafiskálních poplatcích, neboť jej nevybírá stát ani nejde o fiskální poplatek. Podle Španělska je příplatek nedílnou součástí sazby a je téže povahy. Sazba je tudíž soukromá cena.
(89)
Zadruhé, finanční prostředky nevybírá stát ani nejsou placeny do fondu určeného státem. Sazby vybírají distributoři, nikoli stát, a proto jde o soukromé ceny, které zaručují spravedlivou odměnu subjektů (jak stanoví zákon 54/1997). Nejedná se o daně ani veřejné ceny. Stát za nic odměnu neposkytuje, neboť odměnu nabízí systém na základě tržních sil v případě neregulovaných činností a na základě přístupových sazeb stanovených státem v případě činností regulovaných. Jelikož tento systém pro stát nepředstavuje žádnou zátěž, nejsou podle judikatury ve věci Sloman Neptun (21) dotčeny státní prostředky. Předmětné prostředky navíc nikdy neplynou do státní pokladny, neuvádí se v rozpočtových zákonech, nepodléhají ověřování ze strany nejvyššího kontrolního úřadu a není možné je získat zpět od dlužníků prostřednictvím správních postupů. Dluhy vůči elektroenergetické soustavě nepodléhají úrokové sazbě použitelné na dluhy vůči státu.
(90)
Španělsko znovu opakuje, že s těmito prostředky nakládá španělský regulační orgán CNE, který plní pouze funkci účetního prostředníka. Španělské orgány uvádějí, že již v rozhodnutí z roku 2011 o nákladech spojených s přechodem na konkurenční prostředí ve Španělsku (SA NN 49/99) Komise stanovila, že „převod prostředků přes CNE je v zásadě účetní povahy. Finanční prostředky převáděné na účet vedený jménem CNE nikdy nebyly vlastnictvím tohoto subjektu a byly neprodleně vyplaceny příjemcům podle předem určené částky, kterou CNE nemůže nijak změnit.“ Na základě této úvahy Komise dospěla k závěru, že „není v postavení, aby mohla určit, zda příjmy plynoucí z poplatku stanoveného v rámci režimu nákladů spojených s přechodem na konkurenční prostředí představují státní prostředky“.
Žádná výhoda
(91)
Španělsko nesdílí názor Komise, že regulované sazby poskytují ekonomickou výhodu konečným uživatelům (nebo distributorům).
(92)
Pokud jde o konečné uživatele, Španělsko znovu opakuje, že schodek je výsledkem vyšší moci, a tvrdí, že schodek nevytvářel výhodu pro velké odběratele, jelikož byl s úrokem převeden do sazeb v nadcházejících letech. Proto je údajná ekonomická výhoda plynoucí z nižší ceny elektřiny pouze zdánlivá, neboť rozdíl oproti cenám na volném trhu spotřebitelé uhradí s úrokem.
Dodávky energie za regulované sazby jsou službou obecného hospodářského zájmu
(93)
Španělsko tvrdí, že v roce 2005 nebyly regulované sazby v rozporu s právem EU, neboť lhůta pro liberalizaci trhu pro všechny odběratele (včetně domácností) končila 1. července 2007.
(94)
Španělské orgány zejména tvrdí, že dodávky elektřiny jsou službou obecného zájmu a stát musí zasáhnout, aby zabránil zneužití dominantního postavení v důsledku existence jediné sítě (přirozený monopol).
(95)
Parametry pro stanovení sazeb byly vymezeny objektivně a transparentně. Složitý regulační rámec pro stanovení sazeb a postup pro vyrovnání podle názoru Španělska prokazují, že systém sazeb se zakládal na důkladné analýze nákladů a příjmů spojených se soustavou a na analýze poptávky po elektrické energii.
Závazek Španělska
(96)
Jak je uvedeno v 25. a 26. bodě odůvodnění, schodek vytvořený v roce 2005 je splácen v ročních splátkách včetně úrokové sazby odpovídající sazbě Euribor bez diferenciálu. Aniž jsou dotčeny jeho připomínky, Španělsko se zavázalo, že zpětně zvýší úrokovou sazbu účtovanou uživatelům z řad podniků, jejichž připojení přesahuje 1 kV. Toto zvýšení se určí v poměru k tomu, jak ke schodku z roku 2005 přispěli uživatelé z řad podniků, na něž se vztahuje stávající řízení a jimž byla energie dodávána za souhrnné sazby. Úroková sazba bude odpovídat uplatnění diferenciálu ve výši 65 bazických bodů nad referenční sazbu Euribor, čímž bude obecně vyrovnána se sazbou uplatněnou na schodek v následujících letech.
(97)
Příslušná částka bude uživatelům z řad podniků účtována takto: pokud jde o roční splátky za část schodku z roku 2005, které již byly zaplaceny, uplatní se jednorázové zvýšení přístupových sazeb; pokud jde o částku, kterou je ještě třeba uhradit, uplatní se vyšší úroková sazba přímo na každou roční částku, a to opět ve formě vyšších přístupových sazeb.
5. POSOUZENÍ OPATŘENÍ
EXISTENCE STÁTNÍ PODPORY PODLE ČL. 107 ODST. 1 SFEU
(98)
Opatření představuje státní podporu ve smyslu čl. 107 odst. 1 SFEU, jestliže jsou splněny následující podmínky: opatření a) ekonomicky zvýhodňuje příjemce; b) je poskytováno státem nebo ze státních prostředků; c) je selektivní; d) ovlivňuje obchod v rámci Unie a může narušit hospodářskou soutěž v EU. Jelikož musejí být splněny všechny tyto podmínky, Komise se v hodnocení omezí na existenci ekonomického zvýhodnění příjemců.
Existence ekonomického zvýhodnění
(99)
Podniky jsou zvýhodněny ve smyslu čl. 107 odst. 1 SFEU, jestliže získají ekonomické zvýhodnění, které by jinak za tržních podmínek nezískaly. V daném případě musí šetření zjistit, a to rovněž s ohledem na splácení schodku elektroenergetické soustavy z roku 2005, zda existoval kladný rozdíl mezi regulovanými sazbami stanovenými v roce 2005 a tržními cenami, které by potenciální příjemci bývali museli uhradit za pořízenou elektřinu a služby poskytované v rámci jejich sazebního režimu. Jakákoli výhoda, pokud jde o tržní podmínky, musí být doložena odkazem na skutečné tržní ceny. Tyto záležitosti, tedy existence kladného rozdílu - nebo naopak jeho nepřítomnost - mezi cenami elektřiny na organizovaném trhu, tržními cenami a regulovanými sazbami a splácení schodku, jsou jedna po druhé zkoumány níže.
Srovnání s průměrnými cenami elektřiny na organizovaném trhu
(100)
Průměrné ceny elektřiny na organizovaném trhu jsou ukazatelem obecných cenových úrovní na velkoobchodním trhu. Tato průměrná referenční cena v průběhu celého roku 2005 činila 59,47 EUR/MWh. Jak je popsáno a znázorněno v 19. bodě odůvodnění (graf 1), během sedmi ne po sobě jdoucích měsíců roku 2005 byly průměrné velkoobchodní ceny vyšší než ceny elektřiny zahrnuté v souhrnných regulovaných sazbách, které se uplatňovaly na všechny konečné uživatele. Proto se zdá, že průměrná sazba, která byla stanovena dekretem č. 2392/2004, vedla ke kladnému rozdílu ve prospěch všech konečných uživatelů, kteří si vybrali regulované sazby, a to alespoň během většiny měsíců v roce 2005.
(101)
Avšak v měsíčních obdobích nepřesahujících jeden rok tento rozdíl v pěti měsících (od ledna do května 2005) neexistoval, a výhoda tudíž nebyla poskytnuta celému regulovanému systému sazeb. Pokud se navíc srovnají období, která jsou delší než jeden rok, např. období do 30. prosince 2007, je možná akumulovaná výhoda od června 2005 více než eliminována poklesem průměrných cen na organizovaném trhu, které se prudce propadaly, až v březnu 2007 dosáhly 37 EUR/MWh, zatímco ceny zahrnuté v regulovaných sazbách se ve stejném období pohybovaly okolo 68 EUR/MWh. Ceny elektřiny zahrnuté v souhrnných sazbách byly od října 2006 ve skutečnosti mnohem vyšší než velkoobchodní dodavatelské ceny (viz graf 1). Přínosy a ekonomické zvýhodnění u odběratelů, jimž byla energie dodávána za regulované sazby v době, kdy byly ceny na organizovaném trhu vyšší než náklady na elektřinu zahrnuté v regulovaných sazbách, tak mohou být eliminovány, když jsou ceny na organizovaném trhu nižší než náklady na elektřinu zahrnuté v regulovaných sazbách.
(102)
Z toho vyplývá, že jak v měsíčních obdobích, která v roce 2005 v součtu nedosáhla jednoho roku, tak ve dvouletých obdobích zahrnujících i část roku 2005 ceny energie zahrnuté v regulovaných sazbách použitelných v roce 2005 podle všeho ve srovnání s velkoobchodními cenami elektřiny na organizovaném trhu nijak nezvýhodňovaly skupinu odběratelů, jimž byla elektřina dodávána za regulované sazby. Skutečností však je, že příjmy z poplatků za přístup a z regulovaných sazeb, které byly hrazeny v rámci celé elektroenergetické soustavy, v roce 2005 nestačily k pokrytí regulovaných nákladů soustavy. Proto je třeba prozkoumat, zda je zavedený mechanismus dostatečný k tomu, aby zaručil, že bude schodek splacen.
Splacení schodku elektroenergetické soustavy z roku 2005
(103)
Jak je popsáno v 15. a 20.-22. bodě odůvodnění, účty elektroenergetické soustavy v roce 2005 zahrnovaly všechny regulované náklady a příjmy soustavy, aniž by byly konkrétní příjmy přiděleny na konkrétní náklady. Například náklady na přenos a distribuci (4,410 miliardy EUR) nebo náklady na podporu kombinované výroby tepla a energie nebo výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů (2,701 miliardy EUR) nebyly rozdělovány mezi regulované příjmy ze souhrnných sazeb na regulovaném trhu a/nebo příjmy z regulovaných poplatků za přístup na volném trhu a tyto dva druhy příjmů nebyly nijak rozlišovány ani při financování uvedených nákladů. Ve skutečnosti mají všichni uživatelé soustavy zisk a lze očekávat, že přispějí k uhrazení nákladů na podporu účinnějších forem kombinované výroby a výroby energie z obnovitelných zdrojů nebo nákladů na služby v oblasti přenosu a distribuce. V tomto systému nekumulativních nákladů u každé sazby není možné následně objektivně rozdělit náklady mezi uživatele na volném trhu a uživatele, kteří využívají regulované sazby, a v rámci této druhé kategorie uživatelů mezi 25 různých sazebních stupňů, které byly v roce 2005 použitelné. Z toho je patrné, že je záhodno zanalyzovat možné výhody či naopak jejich neexistenci u schodku elektroenergetické soustavy z roku 2005 jako celku.
(104)
V tomto ohledu Španělsko zavedlo mechanismus pro zpětné získání celého schodku z roku 2005, což je v souladu se zmiňovanou univerzálností účtů tehdy uplatňovaného systému. Nedostatek regulovaných příjmů elektroenergetické soustavy k pokrytí nákladů soustavy se řešil pomocí zdrojů shromážděných prostřednictvím „specificky vyčleněného příspěvku“ stanoveného královským dekretem č. 809/2006. Od poloviny roku 2006 se schodek začal zpětně získávat za použití příplatku v hodnotě 1,378 % souhrnných regulovaných sazeb a 3,975 % přístupových poplatků, a poté příplatků nutných k zaručení, že částka 3,8 miliardy EUR plus úroky bude získána během 14,5 roku, tedy v období do roku 2020 (viz body odůvodnění 25 a 26).
(105)
Z toho vyplývá, že příjmy ze zvláštního příspěvku vyčleněného na financování schodku z roku 2005 umožňují uživatelům soustavy hradit účty za elektřinu (s navýšením nutným k následnému vyrovnání účtů soustavy za rok 2005) s výrazným prodlením.
(106)
Za těchto okolností je jediným sporným aspektem metody, která byla v roce 2006 zvolena ke splacení schodku elektroenergetické soustavy z roku 2005 a k vyrovnání účtů, nízká úroková sazba, která byla zpočátku uplatněna na roční splátky, tedy konkrétně referenční sazba Euribor bez diferenciálu. Jak je podrobněji popsáno v 96. a 97. bodě odůvodnění, Španělsko se zavázalo, že úrokovou sazbu pro uživatele z řad podniků, na které se vztahuje stávající řízení, zvýší. Španělsko se zavazuje, že nad referenční úrokovou sazbu uplatní diferenciál ve výši 65 bazických bodů.
(107)
Uplatněním této změny na opatření, které bylo původně použito ke splacení schodku z roku 2005 a které vylučuje domácnosti a malé podniky, jež v rámci opravného mechanismu platily nejvyšší regulované sazby, se ruší jakákoli hypotetická výhoda, kterou společnosti mohly z odkladu plateb od roku 2006 získat. Uplatnění příplatku k sazbě kromě toho znamená, že celková zpětně získaná částka je u každé společnosti přímo úměrná její spotřebě elektřiny. Čím více elektřiny společnost spotřebuje, tím vyšší je příplatek.
Srovnání s tržními cenami elektřiny
(108)
Zadruhé, jak podotýkají některé zúčastněné strany, ceny zaznamenané na organizovaném trhu s elektřinou nejsou odpovídajícím měřítkem, podle něhož by bylo možné porovnat tržní ceny s cenami elektřiny placenými velkými odběrateli na základě regulovaných sazeb. Faktem je, že na základě důkazů obsažených ve zprávě z roku 2005, již vypracoval OMEL, hospodářský subjekt na trhu s elektřinou, pouze sedm konečných uživatelů - oproti stovkám průmyslových a velkých uživatelů z řad podniků - představovalo 5 % poptávky po elektřině pocházející přímo z organizovaného trhu. Průmysloví a jiní velcí odběratelé, zejména odběratelé s vysokou spotřebou energie, u nichž energie představuje výrazný podíl výrobních nákladů (zpravidla 30-40 % u výroby hliníku) požadují a získávají předvídatelné cenové a dodavatelské podmínky. Tyto podmínky jsou stanoveny ve smlouvách s delšími lhůtami než na následující den. Ceny, které jsou každou hodinu kotovány na denním trhu, např. organizovaném trhu s elektřinou, názorně ukazují průměrné tržní ceny dodavatelů, kteří obsluhují různorodé portfolio odběratelů včetně domácností. Nejsou však přiměřeným měřítkem pro určení cen, které by uživatelé s vysokou spotřebou energie měli platit na volném trhu na základě smluv s delšími lhůtami než na následující den. Na rozdíl od stanoviska v rozhodnutí o zahájení řízení z vyšetřování vyplynulo, že regulované sazby, které jsou nižší než průměrné ceny na organizovaném trhu, nutně nezvýhodňují průmyslové uživatele oproti tržním podmínkám, neboť ceny na organizovaném trhu nejsou pro většinu těchto uživatelů tržní ceny. Tím jsou rozptýleny pochybnosti, pokud jde o tuto otázku.
