ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 25. září 2007
o státní podpoře, kterou Polsko poskytlo v rámci dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie, a státní podpoře, kterou Polsko hodlá poskytnout v rámci odškodnění za dobrovolné ukončení dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie
(oznámeno pod číslem K(2007) 4319)
(Pouze polské znění je závazné)
(Text s významem pro EHP)
(2009/287/ES)
KOMISE EVROPSKÝCH SPOLEČENSTVÍ,
s ohledem na Smlouvu o založení Evropského společenství, a zejména na čl. 88 odst. 2 pododst. 1 této smlouvy,
s ohledem na Dohodu o Evropském hospodářském prostoru, a zejména na čl. 62 odst. 1 písm. a) této dohody,
poté, co vyzvala zúčastněné strany k podání připomínek v souladu s výše uvedenými ustanoveními (1) a s ohledem na tyto připomínky,
vzhledem k těmto důvodům:
1. POSTUP
(1)
Dopisem ze dne 1. března 2005 s č. j. WEH/1023/6-54/05, zaevidovaným dne 3. března 2005 (SG/2005/A/226), polské orgány Komisi v souladu s čl. 88 odst. 3 Smlouvy o ES informovaly o předloze zákona o „zásadách hrazení nákladů, které výrobcům vznikly v souvislosti s předčasným ukončením dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie“ (dále jen „předloha zákona“).
(2)
Po předběžném posouzení Komise zjistila, že oznámení je neúplné, a dopisem ze dne 27. dubna 2005 polské orgány požádala, aby poskytly doplňující informace týkající se výše uvedeného opatření.
(3)
Dopisem ze dne 1. června 2005, zaevidovaným dne 2. června 2005, polské orgány předložily část požadovaných dodatečných informací a zbývající informace poskytly posléze v dopise ze dne 24. června 2005, zaevidovaným dne 28. června 2005.
(4)
Ve dnech 28. a 29. června 2005 se na žádost polských orgánů konala technická schůzka za účelem projednání dotyčného oznámení. Během schůzky byly určeny zbývající záležitosti, které musí polské orgány objasnit písemně, aby Komise měla k dispozici úplné informace, jež jsou nezbytné pro posouzení.
(5)
Vzhledem k tomu, že polské orgány neposkytly úplnou odpověď, Komise dopisem ze dne 28. července 2005 (D/55776) připomněla požadovaná objasnění, o něž požádala na schůzce dne 28. června 2005, a polské orgány požádala, aby poskytly potřebné informace.
(6)
Dopisem ze dne 7. září 2005, zaevidovaným dne 9. září 2005, polské orgány Komisi informovaly, že vzhledem k ukončení funkčního období parlamentu byla práce na předloze zákona zastavena.
(7)
Dopisem ze dne 23. listopadu 2005 Komise Polsko informovala, že se rozhodla zahájit řízení podle čl. 88 odst. 2 Smlouvy o ES ohledně předlohy zákona a rovněž ohledně dlouhodobých smluv (kontraktů) o prodeji kapacity a elektrické energie (dále jen „smlouvy o prodeji“) v polském elektroenergetickém odvětví.
(8)
Rozhodnutí Komise o zahájení formálního vyšetřovacího řízení (dále jen „rozhodnutí o zahájení řízení“) bylo zveřejněno v Úředním věstníku Evropské unie (2). Komise zúčastněné strany vyzvala, aby podaly připomínky.
(9)
Dopisem ze dne 16. prosince 2005 polské orgány požádaly, aby některé informace obsažené v rozhodnutí o zahájení řízení nebyly poskytnuty třetím stranám. Komise na tuto žádost reagovala a v dopise ze dne 25. ledna 2006 předložila svou verzi rozhodnutí bez důvěrných údajů, kterou polské orgány akceptovaly e-mailem ze dne 16. února 2006, zaevidovaným téhož dne.
(10)
Dopisem ze dne 28. prosince 2005, který Komise zaevidovala dne 4. ledna 2006, polské orgány Komisi poskytly první část připomínek týkajících se zahájení řízení ve věci předlohy zákona o zrušení dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie, které ukázaly směr práce k odstranění pochybností, jež Komise vznesla ohledně předlohy zákona. Za druhé, na základě žádosti o prodloužení lhůty, kterou Komise akceptovala dne 12. ledna 2006, polské orgány v dopise ze dne 23. ledna 2006, který Komise zaevidovala dne 26. ledna 2006, poskytly své připomínky k posouzení Komise ohledně dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie.
(11)
V návaznosti na dopis ze dne 23. prosince 2005 polské orgány dopisem ze dne 5. dubna 2006, zaevidovaným dne 6. dubna 2006, poskytly dodatečné objasnění plánovaných změn předlohy zákona o ukončení dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie tak, aby zákon byl v souladu se závaznými pravidly poskytování státní podpory. Přílohy dopisu byly poskytnuty dopisem ze dne 6. dubna 2006, zaevidovaným dne 10. dubna 2006.
(12)
Komise obdržela připomínky zúčastněných stran. Dopisem ze dne 20. června 2006 Komise tyto připomínky zaslala polským orgánům, které měly možnost se k nim vyjádřit.
(13)
Rozhodnutí o zahájení řízení bylo jednou ze zúčastněných stran napadeno u Soudu prvního stupně žalobou podanou dne 12. května 2006, které byla přidělena spisová značka T-142/06.
(14)
Na žádost polských orgánů ze dne 7. července 2006, zaevidovanou dne 12. července 2006, byla velká část připomínek přeložena do polštiny a předána polským orgánům dopisem ze dne 23. února 2007. V odpovědi na tento dopis polské orgány dopisem ze dne 12. března 2007, zaevidovaným téhož dne, informovaly, že překlad zbývající části připomínek již není nutný.
(15)
Následně dopisem ze dne 28. března 2007, který Komise zaevidovala téhož dne, polské orgány předložily své názory na připomínky zúčastněných stran.
(16)
V odpovědi na dopis útvarů Komise ze dne 28. dubna 2006 polské orgány dopisem ze dne 6. června 2006, zaevidovaným dne 8. června 2006, poskytly dodatečné informace o dotyčném opatření. Dopisem ze dne 13. července 2006, zaevidovaným dne 17. července 2006, polské orgány poskytly v písemné podobě kopie dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie spolu s příslušnými dodatky a přílohami (celkem 609 dokumentů).
(17)
Dopisem zaevidovaným dne 4. května 2006 polské orgány požádaly o výklad jednoho z ustanovení sdělení Komise týkajícího se metodiky analýzy státní podpory spojené s uvízlými náklady (dále jen „metodika pro uvízlé náklady“) (3).
(18)
Dopisem ze dne 27. září 2006 Komise polským orgánům zaslala seznam bodů, které měly zásadní význam při vypracovávání předlohy zákona o ukončení smluv o prodeji.
(19)
Dopisy zaevidovanými dne: 17. srpna 2006, 5. ledna 2007, dopisem ze dne 28. května 2007 a e-mailem zaevidovaným dne 29. května 2007 (anglické znění předlohy zákona) byly předloženy různé verze předlohy zákona o ukončení smluv o prodeji v jednotlivých fázích legislativního procesu v Polsku.
(20)
V průběhu řízení Polsko doplnilo informace o dotyčném opatření dopisy zaevidovanými dne 31. ledna 2007 a 4. dubna 2007, e-mailem ze dne 2., 4., 7. a 11. května 2007 a dopisem zaevidovaným dne 6. června 2007.
(21)
Dopisem ze dne 3. dubna 2007 se Komise polských orgánů dotázala na stav legislativních prací na předloze zákona o zrušení smluv o prodeji a na opatření, která Polsko přijalo v souvislosti s dřívějšími diskusemi během schůzek s útvary Komise.
(22)
V rámci vyšetřovacího řízení se konalo několik schůzek s polskými orgány ve dnech 5. dubna 2006, 7. září 2006, 26. října 2006, 2. února 2007, 22. února 2007, 26. dubna 2007, 2. května 2007 a 14. května 2007.
(23)
V dopise ze dne 9. července 2007 polské orgány předložily konečnou verzi zákona o ukončení dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie, kterou schválil polský parlament a která vstoupila v platnost dne 4. srpna 2007. Dne 18. července 2007 Polsko poskytlo anglický překlad zákona a seznam změn, které v zákoně provedl senát - horní komora parlamentu - společně s důvodovou zprávou.
2. POPIS PODPORY
2.1 Dlouhodobé smlouvy o prodeji kapacity a elektrické energie
(24)
V polovině 90. let polská vláda rozhodla o zahájení programu, jehož cílem byla modernizace polského odvětví elektřiny a jeho uvedení do souladu se závaznými technickými normami a normami v oblasti ochrany životního prostředí platnými v západní Evropě.
(25)
Za účelem provedení tohoto programu Polsko zahájilo nabídkové řízení k výběru projektů nových nebo modernizovaných závodů na výrobu elektřiny. Tyto projekty by pro svou výrobní kapacitu získaly dlouhodobé smlouvy o prodeji kapacity a elektrické energie. Rozhodnutí o nabídkovém řízení přijalo ministerstvo průmyslu a obchodu a uskutečnila jej pod jeho kontrolou společnost Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (dále jen „PSE“) - polský provozovatel elektroenergetické sítě ve vlastnictví státu, který měl nabídkové řízení provést.
(26)
Technická dokumentace a specifikace pro nabídkové řízení byly vydány v srpnu a září 1994. V dokumentech byly uvedeny tři cíle projektu: dodávky levnější elektřiny, zajištění přiměřené úrovně bezpečnosti dodávek a zlepšení norem ochrany životního prostředí a zabránění zhoršení jeho stavu s ohledem na požadavky integrace Polska do západní Evropy.
(27)
Pro posuzování nabídek byla přijata řada kritérií, mimo jiné: účinnost projektu, výše kapitálových nákladů, ekologická opatření, využívání prověřených technologií a používání stálých a bezpečných zdrojů paliva.
(28)
Lhůta pro předložení nabídek uplynula dne 5. ledna 1995. Bylo obdrženo 44 nabídek. Nejméně atraktivní nabídky byl vyloučeny. S ostatními uchazeči byla zahájena přímá jednání. Tato jednání vedla k uzavření smluv o prodeji s několika společnostmi nebo skupinami společností.
(29)
Smlouvy o prodeji byly podepsány v letech 1996-1998 s výjimkou jedné ze sedmi smluv o prodeji se skupinou Południowy Koncern Energetyczny S.A. (dále jen „PKE“), která byla podepsána dne 12. dubna 1995, a smlouvy o prodeji se společností Elektrownia Turów, která byla podepsána dne 26. srpna 1994. Smlouva o prodeji se společností Elektrownia Turów nespadala do oblasti působnosti rozhodnutí o zahájení řízení (4). Nespadala proto rovněž do působnosti tohoto rozhodnutí. V níže uvedené tabulce je uveden přehled dotčených společností.
Tabulka 1
Smlouvy o prodeji v Polsku
Č.
Název příjemce
1
BOT Górnictwo i Energetyka S.A.
2
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
3
Elektrownia Kozienice S.A.
4
Zespół Elektrowni Dolna Odra S.A.
5
Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin Pątnów II
6
Electrabel Połaniec S.A.
7
Elektrociepłownia Kraków S.A. (5)
8
Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A.
9
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
10
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
11
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
12
Elektrociepłownia Chorzów „ELCHO“ S.A.
13
Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o.
14
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
Zdroj: rozhodnutí o zahájení řízení.
(30)
Doba trvání smluv o prodeji je v rozmezí od 7 do 20 let počínaje dnem uvedení elektrárny do provozu; většina z nich byla uzavřena na dobu delší 15 let. Platnost poslední smlouvy o prodeji skončí v roce 2027.
(31)
Všechny smlouvy o prodeji byly uzavřeny podle stejných základních zásad:
a)
výrobci se zavazují vybudovat nové výrobní kapacity, modernizovat zařízení a dodávat PSE pevně stanovené minimální množství elektřiny z dotčených závodů;
b)
PSE se zavazuje nakupovat přinejmenším toto minimální množství elektrické energie;
c)
kupní cena elektřiny je založena na zásadě přesunu nákladů na odběratele (pass-through principle). Výrobci dostávají od společnosti PSE částky, které odpovídají veškerým vzniklým nákladům, fixním i variabilním, a ziskovému rozpětí.
Vzhledem k tomu, že konečný obsah smluv o prodeji je výsledkem individuálních jednání týkajících se jednotlivých projektů, smlouvy nejsou zcela totožné a mohou se v detailech lišit.
(32)
Od doby, kdy byly smlouvy o prodeji podepsány, byly některé z nich pozměněny, někdy i několikrát. Změny spočívaly v úpravách některých prvků smlouvy, v každém případě však byly dodrženy výše popsané zásady.
2.2 Předloha zákona o zrušení smluv o prodeji, jíž se týkalo rozhodnutí o zahájení řízení
(33)
Předloha zákona, jíž se týkalo rozhodnutí o zahájení řízení, předpokládala možnost dobrovolného ukončení smluv o prodeji uzavřených se společností PSE ze strany výrobců uvedených v tabulce č. 1. Výrobci, kteří se rozhodnou vstoupit do systému, by měli mít právo na náhradu za podmínek uvedených v předloze zákona.
(34)
Náhrady mohou pokrývat rozdíly mezi náklady společnosti na plnění smluv o prodeji a částí příjmů dosažených prodejem elektřiny, které podnik může použít k uhrazení těchto nákladů. Dále se na tento rozdíl bude odkazovat jako na „rozdíl, za nějž náleží náhrada“. Do nákladů se počítají rovněž náklady přímo spojené s ukončením smluv o prodeji, např. náklady na předčasné splacení úvěrů.
(35)
Náhrady se vyplácejí v podobě počáteční platby, za niž až do roku 2016 následují každoroční úpravy a posléze v roce 2016 konečná úprava.
(36)
Výše počáteční platby odpovídá rozdílu, za nějž náleží náhrada, během období od roku 2006 do roku 2025 nebo do roku, v němž měla daná smlouva o prodeji původně skončit, podle toho, co nastane dříve, jenž byl vypočten na základě prognózy vývoje cen a podílů na trhu v tomto období.
(37)
V období od doby vstupu předlohy zákona v platnost do roku 2014 bude hodnota rozdílu, za nějž náleží náhrada, každý rok přepočtena na základě skutečných hospodářských údajů a porovnána s hodnotou, která byla původně vypočtena na základě prognózy. Bude-li se skutečná hodnota od prognózy lišit, bude provedena úprava, která může být kladná nebo záporná, což povede k další platbě ve prospěch příjemce, nebo k navrácení peněžních prostředků příjemcem. Z praktických důvodů, zejména vzhledem k době potřebné ke shromáždění a zpracování všech údajů, se budou úpravy ve skutečnosti vypočítávat dva kalendářní roky po roce, kterého se hospodářské údaje týkají.
(38)
V roce 2016 bude vypracována nová prognóza vývoje cen a podílů na trhu na období od roku 2015 do roku 2025, nebo do roku, v němž měla původně skončit platnost dané smlouvy o prodeji, podle toho, co nastane dříve (dále jen „zbývající období“). Hodnota rozdílu, za nějž náleží náhrada, ve zbývajícím období stanovená na základě této prognózy se porovná s hodnotou vypočtenou podle původní prognózy. Pokud se budou tyto hodnoty lišit, bude provedena poslední úprava zahrnující celé zbývající období. Stejně jako v případě předchozích úprav, může být konečná úprava kladná nebo záporná, proto také povede k dodatečné platbě ve prospěch příjemce, nebo k navrácení peněžních prostředků příjemcem.
(39)
Společná hodnota vyplacených náhrad, včetně úprav, nesmí překročit níže uvedenou maximální hodnotu. Tato maximální hodnota byla stanovena pro jednotlivé společnosti nebo pro jednotlivé skupiny, pokud společností patří do jedné skupiny (6):
Tabulka 2
Maximální náhrady předpokládané v předloze zákona ve verzi analyzované v rozhodnutí o zahájení řízení
(v 1000. PLN)
Název příjemce
Maximální náhrady
1
BOT Górnictwo i Energetyka S.A.
7 554 899
2
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
5 085 101
3
Elektrownia Kozienice S.A.
1 610 729
4
Zespół Elektrowni Dolna Odra S.A.
1 106 014
5
Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin Pątnów II
2 173 335
6
Electrabel Połaniec S.A.
1 204 454
7
Elektrociepłownia Kraków S.A.
84 656
8
Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A.
132 773
9
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
302 684
10
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
641 453
11
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
508 176
12
Elektrociepłownia Chorzów „ELCHO“ S.A.
1 338 272
13
Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o.
1 013 081
14
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
540 323
Celkem
22 755 627
Zdroj: rozhodnutí o zahájení řízení.
(40)
Tato maximální hodnota se rovná rozdílu, za nějž náleží náhrada, vypočtenému pro roky 2006-2025 za předpokladu, že se ceny na trhu elektřiny budou postupně, avšak pomalu zvyšovat z úrovně dokonce nižší, než je současná úroveň, na úroveň zaznamenanou v západní Evropě. V tomto scénáři by průměrné ceny elektřiny činily zpočátku přibližně 22 EUR/MWh v roce 2006 a pozvolna by rostly na úroveň 30 EUR/MWh v roce 2015, načež by začalo období jejich rychlejšího růstu na úroveň přibližně 40 EUR/MWh v roce 2018, poté by došlo k jejich ustálení v této výši, s určitými výkyvy směrem nahoru i dolů, do konce referenčního období v roce 2025.
(41)
Náhrady budou vypláceny společnost PSE nebo jejími dceřinými společnostmi plně kontrolovanými státem a budou financovány zavedením poplatku pro odběratele, který bude úměrný jejich sjednané kapacitě připojení k elektrické síti. Aby bylo možno financovat vysokou počáteční platbu, společnost PSE a/nebo její dceřiná společnost zajistí pohledávky z poplatků.
3. DŮVODY ZAHÁJENÍ ŘÍZENÍ
(42)
Za účelem posouzení oznámené předlohy zákona Komise v rozhodnutí o zahájení řízení zkoumala prvky státní podpory obsažené v samotných smlouvách o prodeji i prvek této podpory obsažený v náhradách vyplacených v případě jejich zrušení. Jak je objasněno v bodě 3 rozhodnutí o zahájení řízení, obě tato opatření vzájemně úzce souvisela.
(43)
Pochybnosti uvedené v rozhodnutí o zahájení řízení jsou shrnuty v bodě 3.1 a 3.2. Co se týká podrobnějšího posouzení, Komise odkazuje na bod 3 rozhodnutí o zahájení řízení.
3.1 Dlouhodobé smlouvy o prodeji kapacity a elektrické energie
(44)
V předběžné analýze Komise měla za do, že smlouvy o prodeji pravděpodobně zajistí vybraným výrobcům, kteří jsou stranami těchto smluv, výhodnější postavení v porovnání s jejich konkurenty, což může narušit hospodářskou soutěž a ovlivnit obchod mezi členskými státy.
(45)
Komise zastávala názor, že smlouvy o prodeji nepředstavují existující podporu, jelikož podle ustanovení Smlouvy o přistoupení nespadá žádná ze smluv o prodeji do jedné ze tří kategorií podpor, které byly ode dne přistoupení považovány za existující podporu ve smyslu čl. 88 odst. 1 Smlouvy o ES (7).
(46)
Za prvé, žádná ze smluv o prodeji (s výjimkou smlouvy uzavřené se společností Elektrociepłownia Turów) nevstoupila v platnost přede dnem 10. prosince 1994. Za druhé, smlouvy o prodeji nebyly Komisi oznámeny v rámci tzv. „prozatímního postupu“ a za třetí, žádná ze smluv o prodeji není uvedena v přehledu existujících podpor připojeném ke Smlouvě o přistoupení.
(47)
Komise měla za to, že jelikož smlouvy o prodeji nebyly Komisi oznámeny podle čl. 88 odst. 3 Smlouvy o ES, představují protiprávní podporu ve smyslu čl. 1 písm. f) nařízení Rady (ES) č. 659/1999 ze dne 22. března 1999, kterým se stanoví prováděcí pravidla k článku 93 Smlouvy o ES (8).
(48)
Komise vyjádřila názor, že podmínky smluv o prodeji staví výrobce elektrické energie, kteří jsou stranou těchto smluv, do výhodnější hospodářské situace oproti ostatním výrobcům, na které se smlouvy o prodeji nevztahují, a subjektům z ostatních srovnatelných odvětví, v nichž takové dlouhodobé smlouvy nejsou podnikům ani navrženy. Bylo proto předběžně shledáno, že dotyčné opatření uvedeným výrobcům selektivním způsobem zajišťuje zvýhodněné hospodářské postavení.
(49)
Komise rovněž upozornila na skutečnost, že trhy s elektřinou byly otevřeny hospodářské soutěži a členské státy s elektřinou obchodují přinejmenším od doby, kdy vstoupila v platnost směrnice Evropského parlamentu a Rady č. 96/92/ES ze dne 19. prosince 1996 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou (9). Mělo se proto za to, že opatření, která zvýhodňují podniky v energetickém odvětví v jednom členském státě, potenciálně omezují možnosti vyvážet energii podniky z ostatních členských států do tohoto státu nebo zvýhodňují vývoz elektřiny do ostatních členských států.
(50)
Komise zastávala rovněž názor, že toto zvýhodněné postavení bylo přiznáno s použitím státních prostředků, jelikož podpis smlouvy o prodeji představoval rozhodnutí vycházející ze státní politiky realizované prostřednictvím provozovatele sítí PSE, který je plně ve vlastnictví státu. V souladu s judikaturou Soudního dvora Evropských společenství (dále jen „Soudní dvůr“) je nutno v případě, kdy podnik ve vlastnictví státu využívá své prostředky způsobem, jenž přísluší státu, tyto prostředky považovat v souladu s čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES za státní prostředky (10).
(51)
Komise proto dospěla k závěru, že smlouvy o prodeji pravděpodobně představují státní podporu pro výrobce elektřiny ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(52)
Komise dále uvedla, že za účelem analýzy státní podpory, kterou výrobci obdrželi, je nutno využít metodiku pro uvízlé náklady. Na základě dokumentů, které Komise měla v té době k dispozici, měla pochybnosti, zda smlouvy o prodeji byly v souladu s kritérii uvedenými ve zmíněné metodice.
