PROVÁDĚCÍ ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 24. dubna 2012
o vynětí výroby a velkoobchodního prodeje elektřiny z konvenčních zdrojů v Německu z použití směrnice Evropského parlamentu a Rady 2004/17/ES o koordinaci postupů při zadávání zakázek subjekty působícími v odvětví vodního hospodářství, energetiky, dopravy a poštovních služeb
(oznámeno pod číslem C(2012) 2426)
(Pouze německé znění je závazné)
(Text s významem pro EHP)
(2012/218/EU)
EVROPSKÁ KOMISE,
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie,
s ohledem na směrnici Evropského parlamentu a Rady 2004/17/ES ze dne 31. března 2004 o koordinaci postupů při zadávání zakázek subjekty působícími v odvětví vodního hospodářství, energetiky, dopravy a poštovních služeb (1), a zejména na čl. 30 odst. 5 a 6 uvedené směrnice,
s ohledem na žádost Spolkového svazu energetického a vodního hospodářství (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.) (dále jen „BDEW“) zaslanou elektronickou poštou dne 26. října 2011,
vzhledem k těmto důvodům:
I. SKUTEČNOSTI
(1)
Dne 26. října 2011 podal BDEW Komisi elektronickou poštou žádost podle čl. 30 odst. 5 směrnice 2004/17/ES. Dne 11. listopadu 2011 Komise o této žádosti informovala německé orgány a rovněž požádala německé orgány dne 10. ledna 2012 a BDEW dne 21. prosince 2011 prostřednictvím elektronické pošty o další informace. Německé orgány poskytly další informace elektronickou poštou dne 14. prosince 2011 a BDEW tak učinil dne 17. ledna 2012, dne 26. ledna 2012 a dne 28. února 2012.
(2)
Žádost, kterou BDEW předložil jménem zadavatelů v daném odvětví, se týká - jak je v ní uvedeno - „výstavby, nákupu a provozu (včetně údržby) všech druhů zařízení na výrobu elektřiny, jakož i související podpůrné činnosti“ (2).
(3)
K žádosti je připojeno stanovisko Spolkového kartelového úřadu (Bundeskartellamt) ze dne 25. července 2011. Toto stanovisko (dále jen „stanovisko“) bylo vydáno na základě příslušných německých právních předpisů a týká se otázky, zda je činnost, na kterou se postup vztahuje, přímo vystavena hospodářské soutěži. Stanovisko je podloženo výsledky rozsáhlého odvětvového průzkumu příslušných trhů.
II. PRÁVNÍ RÁMEC
(4)
Článek 30 směrnice 2004/17/ES stanoví, že zakázky určené pro umožnění výkonu jedné z činností, na něž se uvedená směrnice vztahuje, se uvedenou směrnicí neřídí, pokud je v členském státě, ve kterém má být činnost vykonávána, přímo vystavena hospodářské soutěži na trzích, na které není omezen přístup. Přímé vystavení hospodářské soutěži se posuzuje na základě objektivních kritérií s přihlédnutím ke zvláštním rysům dotčeného odvětví. Přístup na trh se považuje za neomezený, pokud členský stát provedl a uplatňuje příslušné právní předpisy Společenství k otevření daného odvětví nebo jeho části. Tyto právní předpisy jsou uvedeny v příloze XI směrnice 2004/17/ES, která pro odvětví elektroenergetiky odkazuje na směrnici Evropského parlamentu a Rady 96/92/ES ze dne 19. prosince 1996 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou (3). Směrnice 96/92/ES byla nahrazena směrnicí 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 (4), která byla rovněž nahrazena směrnicí Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES (5).
(5)
Německo provedlo a uplatnilo nejen směrnici 96/92/ES, ale i směrnice 2003/54/ES a 2009/72/ES. Přístup na trh by proto v souladu s čl. 30 odst. 3 prvním pododstavcem měl být na celém území Německa považován za neomezený.
(6)
Přímé vystavení hospodářské soutěži by mělo být hodnoceno na základě různých ukazatelů, z nichž žádný není nutně sám o sobě rozhodující. Pokud jde o trhy dotčené tímto rozhodnutím, je jedním kritériem, které by mělo být vzato v úvahu, podíl hlavních účastníků na daném trhu. Dalším kritériem je stupeň koncentrace na těchto trzích. Vzhledem k charakteristice dotčených trhů by měla být vzata v úvahu i další kritéria, jako je fungování vyrovnávacího trhu, cenová konkurence a míra, v jaké zákazníci přecházejí k jiným dodavatelům.
(7)
Tímto rozhodnutím není dotčeno uplatňování pravidel hospodářské soutěže.
III. POSOUZENÍ
(8)
Německý trh s elektřinou se vyznačuje velkým počtem elektráren provozovaných velkým počtem účastníků trhu (6). Většina výrobní kapacity je v rukou čtyř velkých energetických společností: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG a Vattenfall Europe AG. Jelikož však dvě z těchto společností, konkrétně RWE a E.ON, jsou soukromé společnosti (tj. společnosti, které nepodléhají přímo ani nepřímo dominantnímu vlivu veřejných zadavatelů, jak je stanoveno v čl. 2 odst. 1 písm. b) směrnice 2004/17/ES), které v odvětví výroby elektřiny nepůsobí na základě zvláštních nebo výlučných práv ve smyslu čl. 2 odst. 3 směrnice 2004/17/ES, nejsou zadavateli ve smyslu směrnice 2004/17/ES. Z toho důvodu se na zadávání jejich zakázek na výrobu nebo prodej elektřiny ustanovení uvedené směrnice nevztahují; proto by, pokud jde o tyto činnosti, měly být považovány za konkurenty zadavatelů, na jejichž zadávání zakázek se uvedená směrnice vztahuje. Při zkoumání, zda je činnost na trzích, na které není omezen přístup, vystavena hospodářské soutěži, bude proto analýza v následujícím textu zaměřena na zadavatele.
(9)
Prodej elektřiny na velkoobchodní úrovni se uskutečňuje prostřednictvím burz, tj. spotových a termínovaných trhů Evropské energetické burzy (European Energy Exchange AG (EEX)) a Evropské burzy pro elektřinu (European Power Exchange S.E. (EPEX)), nebo prostřednictvím transakcí mimoburzovního trhu. Cena při burzovním prodeji elektřiny obvykle slouží jako referenční cena pro mimoburzovní transakce. Výrobní podniky optimalizují provoz svých elektráren podle výsledků burzovního obchodu na spotovém trhu. V zásadě jsou provozovány pouze elektrárny, jejichž mezní náklady jsou nižší než tržní cena.
(10)
Zákon o upřednostnění obnovitelných energií (Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien) (7) (dále jen „EEG“), stanoví pravidla pro elektřinu vyrobenou z obnovitelných zdrojů energie (8), která vedle elektřiny vyrobené z konvenčních zdrojů (9) hraje na německém trhu stále významnější roli. Novelou EEG, která vstoupila v platnost počátkem roku 2012, bylo stanoveno, že podíl obnovitelných zdrojů energie na výrobě elektřiny má do roku 2020 vzrůst na 35 %, do roku 2030 na 50 % a do roku 2050 na 80 %.
