DURCHFÜHRUNGSBESCHLUSS DER KOMMISSION
vom 24. April 2012
zur Freistellung der Erzeugung und des Großhandels von Strom aus konventionellen Quellen in Deutschland von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste
(Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2012) 2426)
(Nur der deutsche Text ist verbindlich)
(Text von Bedeutung für den EWR)
(2012/218/EU)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 31. März 2004 zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (1), insbesondere auf Artikel 30 Absätze 5 und 6,
gestützt auf den Antrag, der vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (im Folgenden „BDEW“) am 26. Oktober 2011 per E-Mail übermittelt wurde,
in Erwägung nachstehender Gründe:
I. SACHLAGE
(1)
Am 26. Oktober 2011 übermittelte der BDEW der Kommission per E-Mail einen Antrag gemäß Artikel 30 Absatz 5 der Richtlinie 2004/17/EG. Die Kommission unterrichtete die deutschen Behörden am 11. November 2011 über den Antrag und forderte ferner von den deutschen Behörden per E-Mail vom 10. Januar 2012 sowie vom BDEW per E-Mail vom 21. Dezember 2011 weitere Informationen an. Zusätzliche Informationen wurden von den deutschen Behörden per E-Mail vom 14. Dezember 2011 sowie vom BDEW am 17. Januar 2012, am 26. Januar 2012 und am 28. Februar 2012 übermittelt.
(2)
Der Antrag des BDEW bezieht sich auf „die Errichtung, den Kauf und den Betrieb (einschließlich Wartung) von Stromerzeugungsanlagen gleich welcher Art sowie die damit zusammenhängenden Hilfstätigkeiten“ (2).
(3)
Dem Antrag liegt eine Stellungnahme des Bundeskartellamts vom 25. Juli 2011 bei. Diese Stellungnahme (im Folgenden „die Stellungnahme“) wurde auf der Grundlage der einschlägigen deutschen Rechtsvorschriften erstellt und betrifft die Frage, ob die verfahrensgegenständliche Tätigkeit unmittelbarem Wettbewerb ausgesetzt ist. Der Stellungnahme liegt eine umfassende Sektoruntersuchung der relevanten Märkte zugrunde.
II. RECHTLICHER RAHMEN
(4)
Nach Maßgabe des Artikels 30 der Richtlinie 2004/17/EG fallen Aufträge, die die Ausübung einer der Tätigkeiten, auf die die Richtlinie Anwendung findet, ermöglichen sollen, nicht unter die Richtlinie, wenn die Tätigkeit in dem Mitgliedstaat, in dem sie ausgeübt wird, auf Märkten mit freiem Zugang unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist. Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, wird unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale des betreffenden Sektors anhand objektiver Kriterien ermittelt. Der Zugang zu einem Markt gilt als frei, wenn der betreffende Mitgliedstaat die einschlägigen Vorschriften des EU-Rechts, durch die ein bestimmter Sektor oder ein Teil davon für den Wettbewerb geöffnet wird, umgesetzt hat und anwendet. Diese Rechtsvorschriften sind in Anhang XI der Richtlinie 2004/17/EG aufgeführt und beziehen sich für den Stromsektor auf die Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (3). Die Richtlinie 96/92/EG wurde von der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG (4) abgelöst, die wiederum durch die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (5) ersetzt wurde.
(5)
Deutschland hat nicht nur die Richtlinie 96/92/EG, sondern auch die Richtlinien 2003/54/EG und 2009/72/EG umgesetzt und wendet sie an. Daher sollte gemäß Artikel 30 Absatz 3 Unterabsatz 1 der Zugang zum Markt im gesamten Hoheitsgebiet Deutschlands als nicht eingeschränkt gelten.
(6)
Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, sollte anhand verschiedener Indikatoren beurteilt werden, von denen keiner für sich genommen notwendigerweise den Ausschlag gibt. Hinsichtlich der Märkte, die dieser Beschluss betrifft, ist der Marktanteil der Hauptakteure auf einem bestimmten Markt ein Kriterium, das berücksichtigt werden sollte. Ein weiteres Kriterium ist der Konzentrationsgrad auf diesen Märkten. Angesichts der Merkmale der betrachteten Märkte sollten zusätzliche Kriterien berücksichtigt werden, z. B. das Funktionieren des Ausgleichsmarktes, der Preiswettbewerb und das Ausmaß, in dem Kunden den Versorger wechseln.
(7)
Dieser Beschluss lässt die Anwendung der Wettbewerbsvorschriften unberührt.
III. WÜRDIGUNG
(8)
Der deutsche Strommarkt ist durch eine große Zahl von Kraftwerken gekennzeichnet, die von einer Vielzahl von Marktakteuren betrieben werden (6). Der Großteil der Erzeugungskapazitäten befindet sich in den Händen von vier großen Energieunternehmen: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG und Vattenfall Europe AG. Da zwei dieser Unternehmen, nämlich RWE und E.ON, private Unternehmen sind (d. h. Unternehmen, die nicht unmittelbar oder mittelbar einem beherrschenden Einfluss von Auftraggebern gemäß Artikel 2 Absatz 1 Buchstabe b der Richtlinie 2004/17/EG ausgesetzt sind), die nicht aufgrund besonderer oder ausschließlicher Rechte im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Richtlinie 2004/17/EG im Stromerzeugungssektor tätig sind, handelt es sich bei ihnen nicht um Auftraggeber im Sinne der Richtlinie 2004/17/EG. Ihre Auftragsvergabe zum Zweck der Erzeugung oder des Verkaufs von Strom unterliegt daher nicht den Bestimmungen dieser Richtlinie. Daher sollten sie hinsichtlich dieser Tätigkeiten als Wettbewerber der Auftraggeber betrachtet werden, deren Auftragsvergabe Gegenstand dieser Richtlinie ist. Die Analyse wird sich daher im Folgenden bei der Prüfung der Frage, ob die Tätigkeit dem Wettbewerb auf frei zugänglichen Märkten ausgesetzt ist, auf die Auftraggeber konzentrieren.
(9)
Die Vermarktung von Strom auf der Großhandelsebene erfolgt über die Börse, d. h. an den Spot- und Terminmärkten der European Energy Exchange AG (EEX) und der European Power Exchange S.E. (EPEX), oder außerbörslich im Zuge von Over-the Counter-Geschäften (OTC). Der sich an der Strombörse einstellende Preis dient in der Regel als Referenzpreis bei außerbörslichen Geschäften. Die Erzeugungsunternehmen optimieren den Einsatz ihrer Kraftwerke entsprechend den Ergebnissen des börslichen Spotmarkthandels. Grundsätzlich werden nur diejenigen Kraftwerke eingesetzt, deren Grenzkosten unterhalb des Marktpreises liegen.
(10)
Im Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (7) (im Folgenden „EEG“) sind die Regeln für Strom aus erneuerbaren Energien (8) festgelegt, der neben dem aus konventionellen Quellen erzeugten Strom (9) eine immer größere Rolle auf dem deutschen Markt spielt. Die EEG-Novelle, die Anfang 2012 in Kraft trat, sieht vor, dass bis 202035 %, bis 203050 % und bis 205080 % der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien erfolgen soll.