(53)
Za prvé, Komise měla pochybnosti, zda samotné zásady dlouhodobých smluv o koupi elektřiny, které vylučují značnou část trhu, mohou být považovány za slučitelné se základními cíli metodiky pro uvízlé náklady, tj. urychlením liberalizace odvětví poskytnutím přiměřené náhrady nástupnickým společnostem bývalého monopolu, které se potýkají s nerovnou konkurencí.
(54)
Za druhé, Komise měla pochybnosti, zda prvek podpory obsažený ve smlouvách o prodeji odpovídá podrobným kritériím stanoveným v metodice pro uvízlé náklady, pokud jde o výpočet způsobilých uvízlých nákladů a přiznání přiměřené náhrady.
3.2 Náhrady v případě zrušení smluv o prodeji
(55)
V rozhodnutí o zahájení řízení Komise použila stejné odůvodnění, jež bylo vysvětleno výše a které bylo použito k určení existence prvků státní podpory ve smlouvách o prodeji, a dospěla k předběžnému závěru, že se tyto prvky objevují rovněž v případě náhrad za zrušení smluv o prodeji (11).
(56)
Komise poté analyzovala slučitelnost státní podpory obsažené v těchto náhradách s kritérii uvedenými v metodice pro uvízlé náklady.
(57)
Komise měla pochybnosti, zda jsou náhrady slučitelné s podrobnými kritérii uvedenými v metodice pro uvízlé náklady, pokud jde o výpočet způsobilých uvízlých nákladů a přiznání přiměřené náhrady.
4. PŘIPOMÍNKY ZÚČASTNĚNÝCH STRAN
(58)
Po zveřejnění rozhodnutí o zahájení řízení a ve lhůtě stanovené v tomto zveřejnění nebo v některých případech po prodloužení lhůty na žádost zúčastněných stran Komise obdržela připomínky od:
a)
těchto výrobců elektřiny: Elektrociepłownia Rzeszów S.A. (dále jen „tepelná elektrárna Rzeszów“), Electrabel SA a Electrabel Połaniec S.A. (dále jen společně „Electrabel“), Zespół Elektrowni Pątnów - Adamów - Konin S.A. a Elektrownia Pątnów II Sp. z o.o. (dále jen společně „PAK“), BOT Górnictwo i Energetyka S.A., BOT Elektrownia Opole S.A. a BOT Elektrownia Turów (dále jen společně „BOT“), Elektrociepłownia Chorzów „ELCHO“ Sp. z. o.o. Elektrociepłownia Kraków S.A (dále jen „ECK“)., Elektrociepłownia Zielona Góra S.A. (dále jen „ECZG“) a Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o. (dále jen „ENS“);
b)
těchto bankovních institucí, které výrobcům elektřiny poskytly finanční prostředky: Dresdner Bank AG London Branch, Bank Pekao S.A., WestLB AG London Branch (12) a WestLB AG (dále jen společně „banky“);
c)
společnosti PSE.
(59)
Připomínky stran předložené Komisi byly velmi podobné, někdy dokonce totožné. Komise proto místo popisu jednotlivých připomínek zúčastněných stran připomínky popisuje v rámci obecných kategorií.
4.1 Připomínky ke smlouvám o prodeji
(60)
Zúčastněné strany uvádějí, že by smlouvy o prodeji neměly být považovány za „nadále použitelné po přistoupení“ ve smyslu čl. 3 odst. 1 písm. c) přílohy IV Aktu o přistoupení (14).
(61)
Zúčastněné strany uvedly, že opatření, která byla legálně přijata před přistoupením k EU, by po přistoupení Komise neměla prověřovat. To je v souladu s obecnou zásadou zákazu zpětné účinnosti. Pravidla Společenství týkající se státních podpor by měla být závazná teprve ode dne přistoupení k EU.
(62)
Zúčastněné strany se odvolávají na dřívější rozhodnutí Komise (15), v nichž Komise dospěla k závěru, že režimy podpor, které jsou podle jejich názoru podobné smlouvám o prodeji, nejsou po přistoupení použitelné.
(63)
Podle jejich názoru by případná podpora v rámci smluv o prodeji byla zcela poskytnuta v rámci smluv o prodeji před přistoupením. Každoroční platby by byly i nadále vypláceny, neměly by se však považovat za novou podporu.
(64)
Smlouvy o prodeji stanoví množství elektřiny, kterou má společnost PSE koupit, a rovněž kupní cenu elektřiny v daném období. Přinejmenším u některých položek byly ceny vypočítány tak, aby nemohly překročit úroveň dohodnutou stranami předem, nebo byla stanovena přiměřená mezní hodnota výkyvů cen s ohledem na konkrétní tržní ceny, které představují co nejobjektivnější referenční bod. Skutečné ceny byly někdy dokonce nižší, zejména proto, že polský regulační orgán si nad nimi udržel nepřímou kontrolu. Ve smlouvách o prodeji byly proto rovněž přesně stanoveny maximální závazky státu, a to ještě před přistoupením.
(65)
Zúčastněné strany tvrdí, že i v případě rozhodnutí, že smlouvy o prodeji představují státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES, je nutno tuto státní podporu považovat za existující podporu ve smyslu čl. 1 písm. b) nařízení (ES) č. 659/1999.
(66)
Zúčastněné strany uvádějí, že rozhodnutí, zda je nutno podporu poskytnutou před přistoupením a její pokračování po přistoupení považovat za „novou podporu“ nebo za „existující podporu“, nelze založit výhradně na ustanoveních přílohy IV Aktu o přistoupení. Pokud taková podpora nesplňuje požadavky, aby mohla být považována za existující podporu ve smyslu přílohy IV Aktu o přistoupení, je podle zúčastněných stran nutno ji přezkoumat ještě podle ustanovení čl. 1 písm. b) bodů ii)-v) nařízení (ES) č. 659/1999.
(67)
Zúčastněné strany uvádějí, že se na smlouvy o prodeji vztahuje čl. 1 písm. b) bod v) nařízení (ES) č. 659/1999, tyto smlouvy proto mají představovat „existující podporu“.
(68)
Zúčastněné strany dále uvádějí, že se čl. 1 písm. b) bod v) poslední věta nařízení (ES) č. 659/1999 na smlouvy o prodeji nevztahuje ze tří důvodů.
(69)
Za prvé, v rozsudku ve věci Alzetta Mauro (17) Soudní dvůr rozhodl, že podporu, která byla poskytnuta na trhu, který byl před liberalizací zpočátku uzavřen hospodářské soutěži, je nutno považovat od doby liberalizace za existující podporu. Podle zúčastněných stran je tento rozsudek založen přímo na výkladu čl. 88 odst. 1 Smlouvy o ES, a proto má podle právní hierarchie přednost před ustanoveními nařízení (ES) č. 659/1999.
(70)
Za druhé, bez ohledu na okolnosti vzhledem k tomu, že nařízení (ES) č. 659/1999 nebylo ještě v době liberalizace trhu s elektřinou podle směrnice 96/92/ES nebo v době uzavření smluv o prodeji závazné, byly použitelné zásady uvedené v rozsudku ve věci Alzetta Mauro, a nikoliv ustanovení nařízení (ES) č. 659/1999.
(71)
Za třetí, srovnání definic jednotlivých kategorií uvedených v čl. 1 písm. b) nařízení (ES) č. 659/1999 vede k závěru, že čl. 1 písm. b) bod v) se týká pouze režimů státní podpory, jelikož jednotlivá podpora není výslovně zmíněna.
(72)
Zúčastněné strany taktéž uvádějí, že pro výše uvedené stanovisko hovoří rovněž skutečnost, že smlouvy o prodeji byly smlouvami soukromého práva na rozdíl od státních prostředků. Podle zúčastněných stran by přijetí předpokladu, že se smlouva legálně a platně uzavřená před přistoupením k EU a před liberalizací stane po přistoupení protiprávní, bylo nesmyslným výsledkem přistoupení. Zúčastněné strany se domnívají, že by se jednalo o rozšiřující a zpětně působící výklad pravidel Smlouvy o ES týkajících se státních podpor, který by porušil mezinárodně uznávané zásady právní jistoty a oprávněných očekávání.
(73)
Banky předložily níže uvedené připomínky.
(74)
Banky uvádějí, že opatření nelze přičíst státu, nýbrž společnosti PSE. S přihlédnutím ke stavu odvětví elektřiny v Polsku v okamžiku podepsání smluv o prodeji neměla společnost PSE jinou možnost než uzavřít dlouhodobé smlouvy. Stejná situace by nastala v případě, kdyby společnost PSE byla soukromým hospodářským subjektem na trhu. Proto je nutno mít za to, že podpis smluv o prodeji byl ve společném zájmu státu i podniků, které jsou stranami těchto smluv, a nejedná se o případ toho, že by společnosti PSE bylo státem nařízeno politické rozhodnutí.
(75)
Většina zúčastněných stran tvrdí, že smlouvy o prodeji neposkytují žádnou hospodářskou výhodu.
(76)
Zúčastněné strany kritizují předběžné zjištění Komise, že ceny stanovené na základě smluv o prodeji jsou vyšší než ceny na velkoobchodním trhu. Podle jejich názoru Komise v rozhodnutí o zahájení řízení nevysvětlila, kterého trhu a jakých cen se rozhodnutí týká. Konkrétně, polská energetická burza byla otevřena teprve v prosinci 1999, kdy již bylo mnoho smluv o prodeji podepsáno. Podle zúčastněných stran tehdy chyběly volné přenosové kapacity v propojovacích soustavách mezi Polskem a ostatními zeměmi. Komise se nesprávně odvolala na cenu zaznamenanou v Řecku v roce 2003, tedy v úplně jiném zeměpisném i časovém kontextu.
(77)
Elektřina prodávaná na základě smluv o prodeji nemůže být srovnávána s elektřinou prodávanou mimo takovéto smlouvy, a to i v Polsku. V prvním případě je elektřina vyráběna při dodržování moderních ekologických norem, kdežto v druhém případě je vyráběna v závodech, které více poškozují životní prostředí a které se „zbavují“ (19) nadbytečných kapacit za marginální náklady, přičemž používají různé mechanismy, z nichž žádný nenabízí ceny, které pokrývají fixní i variabilní náklady. Výrobci, kteří působí mimo smlouvy o prodeji, byli rovněž dotováni, přičemž nebyli povinni modernizovat svá zařízení, jak je tomu v případě výrobců, na něž se vztahují smlouvy o prodeji. V žádném případě nemohli vyrábět množství elektřiny dostatečné k pokrytí celé poptávky v Polsku, zejména v letech 1997-1998.
(78)
Podle zúčastněných stran je nutno smlouvy o prodeji analyzovat podle okolností, které existovaly v době uzavření těchto smluv, tj. na základě centralizovaného a regulovaného elektroenergetického systému, v němž existoval pouze jeden odběratel, a nikoliv liberalizovaného systému s velkoobchodním trhem.
(79)
Smlouvy o prodeji byly jediným způsobem zabezpečení investic, které splňují požadavky na elektroenergetické odvětví v Polsku (zejména modernizace celého systému, ochrana životního prostředí a bezpečnost dodávek). Banky požadovaly, aby smlouvy o prodeji sloužily k zajištění poskytnutých úvěrů. Tyto požadavky bylo nutno zohlednit při použití zásady soukromého investora - jediným možným prostředkem jejich splnění byly smlouvy o prodeji. Zúčastněné strany upozorňují na skutečnost, že smlouvy o prodeji výrobcům ukládají závazky v oblasti investic a dostupnosti.
(80)
Zúčastněné strany dále tvrdí, že postup společnosti PSE při podepisování smluv o prodeji není možno analyzovat z hlediska toho, zda to zajistilo krátkodobé zisky, nýbrž toho, zda byla zajištěna rentabilita dlouhodobých investic, a rovněž z hlediska provozovatele sítě, zda byla zajištěna trvalá bezpečnost dodávek a splnění jeho povinností v oblasti veřejné služby. Zúčastněné strany uvádějí, že smlouvy o prodeji byly uzavřeny na základě průhledného a otevřeného nabídkového řízení, které se uskutečnilo nediskriminačním způsobem a vedlo k co nejnižší možné ceně. Podle zúčastněných stran z judikatury Soudního dvora (20) vyplývá, že to samo o sobě postačuje k vyloučení poskytnutí hospodářské výhody. Před zahájením nabídkového řízení na uzavření smluv o prodeji byla provedena analýza nejnižších nákladů s cílem stanovit seznam investičních priorit v daném odvětví.
(81)
Zúčastněné strany rovněž uvedly, že vzhledem k tomu, že společnost PSE působila v regulovaném systému elektrické energie, nelze srovnávat její postup s chováním společností, které působí v běžných tržních podmínkách. V tomto případě je nutno jednání PSE posoudit na základě objektivních a ověřitelných prvků, kterými byly podle názoru zúčastněných stran náklady hrazené výrobci (21). Postup společnosti PSE splňuje kritéria zásady soukromého investora, jelikož smlouvy o prodeji předpokládají uhrazení pouze fixních nákladů a variabilních nákladů a přiměřeného ziskového rozpětí.
(82)
Uzavírání dlouhodobých smluv, jako jsou smlouvy o prodeji, je obecně uznávanou praxí hospodářských subjektů v tomto odvětví. Je to obvyklý způsob sdílení rizika mezi výrobcem a kupujícím. Dlouhou dobu platnosti smlouvy nelze samu o sobě vykládat jako výhodu. Zúčastněné strany odkazují na řadu příkladů: smlouva mezi Electricité de France a Péchiney ve Francii, dvě smlouvy mezi Redes Energéticas Nacionais a Turbogás a Electricidade De Portugal a Pego v Portugalsku, smlouvy uzavřené společností Northern Ireland Electricity ve Spojeném království. Zúčastněné strany odkazují rovněž na smlouvy „IASB“, uvedené odkazy však nebyly správné a Komise dokument nemohla dohledat (22). Zúčastněné strany uvádějí, že Komise neměla výhrady k době platnosti těchto smluv, ačkoliv ta činila přinejmenším 15 let. Zúčastněné strany tvrdí, že dlouhodobé smlouvy jsou rovněž obecně uznávaným postupem v USA, neuvádějí však žádné konkrétní příklady.
(83)
Zúčastněné strany rovněž uvedly, že smlouvy o prodeji nezaručují návratnost investic. Společnost PSE i regulační orgány zachovaly právní prostředky, které umožňují omezit návratnost investic. Regulační orgány mohou ověřit ceny a odmítnout nadměrné nebo neopodstatněné poplatky. Společnost PSE nevyužívala vždy plně kapacitu elektráren a při výpočtu ceny elektřiny ve smlouvách zohlednila výhody vyplývající z energetické účinnosti. Výrobci nesou rovněž různé druhy rizika spojeného s výrobními závody, např. finanční riziko, stavební riziko a riziko spojené s provozem a údržbou.
(84)
Jelikož smlouvy o prodeji nepředpokládají žádnou hospodářskou výhodu, nepředstavují státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(85)
Zúčastněné strany, které jsou soukromými subjekty, rovněž tvrdí, že i kdyby smlouvy o prodeji předpokládaly určité hospodářské výhody, jejich hodnota by se projevila v prodejní ceně dohodnuté v době privatizace elektrárny. Smlouvy o prodeji byly nezbytné k provedení privatizace a patří k základním podmínkám privatizačních smluv zmíněných výrobních závodů. Zúčastněné strany uvádějí, že ve světle rozsudků Soudního dvora ve věci banky a Falck (23) je nutno mít za to, že výše uvedené okolností znamenají vyloučení jakýchkoliv prvků hospodářských výhod ze smluv o prodeji.
(86)
Zúčastněné strany uvádějí, že výrobci, kteří jsou stranami smluv o prodeji, poskytují služby obecného hospodářského zájmu.
(87)
Případná státní podpora v rámci smluv o prodeji splňuje čtyři kumulativní kritéria stanovená Soudním dvorem v rozsudku ve věci Altmark (25).
(88)
Za prvé, výrobci, kteří jsou stranami smluv o prodeji, jsou pověřeni službou obecného hospodářského zájmu. To vyplývá z ustanovení § 1 odst. 2 polského energetického zákona z roku 1997, v němž se stanoví, že stát musí zajistit stálé a nepřetržité dodávky elektřiny konečným odběratelům způsobem, který je opodstatněný z technického a hospodářského hlediska a rovněž z hlediska ochrany životního prostředí. Do služeb obecného hospodářského zájmu, kterou jsou povinny poskytovat, zúčastněné strany počítají rovněž povinnost diverzifikace dodávek paliva a snížení emisí oxidu dusíku v blízkosti městské zástavby. Členské státy mají velkou volnost rozhodování, pokud jde o stanovení toho, které služby se považují za služby obecného hospodářského zájmu. Přesněji, směrnice 96/92/ES umožňuje považovat zajištění bezpečnosti dodávek za jednu ze služeb obecného hospodářského zájmu, což potvrzuje ustálená praxe Komise. Rovněž opatření na ochranu životního prostředí, včetně energetické účinnosti a ochrany klimatu, jsou ve směrnici 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 (26) považována za služby obecného hospodářského zájmu. Smlouvy o prodeji byly proto právním nástrojem, který stát používá k pověření výrobců poskytováním výše uvedených služeb obecného hospodářského zájmu, jak prokazují kritéria pro posuzování nabídek.
(89)
Za druhé, ustanovení smluv o prodeji, včetně jejich příloh, od samého počátku stanoví přesný způsob náhrady nákladů na služby obecného hospodářského zájmu. Je to součást jednání týkajících se smluv o prodeji. Některé smlouvy o prodeji byly několikrát pozměněny, a to i po přistoupení Polska k Evropské unii, to však nemělo žádný vliv na stanovení podmínek a výše náhrad.
(90)
Za třetí, náhrady vyplacené podle smluv o prodeji nejsou vyšší než náklady na poskytované služby obecného hospodářského zájmu. Smlouvy o prodeji předpokládají uhrazení pouze výrobních nákladů na zakoupenou elektřinu (včetně nákladů na výstavbu, kapitálových nákladů, fixních a variabilních nákladů na provoz a údržbu, režijních nákladů) a přiměřeného ziskového rozpětí.
(91)
Za čtvrté, poskytování služeb obecného hospodářského zájmu bylo svěřeno společnostem vybraným v otevřeném, nediskriminačním nabídkovém řízení k uzavření smluv o prodeji, jež se uskutečnilo podle zásad hospodářské soutěže.
(92)
Na základě výše uvedených skutečností zúčastněné strany dospěly k závěru, že smlouvy o prodeji splňují čtyři kumulativní kritéria uvedená v rozsudku ve věci Altmark, a proto je nutno mít za to, že nepředstavují podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(93)
Dodatečně zúčastněné strany uvádějí, že i v případě, že by se mělo za to, že smlouvy o prodeji nesplňují čtyři kumulativní kritéria stanovená v rozsudku ve věci Altmark, je přesto možné je považovat za slučitelné se společným trhem podle ustanovení čl. 86 odst. 2 Smlouvy o ES.
(94)
Jak bylo zmíněno v 88. bodě odůvodnění, smlouvy o prodeji pověřují výrobce poskytováním služeb obecného hospodářského zájmu, jak jsou stanoveny v polském právu. Smlouvy o prodeji mají být mimoto prostředkem, který je nezbytný k zaručení poskytování těchto služeb obecného hospodářského zájmu, jelikož v opačném případě by nebylo možno najít odpovídající zdroje financování rozvoje elektráren. Podpora v rámci smluv o prodeji je úměrná cíli, jakým je zajištění poskytování služeb obecného hospodářského zájmu, jelikož smlouvy předpokládají uhrazení pouze celkových nákladů na výrobu elektřiny a přiměřeného ziskového rozpětí. Vzhledem k velmi omezenému počtu propojení mezi polskou elektroenergetickou sítí a ostatními elektroenergetickými sítěmi v Evropské unii, nemůže tato podpora ovlivnit rozvoj obchodu mezi členskými státy v míře, jež by byla v rozporu se společným zájmem.
(95)
Zúčastněné strany se domnívají, že systém smluv o prodeji nezahrnuje prvky selektivity.
(96)
Podle jejich názoru nelze automaticky předpokládat, že opatření, které zvýhodňuje pouze jedno hospodářské odvětví, je selektivní. Zúčastněné strany tvrdí, že by Komise měla vždy vymezit relevantní zeměpisný trh a trh výrobků. Poté by měla určit konkurenty příjemců podpory na tomto trhu, aby mohla vyvodit závěr o selektivitě opatření. V tomto konkrétním případě bylo nabídkové řízení k výběru stran smluv o prodeji otevřené, průhledné a nediskriminační, což znamená, že prvek selektivity není přítomen.
(97)
Zúčastněné strany rovněž tvrdí, že opatření specifická pro dané odvětví nemusí mít selektivní charakter, jsou-li výsledkem výhradně tržních sil. Typickým příkladem takovéhoto neselektivního opatření jsou opatření, která Soudní dvůr zkoumal v rozsudku ve věci Van der Kooy (28).
(98)
Zúčastněné strany rovněž uvádějí, že rozhodnutí o použití smluv o prodeji nepřijal stát, nýbrž společnost PSE. Kritérium selektivity je nutno nahradit testem soukromého investora.
(99)
Zúčastněné strany tvrdí, že Komise měla ověřit, zda smlouvy o prodeji narušovaly hospodářskou soutěž nebo ovlivňovaly obchod mezi členskými státy v okamžiku jejich uzavření.
(100)
Smlouvy o prodeji byly podepsány v době, kdy na polském trhu s elektřinou neexistovala hospodářská soutěž. Směrnice 96/92/ES se v této době na Polsko nevztahovala. Polsko se nacházelo ve velmi rané fázi jednání o členství v EU - ani nebyl ještě stanoven konečný termín přistoupení. Tehdejší ceny byly zcela regulované, a to rovněž ceny výrobců elektřiny, kteří nejsou stranami smluv o prodeji. Smlouvy o prodeji proto nemohly v té době hospodářskou soutěž narušit.
(101)
Zúčastněné strany rovněž uvádějí, že v době podpisu smluv o prodeji Polsko nebylo členským státem Evropské unie. Mimoto propojovací kapacita mezi Polskem a jeho sousedy byly omezená a elektřina vyráběná na základě smluv o prodeji byla dražší než energie vyráběná mimo tyto smlouvy. Nelze proto mít za to, že v době uzavření smlouvy o prodeji ovlivňovaly obchod mezi členskými státy.