(11)
Na konci roku 2010 bylo připojeno 160,5 GW výrobní kapacity k sítím provozovatelů přenosových soustav (77,6 GW) a provozovatelů distribučních soustav (82,9 GW). Ve srovnání s rokem 2009 (152,7 GW) to představuje nárůst o přibližně 7,8 GW. Obnovitelné zdroje energie se na celkové kapacitě podílejí 54,2 GW. Z toho jsou za zhruba 50,7 GW vypláceny výkupní ceny podle EEG. To znamená, že obnovitelné zdroje energie představují přibližně 34 % celkové kapacity (10).
(12)
Celkově bylo v roce 2010 dodáno do sítě 531,2 TWh elektrické energie, z toho 367,5 TWh do sítě provozovatelů přenosových soustav a 163,7 TWh do sítě provozovatelů distribučních soustav. Množství dodané elektrické energie z obnovitelných zdrojů činilo 93,7 TWh, z toho za 80,7 TWh byly provedeny platby podle EEG. To znamená, že podíl obnovitelných energií na celkovém množství elektrické energie dodané do sítě představuje zhruba 18 %, což je méně, než činí podíl obnovitelných zdrojů energie na celkové výrobní kapacitě, tj. 34 % (11). Tento rozdíl je způsoben tím, že období, kdy lze obnovitelné zdroje během roku využívat, je kratší než v případě konvenčních zdrojů.
(13)
Další specifikum německého trhu s elektřinou souvisí s tím, že se německé vnitrostátní orgány v návaznosti na jadernou katastrofu v Japonsku na jaře roku 2011 nedávno rozhodly uzavřít osm jaderných elektráren o celkové kapacitě 8 400 MW (12). Kromě toho bylo rozhodnuto, že do roku 2022 bude ukončen provoz všech ostatních jaderných elektráren v Německu. V krátkodobém horizontu toto rozhodnutí změnilo poměr dovozu a vývozu, takže se Německo z čistého vývozce elektřiny, kterým bylo do roku 2010, změnilo v roce 2011 na čistého dovozce.
(14)
Podle precedentů Komise (13) lze v odvětví elektrické energie rozlišovat tyto relevantní výrobkové trhy: i) výroba a velkoobchodní dodávky, ii) přenos, iii) distribuce a iv) maloobchodní dodávky. Zatímco některé tyto trhy lze dále rozčlenit, dle dosavadní praxe Komise (14) se nerozlišovalo mezi trhem výroby elektřiny a trhem velkoobchodních dodávek, neboť výroba jako taková představuje pouze první krok v hodnotovém řetězci, avšak objem vyrobené elektřiny je prodáván na velkoobchodního trhu.
(15)
Žádost BDEW se týká výroby elektřiny a velkoobchodu s elektřinou. Spolkový kartelový úřad ve svém stanovisku definuje výrobkový trh jako „primární trh pro prodej elektřiny“ (15), který zahrnuje první prodej vlastní výroby všech dodavatelů elektrické energie a čistý dovoz elektřiny, avšak nezahrnuje následné obchodování mezi účastníky trhu. Kromě toho je Spolkový kartelový úřad toho názoru, že výroba a prodej elektřiny, na kterou se vztahuje EEG (dále jen „elektřina podléhající EEG“), nejsou součástí tohoto trhu.
(16)
Spolkový kartelový úřad má za to, že trh s elektřinou podléhající EEG je samostatným trhem, pokud jde o první prodej této elektřiny. Elektřina podléhající EEG se obvykle neprodává přímo na velkoobchodním trhu, ale nejprve ji kupují provozovatelé přenosových sítí za zákonem stanovené výkupní ceny, kteří ji poté ve druhém kroku prodají na velkoobchodním trhu.
(17)
Spolkový kartelový úřad dospěl k závěru, že výroba a prodej elektřiny podléhající EEG neprobíhají na základě hospodářské soutěže a že tato elektřina je nezávislá na ukazatelích poptávky a cenových ukazatelích (16). Tento závěr vychází zejména z následujících skutečností:
(18)
Elektřina podléhající EEG se odebírá do sítě přednostně, a proto je její výroba zcela nezávislá na poptávce. Výroba a dodávky do sítě nezávisí ani na cenách, neboť provozovatelé mají nárok na zákonem stanovené platby. Provozovatelé přenosových soustav prodávají elektřinu podléhající EEG na spotovém trhu podle pravidel stanovených v zákoně, přičemž však nemají žádný manévrovací prostor.
(19)
Spolkový kartelový úřad rovněž konstatoval, že podle zákona může být elektřina podléhající EEG prodávána přímo, a určitá část provozovatelů této možnosti využívá. Podle EEG mohou provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG přecházet od přímého prodeje na prodej za zákonem stanovené výkupní ceny a naopak vždy k prvnímu dni v měsíci. Tito provozovatelé se tak mohou každý měsíc na základě předpovědí tržních cen a podle poptávky rozhodnout, který způsob prodeje pro ně bude výhodnější. Tento přímý prodej však bude mít v budoucnu jen okrajový význam.
(20)
Novelou EEG, která vstoupila v platnost počátkem roku 2012, bylo stanoveno, že provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG mohou - jak je uvedeno výše - elektřinu, kterou vyrobili, sami prodávat a navíc i získat tržní prémii. Tržní prémie má nahradit rozdíl mezi stanovenou výkupní cenou podle EEG a průměrnou měsíční cenou na burze stanovenou ex post. Využití možnosti získat tržní prémii je však volitelné, tzn. že provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG mohou v režimu zákonem stanovených výkupních cen zůstat nebo se do něj kdykoli na začátku měsíce vrátit. Předpokládá se však, že největší podíl elektřiny podléhající EEG bude prodáván prostřednictvím provozovatelů přenosových sítí. Kromě toho model tržní prémie nezmění nic na tom, že celková výše výkupních cen pro výrobce elektřiny z obnovitelných zdrojů není primárně určena tržními cenami (17).
(21)
Spolkový kartelový úřad proto konstatuje, že elektřina podléhající EEG sice vyvíjí konkurenční tlak na elektřinu vyráběnou z konvenčních zdrojů, avšak opačně to neplatí; z toho důvodu nelze elektřinu podléhající EEG zahrnout do stejného trhu jako konvenční elektřinu, neboť tržní podmínky převládající při prvním prodeji jsou u těchto dvou způsobů výroby značně odlišné. Navíc první prodej elektřiny podléhající EEG se ve většině případů uskutečňuje prostřednictvím provozovatelů přenosových sítí. Tento trh se tak od velkoobchodního trhu s konvenční elektřinou zjevně liší i z pohledu poptávky.
(22)
S ohledem na specifičnost německého trhu s elektřinou a aniž jsou dotčeny právní předpisy v oblasti hospodářské soutěže se pro účely posouzení podmínek stanovených v čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES vymezuje relevantní výrobkový trh jako trh pro výrobu a první prodej elektřiny vyrobené z konvenčních zdrojů. Výroba a první prodej elektřiny podléhající EEG nejsou z výše uvedených důvodů součástí tohoto trhu a budou dále posuzovány odděleně.