(109)
Kromě toho nebyla v roce 2005 ve Španělsku možnost přejít na volný trh nezvratná. Odběratelé si mohli kdykoli vybrat mezi nejatraktivnějšími nabídkami na regulovaném a volném trhu, což do určité míry vedlo ke sblížení cen. Reverzibilita dodavatelských možností zpravidla nutně stlačuje maloobchodní tržní ceny v situacích, kdy dochází ke zvýšení velkoobchodních cen, jako tomu bylo ve Španělsku od dubna 2005, zatímco opačná pobídka ke zvýšení cen na volném trhu s cílem přiblížit je k nejvyšším úrovním regulovaných sazeb nastává, když je situace opačná.
(110)
Jak potvrzuje sdružení nezávislých dodavatelů (42.-49. bod odůvodnění), během roku 2005 dodavatelé na volném trhu museli dodržovat své smlouvy, nebo je jednostranně ukončit, pokud to bylo možné, nebo znovu vyjednat ceny a upravit je směrem nahoru, a to s rizikem, že jejich odběratelé přejdou na regulovaný trh. Ztráty, které dodavatelům na volném trhu podle jejich vlastních tvrzení vznikly, naznačují, že ceny na volném trhu v roce 2005, zejména u jednoletých smluv, které byly dodržovány, zůstávaly v blízkosti příslušných úrovní regulovaných sazeb, a proto tyto regulované sazby ve srovnání se skutečnými cenami na volném trhu de facto neposkytovaly žádnou ekonomickou výhodu.
(111)
To tudíž znamená, že dva hypotetičtí navzájem si konkurující průmysloví uživatelé, jeden s jednoletou smlouvou na dodávky elektřiny v rámci volného trhu po dobu od ledna do prosince 2005 a druhý s dodávkami za regulované sazby ve stejném období, nesli, pokud byly všechny ostatní faktory rovnocenné, obdobné náklady na elektřinu. Jediný důsledek, který měla úroveň regulovaných sazeb v roce 2005 na ceny na volném trhu, ve skutečnosti spočíval v tom, že uživatelé na volném trhu měli nepřímou výhodu plynoucí z omezení cenových nárůstů, a to i vezmeme-li v úvahu, že tyto nárůsty byly smluvně možné během roku, nebo v dlouhodobějším měřítku v průběhu celého roku 2005. Skutečnou či potenciální hospodářskou soutěž mezi průmyslovými uživateli, kteří získávali elektřinu na volném, respektive regulovaném trhu, nemohly regulované sazby narušit.
(112)
Zatřetí, v rozhodnutí o zahájení řízení se Komise odvolávala zejména na nízké úrovně regulovaných sazeb ve výši 23,90 EUR/MWh a 27,00 EUR/MWh, které v roce 2005 platily pro velké průmyslové odběratele (sazba G4), respektive velké průmyslové odběratele s přerušitelnými dodávkami (např. sazba 3.4), jak ukazuje tabulka 3 v 30. bodě odůvodnění. Jak podotýkají některé třetí strany, úrovně regulovaných sazeb, vůči nimž se v rozhodnutí o zahájení řízení vznášejí námitky, nejsou sazbami, nýbrž průměrnými cenami po slevách. Úrovně základních sazeb stanovené dekretem č. 2392/2004 (uvedené v tabulce 1) byly bez slev 56,12 EUR/MWh (sazba 3.4), respektive 25,44 EUR/MWh (sazba G4).
(113)
V tomto ohledu byly během formálního vyšetřování zjištěny důkazy o tom, že regulované sazby pro průmyslové uživatele, které jsou zmiňovány v rozhodnutí o zahájení řízení, se nacházely na úrovni tržních cen použitelných během celého období od ledna do prosince 2005. Tato skutečnost je vysvětlena níže.
(114)
Zaprvé, byly nalezeny důkazy, že existovaly dvoustranné tržní ceny ve výši 34,45 EUR/MWh, které v roce 2005 platily pro uživatele s vysokou spotřebou energie na volném trhu (55.-57. bod odůvodnění). S ohledem na obchodní rozpětí, které je nižší než průměrné rozpětí ve výši 10 EUR uvedené v rozhodnutí o zahájení formálního vyšetřování, tato tržní cena ukazuje, že náklady na dodávky se blížily částce 25,44 EUR/MWh nejnižší regulované sazby (G4) (průměrná cena ex post 23,90 EUR/MWh). Pokud se vezmou v úvahu objektivní rozdíly u dodávek za regulované sazby, např. 9,7krát vyšší objemy dodávek, investice do kontrolního zařízení a lhůty pro platbu, ze skutečnosti, že regulované sazby byly nižší, zjevně nevyplývá pro příjemce žádné nepatřičné ekonomické zvýhodnění.
(115)
Zadruhé, z dostupných důkazů je patrné, že v prosinci 2004 bylo možné uzavírat na dodávky mezi lednem a prosincem 2005 jednoleté smlouvy o základních dodávkách, které se zakládaly na termínovaných tržních cenách ve výši 31,05 EUR/MWh. Pro průmyslové uživatele s přerušitelnými dodávkami se silnou modulací zátěže byla k dispozici konečná tržní cena (s dodatečnými službami a přístupovou sazbou) ve výši 36,67 EUR/MWh, která je nižší než příslušná základní sazba (sazba 3.4), (viz 16., 18. a 58. bod odůvodnění).
(116)
Dodatečné slevy, které byly k dispozici v rámci regulovaných sazeb za řízení odběru (např. modulace zátěže, přerušitelnost), umožňovaly, aby uživatelé, kteří tyto služby poskytují, měli na regulovaném trhu nižší průměrné ceny (22). Tyto slevy, jimiž se rozhodnutí o zahájení řízení specificky nezabývá, byly odměnou za cenné služby pro síť ze strany poptávky, které vyžadovaly úpravy obchodních či průmyslových procesů, investice do nich či jejich omezení. Modulace zátěže vyžaduje, aby byly energeticky náročné průmyslové a obchodní procesy prováděny spíše mimo špičku než během ní, aby se snížila spotřeba a napětí v elektrické síti. I služby v oblasti přerušitelnosti, které jsou síti poskytovány, jsou ekonomicky užitečné. Ty totiž spočívají v tom, že dotčený průmyslový uživatel umožní provozovateli soustavy, aby po upozornění v krátkém předstihu (od několika vteřin do dvou hodin) a na dlouhou dobu (od jedné do dvanácti hodin) přerušil dodávku. Tak tomu bylo v případě příslušných regulovaných sazeb ve Španělsku.
(117)
Přínosy těchto služeb z hlediska zajištění kontinuity dodávek elektřiny se uznávají v právních předpisech EU. Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2005/89/ES ze dne 18. ledna 2006 o opatřeních pro zabezpečení dodávek elektřiny a investic do infrastruktury (23) od členských států vyžaduje, aby zohledňovaly technologie pro řízení poptávky a přijímaly opatření k odstranění překážek, které brání využívání smluv na přerušitelný odběr elektřiny, aby byla zachována rovnováha mezi nabídkou a poptávkou. Tyto služby doplňují, a mohou dokonce nahradit jiné způsoby regulace, které provozovatelé sítě používají, aby se v elektrické síti zaručil soulad mezi poptávkou a nabídkou, a tím se zabránilo přerušením a výpadkům, které jsou sociálně a ekonomicky nákladné a mohou být podnětem k uložení sankcí či vzniku odpovědnosti.
(118)
Právě v případě Španělska jsou tyto služby obzvláště cenné, neboť v roce 2005 neexistovala výrazná kapacita propojení s jinými členskými státy a docházelo k rozsáhlému zavádění nestálých dodávek elektrické energie z obnovitelných zdrojů. Rozsah ekonomické hodnoty těchto služeb a potenciálních nákladů, jejichž vzniku se může v elektroenergetické soustavě předejít, lze znázornit pomocí nákladů, které vynakládá španělský provozovatel sítě Red Eléctrica de España v souvislosti s pořizováním vyrovnávacích služeb. V roce 2005 uvedený provozovatel zaplatil v průměru 65 EUR/MWh za služby sekundární regulace ke zvýšení energie (dodání dodatečné energie do sítě po dobu od 15 vteřin do 15 minut s cílem vyrovnat síť). Pokud jde o terciární regulaci ke zvýšení energie (dodání dodatečné energie do sítě po dobu od 15 minut do 2 hodin s cílem obnovit zásoby energie sekundární regulace), průměrná cena v roce 2005 byla 78 EUR/MWh, přičemž se zvyšovala až na 600 EUR/MWh (24). Tím, že vyrovnávají poptávku a přesměrovávají ji mimo špičku (modulace zátěže) nebo poskytují kapacitu ke snížení odběru v kritických situacích (přerušitelné služby), se slevy z příslušných regulovaných sazeb (např. přibližně 32 EUR/MWh ze sazby 3.4) zdají být ekonomicky opodstatněné.
(119)
Při neexistenci takovýchto slev u opatření k řízení poptávky byly sazby pro uživatele, kteří byli připojeni k síti vysokého napětí (sazby 1.4 a 2.4), na mnohem vyšší úrovni pohybující se mezi 58 a 61 EUR/MWh v případě základní sazby a na 76,20 EUR/MWh v případě průměrné skutečné ceny. Ve srovnání s termínovanými tržními cenami ve výši 31,05 EUR/MWh, které byly k dispozici v období od ledna do prosince 2005, nelze mít za to, že tržní ceny jsou vyšší než regulované sazby použitelné u převážné většiny průmyslových a komerčních uživatelů s vysokou spotřebou energie.
(120)
Z toho vyplývá, že ačkoli ceny zaznamenané na organizovaném trhu s elektřinou nepředstavují vhodné měřítko pro srovnání cen elektřiny, které platí velcí průmysloví a komerční uživatelé, skutečné tržní ceny použitelné na dodávky elektřiny konečným uživatelům, kterým byla energie v roce 2005 dodávána za regulované sazby, byly v souladu s příslušnými úrovněmi regulovaných sazeb.
6. ZÁVĚRY OHLEDNĚ OPATŘENÍ
(121)
Vzhledem k výše uvedeným úvahám se Komise domnívá, že bylo prokázáno zaprvé to, že společnosti, kterým byla elektřina dodávána za souhrnné regulované sazby, neměly z úrovně těchto sazeb žádnou výhodu, a zadruhé - s ohledem na to, že se Španělsko zavázalo, že dané opatření změní, - že předmětným společnostem bude za prodlení při splácení části jejich účtů za elektřinu v roce 2005 účtován přiměřený úrok.
(122)
Dotčené opatření proto uživatele z řad podniků nijak ekonomicky nezvýhodňuje. Vzhledem k tomu, že kritéria čl. 107 odst. 1 SFEU jsou kumulativní, není nutné zkoumat, zda byla splněna ostatní kritéria.
(123)
Komise tudíž dospěla k závěru, že s ohledem na režim, který Španělsko zavedlo, aby zpětně získalo dluh konečných uživatelů vůči elektroenergetické soustavě, nepředstavoval systém sazeb aplikovaný v roce 2005 státní podporu ve smyslu čl. 107 odst. 1 SFEU. Tento závěr se týká situace a období, na které se vztahuje stížnost, aniž je jím dotčeno jakékoli posouzení, které Komise případně provede u opatření přijatých Španělskem po roce 2005,
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Systém regulovaných sazeb aplikovaný Španělským královstvím v roce 2005 nepředstavuje státní podporu ve smyslu čl. 107 odst. 1 Smlouvy o fungování Evropské unie.
Článek 2
Toto rozhodnutí je určeno Španělskému království.
V Bruselu dne 4. února 2014.
DECYZJA KOMISJI
z dnia 4 lutego 2014 r.
w sprawie pomocy państwa nr SA.21817 (C 3/07) (ex NN 66/06) wdrożonej przez Hiszpanię
Taryfy dla energii elektrycznej w Hiszpanii: konsumenci
(notyfikowana jako dokument nr C(2013) 7741)
(Jedynie tekst w języku hiszpańskim jest autentyczny)
(Tekst mający znaczenie dla EOG)
(2014/456/UE)
KOMISJA EUROPEJSKA,
uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 108 ust. 2 akapit pierwszy,
uwzględniając Porozumienie o Europejskim Obszarze Gospodarczym, w szczególności jego art. 62 ust. 1 lit. a),
po wezwaniu zainteresowanych stron do przedstawienia uwag zgodnie z przywołanymi artykułami (1) i uwzględniając otrzymane odpowiedzi,
a także mając na uwadze, co następuje:
1. PROCEDURA
(1)
Pismem z dnia 27 kwietnia 2006 r. przedsiębiorstwa Céntrica plc i Céntrica Energía S.L.U. (razem zwane dalej „Céntrica”) skierowały do Komisji skargę dotyczącą systemu taryf regulowanych dla energii elektrycznej wdrożonego w Hiszpanii w 2005 r.
(2)
W piśmie z dnia 27 lipca 2006 r. Komisja zwróciła się do władz hiszpańskich o przedstawienie informacji na temat powyższego środka. Komisja otrzymała te informacje w piśmie z dnia 22 sierpnia 2006 r.
(3)
W dniu 12 października 2006 r. sprawę wpisano do rejestru pomocy niezgłoszonej (sprawa NN 66/06).
(4)
W piśmie z dnia 9 listopada 2006 r. Komisja zwróciła się do władz hiszpańskich o przedstawienie dodatkowych objaśnień dotyczących danego środka. Władze hiszpańskie odpowiedziały pismem z dnia 12 grudnia 2006 r.
(5)
W piśmie z dnia 24 stycznia 2007 r. Komisja poinformowała władze hiszpańskie, że podjęła decyzję o wszczęciu postępowania w sprawie przedmiotowego środka, przewidzianego w art. 108 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE).
(6)
Decyzja Komisji została opublikowana w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej (2). Komisja zwróciła się do zainteresowanych stron o przedstawienie uwag dotyczących przedmiotowego środka.
(7)
Władze hiszpańskie przedstawiły swoje uwagi w piśmie z dnia 26 lutego 2007 r.