(102)
Zúčastněné strany tvrdí, že pokud by smlouvy o prodeji představovaly státní podporu, bylo by ji možno prohlásit za slučitelnou se společným trhem podle ustanovení čl. 87 odst. 3 písm. a) Smlouvy o ES.
(103)
Zúčastněné strany tvrdí, že smlouvy o prodeji nelze považovat za provozní podporu. Provozní podpora (na rozdíl od investiční podpory) je „podpora, jejímž účelem je osvobodit podnik od nákladů, které by obvykle musel nést v rámci svého běžného řízení nebo svých běžných činností“. Platby na základě smluv o prodeji nelze považovat za takovouto podporu. Tyto platby představují ceny splatnou za zboží nebo služby poskytované na základě obchodní smlouvy. Smlouvy o prodeji mají mimoto umožnit realizaci investičního projektu, což prokazuje, že se jedná o opatření investiční (nikoliv provozní) povahy.
(104)
Zúčastněné strany rovněž uvádějí, že by Komise měla uznat existenci výjimečných okolností, které mohou v daném případě vést k povolení provozní podpory. Je třeba zohlednit situaci polského elektroenergetického odvětví v 90. letech minulého století. Polsko lze nepochybně považovat za jednu z oblastí, na něž se vztahuje čl. 87 odst. 3 písm. a) Smlouvy o ES. Některé ze zmíněných výrobních závodů se nacházely v takových oblastech, že by jejich uzavření mělo velmi významné sociální dopady. Smlouvy o prodeji podporovaly rovněž rozvoj elektroenergetického odvětví v Polsku, jakož i celého hospodářství vzhledem k významu tohoto odvětví.
(105)
Zúčastněné strany uvedly, že pokud by smlouvy o prodeji byly státní podporou, bylo by ji možno prohlásit za slučitelnou se společným trhem podle čl. 87 odst. 3 písm. b) Smlouvy o ES.
(106)
Podle zúčastněných stran způsobovala situace v polském elektroenergetickém odvětví v době podpisu smluv o prodeji v polském hospodářství vážné problémy. Smlouvy o prodeji měly být prostředkem k odstranění těchto vážných potíží.
(107)
Zúčastněné strany uvedly, že pokud by smlouvy o prodeji byly státní podporou, bylo by ji možno prohlásit za slučitelnou se společným trhem podle čl. 87 odst. 3 písm. c) Smlouvy o ES.
(108)
V této souvislosti zúčastněné strany zastávají názor, že by smlouvy o prodeji neměly být analyzovány podle metodiky pro uvízlé náklady, jelikož jejich cílem nebyla náhrada těchto nákladů. Smlouvy o prodeji by měly být analyzovány přímo podle ustanovení čl. 87 odst. 3 písm. c).
(109)
Zúčastněné strany uvedly, že smlouvy o prodeji měly usnadnit rozvoj polského elektroenergetického odvětví přilákáním zahraničních investic do moderních elektráren, které nepoškozují životní prostředí. Smlouvy o prodeji měly proto sloužit „usnadnění rozvoje určitých hospodářských činností“.
(110)
Zúčastněné strany dále tvrdí, že smlouvy o prodeji neměly velký vliv na výměnu elektrické energie mezi členskými státy. Z technických důvodů bylo propojení mezi Polskem a ostatními státy omezené. Dovoz narážel na technické překážky a možnosti vývozu byly již dříve plně využity, nelze proto tvrdit, že by smlouvy o prodeji vedly k omezení. Podle zúčastněných stran Komise ve své předběžné zprávě o trhu s elektřinou (33) nepoukázala na smlouvy o prodeji jako na překážku integrace evropských trhů s elektřinou. Zúčastněné strany proto z toho vyvozují závěr, že smlouvy o prodeji „nezměnily podmínky obchodu v takové míře, jež by byla v rozporu se společným zájmem“.
(111)
Zúčastněné strany rovněž tvrdí, že smlouvy o prodeji měly být analyzovány na základě pokynů Společenství o státní podpoře na ochranu životního prostředí (34) s ohledem na skutečnost, že smlouvy o prodeji měly sloužit zejména tomu, aby výrobci elektřiny splňovali požadavky směrnice Evropského parlamentu a Rady 2001/80/ES ze dne 23. října 2001 o omezení emisí některých znečišťujících látek do ovzduší z velkých spalovacích zařízení (35).
(112)
Zúčastněné strany tvrdí, že smlouvy o prodeji měly být přezkoumány v rámci řízení týkajícího se státní podpory č. PL 1/03 (37), což je řízení, které Komise zahájila v rámci použití prozatímního mechanismu stanoveného ve Smlouvě o přistoupení.
(113)
Věc PL 1/2003 se týkala oznámení Polska ohledně první předlohy zákona o zrušení smluv o prodeji. Zúčastněné strany se domnívají, že v rámci přezkumu oznámení Komise pravděpodobně zaujala stejný postoj, pokud jde o vztah mezi smlouvami o prodeji a první předlohou zákona, jako v případě vztahu mezi smlouvami o prodeji a předlohou zákona, tj. že smlouvy o prodeji a předloha zákona jsou „úzce propojeny“.
(114)
Podle zúčastněných stran je logický závěr, že by Komise měla smlouvy o prodeji přezkoumat stejným postupem, jakým analyzovala první předlohu zákona, tj. v rámci řízení č. PL 1/2003, jak postupovala v daném případě.
(115)
Zúčastněné strany poukazují na skutečnost, že rozhodnutí o zahájení řízení rovněž zrušuje rozhodnutí Komise ve věci PL 1/2003. Komise uvedené rozhodnutí zrušila z důvodu, že Polsko nezavedlo první předlohu zákona před přistoupením, proto se na ni nevztahují postupy stanovené ve Smlouvě o přistoupení. Zúčastněné strany tvrdí, že to by vedlo k opominutí skutečnosti, že první předloha zákona a smlouvy o prodeji jsou nerozlučně spjaty. Na rozdíl od první předlohy zákona by smlouvy o prodeji patřily do oblasti působnosti postupů stanovených ve Smlouvě o přistoupení. Komise by měla smlouvy o prodeji přezkoumat v rámci případu PL 1/2003, tj. podle postupů stanovených ve Smlouvě o přistoupení, a nikoliv zahajovat nové řízení podle Smlouvy o ES.
(116)
Zúčastněné strany uvedly, že zrušení smluv o prodeji vede k tomu, že jsou zbaveny svých práv (39) (bez odpovídajícího odškodnění) (40).
4.2 Připomínky k předloze zákona
(117)
Připomínky k předloze zákona předložily pouze ELCHO, banky a PAK.
(118)
Zúčastněné strany připomínají své stanovisko, že smlouvy o prodeji nezaručují hospodářskou výhodu, jak bylo vysvětleno výše. Tvrdí, že vyplacení spravedlivého odškodnění za zrušení smluv rovněž nemůže takovou výhodu představovat. Zúčastněné strany se odvolávají na rozsudek Soudního dvora ve věci Asteris (41). Náhrady vyplacené na základě předlohy zákona se podobají odškodnění a mimoto jsou zaručeny v mezinárodním právu soukromém a v článku 10 Smlouvy o energetické chartě.
(119)
Zúčastněné strany dále uvádějí, že předloha zákona nepředpokládá využití státních prostředků, jelikož parafiskální dávky, z nichž bude zákon financován, nebudou procházet přes společnost PSE, nýbrž prostřednictvím jednoho či několika soukromých hospodářských subjektů nebo společností.
(120)
Zúčastněné strany uvádějí rovněž, že předlohu zákona je možno prohlásit za slučitelnou se Smlouvou o ES podle čl. 87 odst. 3 písm. a)-c) a čl. 86 odst. 2. V této souvislosti zúčastněné strany uvádějí stejná tvrzení jako v případě odůvodnění slučitelnosti smluv o prodeji s týmiž ustanoveními Smlouvy.
(121)
Co se týká slučitelnosti předlohy zákona s metodikou pro uvízlé náklady, banky tvrdí, že tato metoda byla vypracována a přijata v zcela jiné souvislosti. Cílem metodiky pro uvízlé náklady bylo vyřešení problému týkajícího se uhrazení nákladů, které vznikly v souvislosti s liberalizací. V předloze zákona jsou naopak zohledněny okolnosti, které panovaly v Polsku v době podpisu smluv o prodeji. Banky kritizují skutečnost, že Komise ve svém rozhodnutí o zahájení řízení hodnotila některé elektrárny v Polsku jako „neefektivní“ a snažila se analyzovat, zda by předloha zákona vedla k udržení úrovně příjmů, jaké byly zaručeny před liberalizací. Podle bank by takovéto odůvodnění vedlo k tomu, že by všechny elektrárny postavené před vstupem nového členského státu do Evropské unie byly prohlášeny za neefektivní, a proto by veškeré smlouvy uzavřené s těmito elektrárnami byly považovány automaticky za smlouvy zahrnující státní podporu. To by vedlo k vyvození dalekosáhlých závěrů, že všechny smlouvy musí být ke dni přistoupení ukončeny a poté znovu projednány. To by z ekonomického a právního hlediska nemělo žádný smysl. Banky dodávají, že Komise nepředložila žádné přesvědčivé a konkrétní důkazy, že elektrárny nejsou efektivní.
(122)
Podle názoru bank Komise nesprávně rozlišovala mezi elektrárnami, které byly v okamžiku přistoupení dokončeny nebo téměř dokončeny, a ostatními elektrárnami. Komise tak přehlédla skutečnost, že náhrady musí být vypočteny podle zavedených zásad vnitrostátního i mezinárodního práva. Banky uvádějí, že podle nich cena, kterou je nový účastník ochoten zaplatit za vstup na trh, nemá při těchto výpočtech žádný význam.
5. PŘIPOMÍNKY POLSKA K ROZHODNUTÍ O ZAHÁJENÍ ŘÍZENÍ
5.1 Připomínky ke smlouvám o prodeji
(123)
Polsko uvádí, že stát je povinen zajistit energetickou bezpečnost, což zahrnuje zabezpečení dodávek energie s přihlédnutím k požadavkům na ochranu životního prostředí.
(124)
Polsko tvrdí, že smlouvy o prodeji byly jediným způsobem, jak Polsko mohlo tento závazek splnit v době, kdy byly smlouvy podepisovány. Do modernizace polského trhu s elektřinou byly nezbytné značné investice a samotné energetické společnosti měly velmi omezené prostředky. Banky podmínily poskytnutí úvěru zaručením určité výše příjmů během stanoveného období. Smlouvy o prodeji byly považovány za zajištění těchto úvěrů.
(125)
Společnost PSE byla jediným subjektem, který byl schopen smlouvy o prodeji realizovat. Postup této společnosti je nutno analyzovat s přihlédnutím k tomu, že hlavní pohnutkou státu není vytváření zisku, nýbrž plnění úkolu veřejného zájmu.
(126)
Polsko uvádí, že jelikož smlouvy o prodeji byly uzavřeny formou otevřeného, průhledného a nediskriminačního nabídkového řízení, je nutno účast státu ve smlouvách o prodeji považovat za určitý druh tržní ceny za plnění úkolu veřejného zájmu, což vede k závěru, že se zde prvek státní podpory nevyskytuje. To je v souladu s koncepcí partnerství veřejného a soukromého sektoru, kterou Komise prosazuje.
(127)
Podle polských orgánů byly smlouvy o prodeji uzavírány za tržních podmínek a na jejich podobu měly vliv zejména podmínky poskytnutí úvěru, které výrobcům nabídly banky.
(128)
Polsko mimoto tvrdí, že vzhledem k tomu, že se koncepce služeb obecného hospodářského zájmu a koncepce partnerství veřejného a soukromého sektoru vztahují na konkrétní odvětví, nelze smlouvy o prodeji považovat za nástroje s přílišnou odvětvovou specifičností.
(129)
Polsko poukazuje rovněž na to, že v případech, kdy došlo k privatizaci elektráren, byla v prodejní ceně zohledněna hodnota smluv o prodeji. To vylučuje prvek hospodářské výhody, který je jedním z kumulativních prvků definice státní podpory.
(130)
Polsko se rovněž domnívá, že smlouvy o prodeji nejsou podporou poskytnutou po přistoupení. Polsko považuje smlouvy o prodeji za jednotlivou podporu a tvrdí, že realizace smluv o prodeji i po přistoupení je pouze převáděním podpory poskytnuté před přistoupením. Smlouvy o prodeji jednoznačně upřesňují rovněž maximální úroveň závazků státu.
(131)
Polsko ve svém stanovisku uvádí, že na smlouvy o prodeji nelze použít metodiku pro uvízlé náklady. Tuto metodiku lze použít teprve po jejich zrušení.
(132)
Polské orgány upozorňují na skutečnost, že tvrzení, že smlouvy o prodeji zaručují získání stanovené ceny elektřiny v určitém období, je nesprávné. Polsko tvrdí, že smlouvy o prodeji zaručují uhrazení nákladů na výrobu elektřiny a malé ziskové rozpětí v rozsahu, který je nezbytný pro splacení dluhů. Podle polských orgánů musí v souladu se zásadami tržního hospodářství cena výrobku nebo služby odrážet náklady na kapitál získaný pro potřeby financování investic.
5.2 Připomínky k předloze zákona
(133)
V reakci na pochybnosti Komise ohledně předlohy zákona vyjádřené v rozhodnutí o zahájení řízení Polsko předložilo pozměněnou verzi předlohy zákona. Předloha zákona vstoupila v platnost dne 4. srpna 2007, proto se na ni dále odkazuje jako na „zákon“.
(134)
Co se týká aspektů státní podpory, níže jsou uvedeny prvky, v nichž se nová verze zákona liší od původní verze popsané v bodě 2.2.
(135)
Změnil se seznam příjemců a maximální výše náhrad. Nový seznam náhrad za uvízlé náklady pro potenciální příjemce je tento:
Tabulka 3
Výše náhrad v pozměněném zákoně
(v 1000. PLN)
Název příjemce
Maximální náhrada
BOT Górnictwo i Energetyka S.A.
4 536 851
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
1 479 745
Elektrownia Kozienice S.A.
623 612
Zespół Elektrowni Dolna Odra S.A.
633 496
Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin Pątnów II
1 377 880
Elektrociepłownia Kraków S.A.
0
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
297 415
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
777 535
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
425 263
Elektrociepłownia Chorzów „ELCHO“ S.A.
888 581
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
464 297
Elektrociepłownia Gorzów S.A.
72 755
Celkem
11 577 430
Zdroj: Příloha 2 zákona v podobě předložené Polskem.
(136)
V porovnání se seznamem v tabulce č. 2 byl změněn seznam příjemců:
a)
nezahrnuje již subjekty Electrabel Połaniec S.A. a Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A., jelikož platnost jejich smluv o prodeji již skončila;
b)
nezahrnuje subjekt Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o., jelikož smlouva o prodeji pro tuto elektrárnu byla před ukončením výstavby elektrárny zrušena;
c)
dodatečně zahrnuje subjekt Elektrociepłownia Gorzów S.A., který se stal způsobilým pro platby na základě předlohy zákona.
(137)
Elektrociepłownia Kraków S.A. zůstává způsobilá pro platby podle zákona, avšak s nulovou maximální výší náhrady.
(138)
Hlavní zásady výpočtu maximálních částek náhrad za uvízlé náklady, které byly uvedeny v tabulce 3, jsou stanoveny v § 27 zákona.
(139)
Maximální částky náhrad byly vypočteny jako rozdíl mezi:
a)
neamortizovanými investičními náklady podle stavu v roce 2007, na které se nevztahovala investiční podpora, a
b)
částí peněžních toků, které společnost bude schopna použít na uhrazení investičních nákladů.
Investiční náklady jsou čistá účetní hodnota investičního majetku, jak bylo objasněno v § 27 odst. 1 zákona. Neamortizované investiční náklady jsou účetní hodnota investičního majetku po odečtení jejich amortizační hodnoty.
Od této částky se poté odečte:
-
zbytková účetní hodnota elektrárny podle stavu ke dni, k němuž se původně předpokládalo skončení platnosti smlouvy o prodeji (pokud bylo takovéto datum stanoveno), a
-
celková výše dotací a odpisů vztahujících se na daná aktiva.
Maximální výše je vypočtena pro každou elektrárnu na období od roku 2007 do skončení platnosti smlouvy o prodeji.
(140)
Při výpočtu náhrad se přihlíží pouze k investicím, které byly ke dni přistoupení Polska k Evropské unii dokončeny nebo téměř dokončeny. „Téměř dokončenými investicemi“ se rozumí investice, v jejichž případě bylo ekonomicky výhodnější jejich dokončení a provoz než zastavení výstavby. Toto posouzen bylo provedeno ke dni přistoupení Polska k Unii.
(141)
Hodnota budoucích peněžních toků je vypočtena na základě stejných prognóz vývoje trhu, jak bylo popsáno v rozhodnutí o zahájení řízení. Polské orgány tyto prognózy odůvodnily.
(142)
Zákon již nepředpokládá vysokou počáteční platbu, která je nahrazena ročními splátkami se systémem zálohových plateb přihlížejících zejména k zadlužení výrobce. Používání mechanismu, jehož cílem je přizpůsobení výše náhrady úměrně skutečnému vývoji cen elektřiny, je prodlouženo do původně předpokládaného data skončení platnosti jednotlivých smluv o prodeji. To odpovídá období, jež je uvedeno v 139. bodě odůvodnění, použitému při výpočtu maximální výše náhrad pro jednotlivé společnosti.
(143)
Zákon stanoví, že příjemci náhrad nebudou moci během období 10 let po vyplacení poslední náhrady podle zákona získat podporu na záchranu nebo restrukturalizaci z důvodu uvízlých nákladů.
(144)
Zákon předpokládá rovněž novou kategorii uvízlých nákladů u výrobců uvedených v seznamu v tabulce 3, kteří uzavřeli dlouhodobé smlouvy o dodávkách plynu obsahující doložku typu „ber nebo plať“ (anglicky „take or pay“) ve vztahu k provozování výrobních závodů na základě smluv o prodeji. Dlouhodobé smlouvy typu „ber nebo plať“ jsou smlouvami, v nichž se kupující zavazuje v každém roce platnosti smlouvy odebrat stanovené množství plynu za cenu vypočtenou pomocí vzorce, a pokud stanovené množství nekoupí, platí penále.
(145)
Maximální náhrady pro tyto kategorie uvízlých nákladů se rovnají součinu maximálního množství elektřiny, které daný výrobce může vyrobit z plynu dodaného za podmínek „ber nebo plať“, a předpokládaného rozdílu mezi cenou za jednotku energie vyrobené z tohoto plynu a průměrnou cenou za jednotku energie vyrobené z uhlí potřebného pro výrobu stejného množství elektřiny a koeficientu odpovídajícího poměru průměrných nákladů na jednotku energie z plynu z polských ložisek a průměrných nákladů na jednotku energie z plynu používaného výrobci, kteří nepoužívají plyn z polských ložisek (pokud dotyčný výrobce nepoužívá polský plyn).
(146)
V níže uvedené tabulce jsou uvedeny maximální platby náhrad spojených se smlouvami typu „ber nebo plať“ podle zákona:
Tabulka 4
Maximální náhrady za uvízlé náklady spojené se smlouvami typu „ber nebo plať“
(v 1000 PLN)
Výrobce
Maximální náhrada
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
124 395
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
191 480
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
340 655
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
313 477
Elektrociepłownia Gorzów S.A.
35 273
Celkem
1 005 280
Zdroj: Příloha 2 zákona v podobě předložené Polskem.
(147)
Byl zaveden mechanismus k aktualizaci skutečných každoročních náhrad pro jednotlivé výrobce za uvízlé náklady spojené se smlouvami typu „ber nebo plať“.
(148)
Skutečná náhrada v daném roce se skládá ze dvou položek:
a)
za prvé, z částky rovnající se součinu skutečného množství elektřiny vyrobené v daném roce dotyčným výrobcem z plynu získaného na základě smlouvy „ber nebo plať“ a rozdílu mezi skutečnou cenou za jednotku energie z plynu zakoupeného v rámci smlouvy typu „ber nebo plať“ a skutečnou průměrnou cenou za jednotku energie z množství uhlí potřebného pro výrobu stejného množství elektřiny v daném roce po odečtení rozdílu mezi průměrnou prodejní cenou jednotky elektřiny dotyčného výrobce v tomto roce a průměrnou prodejní cenou jednotky elektřiny výrobců používajících uhlí v témže roce (je-li tento rozdíl záporný, při výpočtu se k němu nepřihlíží). Používá se rovněž koeficient odpovídající poměru mezi průměrnými náklady na jednotku energie z plynu z polských ložisek a průměrnými náklady na jednotku elektřiny z plynu používaného výrobci, kteří nepoužívají plyn z polských ložisek (pokud dotyčný výrobce nepoužívá polský plyn);
b)
za druhé, z částky rovnající se skutečnému penále, jež dotyčný výrobce v tomto roce zaplatil za plyn objednaný za podmínek „ber nebo plať“, který posléze neodebral.
(149)
U žádného výrobce nesmí součet skutečných ročních náhrad vypočtených podle 148. bodu odůvodnění překročit maximální částku náhrady uvedenou v tabulce 4. Veškeré platby náhrad za uvízlé náklady spojené se smlouvami typu „ber nebo plať“ jsou v okamžiku překročení této maximální částky zastaveny. Platby jsou v každém případě zastaveny nejpozději v době, kdy měla původně skončit platnost zrušených smluv o prodeji.
(150)
Výše uvedená ustanovení se vztahují pouze na množství plynu získaného za podmínek „ber nebo plať“, které bylo v době přistoupení Polska k EU již objednáno. Další množství plynu objednané za podmínek „ber nebo plať“ týmž výrobcem po přistoupení již není pro výplatu náhrad způsobilé. Pokud se množství plynu získaného za podmínek „ber nebo plať“ po přistoupení snížilo, je to při vyplácení náhrad zohledněno.
6. ODPOVĚĎ POLSKA NA PŘIPOMÍNKY ZÚČASTNĚNÝCH STRAN
(151)
Polsko se domnívá, že by Komise neměla posuzovat smlouvy o prodeji jako státní podporu. Pokud by však tyto smlouvy byly považovány za státní podporu, je nutno ji považovat za podporu nepoužitelnou po přistoupení.
(152)
Polsko Komisi upozorňuje na skutečnost, že zrušení povinnosti předkládat tarify ke schválení předsedovi URE (Urząd Regulacji Energetyki (energetický regulační úřad)) mělo výrobce podnítit k tržnímu chování a snížit náklady na výrobu energie.