(23)
Žádost se týká činností na území Spolkové republiky Německo. Žadatel se zabývá otázkou, zda existuje širší trh, který by zahrnoval Německo a Rakousko, přičemž vychází z několika trendů souvisejících s vývojem regulačního rámce, objemem dovozu a vývozu elektřiny, propojováním trhů a postupy řízení přetížení, avšak nakonec dochází k závěru, že „žadatel nemůže vyvodit konečný závěr, zda je již v současnosti dosaženo dostatečného stupně integrace mezi německým velkoobchodním trhem s elektřinou a relevantními trhy v sousedních zemích, aby mohly být považovány za regionální trh.“
(24)
Spolkový kartelový úřad se na základě výsledků uskutečněného odvětvového průzkumu domnívá, že společný primární trh s elektřinou v Německu a Rakousku existuje. Tento závěr vychází ze skutečnosti, že u přeshraničních propojovacích vedení mezi Německem a Rakouskem nejsou žádná kapacitní omezení a že na Evropské burze pro elektřinu (EPEX) existuje standardní tržní a cenová oblast.
(25)
Dle dosavadní praxe Komise byly trhy s elektřinou ve většině případů co do rozsahu definovány jako vnitrostátní (18) či ještě menší (19). V některých případech byla otázka, zda mohou existovat trhy větší než vnitrostátní, ponechána otevřená (20).
(26)
Komise se domnívá, že pro účely posouzení podmínek stanovených v čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES, a aniž jsou dotčeny právní předpisy v oblasti hospodářské soutěže, není nutné dospět k závěru o přesném rozsahu relevantního zeměpisného trhu pro výrobu a první prodej konvenční elektřiny, neboť výsledky posouzení by i při jakémkoli jiném alternativním vymezení trhu byly stejné.
(27)
Pokud jde o výrobu a první prodej elektřiny podléhající EEG, nemohl by zeměpisný rozsah tohoto trhu přesahovat území Německa, protože je založen na specifických právních podmínkách stanovených v německém EEG.
a) Podíly na trhu a koncentrace trhu
(28)
Jak vyplývá z ustálené praxe (21) ohledně rozhodnutí Komise podle článku 30, dospěla Komise k závěru, že pokud jde o výrobu elektřiny, „je jedním z ukazatelů míry hospodářské soutěže na vnitrostátních trzích celkový podíl na trhu tří největších výrobců“.
(29)
Podle stanoviska Spolkového kartelového úřadu (22) činil kumulativní podíl na trhu tří největších výrobců, pokud jde o množství elektřiny dodané do sítě, 74 % v roce 2007,73 % v roce 2008 a 70 % v roce 2010. Německý trh s elektřinou se tak ve srovnání s dřívějšími rozhodnutími o vynětí podle článku 30 směrnice 2004/17/ES řadí mezi trhy se střední koncentrací (23).
(30)
Je však třeba připomenout, že na první dva výrobce - společnosti RWE a E.ON -, jejichž podíl na trhu činí dohromady 58 % (24), se nevztahují ustanovení zákona o zadávání veřejných zakázek.
(31)
Cílem tohoto rozhodnutí je stanovit, zda výroba a velkoobchodní prodej elektřiny jsou vystaveny takové úrovni hospodářské soutěže (na trzích, na které je volný přístup), která zajistí, že i v případě neuplatňování podrobných pravidel pro zadávání veřejných zakázek stanovených ve směrnici 2004/17/ES bude zadávání veřejných zakázek pro výkon dotčených činností probíhat průhledným a nediskriminačním způsobem na základě kritérií, která umožní určit ekonomicky celkově nejvýhodnější řešení. V této souvislosti je třeba si uvědomit, že společnosti, na které se nevztahují postupy zadávání veřejných zakázek, (tedy RWE a E.ON) mají možnost vyvíjet na ostatní účastníky trhu konkurenční tlak, když na těchto trzích působí. Na tom se nic nezmění, ani kdyby do relevantního zeměpisného trhu bylo zahrnuto Rakousko, neboť tržní podíly těchto největších výrobců by se na trhu zahrnujícím Německo i Rakousko podle předpokladů zmenšily jen nepatrně (25).
(32)
Pokud jde o výrobu a velkoobchodní dodávky elektrické energie z konvenčních zdrojů, lze výše uvedené skutečnosti považovat za příznak přímého vystavení hospodářské soutěži v případě účastníků trhu, na něž se vztahují ustanovení zákona o zadávání veřejných zakázek.
(33)
Rovněž je třeba poznamenat, že pracovní dokument útvarů Komise nazvaný „Zpráva o pokroku při vytváření vnitřního trhu se zemním plynem a elektřinou za období 2009-2010“ z června 2011 (26) uvádí, že koncentrace trhu v Německu se ve srovnání s předchozími lety snížila (27), a řadí německý trh s elektřinou do kategorie „mírně koncentrovaných trhů“ (28), tzn. trhů, jejichž hodnota Herfindahl-Hirschmanova indexu (HHI) (29) (ve vztahu ke kapacitě) se pohybuje v rozmezí 750 až 1 800.
(34)
S ohledem na výše uvedené číselné údaje lze pro účely tohoto rozhodnutí, a aniž jsou dotčeny právní předpisy v oblasti hospodářské soutěže, ve vztahu k zadavatelům předpokládat, že stupeň koncentrace trhu lze považovat za příznak toho, že výroba a velkoobchodní prodej elektřiny z konvenčních zdrojů v Německu jsou do určité míry vystaveny hospodářské soutěži.
b) Další faktory
(35)
V posledních letech (až do března 2011) bylo Německo čistým vývozcem elektřiny. Avšak v důsledku rozhodnutí zastavit výrobu elektřiny v několika jaderných elektrárnách se Německo stalo čistým dovozcem. Proto v současné době na trhu existuje konkurenční tlak vyplývající z možnosti dovážet elektřinu do Německa ze zahraničí. Tím je zajištěno, že investice v odvětví elektrické energie v Německu nelze provádět bez ohledu na ostatní výrobce v okolních zemích. Tyto faktory by proto měly být vnímány tak, že nejsou v rozporu se závěrem, podle kterého jsou zadavatelé působící na německém trhu pro výrobu elektřiny z konvenčních zdrojů vystaveni hospodářské soutěži. Kromě toho analýza situace, pokud jde o přecházení zákazníků k jiným dodavatelům (30), a stupeň likvidity na velkoobchodním trhu (31) ukazují, že tyto faktory nejsou v rozporu se závěrem, podle kterého jsou zadavatelé působící na německém trhu pro výrobu elektřiny z konvenčních zdrojů vystaveni hospodářské soutěži. A konečně je třeba rovněž poznamenat, že ani německý vyrovnávací trh (32) a jeho hlavní charakteristiky (tržní určování cen a cenový rozdíl mezi pozitivní a negativní vyrovnávací energií) neodporují závěru, podle kterého jsou zadavatelé působící na německém trhu pro výrobu elektřiny z konvenčních zdrojů vystaveni hospodářské soutěži.