(8)
Do Komisji wpłynęły uwagi od następujących zainteresowanych stron: regionalnego rządu Galicii (Xunta de Galicia) (pismo z dnia 23 marca 2007 r.), Céntrica (pisma z 26 marca 2007 r. i 3 lipca 2007 r.), ACIE - Stowarzyszenia Niezależnych Dostawców Energii (pismo z dnia 26 marca 2007 r.), rządu Asturii (pismo z dnia 27 marca 2007 r.), AEGE - Stowarzyszenia Sektorów Energochłonnych (pismo z dnia 2 kwietnia 2007 r. uzupełnione w dniu 21 listopada 2011 r.), Asturiana de Zinc - AZSA (pismo w dnia 3 kwietnia 2007 r.), Ferroatlántica - producenta metali (pismo z dnia 3 kwietnia 2007 r.), Alcoa (pismo z dnia 3 kwietnia 2007 r.), UNESA - Hiszpańskiego Stowarzyszenia Przemysłu Elektroenergetycznego (pismo z dnia 25 kwietnia 2007 r.), ENEL Viesgo (pismo z dnia 26 kwietnia 2007 r.), Iberdrola (pismo z dnia 26 kwietnia 2007 r.), Union Fenosa Distribución (pismo z dnia 27 kwietnia 2007 r.), Hidrocantábrico Distribución Electrica (pismo z dnia 27 kwietnia 2007 r.), Endesa Distribución Electrica (pismo z dnia 27 kwietnia 2007 r.).
(9)
W pismach z dnia 15 maja 2007 r. i 6 lipca 2007 r. Komisja przesłała uwagi zainteresowanych stron władzom hiszpańskim, umożliwiając im ustosunkowanie się do tych uwag; w piśmie z dnia 2 sierpnia 2007 r. władze hiszpańskie przedstawiły swoje uwagi.
(10)
Otrzymano też dodatkowe informacje od Céntrica w pismach z dnia 1 czerwca 2007 r., 28 sierpnia 2007 r., 4 lutego 2008 r. i 1 marca 2008 r., od AEGE w piśmie z dnia 21 listopada 2011 r. oraz od Ferroatlántica w piśmie z dnia 5 grudnia 2011 r.
(11)
W pismach z dnia 30 lipca 2009 r., 19 marca 2010 r., 6 października 2011 r., 12 kwietnia 2012 r., 31 sierpnia 2012 r., 4 lutego 2013 r. i 17 lipca 2013 r. Komisja zwróciła się do władz hiszpańskich o przedstawienie dodatkowych objaśnień dotyczących przedmiotowego środka. Władze hiszpańskie odpowiedziały w pismach z dnia 5 października 2009 r., 26 kwietnia 2010 r., 7 grudnia 2011 r., 12 czerwca 2012 r., 18 października 2012 r., 11 lutego 2013 r. i 4 października 2013 r.
(12)
W dniu 19 kwietnia 2013 r. akta podzielono na dwie części, obejmujące: niniejszą sprawę, tj. sprawę SA.21817 (C3/07, ex NN 66/06) dotyczącą pomocy dla odbiorców końcowych energii elektrycznej, oraz sprawę SA.36559 (C3a/07, ex NN 66/06), która dotyczy pomocy dla dystrybutorów energii elektrycznej. Niniejsza decyzja dotyczy wyłącznie możliwej pomocy dla odbiorców końcowych energii elektrycznej objętych zakresem postępowania, czyli z wykluczeniem gospodarstw domowych i małych przedsiębiorstw.
2. SZCZEGÓŁOWY OPIS ŚRODKA
HISZPAŃSKI SYSTEM ELEKTROENERGETYCZNY W 2005 R.
(13)
Na podstawie ram prawnych w postaci ustawy 54/1997 z dnia 27 listopada 1997 r. (Ley del Sector Eléctrico, zwanej dalej „LSE”), obowiązującej w 2005 r., dostawę energii elektrycznej do odbiorców końcowych z zastosowaniem taryf regulowanych sklasyfikowano jako działalność regulowaną. Na mocy ustawy zadanie to powierzono dystrybutorom.
(14)
W 2005 r. wszyscy odbiorcy końcowi energii elektrycznej na hiszpańskim rynku mogli wybrać, czy chcą negocjować umowy z niezależnymi dostawcami czy korzystać z dostaw energii według taryf regulowanych ustalonych przez państwo. Każdy odbiorca końcowy, który zdecydował się na dostawy w ramach rynku regulowanego, był uprawniony do dostaw od lokalnego dystrybutora według całościowej taryfy regulowanej (cena obejmująca wszystkie koszty), uwzględniającej jego profil i zużycie energii. Odbiorcy na wolnym rynku pokrywali nie tylko koszty dostaw energii, ale uiszczali też opłatę za dostęp do sieci, również regulowaną. Od czasu zakończenia reformy sektora elektroenergetycznego w 2009 r. dystrybutorzy nie dostarczają energii z zastosowaniem całościowych taryf regulowanych.
(15)
Decyzja w sprawie poziomów całościowych taryf regulowanych i regulowanych opłat za dostęp do sieci na cały rok zapadała ex ante, zazwyczaj przed końcem roku N-1, ale w ciągu roku kwoty te mogły być korygowane (3). Coroczny wzrost taryf był jednak ograniczony górnym pułapem (4). Z zasady taryfy i opłaty ustalano w oparciu o prognozy, tak aby wynikające z nich regulowane przychody wystarczały na pokrycie wszystkich regulowanych kosztów systemu elektroenergetycznego. Takie regulowane koszty systemu obejmowały w 2005 r. koszty dostaw energii według taryf całościowych, koszty zakupu energii ze specjalnych systemów (odnawialne źródła energii, kogeneracja itd.), koszty przesyłu i dystrybucji, koszty środków zarządzania popytem, koszty wytwarzania dodatkowej energii elektrycznej na hiszpańskich wyspach, koszty wsparcia przemysłu wydobycia węgla, deficyt za poprzednie lata itd. Nie stosowano żadnych zasad przeznaczania konkretnych kategorii przychodów bądź ich części na określoną kategorię kosztów czy część tych kosztów. W związku z tym ani całych, ani częściowych przychodów z opłat za dostęp do sieci nie przeznaczano na przykład na finansowanie dotacji na wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych czy na wytwarzanie energii elektrycznej na hiszpańskich wyspach.
(16)
W 2005 r. było co najmniej 25 taryf regulowanych dla odbiorców końcowych, zależnie od poziomu zużycia, profilu zużycia, zamierzonego odbiorcy oraz napięcia przyłączeniowego. Jednocześnie na wolnym rynku stosowano wobec odbiorców końcowych dziewięć innych regulowanych opłat za dostęp do sieci, ustalanych również w oparciu o napięcie przyłączeniowe i inne właściwości.
(17)
Dnia 30 grudnia 2004 r. władze hiszpańskie ustaliły taryfy dla energii elektrycznej na 2005 r. (5), odpowiadające następującym kategoriom odbiorców:
TARYFY CAŁOŚCIOWE
Niskie napięcie
1.0.
maksymalna moc elektryczna 770 kW
2.0.
do użytku ogólnego, moc elektryczna nieprzekraczająca 15 kW
3.0.
do użytku ogólnego
4.0.
do użytku ogólnego, długoterminowego
B.0
oświetlenie publiczne
R.0
na potrzeby nawadniania w rolnictwie
Wysokie napięcie
Taryfy ogólne
Wykorzystanie krótkoterminowe
1.1.
do użytku ogólnego, nieprzekraczające 36 kV
1.2.
do użytku ogólnego, powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
1.3.
do użytku ogólnego, powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie
1.4.
do użytku ogólnego, powyżej 145 kV
Wykorzystanie średnioterminowe
2.1.
nieprzekraczające 36 kV
2.2.
powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
2.3.
powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie
2.4.
powyżej 145 kV
Wykorzystanie długoterminowe
3.1.
nieprzekraczające 36 kV
3.2.
powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
3.3.
powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie
3.4.
powyżej 145 kV
Taryfy trakcyjne (Tarifas de tracción)
T.1
nieprzekraczające 36 kV
T.2
powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
T.3
powyżej 72,5 kV i 145 kV
Na potrzeby nawadniania w rolnictwie
R.1
nieprzekraczające 36 kV
R.2
powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
R.3
powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie
G. Taryfa dla dużych odbiorców (G4)
Taryfy do celów sprzedaży dla dystrybutorów
D.1
nieprzekraczające 36 kV
D.2
powyżej 36 kV do 72,5 kV
D.3
powyżej 72,5 kV do 145 kV
D.4
powyżej 145 kV
TARYFY DOSTĘPOWE
Niskie napięcie
2,0 A
zwykła taryfa dostępowa dla sieci niskiego napięcia
2,0 NA
zwykła taryfa dostępowa dla sieci niskiego napięcia z podziałem na dzień i noc
3,0 A
ogólna taryfa dostępowa dla sieci niskiego napięcia
Wysokie napięcie
3.1.A
taryfa dostępowa dla sieci o napięciu nieprzekraczającym 36 kV (moc elektryczna nieprzekraczająca 450 kW)
6.1
taryfa dostępowa dla sieci o napięciu nieprzekraczającym 36 kV (moc elektryczna powyżej 450 kW)
6.2
taryfa dostępowa dla sieci o napięciu powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie (moc elektryczna powyżej 450 kW)
6.3
taryfa dostępowa dla sieci o napięciu powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie (moc elektryczna powyżej 450 kW)
6.4
taryfa dostępowa dla sieci o napięciu powyżej 145 kV (moc elektryczna powyżej 450 kW)
6.5
taryfa dostępowa do celów wymiany międzynarodowej
(18)
Regulowane taryfy całościowe można podzielić na komponent przeznaczony na pokrycie kosztów przesyłu, dystrybucji i ogólnych kosztów systemu (opłata za dostęp do sieci) oraz na komponent odzwierciedlający koszty zakupu energii elektrycznej na hurtowym rynku energii (komponent energii). Ponadto stosowano system upustów od taryf całościowych w odniesieniu do usług zarządzania popytem (np. dopuszczalne przerwy w dostawach energii elektrycznej po zawiadomieniu lub zużycie skoncentrowane na okresach pozaszczytowych). Począwszy od 2005 r. Hiszpania wprowadziła zmiany w systemie taryf regulowanych. Ostatniej z nich dokonano w 2013 r., kiedy Hiszpania przyjęła nowe ramy legislacyjne dla sektora energii elektrycznej (ustawa 24/13), które między innymi obejmowały reformę regulacji cen na rynku sprzedaży detalicznej. Hiszpania zapowiedziała przygotowanie nowej ustawy i przepisów wykonawczych do niej w 2014 r. Poniżej przedstawiono niektóre z podstawowych taryf całościowych na najniższym poziomie taryfowym dla wymienionych wyżej kategorii (tj. nieprzekraczających 145 kV), mających zastosowanie od 1 stycznia 2005 r.:
Tabela 1
Podstawowe kwoty w całościowych taryfach regulowanych w 2005 r.
A/komponent mocy elektrycznej
B/komponent energii
Taryfa całościowa (A+B)
EUR/kW miesięcznie
EUR/kWh
EUR/MWh
NISKIE NAPIĘCIE
1.0
Moc elektryczna 770 W
0,277110
0,062287
62,67
3.0
Do użytku ogólnego
1,430269
0,083728
85,71
4.0
Do użytku ogólnego, długoterminowego
2,284634
0,076513
79,69
WYSOKIE NAPIĘCIE
1.4
Wykorzystanie krótkoterminowe, do użytku ogólnego 145 kV
1,759358
0,058412
60,86
2.4
Wykorzystanie średnioterminowe, do użytku ogólnego 145 kV
3,632629
0,053224
58,27
3.4
Wykorzystanie długoterminowe, do użytku ogólnego 145 kV
9,511921
0,042908
56,12
G.
Duzi odbiorcy G4
10,208070
0,011265
25,44
Źródło: załącznik I do dekretu królewskiego 2392/2004, obliczenia Komisji.
(19)
Hiszpańska Krajowa Komisja Energetyki (Comisión Nacional de Energía - CNE), hiszpański organ regulacyjny, stwierdziła, że średnie taryfy całościowe w 2005 r. nie odzwierciedlały wszystkich kosztów dostaw, zwłaszcza kosztów zakupu energii na rynku sprzedaży hurtowej. W szczególności, jak pokazano na poniższym wykresie, tylko w ciągu pięciu miesięcy od stycznia do lutego 2005 r. i potem znowu od kwietnia do czerwca 2005 r. ceny określone w średnich całościowych taryfach regulowanych były niższe od średnich cen na rynku hurtowej sprzedaży energii elektrycznej. I na odwrót, od października 2006 r. do grudnia 2007 r. miała miejsce sytuacja przeciwna: w ciągu tych 14 miesięcy średnie ceny hurtowe gwałtownie spadły poniżej cen energii określonych w średnich całościowych taryfach regulowanych, dużo poniżej różnicy odnotowanej w okresie siedmiu miesięcy 2005 r., w którym ceny hurtowe były wyższe od cen określonych w taryfach całościowych.
Wykres 1
Średnia ważona cena hurtowa a cena energii określona w taryfie całościowej
Źródło: CNE - Sprawozdanie dotyczące rozwoju konkurencji na rynkach gazu i energii elektrycznej. Okres 2005-2007, s. 84.
DEFICYT TARYFOWY W 2005 R.
(20)
Rozliczenie rachunków systemu elektroenergetycznego odbywało się raz w roku na podstawie faktycznych regulowanych przychodów i kosztów. W 2005 r. ustalony poziom taryf regulowanych i opłat za dostęp do sieci nie zapewnił wystarczających przychodów, które pozwoliłyby systemowi odzyskać wszystkie regulowane koszty udokumentowane ex post za cały rok. W wyniku ostatecznego rozliczenia za 2005 r., wykonanego przez CNE na koniec roku, stwierdzono deficyt w kwocie 3 811 mln EUR. Nie pierwszy raz proces rozliczenia zakończył się powstaniem deficytu, jednak wielkość deficytu za 2005 r. była bezprecedensowa. W latach 2000, 2001 i 2002 odnotowano mniejsze deficyty.
(21)
Przede wszystkim rząd zbyt nisko oszacował faktyczne koszty zakupu energii elektrycznej. Chociaż zużycie energii elektrycznej przez odbiorców końcowych tak na rynku regulowanym, jak i wolnym w 2005 r. kształtowało się mniej więcej zgodnie z prognozami z grudnia 2004 r., szereg nieprzewidzianych wzrostów cen w ciągu roku spowodował, że ceny hurtowe wzrosły z kwoty 35,61 EUR/MWh w 2004 r. do kwoty 62,4 EUR/MWh w 2005 r., w związku z czym średnia cena hurtowa w 2005 r. wyniosła 59,47 EUR/MWh. Do przyczyn takiego wzrostu zalicza się niespotykanie suchy rok, który spowodował spadek produkcji energii hydroelektrycznej o 55 %, wzrost cen ropy, skutki ceny rynkowej uprawnień do emisji CO2 przyznanych nieodpłatnie w ramach systemu handlu emisjami oraz wzrost popytu na energię wyższy od wzrostu PKB.