(153)
Polsko zdůrazňuje, že uzavření smluv o prodeji předcházelo nabídkové řízení, které bylo otevřené a nediskriminující a určené pro všechny výrobce (veřejné i soukromé). Komise by měla věnovat pozornost rovněž skutečnosti, že některé smlouvy o prodeji byly spojeny s privatizací a že cena privatizovaného podniku zohledňovala uzavření smlouvy o prodeji.
(154)
Pokud Komise považuje smlouvy o prodeji za státní podporu, Polsko se domnívá, že by tato podpora neměla být hodnocena jako provozní podpora, jelikož v praxi byla spojena s plněním veřejných úkolů svěřených výrobcům. Smlouvy o prodeji měly zajistit bezpečnost dodávek.
(155)
Polsko zopakovalo své stanovisko, že by smlouvy o prodeji neměly být posuzovány na základě metodiky pro uvízlé náklady, jelikož tato metodika by se měla použít pouze u nákladů, které vzniknou v případě odstoupení členského státu od závazků a záruk nabídnutých výrobcům.
7. HODNOCENÍ KOMISE
(156)
Jak se uvádí 133. bodě odůvodnění, v rámci tohoto řízení polské orgány předaly zákon Komisi, aby jej posoudila v souladu s pravidly státní podpory. Zákon předpokládá náhrady spojené s dřívějším ukončením smluv o prodeji, proto je nelze oddělit od samotných smluv o prodeji. V rozhodnutí o zahájení řízení Komise vyjádřila pochybnosti ohledně možných prvků státní podpory a slučitelnosti smluv o prodeji s právními předpisy týkajícími se státních podpor. Ke dni vydání tohoto rozhodnutí jsou smlouvy o prodeji dosud platné. Komise je proto povinna posoudit smlouvy o prodeji uvedené v příloze 1 zákona.
7.1 Ohledně smluv o prodeji
7.1.1 Existence státní podpory ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES
(157)
Komise níže analyzuje jednotlivá kumulativní kritéria pro stanovení státní podpory ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES: přítomnost státních prostředků, existence hospodářské výhody, selektivnost opatření a vliv na obchod.
(158)
Při provádění analýzy je důležité vymezení časového okamžiku, ke kterému mají být kritéria posuzována a který bude v důsledku toho zohledněn při posuzování prvku státní podpory ve smlouvách o prodeji.
(159)
Ve svých připomínkách (ohledně řady kritérií pro posuzování) zúčastněné strany uváděly, že by Komise měla vzít v úvahu pouze podmínky, které ovlivňovaly situaci v době podpisu smluv o prodeji. Výsledky této analýzy by měly být poté použity pro celé období platnosti jednotlivých smluv o prodeji, přinejmenším do okamžiku provedení podstatných změn těchto smluv.
(160)
Je pravda, že za účelem analýzy týkající se existence prvku podpory v konkrétním opatření musí Komise posoudit podmínky, které ovlivňovaly situaci v době, kdy bylo opatření zavedeno.
(161)
To však neznamená, že při posuzování čtyř kritérií pro stanovení státní podpory je nutno se omezit výhradně na přesně vymezené období, v němž byla podpora poskytována. Je-li od samého počátku podpora poskytnuta na dlouhou dobu trvání v podobě opakujících se plateb na rozdíl od jednorázové platby, Komise musí analyzovat, zda byla kritéria splněna v celém předpokládaném období poskytování podpory.
(162)
V tomto případě Komise dospěla k závěru, že výsledek hodnocení je stejný bez ohledu na to, zda jsou smlouvy o prodeji hodnoceny jako státní podpora v okamžiku jejich uzavření, či nikoliv. Pokud by se Komise domnívala, že v okamžiku uzavření smluv o prodeji byla splněna čtyři kritéria podpory, opatření by bylo nutno posoudit podle ustanovení Smlouvy o přistoupení. V důsledku tohoto posouzení (bod 7.1.2) by opatření ode dne 1. května 2004 představovalo novou podporu a jeho slučitelnost se společným trhem by musela být posouzena k tomuto dni. Pokud však Komise má za to, že v okamžiku uzavření smlouvy o prodeji podporu nepředstavovaly, Komise se domnívá, že se podporou staly v době přistoupení - nejpozději ke dni vstupu Polska do EU (bod 7.1.2). Podle Smlouvy o přistoupení a v souladu s čl. 1 písm. b) bodem v) nařízení (ES) č. 659/1999 by Komise dospěla k závěru, že opatření představuje ode dne 1. května 2004 novou podporu a je nutno posoudit jeho slučitelnost s pravidly státní podpory k tomuto datu (bod 7.1.2).
(163)
Komise proto posuzovala, zda opatření splňuje všechna kritéria státní podpory ke dni přistoupení Polska k EU a po tomto datu.
(164)
V této souvislosti chce Komise zaujmout stanovisko k připomínkám zúčastněných stran, podle nichž se smlouvy soukromého práva nemohou automaticky stát neplatnými kvůli přistoupení a liberalizaci, jelikož to by podle názoru zúčastněných stran porušilo zásady právní jistoty a oprávněných očekávání.
(165)
Komise výše uvedené tvrzení odmítá. Evropská dohoda zakládající přidružení mezi Evropskými společenstvími a jejich členskými státy na straně jedné a Polskou republikou na straně druhé, která otevřela cestu k přistoupení, byla podepsána dne 16. prosince 1991. V době, kdy strany smluv o prodeji tyto smlouvy uzavíraly, bylo jasné, že Polsko vstoupí do EU, většině bylo rovněž jasné, že k přistoupení dojde před skončením platnosti smluv o prodeji.
(166)
Smlouvu o přistoupení Polská republika podepsala dne 16. dubna 2003. Smlouva vstoupila v platnost dne 1. května 2004. Ode dne přistoupení se ustanovení Smluv a sekundárních právních předpisů stala pro Polsko závaznými v souladu s článkem 2 Aktu o přistoupení (42). Proto se na všechny smluvní vztahy v nových členských státech vztahuje tzv. acquis communautaire a případné výjimky z tohoto pravidla mohou vyplývat jedině ze Smlouvy o přistoupení. Akt o přistoupení připojený ke Smlouvě a jeho přílohy nestanoví žádnou výjimku z pravidel státní podpory, která by smlouvy o prodeji nebo energetické odvětví obecně vylučovala z přímého uplatňování právních předpisů EU týkajících se státních podpor.
(167)
Komise je povinna uplatňovat právo Evropské unie týkající se hospodářské soutěže na Polsko stejně jako na ostatní členské státy, v energetickém odvětví stejně jako v každém jiném odvětví polského hospodářství. Komise podotýká, že z hlediska státní podpory nemá forma podpory (smlouva soukromého práva jako v případě smluv o prodeji) význam, jelikož pro hodnocení Komise je důležitý pouze účinek daného opatření. Komise tedy v připomínkách zúčastněných stran neshledala žádná závažná tvrzení, proč by toto řízení porušovalo zásady právní jistoty a oprávněných očekávání.
(168)
Záruka rentability, která je jádrem smluv o prodeji, se v praxi projevuje v povinném nákupu elektřiny společností PSE za cenu pokrývající investiční a provozní náklady včetně určitého ziskového rozpětí. Kupní cenu hradí plně společnost PSE, tj. společnost, kterou zcela vlastní a kontroluje stát.
(169)
Zúčastněné strany dokazovaly, že rozhodnutí o uzavření smluv o prodeji přijala společnost PSE.
(170)
Pokud jde o státní prostředky, Komise zvažovala rovněž použití rozsudku ve věci PreussenElektra (43), v němž Soudní dvůr zkoumal mechanismus, v jehož rámci stát uložil soukromým společnostem povinnost nakupovat elektřinu od konkrétních výrobců za cenu, kterou stanovil stát a která byla vyšší než tržní cena. Soudní dvůr rozhodl, že v tomto případě nedošlo k převodu veřejných prostředků, tento mechanismus proto nepředstavoval státní podporu.
(171)
Situace v Polsku se značně liší od systému, který zkoumal Soudní dvůr ve zmíněném rozsudku. Důvodem je zejména rozdíl ve vlastnické struktuře společností, jimž byl uložen povinný nákup.
(172)
Ve věci PreussenElektra byla společnost, které stát uložil povinný nákup elektřiny, soukromou společností, zatímco společnost PSE je zcela ve vlastnictví státu a je státem kontrolována. Společnost je kontrolována státem v souladu s definicí ve směrnici Komise 2006/111/ES ze dne 16. listopadu 2006 o zprůhlednění finančních vztahů mezi členskými státy a veřejnými podniky a o finanční průhlednosti uvnitř jednotlivých podniků (44). Použité prostředky proto patří společnosti, která je zcela vlastněna státem.
(173)
Pokud se v rozsudku ve věci PreussenElektra sleduje cesta finančních prostředků od příjemce zpět k jejich zdroji, ukáže se, že nikdy nebyly státem kontrolovány přímo ani nepřímo.
(174)
Na rozdíl od situace popsané v rozsudku ve věci PreussenElektra jsou v polském případě finanční prostředky kontrolovány státem, jelikož patří státní společnosti (PSE), považují se proto za státní prostředky.
(175)
Po posouzení opatření ve světle výše uvedené judikatury Komise vyvozuje závěr, že smlouvy o prodeji zahrnují státní prostředky.
(176)
Pokud jde o možnost přičíst prostředky státu, v rozsudku ve věci Stardust (45) Soudní dvůr uvedl, že prostředky přidělené společnostem, které jsou pod kontrolou státu, představují státní prostředky. Soudní dvůr však uvedl, že je nezbytné přezkoumat rovněž to, zda lze použití těchto prostředků konkrétním způsobem přičíst státu.
(177)
Podle rozsudku Soudního dvora ve věci Stardust je nutno v případě, že podnik ve vlastnictví státu využívá své prostředky způsobem, který umožňuje usoudit, že se jedná o činnost státu, tyto prostředky považovat za státní prostředky ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(178)
Z připomínek podaných Polskem nebo zúčastněnými stranami jednoznačně vyplývá, že rozhodnutí o zahájení programu, který měl přilákat investory do elektroenergetického odvětví, mělo za cíl modernizaci tohoto odvětví, modernizaci elektráren tak, aby splňovaly normy Evropské unie, a zabezpečení dodávek elektřiny, které plně pokrývají poptávku. Uvedené cíle prokazují, že smlouvy o prodeji společnost PSE neuzavřela z komerčních důvodů, nýbrž (jak přiznaly polské orgány) za účelem realizace řady důležitých politických cílů.
(179)
Státní kontrola nad udělením smluv o prodeji je patrná mimo jiné ze skutečnosti, že výzvy k předkládání nabídek v rámci nabídkového řízení účastníkům zaslalo polské ministerstvo průmyslu a obchodu. Mimoto podle polského obchodního zákoníku ministr financí zastupující státní pokladnu má veškeré pravomoci valné hromady akcionářů.
(180)
Hlavní zásada, na níž byly založeny ceny stanovené ve smlouvách o prodeji, spočívala v uhrazení investičních a provozních nákladů a zajištění určitého ziskového rozpětí. Účelem takového rámce je zajištění potřebných investic: odráží rovněž rozhodnutí státu realizované prostřednictvím společnosti PSE.
(181)
Na základě výše uvedeného posouzení se Komise domnívá, že výše uvedené prvky představují soubor předpokladů, které v souladu s kritérii uvedenými Soudním dvorem v rozsudku ve věci Stardust umožňují vyvodit závěr, že použití prostředků společnosti PSE ve smlouvách o prodeji je nutno přisoudit státu a v tomto ohledu je pro účely této analýzy nutno smlouvy o prodeji považovat za smlouvy financované ze státních prostředků.
(182)
Komisi se zdá být jasné, že se stát podílel jak na uzavření smluv o prodeji, tak i na stanovení základních zásad těchto smluv.
(183)
Smlouvy o prodeji mají právní formu smluv uzavřených mezi dvěma stranami: společností PSE a výrobci. Jak bylo vysvětleno v 172. bodě odůvodnění, společnost PSE je zcela ve vlastnictví státu.
(184)
Aby bylo možno stanovit, zda smlouvy o prodeji výrobcům poskytují hospodářskou výhodu, musí Komise posoudit, zda prostřednictvím smluv o prodeji výrobci získají hospodářské výhody, které by na trhu nezískali.
(185)
Smlouvy o prodeji oprávněným výrobcům poskytují výhodu, pokud příjemcům smluv zajišťují výhodnější hospodářské postavení, než mají ostatní společnosti.
(186)
I když se jednotlivé smlouvy o prodeji mohou v detailech lišit, všechny tyto smlouvy jsou založeny na základní, neměnné zásadě: povinný nákup většiny (někdy celého množství) elektřiny vyrobené dotčenými subjekty společností PSE za cenu pravidelně revidovanou podle zásady přenesení celkových nákladů (fixních i variabilních) na výrobu elektřiny na odběratele s připočtením ziskového rozpětí.
(187)
Polský energetický regulátor, URE, si ponechává právo nepřímo ověřovat, zda náklady, které jsou společnosti PSE účtovány, jsou oprávněné a opodstatněné, v praxi však URE tuto pravomoc využívá výhradně k ověření, zda tyto náklady byly skutečně spojeny s výrobou elektřiny. Kontrola ze strany URE je mimoto výhradně nepřímá, jelikož slouží k ověření struktury nákladů společnosti PSE pro účely stanovení příjmů společnosti PSE od stálých odběratelů. Pokud URE zjistí (což je málo pravděpodobné), že některé náklady vyplývající ze smluv o prodeji, které byly společnosti PSE účtovány, nejsou oprávněné, URE může pouze společnosti PSE zakázat přenést tyto náklady dále na stálé odběratele. To může společnosti PSE ztížit plnění závazků podle smluv o prodeji, neznamená to však jejich právní zrušení.
(188)
Výše popsaná základní zásada se uplatňuje po celou dobu platnosti smluv o prodeji, která činí 7 až 20 let od doby zahájení provozu elektrárny, tj. 10 až 31 let od podpisu smluv o prodeji, a ve většině případů je delší než 15 let.
(189)
To znamená, že v tomto období nese obchodní riziko spojené s provozem elektrárny kupující elektřiny, tj. společnost PSE. Toto riziko zahrnuje rizika spojená s kolísáním nákladů na výrobu elektřiny, zejména nákladů na paliva, rizika spojená s kolísáním cen elektřiny pro konečného odběratele a riziko spojené s výkyvy v poptávce po elektřině ze strany konečných odběratelů. To jsou typické druhy rizik, která by každý výrobce elektřiny bez smluv o prodeji nesl sám.
(190)
To vede k tomu, že elektrárny, které jsou stranami smluv o prodeji, mají (za předpokladu řádného řízení elektrárny po technické stránce) zaručeny zisky po velmi dlouhou dobu, která odpovídá typické předpokládané době životnosti dotyčných aktiv nebo době jejich amortizace. Čím je tato doba delší, tím vyšší hodnotu tato záruka má, jelikož chrání před riziky, jejichž vznik je stále méně předvídatelný.
(191)
Komise zastává názor, že tato záruka, která je základním prvkem smluv o prodeji, staví příjemce těchto smluv do výhodnějšího hospodářského postavení, než mají ostatní společnosti na trhu, a proto představuje pro oprávněné elektrárny výhodu.
(192)
Podle polských orgánů i zúčastněných stran požadovaly banky podepsání těchto smluv jako podmínku pro poskytnutí úvěrů na financování aktiv. Společnost Electrabel uvádí, že „finanční instituce nebyly ochotny financovat nové investice v polském energetickém odvětví bez získání zvláštní záruky, že v době splácení úvěru bude příjemce úvěru dosahovat určitý obrat“ (46). Z tohoto požadavku bank vyplývá, že záruky poskytnuté v rámci smluv o prodeji měly kladnou tržní hodnotu. Smlouvy o prodeji proto představovaly podmínku, na níž záležel souhlas finančních institucí s financováním investic.
(193)
Z výše uvedených úvah vyplývá, že smlouvy o prodeji nepředstavují tradiční formu záruky, nýbrž předpokládají pouze platby společnosti PSE, kterou zcela vlastní a kontroluje stát, ve výši investičních nákladů a nejdůležitějších (ne-li veškerých) provozních nákladů elektráren, které jsou stranami smluv. V praxi tato „záruka“ znamená, že společnost PSE po více méně celou dobu amortizace nebo očekávanou dobu životnosti elektrárny a nezávisle na jakýchkoliv změnách tržních podmínek nakupuje stálé množství elektřiny za cenu, která musí zajistit hospodářskou životaschopnost elektráren.
(194)
Pro zjištění výhody Komise v následujících odstavcích analyzuje řadu dalších aspektů:
(195)
Komise především upozorňuje na skutečnost, že v Polsku byly smlouvy o prodeji uzavírány výhradně s vybranými výrobci. Již v době, kdy byly tyto smlouvy uzavírány, existovali jiní výrobci elektřiny, kteří neměli výhody plynoucí ze smluv o prodeji. Později byly vybudovány další výrobní závody a v současnosti se uskutečňují další investice bez podpory v podobě smluv o prodeji.
(196)
V prvních letech fungování smluv o prodeji mohli výrobci, kteří tyto smlouvy neuzavřeli, prodávat vyrobenou elektřinu za cenových podmínek, které stát kontroloval prostřednictvím URE. Od 28. června 2001 se začal tento mechanismus rušit a výrobci začali prodávat vyrobenou elektřinu za ceny na volném trhu.
(197)
Jak zúčastněné strany uvedly, žádný z těchto mechanismů (cena kontrolovaná státem, ani cena na volném trhu) výrobcům, kteří neuzavřeli smlouvy o prodeji, neumožňoval pokrýt celkové náklady. Tito výrobci prodávají svou elektřinu pouze za cenu odpovídající mezním nákladům, tj. za cenu, která zaručuje pouze uhrazení variabilních nákladů.
(198)
Zúčastněné strany uvedly, že výroba elektřiny výrobci, kteří smlouvy o prodeji neuzavřeli, je spojena s většími škodami na životním prostředí než výroba elektřiny příjemci smluv o prodeji, což by mělo odůvodňovat nižší ceny prvně uvedených výrobců za vyrobenou elektřinu. Toto tvrzení Komise odmítá. Za prvé, není si jistá, zda „špinavou“ elektřinu vyrábějí všechny elektrárny, které neuzavřely smlouvy o prodeji. Nejnovější elektrárny v Polsku (bez smluv o prodeji) vyrábějí elektřinu pomocí nejnovějších technologií. Z ekonomického hlediska mimoto neexistuje důvod, proč by elektřina vyráběná způsobem, který je méně šetrný k životnímu prostředí, měla mít nižší tržní hodnotu než elektřina vyráběná způsobem šetrnějším k životnímu prostředí. Vyrobená energie je plně zastupitelná (někdy ji dokonce nelze fyzicky rozlišit) a její hodnota pro zákazníka je stejná (47).
(199)
Polská energetická burza zahájila svou činnost v roce 1999. Od roku 2001 je průměrná cena elektřiny na polské energetické burze stabilní a kolísá v rozmezí od 110 do 125 PLN/MWh (48). V roce 2004 průměrná cena na trhu kolísala kolem 115 PLN/MWh. V roce 2005 byla v rozmezí 115-120 PLN/MWh, v roce 2006 byla poměrně stabilní ve výši 125 PLN a v roce 2007 (do 31. července 2007) kolísala v rozmezí od 110 do 122 PLN/MWh. Pro srovnání, informace poskytnuté Polskem Komisi umožnily odhadnout úplné náklady elektráren, které mají na základě zákona dostávat náhrady, v roce 2005 v této výši:
Tabulka 5
Odhadované celkové náklady na výrobu elektřiny v elektrárnách, které uzavřely smlouvy o prodeji, v roce 2005
Výrobce
Průměrné výrobní náklady v roce 2005 (PLN/MWh)
Elektrownia Opole (část BOT)
[…] (49)
Elektrownia Turów (část BOT)
(…)
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
(…)
Elektrownia Kozienice S.A.
(…)
Zespół Elektrowni Dolna Odra S.A.
(…)
Pątnów II
(…)
Elektrociepłownia Kraków S.A.
(…)
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
(…)
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
(…)
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
(…)
Elektrociepłownia Chorzów „ELCHO“ S.A.
(…)
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
(…)
Průměrná cena na polské energetické burze
115-120 PLN/MWh
Zdroj
:
Odhad Komise na základě údajů poskytnutých Polskem. V případě elektrárny Pątnów II je uvedena hodnota pro rok 2008, tj. první rok plánovaného provozu.
(200)
Z údajů uvedených v tabulce 5 vyplývá, že je velmi nepravděpodobné, že by tržní ceny, tj. ceny, jež dostávají výrobci, kteří neuzavřeli smlouvy o prodeji, za svou elektřinu na trhu, postačovaly k poskytnutí stejné záruky zisku, jako je záruka, kterou poskytují smlouvy o prodeji.
(201)
Příklad polské energetické burzy není ojedinělý. Rovněž ostatní členské státy liberalizovaly své trhy s elektřinou a vytvořily energetické burzy, na nichž kupující a prodávající obchodují s elektřinou za tržních podmínek.
(202)
V odvětvovém šetření týkajícím se trhů s elektřinou (50) Komise podrobně zkoumala podmínky obchodu s elektřinou na evropských velkoobchodních trzích. Údaje získané v rámci tohoto šetření prokazují, že žádný liberalizovaný trh neposkytuje výrobcům dlouhodobé záruky uhrazení všech vzniklých nákladů. Ve skutečnosti je většina transakcí uzavírána v tříletém horizontu.
(203)
Obchodování s elektřinou na burze je vždy založeno na mezních cenách, které zahrnují pouze pokrytí krátkodobých mezních nákladů (51). Smlouvy na těchto trzích jsou mimoto uzavírány na mnohem kratší dobu než smlouvy o prodeji. Například nejdelší smlouvy uzavřené na burzách se týkají období 4 let - NordPool (skandinávské země), 3 let - Powernext (Francie), 5 let - UKPX (Spojené království) a 6 let - EEX (Německo). Na některých burzách, např. OMEL ve Španělsku, se termínové smlouvy neuzavírají vůbec. Od 1. dubna 2006 byly takové smlouvy zrušeny rovněž na polské energetické burze.