(36)
Elektřina podléhající EEG má prioritní napojení na síť a při dodávání do sítě má přednost před konvenční elektřinou, což znamená, že výroba elektřiny podléhající EEG je nezávislá na poptávce. Jelikož náklady spojené s výrobou elektřiny podléhající EEG jsou obecně vyšší než tržní cena, byl vytvořen systém, díky kterému se elektřině podléhající EEG dostává zvláštní podpory. Provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG (33) mají právo prodávat elektřinu provozovatelům přenosových sítí za zákonem stanovené výkupní ceny po dobu 20 let a navíc v roce uvedení zařízení do provozu. Výše těchto cen pokrývá jejich náklady, a je tedy vyšší než tržní cena. Mohou proto svou elektřinu do sítě dodávat bez ohledu na cenu na burze (34).
(37)
Elektřina podléhající EEG se obecně neprodává přímo na velkoobchodním trhu, ale nejprve ji kupují provozovatelé přenosových sítí za zákonem stanovené výkupní ceny. Provozovatelé přenosových soustav nesou odpovědnost za prodej elektřiny podléhající EEG na burzovním spotovém trhu s elektřinou, z čehož jim tak vzniká ztráta. Tyto náklady nakonec hradí koneční spotřebitelé elektřiny, kteří svým dodavatelům energie platí zvláštní poplatek podle EEG, který je pak dále přenesen na provozovatele přenosových sítí. Dodavatelé energie, kteří kupují více než 50 % elektřiny podléhající EEG, z čehož nejméně 20 % elektřiny vyrobené ze sluneční nebo větrné energie, platí snížený poplatek podle EEG.
(38)
Provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG mají rovněž možnost „přímého prodeje“ vyrobené elektřiny. To znamená, že se mohou rozhodnout, že elektřinu nebudou prodávat za zákonem stanovené výkupní ceny, nýbrž přímo na spotovém trhu. Vzhledem k vysokým výrobním nákladům elektřiny podléhající EEG nepředstavuje zpravidla přímý prodej, který není zákonem regulován, schůdné řešení. V minulosti byl tento způsob využíván v omezené míře hlavně v případech, kdy kupující mohli uplatnit osvobození od zvláštního poplatku podle EEG, když s konvenční elektřinou zkombinovali určité množství elektřiny podléhající EEG odebrané přímo od výrobce (35). Novelou EEG, která vstoupila v platnost počátkem roku 2012, byla možnost uplatnění této zvláštní výjimky omezena, což dle předpokladů povede k tomu, že tato forma přímého prodeje bude využívána v menší míře (36).
(39)
Novelizovaný zákon přináší novou možnost „přímého prodeje“, která však stanoví, že výrobcům elektřiny podléhající EEG bude placena tzv. „tržní prémie“, která pokryje rozdíl mezi jejich vyššími náklady a průměrnou tržní cenou (dále jen „model tržní prémie“). Provozovatelé přenosových soustav odhadují, že v roce 2012 bude prostřednictvím modelu tržní prémie prodáno 15 % celkového množství všech druhů obnovitelných energií (37). Lze tak soudit, že v současnosti i blízké budoucnosti se zdaleka největší část elektřiny podléhající EEG bude prodávat za zákonem stanovené výkupní ceny a prostřednictvím provozovatelů přenosových sítí. Nedotovaný přímý prodej bude hrát jen okrajovou roli.
(40)
Z výše uvedených důvodů jsou výroba a první prodej elektřiny podléhající EEG součástí regulovaného systému, kde výrobci prodávají elektřinu za zákonem stanovené ceny. Tito výrobci nejsou vystaveni hospodářské soutěži, neboť mohou elektřinu podléhající EEG, kterou vyrobili, dodávat do sítě bez ohledu na běžnou tržní cenu. Díky přednostnímu právu dodávat elektřinu do sítě rovněž mohou prodat veškeré množství energie, které vyrobí. Z toho důvodu nelze vyvodit, že činnost výrobců elektřiny podléhající EEG je vystavena hospodářské soutěži. Vzhledem k výše uvedeným skutečnostem není třeba posuzovat žádné další ukazatele, jako jsou například ukazatele uvedené v 6. bodě odůvodnění.
IV. ZÁVĚRY
(41)
S ohledem na výše zkoumané faktory by podmínka přímého vystavení hospodářské soutěži stanovená v čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES měla být se zřetelem k zadavatelům považována za splněnou, pokud jde o výrobu a velkoobchodní dodávky elektřiny z konvenčních zdrojů v Německu.
(42)
Dále by se směrnice 2004/17/ES, vzhledem k tomu, že se podmínka neomezeného přístupu na trh považuje za splněnou, neměla použít ani v případě, kdy zadavatelé udělují zakázky, které mají umožnit výrobu a velkoobchodní dodávky elektřiny z konvenčních zdrojů v Německu, ani v případě, kdy zadavatelé pořádají veřejné soutěže na výkon této činnosti v této zeměpisné oblasti.
(43)
Nicméně podmínka přímého vystavení hospodářské soutěži stanovená v čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES by měla být se zřetelem k zadavatelům považována za nesplněnou, pokud jde o výrobu a první prodej elektřiny podléhající EEG v Německu.
(44)
Jelikož se na výrobu a první prodej elektřiny podléhající EEG nadále vztahují ustanovení směrnice 2004/17/ES, je třeba připomenout, že veřejné zakázky zahrnující více činností se řídí článkem 9 směrnice 2004/17/ES. To znamená, že zadává-li zadavatel „smíšenou“ zakázku, tedy zakázku určenou k vykonávání jak činností vyňatých z oblasti působnosti směrnice 2004/17/ES, tak činností, které vyňaty nejsou, přihlíží se k tomu, které činnosti mají být hlavním předmětem zakázky. Ustanovení směrnice 2004/17/ES se použijí v případě smíšené zakázky, jejímž hlavním účelem je podpora výroby a velkoobchodního prodeje elektřiny podléhající EEG. Není-li objektivně možné určit, která činnost má být hlavním předmětem zakázky, zadává se v souladu s pravidly uvedenými v čl. 9 odst. 2 a 3 směrnice 2004/17/ES. Toto rozhodnutí je založeno na právním a skutkovém stavu z října 2011 až února 2012, jak se jeví na základě informací, které předložil BDEW a německé orgány. Může být revidováno, pokud by v případě významných změn právního či skutkového stavu došlo k tomu, že podmínky pro použití čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES, pokud jde o výrobu a velkoobchodní dodávky elektřiny z konvenčních zdrojů, již nejsou splněny.
(45)
Opatření stanovená tímto rozhodnutím jsou v souladu se stanoviskem Poradního výboru pro veřejné zakázky,
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Směrnice 2004/17/ES se nevztahuje na zakázky zadané zadavateli, které mají umožnit výrobu a první prodej elektřiny vyrobené z konvenčních zdrojů a mají být provedeny v Německu.
Pro účely tohoto rozhodnutí se elektřinou vyrobenou z konvenčních zdrojů rozumí elektřina, která nespadá do oblasti působnosti EEG. Kromě toho, ve smyslu EEG a za podmínek v něm stanovených, se „obnovitelnými zdroji energie“ rozumí vodní energie, včetně energie vln, energie přílivu, energie gradientu soli, energie proudění, větrné energie, energie slunečního záření, geotermální energie, energie z biomasy, včetně bioplynu, biometanu, skládkového plynu a plynu z čistíren odpadních vod, jakož i biologicky rozložitelné části komunálního a průmyslového odpadu.