(11)
Ende 2010 waren 160,5 GW Erzeugungskapazitäten an die Netze der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) (77,6 GW) und Verteilungsnetzbetreiber (VNB) (82,9 GW) angeschlossen. Gegenüber 2009 (152,7 GW) war dies ein Zuwachs um ca. 7,8 GW. Die erneuerbaren Energien machten 54,2 GW der Gesamtkapazitäten aus. Hiervon wurden 50,7 GW nach dem EEG vergütet. Dies bedeutet, dass die erneuerbaren Energien einen Anteil von ca. 34 % an der Gesamtkapazität haben (10).
(12)
Insgesamt wurde 2010 eine Menge von 531,2 TWh in die Netze der ÜNB (367,5 TWh) und VNB (163,7 TWh) eingespeist. Durch erneuerbare Energieträger wurden 93,7 TWh eingespeist, wovon 80,7 TWh nach dem EEG vergütet wurden. Hieraus ergibt sich ein Einspeiseanteil der erneuerbaren Energien von ca. 18 % an der Gesamteinspeisung, der damit unter dem Leistungsanteil von 34 % bezogen auf die gesamten Erzeugungskapazitäten liegt (11). Der Grund dafür ist, dass die Nutzungsdauer von erneuerbaren Energieträgern pro Jahr geringer als die von konventionellen Energieträgern ist.
(13)
Ein weiteres Merkmal des deutschen Strommarkts betrifft die jüngste Entscheidung der deutschen Regierung, 8 Kernkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 8 400 MW stillzulegen (12), die nach der nuklearen Katastrophe Anfang 2011 in Japan getroffen wurde. Ferner wurde beschlossen, die in Deutschland verbleibenden Kernkraftwerke bis 2022 stillzulegen. Dies hat kurzfristig das Verhältnis zwischen Importen und Exporten geändert mit der Folge, dass Deutschland, das bis 2010 ein Nettoexporteur von Strom war, 2011 zum Nettoimporteur wurde.
(14)
Gemäß früheren Kommissionsentscheidungen (13) könnten im Stromsektor die folgenden einschlägigen Produktmärkte unterschieden werden: i) Erzeugung und Großhandel; ii) Übertragung; iii) Verteilung und iv) Einzelhandel. Während einige dieser Märkte weiter unterteilt werden können, wurde in der bisherigen Entscheidungspraxis der Kommission (14) keine Unterscheidung zwischen einem Stromerzeugungsmarkt und einem Großhandelsmarkt vorgenommen, da die Erzeugung als solche nur eine erste Stufe der Wertschöpfungskette ist, wobei die erzeugten Strommengen über den Großhandelsmarkt vermarktet werden.
(15)
Der Antrag des BDEW bezieht sich auf die Stromerzeugung und den Stromgroßhandel. In seiner Stellungnahme definiert das Bundeskartellamt den Produktmarkt als „einen Markt für den Erstabsatz von Elektrizität“ (15), der den erstmaligen Absatz aller Elektrizitätsversorger aus eigener Erzeugung sowie die Netto-Importe von Elektrizität umfasst, nicht jedoch das anschließende Zweitgeschäft der Marktteilnehmer mit Elektrizität. Außerdem ist das Bundeskartellamt der Auffassung, dass die Erzeugung und Vermarktung von Strom, der dem EEG unterliegt (im Folgenden EEG-Strom), nicht Teil dieses Marktes ist.
(16)
Nach Auffassung des Bundeskartellamts ist der Markt für EEG-Strom in Bezug auf den Erstabsatz ein separater Markt. EEG-Strom wird in der Regel nicht direkt auf dem Großhandelsmarkt abgesetzt, sondern zuerst von den Übertragsnetzbetreibern zu einem gesetzlich festgelegten Vergütungssatz abgenommen. Danach verkaufen sie den EEG-Strom auf dem Großhandelsmarkt.
(17)
Das Bundeskartellamt kommt zu dem Schluss, dass die Erzeugung und Vermarktung von EEG-Strom nicht wettbewerblich organisiert ist, sondern unabhängig von Nachfrage- und Preissignalen erfolgt (16). Diese Schlussfolgerung stützt sich insbesondere auf folgende Fakten:
(18)
EEG-Strom genießt Einspeisevorrang. Die Erzeugung von EEG-Strom erfolgt daher völlig losgelöst von der Nachfrage. Die Erzeugung und Einspeisung sind ebenfalls unabhängig von den Preisen, da die Betreiber Anspruch auf eine gesetzlich festgelegte Vergütung haben. Die ÜNB vermarkten den EEG-Strom nach rechtlichen Vorgaben auf dem Spot-Markt, dabei haben sie jedoch keinen Gestaltungsspielraum.
(19)
Ferner stellte das Bundeskartellamt fest, dass nach dem Gesetz EEG-Strom direkt vermarktet werden kann und ein bestimmter Prozentsatz der Betreiber diese Möglichkeit nutzt. Nach dem EEG können Betreiber von EEG-Anlagen am ersten Kalendertag eines Monats zwischen der Direktvermarktung und der Vergütung nach dem EEG wechseln. Je nach Marktpreisprognose und in Abhängigkeit von der Nachfrage können EEG-Anlagenbetreiber somit jeden Monat entscheiden, welche Form der Vermarktung für sie die beste ist. Die Direktvermarktung wird jedoch künftig nur von marginaler Bedeutung sein.
(20)
Nach der EEG-Novelle, die Anfang 2012 in Kraft trat, haben EEG-Anlagenbetreiber, wie oben dargestellt, die Möglichkeit, den von ihnen erzeugten Strom selbst zu vermarkten und zusätzlich eine Marktprämie zu erhalten. Die Marktprämie soll die Differenz zwischen der EEG-Festvergütung und dem monatlich ex-post ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis ersetzen. Die Inanspruchnahme der Marktprämie ist jedoch optional, d. h. die Betreiber von EEG-Anlagen können in der Festvergütung bleiben oder monatlich in diese zurückkehren. Der größte Anteil des EEG-Stroms wird jedoch voraussichtlich über die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet werden. Überdies ändert das Marktprämienmodell nichts an der Tatsache, dass die Gesamtvergütungshöhe für EEG-Erzeuger nicht primär durch Marktpreise bestimmt wird (17).
(21)
Das Bundeskartellamt stellt daher fest, dass von der EEG-Erzeugung zwar ein gewisser Wettbewerbsdruck auf die konventionelle Erzeugung ausgeht, das Umgekehrte jedoch nicht zutrifft. Daher kann EEG-Strom nicht demselben Markt wie konventioneller Strom zugeordnet werden, da bei den für die Erstvermarktung vorherrschenden Marktbedingungen erhebliche Unterschiede zwischen diesen beiden Erzeugungsformen bestehen. Der Erstabsatz von EEG-Strom erfolgt überdies überwiegend durch die Übertragungsnetzbetreiber. Der Markt unterscheidet sich daher offensichtlich auch von der Nachfrageseite her betrachtet vom Großhandelsmarkt für konventionellen Strom.
(22)
Unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale des deutschen Strommarkts wird für eine Prüfung der Bedingungen des Artikels 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG und unbeschadet des Wettbewerbsrechts der relevante Produktmarkt als Markt für die Erzeugung und den Erstabsatz von konventionellem Strom definiert. Die Erzeugung und der Erstabsatz von EEG-Strom sind aus den oben dargelegten Gründen nicht Teil dieses Marktes und werden später getrennt beurteilt.