(22)
Innym ważnym czynnikiem, który przyczynił się do wzrostu ogólnych kosztów systemu, był wysoki poziom pomocy na wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych. W szczególności producenci energii ze źródeł odnawialnych mogli wybrać między bezpośrednim uczestnictwem na rynku hurtowej sprzedaży energii elektrycznej a „giełdą”. W 2005 r. opcja ta była szczególnie atrakcyjna, w związku z czym w giełdzie uczestniczyło więcej producentów energii ze źródeł odnawialnych niż przewidywano, co spowodowało wyższe koszty dla systemu. Ponadto bezpośrednia pomoc na koszty energii elektrycznej w ramach specjalnego systemu (odnawialne źródła energii, kogeneracja), zaksięgowana jako koszty regulowane, w 2005 r. wyniosła 2 701 mln EUR. Dla ilustracji, koszty systemu z tytułu przesyłu i dystrybucji w 2005 r. wyniosły 4 410 mln EUR.
Mechanizm przyjęty na potrzeby wstępnego finansowania deficytu
(23)
Wzrost deficytu nie przeszedł niezauważony. Już w marcu 2005 r., kiedy okazało się jasne, że deficyt taryfowy rośnie, na podstawie art. 24 dekretu królewskiego z mocą ustawy 5/2005 (6) władze hiszpańskie postanowiły, że fundusze wymagane do wyeliminowania luki między kosztami a przychodami systemu elektroenergetycznego dostarczy pięć hiszpańskich największych „uprawnionych przedsiębiorstw elektroenergetycznych”, które były uprawnione do otrzymania rekompensaty za koszty osierocone (7), według następującego podziału procentowego:
-
Iberdrola, SA: 35,01 %
-
Unión Eléctrica Fenosa, SA: 12,84 %
-
Hidroeléctrica del Cantábrico; S.A: 6,08 %
-
Endesa, SA: 44,16 %
-
Elcogas, SA: 1,91 %
(24)
Dekret królewski z mocą ustawy 5/2005 stanowił, że przyszły deficyt zostanie przypisany wymienionym wyżej pięciu spółkom jako ujemne saldo na istniejącym rachunku depozytowym, wykorzystywanego przez CNE do wypłaty kosztów osieroconych na rzecz tych spółek. W praktyce zobowiązywało to te przedsiębiorstwa do dokonywania zaliczkowych płatności. Ujemne saldo na rachunku kosztów osieroconych skutkowałoby prawami poboru, dając przedsiębiorstwom w przyszłości prawo do pobierania przychodów od odbiorców energii elektrycznej. Przedsiębiorstwa mogłyby te prawa sekurytyzować i sprzedawać na rynku. Przyznane tym przedsiębiorstwom prawa poboru przyniosły minimalną stopę procentową (równą trzymiesięcznej stopie EURIBOR, obliczonej jako średnia stóp EURIBOR za listopad poprzedniego roku, bez spreadu).
Mechanizm przyjęty w celu pokrycia deficytu przy pomocy środków uzyskanych od odbiorców końcowych
(25)
W czerwcu 2006 r. władze hiszpańskie podjęły decyzję dotyczącą sposobu pokrycia deficytu z 2005 r. przy pomocy środków uzyskanych od odbiorców energii elektrycznej za sprawą taryf regulowanych. Na podstawie dekretu królewskiego 809/2006 (8) władze hiszpańskie ustanowiły, że deficyt z 2007 r. (lub dokładniej - prawa poboru przyznane przedsiębiorstwom) zostanie pokryty ze środków uzyskanych od odbiorców energii za pośrednictwem specjalnej opłaty dodatkowej mającej zastosowanie zarówno do taryf całościowych, jak i taryf dostępowych, w okresie obejmującym czternaście i pół roku. Ustalono, że opłata dodatkowa, obliczona jako roczna kwota wymagana do liniowego pokrycia bieżącej wartości netto deficytu za 2005 r. w okresie 14,5 roku, wyniesie 1,378 % taryfy całościowej oraz 3,975 % taryfy dostępowej na 2006 r. Stopa procentowa mająca zastosowanie była równa trzymiesięcznej stopie EURIBOR.
(26)
Wspomnianą opłatę dodatkową traktowano jak „wkład o specjalnym przeznaczeniu” (cuota con destino específico). Władze hiszpańskie ustaliły, że przychody z wkładu na finansowanie deficytu z 2005 r. będą gromadzone na rachunku depozytowym zarządzanym przez CNE. Następnie CNE przekaże fundusze właścicielom praw poboru, czyli wytwórcom energii, którzy sfinansowali deficyt lub podmiotom, które odkupiły następnie od nich prawa poboru, według udziału w finansowaniu deficytu przez każdego z nich.
Skutki deficytu taryfowego dla hiszpańskiego rynku
(27)
W 2005 r. 37,49 % zapotrzebowania na energię elektryczną w Hiszpanii zaspokajano energią kupowaną na wolnym rynku. Ilość ta dotyczy stosunkowo nielicznej grupy odbiorców; zaledwie 8,5 % odbiorców kupowało energię na wolnym rynku, podczas gdy 91,5 % pozostało przy taryfach regulowanych (spadek w stosunku do 2004 r., w którym było ich 97 %). Podstawową kategorią odbiorców na wolnym rynku byli odbiorcy, których instalacje zasilane są z sieci wysokiego napięcia (przede wszystkim odbiorcy przemysłowi); 38,9 % z nich skorzystało z przysługującej im opcji i zakupiona przez nich energia stanowiła 29 % całkowitego zużycia energii elektrycznej w kontynentalnej Hiszpanii w 2005 r. Znaczna większość gospodarstw domowych i odbiorców niskiego napięcia, którzy mogli korzystać z opcji wolnego rynku od 2003 r. (9), pozostała przy taryfach regulowanych; w 2005 r. znaczna ich część wybrała jednak wolny rynek. Na dzień 31 grudnia 2005 r. ponad 2 mln odbiorców korzystało z wolnego rynku (w porównaniu z 1,3 mln w 2004 r.).
(28)
Średnią korzyść cenową wynikającą z taryf regulowanych w 2005 r. należy jednak rozpatrywać łącznie z powrotem konsumentów na rynek regulowany, aczkolwiek z pewnym opóźnieniem. Jak pokazuje poniższa tabela 2, liczba odbiorców na wolnym rynku wzrastała w 2005 r., ale w 2006 r. spadła, osiągając wartość procentową (8,15 %) równą poziomowi z pierwszego półrocza 2005 r. Podobnie w pierwszym kwartale 2005 r. utrzymywał się widoczny w grudniu 2004 r. spadek ilości energii dostarczanej do odbiorców końcowych na wolnym rynku. Chociaż między czerwcem a wrześniem 2005 r. spadek ten zatrzymał się, nadal występował w grudniu 2004 r. i przez cały rok 2006.
Tabela 2
Udział miejsc dostarczania i energii na wolnym rynku (w ujęciu procentowym w stosunku do całego rynku) w latach 2004-2006
Energia elektryczna
2004
2005
2006
Ma-rzec
Czerwiec
Wrzesień
Gru-dzień
Ma-rzec
Czerwiec
Wrzesień
Grudzień
Ma-rzec
Czerwiec
Wrzesień
Gru-dzień
% miejsc dostarczania
1,53
2,82
4,21
5,73
7,42
9,42
10,37
10,66
10,20
9,28
8,86
8,15
% energii
29,30
33,60
36,19
33,57
33,15
35,34
41,39
37,41
29,38
27,10
25,74
24,87
Źródło: Sprawozdanie CNE Nota Informativa sobre los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados, actualización 31 de diciembre de 2006.
(29)
Chociaż skutki strat poniesionych przez dostawców zaczęły być odczuwalne w połowie 2005 r., kiedy ceny hurtowe zaczęły dynamicznie rosnąć, umów o dostawy nie można było rozwiązać w trybie natychmiastowym. W konsekwencji dostawcy na wolnym rynku, zwłaszcza ci, którzy nie posiadali mocy wytwórczych, ale musieli kupować energię elektryczną na rynku hurtowym, zmuszeni byli oferować energię w warunkach wolnego rynku z zastosowaniem taryf regulowanych, ryzykując poniesieniem strat, lub pobierać wyższe opłaty, odzwierciedlające faktyczne koszty zakupu, tracąc tym samym udział w rynku.
3. DECYZJA O WSZCZĘCIU POSTĘPOWANIA NA PODSTAWIE ART. 108 UST. 2 TFUE
(30)
Komisja zdecydowała o wszczęciu formalnego postępowania wyjaśniającego, obejmującego porównanie taryf regulowanych płaconych przez różne kategorie odbiorców końcowych z szacunkowymi cenami, które byliby zobowiązani płacić na wolnym rynku w przypadku braku tych taryf. Szacunkowe ceny rynkowe obliczono na podstawie ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, opłat za dostęp do sieci oraz średniej marży handlowej oszacowanej na kwotę 10 EUR/MWh, zgodnie z informacjami przedstawionymi przez Céntrica.
Tabela 3
Porównanie cen według kategorii odbiorców
Kategoria odbiorców
Taryfa regulowana
(EUR/MWh)
Szacunkowa cena rynkowa (wyłącznie cena hurtowa plus taryfa dostępowa)
(EUR/MWh)
Szacunkowa cena rynkowa (+ 10 EUR marża handlowa)
1.
Duzi odbiorcy przemysłowi podłączeni do sieci wysokiego napięcia (taryfa G4)
23,9
61,17
71,17
2.
Duzi odbiorcy przemysłowi z dostawami przerywalnymi
27,0
73,87-76,47
83,87-86,47
3.
Odbiorcy podłączeni do sieci wysokiego napięcia
76,2
81,57
91,57
4.
Gospodarstwa domowe
101,2
107,75
117,75
5.
Drobni odbiorcy przemysłowi lub przedsiębiorstwa usługowe podłączone do sieci niskiego napięcia
103,9
101,07
111,07
Źródło: Céntrica.
(31)
Tabela wskazuje na znaczną korzyść na rzecz dwóch pierwszych kategorii (duzi odbiorcy przemysłowi). W przypadku pozostałych kategorii odbiorców końcowych porównanie jest mniej rozstrzygające, chociaż nadal można zauważyć niewielką korzyść.
(32)
W decyzji uznano, że korzyść ta została przyznana w sposób selektywny, ponieważ sztucznie zaniżone ceny regulowane sprzyjały przedsiębiorstwom korzystającym z energii elektrycznej, a nie na przykład z gazu jako źródła energii. Ponadto odnotowano występowanie selektywności de facto i de iure, ponieważ korzyść była nieproporcjonalnie większa w przypadku dużych przemysłowych odbiorców końcowych, którzy w niektórych przypadkach korzystali z cen całościowych o ponad połowę niższych niż komponent energii szacunkowych cen wolnorynkowych.
(33)
W decyzji o wszczęciu postępowania wskazano, że zachęcając odbiorców końcowych do powrotu na rynek regulowany, system mógł również przynosić korzyści dystrybutorom, którzy korzystali z gwarantowanej marży zysku z działalności regulowanej.
(34)
W decyzji stwierdzono też, że system obejmował transfer środków państwowych, ponieważ stosowana w cenie dodatkowa opłata przeznaczona na pokrycie deficytu stanowi opłatę parafiskalną, z której dochody, zanim zostaną skierowane do beneficjentów końcowych, trafiają najpierw na rachunek hiszpańskiego organu regulacyjnego CNE (organ sektora publicznego). W decyzji uznano, że w świetle orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości w tej kwestii fundusze te należy uznać za zasoby państwowe.
(35)
Mając na uwadze, że odbiorcy końcowi funkcjonują na rynkach, które z zasady są otwarte dla konkurencji i obrotu handlowego wewnątrz UE, w decyzji o wszczęciu postępowania Komisja doszła do wniosku, że spełniono wszystkie kryteria ustanowione w art. 107 ust. 1, a środek stanowił pomoc państwa z korzyścią dla odbiorców końcowych.
(36)
Po stwierdzeniu, że żadne z odstępstw przewidzianych w art. 107 TFUE zdaje się nie mieć zastosowania, w decyzji o wszczęciu postępowania oceniano, czy dostarczanie energii elektrycznej z zastosowaniem taryf regulowanych można uznać za usługę świadczoną w ogólnym interesie gospodarczym, korzystającą z odstępstwa przewidzianego w art. 106 ust. 2 TFUE. W decyzji stwierdzono, że w sektorze elektroenergetycznym margines swobody państw członkowskich w zakresie ustalania świadczeń związanych z usługą publiczną ograniczają przepisy dyrektywy 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 96/92/WE (10) („dyrektywa w sprawie energii elektrycznej”). Dyrektywa ta zobowiązuje państwa członkowskie do ustanowienia obowiązku w zakresie usługi publicznej (w tym przede wszystkim prawa do dostaw energii elektrycznej w rozsądnych cenach) tylko na rzecz gospodarstw domowych i małych przedsiębiorstw (11). W decyzji stwierdzono, że w świetle dyrektywy w sprawie energii elektrycznej dostarczania energii elektrycznej średnim lub dużym przedsiębiorstwom z zastosowaniem taryf regulowanych nie można uznać za usługę świadczoną w ogólnym interesie gospodarczym w ścisłym znaczeniu tego terminu.
(37)
Komisja wyraziła zatem poważne wątpliwości, czy elementy pomocy w taryfach regulowanych, które stosowano wobec przedsiębiorstw innych niż małe przedsiębiorstwa, można uznać za zgodne z rynkiem wewnętrznym.
(38)
W decyzji o wszczęciu postępowania stwierdzono, że możliwe jest, iż dystrybutorzy energii elektrycznej otrzymali pomoc państwa. Ta część sprawy podlega odrębnej decyzji (sprawa C 3a/07).
4. UWAGI ZAINTERESOWANYCH STRON
(39)
Na wystosowane przez Komisję zaproszenie do składania uwag dotyczących decyzji o wszczęciu szczegółowego postępowania wyjaśniającego odpowiedziało wiele dużych odbiorców przemysłowych, dystrybutorów, niezależnych dostawców oraz organów rządowych hiszpańskich wspólnot autonomicznych. Niniejszym podsumowane zostaną wyłącznie uwagi mające związek z domniemaną pomocą państwa na rzecz odbiorców końcowych energii elektrycznej.