Článek 2
Toto rozhodnutí je určeno Spolkové republice Německo.
V Bruselu dne 24. dubna 2012.
DECIZIA DE PUNERE ÎN APLICARE A COMISIEI
din 24 aprilie 2012
de derogare, în ceea ce privește producerea și vânzarea angro de energie electrică din surse convenționale în Germania, de la aplicarea Directivei 2004/17/CE a Parlamentului European și a Consiliului de coordonare a procedurilor de atribuire a contractelor de achiziții în sectoarele apei, energiei, transporturilor și serviciilor poștale
[notificată cu numărul C(2012) 2426]
(Numai textul în limba germană este autentic)
(Text cu relevanță pentru SEE)
(2012/218/UE)
COMISIA EUROPEANĂ,
având în vedere Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene,
având în vedere Directiva 2004/17/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 31 martie 2004 de coordonare a procedurilor de atribuire a contractelor de achiziții în sectoarele apei, energiei, transportului și serviciilor poștale (1), în special articolul 30 alineatele (5) și (6),
având în vederea solicitarea transmisă prin e-mail la 26 octombrie 2011 de Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (Asociația Federală a Sectoarelor Energiei și Apei) (denumită în continuare „BDEW”),
întrucât:
I. FAPTE
(1)
La 26 octombrie 2011, BDEW a transmis Comisiei, prin e-mail, o solicitare în temeiul articolului 30 alineatul (5) din Directiva 2004/17/CE. Comisia a informat autoritățile germane despre solicitare la 11 noiembrie 2011 și a cerut informații suplimentare din partea acestora prin e-mail la 10 ianuarie 2012 și din partea BDEW prin e-mail la 21 decembrie 2011. Autoritățile germane au transmis informații suplimentare prin e-mail la 14 decembrie 2011, iar BDEW la 17 ianuarie 2012, 26 ianuarie 2012 și 28 februarie 2012.
(2)
Solicitarea depusă de BDEW în numele entităților contractante din sectorul în cauză vizează, conform descrierii din solicitare, „construcția, achiziția și funcționarea (inclusiv întreținerea) tuturor tipurilor de centrale de producere a energiei electrice, precum și activitățile de asistență pertinente.” (2)
(3)
Solicitarea este însoțită de un aviz emis la 25 iulie 2011 de autoritatea federală competentă în domeniul concurenței (Bundeskartellamt). Avizul respectiv (denumit în continuare „avizul”) a fost emis în temeiul legislației germane aplicabile și analizează dacă activitatea care face obiectul procedurii este expusă direct concurenței. Avizul se bazează pe un studiu sectorial amplu al piețelor relevante.
II. CADRUL JURIDIC
(4)
La articolul 30 din Directiva 2004/17/CE se prevede că acele contracte care sunt destinate să permită desfășurarea unei activități din domeniul de aplicare al directivei nu fac obiectul directivei în cazul în care, în statul membru în care se desfășoară, activitatea respectivă este expusă direct concurenței pe piețe la care accesul nu este restricționat. Expunerea directă la concurență este evaluată pe baza unor criterii obiective, ținând seama de caracteristicile specifice ale sectorului în cauză. Accesul este considerat nerestricționat în cazul în care statul membru a implementat și a aplicat legislația comunitară relevantă privind deschiderea unui anumit sector sau a unei părți a acestuia. Aceste acte legislative sunt enumerate în anexa XI la Directiva 2004/17/CE. În cazul sectorului energiei electrice, legislația este reprezentată de Directiva 96/92/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 19 decembrie 1996 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice (3). Directiva 96/92/CE a fost înlocuită de Directiva 2003/54/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 26 iunie 2003 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice și de abrogare a Directivei 96/92/CE (4), care a fost înlocuită, la rândul său, de Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice și de abrogare a Directivei 2003/54/CE (5).
(5)
Germania a implementat și a aplicat atât Directiva 96/92/CE, cât și Directiva 2003/54/CE și Directiva 2009/72/CE. În consecință, în conformitate cu articolul 30 alineatul (3) primul paragraf, este oportun ca accesul la piață să fie considerat nerestricționat pe întreg teritoriul Germaniei.
(6)
Expunerea directă la concurență ar trebui evaluată pe baza mai multor indicatori, niciunul dintre aceștia nefiind neapărat decisiv în sine. În ceea ce privește piețele vizate de prezenta decizie, cota principalilor actori pe o anumită piață este un criteriu care ar trebui luat în considerare. Un alt criteriu este gradul de concentrare de pe aceste piețe. Ținând cont de caracteristicile piețelor în cauză, ar trebui luate în considerare și alte criterii, cum ar fi funcționarea pieței de echilibrare, concurența la nivelul prețurilor și proporția consumatorilor care își schimbă furnizorul.
(7)
Prezenta decizie nu aduce atingere aplicării normelor în materie de concurență.
III. EVALUARE
(8)
Piața germană a electricității se caracterizează printr-un număr mare de centrale electrice gestionate de numeroși actori de pe piață (6). Majoritatea capacităților de producție aparțin unui număr de patru mari întreprinderi: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG și Vattenfall Europe AG. Cu toate acestea, deoarece două dintre acestea, RWE și E.ON, sunt întreprinderi private [și anume întreprinderi care nu sunt supuse influenței dominante directe sau indirecte a autorităților contractante, în conformitate cu articolul 2 alineatul (1) litera (b) din Directiva 2004/17/EC], care nu își desfășoară activitatea în sectorul producerii de energie electrică pe baza unor drepturi speciale sau exclusive în sensul articolului 2 alineatul (3) din Directiva 2004/17/CE, întreprinderile respective nu sunt entități contractante în sensul Directivei 2004/17/CE. Prin urmare, procedurile lor de achiziții în scopul producerii sau vânzării de energie electrică nu intră sub incidența dispozițiilor directivei menționate. În consecință, în privința acestor activități, întreprinderile în cauză ar trebui considerate concurente față de entitățile contractante ale căror proceduri de achiziții intră sub incidența directivei. În cele ce urmează, analiza se va axa, așadar, pe entitățile contractante în încercarea de a stabili dacă activitatea este expusă concurenței pe piețele la care accesul nu este restricționat.
(9)
Energia electrică este comercializată angro în cadrul burselor de energie, și anume pe piețele la vedere și la termen ale European Energy Exchange AG (EEX) și European Power Exchange S.E. (EPEX), sau în cadrul unor tranzacții extrabursiere. Prețul din cadrul burselor de energie este utilizat de obicei ca preț de referință pentru tranzacțiile extrabursiere. Întreprinderile de producere a energiei electrice își optimizează funcționarea centralelor în funcție de rezultatele tranzacțiilor de pe piața la vedere din cadrul burselor. În principiu, funcționează doar centralele electrice ale căror costuri marginale sunt mai mici decât prețul pieței.
(10)
Das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (7) (legea privind privilegierea energiei din surse regenerabile, denumită în continuare „legea EEG”) prevede normele referitoare la energia electrică produsă din surse de energie regenerabile (8), care, pe lângă energia electrică produsă din surse convenționale (9), are un rol din ce în ce mai important pe piața germană. Conform legii EEG modificate, care a intrat în vigoare la începutul lui 2012, ponderea surselor de energie regenerabile în energia electrică furnizată trebuie să crească la 35 % până în 2020, la 50 % până în 2030 și la 80 % până în 2050.