(23)
Der Antrag bezieht sich auf Tätigkeiten im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland. Der Antragsteller geht der Frage nach, ob es einen umfassenderen Markt gibt, der Deutschland und Österreich umfasst, und geht dabei von mehreren Tendenzen bei der Entwicklung des Regulierungsrahmens, dem Umfang der Stromimporte und -exporte, der Marktkopplung und Engpassmanagementverfahren aus, gelangt aber zu dem Schluss, dass „dem Antragsteller eine abschließende Beurteilung darüber, ob dadurch bereits heute ein hinreichender Grad der Marktintegration zwischen dem deutschen Stromgroßhandelsmarkt und den entsprechenden Märkten der Nachbarstaaten erreicht ist, um einen derartigen Regionalmarkt anzunehmen, nicht ohne Weiteres möglich“ ist.
(24)
Seit der Sektorunteruntersuchung geht das Bundeskartellamt von einem gemeinsamen Primärmarkt für Strom in Deutschland und Österreich aus. Diese Schlussfolgerung ergibt sich daraus, dass es keine Engpässe an den Grenzkuppelstellen zwischen Deutschland und Österreich und ein einheitliches Markt- und Preisgebiet an der European Power Exchange S.E. (EPEX) gibt.
(25)
In der bisherigen Kommissionspraxis wurden Strommärkte meistens als nationale Märkte (18) oder sogar als Märkte von noch kleinerem Umfang (19) definiert. Gelegentlich wurde offen gelassen, ob größere Märkte als nationale Märkte möglich sind (20).
(26)
Nach Auffassung der Kommission ist für eine Prüfung der Bedingungen des Artikels 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG und unbeschadet des Wettbewerbsrechts eine abschließende Feststellung des genauen Umfangs des relevanten geografischen Markts für die Erzeugung und den Erstabsatz konventionellen Stroms nicht notwendig, da auch bei einer anderen Marktdefinition die Ergebnisse der Beurteilung dieselben wären.
(27)
Was die Erzeugung und den Erstabsatz von EEG-Strom betrifft, so könnte der geografische Umfang dieses Markts nicht über das Gebiet Deutschlands hinausgehen, da er auf den besonderen, im deutschen EEG festgelegten Bedingungen beruht.
a) Marktanteile und Marktkonzentration
(28)
Ausgehend von ihrer ständigen Praxis (21) bei Entscheidungen gemäß Artikel 30 kam die Kommission im Hinblick auf die Stromerzeugung zu dem Schluss: „Ein Indikator für den Grad des Wettbewerbs auf den nationalen Märkten ist der Gesamtmarktanteil der drei größten Erzeuger“.
(29)
Laut Stellungnahme des Bundeskartellamts (22) betrug der kumulierte Marktanteil (bezogen auf die Einspeisung) der drei größten Erzeuger 74 % (2007) bzw. 73 % (2008) und 70 % (2010). Damit liegt der deutsche Strommarkt gegenüber früheren Freistellungsentscheidungen nach Artikel 30 der Richtlinie 2004/17/EG im Mittelfeld (23).
(30)
Allerdings wird daran erinnert, dass die beiden größten Erzeuger, RWE und E.ON, die zusammen einen kumulierten Marktanteil von 58 % haben (24), nicht dem Vergaberecht unterliegen.
(31)
Mit diesem Beschluss soll festgestellt werden, ob die Erzeugung und der Erstabsatz von Strom auf Märkten mit freiem Zugang dem Wettbewerb bis zu einem Grad ausgesetzt sind, der gewährleistet, dass auch ohne die Disziplin, die durch die in der Richtlinie 2004/17/EG festgelegten detaillierten Vorschriften für die Auftragsvergabe bewirkt wird, die Auftragsvergabe für die in Rede stehenden Tätigkeiten transparent und diskriminierungsfrei auf der Grundlage von Kriterien durchgeführt wird, anhand deren die wirtschaftlich günstigste Lösung ermittelt werden kann. In diesem Zusammenhang ist zu beachten, dass Unternehmen, die nicht den Vergabeverfahren unterliegen (d. h. RWE und E.ON), die Möglichkeit haben, Wettbewerbsdruck auf die anderen Marktakteure auszuüben, wenn sie auf diesen Märkten tätig sind. Daran ändert sich nichts, selbst wenn Österreich in den relevanten geografischen Markt einbezogen wird, da zu erwarten ist, dass in einem gemeinsamen Markt für Deutschland und Österreich die Marktanteile der größten Erzeuger nur etwas geringer ausfallen (25).
(32)
Der vorstehend genannte Sachverhalt kann hinsichtlich der Erzeugung und des Großhandels von konventionellem Strom als Indikator dafür gewertet werden, dass die dem Vergaberecht unterliegenden Marktakteure dem direkten Wettbewerb ausgesetzt sind.
(33)
Es sei auch darauf hingewiesen, dass im Arbeitspapier der Kommissionsdienststellen „2009-2010 Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market“ (Bericht 2009-2010 über Fortschritte im Gas- und Strombinnenmarkt vom Juni 2011) (26) ein Rückgang der Marktkonzentration in Deutschland (27) gegenüber den Vorjahren festgestellt wurde und der deutsche Strommarkt in die Kategorie der „mäßig konzentrierten Märkte“ (28) eingereiht wurde, d. h. in die Kategorie der Märkte mit einem Herfindahl-Hirchman-Index (HHI) (29) (kapazitätsbezogen) von 750 bis 1 800.
(34)
Gestützt auf die oben angegebenen Zahlen kann für diesen Beschluss und unbeschadet des Wettbewerbsrechts hinsichtlich der Auftraggeber davon ausgegangen werden, dass der Marktkonzentrationsgrad als ein Indikator dafür angesehen werden kann, dass die Erzeugung und der Großhandel von konventionellem Strom in Deutschland einem gewissen Wettbewerbsdruck ausgesetzt sind.
b) Sonstige Faktoren
(35)
In den vergangenen Jahren (bis März 2011) war Deutschland ein Nettostromexporteur. Infolge der Entscheidung, die Stromerzeugung mehrerer Kernkraftwerke nach und nach einzustellen, wurde Deutschland zum Nettoimporteur. Daher besteht derzeit ein Wettbewerbsdruck auf dem Markt aufgrund der Möglichkeit, Strom von außerhalb Deutschlands zu importieren. Dadurch wird sichergestellt, dass Investitionen in den deutschen Stromsektor nicht getätigt werden können, ohne andere Erzeuger in den umliegenden Ländern zu berücksichtigen. Diese Faktoren sollten daher so betrachtet werden, dass sie der abschließenden Feststellung nicht entgegenstehen, wonach Auftraggeber, die auf dem deutschen Markt für die Erzeugung konventionellen Stroms tätig sind, dem Wettbewerb ausgesetzt sind. Ferner zeigt eine Analyse der Situation in Bezug auf den Lieferantenwechsel (30) durch die Verbraucher und die Liquidität auf dem Großhandelsmarkt (31), dass diese Faktoren der Schlussfolgerung nicht entgegenstehen, wonach Auftraggeber, die auf dem deutschen Markt für die Erzeugung konventionellen Stroms tätig sind, dem Wettbewerb ausgesetzt sind. Schließlich ist auch zu beachten, dass der deutsche Ausgleichsmarkt (32) und dessen Hauptmerkmale (marktbasierte Preise und Preisdifferenz zwischen positiver und negativer Regelenergie) ebenfalls der abschließenden Feststellung nicht entgegenstehen, wonach Auftraggeber, die auf dem deutschen Markt für die Erzeugung konventionellen Stroms tätig sind, dem Wettbewerb ausgesetzt sind.