(204)
Na liberalizovaných trzích elektřiny se s elektřinou obchoduje rovněž na základě dvoustranných smluv („Over the Counter“ nebo trh OTC). Šetření v energetickém odvětví prokázalo, že vzhledem k možnosti uzavírání arbitrážových obchodů při obchodování s elektřinou a dvoustranných smluv se podmínky obchodu (zejména cena a doba platnosti smluv) na trhu dvoustranných smluv podobají podmínkám panujícím na energetických burzách.
(205)
V rámci smluv o prodeji se společnost PSE zavázala k nákupu stanoveného minimálního množství elektřiny od výrobců za cenu, která pokrývá celkové výrobní náklady v období do roku 2007 v případě nejkratších smluv a do roku 2027 v případě smluv s nejdelší dobou platnosti.
(206)
Toto rozhodnutí společnosti PSE uložila polská vláda. Jak ve svých připomínkách uvádí společnost ELCHO, „prostřednictvím PSE polský ministr průmyslu a obchodu realizoval strategické cíle týkající se zajištění bezpečnosti dodávek a zlepšení norem ochrany prostředí v oblasti výroby elektřiny“ (52).
(207)
Samotná skutečnost, že polská vláda musela namísto PSE rozhodnout, že se uskuteční nové investice a že se budou využívat smlouvy o prodeji, poukazuje na to, že při přijímání těchto rozhodnutí hrála rozhodující úlohu rovněž jiná kritéria než kritéria, jimiž by se řídil soukromý investor.
(208)
Existují dva hlavní důvody, proč by společnost PSE neměla hospodářský zájem na přijetí takovéhoto rozhodnutí bez zásahu vlády.
(209)
Za prvé, společnost PSE nakoupila takové množství elektřiny, že již v okamžiku pořízení si byla vědoma toho, že může převyšovat její potřebu.
(210)
Uzavřením smluv o prodeji se společnost PSE zavázala k nákupu stanoveného, značného množství elektřiny (téměř 50 % výroby elektřiny v Polsku v roce 2005 (53) a až 70 % ve stanoveném období).
(211)
Zpočátku (několik prvních let doby platnosti smluv o prodeji) byla společnost PSE jediným dodavatelem v polském elektroenergetickém systému, mohla tedy prodávat veškerou tuto elektřinu svým konečným odběratelům. Již na samém počátku však bylo možno předpokládat, že společnost PSE brzy nebude jediným dodavatelem elektřiny v Polsku. Smlouvy o prodeji byly uzavřeny v letech 1996-1998, s výjimkou jedné ze šesti smluv o prodeji, které uzavřela PSE, jež byla podepsána dne 12. dubna 1995. V té době již bylo jasné, že Polsko pravděpodobně vstoupí do Evropské unie v době platnosti většiny (ne-li všech) smluv o prodeji (a skutečně k tomu došlo ještě před skončením doby platnosti nejkratší smlouvy a 23 let před skončením platnosti nejdelší smlouvy). V předvstupním procesu v prosinci 1991 podepsala polská vláda Evropskou dohodu zakládající přidružení mezi ES a Polskou republikou. V roce 1994 Polsko podalo oficiální žádost o členství v EU. Přístupová jednání byla zahájena v roce 1998 a skončila v roce 2002, kdy Evropská rada na zasedání v Kodani potvrdila, že Polsko splnilo podmínky nezbytné pro vstup do EU.
(212)
Zúčastněné strany samy uvedly, že jedním z cílů smluv o prodeji bylo zajistit dodržování některých směrnic EU týkajících se znečišťování ovzduší ze strany polských výrobců, zejména směrnic o emisích z velkých spalovacích zařízení (54), což dále dokládá, že si strany byly vědomy brzkého vstupu Polska do EU.
(213)
Bylo známo, že vstup Polska do Evropské unie bude znamenat integraci s vnitřním trhem s elektřinou, jehož liberalizace byla započata přijetím směrnice 96/92/ES (55). To znamenalo otevření trhu pro jiné dodavatele soutěžící s PSE, a tudíž to, že s ohledem na vývoj trhu s elektřinou již společnost PSE nemusí potřebovat veškerou elektřinu zakoupenou podle smluv o prodeji.
(214)
Plány liberalizace byly v Polsku provedeny velmi brzy - první odběratelé mohli mít prospěch z otevření trhu v roce 1999. V témže roce byla rovněž otevřena polská energetická burza. K dalším změnám došlo po přijetí směrnice 2003/54/ES dne 26. června 2003. Tato směrnice předpokládá liberalizaci trhu pro všechny průmyslové odběratele do 1. července 2004 a pro všechny odběratele do 1. července 2007, čímž se postupně odstranilo monopolní postavení PSE na trhu.
(215)
Za druhé, dokonce i s ohledem na tu část elektřiny, kterou společnost PSE skutečně potřebovala, nebylo racionální přijetí závazku ze strany PSE jakožto kupujícího hradit elektrárnám celkové náklady na výrobu elektřiny a zisk stanovené tak dlouho dopředu, i když bylo známo, že liberalizace umožní výběr různých technologií za různé ceny, včetně cen nabízených novými subjekty na trhu využívajícími účinnější technologie.
(216)
Kupující mají zájem na uzavření dlouhodobých smluv pouze tehdy, pokud jim tyto smlouvy zaručují určité zajištění před výkyvy na trhu s elektřinou, zejména před změnami spojenými s kolísáním ceny paliva. Proto by kupující mohl mít hospodářský zájem na takové dlouhodobé smlouvě pouze v případě, pokud by mu prodávající nabídl, že ponese část rizika spojeného s kolísáním cen paliva, nebo pokud by výrobní technologie zaručovaly stálé náklady na palivo, jak je tomu v případě vodních elektráren a za určitých podmínek jaderných elektráren.
(217)
Výše uvedené ekonomické odůvodnění potvrzuje skutečnost, že jak se zdá, neexistují příklady soukromých kupců, kteří by - bez zásahu státu - uzavírali dlouhodobé smlouvy s elektrárnami, které používají fosilní paliva, a hradili by veškeré výrobní náklady po tak dlouhou dobu jako v případě smluv o prodeji (více než 10 let). Komise v rámci šetření v energetickém odvětví nezjistila žádný příklad takové smlouvy a takový příklad neuvedla rovněž žádná ze zúčastněných stran, i když tvrdily, že takové smlouvy byly uzavřeny, třebaže některé ze zúčastněných stran patří k velmi velkým společnostem působícím v mnoha státech.
(218)
Jediné příklady, které zúčastněné strany uvedly, nejsou přiměřené z níže popsaných důvodů:
a)
smlouvy v Portugalsku mezi Redes Energéticas Nacionais a Turbogás, Electricidade De Portugal a Pego byly uzavřeny státními společnostmi (Redes Energéticas Nacionais). Je nutno upozornit na skutečnost, že i když se zúčastněné strany pokoušely dovodit, že tyto smlouvy jsou slučitelné s pravidly státní podpory, Komise zastává odlišné stanovisko. Komise vydala rozhodnutí pouze ohledně jejich slučitelnosti s článkem 81 Smlouvy o ES. V rozhodnutí o státní podpoře v případě povinného zrušení těchto smluv a přiznání náhrad za jejich zrušení Komise uvedla, že výrobcům zajišťovaly hospodářskou výhodu (56);
b)
smlouvy uzavřené společností Northern Ireland Electricity ve Spojeném království byly uzavřeny na žádost státu v době, kdy společnost Northern Ireland Electricity byla ještě společností ve vlastnictví státu. Společnost Northern Ireland Electricity byla poté zprivatizována a vláda Spojeného království musela zavést režim podpory za účelem odškodnění společnosti Northern Ireland Electricity za neekonomickou zátěž spojenou s těmito smlouvami;
c)
smlouva mezi Electricité de France a Péchiney ve Francii zahrnuje pouze variabilní náklady jaderných elektráren patřících společnosti Electricité de France. V 90. letech minulého století bylo ve Francii uzavřeno mnoho jiných smluv tohoto typu. Všechny jsou založeny na zásadě, že se výrobce zavazuje dodávat kupujícímu elektřinu během dlouhé doby za cenu, která pokrývá pouze mezní náklady.
(219)
Závěrem Komise poznamenává, že navzdory tvrzení zúčastněných stran není pravda, že samotná skutečnost, že smlouvy o prodeji byly uzavřeny na základě nabídkového řízení, postačuje k vyvození závěru, že nepředstavují podporu. Tato zásada se uplatňuje v případě, že členský stát nakupuje zboží nebo služby pro vlastní potřebu. V daném případě bylo účelem nabídkového řízení nejen pořízení zboží a služeb, které stát potřebuje, nýbrž rovněž splnění cílů jako podpora zahraničních investic v Polsku, ochrana životního prostředí a zlepšení bezpečnosti dodávek, což jsou politické cíle. V tomto případě může skutečnost, že se uskutečnilo nabídkové řízení, vést pouze k závěru, že podpora je omezená na minimum nezbytné k dosažení politických cílů, nepostačuje však k vyloučení přítomnosti státní podpory.
(220)
Výrobci, kteří patří do soukromých skupin, uváděli, že veškerá státní podpora v rámci smluv o prodeji měla být vyloučena procesem privatizace, jelikož cena zaplacená společnostmi, které elektrárny koupily, zohledňovala hodnotu smluv o prodeji.
(221)
Komise se domnívá, že tato tvrzení nelze v daném případě uplatnit. Ve skutečnosti měla totiž privatizace elektráren podobu získání akcií.
(222)
Soudní dvůr již zkoumal, jak může změna struktury vlastnictví společnosti ve spojení se získáním akcií ovlivnit existenci podpory a příjemce protiprávní podpory, která byla společnosti udělena. Soudní dvůr rozhodl, že takováto protiprávní podpora je i nadále využívána a zůstává společnosti, která z ní měla prospěch, i navzdory změně vlastnické struktury (57). Převedení podílů za tržní cenu zaručuje pouze to, že rovněž kupující neobdržel státní podporu.
(223)
V daném případě to znamená, že změna vlastnictví elektráren, které měly prospěch ze smluv o prodeji, nezměnila skutečnost, že smlouvy o prodeji představují státní podporu pro tyto elektrárny. Výhody obsažené ve smlouvách o prodeji byly ve skutečnosti poskytnuty na činnost elektrárny, bez ohledu na majetkové poměry.
(224)
Všechny výše uvedené prvky hospodářské výhody a rovněž uvedená tvrzení se týkají doby, kdy Polsko vstoupilo do EU, a existovaly do dne přijetí tohoto rozhodnutí (v případě smluv o prodeji, jejichž platnost skončila před datem přijetí tohoto rozhodnutí, do skončení jejich platnosti).
(225)
Na základě výše uvedených úvah Komise vyvozuje závěr, že smlouvy o prodeji poskytují příjemcům hospodářskou výhodu.
7.1.2. Služby obecného hospodářského zájmu
(226)
Zúčastněné strany tvrdily, že je nutno smlouvy o prodeji považovat za poskytování služeb obecného hospodářského zájmu k zajištění bezpečnosti dodávek elektřiny a ochrany životního prostředí. Proto údajně splňují kritéria uvedená v rozsudku ve věci Altmark a nepředstavují podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(227)
Komise výše uvedená tvrzení přezkoumala a dospěla k závěru, že s nimi nemůže souhlasit, a to z níže uvedených důvodů.
(228)
Členské státy mají velkou volnost rozhodování, pokud jde o stanovení rozsahu služeb obecného hospodářského zájmu. Tato volnost rozhodování však neznamená, že každý zásah státu, který slouží realizaci sledované politiky, může být označen za službu obecného hospodářského zájmu. V rozsudku ve věci Merci convenzionali porto di Genova (58) Soudní dvůr odmítl možnost použití čl. 86 odst. 2 Smlouvy o ES, jelikož „se nezdá (…), že by daná práce vykazovala zvláštní charakteristické rysy v porovnání s obecným hospodářským zájmem, jaký představují ostatní činnosti hospodářského života“. Komise se rovněž domnívá, že v oblastech, v nichž existují právní předpisy Společenství, je široký prostor pro volnost rozhodování při stanovení rozsahu služeb obecného hospodářského zájmu omezen.
(229)
Zúčastněné strany tvrdily, že jednou ze služeb obecného hospodářského zájmu, které mají být poskytovány v rámci smluv o prodeji, jsou opatření na ochranu životního prostředí. Konkrétněji, smlouvy o prodeji by měly podpořit investice, jež mají polským elektrárnám umožnit dodržovat normy EU v oblasti ochrany životního prostředí.
(230)
Komise se domnívá, že splnění norem ochrany životního prostředí se nijak neliší od jiných omezení, kterým podléhají všechny podniky působící v průmyslovém odvětví. Považování splnění norem ochrany životního prostředí za službu obecného hospodářského zájmu by přímo porušilo zásadu „znečišťovatel platí“, která je jednou ze základních zásad práva Společenství v oblasti ochrany životního prostředí, zakotvenou v primárním právu v čl. 174 odst. 2 Smlouvy o ES.
(231)
Komise bere na vědomí tvrzení zúčastněných stran, že ochrana životního prostředí je uvedena v článku 3 směrnice 96/92/ES jako jedna z možných oblastí povinností veřejné služby. Podle názoru Komise to však není v rozporu s výše uvedeným stanoviskem. Skutečnost, že směrnice uvádí, že mohou existovat povinnosti veřejné služby v oblasti ochrany životního prostředí, neznamená, že těmito závazky v oblasti veřejných služeb může být cokoliv. Zejména to nemění skutečnost, že se tyto závazky musí lišit od běžných podmínek činnosti podniků v daném odvětví a nemohou být v rozporu se zásadami, na nichž je založena politika Společenství v oblasti ochrany životního prostředí (např. zásada „znečišťovatel platí“).
(232)
Komise rovněž upozorňuje na skutečnost, že čtyři z elektráren, kterých se týkají smlouvy o prodeji (Turów, Pątnów, Bełchatów a Jaworzno), se nacházejí na seznamu WWF, který obsahuje třicet nejvíce znečišťujících elektráren v Evropě (59), což dále popírá tvrzení, že tyto elektrárny plní službu obecného hospodářského zájmu v oblasti ochrany životního prostředí.
(233)
Zúčastněné strany poukazují rovněž na bezpečnost dodávek jako na jednu ze služeb obecného hospodářského zájmu, k jejichž realizaci mají smlouvy o prodeji sloužit.
(234)
Ve svých dosavadních rozhodnutích (60) Komise měla za to, že by bezpečnost dodávek skutečně mohla představovat službu obecného hospodářského zájmu při dodržení omezení stanovených v čl. 8 odst. 4 směrnice 96/92/ES (který odpovídá čl. 11 odst. 4 směrnice 2003/54/ES), to znamená za předpokladu, že dotyční výrobci využívají k výrobě elektřiny domácí primární zdroje paliv a že celkové množství energie v daném kalendářním roce nepřesáhne 15 % celkového množství primární energie potřebné k výrobě elektřiny spotřebované v tomto členském státě.
(235)
V daném případě smlouvy o prodeji zahrnují množství energie značně přesahující 15 %, jak je uvedeno v 234. bodě odůvodnění. Mimoto se nevztahují pouze na výrobce, kteří k výrobě elektřiny používají domácí primární zdroje paliv.
(236)
Komise se domnívá, že elektrárny, na něž se smlouvy o prodeji vztahují, nevykazují žádné zvláštní charakteristické rysy, které by umožnily považovat je za zvlášť užitečné při plnění cílů souvisejících s bezpečností dodávek. Ve skutečnosti jsou pouze běžnými výrobními závody zapojenými do sítě, a proto se podílejí na celkovém zabezpečení dodávek v Polsku stejnou měrou, jako každá jiná elektrárna v tomto odvětví.
(237)
Na základě výše uvedených okolností se Komise domnívá, že neexistuje důvod, aby ustoupila od své ustálené praxe v této oblasti. Musí proto odmítnout tvrzení, že smlouvy o prodeji umožňují poskytovat služby obecného hospodářského zájmu v oblasti bezpečnosti dodávek. V této souvislosti nebyly mimoto v Polsku dosud stanoveny žádné služby obecného hospodářského zájmu.
(238)
Komise proto vyvozuje závěr, že smlouvy o prodeji nemohou využít ustanovení Smlouvy o ES, která se týkají služeb obecného hospodářského zájmu.
(239)
Komise kromě toho upozorňuje na skutečnost, že smlouvy o prodeji nesplňují všechna kritéria stanovená v rozsudku Altmark.
(240)
Za prvé, rozsudek ve věci Altmark vyžaduje, aby podnik, který je příjemcem, byl skutečně pověřen plněním povinností veřejné služby a aby tyto povinnosti byly jednoznačně vymezeny.
(241)
V daném případě nebyly údajné povinnosti veřejné služby jednoznačně stanoveny. Zúčastněné strany zmiňují závazky v oblasti ochrany životního prostředí a zajištění bezpečnosti dodávek, to jsou však příliš obecné cíle. Mimoto lze mít za to, že k jejich splnění určitou mírou přispívá každý výrobce v energetickém odvětví. Zúčastněné strany nepředložily žádné doklady, které by konkrétněji upřesňovaly druh služeb obecného hospodářského zájmu, jež byly svěřeny jednotlivým výrobcům, natož právní akt, který by výrobcům takovéto povinnosti ukládal.
(242)
Zmíněn byl rovněž § 1 odst. 2 polského energetického zákona (61). V něm je stanoveno, že stát musí zajistit stálé a nepřetržité dodávky elektřiny konečným odběratelům způsobem, který je opodstatněný z technického a hospodářského hlediska a rovněž z hlediska ochrany životního prostředí. Výše uvedený článek zákona však povinnosti veřejné služby neukládá žádnému konkrétnímu podniku. Ukládá povinnosti pouze státu.
(243)
Zúčastněné strany závěrem uvádějí, že smlouvy o prodeji jsou akty, které pověřují výrobce poskytováním služeb obecného hospodářského zájmu. Smlouvy o prodeji však neobsahují žádnou konkrétní definici služeb obecného hospodářského zájmu, ani neodkazují na takové povinnosti nebo na právní předpisy, které by mohly být základem pro to, aby je stát pověřil službami obecného hospodářského zájmu.
(244)
Za druhé, ukazatele, na jejichž základě je vypočtena náhrada, by musely být stanoveny předem objektivním a průhledným způsobem a samotná náhrada by nesměla překračovat částku, která je nezbytná k pokrytí celých nákladů nebo části nákladů vzniklých v souvislosti s plněním povinností veřejné služby s přihlédnutím k příjmům s tím spojeným a přiměřenému zisku za plnění těchto povinností (62).
(245)
Vzhledem k neexistenci jednoznačné definice, jaké služby obecného hospodářského zájmu mají být poskytovány, zejména definice, která by umožnila služby obecného hospodářského zájmu jednoznačně odlišit od obvyklé hospodářské činnosti elektrárny, nelze stanovit parametry náhrady, ani ověřit, zda náhrada nepřesahuje částku, která je nezbytná k uhrazení nákladů vzniklých při plnění těchto povinností. Není dokonce možné přesně stanovit, co náhrada je.
(246)
Skutečnost, že se v rámci smluv o prodeji ke stanovení cen předpokládaly určité ukazatele, se nerovná existenci přesných ukazatelů pro výpočet náhrad za služby obecného hospodářského zájmu, jelikož cena se nerovná náhradě. Kromě toho skutečnost, že cena zahrnuje pouze náklady na výrobu elektřiny a ziskové rozpětí, neznamená, že nezahrnuje žádnou nadměrnou náhradu, jelikož mnoho nákladů na výrobu elektřiny může být obvyklými náklady, které by musel hradit každý běžný výrobce elektřiny, na rozdíl od mimořádných nákladů spojených s poskytováním služeb obecného hospodářského zájmu.
(247)
Za třetí, pokud podnik nebyl vybrán v rámci řízení o zadání veřejné zakázky, výše potřebné náhrady musí být stanovena na základě analýzy nákladů, které by v souvislosti s plněním těchto povinností hradil typický podnik, dobře řízený a přiměřeně vybavený, aby mohl splnit stanovené požadavky na veřejnou službu, s přihlédnutím k příjmům s tím spojeným a přiměřenému zisku za plnění těchto povinností.
(248)
Zúčastněné strany tvrdí, že tato kritéria je nutno považovat za automaticky splněná, jelikož uzavření smluv o prodeji předcházelo průhledné a nediskriminační nabídkové řízení. Komise však upozorňuje na skutečnost, že v nabídkovém řízení byla použita řada kritérií, včetně například ceny nebo kritérií spojených s politickými cíli uvedenými výše (ochrana životního prostředí, bezpečnost dodávek). Komise se domnívá, že uplatnění jiných kritérií nesouvisejících s cenou ani se zmíněnými politickými cíli neumožňuje přijmout automaticky závěr, že náhrada byla stanovena ve správné výši. Kromě toho skutečnost, že při hodnocení nabídek bylo použito společně mnoho druhů kritérií, přičemž nebyl vymezen žádný konkrétní cíl v oblasti služeb obecného hospodářského zájmu, ukazuje, jak obtížné je vůbec posoudit, zda jsou údajné služby obecného hospodářského zájmu vůbec poskytovány. Například spojení kritéria ceny a kritérií týkajících se ochrany životního prostředí vede k tomu, že by uchazeč, který nabízí výrobu elektřiny za velmi nízkou cenu, avšak při zajištění nižší ochrany životního prostředí, mohl být vybrán místo uchazeče, který nabízí výrobu elektřiny vyšší kvality z hlediska ochrany životního prostředí, avšak za vyšší cenu. Tato skutečnost vyvolává pochybnosti, zda výrobci skutečně plnili služby obecného hospodářského zájmu, a v každém případě ztěžuje stanovení konkrétní oblasti poskytovaných služeb obecného hospodářského zájmu.
(249)
Polské orgány ani zúčastněné strany mimoto nepředložily analýzu nákladů dotyčných výrobců, která by potvrdila skutečnost, že tyto náklady odpovídají nákladům typického podniku. Ve skutečnosti odhady předložené Polskem v rámci zákona za účelem výpočtu náhrady náležející jednotlivým výrobcům prokazují, že jimi hrazené náklady značně převyšují náklady typického výrobce, který zahajuje činnost v Polsku.
(250)
Komise závěrem zdůrazňuje, že v případě smlouvy o prodeji uzavřené se společností EC Kraków se nabídkové řízení neuskutečnilo.