UWAGI NIEZALEŻNYCH DOSTAWCÓW
(40)
Otrzymano uwagi od Céntrica i ACIE - Stowarzyszenia Niezależnych Dostawców Energii. Przedstawione argumenty i wnioski w dużym stopniu pokrywają się.
Uwagi Céntrica i ACIE
(41)
W swoich uwagach Céntrica skoncentrowała się na domniemanej korzyści dystrybutorów energii elektrycznej. Przedstawione przez spółkę dane liczbowe i argumenty wskazują jednak na występowanie pomocy państwa na rzecz odbiorców końcowych energii elektrycznej.
(42)
Zdaniem Céntrica współistnienie wolnego i regulowanego rynku, zwłaszcza zapewnienie odbiorcom końcowym swobody przechodzenia z jednego rynku na drugi, oznacza, że taryfy regulowane stanowiły odniesienie cenowe lub de facto próg dla cen na wolnym rynku. Dostawcy nie mogli pobierać opłat wyższych od taryf regulowanych, gdyż w przeciwnym razie straciliby odbiorców i nie zdołaliby pozyskać nowych.
(43)
Zazwyczaj cena energii elektrycznej dla odbiorców końcowych na wolnym rynku składa się z dwóch komponentów: z opłaty za dostęp do sieci i „komponentu dostawy”, który wynika z mechanizmów rynkowych i przechodzi na dostawcę detalicznego. Rentowność w dostawach detalicznych zależy od tego, czy „komponent dostawy”, za który płacą odbiorcy, obejmuje koszty dostawcy (tj. koszty zakupu energii na rynku hurtowym lub własne koszty wytwarzania w przypadku przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo) oraz tzw. „marżę handlową”, która z kolei obejmuje pozostałe koszty dostawy (koszty marketingu, systemów informatycznych, fakturowania itd.) oraz zwrot z zainwestowanego kapitału. Dostawca na wolnym rynku mógł zatem prowadzić w danym segmencie rynku działalność przynoszącą zyski wyłącznie w przypadku występowania „dodatniej marży handlowej”, czyli różnicy między ogólnymi kosztami dostawcy związanymi z obsługą odbiorców a taryfą regulowaną.
(44)
Céntrica udokumentowała występowanie niekorzystnej sytuacji konkurencyjnej dla dostawców na wolnym rynku przy pomocy obliczeń dowodzących braku marży handlowych w 2005 r. w przypadku wszystkich kategorii odbiorców (12) (lub stopniowe zmniejszanie w trakcie roku ewentualnych marż, które istniały na początku roku). Oznacza to, że regulowane taryfy ustalono na zbyt niskim poziomie, aby niezależni dostawcy mogli konkurować, generując przy tym zyski. Według Céntrica w przypadku niektórych kategorii odbiorców końcowych (zwłaszcza odbiorców energochłonnych objętych taryfą G4 oraz innych dużych odbiorców przemysłowych) nie było możliwości konkurowania, ponieważ taryfy całościowe nigdy nie pozostawiały marginesu, który umożliwiałby konkurowanie. Sugerowana przez Céntrica niekorzystna sytuacja konkurencyjna miała przede wszystkim miejsce w przypadku kategorii odbiorców, do których zalicza się przedsiębiorstwa usługowe i podmioty przemysłu drobnego podłączone do sieci niskiego napięcia, jak również segment gospodarstw domowych.
(45)
Komisja uwzględniła w swojej decyzji o wszczęciu postępowania przedstawione przez Céntrica dane liczbowe, zwłaszcza porównanie taryf regulowanych i szacunkowych cen rynkowych (zob. motyw 30 i tabela 3).
(46)
Zdaniem Céntrica system naruszał przepisy dyrektywy w sprawie energii elektrycznej nie tylko ze względu na dyskryminacyjny charakter systemu pokrycia deficytu (obejmującego rekompensatę strat poniesionych przez dystrybutorów, jednak nie przez dostawców), lecz również z powodu pozbawienia odbiorców prawa do przejrzystych cen i taryf (13). Ponieważ część ceny za energię elektryczną należnej za 2005 r. przeniesiono na kolejne lata, ostateczne ceny stosowane wobec odbiorców nie były dla nich przejrzyste.
(47)
Poza tym Céntrica stwierdziła, że mechanizm pokrycia deficytu nie był zbilansowany z dwóch powodów: po pierwsze deficyt byłby pokrywany w większości ze środków wpłacanych przez odbiorców końcowych niskiego napięcia, mimo że to duzi odbiorcy końcowi wysokiego napięcia najbardziej przyczynili się do jego powstania. Po drugie odbiorcy końcowi na wolnym rynku byli zobowiązani płacić za deficyt, który powstał bez ich udziału.
(48)
Céntrica poparła wstępną opinię Komisji, że hiszpański system pokrycia deficytu obejmował transfer zasobów państwowych. Céntrica podtrzymywała też, że rząd hiszpański podjął decyzję dotyczącą zasobów państwowych z myślą o umożliwieniu wytwórcom sekurytyzacji ich praw poboru.
(49)
Według szacunków ACIE - Stowarzyszenia Niezależnych Dostawców Energii, koszty zakupu energii przyjęte za podstawę dla taryf regulowanych w 2005 r. były o 68 % niższe od faktycznych kosztów, jakie dostawcy ponoszą, kupując energię na rynku hurtowym. ACIE uwydatniło poważne następstwa deficytu taryfowego w 2005 r. dla niezależnych dostawców. Według ACIE dostawcy na wolnym rynku ponosili podobne koszty zakupu jak dystrybutorzy. Ponadto byli oni de facto zobligowani dostosować poziom ustalonej przez rząd taryfy całościowej do każdej kategorii odbiorców, ponieważ w przeciwnym razie straciliby odbiorców i nie zdołaliby pozyskać nowych. Przede wszystkim ACIE zaznacza, że na początku 2005 r. jego członkowie zawarli umowy w oparciu o prognozowane przez rząd ceny hurtowe i potem zobowiązani byli przestrzegać tych umów, mimo że przestały one przynosić zyski. Wskutek tego niezależni dostawcy ponieśli straty. Céntrica szacuje, że jej straty w 2005 r. wyniosły 10 mln EUR. Według ACIE kilku dostawców, w tym Saltea Comercial, Electranorte, CYD Energia i RWE, zostało wypartych z rynku.
UWAGI ODBIORCÓW ENERGOCHŁONNYCH
(50)
Odbiorców energochłonnych reprezentowało w postępowaniu stowarzyszenie AEGE (Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energia). Niektórzy z nich (Asturiana de Zinc, Ferroatlántica i Alcoa) wzięli też udział indywidualnie. Alcoa to producent aluminium posiadający w Hiszpanii trzy zakłady produkcyjne, w San Ciprián, La Coruña i Avilés. W 2005 r. korzystał on z taryfy całościowej G4 (taryfa dla dostaw przerywalnych zarezerwowana dla odbiorców energochłonnych). Ferroatlántica to producent stopów aluminium i żelaza, który korzystał z taryfy 3.4 dla dostaw przerywalnych. Asturiana de Zinc jest producentem cynku, który na potrzeby swojego zakładu w San Juan de Nieva korzystał z taryfy G4.
(51)
W swoich uwagach odbiorcy energochłonni kwestionują stwierdzenie Komisji, jakoby taryfy przemysłowe (G4 i inne taryfy dla dostaw przerywalnych) stanowiły pomoc państwa, argumentując swoje stanowisko tym, że taryfy te nie skutkowały korzyścią gospodarczą, nie angażowały zasobów państwowych i nie wpływały ujemnie na konkurencję i obrót handlowy między państwami członkowskimi.
Brak korzyści gospodarczej
(52)
Odbiorcy energochłonni twierdzą, że w decyzji o wszczęciu postępowania zastosowano nieprawidłową wartość odniesienia, aby ustalić występowanie korzyści. Komisja porównała taryfy przemysłowe ze średnią ceną na rynku hurtowym (ceną giełdową), którą uznano za reprezentatywną w stosunku do kosztów, które przedsiębiorstwa te musiałyby ponieść w normalnych warunkach na rynku. Ponieważ stwierdzono, że taryfy przemysłowe są niższe od ceny giełdowej, w decyzji o wszczęciu postępowania uznano, że skutkowały one korzyścią gospodarczą dla ich beneficjentów.
(53)
Odbiorcy energochłonni twierdzą, że giełda to rynek transakcji natychmiastowych, na którym w każdej godzinie odbywa się obrót energią elektryczną na następny dzień. Zdaniem odbiorców energochłonnych giełda cierpi z powodu pewnych braków, które osłabiają jej efektywność i konkurencyjność. W konsekwencji ceny giełdowe nie odzwierciedlają dokładnie kosztów krańcowych wytwarzania, w związku z czym nie odzwierciedlają też warunków idealnej konkurencji. Duzi odbiorcy końcowi zużywający dużo energii elektrycznej i posiadający jednolity profil zużycia energii nie dokonują zakupów na giełdzie, ale zazwyczaj zawierają dwustronne umowy z dostawcami energii elektrycznej. Potwierdza to sprawozdanie OMEL za 2005 r., które wskazuje, że zaledwie siedmiu kwalifikujących się odbiorców, kupujących 5 % znajdującej się w obrocie handlowym energii elektrycznej, nabywało tę energię bezpośrednio na giełdzie.
(54)
W każdym wypadku, nawet zakładając poprawność cen odnotowanych na giełdzie jako wartości odniesienia, nie należałoby stosować średniej ceny rynkowej z 2005 r., jak uczyniła to Komisja, ponieważ ta średnia cena odzwierciedla popyt na energię elektryczną ze strony dostawców, którzy obsługiwali zróżnicowany portfel odbiorców końcowych, w tym gospodarstwa domowe i małe przedsiębiorstwa. Zdaniem AEGE, Ferroatlántica i Asturiana de Zinc właściwą wartością odniesienia byłaby najniższa cena odnotowana na giełdzie w 2005 r., czyli 18,6 EUR/MWh, gdyż cena ta odzwierciedlałaby najbardziej konkurencyjne warunki rynkowe na giełdzie (gdzie wytwórcy oferują energię elektryczną w cenie równoważnej ich kosztom krańcowym). Sytuacja dużych odbiorców przemysłowych nie jest porównywalna z sytuacją innych odbiorców końcowych, zwłaszcza gospodarstw domowych. W związku z tym średnia cena giełdowa nie jest właściwą wartością odniesienia. Zdaniem Alcoa Komisja powinna zamiast tego porównać kwestionowane taryfy z cenami przewidzianymi w dwustronnych umowach dużych odbiorców końcowych.
(55)
Spółka Alcoa przedstawiła jeden przykład ceny rynkowej będącej przedmiotem dwustronnej umowy i zaznaczyła, że jej trzy huty aluminium zawsze korzystały z taryfy G4. Alcoa posiada jednak też zakład produkcji tlenku glinu (Alúmina Española), dla którego zawarto dwustronną umowę z dostawcą pod koniec 2004 r. Umowa została zawarta na dwa lata z możliwością przedłużenia o dodatkowy rok. Trzy huty aluminium mają tak samo jednolity profil zużycia energii jak zakład produkcji tlenku glinu. Zakład ten zużywa jednak znacznie mniejszą ilość energii elektrycznej (0,35 TWh, przy czym dla porównania huty Avilés i La Coruña 1,3 TWh, a San Ciprián 3,4 TWh). Średnia cena uzgodniona na podstawie tej umowy wynosiła 34,45 EUR/MWh (łącznie z kosztami moratorium na elektrownie jądrowe, dostępu do sieci i innymi kosztami dodatkowymi). Cenę otrzymano na podstawie konkurencyjnej oferty, a różnice między ofertami poszczególnych dostawców wahały się w granicach 5 EUR.
(56)
Zdaniem Alcoa różnicę między tą uzgodnioną dwustronnie ceną (34,45 EUR/MWh) a taryfą G4 (23,9 EUR/MWh) można wyjaśnić czynnikami obiektywnymi. Przede wszystkim odbiorcy objęci taryfą G4 podlegają ograniczeniom regulacyjnym, które nie mają zastosowania do umów dwustronnych, takim jak obowiązek wykorzystania całej zakontraktowanej mocy w ramach taryfy G4 (pod rygorem kar), wymóg posiadania urządzenia do kontrolowania napięcia oraz wymóg uiszczenia płatności w terminie 20 dni (umowy dwustronne przewidują natomiast bardziej korzystne warunki płatności).
(57)
Alcoa twierdzi zatem, że hipotetyczna cena rynkowa dla posiadanych przez nią trzech hut aluminium wynosiłaby sporo poniżej 34,45 EUR/MWh z uwagi na większe zużycie energii. Ponadto jeżeli uwzględniono by średnią marżę handlową w wysokości 10 EUR/MWh, koszt dostaw netto do zakładu produkcji tlenku glinu wyniósłby 24,25 EUR/MWh, czyli byłby bardzo zbliżony do taryfy całościowej G4.
(58)
Spółka Ferroatlántica zaznaczyła, że w decyzji o wszczęciu postępowania wypaczono taryfę regulowaną 3.4, mającą zastosowanie w 2005 r., niesłusznie uwzględniając w podstawowej taryfie upusty i przyrównując ją do opłaty dostępowej dziesięciokrotnie wyższej niż opłata, która miała zastosowanie (i to do bardzo dużych odbiorców). Ferroatlántica przedstawiła również dowód, że chociaż miesięczna cena rynkowa w 2004 r. dla terminowych umów o dostawę energii elektrycznej w 2005 r. wynosiła 31,68 EUR/MWh, to w grudniu 2004 r. cena ta wynosiła 31,05 EUR/MWh. Wynikałoby z tego, że spółka uzyskała swoje podstawowe dostawy energii elektrycznej w 2005 r. w cenie, która miała zastosowanie w czasie ustalania taryf regulowanych. Po uwzględnieniu „dodatkowych usług” (3,92 EUR/MWh) oraz stosownej taryfy dostępowej (1,70 EUR/MWh) cena dla odbiorcy przemysłowego na rynku wyniosłaby 36,67 EUR/MWh, czyli mniej niż 56,11 EUR/MWh w ramach taryfy 3.4 stosowanej dla odbiorców energochłonnych.
(59)
W rzeczywistości inne upusty przy tej taryfie wynagradzały zdolność do świadczenia usług zarządzania popytem oraz zgodę na te usługi z korzyścią dla systemu. W tej kwestii Ferroatlántica dodaje, że upust przy taryfie był odzwierciedleniem różnych świadczonych usług, a mianowicie dyskryminacji ze względu na porę (przy zużyciu nocą oraz w weekendy), przerywalności (akceptacja dostawy na żądanie operatora sieci), sezonowości (koncentracja dostaw w miesiącach niskiego zapotrzebowania) oraz zarządzania energią bierną. To właśnie te upusty, które były zmienne i ustalone rozporządzeniem z 1995 r., a nie poziom taryfy regulowanej, wyjaśniają oraz, w opinii spółki Ferroatlántica, uzasadniają niższą średnią cenę energii elektrycznej w 2005 r.