(36)
EEG-Strom wird vorrangig an das Netz angeschlossen und hat bei der Netzeinspeisung Vorrang gegenüber konventionellem Strom; dies bedeutet, dass die EEG-Stromerzeugung unabhängig von der Nachfrage erfolgt. Da EEG-Strom in der Regel zu über dem Marktpreis liegenden Kosten erzeugt wird, wurde ein System eingeführt, in dem EEG-Strom besonders gefördert wird. EEG-Anlagenbetreiber (33) sind berechtigt, einen gesetzlich festgelegten Vergütungssatz vom Übertragungsnetzbetreiber für einen Zeitraum von 20 Jahren und für das Jahr der Inbetriebnahme zu erhalten. Diese Vergütung dient zur Deckung ihrer Kosten und liegt daher über dem Marktpreis. Sie können daher den von ihnen erzeugten Strom unabhängig vom Börsenpreis in das Netz einspeisen (34).
(37)
EEG-Strom wird in der Regel nicht direkt auf dem Großhandelsmarkt abgesetzt, sondern zuerst von den Übertragsnetzbetreibern zu einem gesetzlich festgelegten Vergütungssatz abgenommen. Die Übertragungsnetzbetreiber sind für die Vermarktung von EEG-Strom auf dem Börsenspotmarkt verantwortlich, woraus ihnen ein Verlust entsteht. Diese Kosten werden letztlich von den Stromletztverbrauchern getragen, die ihren Stromversorgungsunternehmen eine besondere EEG-Umlage zahlen, die danach an die Übertragungsnetzbetreiber weitergegeben wird. Stromversorgungsunternehmen, die mehr als 50 % EEG-Strom abnehmen, wobei mindestens 20 % des Stroms aus solarer Strahlungsenergie oder Windenergie stammt, zahlen eine niedrigere EEG-Umlage.
(38)
Die Betreiber von EEG-Anlagen haben auch die Möglichkeit der „Direktvermarktung“ des erzeugten Stroms. Dies bedeutet, dass ein EEG-Anlagenbetreiber auf die gesetzlich festgelegte Vergütung verzichten und sich dafür entscheiden kann, den Strom direkt auf dem Spotmarkt zu verkaufen. Wegen der hohen Erzeugungskosten von EEG-Strom ist die Direktvermarktung außerhalb der gesetzlich festgelegten Bedingungen in der Regel keine gangbare Option. In der Vergangenheit wurde dieses Verfahren hauptsächlich in begrenztem Umfang dann genutzt, wenn die Abnehmer eine Ausnahme von der zusätzlichen EEG-Umlage erhalten konnten, indem sie eine bestimmte, direkt vom Erzeuger bezogene EEG-Strommenge mit konventionellem Strom kombinierten (35). Mit dem neuen EEG-Gesetz, das Anfang 2012 in Kraft trat, wurde die Möglichkeit dieser besonderen Ausnahme begrenzt, weshalb mit einem Rückgang dieser Form der Direktvermarktung gerechnet wird (36).
(39)
Das neue Gesetz sieht eine neue Möglichkeit der Direktvermarktung vor: Diese beinhaltet jedoch die Zahlung einer Marktprämie an die EEG-Stromerzeuger, die die Differenz zwischen ihren höheren Kosten und dem durchschnittlichen Marktpreis deckt (im Folgenden „Marktprämienmodell“). Die Übertragungsnetzbetreiber schätzen, dass 201215 % aller verkauften erneuerbaren Energien zusammengenommen über das Marktprämienmodell verkauft werden (37). Daraus kann der Schluss gezogen werden, dass jetzt und in naher Zukunft der bei weitem größte Teil des EEG-Stroms nach dem Regime der gesetzlich festgelegten Vergütungen und über die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet wird. Eine nicht subventionierte Direktvermarktung wird nur eine marginale Rolle spielen.
(40)
Aus den oben genannten Gründen sind die Erzeugung und der Erstabsatz von EEG-Strom Teil eines regulierten Systems, in dem die Erzeuger eine Vergütung auf der Basis einer gesetzlich festgelegten Zahlung erhalten. Sie sind dem Wettbewerb nicht ausgesetzt, da sie ihren EEG-Strom unabhängig vom vorherrschenden Marktpreis einspeisen können. Aufgrund des Einspeisevorrangs können sie außerdem alle von ihnen erzeugten Mengen absetzen. Daher kann nicht der Schluss gezogen werden, dass die Tätigkeit von EEG-Stromerzeugern dem Wettbewerb ausgesetzt ist. Folglich müssen keine weiteren Indikatoren, etwa die in Erwägungsgrund 6 genannten, bewertet werden.
IV. FAZIT
(41)
Angesichts des vorstehend untersuchten Sachverhalts sollte davon ausgegangen werden, dass die in Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG festgelegte Bedingung, dass eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, hinsichtlich der Auftraggeber für die Erzeugung und den Großhandel von konventionellem Strom in Deutschland erfüllt ist.
(42)
Ferner sollte, da die Bedingung des freien Zugangs zum Markt als erfüllt gilt, die Richtlinie 2004/17/EG weder gelten, wenn Auftraggeber Aufträge vergeben, die die Erzeugung und den Großhandel von konventionellem Strom in Deutschland ermöglichen sollen, noch wenn sie Wettbewerbe für die Ausübung einer solchen Tätigkeit in diesem geografischen Bereich durchführen.
(43)
Allerdings sollte davon ausgegangen werden, dass die in Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG festgelegte Bedingung, dass eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, hinsichtlich der Auftraggeber für die Erzeugung und den Erstabsatz von EEG-Strom in Deutschland nicht erfüllt ist.
(44)
Da die Erzeugung und der Erstabsatz von EEG-Strom weiterhin den Bestimmungen der Richtlinie 2004/17/EG unterliegen, sei daran erinnert, dass Aufträge, die mehrere Tätigkeiten betreffen, gemäß Artikel 9 der Richtlinie 2004/17/EG zu behandeln sind. Dies bedeutet, dass wenn ein Auftraggeber „gemischte“ Aufträge vergibt, d. h. Aufträge für die Durchführung sowohl von Tätigkeiten, die von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG freigestellt sind, als auch von Tätigkeiten, die nicht freigestellt sind, darauf zu achten ist, welche Tätigkeit Hauptgegenstand des Auftrags ist. Bei solchen gemischten Aufträgen ist, wenn der Auftrag in erster Line die Förderung der Erzeugung und des Großhandels von EEG-Strom betrifft, die Richtlinie 2004/17/EG anzuwenden. Lässt sich objektiv nicht feststellen, welche Tätigkeit der Hauptgegenstand des Auftrags ist, ist der Auftrag nach Maßgabe von Artikel 9 Absätze 2 und 3 der Richtlinie 2004/17/EG zu vergeben. Dieser Beschluss beruht auf der Rechts- und Sachlage von Oktober 2011 bis Februar 2012, wie sie aus den vom BDEW und den deutschen Behörden vorgelegten Informationen hervorgeht. Er kann geändert werden, falls signifikante Änderungen der Rechts- oder der Sachlage dazu führen, dass die Bedingungen für die Anwendbarkeit von Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG hinsichtlich der Erzeugung und des Großhandels von konventionellem Strom nicht mehr erfüllt sind.