(251)
Zúčastněné strany tvrdily, že se čl. 86 odst. 2 Smlouvy o ES může vztahovat na smlouvy o prodeji i v případě, že nesplňují kritéria stanovená v rozsudku ve věci Altmark.
(252)
Komise má za to, že výše uvedené úvahy vedou k závěru, že čl. 86 odst. 2 nelze na smlouvy o prodeji použít.
(253)
Konkrétně, čl. 86 odst. 2 lze použít pouze v případě podniků, které jsou pověřeny skutečnými službami obecného hospodářského zájmu, což je podmínka, která v tomto případě splněna nebyla, jak dokládá 228. až 238. bod odůvodnění. Pokud mají být služby obecného hospodářského zájmu vůbec poskytovány, musí být svěřeny konkrétním podnikům, k čemuž nedošlo, jak je prokázáno v 240. až 243. bodě odůvodnění. Náhrady za poskytování služeb obecného hospodářského zájmu musí být přiměřené daným povinnostem, to znamená, že je nutné posoudit konkrétně rozsah služeb obecného hospodářského zájmu, aby bylo možno určit náklady, které jsou s nimi spojeny. Jak je prokázáno v 245. a 246. bodě odůvodnění, v daném případě tato podmínka nebyla splněna.
(254)
Smlouvy o prodeji mají zjevně selektivní charakter, jelikož byly uzavřeny pouze s omezeným počtem společností. Již v okamžiku jejich podpisu existovaly v odvětví elektřiny podniky, jež smluv o prodeji nevyužívaly.
(255)
Odvolávání se zúčastněných stran na nutnost vymezení relevantních trhů není správné. Koncepce selektivity zahrnuje opatření, která přinášejí výhodu celému odvětví, i když přinášejí prospěch pro všechny společnosti v daném odvětví (což pro daný případ neplatilo, jelikož některé společnosti v odvětví smluv o prodeji nevyužívaly).
(256)
Co se týká odkazu na rozsudek ve věci Van der Kooy, Komise připomíná, že v tomto rozsudku Soudní dvůr nezpochybnil selektivnost dotyčného opatření podpory. Posouzení, na něž zúčastněné strany odkazují ve svých připomínkách, se týká otázky existence výhody, neumožňuje však vyvodit závěr, zda Soudní dvůr toto opatření považoval nebo by považoval za neselektivní.
(257)
V odpovědi na tvrzení zúčastněných stran, podle nichž by v případě opatření, o nichž nerozhodl stát, mělo být kritérium selektivity nahrazeno testem soukromého investora, Komise uvádí, že test soukromého investora má ověřit existenci prvku výhody, nikoliv selektivity.
(258)
Zúčastněné strany uvádějí, že by Komise měla přezkoumat, zda smlouvy o prodeji narušovaly hospodářskou soutěž nebo ovlivnily obchod mezi členskými státy v okamžiku uzavření. Jak bylo vysvětleno, Komise zastává názor, že otázka, zda smlouvy o prodeji představovaly podporu v době uzavření, nemá vliv na výsledek tohoto řízení. Vzhledem k přistoupení k EU Polsko svůj trh otevřelo v rané fázi: první odběratelé měli právo změnit dodavatele elektřiny v roce 1999 a v témže roce byla otevřena polská energetická burza. Dne 1. května 2004 se Polsko stalo součástí liberalizovaného vnitřního trhu. Existence dlouhodobých smluv se společností PSE vlastněnou státem, včetně poskytnutých záruk nákupu elektřiny od elektráren za ceny pokrývající náklady elektráren a ziskové rozpětí, může narušit hospodářskou soutěž.
(259)
Opatření, která zvýhodňují podniky v energetickém odvětví v jednom členském státě, mohou omezit možnosti vývozu elektřiny do tohoto státu podniky z ostatních členských států nebo zvýhodňovat vývoz elektřiny do ostatních členských států. To platí zejména pro Polsko, které leží uprostřed Evropy a je propojeno nebo může být snadno propojeno s jednotlivými stávajícími i budoucími členskými státy.
(260)
Trh s elektřinou v Polsku (polská energetická burza) byl otevřen v roce 1999, v témže roce se společnost PSE stala členem UCTE (63).
(261)
V okamžiku podpisu smluv o prodeji jednoznačně docházelo k obchodování s elektřinou mezi Polskem a sousedními státy. Přenosové kapacity propojovacích soustav nebyly velké (podle názoru zúčastněných stran přibližně 2 000 MW), byly však plně využity, většinou za účelem vývozu.
(262)
V roce 2005 činil polský vývoz elektřiny 14,3 TWh a dovoz 3,1 TWh, při domácí spotřebě ve výši 144,8 TWh (64), většina výměn se uskutečnila s Českou republikou, Německem a Slovenskem (propojovací soustavy s Ukrajinou a Běloruskem mají velmi malé přenosové kapacity nebo nefungují).
(263)
Z toho vyplývá, že smlouvy o prodeji mohly potenciálně narušovat hospodářskou soutěž ještě před vstupem Polska do EU. Kritérium účinku na obchod mezi členskými státy však může být samozřejmě splněno až po přistoupení. Poněvadž datum přistoupení k EU a datum liberalizace polského energetického odvětví připadají na stejný den (1. května 2004), Komise vyvozuje závěr, že nejpozději ke dni vstupu Polska do EU mohly výhody vyplývající ze smluv o prodeji potenciálně narušit hospodářskou soutěž nebo ovlivnit obchod mezi členskými státy a tato možnost trvala po celou dobu platnosti smluv o prodeji.
(264)
Na základě výše uvedených skutečností Komise vyvozuje závěr, že smlouvy o prodeji představují státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
7.1.3 Smlouvy o prodeji jako „nová podpora“ na rozdíl od „existující podpory“. Protiprávnost podpory
(265)
V souladu s přílohou IV kapitolou 3 Aktu o přistoupení byla Komise oprávněna zkontrolovat opatření (jednotlivou podporu i režimy podpor) zavedená před vstupem do EU, která jsou po tomto dni nadále používaná a představují státní podporu.
(266)
Za prvé, jelikož smlouvy o prodeji byly podepsány v období mezi rokem 1994 a 1998, tj. před vstupem Polska do EU, splňují podmínku „vstupu v platnost před přistoupením“. Co se týká této záležitosti, Komise zdůrazňuje, že se toto rozhodnutí týká pouze smluv o prodeji, které byly v platnosti ke dni přistoupení Polska k EU (1. května 2004). Nevztahuje se na smlouvy o prodeji, které byly před tímto dnem ukončeny.
(267)
Za druhé, smlouvy o prodeji se používají po přistoupení. Jejich platnost končí v letech 2006-2027, tudíž po přistoupení. Ke dni přistoupení nebyly známy přesné závazky státu v souvislosti s uzavřením smluv o prodeji.
(268)
V této souvislosti se Komise domnívá, že níže uvedená opatření jsou platná po přistoupení a představují novou podporu (65):
a)
všechny režimy podpor, které vstoupily v platnost přede dnem přistoupení a na jejichž základě lze po přistoupení přiznat jednotlivou podporu, aniž by bylo nutné přijmout další prováděcí opatření, pro podniky stanovené v zákoně obecným a abstraktním způsobem;
b)
podpora, která není spojená s žádným konkrétním projektem a která byla poskytnuta před přistoupením jednomu či několika podnikům na dobu neomezenou a/nebo v nestanovené výši;
c)
jednotlivá podpora, u nichž nebyly ke dni poskytnutí podpory známy přesné finanční závazky státu.
(269)
Smlouvy o prodeji sloužily jako záruka rentability elektráren. Není to však záruka v klasické podobě: smlouvy o prodeji předpokládají výhledovou návratnost investic a rentabilitu prostřednictvím zaručeného nákupu elektřiny za zaručenou (i když proměnlivou) cenu po zaručené období nezávisle na tržních podmínkách.
(270)
Maximální výše finančních závazků státu v rámci smluv o prodeji nebyla před přistoupením stanovena a před tímto dnem nebyla rovněž konečně a bezpodmínečně přiznána podpora pro výrobce ve stanovené výši.
(271)
Naopak, finanční závazky státu v souvislosti se smlouvami o prodeji závisí na ukazatelích, jejichž vývoj nebyl ke dni přistoupení znám. Smlouvy o prodeji mimoto výrobcům zaručovaly ochranu před změnami nákladů, které se nevztahují na operace nebo události před přistoupením, nýbrž změnami, které mohou nastat v budoucnu, a které tudíž nebyly ke dni přistoupení známy.
(272)
Podrobněji, níže uvedené prvky prokazují, že výše závazků státu v rámci smluv o přistoupení nebyla ke dni přistoupení známa a že závazky státu platily rovněž po přistoupení.
(273)
Za prvé, ceny elektřiny, za něž výrobci prodávají elektřinu společnosti PSE, nebyly v jednotlivých smlouvách o prodeji stanoveny. Ceny jsou výsledkem výpočtů provedených pomocí vzorce, který zahrnuje řadu ukazatelů podléhajících nepředvídatelným výkyvům.
(274)
V těchto vzorcích se například objevují ukazatele jako indexy spotřebitelských cen v Polsku nebo v USA, ceny ropy nebo uhlí na světových trzích, průměrné mzdy v Polsku nebo směnný kurz mezi PLN a USD. Změny všech těchto ukazatelů samozřejmě nezávisí pouze na událostech, k nimž došlo před přistoupením. Výpočty cen (a někdy rovněž samotné vzorce) podléhají trvalým změnám na základě řady dodatků připojovaných ke smlouvám o prodeji, v některých případech každý rok či dokonce ještě častěji.
(275)
Na základě těchto skutečností se Komise domnívá, že existence vzorce ke stanovení ceny není postačujícím činitelem, který omezuje výši finančních závazků státu. Samotná skutečnost, že se vzorec skládá z mnoha proměnlivých ukazatelů, neumožňuje dostatečně přesně určit potenciální závazky státu.
(276)
Na rozdíl od klasické záruky smlouvy o prodeji navíc zahrnují provozní náklady příjemců. Předpokládají trvalý nákup zaručeného množství elektřiny společností PSE a trvalé hrazení fixních a variabilních provozních nákladů v souladu se vzorci pro výpočet cen obsaženými ve smlouvách.
(277)
Komise přihlíží rovněž ke skutečnosti, že vzhledem k velkému počtu ukazatelů uvedených ve vzorcích pro výpočet ceny nelze vyloučit, že konečnou cenu může ovlivnit samotný příjemce podpory (pomocí některých prvků provozních nákladů, např. mzdy zaměstnanců a platy vedoucích pracovníků).
(278)
Jako pomocný argument může posloužit skutečnost, že finanční závazky společnosti PSE vyplývající ze smluv o prodeji velkou měrou závisí rovněž na poptávce. Rovnají se rozdílu mezi kupní cenou podle smluv o prodeji a příjmem PSE z prodeje elektřiny konečným odběratelům. Ceny, za něž bude společnost PSE prodávat elektřinu konečným odběratelům, nelze předem odhadnout. Cena elektřiny prodávané na monopolním trhu je stanovena každoročně státem, zatímco na volném trhu se tyto ceny mění nepředvídatelným způsobem. Tento činitel navíc zvyšuje nepředvídatelnost závazků státu v rámci smluv o prodeji. Může se dokonce stát, že stanovené minimální množství elektřiny povinně zakoupené podle smluv o prodeji bude převyšovat skutečnou potřebu společnosti PSE, zejména po dokončení liberalizace trhu s elektřinou v roce 2007. Nadbytek elektřiny může dokonce vést k ještě vyšším neznámým nákladům, které ještě více zvýší nepředvídatelnost závazků státu v rámci smluv o prodeji.
(279)
Z tohoto hlediska platby společnosti PSE ve prospěch výrobců po přistoupení nepředstavují obyčejné rozdělení dříve přiznaných částek z obecné kvóty stanovené před přistoupením. Smlouvy o prodeji byly mimoto od doby podepsání původních smluv mnohokrát změněny následnými dodatky.
(280)
Komise poznamenává, že při posuzování slučitelnosti opatření se společným trhem je popřípadě nutno vzít v úvahu podporu poskytnutou před přistoupením členského státu k EU a uplatňovanou po přistoupení.
(281)
Podle výše uvedených ustanovení Smlouvy o přistoupení se všechna opatření, která vstoupila v platnost před přistoupením a jsou uplatňovaná i po tomto dni, představující státní podporu a nenáležející do jedné z níže uvedených kategorií, považují ode dne přistoupení za novou podporu ve smyslu čl. 88 odst. 3 Smlouvy o ES.
(282)
Ke třem kategoriím existujících podpor uvedeným ve Smlouvě o přistoupení patří:
1.
Opatření podpory, která byla v Polsku zavedena přede dnem 10. prosince 1994.
V této souvislosti je nutno podotknout, že s výjimkou smlouvy o prodeji s výrobcem Turów S.A. (66) byly smlouvy o prodeji podepsány po 10. prosinci 1994, nepředstavují tudíž existující podporu ve smyslu čl. 88 odst. 1 Smlouvy o ES.
2.
Opatření podpory, která byla uvedena na seznamu existujících podpor připojenému ke Smlouvě o přistoupení.
V této souvislosti je nutno uvést, že režim zahrnující smlouvy o prodeji ani žádná jednotlivá smlouva o prodeji nebyly Komisi oznámeny za účelem jejich zařazení na seznam existující podpory připojený ke Smlouvě o přistoupení a nejsou uvedeny v dodatku přílohy IV Aktu o přistoupení zmíněném v bodě 1 písm. b), kapitole 3 příloze IV, který obsahuje seznam existujících opatření podpory, nepředstavují proto stávající podporu ve smyslu čl. 88 odst. 1 Smlouvy o ES.
3.
Opatření podpory, která byla přede dnem přistoupení posouzena polským orgánem pro státní podpory a která byla považována za slučitelná s acquis communautaire a s ohledem na něž Komise nevznesla námitky z důvodu vážných pochybností, pokud jde o slučitelnost těchto opatření se společným trhem podle postupu stanoveného ve Smlouvě o přistoupení, tzv. „pozatímního postupu“ (viz bod 2 kapitola 3 příloha IV Aktu o přistoupení).
V této souvislosti je nutno poznamenat, že vzhledem k tomu, že v rámci tzv. prozatímního postupu nebyla Komisi oznámena žádná smlouva o prodeji, nepředstavují tyto smlouvy existující podporu ve smyslu čl. 88 odst. 1 Smlouvy o ES.
(283)
Vzhledem k tomu, že jednotlivé smlouvy o prodeji nepatří do žádné z kategorií existujících podpor, které jsou uvedeny ve Smlouvě o přistoupení, představují ode dne přistoupení novou podporu.
(284)
Komise uvádí, že toto hodnocení smluv o prodeji je rovněž v souladu s ustanoveními čl. 1 písm. b) bodu v) poslední věty nařízení (ES) č. 659/1999. V tomto článku se stanoví, že pokud se opatření stanou podporou po liberalizaci na základě práva Společenství (v tomto případě po liberalizaci trhu s elektřinou na základě směrnice 96/92/ES, která v Polsku vstoupila v platnost dnem přistoupení k Evropské unii), nepovažují se po stanoveném dni liberalizace za existující podporu, tj. jsou považovány za novou podporu.
(285)
Co se týká připomínek zúčastněných stran uvedených v 71. bodě odůvodnění, Komise uvádí, že z důvodů objasněných v 31. bodě odůvodnění se se smlouvami o prodeji zachází jako s režimem podpor. Bere v úvahu rovněž skutečnost, že společným jmenovatelem všech smluv o prodeji je rozhodnutí státu týkající se nabídnutí dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie investorům, které zaručují jejich rentabilitu po dobu platnosti smluv.
(286)
Zúčastněné strany tvrdí, že v okamžiku uzavření smlouvy o prodeji nepředstavovaly státní podporu, nelze je proto považovat za novou podporu. Odvolávají se na rozsudek ve věci Alzetta Mauro (67) a tvrdí, že podpora, která byla poskytnuta na trhu, jenž byl před liberalizací původně uzavřen hospodářské soutěži, je nutno považovat ode dne liberalizace za existující podporu. Bez ohledu na čl. 1 písm. b) bod v) nařízení (ES) č. 659/1999 se to vztahuje na režimy podpor i na jednotlivé podpory.
(287)
Výše uvedené tvrzení Komise odmítá. Bylo prokázáno, že ke dni vstupu Polska do EU byla splněna všechna kritéria existence státní podpory. Konkrétně bylo prokázáno, že v té době již Polsko obchodovalo s elektřinou se sousedními zeměmi a že od roku 1999 fungovala polská energetická burza. V každém případě nebylo pochyb, že ode dne přistoupení se Polsko okamžitě připojí k odvětví, které je otevřeno hospodářské soutěži. Podle Komise bylo účelem ustanovení Smlouvy o přistoupení týkajících se státní podpory zajištění přezkumu opatření, která by ke dni přistoupení mohla narušit hospodářskou soutěž mezi členskými státy. Na rozdíl od smluv o přistoupení před 1. květnem 2004 usiluje Smlouva o přistoupení, kterou podepsalo Polsko a devět dalších států, o omezení opatření považovaných za státní podporu na tři výše popsané konkrétní případy. Rozsudek ve věci Alzetta Mauro se netýká opatření podpory, které spadá do oblasti působnosti Smlouvy o přistoupení, nelze ho proto na posuzované smlouvy o prodeji uplatnit. Komise rovněž poznamenává, že se rozsudek ve věci Alzetta Mauro týká skutkové situace popsané v rozhodnutí Komise, jež pochází z doby před vstupem nařízení (ES) č. 659/1999 v platnost.
(288)
Vzhledem k výše uvedeným skutečnostem a na základě ustanovení Smlouvy o přistoupení Komise vyvozuje závěr, že smlouvy o prodeji představují novou podporu.
(289)
Vzhledem k tomu, že smlouvy o prodeji nebyly Komisi oznámeny v souladu s procesními pravidly týkajícími se státních podpor, Komise je považuje za protiprávní podporu.
7.1.4 Příslušná ustanovení Smlouvy
(290)
Zúčastněné strany tvrdily, že Komise měla smlouvy o prodeji přezkoumat v rámci prozatímního mechanismu stanoveného ve Smlouvě o přistoupení spolu s případem týkajícím se státní podpory č. PL 1/03 (68).
(291)
Komise s tímto tvrzením nesouhlasí.
(292)
V rámci prozatímního mechanismu stanoveného ve Smlouvě o přistoupení byly pravomoci Komise omezeny na potvrzení nebo vyjádření námitek vůči rozhodnutím přijatým orgány pro hospodářskou soutěž v přistupujících státech, která se týkají opatření, jež vstoupila v platnost a po přistoupení se nadále uplatňují. Věc č. PL 1/03 se týkala rozhodnutí polského orgánu pro hospodářskou soutěž ohledně předlohy zákona o náhradách státu za zrušení smluv o prodeji. Netýkala se podpory poskytnuté v rámci samotných smluv o prodeji, polské orgány smlouvy o prodeji neoznámily v rámci prozatímního postupu a rozhodnutí UOKIK (Úřad pro ochranu hospodářské soutěže a spotřebitelů) nezahrnovalo jednotlivé smlouvy o prodeji. Komise neměla pravomoci, které by ji umožňovaly samostatně rozhodnout o rozšíření této věci na základě prozatímního postupu.
(293)
I kdyby Komise mohla samostatně rozšiřovat oblast působnosti těchto případů, v tomto konkrétním případě by to nebylo možné, jelikož zákon zkoumaný v rámci prozatímního postupu předpokládal povinné ukončení všech smluv před vstupem Polska do EU. Jelikož se přezkum Komise mohl vztahovat pouze na problémy týkající se státní podpory uplatňované po přistoupení, Komise nemohla smlouvy o prodeji zahrnout do své analýzy.
(294)
Co se týká ostatních dvoustranných smluv nebo Energetické charty, Komise poznamenává, že ty nebrání zrušení takových smluv, vyžadují však odpovídající náhradu, což smlouvy o prodeji nezbavuje jejich charakteru státní podpory. Účelem těchto smluv je zajištění rovnováhy mezi cíli v oblasti liberalizace a povinností zachovat investice. Co se týká připomínek zúčastněných stran ohledně zbavení práv, Komise zastává názor, že pokud by smlouvy o prodeji představovaly protiprávní podporu neslučitelnou se společným trhem, byly by nelegální. Jejich zrušení proto nelze považovat za zbavení práv. Pokud by byly považovány za zbavení práv, Komise zastává názor, že lze přiznat náhradu, a podmínky stanovené v metodice pro uvízlé náklady zaručují, že tato náhrada je spravedlivá.
7.1.5 Posouzení slučitelnosti
(295)
Čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES stanoví obecný zákaz poskytování státních podpor ve Společenství.
(296)
V čl. 87 odst. 2 a 3 Smlouvy o ES jsou stanoveny výjimky ze zásady obecné neslučitelnosti takovéto podpory se společným trhem, jak je stanoveno v čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(297)
Výjimky stanovené v čl. 87 odst. 2 Smlouvy o ES se na tento případ nevztahují, jelikož toto opatření nemá sociální povahu ani není poskytnuto jednotlivým spotřebitelům, není určeno k náhradě škod způsobených přírodními pohromami nebo jinými mimořádnými událostmi, ani není poskytnuto hospodářství určitých oblastí Spolkové republiky Německo postižených rozdělením této země.
(298)
Další výjimky jsou stanoveny v čl. 87 odst. 3 Smlouvy o ES.
(299)
Čl. 87 odst. 3 písm. a) stanoví, že za slučitelné se společným trhem mohou být považovány „podpory, které mají napomáhat hospodářskému rozvoji oblastí s mimořádně nízkou životní úrovní nebo s vysokou nezaměstnaností“. Za takovou oblast lze považovat většinu (ne-li celé) území Polska.
(300)
Komise přijala pokyny pro posuzování těchto podpor. V okamžiku přistoupení Polska k EU platily pokyny k vnitrostátní regionální podpoře (69) (dále jen „regionální pokyny“). Tyto pokyny upravovaly rovněž posuzování regionální podpory podle čl. 87 odst. 3 písm. c) Smlouvy o ES.
(301)
Podle regionálních pokynů mohla být povolena pouze státní podpora na uhrazení investičních nákladů. Provozní podpora byla v zásadě zakázána (bod 4.15 regionálních pokynů), bylo však možné takovou podporu povolit pro konkrétní oblasti za předpokladu, že byla časově omezená a postupně se snižovala (70).