(11)
La sfârșitul anului 2010, o capacitate de producție de 160,5 GW era conectată la rețelele operatorilor de sisteme de transport (77,6 GW) și ale operatorilor de sisteme de distribuție (82,9 GW). S-a înregistrat o creștere de circa 7,8 GW față de 2009 (152,7 GW). Sursele regenerabile reprezintă 54,2 GW din capacitatea totală. Circa 50,7 GW din energia produsă din surse regenerabile sunt plătiți la tarifele prevăzute în legea EEG. Acest lucru înseamnă că sursele de energie regenerabile reprezintă aproximativ 34 % din capacitatea totală (10).
(12)
În ceea ce privește alimentarea, în 2010 au fost introduși în total 531,2 TWh în rețelele operatorilor de sisteme de transport (367,5 TWh) și ale operatorilor de sisteme de distribuție (163,7 TWh). Din acest total, sursele de energie regenerabile au reprezentat 93,7 TWh, din care 80,7 TWh au beneficiat de subvenții în conformitate cu EEG. Acest lucru înseamnă că sursele de energie regenerabile reprezintă circa 18 % din alimentarea totală a rețelelor, proporția fiind inferioară procentajului de 34 % din capacitatea totală de producție pe care îl reprezintă aceste surse (11). Diferența se explică prin faptul că durata de utilizare anuală a surselor de energie regenerabile este mai scurtă decât durata de utilizare a surselor de energie convenționale.
(13)
O altă caracteristică a pieței germane a energiei electrice este legată de decizia recentă a autorităților naționale de a închide 8 centrale nucleare, cu o capacitate totală de 8 400 MW (12), ca urmare a catastrofei nucleare din Japonia de la începutul anului 2011. Mai mult, s-a decis ca și restul centralelor nucleare din Germania să fie închise până în 2022. Pe termen scurt, aceste aspecte au modificat echilibrul dintre importuri și exporturi, astfel încât, dintr-un exportator net de energie electrică până în 2010, în 2011 Germania a devenit un importator net.
(14)
Pe baza deciziilor anterioare ale Comisiei (13), se pot distinge următoarele piețe de produse relevante în sectorul energiei electrice: (i) producerea și vânzarea angro; (ii) transportul; (iii) distribuția și (iv) vânzarea cu amănuntul. Deși unele dintre aceste piețe pot fi subdivizate și mai mult, în practica de până acum a Comisiei (14) nu s-a făcut distincție între piața producerii de energie electrică și piața vânzării angro, deoarece producerea ca atare este doar o primă etapă în lanțul valoric, iar cantitățile de energie electrică produse sunt comercializate pe piața angro.
(15)
Solicitarea BDEW vizează producerea și vânzarea angro de energie electrică. În avizul său, Bundeskartellamt definește piața produsului drept „o piață a vânzării primare de energie electrică” (15), care cuprinde prima vânzare de către toți furnizorii de energie electrică a producției lor, precum și importurile nete de energie electrică, dar nu include tranzacțiile ulterioare dintre actorii de pe piață. Mai mult, Bundeskartellamt consideră că producerea și comercializarea energiei electrice reglementate de legea EEG (denumită în continuare „energie electrică EEG”) nu fac parte din această piață.
(16)
Bundeskartellamt consideră că piața energiei electrice EEG este o piață separată în ceea ce privește prima sa vânzare. Energia electrică EEG nu este în mod normal vândută direct pe piața angro, ci este mai întâi cumpărată de operatorii de sisteme de transport la un tarif fixat prin lege. Aceștia o revând apoi, într-o a doua fază, pe piața angro.
(17)
Bundeskartellamt conchide că producerea și comercializarea energiei electrice EEG nu sunt organizate în mod concurențial și că energia electrică EEG este independentă de cerere și de preț (16). Această concluzie se bazează în principal pe următoarele aspecte:
(18)
Energia electrică EEG beneficiază de un acces prioritar la rețea, prin urmare, producția sa este complet independentă de cerere. Producția și alimentarea rețelei sunt și ele independente de prețuri, deoarece operatorii au dreptul la un tarif prevăzut prin lege. Energia electrică EEG este comercializată de operatorii de sisteme de transport pe piața la vedere în conformitate cu dispozițiile legale, fără nicio marjă de manevră.
(19)
Bundeskartellamt a precizat, de asemenea, că, potrivit legii, energia electrică EEG poate fi comercializată direct, iar anumiți operatori recurg la această posibilitate. În legea EEG se prevede că operatorii instalațiilor EEG pot trece, în prima zi a lunii, de la vânzarea directă la sistemul de tarifare stabilit în legea EEG și invers. În funcție de previziunile privind prețul pieței și de cerere, operatorii instalațiilor EEG pot decide astfel în fiecare lună care tip de vânzare este mai avantajos pentru ei. Cu toate acestea, comercializarea directă va avea în viitor doar o importanță marginală.
(20)
În conformitate cu legea EEG modificată, care a intrat în vigoare la începutul lui 2012, operatorii instalațiilor EEG au posibilitatea, cum s-a precizat mai sus, de a comercializa ei înșiși energia electrică pe care o produc și de a primi și o subvenție de comercializare. Rolul subvenției de comercializare este de a compensa diferența dintre tariful EEG fix și prețul mediu lunar din cadrul bursei, determinat ex post. Primirea subvenției este însă facultativă, operatorii instalațiilor EEG având posibilitatea de a păstra sistemul de tarifare fixă sau de a reveni la acesta în fiecare lună. Se așteaptă însă ca cea mai mare parte a energiei electrice EEG să fie comercializată prin intermediul operatorilor de sisteme de transport. De altfel, sistemul subvenției de comercializare nu va afecta faptul că nivelul total de plată pentru producătorii EEG nu este determinat în principal de prețurile practicate pe piață (17).
(21)
Bundeskartellamt recunoaște, așadar, că, deși energia electrică EEG exercită o presiune concurențială asupra energiei electrice produse din surse convenționale, reciproca nu este valabilă. Prin urmare, energia electrică EEG nu poate fi inclusă în aceeași piață ca și energia electrică produsă din surse convenționale, deoarece condițiile de piață aplicabile primei vânzări diferă considerabil pentru aceste două tipuri de producere. Mai mult, în cazul energiei electrice EEG, prima vânzare se realizează în principal prin intermediul operatorilor de sisteme de transport. Piața este, așadar, evident diferită și din perspectiva cererii de piața angro a energiei electrice din surse convenționale.
(22)
Ținând cont de caracteristicile specifice ale pieței germane a energiei electrice, în scopul evaluării condițiilor prevăzute la articolul 30 alineatul (1) din Directiva 2004/17/CE și fără a aduce atingere dreptului concurenței, piața relevantă a produsului este definită drept piața pentru producerea și prima vânzare a energiei electrice produse din surse convenționale. Producerea și prima vânzare a energiei electrice EEG nu fac parte din această piață, din motivele menționate mai sus, și vor fi evaluate separat în cele ce urmează.