(45)
Die in diesem Beschluss vorgesehenen Maßnahmen stehen im Einklang mit der Stellungnahme des Beratenden Ausschusses für das öffentliche Auftragswesen -
HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:
Artikel 1
Die Richtlinie 2004/17/EG gilt nicht für Aufträge, die von Auftraggebern vergeben werden und die Erzeugung und den Erstabsatz von aus konventionellen Quellen erzeugtem Strom in Deutschland ermöglichen sollen.
Für diesen Beschluss bedeutet „aus konventionellen Quellen erzeugter Strom“ Strom, der nicht unter das EEG fällt. Ferner bezeichnet der Begriff „erneuerbare Energien“ im Sinne des EEG und zu den darin festgelegten Bedingungen Wasserkraft einschließlich der Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie, Energie aus Biomasse einschließlich Biogas, Biomethan, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und Industrie.
Artikel 2
Dieser Beschluss ist an die Bundesrepublik Deutschland gerichtet.
Brüssel, den 24. April 2012
DECISIONE DI ESECUZIONE DELLA COMMISSIONE
del 24 aprile 2012
che esonera la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali in Germania dall’applicazione della direttiva 2004/17/CE del Parlamento europeo e del Consiglio che coordina le procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia, degli enti che forniscono servizi di trasporto e servizi postali
[notificata con il numero C(2012) 2426]
(Il testo in lingua tedesca è il solo facente fede)
(Testo rilevante ai fini del SEE)
(2012/218/UE)
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell’Unione europea,
vista la direttiva 2004/17/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 31 marzo 2004, che coordina le procedure di appalto degli enti erogatori di acqua e di energia, degli enti che forniscono servizi di trasporto e servizi postali (1), in particolare l’articolo 30, paragrafi 5 e 6,
vista la richiesta presentata per e-mail il 26 ottobre 2011 dal Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (Associazione federale del settore dell’energia e dell’acqua) (in seguito denominato il BDEW),
considerando quanto segue:
I. FATTI
(1)
Il 26 ottobre 2011 il BDEW ha presentato per e-mail alla Commissione una richiesta ai sensi dell’articolo 30, paragrafo 5, della direttiva 2004/17/CE. L’11 novembre 2011 la Commissione ha informato le autorità tedesche della richiesta e ha chiesto informazioni complementari alle autorità tedesche tramite e-mail del 10 gennaio 2012 e al BDEW tramite e-mail del 21 dicembre 2011. Le informazioni complementari sono state trasmesse tramite e-mail dalle autorità tedesche il 14 dicembre 2011 e dal BDEW il 17 gennaio 2012, il 26 gennaio 2012 e il 28 febbraio 2012.
(2)
La richiesta presentata dal BDEW per conto degli enti aggiudicatori nel settore riguarda, come indicato nella richiesta, «la costruzione, l’acquisto e la gestione (compresa la manutenzione) di tutti i tipi di impianti per la produzione di energia elettrica, nonché le pertinenti attività di supporto» (2).
(3)
La richiesta è accompagnata da un parere del Bundeskartellamt (Ufficio federale anti-cartelli) del 25 luglio 2011. Tale parere (nel seguito «il parere») è stato emesso sulla base della legislazione tedesca pertinente e tratta la questione se l’attività soggetta alla procedura sia direttamente esposta alla concorrenza. Il parere è basato su un’ampia ricerca settoriale riguardante i mercati rilevanti.
II. QUADRO GIURIDICO
(4)
L’articolo 30 della direttiva 2004/17/CE dispone che gli appalti destinati a permettere la prestazione di un’attività cui si applica la direttiva non sono soggetti alla stessa se, nello Stato membro in cui è esercitata l’attività, questa è direttamente esposta alla concorrenza su mercati liberamente accessibili. L’esposizione diretta alla concorrenza viene valutata sulla base di criteri oggettivi che tengono conto delle caratteristiche specifiche del settore interessato. Un mercato è considerato liberamente accessibile se lo Stato membro ha attuato e applicato le norme della legislazione UE in materia che liberalizzano un determinato settore o parti di esso. Tale legislazione figura nell’allegato XI della direttiva 2004/17/CE, che per il settore dell’energia elettrica rinvia alla direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica (3). La direttiva 96/92/CE è stata sostituita dalla direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE (4), che è stata a sua volta sostituita dalla direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (5).
(5)
La Germania ha attuato e applicato non solo la direttiva 96/92/CE ma anche le direttive 2003/54/CE e 2009/72/CE. Di conseguenza, e conformemente all’articolo 30, paragrafo 3, primo comma, il mercato dovrebbe essere considerato liberamente accessibile sull’intero territorio della Germania.
(6)
L’esposizione diretta alla concorrenza dovrebbe essere valutata sulla base di vari indicatori, nessuno dei quali di per sé è necessariamente decisivo. Per quanto riguarda i mercati interessati dalla presente decisione, un parametro da prendere in considerazione è la quota di mercato degli operatori principali in un determinato mercato. Un altro criterio è il grado di concentrazione dei mercati interessati. Considerate le caratteristiche dei mercati interessati è opportuno tener conto anche di altri fattori, quali il funzionamento del mercato di bilanciamento, la concorrenza in termini di prezzi e il grado di cambio di fornitore da parte dei clienti.
(7)
La presente decisione fa salva l’applicazione delle regole della concorrenza.
III. VALUTAZIONE
(8)
Il mercato tedesco dell’energia elettrica è caratterizzato da un gran numero di centrali che sono gestite da numerosi operatori di mercato (6). La maggior parte della capacità produttiva appartiene a quattro grandi società energetiche: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG e Vattenfall Europe AG. Tuttavia, poiché due di queste società, RWE e E.ON, sono imprese private (ovvero imprese non soggette, direttamente o indirettamente, ad un’influenza dominante delle amministrazioni aggiudicatrici ai sensi dell’articolo 2, paragrafo 1, lettera b), della direttiva 2004/17/CE) che non operano nel settore della produzione di energia elettrica sulla base di diritti speciali o esclusivi ai sensi dell’articolo 2, paragrafo 3, della direttiva 2004/17/CE, esse non sono enti aggiudicatori ai sensi della direttiva 2004/17/CE. I loro appalti finalizzati alla produzione o alla vendita di energia elettrica non sono pertanto soggetti alle disposizioni della predetta direttiva; di conseguenza, con riferimento a tali attività, esse dovrebbero essere considerate concorrenti degli enti aggiudicatori i cui appalti sono soggetti alla direttiva di cui sopra. Nel seguito l’analisi intesa ad esaminare se l’attività sia esposta alla concorrenza in mercati liberamente accessibili si concentrerà pertanto sugli enti aggiudicatori.
(9)
L’energia elettrica è commercializzata all’ingrosso nelle borse, ovvero i mercati spot e forward della European Energy Exchange AG (EEX) e della European Power Exchange S.E. (EPEX) o in operazioni OTC al di fuori delle borse. Il prezzo applicato nelle borse dell’energia serve solitamente come prezzo di riferimento per le operazioni OTC. Le società di produzione ottimizzano la gestione delle loro centrali energetiche allineandola ai risultati degli scambi nei mercati spot delle borse. In linea di massima funzionano solo le centrali energetiche i cui costi marginali sono inferiori al prezzo di mercato.