(302)
Podporu nelze považovat za investiční podporu. Investiční podpora je stanovena pomocí přehledu možných způsobilých nákladů, které jsou upřesněny v bodě 4.5 a 3.6 regionálních pokynů. Platby uskutečněné na základě smluv o prodeji jednoznačně pokrývají rovněž jiné náklady. Nejevidentnějším případem je záruka uhrazení nákladů na palivo potřebné pro provoz elektráren. Smlouvy o prodeji předpokládají rovněž uhrazení nákladů na zaměstnance. Tyto náklady samozřejmě nelze zahrnout do přehledu nákladů způsobilých pro investiční podporu. Naopak, odpovídají běžným výdajům hospodářského subjektu, proto musí být zahrnuty do provozních nákladů vymezených v bodě 4.14 regionálních pokynů.
(303)
Podpora poskytnutá v rámci smluv o prodeji není přiměřeně časově omezena. Smlouvy o prodeji mají platit po velmi dlouhou dobu, která se blíží očekávané době životnosti typické elektrárny. Smlouvy o prodeji mimoto neobsahují žádná ustanovení ohledně postupného snižování výše podpory. Zaručená množství kupované elektřiny se nesnižují, ceny jsou indexové, což obvykle znamená, že rostou a nijak neklesají. Bez ohledu na čas se nesnižuje záruka zisku ani její rozsah.
(304)
Na základě výše uvedených skutečností Komise vyvozuje závěr, že podpora nemůže využít výjimky stanovené v čl. 87 odst. 3 písm. a) Smlouvy o ES.
(305)
Čl. 87 odst. 3 písm. b) Smlouvy o ES stanoví, že za slučitelné se společným trhem mohou být považovány „podpory, které mají napomoci uskutečnění některého významného projektu společného evropského zájmu anebo napravit vážnou poruchu v hospodářství některého členského státu“.
(306)
Komise upozorňuje na skutečnost, že dotyčná podpora nemá napomoci uskutečnění významného projektu společného evropského zájmu.
(307)
Podle názoru Komise rovněž nic nenaznačuje, že by měla napravit vážnou poruchu polského hospodářství. Komise uznává, že elektřina je důležitým produktem pro hospodářství každého členského státu a že v 90. letech byla v Polsku nutná modernizace tohoto odvětví.
(308)
Komise se však domnívá, že koncepce „vážné poruchy v hospodářství členského státu“ zahrnuje případy mnohem vážnější povahy. Obvykle odvolávání se na možné důsledky pro hospodářství členského státu, jak činí zúčastněné strany, nepostačuje k tomu, aby bylo možno mít za to, že v případě daného opatření lze použít výše uvedená ustanovení Smlouvy. Za tímto účelem je přinejmenším zapotřebí podrobnější popis a analýza pravděpodobnosti vzniku takových poruch a rovněž rozsahu jejich důsledků.
(309)
Závěrem Komise upozorňuje na skutečnost, že v podobných situacích je nutné jednat rychle, což se neslučuje s dlouhým cyklem nabídkových řízení a sjednávání smluv o prodeji.
(310)
Na základě těchto skutečností Komise vyvozuje závěr, že podpora nemůže využít výjimky podle čl. 87 odst. 3 písm. b) Smlouvy o ES.
(311)
Čl. 87 odst. 3 písm. d) Smlouvy o ES stanoví, že za slučitelné se společným trhem mohou být považovány podpory určené na pomoc kultuře a zachování kulturního dědictví, jestliže neovlivní podmínky obchodu a hospodářské soutěže ve Společenství v míře odporující společnému zájmu. Toto ustanovení se zjevně na smlouvy o prodeji nevztahuje.
(312)
Čl. 87 odst. 3 písm. c) umožňuje povolit státní podpory, které mají usnadnit rozvoj určitých hospodářských činností nebo hospodářských oblastí, pokud nemění podmínky obchodu v takové míře, jež by byla v rozporu se společným zájmem. Komise vypracovala řadu pokynů a sdělení, které objasňují používání výjimky stanovené v tomto článku.
(313)
Zúčastněné strany zmínily použitelnost regionálních pokynů a pokynů o státní podpoře na ochranu životního prostředí (dále jen „pokyny o ochraně životního prostředí“).
(314)
V 300. až 304. bodě odůvodnění jsou popsány důvody, proč podporu nelze považovat za slučitelnou se společným trhem při použití regionálních pokynů (71).
(315)
Pokud jde o pokyny o ochraně životního prostředí, Komise upozorňuje na skutečnost, že stejně jako v případě regionálních pokynů tyto pokyny povolují především investiční podporu. Provozní podpora je omezena na specifické cíle. Prvním z nich je podpora na nakládání s odpady a úspory energie (bod E.3.1), kterou je možno poskytnout na dobu nejvýše 5 let. Druhým je podpora ve formě snížení daní či osvobození od daně (bod E.3.2). Třetím je podpora pro obnovitelné zdroje energie (bod E.3.3). Na danou záležitost ze zjevně nevztahuje žádný z těchto případů.
(316)
Čtvrtým a posledním druhem provozní podpory, která může být povolena, je podpora v případě kombinované výroby elektrické energie a tepla (bod E.3.4). Někteří z dotyčných výrobců vyráběli teplo i elektrickou energii. Polské orgány ani žádný z výrobců však neprokázali, že jejich výrobní závody plně splňují kritéria týkající se účinnosti, jak je požadováno v pokynech o ochraně životního prostředí. Polsko poskytlo Komisi údaje, které prokazují, že by tato kritéria účinnosti splňovala pouze omezená část dotyčné výroby. Podle názoru Komise to neumožňuje povolit na základě těchto ustanovení podporu, která zahrnuje celkovou výrobu dotyčných výrobců.
(317)
Jediným dokumentem z dokumentů uvedených v 312. bodě odůvodnění, jenž by bylo možno v daném případě použít, je metoda pro uvízlé náklady. Metoda pro uvízlé náklady se týká podpory poskytnuté nástupnickým společnostem bývalého monopolu, které elektrárny postavily v době před liberalizací odvětví elektřiny a které by mohly mít potíže s jejich provozem na liberalizovaném trhu.
(318)
V rozhodnutí o zahájení řízení Komise zmínila řadu okolností, které zpochybňují možnost povolení smluv o prodeji na základě metodiky pro uvízlé náklady.
(319)
Jedna z nich se týkala toho, že metodika pro uvízlé náklady stanoví, že Komise přistupuje mimořádně podezíravě k podpoře, která má zajistit veškeré příjmy nebo část příjmů, jichž bylo dosahováno před vstupem směrnice 96/26/ES v platnost, bez pečlivého zohlednění způsobilých uvízlých nákladů, které mohou vyplývat ze zavedení hospodářské soutěže (72).
(320)
Smlouvy o prodeji měly zabezpečit většinu příjmů z doby před vstupem směrnice 96/26/ES v platnost, jichž dosahovali daní výrobci a výrobní závody. Mimoto se to týkalo výrobních závodů, které měly velmi důležitý podíl na trhu a po velmi dlouhou dobu, která značně překračovala dobu potřebnou pro přiměřené přizpůsobení se tržním zásadám.
(321)
Na základě výše uvedených skutečností Komise přijala závěr, že smlouvy o prodeji nejsou slučitelné s kritérii stanovenými v metodice pro uvízlé náklady. Jsou v rozporu se základními předpoklady této metodiky, která měla umožnit postupné, ale současně skutečné přizpůsobení se tržním zásadám.
(322)
Zúčastněné strany tvrdily, že by smlouvy o prodeji mohly být povoleny přímo na základě ustanovení čl. 87 odst. 3 Smlouvy o ES. Uváděly, že smlouvy o prodeji usnadnily rozvoj polského energetického odvětví, jelikož přilákaly zahraniční investice do moderních závodů na výrobu elektrické energie, které nejsou škodlivé pro životní prostředí. Proto by smlouvy o prodeji měly sloužit „usnadnění rozvoje některých hospodářských činností“.
(323)
Komise upozorňuje na skutečnost, že oba výše uvedené politické cíle - přilákání investic a podpora vybudování výrobních závodů nepoškozujících životní prostředí -jsou naprosto stejné jako cíle, jichž se týkají regionální pokyny a pokyny o ochraně životního prostředí. Komise smlouvy o prodeji již přezkoumala na základě obou pokynů a došla k závěru, že nebyly slučitelné s těmito pravidly. Komise má za to, že tím je vyčerpána možnost použít čl. 87 odst. 3 písm. c) Smlouvy za účelem povolení smluv o prodeji.
(324)
Vzhledem k této situaci Komise přijímá závěr, že smlouvy o prodeji nejsou slučitelné se společným trhem.
7.1.6 Zvláštní případ společnosti Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o.
(325)
Smlouvu se společností Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o. společnost PSE ukončila dne 17. května 2006 (73), dříve než výstavba elektrárny dospěla do pokročilé fáze. Vzhledem k tomu, že elektrárna v té době nevykonávala žádnou činnost, společnost neměla možnost získat ze smluv o prodeji prospěch. Neměla proto prospěch ze státní podpory.
(326)
Vzhledem k výše uvedeným skutečnostem Komise zastává názor, že smlouva o prodeji neposkytla společnosti Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o. žádnou podporu.
7.2 Ohledně zákona
(327)
Komise analyzovala čtyři kumulativní kritéria existence státní podpory ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
(328)
Komise přezkoumala otázku zdroje prostředků použitých na platby stanovené v zákoně. Komise zjistila, že budou pocházet z parafiskálních poplatků stanovených týmž zákonem.
(329)
Zákon tento poplatek ukládá všem odběratelům (§ 8 zákona) a jeho výše záleží na kapacitě a možnosti připojení k síti (§ 10 a § 11 zákona). Výši poplatku stanovil URE (§ 12 zákona). Příjmy z poplatků vybrané dodavateli jsou poukazovány na bankovní účet společnosti Zarządca Rozliczeń S.A. To je účelová společnost, kterou zcela vlastní a kontroluje stát a která byla zřízena podle kapitoly 7 zákona. Společnost Zarządca Rozliczeń S.A. využívá tyto finanční prostředky na platby výrobcům, kteří jsou podle zákona příjemci, v souladu s ustanoveními kapitoly 4 zákona, a to pod správním dohledem URE.
(330)
Komise zkoumala vlastnosti tohoto poplatku v souladu se svou ustálenou praxí (74) a judikaturou Soudního dvora v této oblasti (75). Komise vznesla tyto připomínky.
(331)
Za prvé, poplatek je povinnou dávkou, kterou stát uložil všem odběratelům.
(332)
Za druhé, příjmy z poplatků jsou převáděny na účet, který patří státní společnosti Zarządca Rozliczeń S.A. To je společnost, kterou zcela vlastní stát. Ze 7 členů dozorčí rady společnosti Zarządca Rozliczeń S.A. jsou čtyři (včetně předsedy) jmenováni ministry, dva předsedy orgánů veřejné správy (URE a Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów (Úřad na ochranu hospodářské soutěže a spotřebitelů) a jednoho volí valná hromada akcionářů, tj. státní společnost PSE Operator S.A. Komise vyvozuje závěr, že společnost Zarządca Rozliczeń S.A. je společnost zcela pod kontrolou státu. To dokládá rovněž skutečnost, že společnost Zarządca Rozliczeń S.A. působí pod kontrolou URE, který je státní agenturou. Příjmy z poplatků proto spravuje orgán, který je zcela pod kontrolou státu.
(333)
Za třetí, společnost Zarządca Rozliczeń S.A. používá získané finanční prostředky na platby pro některé výrobce podle ustanovení, která stát přijal v zákoně. Podle zákona společnost Zarządca Rozliczeń S.A. vyplácí výrobci finanční prostředky na uhrazení uvízlých nákladů v podobě zálohové platby na tyto náklady v daném roce nebo v podobě ročních úprav.
(334)
Na základě výše uvedených tří připomínek Komise vyvozuje závěr, že příjmy z poplatků představují státní prostředky.
(335)
Zákon předpokládá platby pro elektrárny, které se rozhodnou pro mechanismus stanovený v tomto zákoně. Elektrárny výměnou za tyto platby zruší smlouvy o prodeji, které uzavřely se společností PSE.
(336)
Platby podle zákona oprávněným elektrárnám umožní zmírnit zátěž v podobě hrazených nákladů. Vzorec pro výpočet těchto plateb předpokládá zejména to, že stát bude hradit ztráty vyplývající z určitých druhů nákladů spolu s náklady na amortizaci a palivo, pokud se příjmy získané na trhu ukáží jako nedostatečné k uhrazení těchto nákladů, a za určitých podmínek, jejichž splnění je v běžné hospodářské situaci velmi pravděpodobné. To znamená, že podle těchto podmínek hradí platby, které provádí stát, výdaje, jež by za běžných tržních podmínek museli obvykle hradit výrobci. Tyto platby proto představují hospodářskou výhodu.
(337)
Zúčastněné strany uvádějí, že tyto platby takovou výhodu nepředstavují, jelikož mají být pouze spravedlivou náhradou za zrušení smluv o prodeji. Toto odůvodnění je založeno na předpokladu, že smlouvy o prodeji jako takové nepředstavují hospodářskou výhodu, což - jak bylo objasněno v bodě 7.1.1 - není pravda.
(338)
Jelikož příjemci podle zákona jsou stejné elektrárny jako v případě smluv o prodeji, je nutno použít stejné odůvodnění jako v 254. až 257. bodě odůvodnění.
(339)
Zákon zajišťuje výhodu mnoha společnostem působícím na trhu výroby elektřiny. Tento trh je v EU liberalizován. Opatření, která zvýhodňují podniky v energetickém odvětví v jednom členském státě, mohou omezit možnosti vývozu podniky z ostatních členských států do tohoto státu nebo zvýhodnit vývoz elektřiny do těchto druhých států. To platí zejména pro Polsko, které se nachází ve střední Evropě a je propojeno nebo může být snadno propojeno s několika jinými členskými státy.
(340)
Konkurenční výhoda vyplývající ze zákona může narušit hospodářskou soutěž a ovlivnit obchod mezi členskými státy.
(341)
Vzhledem k výše uvedeným skutečnostem Komise vyvozuje závěr, že systém náhrad stanovený v zákoně představuje státní podporu.
7.2.1 Zákonnost podpory
(342)
Zákon vstoupil v platnost dne 4. srpna 2007. V této souvislosti Komise podotýká, že podle § 6 odst. 1 zákona výrobce, který se rozhodne využít tento program, obdrží finanční prostředky na pokrytí uvízlých nákladů teprve po uzavření dohody o ukončení. Podle § 22 odst. 4 zákona se první splátka zálohové platby na uvízlé náklady vyplácí způsobilým výrobcům ve lhůtě do 5. dne měsíce následujícího po uplynutí 120 dní ode dne, k němuž došlo k předčasnému ukončení dlouhodobých smluv na základě dohody o jejich zrušení. Vzhledem k výše uvedeným skutečnostem nelze považovat datum vstupu zákona v platnost za datum přiznání podpory výrobcům, tj. datum, k němuž příjemce získal právně závazné právo na podporu. Komise se proto nedomnívá, že vstup zákona v platnost před přijetím tohoto rozhodnutí představuje porušení povinnosti podle čl. 88 odst. 3 Smlouvy o ES.
7.2.2 Posouzení slučitelnosti
(343)
Čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES stanoví obecný zákaz poskytování státních podpor ve Společenství.
(344)
Čl. 87 odst. 3 písm. c) umožňuje povolit státní podpory, které mají usnadnit rozvoj určitých hospodářských oblastí, pokud nemění podmínky obchodu v takové míře, jež by byla v rozporu se společným zájmem. Komise vypracovala řadu pokynů a sdělení, které objasňují používání výjimky uvedené v tomto článku.
(345)
Metodika pro uvízlé náklady má analyzovat podpory, které jsou nástupnickým společnostem bývalého monopolu v elektroenergetickém odvětví poskytnuty s ohledem na skutečnost, že některá rozhodnutí, která tyto nástupnické společnosti přijaly před liberalizací, by po provedení liberalizace nebyly z ekonomického hlediska racionální.
(346)
V oddíle 3 prvním odstavci metodiky pro uvízlé náklady je vysvětleno, že uvízlé náklady „mohou mít v praxi různou formu: dlouhodobé kupní smlouvy, investice provedené na základě předpokládané nebo výslovné záruky prodeje, investice provedené mimo rozsah běžných činností, atd.“. Ve zkoumaném případě je podpora určena na investice do modernizace nebo rozšíření elektráren, přičemž smlouvy o prodeji plní úlohu přímé záruky prodeje. Tato metodika se zabývá rovněž důsledky dlouhodobých smluv o nákupu plynu, jež byly uzavřeny výrobci, kteří používají plyn. Komise se proto domnívá, že podpora přesně spadá do oblasti působnosti metodiky pro uvízlé náklady. Komise podporu analyzovala podle této metodiky.
(347)
Metodika pro uvízlé náklady předpokládá dvoufázové posouzení podpory určené na náhradu uvízlých nákladů. První fáze popsaná v oddíle 3 metodiky se týká vymezení způsobilých nákladů, což zahrnuje zejména výpočet maximální výše náhrady, kterou je možno přiznat. Druhá fáze popsaná v oddíle 4 metodiky se týká mechanismu výpočtu skutečné náhrady, která má být vyplacena za uvízlé náklady s ohledem na skutečný rozvoj hospodářské soutěže na trhu.
(348)
Komise nejprve zkoumala, zda podpora splňuje podmínky stanovené v bodech 3.1-3.12 metodiky pro uvízlé náklady.
(349)
V souladu s bodem 3.1 metodiky pro uvízlé náklady se při vyplácení maximální výše náhrady berou v úvahu pouze investice, které byly dokončeny přede dnem vstupu směrnice 96/92/ES v platnost v Polsku, tj. přede dnem přistoupení Polska k EU, a rovněž množství plynu objednaného před tímto dnem podle zásady „ber nebo plať“. Ve výjimečných případech byly v úvahu brány rovněž investice zahájené přede dnem přistoupení Polska do EU, které však v době vstupu nebyly dokončeny, avšak pouze v rozsahu, v němž bylo Polsko schopno Komisi prokázat, že dokončení těchto investic a příjmy plynoucí z jejich provozu povedou k nižším uvízlým nákladům než zastavení stavebních prací.
(350)
Podle bodu 3.2 metodiky pro uvízlé náklady je existence a platnost záruk provozu poskytnutých výrobcům nesporná, jelikož jsou ve smlouvách o prodeji výslovně uvedeny.
(351)
V souladu s bodem 3.3 metodiky pro uvízlé náklady jsou dotyčné investice velmi významné a mohou vést k velkým ztrátám. To se týká rovněž dlouhodobých smluv typu „ber nebo plať“. Komise se domnívá, že pokud by tyto ztráty nebyly nějakým způsobem nahrazeny, mohly by vzhledem k svému rozsahu ohrozit další fungování dotčených podniků. To dokládá rovněž reakce institucí, které investice financovaly a které Komisi sdělily, že neexistence přiměřené náhrady může představovat porušení smluv o financování vzhledem k významnému nebezpečí úpadku dotyčného podniku.
(352)
Komise bere v úvahu rovněž skutečnost, že se dopad uvízlých nákladů posuzuje na úrovni konsolidovaných skupin. To umožňuje patřičně zohlednit všechny důsledky liberalizace pro skupinu, a to kladné i záporné. Tento mechanismus vylučuje nové investice, pokud se jednoznačně nejedná o náhradní investice. Komise se proto domnívá, že nové investice v odvětví jsou zásadní pro dobré fungování trhu a nelze je zastavit s ohledem na náhrady za uvízlé náklady.
(353)
V souladu s bodem 3.4 metodiky pro uvízlé náklady jsou částky vynaložené příjemci na uskutečněné investice neodvolatelné. Neexistuje žádná jiná možnost zajištění návratnosti investic do elektrárny, pouze její provozování nebo prodej za cenu, která nemůže být vyšší než příjem, jehož může daná elektrárna dosáhnout za prodej své elektřiny na trhu. Rovněž smlouvy typu „ber nebo plať“ nemohou být výrobci jednostranně zrušeny.
(354)
V souladu s bodem 3.5 metodiky nesouvisejí uvízlé náklady spojené s investicemi do elektráren s dvoustrannými smlouvami. Proto ověření, zda tyto náklady vyplývají ze záruk vázajících dvě společnosti patřící do téže skupiny, není důležité. Uvízlé náklady spojené se smlouvami typu „ber nebo plať“ nezavazují společnosti patřící do stejné skupiny.
(355)
V souladu s bodem 3.6 metodiky pro uvízlé náklady předložily polské orgány Komisi přehled nákladů, které mají být uhrazeny prostřednictvím náhrad v případě, že příjmy elektrárny nestačí na jejich pokrytí. Po analýze těchto kategorií nákladů Komise dospěla k závěru, že náhrady nepřekročí částky, které jsou nezbytné k pokrytí nedostatečné návratnosti investic po dobu životnosti nových aktiv, v případě potřeby s přiměřeným ziskovým rozpětím. Při výpočtu maximální výše náhrady byla přijata řada hospodářských předpokladů, zejména základní tržní cena rovnající se ceně, kterou by byl ochoten nabídnout subjekt vstupující na polský trh. Přitom byla použita hypotéza, že tento subjekt bude jako základní zdroj energie používat uhlí. Komise ověřila shodu tohoto předpokladu týkajícího se zdroje energie se stávajícími tendencemi nových investic v tomto odvětví v Polsku, a rovněž prověřila, zda budou zásoby uhlí v Polsku dostačující, aby tato tendence mohla být v budoucnu zachována. Pokud bude skutečná tržní cena nižší než předpokládaná základní tržní cena, bude při výpočtu náhrady zohledněna základní tržní cena. Komise se domnívá, že tento způsob výpočtu náhrad za uvízlé náklady, který je shodný se způsobem používaným v její ustálené praxi (76), bere v úvahu hospodářské náklady, které odpovídají skutečně investovaným částkám. Náhrady za smlouvy typu „ber nebo plať“ byly vypočteny s přihlédnutím k výši skutečně objednaných objemů a nejlepších možných odhadů týkajících se vývoje cen ve smlouvách.