(23)
Solicitarea BDEW vizează activitățile desfășurate pe teritoriul Republicii Federale Germania. Solicitantul analizează posibilitatea unei piețe mai ample, care să includă Germania și Austria, pe baza mai multor tendințe referitoare la evoluția cadrului de reglementare, la nivelul importurilor și al exporturilor de energie electrică, precum și la procedurile de cuplare a piețelor și de gestionare a congestiilor, dar în final conchide că „nu poate da un răspuns definitiv la întrebarea dacă piața germană angro a energiei electrice și piețele relevante din țările învecinate sunt în prezent suficient de integrate pentru a putea fi considerate o piață regională”.
(24)
Pe baza studiului sectorial realizat, Bundeskartellamt consideră că în Germania și Austria există o piață primară comună a energiei electrice. Această concluzie se bazează pe absența blocajelor la nivelul interconexiunilor frontaliere dintre Germania și Austria și pe existența unui spațiu de comercializare și de tarifare armonizat la nivelul EPEX.
(25)
Conform practicii anterioare a Comisiei, sfera piețelor energiei electrice a fost definită în general ca fiind națională (18) sau chiar și mai limitată (19). Ocazional, s-a lăsat deschisă posibilitatea existenței unor piețe mai ample decât cele naționale (20).
(26)
Comisia consideră că, în scopul evaluării condițiilor prevăzute la articolul 30 alineatul (1) din Directiva 2004/17/CE și fără a aduce atingere dreptului concurenței, nu este necesar să se precizeze sfera exactă a pieței geografice relevante a producerii și primei vânzări de energie electrică din surse convenționale, deoarece rezultatele evaluării ar fi identice indiferent de definiția pieței adoptată.
(27)
În ceea ce privește producerea și prima vânzare de energie electrică EEG, sfera sa geografică nu se poate extinde în afara teritoriului Germaniei, deoarece se bazează pe condiții juridice specifice prevăzute în legea EEG germană.
(a) Cote de piață și concentrarea pieței
(28)
Așa cum rezultă din practica curentă (21), în ceea ce privește deciziile Comisiei adoptate în temeiul articolului 30, Comisia a considerat că, referitor la producția de energie electrică, „unul dintre indicatorii nivelului de concurență de pe piețele naționale este cota totală de piață a celor mai mari trei producători”.
(29)
Conform avizului emis de Bundeskartellamt (22), cotele de piață cumulate ale celor mai mari trei producători, din perspectiva alimentării rețelei, s-au ridicat la 74 % în 2007, la 73 % în 2008 și la 70 % în 2010. Piața germană a energiei electrice se situează, așadar, pe o poziție mediană, comparativ cu deciziile anterioare de derogare adoptate în temeiul articolului 30 din Directiva 2004/17/CE (23).
(30)
Cu toate acestea, se reamintește faptul că doi producători, RWE și E.ON, a căror cotă de piață cumulată este de 58 % (24), nu intră sub incidența dispozițiilor legislației privind achizițiile.
(31)
Scopul prezentei decizii este de a stabili dacă serviciile de producere și vânzare angro de energie electrică sunt expuse unui nivel de concurență (pe piețe la care accesul este liber) care să asigure că, până și în absența disciplinei impuse de normele detaliate privind achizițiile prevăzute în Directiva 2004/17/CE, achizițiile pentru desfășurarea activităților vizate vor fi realizate în mod transparent, nediscriminatoriu și pe baza unor criterii care să permită identificarea celei mai avantajoase soluții din punct de vedere economic la nivel global. În acest context, este important să se aibă în vedere faptul că întreprinderile care nu intră sub incidența procedurilor de achiziții publice (și anume RWE și E.ON), atunci când intervin pe aceste piețe, au posibilitatea de a exercita o presiune concurențială asupra celorlalți actori de pe piață. Această situație nu s-ar schimba chiar dacă Austria ar fi inclusă în piața geografică relevantă, deoarece cotele de piață ale principalilor producători ar fi doar ușor mai mici în cazul unei piețe care ar cuprinde atât Austria, cât și Germania (25).
(32)
În ceea ce privește producția și vânzarea angro de energie electrică din surse convenționale, se poate considera că aspectele de mai sus indică expunerea directă la concurență a actorilor de pe piață care se află sub incidența dispozițiilor legislative referitoare la achiziții.
(33)
Este necesar, de asemenea, să se precizeze că în documentul de lucru al serviciilor Comisiei din iunie 2011, intitulat „2009-2010 Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market” (26), se indică o reducere a concentrării pieței în Germania (27) față de anii precedenți, piața germană a energiei electrice fiind plasată în categoria „piețelor cu concentrare medie” (28), adică piețele al căror indice Herfindahl-Hirschmann (IHH) (29) pe capacitate se situează între 750 și 1 800.
(34)
Având în vedere cifrele de mai sus, în scopul prezentei decizii și fără a aduce atingere dreptului concurenței, se poate estima, în ceea ce privește entitățile contractante, că gradul de concentrare al pieței poate fi considerat o indicație a unui anumit nivel de expunere la concurență a activităților de producere și vânzare angro de energie electrică din surse convenționale din Germania.
(b) Alți factori
(35)
În ultimii ani, mai exact până în martie 2011, Germania a fost un exportator net de energie electrică. Cu toate acestea, ca urmare a deciziei de a închide treptat mai multe centrale nucleare producătoare de energie electrică, Germania a devenit un importator net. Există, așadar, în prezent, o presiune concurențială pe piață creată de posibilitatea importării de energie electrică din străinătate. Prin urmare, orice investiție în sectorul german al energiei electrice trebuie să țină cont de producătorii din țările învecinate. Acești factori ar trebui, așadar, considerați compatibili cu concluzia că entitățile contractante care își desfășoară activitatea pe piața germană a producerii de energie electrică din surse convenționale sunt expuse concurenței. Mai mult, o analiză a proporției consumatorilor care își schimbă furnizorul (30) și a gradului de lichiditate al pieței angro (31) arată că acești factori nu contrazic concluzia potrivit căreia entitățile contractante care își desfășoară activitatea pe piața germană a producerii de energie electrică din surse convenționale sunt expuse concurenței. În final, ar trebui observat, de asemenea, că piața de echilibrare germană (32), cu principalele sale caracteristici (tarifare în funcție de piață și diferență de preț între energia de echilibrare pozitivă și cea negativă), nu contrazice nici ea concluzia potrivit căreia entitățile contractante care își desfășoară activitatea pe piața germană a producerii de energie electrică din surse convenționale sunt expuse concurenței.
(36)
Energia electrică EEG beneficiază de conectare prioritară la rețea și are prioritate față de energia electrică din surse convenționale în ceea ce privește alimentarea rețelei, ceea ce înseamnă că producția de energie electrică EEG nu depinde de cerere. Întrucât costurile de producere a energiei electrice EEG sunt în general mai mari decât prețul pieței, s-a instituit un sistem prin care energia electrică EEG beneficiază de un sprijin special. Operatorii instalațiilor EEG (33) au dreptul să primească, din partea operatorilor de sisteme de transport, un tarif fixat prin lege, timp de 20 de ani plus anul de punere în funcțiune. Acest tarif asigură acoperirea costurilor pe care le-au suportat și este, așadar, mai mare decât prețul pieței. Prin urmare, ei pot alimenta rețeaua cu energia electrică pe care o produc indiferent de prețul din cadrul burselor (34).