(10)
La Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (7) (nel seguito EEG) stabilisce le regole per l’energia elettrica prodotta da fonti di energia rinnovabili (8) che, accanto all’energia elettrica generata da fonti convenzionali (9), svolge un ruolo crescente nel mercato tedesco. In base alla EEG modificata, entrata in vigore all’inizio del 2012, la quota delle fonti di energia rinnovabile negli approvvigionamenti di energia elettrica deve salire al 35 % entro il 2020, al 50 % entro il 2030 e all’80 % entro il 2050.
(11)
A fine 2010, una capacità di produzione di 160,5 GW era collegata alle reti dei gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) (77,6 GW) e dei gestori dei sistemi di distribuzione (DSO) (82,9 W). Rispetto al 2009 (152,7 GW), ciò rappresenta un incremento di circa 7,8 GW. Le energie rinnovabili costituiscono 54,2 GW della capacità totale. Circa 50,7 GW delle energie rinnovabili sono pagati conformemente alle tariffe EEG. Ciò significa che tali energie rappresentano circa il 34 % della capacità totale (10).
(12)
In termini di immissione in rete, nel 2010 sono stati immessi complessivamente 531,2 TWh nel sistema TSO (367,5 TWh) e nel sistema DSO (163,7 TWh). Il volume immesso da fonti rinnovabili è stato pari a 93,7 TWh, di cui 80,7 pagati conformemente alla EEG. Ciò significa che l’immissione da fonti rinnovabili rappresenta circa il 18 % del volume di immissione totale, una proporzione che si trova pertanto al di sotto del 34 % di capacità totale di produzione derivante da queste fonti (11). La differenza è dovuta al fatto che il periodo di utilizzazione delle fonti rinnovabili per anno è inferiore a quello delle fonti convenzionali.
(13)
Un’altra caratteristica del mercato tedesco dell’energia elettrica riguarda la recente decisione delle autorità nazionali di chiudere 8 centrali nucleari, per una capacità totale di 8 400 MW (12), dopo la catastrofe nucleare verificatasi in Giappone all’inizio del 2011. È stato inoltre deciso di chiudere il resto degli impianti nucleari in Germania entro il 2022. A breve termine è di conseguenza cambiato il rapporto tra importazioni ed esportazioni, ragion per cui la Germania è passata da esportatore netto di energia elettrica fino al 2010 ad importatore netto nel 2011.
(14)
In base alle precedenti decisioni della Commissione (13), è stato possibile distinguere i seguenti mercati rilevanti del prodotto nel settore dell’energia elettrica: i) produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica; ii) trasmissione; iii) distribuzione e iv) vendita al dettaglio. Mentre alcuni di questi mercati possono essere ulteriormente suddivisi, sino ad oggi la prassi della Commissione (14) ha rigettato una distinzione tra un mercato della produzione di energia elettrica e un mercato della vendita all’ingrosso, visto che la produzione in sé costituisce soltanto un primo anello della catena di valore, ma che la quantità di energia elettrica prodotta è commercializzata sul mercato all’ingrosso.
(15)
La richiesta di BDEW riguarda la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica. Nel suo parere, l’Ufficio federale anti-cartelli definisce il mercato del prodotto come «un mercato di vendita primario per l’energia elettrica» (15), che comprende la vendita iniziale della propria produzione da parte di tutti i fornitori di energia elettrica e le importazioni nette di energia elettrica, ma esclude gli scambi commerciali successivi tra gli operatori di mercato. Inoltre, lo stesso Ufficio federale anti-cartelli ritiene che la produzione e la commercializzazione di energia elettrica regolamentata dall’EEG (in seguito denominata energia elettrica EEG) non rientri in tale mercato.
(16)
L’Ufficio federale anti-cartelli considera che il mercato dell’energia elettrica EEG rappresenti un mercato distinto nella misura in cui riguarda la prima vendita. L’energia elettrica EEG di norma non è venduta direttamente sul mercato all’ingrosso, ma è acquistata a un prezzo stabilito per legge dai gestori delle reti di trasmissione, che in seguito la rivendono sul mercato all’ingrosso.
(17)
L’Ufficio federale anti-cartelli conclude sostenendo che la produzione e la commercializzazione di energia elettrica EEG non sono organizzate su base competitiva e che quest’ultima è indipendente dagli indicatori di domanda e di prezzo (16). Le motivazioni principali di tale conclusione sono di seguito enunciate.
(18)
L’energia elettrica EEG ha priorità di immissione in rete, pertanto la produzione di energia elettrica EEG è completamente indipendente dalla domanda. La produzione e l’immissione sono svincolate anche dai prezzi, visto che i gestori hanno diritto a un corrispettivo stabilito per legge. L’energia elettrica EEG è commercializzata dai TSO sul mercato spot in conformità alle disposizioni legali e senza alcun margine di manovra.
(19)
L’ufficio federale anti-cartelli ha inoltre indicato che, conformemente alla legge, l’energia elettrica EEG può essere commercializzata direttamente e che una certa percentuale di gestori si avvale di questa opzione. L’EEG dispone che i gestori possano decidere il primo giorno di ogni mese se optare per la vendita diretta o avvalersi del corrispettivo stabilito nell’EEG. A seconda delle previsioni sui prezzi di mercato e della domanda, i gestori di impianti di energia elettrica EEG possono pertanto scegliere di mese in mese la forma di vendita più conveniente. Tuttavia questa commercializzazione diretta in futuro svolgerà solo un ruolo marginale.
(20)
Conformemente alla EEG modificata, entrata in vigore all’inizio del 2012, i gestori di impianti di energia elettrica EEG, come esposto sopra, avranno la possibilità di commercializzare loro stessi l’energia elettrica prodotta e ottenere inoltre un premio di mercato. Tale premio di mercato è volto a coprire la differenza tra il corrispettivo fisso previsto dall’EEG e il prezzo medio mensile quotato in borsa determinato ex post. Ad ogni modo, i gestori di impianti di energia elettrica EEG sono liberi di scegliere di mese in mese se avvalersi del premio di mercato o se optare per il sistema di remunerazione fissa. Tuttavia si prevede che la maggior parte dell’energia elettrica EEG sarà commercializzata tramite gestori delle reti di trasmissione. Inoltre, anche con tale modello di premio di mercato, il corrispettivo complessivo che spetta ai produttori di energia elettrica EEG in base alla stessa EEG continua a non essere determinato principalmente dai prezzi di mercato (17).
(21)
L’Ufficio federale anti-cartelli prende pertanto atto del fatto che mentre l’energia elettrica EEG esercita una certa pressione competitiva sull’energia elettrica prodotta da fonti convenzionali, non è vero il contrario. Per questo motivo l’energia elettrica EEG non può rientrare nello stesso mercato dell’energia elettrica convenzionale, visto che le condizioni di mercato che prevalgono nella prima vendita differiscono significativamente in queste due forme di produzione energetica. Inoltre la prima vendita di energia elettrica EEG è generalmente effettuata tramite i gestori delle reti di trasmissione. Pertanto, anche sul fronte della domanda tale mercato si distingue chiaramente dal mercato all’ingrosso per l’energia elettrica convenzionale.
(22)
Tenendo in considerazione la specificità del mercato dell’energia elettrica tedesco, al fine di valutare le condizioni stabilite all’articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/CE, e fatta salva la legislazione sulla concorrenza, il mercato del prodotto rilevante quindi è definito come il mercato per la produzione e la prima vendita di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali. La produzione e la prima vendita di energia elettrica EEG non rientrano in questo mercato per le ragioni sopra esposte e d’ora in avanti saranno trattate distintamente.