(60)
Odbiorcy energochłonni kwestionują zawarte w decyzji o wszczęciu postępowania stwierdzenie, że korzyść była nieproporcjonalna do zużytych ilości energii i rosła w przypadku dużych odbiorców. W tej kwestii odbiorcy energochłonni twierdzą na przykład, że sama CNE przyznała, iż poziom taryfy G4 powinien być jeszcze niższy. Odbiorcy energochłonni zwracają uwagę na fakt, że duzi odbiorcy korzystający z taryfy G4 lub 3.4 zużywali kilka tysięcy razy więcej energii elektrycznej niż przeciętni odbiorcy wysokiego napięcia, natomiast płacili trzy razy mniej od nich.
(61)
Ponadto duzi odbiorcy powinni otrzymać wyższy upust jednostkowy od ceny. Na tej podstawie odbiorcy energochłonni uważają za sporne stwierdzenie, że taryfy przemysłowe wiązały się z korzyścią. Zaznaczają, że tak czy inaczej Komisja jest zobowiązana przedstawić ostateczny dowód, który by potwierdzał występowanie takiej korzyści.
(62)
Alcoa zwróciła również uwagę na fakt, że płacona przez nią w Hiszpanii cena była niemalże równa średniej ważonej cenie, jaką płaciły huty aluminium w UE, a nawet wyższa od średniej ważonej ceny w EOG.
Brak zaangażowania zasobów państwowych
(63)
Odbiorcy energochłonni utrzymują, że to oni płacili stawki taryf przemysłowych bezpośrednio dystrybutorom, bez żadnego zaangażowania funduszy podlegających kontroli państwa, wobec czego zgodnie z orzecznictwem w sprawie PreussenElektra system ten funkcjonował bez udziału zasobów państwowych.
(64)
Odbiorcy energochłonni zwracają uwagę na czas, jaki upłynął od ustalenia taryf pod koniec 2004 r. do przyjęcia mechanizmu mającego na celu pokrycie deficytu przy pomocy środków uzyskanych od odbiorców, co nastąpiło nie wcześniej niż w czerwcu 2006 r. W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja stwierdziła, że zaangażowanie zasobów państwowych wynikało z wprowadzenia opłaty dodatkowej w rachunkach dla odbiorców, sklasyfikowanej jako opłata parafiskalna. Odbiorcy energochłonni podnoszą, że gdyby przyjąć taką hipotezę, środek, który w 2005 r. nie stanowił pomocy, zyskałby status pomocy (ex post) w 2006 r. Byłoby to sprzeczne z podstawowymi zasadami prawa UE, takimi jak pewność prawa i uzasadnione oczekiwania. Odbiorcy energochłonni zaznaczają, że sklasyfikowanie środka jako pomoc zależy wyłącznie od sytuacji w chwili jego przyjęcia i nie może być uzależnione od przyszłych wydarzeń, zwłaszcza gdy nie można ich racjonalnie przewidzieć. Cytują słowa rzecznika generalnego Jacobsa w sprawie Van Calster (14): „sytuację należy oceniać na dzień wprowadzenia opłat po raz pierwszy i nie można jej zmieniać z mocą wsteczną”.
(65)
Odbiorcy energochłonni twierdzą, że regulowane taryfy w 2005 r. nie stanowiły pomocy państwa w 2005 r. Spółki zaznaczają, że w tej sytuacji analiza mechanizmu finansowania jest bezprzedmiotowa, gdyż został on wprowadzony dopiero w 2006 r. Ocena sposobu finansowania byłaby celowa tylko wówczas, gdyby dany środek stanowił pomoc państwa od samego początku. Ponieważ taryfy nie obejmowały pomocy, odbiorcy energochłonni uważają, że Komisja nie może powoływać się na dodatkową opłatę, aby dojść do przeciwnego wniosku.
(66)
Odbiorcy energochłonni twierdzą, że w przypadku opłat parafiskalnych sposób finansowania środka ma tak czy inaczej znaczenie dla oceny pomocy państwa tylko wtedy, gdy podatek jest „przeznaczony na pomoc”, tj. kiedy istnieje bezpośredni i natychmiastowy związek między danym środkiem a jego finansowaniem (15). Odbiorcy energochłonni zaprzeczają istnieniu takiego związku, ponieważ opłata dodatkowa była przeznaczona na pokrycie deficytu, który pojawił się w trakcie rozliczania działań podlegających regulacjom, uwzględniającego nie tylko dostarczanie energii według taryf regulowanych, lecz również inne koszty systemu. Opłata dodatkowa nie była zatem konkretnie przeznaczona na pokrycie strat wynikających z dostaw według taryf regulowanych. Po drugie nie było żadnego bezpośredniego ani pośredniego związku między poziomem taryf a zastosowaną opłatą dodatkową, ponieważ taryfy ustalone w roku 2004 były bezwarunkowe (niepodlegające korektom w kolejnych latach).
(67)
Odbiorcy energochłonni uważają też, że opłata dodatkowa nie stanowiła opłaty parafiskalnej ani podatku, ponieważ zgodnie z hiszpańskim prawem nie miała fiskalnego charakteru. Środki fiskalne wykorzystuje się do finansowania wydatków publicznych, natomiast w tej sytuacji opłata dodatkowa miała na celu pokrycie deficytu prywatnych podmiotów gospodarczych (dystrybutorów), którzy prowadzili w ramach systemu elektroenergetycznego działalność podlegającą regulacjom. Zgodnie z hiszpańską konstytucją nowy środek fiskalny można wprowadzić jedynie na podstawie ustawy (a nie dekretu królewskiego). Ponadto dochody z opłaty dodatkowej nigdy nie należą do państwa, ani też państwo nie może nimi dysponować według własnego uznania; fundusze te są przekazywane na rachunek depozytowy zarządzany przez CNE i państwo nie może ich rozdysponować. Proces rozliczenia przebiega w pełni automatycznie i CNE nie ma żadnego marginesu swobody, autonomii ani kontroli nad przeznaczeniem czy kwotą funduszy, które mają być rozliczone na rzecz różnych podmiotów.
(68)
Zdaniem odbiorców energochłonnych Komisja potwierdziła to w swojej decyzji w sprawie hiszpańskich kosztów osieroconych (16), w której stwierdziła, że „przekazywanie kwot za pośrednictwem CNE służy zasadniczo do celów rachunkowych” i nie uznała, jakoby dany środek miał wiązać się z zasobami państwowymi.
(69)
Odbiorcy energochłonni uważają, że sytuacja jest taka sama jak scenariusz dotyczący „kosztów osieroconych”, ponieważ w obu przypadkach rząd wprowadził opłatę dodatkową mającą na celu zrekompensowanie stałych kosztów systemu. Sprawa dotycząca Zjednoczonego Królestwa zdaje się potwierdzać ten tok rozumowania (17).
Brak wpływu na konkurencję i handel
(70)
Asturiana de Zinc i Alcoa twierdzą, że za sprawą specyfiki rynków aluminium i cynku środek dotyczący ceny energii elektrycznej wykorzystywanej do produkcji tych metali nie może wpływać na handel w UE, ponieważ metale to towary i ich cena ustalana jest na poziomie światowym na Londyńskiej Giełdzie Metali. W tej sytuacji zmiany w kosztach produkcji lokalnej nie przekładają się na różnice w cenach światowych.
(71)
Obie spółki utrzymują, że w UE występuje coraz większy deficyt produkcji aluminium i cynku, a popyt w coraz większym stopniu jest zaspokajany przy pomocy eksportu z państw trzecich.
(72)
Jeżeli w Hiszpanii zniknąłby sektor aluminium i cynku, nie wkroczyłby do niej żaden nowy podmiot z UE, ponieważ unijne huty (aluminium) wykorzystują już swoje pełne moce produkcyjne i żaden nowy lub funkcjonujący producent nie ma motywacji, by zwiększać tę moc, mając na uwadze długoterminowe prognozy nacechowane niepewnością co do dostępności mocy elektrycznej po przystępnych cenach w przyszłości. Deficyt trzeba by zatem pokrywać wyłącznie przy pomocy importu.
(73)
Ponadto Alcoa utrzymuje, że taryfy nie zagrażają interesom innych producentów europejskich, ponieważ oferują one energię elektryczną w cenie równej średniej cenie, jaką płacą inni producenci aluminium w UE-25.
Nawet jeżeli przemysłowe taryfy dla dostaw przerywalnych stanowiłyby pomoc, byłaby to „pomoc istniejąca”
(74)
Zdaniem odbiorców energochłonnych kwestionowane taryfy istniały już przed przystąpieniem Hiszpanii do UE.
(75)
Choć określenie „taryfa G4” zostało wprowadzone formalnie rozporządzeniem ministerialnym z dnia 6 marca 1986 r., de facto istniała ona już przed 1 stycznia 1986 r., czyli przed datą przystąpienia Hiszpanii do UE, ponieważ odpowiada ona byłej „taryfie przemysłowej I dla długotrwałego zużycia”, ustanowionej rozporządzeniem ministerialnym z dnia 14 października 1983 r., czyli przed przystąpieniem Hiszpanii do UE. Wszyscy odbiorcy końcowi energii elektrycznej korzystający z taryfy przemysłowej I zostali automatycznie przełączeni na taryfę G4, która de facto była tą samą taryfą, tylko z inną nazwą.
(76)
Pozostałe taryfy dla dostaw przerywalnych zostały również jednoznacznie uregulowane w rozporządzeniu ministerialnym z 1983 r.
(77)
Ponadto zdaniem odbiorców energochłonnych środek stanowiłby istniejącą pomoc na podstawie art. 15 rozporządzenia Rady (WE) nr 659/1999 z dnia 22 marca 1999 r. ustanawiającego szczegółowe zasady stosowania art. 108 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (18) w związku z upływem dziesięcioletniego terminu przedawnienia.
Odzyskanie środków uniemożliwiłyby uzasadnione oczekiwania
(78)
Odbiorcy energochłonni twierdzą, że nawet zakładając, iż taryf tych nie można uznać za istniejącą pomoc, odzyskanie środków uniemożliwiłaby zasada uzasadnionych oczekiwań. Przez cały 2005 r. taryfy były przedmiotem bezpośrednich płatności między prywatnymi podmiotami gospodarczymi. Odbiorcy nie mogli przewidzieć, że taryfy ustalone w grudniu 2004 r. zostaną uznane za pomoc na podstawie środka przyjętego przez rząd w czerwcu 2006 r. Żaden podmiot gospodarczy, jakkolwiek rozważny, nie mógł spodziewać się takiej zmiany swojej sytuacji prawnej. W związku z tym odbiorcy mieli uzasadnione oczekiwania, że stosowane wobec nich taryfy nie obejmują pomocy państwa.
UWAGI REGIONALNYCH RZĄDÓW GALICII I ASTURII
(79)
W kwestii możliwej pomocy dla odbiorców energochłonnych regionalny rząd Galicii uważa, że Komisja niesłusznie zastosowała cenę giełdową jako substytut ceny rynkowej, ponieważ odbiorcy energochłonni zawierają zazwyczaj długoterminowe umowy na znacznie korzystniejszych warunkach.
(80)
Mając na uwadze, że liberalizacja hiszpańskiego rynku nie została jeszcze zakończona, w szczególności uwzględniając brak dwustronnych umów między producentami i dużymi odbiorcami, regionalny rząd Galicii uważa, że sensowne byłoby zastosowanie jako wartości odniesienia faktycznych kosztów, jakie producenci ponoszą, dostarczając energię tym odbiorcom. Alternatywnie cenę odniesienia można by otrzymać w oparciu o literaturę techniczną (Wilson, 1993 (19) i Castro-Rodriguez (20), 1999), uwzględniając koszt najefektywniejszej technologii spełniającej konkretne potrzeby odbiorców energochłonnych lub średni koszt energii elektrycznej w różnych porach dnia. Różnica między uzyskaną w ten sposób ceną odniesienia a taryfą regulowaną stosowaną w 2005 r. byłaby dużo mniejsza. Ponadto regionalny rząd Galicii twierdzi, że w każdym wypadku wszyscy hiszpańscy odbiorcy, w tym odbiorcy energochłonni, z czasem spłacą deficyt spowodowany niższymi taryfami stosowanymi w 2005 r.
(81)
Regionalny rząd Galicii uważa też, że system taryf w kształcie z 2005 r. z punktu widzenia prawa nie był selektywny, ponieważ państwo nie zamierzało przyznawać korzyści odbiorcom końcowym, lecz jedynie popełniło błędy w swoich prognozach dotyczących tendencji i cen rynkowych podczas ustalania taryf w 2004 r. Regionalny rząd Galicii kwestionuje również stwierdzenie, że system wpływał na handel w UE.
(82)
Uwagi regionalnego rządu Asturii są podobne do uwag rządu hiszpańskiego i do nich nawiązują.
UWAGI PRZEDSTAWIONE PRZEZ HISZPANIĘ
(83)
Hiszpania utrzymuje, że system taryf regulowanych w 2005 r. nie wiązał się z pomocą ani dla odbiorców końcowych, ani dla dystrybutorów.
Brak związku przyczynowego między działaniem państwa a deficytem; deficytu nie można przypisać działaniu państwa
(84)
Hiszpania twierdzi, że deficytu nie można przypisać działaniu państwa, ponieważ powstał on wskutek nieprzewidywalnej sytuacji zewnętrznej, a nie w wyniku zamierzenia państwa, aby dotować niektóre formy działalności.
(85)
Hiszpania utrzymuje, że prawo UE nie uniemożliwiało w 2005 r. dostaw według taryf regulowanych ustalonych przez państwo. Interwencja regulacyjna państwa była więc zgodna z prawem, ponieważ była przejawem krajowej suwerenności. Jedną z tych suwerennych prerogatyw jest ustalanie taryf, tak aby planowane koszty były dostosowane do przewidywanego popytu.
(86)
Hiszpania twierdzi, że deficyt w 2005 r. wynikał z rozbieżności między sporządzonymi przez rząd prognozami dotyczącymi hurtowych cen energii elektrycznej a faktycznymi cenami odnotowanymi na giełdzie. U podłoża niespotykanie wysokich cen w 2005 r. leżą nieprzewidywalne przyczyny w postaci siły wyższej.