(37)
Energia electrică EEG nu este în general vândută direct pe piața angro, ci este mai întâi cumpărată de operatorii de sisteme de transport la un tarif fixat prin lege. Operatorii de sisteme de transport comercializează energia electrică EEG pe piața la vedere din cadrul bursei de energie, fapt care le produce pierderi. Aceste costuri sunt plătite în cele din urmă de consumatorii finali de energie electrică, aceștia plătind furnizorilor lor de energie o taxă EEG suplimentară care este ulterior transferată operatorilor de sisteme de transport. Furnizorii de energie în cazul cărora proporția de energie electrică EEG achiziționată depășește 50 %, din care cel puțin 20 % energie electrică din sursă solară sau eoliană, plătesc o taxă EEG mai mică.
(38)
Operatorii instalațiilor EEG au posibilitatea și de „a comercializa direct” energia electrică pe care o produc. Acest lucru înseamnă că un operator al unei centrale EEG poate renunța la plata prevăzută prin lege și poate alege să vândă direct energia electrică pe piața la vedere. Din cauza costurilor ridicate de producere a energiei electrice EEG, comercializarea directă în afara condițiilor prevăzute prin lege nu este în mod normal o opțiune viabilă. În trecut, această metodă a fost utilizată într-o măsură limitată în principal în situații în care cumpărătorii au putut obține o scutire de la plata taxei EEG suplimentare, combinând o anumită cantitate de energie electrică EEG obținută direct de la producător cu energie electrică din surse convenționale (35). Prin noua lege EEG, intrată în vigoare la începutul anului 2012, se limitează posibilitatea acestei scutiri specifice, așa că se așteaptă ca frecvența acestei forme de comercializare directă să scadă (36).
(39)
În noua lege se prevede o nouă posibilitate de „comercializare directă”, care include totuși plata unei așa-numite „subvenții de comercializare” producătorilor de energie electrică EEG, subvenție care acoperă diferența dintre costurile lor mai ridicate și prețul mediu de pe piață (denumită în continuare „sistemul subvenției de comercializare”). Operatorii de sisteme de transport estimează că, în 2012, ponderea vânzărilor realizate conform acestui sistem va fi de 15 %, calculată pentru energia electrică produsă din toate tipurile de surse regenerabile (37). Se poate conchide că, în prezent și în viitorul apropiat, de departe cea mai mare parte e energiei electrice EEG va fi comercializată conform sistemului de plăți prevăzut prin lege și prin intermediul operatorilor de sisteme de transport. Comercializarea directă nesubvenționată va juca doar un rol secundar.
(40)
Pe baza considerentelor indicate mai sus, producerea și prima vânzare de energie electrică EEG fac parte dintr-un sistem reglementat, în care producătorii primesc un tarif prevăzut prin lege. Ei nu sunt expuși concurenței, deoarece pot alimenta rețeaua cu energia electrică EEG pe care o produc indiferent de prețul practicat pe piață. Datorită alimentării cu prioritate, ei pot vinde toate cantitățile produse. Nu se poate considera, așadar, că activitatea producătorilor de energie electrică EEG este expusă concurenței. Având în vedere cele de mai sus, nu este necesar să se evalueze și alți indicatori, cum ar fi cei menționați la considerentul 6.
IV. CONCLUZII
(41)
Având în vedere factorii examinați mai sus, condiția expunerii directe la concurență prevăzută la articolul 30 alineatul (1) din Directiva 2004/17/CE ar trebui considerată îndeplinită în cazul entităților contractante din sectorul german al producerii și vânzării angro de energie electrică din surse convenționale.
(42)
În plus, întrucât condiția de acces nerestricționat la piață se consideră a fi îndeplinită, Directiva 2004/17/CE nu ar trebui să se aplice atunci când entitățile contractante atribuie contracte menite să permită producerea și vânzarea angro de energie electrică din surse convenționale în Germania și nici atunci când aceste entități organizează concursuri în vederea exercitării unei astfel de activități în zona geografică respectivă.
(43)
Cu toate acestea, condiția expunerii directe la concurență prevăzută la articolul 30 alineatul (1) din Directiva 2004/17/CE ar trebui considerată ca nefiind îndeplinită în cazul entităților contractante din sectorul german al producerii și primei vânzări de energie electrică EEG.
(44)
Deoarece producerea și prima vânzare de energie electrică EEG se află în continuare sub incidența dispozițiilor Directivei 2004/17/CE, se reamintește că contractele de achiziții care vizează mai multe activități sunt reglementate de articolul 9 din Directiva 2004/17/CE. Acest lucru înseamnă că, atunci când o entitate contractantă este angajată în achiziții „mixte”, adică achiziții utilizate ca sprijin atât pentru activitățile exceptate de la aplicarea Directivei 2004/17/CE, cât și pentru activitățile care nu sunt exceptate, ar trebui acordată atenție activităților care fac obiectul principal al contractului. În cazul unor astfel de achiziții mixte, atunci când acestea vizează în principal sprijinirea producerii și vânzării angro de energie electrică EEG, se aplică dispozițiile Directivei 2004/17/CE. În cazul în care este imposibil să se determine care este activitatea principală a contractului, contractul ar trebui să se atribuie în conformitate cu normele menționate la articolul 9 alineatele (2) și (3) din Directiva 2004/17/CE. Prezenta decizie se bazează pe situația de drept și de fapt din perioada octombrie 2011-februarie 2012, așa cum reiese din informațiile transmise de BDEW și de autoritățile germane. Prezenta decizie poate fi revizuită în cazul în care, în urma unor schimbări semnificative ale situației de drept sau de fapt, condițiile de aplicabilitate a articolului 30 alineatul (1) din Directiva 2004/17/CE cu privire la producerea și vânzarea angro de energie electrică din surse convenționale nu mai sunt îndeplinite.
(45)
Măsurile prevăzute de prezenta decizie sunt conforme cu avizul Comitetului consultativ pentru achiziții publice,
ADOPTĂ PREZENTA DECIZIE:
Articolul 1
Directiva 2004/17/CE nu se aplică în cazul contractelor atribuite de entități contractante și menite să permită producerea și prima vânzare de energie electrică produsă din surse convenționale în Germania.
În scopul prezentei decizii, energia electrică produsă din surse convenționale înseamnă energia electrică ce nu intră în domeniul de aplicare al legii EEG. În sensul legii EEG și în condițiile prevăzute în aceeași lege, „surse de energie regenerabile” înseamnă energia hidroelectrică, inclusiv energia valurilor, energia mareei, energia osmotică și de flux, energia eoliană, radiațiile solare, energia geotermală, energia obținută din biomasă, inclusiv biogazul, biometanul, gazul de depozit și gazul rezultat din stațiile de tratare a apelor reziduale, precum și fracțiunea biodegradabilă a deșeurilor menajere și industriale.
Articolul 2
Prezenta decizie se adresează Republicii Federale Germania.
Adoptată la Bruxelles, 24 aprilie 2012.