(23)
La richiesta riguarda attività svolte sul territorio della Repubblica federale di Germania. Il richiedente contempla la prospettiva di un mercato più ampio che si estende a Germania e Austria, basandosi su diverse tendenze in materia di sviluppo del quadro normativo, di livello delle importazioni e delle esportazioni di energia elettrica, nonché di procedure di accoppiamento di mercato e di gestione della congestione, ma infine conclude che «il richiedente non è in grado di trarre una conclusione definitiva in merito all’ipotesi che il mercato all’ingrosso di energia elettrica in Germania e mercati rilevanti in paesi confinanti attualmente siano sufficientemente integrati da essere considerati un mercato regionale».
(24)
In seguito al sondaggio settoriale svolto, l’Ufficio federale anti-cartelli presume che vi sia un mercato primario comune dell’energia elettrica in Germania e in Austria. Tale conclusione è basata sull’assenza di strozzature a livello di interconnessioni tra Germania e Austria e sull’esistenza di un’area comune di commercializzazione e tariffazione a livello di European Power Exchange S.E. (EPEX).
(25)
Secondo la prassi precedente della Commissione, il campo geografico dei mercati dell’energia elettrica è stato in prevalenza considerato come coincidente con la dimensione nazionale (18) o addirittura con una dimensione meno estesa (19). In alcune occasioni la Commissione ha lasciato aperta l’ipotesi di mercati più ampi rispetto alle frontiere nazionali (20).
(26)
La Commissione ritiene che ai fini della valutazione delle condizioni stabilite all’articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/CE, e fatta salva la legislazione sulla concorrenza, non sia necessario trarre conclusioni sull’estensione specifica del mercato geografico rilevante per la produzione e la prima vendita di energia elettrica convenzionale, visto che i risultati rimarrebbero invariati indipendentemente dalla definizione di mercato applicata.
(27)
Per quanto concerne la produzione e la prima vendita di energia elettrica EEG, il mercato geografico non potrebbe estendersi oltre il territorio della Germania in ragione del fatto che è basato sulle condizioni giuridiche stabilite nella EEG tedesca.
a) Quote di mercato e concentrazione del mercato
(28)
Come risulta da una prassi costante (21) relativa alle decisioni della Commissione a norma dell’articolo 30, la Commissione ritiene, in riferimento alla produzione di energia elettrica, che, per quanto riguarda il livello di concorrenza sui mercati nazionali, «un parametro da tenere in considerazione è la quota di mercato degli operatori principali».
(29)
Conformemente al parere dell’Ufficio federale anti- cartelli (22), le quote cumulative di mercato dei tre principali produttori, in termini di energia elettrica immessa, erano pari al 74 % nel 2007, al 73 % nel 2008 e al 70 % nel 2010. Pertanto il mercato dell’energia elettrica in Germania si colloca in una posizione intermedia rispetto alle precedenti decisioni di esonero previste dall’articolo 30 della direttiva 2004/17/CE (23).
(30)
Tuttavia, si ricorda che i due principali produttori, RWE e E.ON, che insieme raggiungono una quota di mercato del 58 % (24), non sono soggetti alle disposizioni della legislazione sugli appalti.
(31)
L’obiettivo della presente decisione è stabilire se i servizi di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica sono esposti a un livello di concorrenza tale (su mercati liberamente accessibili) da far sì che, anche in mancanza della disciplina introdotta dalle norme dettagliate in materia di appalti di cui alla direttiva 2004/17/CE, gli appalti per l’esercizio delle attività in oggetto saranno svolti in maniera trasparente, non discriminatoria e in base a criteri che permettono di individuare la soluzione più vantaggiosa sotto il profilo economico. In questo contesto è importante tenere presente che le imprese non soggette alle procedure di appalto pubblico (in particolare RWE ed E.ON), quando operano nei mercati in oggetto hanno la possibilità di esercitare una pressione competitiva sugli altri operatori di mercato. Ciò non cambierà nemmeno nell’ipotesi in cui l’Austria sia inclusa nel mercato geografico rilevante, poiché si prevede che le quote di mercato dei principali produttori siano solo leggermente inferiori in un mercato che si estende ad Austria e Germania (25).
(32)
In termini di produzione e vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali, i fatti sopra indicati possono essere considerati come un’indicazione dell’esposizione diretta alla concorrenza degli operatori di mercato cui si applicano le disposizioni della legislazione sugli appalti.
(33)
Va inoltre notato che il documento di lavoro dei servizi della Commissione che accompagna la relazione sui progressi compiuti nella realizzazione del mercato interno del gas e dell’energia elettrica («2009-2010 Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market»), pubblicato in giugno 2011 (26), ha indicato una diminuzione della concentrazione di mercato in Germania (27) rispetto agli anni precedenti e ha collocato il mercato dell’energia elettrica tedesco nella categoria dei mercati moderatamente concentrati («moderately concentrated markets») (28), ossia i mercati che presentano un indice di Herfindahl-Hirschman (HHI) (29) tra 750 e 1 800.
(34)
Considerate le cifre sopra indicate, ai fini della presente decisione e fatta salva la legislazione sulla concorrenza, per quanto riguarda gli enti aggiudicatori si può presumere che il livello di concentrazione del mercato possa essere considerato un indicatore di un certo livello di esposizione alla concorrenza nella produzione di energia elettrica e nella vendita all’ingrosso di fonti convenzionali in Germania.
b) Altri fattori
(35)
Negli ultimi anni e fino a marzo 2011 la Germania è stata un esportatore netto di energia elettrica. Tuttavia in seguito alla decisione di dismettere gradualmente la produzione di energia elettrica di diverse centrali nucleari, la Germania è diventata un importatore netto. Pertanto attualmente il mercato è caratterizzato da una pressione competitiva derivante dalla possibilità di importare energia elettrica dall’estero. Ciò implica che chi investe nel settore dell’energia elettrica in Germania debba necessariamente tenere conto di altri produttori nei paesi circostanti. Tali fattori non dovrebbero quindi essere considerati in contrasto con la conclusione secondo cui gli enti aggiudicatori che operano sul mercato tedesco di produzione di energia elettrica da fonti convenzionali sono esposti alla concorrenza. Inoltre, un’analisi della situazione incentrata sui cambi di fornitore da parte dei clienti (30) e sul livello di liquidità nel mercato all’ingrosso (31) evidenzia che tali fattori sono in linea con la conclusione che gli enti aggiudicatori operanti sul mercato tedesco di produzione di energia elettrica da fonti convenzionali sono esposti alla concorrenza. Infine, va notato che nemmeno il mercato di bilanciamento in Germania (32) e le sue principali caratteristiche (prezzi basati sul mercato e differenza di prezzo tra bilanciamenti dell’energia positivi e negativi) si contrappongono alla conclusione che gli enti aggiudicatori che operano sul mercato di produzione tedesco di fonti convenzionali sono esposti alla concorrenza.