(87)
Z uwagi na fakt, że wydarzeniem, które spowodowało domniemaną pomoc był wyższy niż prognozowany wzrost cen hurtowych, domniemanej korzyści nie można przypisać żadnemu aktowi prawnemu. Zakładając nawet istnienie takiej korzyści (co nie miało miejsca), mogła ona wynikać z okoliczności niezwiązanych z zamiarami państwa. Zdaniem Hiszpanii występowanie siły wyższej przełamuje związek przyczynowy między decyzją administracyjną ustalającą poziom taryf a konkurencyjną przewagą skutkującą pomocą państwa. Nawet zakładając spełnienie obiektywnego warunku tego związku przyczynowego (co nie ma miejsca), nie byłby spełniony subiektywny warunek intencjonalności (przyczynowości) po stronie państwa.
Brak zaangażowania zasobów państwowych
(88)
Hiszpania utrzymuje, że taryfy nie angażowały funduszy publicznych. Po pierwsze Hiszpania uważa w tej kwestii, że opłata dodatkowa nie jest „opłatą” w rozumieniu orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości w sprawie opłat parafiskalnych, ponieważ nie jest pobierana przez państwo i nie odpowiada opłacie fiskalnej. Według Hiszpanii opłata dodatkowa stanowi nieodłączną część taryfy i sama w sobie ma charakter taryfy. Taryfa jest zatem kosztem prywatnym.
(89)
Po drugie państwo nie pobiera środków finansowych ani środki te nie wpływają na fundusz wyznaczony przez państwo. Płatności na podstawie taryf są pobierane przez dystrybutorów, a nie przez państwo, w związku z czym są to koszty prywatne, które zapewniają podmiotom godziwe wynagrodzenie (jak ustanowiono w LSE). Nie są podatkami ani kosztami publicznymi. Państwo nic tu nie wynagradza, ponieważ to system zapewniał wynagrodzenie z racji sił rynkowych, które oddziaływały na działalność niepodlegającą regulacjom, jak również z tytułu taryf dostępowych ustalonych przez państwo w zakresie działalności regulowanej. Z uwagi na fakt, że system taki nie skutkuje obciążeniami dla państwa, zgodnie z orzecznictwem w sprawie Sloman Neptune (21) nie ma mowy o zaangażowaniu zasobów państwowych. Ponadto fundusze te nigdy nie trafiają do kasy państwa, nie są wymienione w ustawach budżetowych, nie podlegają weryfikacji przez Trybunał Obrachunkowy i nie można ich odzyskiwać od dłużników w trybie administracyjnych procedur windykacji. Długi wobec systemu elektroenergetycznego nie podlegają oprocentowaniu, jakie ma zastosowanie do zadłużenia wobec państwa.
(90)
Hiszpania podtrzymuje, że funduszami zajmuje się hiszpański organ regulacyjny CNE, występujący wyłącznie w roli pośrednika w zakresie rachunkowości. Hiszpania zaznacza, że w decyzji z 2001 r. w sprawie hiszpańskich kosztów osieroconych (SA NN 49/99) Komisja ustaliła już, iż „przepływ funduszy przez CNE ma zasadniczo charakter rachunkowy. Fundusze przekazywane na rachunek CNE nigdy nie stanowiły własności tego organu i były niezwłocznie wypłacane beneficjentom w ustalonej wcześniej kwocie, której CNE nie mogła w żaden sposób zmieniać”. Na podstawie tych rozważań Komisja doszła do wniosku, że „nie jest w stanie określić, czy dochody z opłaty ustalonej w ramach systemu kosztów osieroconych stanowią zasoby państwowe”.
Brak korzyści
(91)
Hiszpania nie podziela zdania Komisji, że regulowane taryfy skutkują korzyścią gospodarczą dla odbiorców końcowych (lub dystrybutorów).
(92)
Jeśli chodzi o odbiorców końcowych, po powtórzeniu, że deficyt jest skutkiem siły wyższej, Hiszpania twierdzi, że deficyt nie przyniósł korzyści dużym odbiorcom, ponieważ został przeniesiony do taryf na kolejne lata z odsetkami. W związku z tym domniemana korzyść gospodarcza wynikająca z niższej ceny energii elektrycznej jest tylko pozorna, ponieważ różnicę w stosunku do cen na wolnym rynku pokrywają wraz z odsetkami odbiorcy.
Dostawa według taryf regulowanych to usługa świadczona w ogólnym interesie gospodarczym
(93)
Hiszpania utrzymuje, że istnienie w 2005 r. taryf regulowanych nie było sprzeczne z prawem UE, ponieważ ostateczny termin otwarcia rynku dla wszystkich odbiorców, łącznie z gospodarstwami domowymi, upływał 1 lipca 2007 r.
(94)
Przede wszystkim władze hiszpańskie uważają, że dostawa energii elektrycznej to usługa świadczona w interesie ogólnym i państwo musi interweniować, aby zapobiec nadużywaniu pozycji dominującej w związku z istnieniem jednej sieci (monopol naturalny).
(95)
Parametry na potrzeby ustalenia taryf były dobrane w sposób obiektywny i przejrzysty. Zdaniem Hiszpanii złożone ramy regulacyjne na potrzeby ustalania taryf oraz procedury rozliczenia dowodzą, że system taryf opracowano na podstawie dokładnej analizy jego kosztów i uzyskiwanych z niego przychodów oraz analizy popytu na energię elektryczną.
Zobowiązanie ze strony Hiszpanii
(96)
Jak zaznaczono w motywach 25 i 26, deficyt powstały w 2005 r. jest spłacany w rocznych ratach, które generują stopę procentową ustaloną według stopy EURIBOR, bez spreadu. Bez uszczerbku dla swoich uwag, Hiszpania zobowiązała się podwyższyć stopę procentową z mocą wsteczną w stosunku do odbiorców biznesowych z przyłączeniem powyżej 1 kV. Podwyżka ta będzie ustalona proporcjonalnie do wkładu w pokrycie deficytu z 2005 r. przez odbiorców biznesowych objętych obecnym postępowaniem, którzy otrzymywali dostawy według całościowych taryf regulowanych. Będzie wynikała z zastosowania spreadu wynoszącego 65 punktów bazowych do stopy referencyjnej EURIBOR, w związku z czym zostanie w dużym stopniu dostosowana do stopy mającej zastosowanie do deficytu w następnych latach.
(97)
Odbiorcy biznesowi będą obciążani odpowiednią kwotą w następujący sposób: w odniesieniu do rocznych rat, które zostały już wpłacone w ramach pokrycia deficytu z 2005 r. zastosowana zostanie jednorazowa podwyżka taryf dostępowych; jeśli chodzi o kwoty pozostające do zwrócenia, do każdej rocznej kwoty zostanie bezpośrednio zastosowana podwyższona stopa procentowa, ponownie w formie wyższych taryf dostępowych.
5. OCENA ŚRODKA
Występowanie pomocy państwa na podstawie art. 107 ust. 1 TFUE
(98)
Środek stanowi pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE, jeżeli spełnione są następujące warunki: środek a) skutkuje korzyścią gospodarczą dla beneficjenta; b) jest przyznany przez państwo lub przy użyciu zasobów państwowych; c) jest selektywny; d) wpływa na wewnątrzunijną wymianę handlową i może zakłócać konkurencję w UE. Ponieważ wszystkie te warunki muszą być spełnione, Komisja ograniczy swoją ocenę do występowania korzyści gospodarczej dla beneficjentów.
Występowanie korzyści gospodarczej
(99)
W rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE pomoc sprzyja przedsiębiorstwom, jeżeli przysparza im korzyść gospodarczą, której nie uzyskałby w normalnych warunkach rynkowych. Przeprowadzając ocenę w rozpoznawanej sprawie i mając również na uwadze spłatę deficytu systemu elektroenergetycznego z 2005 r., trzeba ustalić, czy występowała pozytywna różnica między taryfami regulowanymi ustalonymi w 2005 r. a cenami rynkowymi, które potencjalni beneficjenci musieliby płacić za energię elektryczną i usługi dostarczane w ramach systemu taryf mającego do nich zastosowanie. Ewentualną korzyść w odniesieniu do warunków rynkowych trzeba ustalić przez odniesienie do faktycznych cen rynkowych. Obie kwestie, tj. występowanie pozytywnej różnicy - lub jej brak - między cenami giełdowymi energii elektrycznej, cenami rynkowymi i taryfami regulowanymi, jak również spłatę deficytu, przeanalizowano po kolei poniżej.
Porównanie ze średnimi cenami energii elektrycznej na giełdzie
(100)
Średnie ceny energii elektrycznej na giełdzie wskazują ogólny poziom cen na rynku hurtowym. Ta średnia cena odniesienia w całym 2005 r. wynosiła 59,47 EUR/MWh. Jak wskazano i zobrazowano w motywie 19 (wykres 1), w siedmiu nienastępujących po sobie miesiącach w 2005 r. średnie ceny hurtowe były wyższe od cen energii elektrycznej przewidzianych w całościowych taryf regulowanych stosowanych wobec wszystkich odbiorców końcowych. W związku z tym wydaje się, że średni poziom taryf ustanowiony dekretem 2392/2004 doprowadził do wystąpienia pozytywnej różnicy z korzyścią dla wszystkich odbiorców końcowych, którzy wybrali taryfy regulowane, co najmniej przez większość miesięcy 2005 r.
(101)
W miesięcznych okresach nieprzekraczających jednego roku różnica ta nie występowała jednak przez pięć miesięcy w okresie od stycznia do maja 2005 r. Nie było zatem żadnej korzyści dla całego systemu taryf regulowanych. Jeżeli dokonane zostanie porównanie okresów dłuższych niż jeden rok, np. do 30 grudnia 2007 r., możliwa zakumulowana korzyść z czerwca 2005 r. jest bardziej niż wyrównana przez ostry spadek średnich cen giełdowych do kwoty 37 EUR/MWh, który miał miejsce w marcu 2007 r., podczas gdy ceny przewidziane w całościowych taryfach regulowanych wynosiły w tym samym okresie 68 EUR/MWh. W rzeczywistości od października 2006 r. ceny przewidziane w taryfach całościowych były dużo wyższe od hurtowych cen dostaw (zob. wykres 1). W konsekwencji korzyści i korzyści gospodarcze dla odbiorców korzystających z dostaw według taryf regulowanych, w przypadku gdy ceny giełdowe są wyższe od dorozumianych kosztów energii elektrycznej w taryfach regulowanych, można unieważnić, jeżeli ceny giełdowe są niższe od kosztu dorozumianego energii elektrycznej.
(102)
Wynika z tego, że w miesięcznych okresach nieprzekraczających jednego roku w 2005 r. oraz w dwuletnich okresach obejmujących częściowo rok 2005 ceny energii określone w taryfach regulowanych mających zastosowanie w 2005 r. najwyraźniej nie przynosiły korzyści grupie odbiorców korzystających z dostaw według taryf regulowanych, w porównaniu z cenami hurtowymi energii elektrycznej na giełdzie. Faktem jest jednak, że przychody z opłat za dostęp i taryf regulowanych dla całego systemu elektroenergetycznego nie były wystarczające, by pokryć regulowane koszty systemu w 2005 r. Trzeba zatem rozważyć, czy stosowany mechanizm jest wystarczający, by zagwarantować spłatę deficytu.
Spłata deficytu systemu elektroenergetycznego z 2005 r.
(103)
Jak opisano w motywach 15 i 20-22 powyżej, rachunki systemu elektroenergetycznego w 2005 r. obejmowały wszystkie koszty regulowane i przychody regulowane systemu, przy czym konkretnych przychodów nie przypisywano do konkretnych kosztów. Na przykład kosztów przesyłu i dystrybucji (4 410 mln EUR) czy kosztów kogeneracji i wsparcia na rzecz energii ze źródeł odnawialnych (2 701 mln EUR) nie dzielono odpowiednio na regulowane przychody z taryf całościowych na rynku regulowanym i/lub przychody z regulowanych opłat za dostęp na wolnym rynku, tak jak nie różnicowano ich według tych dwóch rodzajów przychodu przy ich finansowaniu. W rzeczywistości wszyscy użytkownicy systemu odnoszą zysk i można oczekiwać, że pokryją koszty wsparcia skutecznych form kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych czy usług przesyłu i dystrybucji. W tym systemie kosztów nieskumulowanych dla każdej taryfy nie można obiektywnie dokonać ex post rozłożenia kosztów na odbiorców na wolnym rynku i tych korzystających z taryf regulowanych, a w tej drugiej kategorii na 25 różnych planów taryfowych, które stosowano w 2005 r. W konsekwencji właściwą metodą jest zbadanie możliwych korzyści lub ich braku w odniesieniu do deficytu całego systemu elektroenergetycznego z 2005 r.
(104)
W tej kwestii Hiszpania wprowadziła mechanizm mający na celu pokrycie całego deficytu z 2005 r. Jest on spójny ze wspomnianym uniwersalnym charakterem rachunków w ramach systemu w tym okresie. Problem niedoboru regulowanych przychodów z systemu elektroenergetycznego w celu pokrycia kosztów systemu rozwiązano przy pomocy zastrzyku ze środków zgromadzonych za sprawą „wkładu o specjalnym przeznaczeniu”, przewidzianego w dekrecie królewskim 809/2006. Proces odzyskania środków rozpoczęto w połowie 2006 r. przez wprowadzenie opłaty dodatkowej wynoszącej 1,378 % do całościowych taryf regulowanych i 3,975 % do opłat za dostęp; opłaty dodatkowe musiały zapewnić odzyskanie kwoty 3,8 mld EUR wraz z odsetkami w okresie 14,5 roku, kończącym się w 2020 r. (zob. motywy 25 i 26 powyżej).
(105)
Wynika z tego, że przychody z wkładu o specjalnym przeznaczeniu na finansowanie deficytu z 2005 r. umożliwiają użytkownikom systemu opłacanie rachunków obejmujących podwyżkę konieczną do zbilansowania rachunków systemu za 2005 r. na zasadzie ex post ze znacznym opóźnieniem.
(106)
W tej sytuacji jedynym spornym aspektem metody wybranej w 2006 r. w celu spłaty deficytu systemu elektroenergetycznego z 2005 r. i zbilansowania rachunków jest niska stopa procentowa, którą początkowo zastosowano do rocznych spłat, czyli stopa referencyjna EURIBOR bez spreadu. Jak opisano dokładniej w motywach 96 i 97 Hiszpania zobowiązała się podwyższyć stopę procentową dla odbiorców biznesowych objętych obecnym postępowaniem. Hiszpania podejmuje się zastosować do stopy referencyjnej spread wynoszący 65 punktów bazowych.