(36)
L’energia elettrica EEG ha una connessione prioritaria alla rete e ha priorità rispetto all’energia elettrica convenzionale nell’immissione in rete, pertanto la produzione di energia elettrica EEG è indipendente dalla domanda. Visto che l’energia elettrica EEG è di norma prodotta a costi più elevati rispetto al prezzo di mercato, è stato istituito uno specifico sistema di sostegno per questo tipo di energia. Per un periodo di 20 anni, oltre all’anno di messa in esercizio, i gestori di impianti di energia elettrica EEG (33) hanno il diritto di percepire dai gestori delle reti di trasmissione un corrispettivo stabilito per legge. Tale corrispettivo copre i costi sostenuti ed è pertanto più elevato rispetto al prezzo di mercato. Pertanto i gestori possono immettere in rete l’energia elettrica da loro prodotta indipendentemente dal prezzo quotato in borsa (34).
(37)
L’energia elettrica EEG di norma non è venduta direttamente sul mercato all’ingrosso, ma è acquistata dai gestori delle reti di trasmissione a un prezzo stabilito per legge. I gestori dei sistemi di trasmissione commercializzano l’energia elettrica EEG sui mercati spot delle borse dell’energia elettrica, affrontando pertanto delle perdite. Tali costi sono in ultima istanza sopportati dal consumatore finale dell’energia elettrica, che versa al proprio fornitore di energia elettrica un onere supplementare EEG che viene in seguito inoltrato ai gestori delle reti di trasmissione. I fornitori di energia elettrica che acquistano più del 50 % di energia elettrica EEG, con un minimo del 20 % di energia solare o eolica, beneficiano di un onere EEG ridotto.
(38)
I gestori di impianti di energia elettrica EEG hanno anche la possibilità di «commercializzare direttamente» l’energia prodotta. Ciò vuol dire che un operatore di un impianto di energia elettrica EEG può rinunciare al corrispettivo stabilito per legge e optare per la vendita diretta dell’energia elettrica sul mercato spot. Visti gli elevati costi di produzione dell’energia elettrica EEG, la commercializzazione diretta e dunque non soggetta alle condizioni stabilite per legge di norma non è un’opzione praticabile. In passato tale metodo è stato in prevalenza utilizzato in maniera limitata in situazioni in cui gli acquirenti erano in grado di ottenere un esonero dall’onere supplementare applicato all’energia elettrica EEG combinando una determinata quantità di energia elettrica EEG acquistata direttamente da un produttore con energia elettrica convenzionale (35). Con la nuova legge EEG, entrata in vigore all’inizio del 2012, la possibilità di avvalersi di tale esonero specifico è stata limitata, pertanto si prevede una riduzione di tale forma di commercializzazione diretta (36).
(39)
La nuova legge offre una nuova possibilità di «commercializzazione diretta» che, tuttavia, include il pagamento di un cosiddetto «premio di mercato» al produttore di energia elettrica EEG destinato a coprire la differenza tra i costi più elevati e il prezzo di mercato medio (nel seguito «modello del premio di mercato»). I gestori dei sistemi di trasmissione stimano che nel 2012 le vendite con il modello del premio di mercato arriveranno a una quota di mercato del 15 % complessiva per tutti i tipi di energie rinnovabili (37). Si può concludere che ad oggi e nel prossimo futuro la parte di gran lunga più consistente dell’energia elettrica EEG è e sarà commercializzata con il regime dei corrispettivi stabiliti legalmente e tramite i gestori delle reti di trasmissione. La commercializzazione diretta non sovvenzionata svolgerà soltanto un ruolo marginale.
(40)
Per le ragioni sopra indicate, la produzione e la prima vendita di energia elettrica EEG fanno parte di un sistema regolamentato in cui i produttori percepiscono dei corrispettivi stabiliti per legge. Tali produttori non sono esposti alla concorrenza, visto che possono immettere la loro energia elettrica EEG indipendentemente dal prezzo di mercato prevalente. In ragione della priorità di immissione possono anche vendere tutta l’energia da loro prodotta. Pertanto non si può concludere che l’attività dei produttori di energia elettrica EEG sia esposta alla concorrenza. In considerazione di quanto esposto, non è necessario valutare nessun altro indicatore oltre a quelli indicati al considerando 6.
IV. CONCLUSIONI
(41)
In considerazione dei fattori sopra esaminati, la condizione della diretta esposizione alla concorrenza prevista all’articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/CE, deve essere considerata soddisfatta per gli enti aggiudicatori per quanto attiene alla produzione e alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali in Germania.
(42)
Inoltre, poiché si considera soddisfatta la condizione dell’accesso libero al mercato, non si deve applicare la direttiva 2004/17/CE quando gli enti aggiudicatori aggiudicano appalti destinati a consentire la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali in Germania, né quando organizzano gare per l’esercizio di tale attività nella zona geografica in questione.
(43)
Tuttavia, la condizione dell’esposizione diretta alla concorrenza prevista all’articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/CE, non deve essere considerata soddisfatta per gli enti aggiudicatori per quanto attiene alla produzione e alla prima vendita di energia elettrica EEG in Germania.
(44)
Visto che la produzione e la prima vendita di energia elettrica EEG continuano ad essere soggette alle disposizioni della direttiva 2004/17/CE, si ricorda che gli appalti che riguardano più attività sono trattati in conformità con l’articolo 9 della direttiva 2004/17/CE. Ciò significa che quando un ente aggiudicatore è impegnato in appalti «misti», ossia appalti che riguardano sia attività esonerate dalla direttiva 2004/17/CE sia attività non esonerate, si terranno in considerazione le attività per le quali l’appalto è principalmente destinato. In caso di appalto misto, se il fine è essenzialmente quello di sostenere la produzione e la vendita all’ingrosso di energia elettrica EEG, si applicano le disposizioni della direttiva 2004/17/CE. Se risulta obiettivamente impossibile determinare le attività alle quali l’appalto è principalmente destinato, il contratto è aggiudicato conformemente alle disposizioni di cui all’articolo 9, paragrafi 2 e 3, di tale direttiva. La presente decisione si basa sulla situazione di diritto e di fatto nel periodo tra ottobre 2011 e febbraio 2012, quale risulta dalle informazioni presentate dal BDEW e dalle autorità tedesche. Essa potrà essere rivista, qualora cambiamenti significativi della situazione giuridica e di fatto comportino il mancato rispetto delle condizioni di applicabilità di cui all’articolo 30, paragrafo 1, della direttiva 2004/17/CE in merito alla produzione alla vendita all’ingrosso di energia elettrica da fonti convenzionali.
(45)
Le misure di cui alla presente decisione sono conformi al parere del Comitato consultivo per gli appalti pubblici,
HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
Articolo 1
La direttiva 2004/17/CE non si applica agli appalti attribuiti da enti aggiudicatori e destinati a consentire la produzione e la prima vendita di energia elettrica prodotta da fonti convenzionali in Germania.
Ai fini della presente decisione, per energia elettrica prodotta da fonti convenzionali si intende l’energia elettrica che non rientra nell’ambito di applicazione della EEG. Inoltre, ai sensi della EEG, ed alle condizioni ivi fissate, per «fonti di energia rinnovabili» si intendono l’energia idroelettrica, compresa l’energia delle onde, l’energia delle maree, l’energia a gradiente salino e di flusso, l’energia eolica, le radiazioni solari, l’energia geotermica, l’energia da biomassa, incluso biogas, biometano, gas di discarica e gas degli impianti di trattamento delle acque reflue e la frazione biodegradabile dei rifiuti urbani e industriali.
Articolo 2
La Repubblica federale di Germania è destinataria della presente decisione.
Fatto a Bruxelles, il 24 aprile 2012