(107)
Wprowadzenie tej zmiany wobec środka zastosowanego początkowo w celu spłaty deficytu z 2005 r., nieobejmującego gospodarstw domowych i małych przedsiębiorstw, które płaciły rachunki według najwyższych taryf regulowanych w ramach mechanizmu korekcyjnego, przekreśla jakąkolwiek hipotetyczną korzyść, którą przedsiębiorstwa mogły odnieść wskutek odroczenia płatności z 2006 r. Ponadto zastosowanie opłaty dodatkowej do taryf oznacza, że łączna odzyskana kwota w przypadku każdego przedsiębiorstwa jest wprost proporcjonalna do jego zużycia energii. Opłata dodatkowa rośnie wraz ze wzrostem ilości zużytej energii elektrycznej.
Porównanie z cenami rynkowymi energii elektrycznej
(108)
Po drugie, jak zauważyły niektóre zainteresowane strony, ceny odnotowane na giełdzie energii elektrycznej nie stanowią właściwej wartości odniesienia do celów porównania cen energii elektrycznej dla dużych konsumentów w ramach taryf regulowanych z cenami rynkowymi. W rzeczywistości opierając się na dowodach przedstawionych w sprawozdaniu z 2005 r. sporządzonym przez operatora rynku energii elektrycznej OMEL, spośród setek przemysłowych i dużych odbiorców biznesowych zaledwie siedmiu odbiorców końcowych kupowało energię elektryczną bezpośrednio na giełdzie w ilości odpowiadającej 5 % popytu. Odbiorcy przemysłowi i inni duzi odbiorcy, zwłaszcza odbiorcy energochłonni, dla których energia stanowi pokaźną część ich kosztów produkcji (standardowo 30-40 % w przypadku produkcji aluminium), wymagają przewidywalnej ceny oraz warunków dostaw i otrzymują je. Warunki te są ustalane w umowach, które obowiązują dłużej niż w wymiarze dnia następnego. Ceny notowane co godzinę na rynku dnia następnego, takim jak giełda energii elektrycznej, obrazują średnie ceny rynkowe dla dostawców obsługujących zróżnicowany portfel odbiorców, w tym gospodarstwa domowe. Nie stanowią one jednak odpowiedniej wartości odniesienia w celu określenia cen, w jakich odbiorcy energochłonni powinni nabywać energię na wolnym rynku na podstawie umów zawierających warunki obowiązujące dłużej niż w wymiarze dnia następnego. W przeciwieństwie do opinii wyrażonej w decyzji o wszczęciu postępowania, postępowanie wyjaśniające wykazało, że taryfy regulowane niższe od średnich cen giełdowych niekoniecznie oznaczają dla odbiorców przemysłowych korzyść w stosunku do warunków rynkowych, ponieważ ceny giełdowe dla większości tych odbiorców nie są cenami rynkowymi. To rozwiewa wyrażone w tej kwestii wątpliwości.
(109)
Ponadto w 2005 r. możliwość przejścia na wolny rynek nie była w Hiszpanii nieodwracalna. Konsumenci mogli cały czas wybierać między najatrakcyjniejszymi ofertami na rynku regulowanym i w ramach wolnego rynku, co doprowadziło do pewnej równowagi cenowej. Odwracalność opcji dostaw nierozerwalnie wiąże się ze spadkiem cen na rynku detalicznym w sytuacjach wzrostu cen hurtowych, jak miało to miejsce w Hiszpanii w kwietniu 2005 r., natomiast w odwrotnej sytuacji pojawia się przeciwległy bodziec do podniesienia cen na wolnym rynku w celu lepszego dostosowania ich do najwyższych poziomów taryf regulowanych.
(110)
Jak potwierdziło stowarzyszenie niezależnych dostawców (motywy 42-49), dostawcy na wolnym rynku musieli w 2005 r. przestrzegać swoich umów lub mogli je jednostronnie rozwiązać, jeżeli istniała taka możliwość, bądź renegocjować ceny i je korygować je w górę, ryzykując utratą swoich odbiorców na rzecz rynku regulowanego. Wielkość strat operacyjnych, o których mówią dostawcy na wolnym rynku, wskazuje na to, że ceny na wolnym rynku w 2005 r., zwłaszcza w przypadku umów rocznych, których przestrzegano, były nadal zbliżone do odpowiednich poziomów taryf regulowanych i w związku z tym taryfy regulowane nie skutkowały de facto korzyścią gospodarczą w porównaniu z faktycznymi cenami na wolnym rynku.
(111)
Implikuje to zatem, że dwóch hipotetycznych konkurujących ze sobą odbiorców przemysłowych, z których jeden funkcjonował na podstawie rocznej wolnorynkowej umowy o dostawę energii elektrycznej od stycznia do grudnia 2005 r., a drugi korzystał z dostaw według taryf regulowanych, ponosiło podobne koszty energii elektrycznej, przy zachowaniu innych tych samych warunków. W rzeczywistości jedynym skutkiem, jaki poziom taryf regulowanych w 2005 r. wywarł na ceny na wolnym rynku, było przeniesienie na odbiorców na wolnym rynku pośredniej korzyści w postaci ograniczenia wzrostu cen, nawet przy założeniu, że wzrosty takie były umownie możliwe w ciągu roku lub, w dłuższej perspektywie czasowej, w całym 2005 r. Faktyczna czy potencjalna konkurencja między przemysłowymi odbiorcami energii elektrycznej na rynkach wolnym i regulowanym nie mogła zakłócić taryf regulowanych.
(112)
Po trzecie, w swojej decyzji o wszczęciu postępowania Komisja nawiązała w szczególności do niskich poziomów taryf regulowanych wynoszących 23,9 EUR/MWh i 27,0 EUR/MWh, stosowanych w 2005 r. odpowiednio wobec dużych odbiorców przemysłowych (taryfa G4) oraz dużych odbiorców przemysłowych z dostawami przerywalnymi (np. taryfa 3.4), jak pokazano w tabeli 3 przedstawionej w motywie 30. Jak wskazały niektóre strony trzecie, poziomy taryf regulowanych kwestionowane w decyzji o wszczęciu postępowania nie są taryfami, lecz średnimi cenami po odjęciu upustu. Podstawowe poziomy taryf ustanowione dekretem 2392/2004, przedstawione w tabeli 1, bez upustów wynosiłyby odpowiednio 56,12 EUR/MWh (taryfa 3.4) i 25,44 EUR/MWh (taryfa G4).
(113)
W tej kwestii formalne dochodzenie dostarczyło przedstawionego poniżej dowodu, potwierdzającego że taryfy regulowane mające zastosowanie do odbiorców przemysłowych, o których mowa w decyzji o wszczęciu postępowania, pozostawały na poziomie cen rynkowych mających zastosowanie przez cały okres od stycznia do grudnia 2005 r.
(114)
Po pierwsze dostarczono dowodu na występowanie dwustronnych cen rynkowych w wysokości 34,45 EUR/MWh, które w 2005 r. były stosowane wobec odbiorców energochłonnych na wolnym rynku (motywy 55-57). Przy marży handlowej niższej niż średnia marża w wysokości 10 EUR dodana w decyzji o wszczęciu formalnego postępowania wyjaśniającego, ta cena rynkowa wskazuje na koszt dostawy zbliżony do 25,44 EUR/MWh najniższej (G4) taryfy regulowanej (23,9 EUR/MWh średniej ceny ex post). Uwzględniając obiektywne różnice dotyczące dostaw w ramach taryfy regulowanej, takie jak 9,7 raza większe wolumeny dostaw, inwestycje w urządzenia do kontrolowania i terminy płatności, nie wydaje się, aby niższa taryfa regulowana przyniosła beneficjentom nienależną korzyść gospodarczą.
(115)
Po drugie, dostępne dowody wskazują, że w grudniu 2004 r. mogły być zawarte roczne umowy o dostawy w celu pokrycia obciążenia podstawowego na okres od stycznia do grudnia 2005 r., w oparciu o ceny na rynku terminowym w wysokości 31,05 EUR/MWh. Ostateczna cena rynkowa (z dodatkowymi usługami i taryfą dostępową) w wysokości 36,67 EUR/MWh, niższa od odpowiedniego podstawowego poziomu taryfowego (taryfa 3.4), była dostępna dla odbiorców przemysłowych korzystających z dostaw przerywalnych o dużym zakresie modulacji obciążenia (zob. motywy 16, 18 i 58 powyżej).
(116)
Dodatkowe upusty stosowane w ramach taryf regulowanych w odniesieniu do zarządzania popytem (np. modulacja obciążenia, przerywalność) umożliwiły obniżkę średnich cen na rynku regulowanym dla użytkowników świadczących te usługi (22). Upusty te, nieuwzględnione konkretnie w decyzji o wszczęciu postępowania, wynagradzały wartościowe dla sieci usługi zarządzania popytem, wymagające dostosowań, inwestycji lub wprowadzania ograniczeń w procesach komercyjnych lub przemysłowych. Modulacja obciążenia wymaga energochłonnych procesów przemysłowych lub komercyjnych, które przeprowadza się raczej w okresach pozaszczytowego, a nie szczytowego zapotrzebowania na energię w celu ograniczenia zużycia i napięcia w sieci elektrycznej. Tak samo przydatne z ekonomicznego punktu widzenia są świadczone na rzecz sieci usługi związane z przerywalnością, ponieważ dla omawianego odbiorcy przemysłowego oznaczają możliwość niezwłocznego (w ciągu kilku sekund, maksymalnie do dwóch godzin) przerwania na dłużej (od godziny do dwunastu godzin) dostaw przez operatora systemu, co miało miejsce w przypadku odpowiednich taryf regulowanych w Hiszpanii.
(117)
Korzyści wynikające ze świadczenia tych usług w kategoriach zapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznej potwierdza prawodawstwo UE. Dyrektywa 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r. dotycząca działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i inwestycji infrastrukturalnych (23) zobowiązuje państwa członkowskie do uwzględnienia technologii zarządzania popytem i podjęcia działań ukierunkowanych na usunięcie barier w stosowaniu umów o dostawy przerywalne w celu utrzymania równowagi pomiędzy zapotrzebowaniem na energię elektryczną a dostępnością mocy wytwórczych. Usługi te uzupełniają i mogą nawet zastąpić inne środki regulacji, stosowane przez operatora sieci w celu dostosowania popytu na energię elektryczną z sieci do mocy wytwórczych, i pozwalają uniknąć przerw w dostawach i zaników napięcia, które ze społecznego i ekonomicznego punktu widzenia są kosztowne i mogą skutkować sankcjami lub zobowiązaniami płatniczymi.
(118)
Usługi te były w 2005 r. w Hiszpanii szczególnie cenne ze względu na brak znaczących połączeń międzysystemowych z innymi państwami członkowskimi i dość liczne przerwy w zasilaniu ze źródeł energii odnawialnej. Ich ekonomiczną wartość oraz koszty, których można uniknąć w systemie elektroenergetycznym można zobrazować kosztami, jakie hiszpański operator sieci Red. Eléctrica de España poniósł na zakup usług bilansujących. W 2005 r. spółka Red. Eléctrica de España zapłaciła średnio 65 EUR/MWh za usługi regulacji wtórnej w celu zwiększenia mocy wytwórczych (dodatkowa energia wprowadzona do sieci na czas od 15 sekund do 15 minut w celu zbilansowania sieci); średnia cena za usługi regulacji trzeciorzędnej w celu zwiększenia mocy wytwórczych (dodatkowa energia wprowadzona do sieci na czas od 15 minut do 2 godzin w celu przywrócenia rezerwy energii z regulacji wtórnej) w 2005 r. wyniosła 78 EUR/MWh, sięgając poziomu 600 EUR/MWh (24). Za sprawą wyrównania popytu i wyeliminowania go w okresach szczytowego obciążenia (modulacja obciążenia) lub zapewnienia możliwości ograniczenia go w sytuacjach krytycznych (przerywalność dostaw), upusty w ramach odpowiednich taryf regulowanych (np. około 32 EUR/MWh w taryfie 3.4) wydają się być ekonomicznie uzasadnione.
(119)
W przypadku braku takich środków zarządzania popytem, taryfy regulowane dla użytkowników podłączonych do sieci wysokiego napięcia (taryfy 1.4 i 2.4) byłyby dużo wyższe, wynosząc między 58 a 61 EUR/MWh w przypadku taryfy podstawowej oraz 76,2 EUR/MWh w przypadku średniej ceny faktycznej. Dokonując porównania z cenami na rynku terminowym, wynoszącymi 31,05 EUR/MWh w okresie między styczniem a grudniem 2005 r., cen rynkowych nie można uznać za wyższe od taryf regulowanych mających zastosowanie do zdecydowanej większości przemysłowych i komercyjnych odbiorców energochłonnych.
(120)
Wynika z tego, że chociaż ceny odnotowane na giełdzie energii elektrycznej nie stanowią odpowiedniej wartości odniesienia na potrzeby porównania z cenami za energię elektryczną dla dużych odbiorców przemysłowych i komercyjnych, faktyczne ceny rynkowe mające zastosowanie do dostaw energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, którzy w 2005 r. podlegali taryfom regulowanym, pokrywały się z odpowiednimi poziomami taryf regulowanych.
6. WNIOSKI DOTYCZĄCE DANEGO ŚRODKA
(121)
W świetle powyższych ustaleń Komisja uważa, że po pierwsze udowodniono brak korzyści wynikających z całościowych taryf regulowanych dla przedsiębiorstw będących odbiorcami energii elektrycznej z zastosowaniem tych taryf, a po drugie, uwzględniając zobowiązanie Hiszpanii do zmiany danego środka, dowiedziono, iż niektóre przedsiębiorstwa zostaną obciążone odpowiednimi odsetkami za zwłokę w zapłacie części swoich rachunków za energię elektryczną z 2005 r.
(122)
W związku z tym dany środek nie przynosi korzyści gospodarczej odbiorcom biznesowym. Z uwagi na fakt, że kryteria ustanowione w art. 107 ust. 1 TFUE mają charakter łączny, nie ma konieczności dochodzenia, czy spełnione są pozostałe kryteria.
(123)
Komisja zatem stwierdza, że mając na uwadze zastosowany przez Hiszpanię mechanizm odzyskania od odbiorców końcowych kwoty zadłużenia wobec systemu elektroenergetycznego, system taryf regulowanych wdrożony w 2005 r. nie skutkował pomocą państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE. Wniosek ten dotyczy sytuacji i okresu, do których odnosi się skarga, bez uszczerbku dla ewentualnej oceny Komisji w odniesieniu do działań podjętych przez Hiszpanię po roku 2005,
PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ:
Artykuł 1
System taryf regulowanych wdrożony przez Królestwo Hiszpanii w 2005 r. nie stanowi pomocy państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej.
Artykuł 2
Niniejsza decyzja skierowana jest do Królestwa Hiszpanii.
Sporządzono w Brukseli dnia 4 lutego 2014 r.