(356)
V souladu s bodem 3.7 metodiky pro uvízlé náklady byly při výpočtu náhrad zohledněny příjmy vytvořené dotyčnými aktivy. Maximální výší náhrady je částka po odečtení příjmů vytvořených v minulosti aktivy, jež jsou k dispozici k uhrazení investičních nákladů, a rovněž hotovostních toků elektrárny od roku 2007 do doby skončení platnosti smluv o prodeji, které budou k dispozici k uhrazení investičních nákladů. Všechny tyto příjmy jsou vzaty v úvahu ode dne uzavření smluv o prodeji a v odečtených částkách jsou zahrnuty veškeré státní podpory obdržené ode dne 1. května 2004.
(357)
V souladu s bodem 3.8 metodiky pro uvízlé náklady byla od maximálních náhrad odečtena hodnota podpor poskytnutých v minulosti na dotyčná aktiva, a zejména investiční podpora.
(358)
V souladu s bodem 3.9 metodiky pro uvízlé náklady byl při výpočtu uvízlých nákladů patřičně zohledněn skutečný vývoj cen elektřiny. Pravidelné úpravy výše náhrad budou přihlížet k rozdílu mezi předpokládanou cenou elektřiny použitou pro účely výpočtu maximální výše náhrad a skutečnou cenou elektřiny. Při výpočtu skutečné výše platby na náhrady za smlouvy typu „ber nebo plať“ bude zohledněna skutečná spotřeba plynu a skutečné ceny této suroviny, a rovněž skutečná cena, za niž společnosti prodaly vyrobenou elektřinu.
(359)
V souladu s bodem 3.10 metodiky pro uvízlé náklady jsou při výpočtu maximální výše náhrady zohledněny náklady amortizované před vstupem směrnice 96/26/ES v platnost v Polsku.
(360)
V souladu s bodem 3.11 metodiky pro uvízlé náklady byly náhrady vypočteny s přihlédnutím k řešení, které je z ekonomického hlediska pro stát nejméně zatěžující. Pokud jde o aktiva, jejichž výstavba byla zahájena před vstupem Polska do EU, nebyla však do dne přistoupení dokončena, Polsko prokázalo, že maximální náhrady byly vypočteny na základě levnějšího ze dvou možných scénářů: dokončení výstavby a provoz nových aktiv za účelem získání příjmů, nebo zastavení stavebních prací. Rovněž mechanismus náhrady uvízlých nákladů spojených se smlouvami typu „ber nebo plať“ byl vypracován tak, aby výrobce pobízel k provozu elektrárny v zájmu snížení celkové výše uvízlých nákladů, místo k zastavení výroby a zaplacení veškerého penále, což by mělo za následek mnohem vyšší uvízlé náklady. Komise analyzovala řadu scénářů předložených Polskem za účelem posouzení, nakolik tento mechanismus povede ke snížení celkové výše náhrad. Pokud bude objem plynu objednaného na zásadě „ber nebo plať“ v době fungování režimu náhrad znovu projednán a snížen, dojde k úměrnému snížení skutečné výše plateb náhrad.
(361)
V souladu s bodem 3.12 metodiky pro uvízlé náklady dosahuje doba platnosti vyplacení náhrad až roku 2027. V bodě 3.12 metodiky pro uvízlé náklady se uvádí, že „náklady, které mohou nést některé podniky po časovém období stanoveném v článku 26 směrnice (18. únor 2006) nemohou představovat způsobilé uvízlé náklady ve smyslu této metodiky“. V poznámce pod čarou 5 metodiky pro uvízlé náklady se však uvádí, že „je třeba pochopit, že investice, které nelze nahradit nebo které nejsou ekonomicky životaschopné v důsledku liberalizace vnitřního trhu s elektřinou, mohou představovat uvízlé náklady ve smyslu této metodiky, včetně případů, kdy mají v zásadě přesáhnout rok 2006. Kromě toho povinnosti nebo záruky, které musí být rozhodně plněny i po 18. únoru 2006 z toho důvodu, že jejich nesplnění by způsobilo vážná rizika s ohledem na ochranu životního prostředí, veřejnou bezpečnost, sociální ochranu pracovníků nebo bezpečnost elektroenergetické sítě, mohou, jsou-li řádně zdůvodněny, představovat podle této metodiky způsobilé uvízlé náklady“.
(362)
Uvízlé náklady, o nichž se hovoří v zákoně, jsou úzce spojeny s investicemi do elektráren, které nelze získat zpět kvůli liberalizaci vnitřního trhu s elektřinou. Týká se to rovněž smluv typu „ber nebo plať“, které byly uzavřeny za účelem zajištění dodávek pro elektrárny využívající smluv o prodeji v rozsahu, který odpovídá množství elektřiny zahrnuté ve smlouvách o prodeji. Vzhledem k výše uvedené poznámce pod čarou 5 může Komise povolit prodloužení náhrad za předpokládanou lhůtu, jestliže se domnívá, že to odůvodňují okolnosti daného případu.
(363)
Komise upozorňuje na skutečnost, že dotyčné investice jsou investicemi do elektráren. Jsou do investice, které jsou obzvlášť dlouhodobé (od 15 do někdy až 30 let), v nichž velmi důležitou úlohu hraje vývoj cen elektřiny, který lze obtížně předvídat, zejména v době přechodu na plně liberalizovaný trh. Návratnosti těchto investic nelze dosáhnout, jsou-li ceny elektřiny nižší než ceny předpokládané v době výstavby elektrárny.
(364)
Za těchto okolností se Komise domnívá, že stejně jako v předchozích případech týkajících se Řecka (77) a Portugalska (78) se na tyto konkrétní uvízlé náklady vztahuje poznámka pod čarou 5 v metodice pro uvízlé náklady a odůvodňuje přiznání náhrady v období od roku 2006 do doby skončení platnosti původních smluv o prodeji.
(365)
Na základě výše uvedených skutečností Komise přijímá závěr, že zákon splňuje kritéria stanovená v bodech 3.1-3.12 metodiky pro uvízlé náklady. Maximální náhrady z důvodu uvízlých nákladů nepřekračují výši, kterou tato metodika povoluje. Proto je na základě ustanovení této metodiky nutno považovat tyto náklady za způsobilé.
(366)
Komise přezkoumala, zda podpora splňuje podmínky stanovené v bodech 4.1-4.6 metodiky pro uvízlé náklady.
(367)
V souladu s bodem 4.1 metodiky pro uvízlé náklady byly maximální výše náhrad vypočteny na základě jednoznačně stanovených a jednotlivých elektráren a smluv typu „ber nebo plať“. Skutečně vyplacené náhrady nepřekročí tyto maximální částky.
(368)
V souladu s bodem 4.2 metodiky pro uvízlé náklady bude výše skutečně vyplacených náhrad zohledňovat skutečné změny základních hospodářských údajů, zejména ceny elektřiny a množství plynu zakoupeného v rámci smluv typu „ber nebo plať“. Pokud se budou například skutečné ceny elektřiny lišit od základní tržní ceny zmíněné v 355. bodě odůvodnění, výše skutečných náhrad se odpovídajícím způsobem změní. Rovněž částky skutečných náhrad za smlouvy typu „ber nebo plať“ budou zohledňovat skutečné podmínky, za nichž daní výrobci kupují plyn a prodávají elektřinu na trhu.
(369)
V souladu s bodem 4.3 metodiky uvízlých nákladů se polské orgány zavázaly předkládat Komisi každý rok zprávu o provádění zákona v souladu s bodem 4.3 metodiky.
(370)
V souladu s bodem 4.4 metodiky uvízlých nákladů základní tržní cena zohledněná v 355. bodě odůvodnění časem významně roste, což vede k tomu, že výše vyplacených náhrad bude podléhat určitým snížením. Komise toto hodnotí příznivě.
(371)
V souladu s bodem 4.5 metodiky uvízlých nákladů je maximální výše náhrad, která má být vyplacena konkrétnímu podniku, stanovena předem. Zohledňuje budoucí zisky příjemců vyplývající z vyšší produktivity. V oznámení je zejména upřesněno, jakým způsobem budou při výpočtu uvízlých nákladů brány v úvahu změny různých zohledněných hospodářských činitelů (např. ceny, podíl na trhu a jiné relevantní činitele uváděné členským státem, které jsou uvedeny v metodice).
(372)
V souladu s bodem 4.6 metodiky uvízlých nákladů se polské orgány zavázaly napříště neposkytovat žádnou podporu na záchranu nebo restrukturalizaci podnikům, kteří budou příjemci podle zákona, a to po dobu deseti let od poslední výplaty náhrady. Tato lhůta, která u některých podniků sahá až do roku 2037, byla stanovena v souladu se zásadou „jednou a dost“, což odpovídá výkladu Komise v bodě 73 pokynů Společenství pro státní podporu na záchranu a restrukturalizaci podniků v obtížích (79). Podle názoru Komise toto řešení dostatečně zajišťuje, aby v rámci metodiky pro uvízlé náklady nemohlo dojít k nepatřičné kumulaci podpory.
(373)
Na základě výše uvedených skutečností Komise vyvozuje závěr, že zákon splňuje kritéria stanovená v bodě 4.1-4.6 metodiky pro uvízlé náklady. Způsob vyplácení skutečných plateb za uvízlé náklady je proto v souladu s metodikou pro uvízlé náklady.
(374)
Za těchto okolností Komise přijímá závěr, že zákon je v souladu s metodikou pro uvízlé náklady. Podpora určená na uhrazení způsobilých uvízlých nákladů splňuje kritéria obsažená v metodice pro uvízlé náklady, je proto možné považovat tuto podporu za slučitelnou se společným trhem.
(375)
Výrobci energie, kteří jsou příjemci podle zákona, by podle metodiky pro uvízlé náklady měli nárok na obdržení státní podpory počínaje dnem 1. května 2004. Zákon stanoví systém budoucích náhrad, avšak při výpočtu maximální výše náhrad zohledňuje rovněž výši podpory, kterou výrobci obdrželi v minulosti. Maximální výší náhrady je podle přílohy 2 zákona částka po odečtení příjmů vytvořených v minulosti aktivy, jež byly k dispozici k uhrazení investičních nákladů. Jak je uvedeno v 356. bodě odůvodnění, v odečtených příjmech jsou zahrnuty veškeré státní podpory obdržené od 1. května 2004. Komise prohlašuje zákon za slučitelný se společným trhem a rovněž prohlašuje za slučitelné se společným trhem částky podpor, které příjemci obdrželi ode dne 1. května 2004.
7.2.3 Zvláštní případ společností Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A. a Electrabel Połaniec S.A.
(376)
Dvě smlouvy o prodeji uzavřené se společnostmi Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A. a Electrabel Połaniec S.A., skončily dne 31. prosince 2006. Zákon se proto na tyto elektrárny nevztahuje. Jelikož se na tyto dvě smlouvy jako na jediné zákon nevztahuje, nevztahuje se na ně rovněž oblast působnosti tohoto rozhodnutí a s ohledem na tyto dvě společnosti Komise vydá zvláštní rozhodnutí.
8. ZÁVĚR
(377)
Komise vyvozuje závěr, že:
a)
smlouvy o prodeji představují státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES, s výjimkou smlouvy uzavřené se společností Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o., a tato státní podpora není slučitelná se společným trhem;
b)
zákon představuje státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES a tato státní podpora je slučitelná se společným trhem na základě čl. 87 odst. 3 písm. c) Smlouvy o ES.
(378)
Jak bylo objasněno v bodě 7.1.1, státní podpory obsažené ve smlouvách o prodeji spočívají především v tom, že smlouvy o prodeji zaručují nákup určitého množství elektřiny společností PSE za cenu, která zahrnuje veškeré výrobní náklady.
(379)
Jelikož tato státní podpora není slučitelná se Smlouvou o ES, je nutno ji ukončit. Poněvadž ustanovení týkající se zaručeného odběru a záruky uhrazení nákladů představují základní část smluv o prodeji, Komise dospěla k závěru, že poskytování státní podpory je možno ukončit pouze zrušením smluv o prodeji.
(380)
Komise se domnívá, že ukončení smluv o prodeji bude od dotčených stran vyžadovat velké množství práce, zejména pokud jde o dohodnutí podmínek ukončení těchto smluv. Komise zastává názor, že za účelem přiměřeného zabezpečení dodávek elektřiny a zajištění toho, aby se přechod na plně liberalizovaný trh v Polsku uskutečnil za dobrých podmínek, je nutné poskytnout přiměřenou lhůtu pro realizaci tohoto procesu. Tyto cíle jsou rovněž v zájmu Společenství.
(381)
Při přípravě zákona v rámci vnitrostátního legislativního procesu Polsko konzultovalo všechny zúčastněné strany ohledně technických záležitostí spojených s dobrovolným ukončením smluv o prodeji. Na základě těchto konzultací činí v zákoně stanovená lhůta pro uzavření dohod o ukončení smluv o prodeji 150 dnů ode dne vstupu zákona v platnost, tj. 1. ledna 2008. Komise se domnívá, že tato lhůta je rovněž přiměřená k ukončení smluv o prodeji, jež vyžaduje toto rozhodnutí. Komise poznamenává, že v souladu s § 5 zákona dojde ke skutečnému ukončení dlouhodobých smluv k prvnímu dni měsíce následujícího po uplynutí 210 dnů od vstupu zákona v platnost (tj. 1. dubna 2008).
(382)
V souladu s 356. a 375. bodem odůvodnění se na částky podpory obdržené ode dne 1. května 2004 vztahuje zákon, jsou proto prohlášeny za slučitelné se společným trhem.
(383)
V konkrétním případě společnosti Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o. Komise vyvozuje závěr, že elektrárna neměla na základě smluv o prodeji prospěch ze státní podpory.
(384)
Na smlouvy o prodeji uzavřené se společnostmi Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A. a Electrabel Połaniec S.A. se oblast působnosti tohoto rozhodnutí nevztahuje. Ve věci těchto dvou společností Komise vydá zvláštní rozhodnutí,
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
1. Dlouhodobé smlouvy o prodeji kapacity a elektrické energie uzavřené mezi společností Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. a společnostmi uvedenými v příloze 1 zákona o zásadách hrazení nákladů, které výrobcům vznikly v souvislosti s předčasným ukončením dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie (dále jen „zákon“), představují ode dne přistoupení Polska k Evropské unii státní podporu pro výrobce elektřiny ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
2. Státní podpora uvedená v odstavci 1 je protiprávní a neslučitelná se společným trhem.
Článek 2
1. Polsko ukončí dlouhodobé smlouvy o prodeji kapacity a elektrické energie uvedené v článku 1.
2. Dohody o ukončení dlouhodobých smluv o prodeji kapacity a elektrické energie budou uzavřeny do dne 1. ledna 2008 a vstoupí v platnost nejpozději dne 1. dubna 2008.
Článek 3
Dlouhodobá smlouva o prodeji kapacity a elektrické energie uzavřená mezi společností Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. a společností Żarnowiecka Elektrownia Gazowa sp. z o.o. nepředstavuje státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES.
Článek 4
1. Náhrady stanovené v zákoně představují státní podporu ve smyslu čl. 87 odst. 1 Smlouvy o ES poskytnutou výrobcům uvedeným v příloze 2 tohoto zákona.
2. Státní podpora uvedená v odstavci 1 je v souladu s metodikou pro uvízlé náklady slučitelná se společným trhem.
3. Maximální výší náhrad stanovenou v zákoně je částka po odečtení celkových příjmů vytvořených aktivy v rámci dlouhodobých smluv a dostupných k uhrazení investičních nákladů.
Článek 5
1. Do dne 31. ledna 2008 polské orgány Komisi oznámí opatření, která Polsko přijalo k splnění tohoto rozhodnutí.
2. Polské orgány předloží Komisi každý rok zprávu o provádění zákona.
Článek 6
Toto rozhodnutí je určeno Polské republice.
V Bruselu dne 25. září 2007.
COMMISSION DECISION
of 25 September 2007
on State aid awarded by Poland as part of Power Purchase Agreements and the State aid which Poland is planning to award concerning compensation for the voluntary termination of Power Purchase Agreements
(notified under document number C(2007) 4319)
(Only the Polish text is authentic)
(Text with EEA relevance)
(2009/287/EC)
THE COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES,
Having regard to the Treaty establishing the European Community, and in particular the first subparagraph of Article 88(2) thereof,
Having regard to the Agreement on the European Economic Area, and in particular Article 62(1)(a) thereof,
Having called on interested parties to submit their comments pursuant to the provisions cited above (1) and having regard to their comments,
Whereas:
1. PROCEDURE
(1)
By letter dated 1 March 2005, ref. WEH/1023/6-54/05, registered on 3 March 2005 (SG/2005/A/226), Poland gave notification to the European Commission, under Article 88(3) of the EC Treaty, of a bill on ‘the rules governing the covering of costs incurred by enterprises in connection with the early termination of Power Purchase Agreements’ (the Bill).
(2)
Following a preliminary assessment, the Commission found the notification to be incomplete and, by letter of 27 April 2005, asked Poland to provide additional information on the measure.
(3)
By letter of 1 June 2005, registered on 2 June 2005, Poland submitted some of the additional information requested; the remaining information was provided by letter of 24 June 2005, registered on 28 June 2005.
(4)
On 28 and 29 June 2005, at Poland's request, a technical meeting was organised to discuss the notification. The meeting identified the remaining aspects still to be clarified in writing by Poland in order to provide the Commission with comprehensive information for its assessment.
(5)
In the absence of a comprehensive reply, the Commission reminded the Polish authorities by letter of 28 July 2005 (D/55776) of the clarifications requested at the meeting of 28 June 2005 and asked Poland to provide the requested information.
(6)
By letter of 7 September 2005, registered on 9 September 2005, Poland informed the Commission that work on the Bill had been halted as the parliamentary term had ended.
(7)
By letter dated 23 November 2005, the Commission informed Poland that it had decided to initiate the procedure laid down in Article 88(2) of the EC Treaty in respect of the Bill and in respect of Power Purchase Agreements (PPAs) in the Polish electricity sector.
(8)
The Commission decision to initiate the procedure was published in the Official Journal of the European Union. (2) The Commission called on interested parties to submit their comments.
(9)
By letter of 16 December 2005 the Polish authorities requested that certain information contained in the decision to initiate the procedure not be disclosed to third parties. The Commission replied to the request and, by letter of 25 January 2006, presented its proposal for the non-confidential version of the decision, which was accepted by the Polish authorities by e-mail of 16 February 2006 registered on the same day.
(10)
Poland provided the Commission with the first part of its comments on the initiation of the procedure in connection with the Bill on the early termination of Power Purchase Agreements by letter dated 28 December 2005, registered by the Commission on 4 January 2006, which described the action taken to allay the concerns expressed by the Commission on the Bill. Second, following a request for a deadline extension which was accepted by the Commission on 12 January 2006, the Polish authorities provided their comments on the Commission's assessment of the PPAs by letter dated 23 January 2006, registered by the Commission on 26 January 2006.
(11)
As a supplement to their letter of 23 December 2005, the Polish authorities provided by letter of 5 April 2006, registered on 6 April 2006, a further description of the planned changes to the Bill on the early termination of Power Purchase Agreements in order to bring it in line with the relevant state aid rules. The annexes to that letter were provided by letter of 6 April 2006, registered on 10 April 2006.
(12)
The Commission received comments from interested parties. By letter dated 20 June 2006 the Commission forwarded these comments to Poland, which was given the opportunity to react.
(13)
The decision to open the procedure was challenged by one of the interested parties before the Court of First Instance by way of an application lodged on 12 May 2006 and was assigned reference number T-142/06.
(14)
Following a request by the Polish authorities dated 7 July 2006, registered on 12 July 2006, most of the comments were translated into Polish and transmitted to the Polish authorities by letter of 23 February 2007. In reply to that letter, by letter dated 12 March 2007, registered on the same day, the Polish authorities informed the Commission that it was no longer necessary to translate the remaining comments.
(15)
The Polish authorities subsequently submitted an opinion on the interested parties' comments by letter dated 28 March 2007, registered by the Commission on the same day.
(16)
In reply to the Commission's letter dated 28 April 2006, the Polish authorities submitted additional information on the measure by letter of 6 June 2006 registered on 8 June 2006. By letter of 13 July 2006, registered on 17 July 2006, the Polish authorities submitted copies of the PPAs with the corresponding annexes and appendices (609 documents in total) in paper format.
(17)
By letter registered on 4 May 2006 the Polish authorities requested an interpretation of one of the points of the Commission Communication relating to the methodology for analysing state aid linked to stranded costs (the Stranded Costs Methodology). (3)
(18)
By letter of 27 September 2006 the Commission sent the Polish authorities a list of points which were of crucial importance for the drafting of the Bill on the early termination of Power Purchase Agreements.
(19)
Different versions of the Bill on the early termination of Power Purchase Agreements at different stages of the legislative procedure in Poland were submitted by letters registered on 17 August 2006, 5 January 2007 and 28 May 2007 and by e-mail registered on 29 May 2007 (English version of the Bill).
(20)
In the course of the procedure, Poland provided additional information on the measure by letters registered on 31 January 2007 and 4 April 2007, by emails dated 2, 4, 7 and 11 May 2007 and by letter registered on 6 June 2007.
(21)
By letter dated 3 April 2007 the Commission asked the Polish authorities about progress with legislative work on the Bill on the early termination of Power Purchase Agreements and about the action taken by Poland further to earlier discussions with the Commission.
(22)
In addition, within the framework of the investigation procedure, meetings were held with the Polish authorities on 5 April 2006, 7 September 2006, 26 October 2006, 2 February 2007, 22 February 2007, 26 April 2007, 2 May 2007 and 14 May 2007.
(23)
By letter of 9 July 2007 Poland submitted the final version of the Early Termination of Purchase Power Agreements Act, which was adopted by the Polish Parliament and entered into force on 4 August 2007. On 18 July 2007 Poland submitted the English translation of the Act and a list of the changes made to the Act by the Upper Chamber of Parliament, the Senate, together with an explanatory memorandum.
2. DESCRIPTION OF THE AID
2.1. Power Purchase Agreements
(24)
In the mid-90s the Polish government decided to launch a programme designed to modernise the Polish electricity sector and bring it into line with the technical and environmental standards of Western Europe.
(25)
In order to implement this programme, Poland launched a tender procedure with a view to selecting projects for new or modernised electricity generation plants. These projects would be awarded long-term PPAs for their generation capacity. The decision to launch the tendering procedure was taken by the Ministry of Trade and Industry. The procedure was organised under the aegis of the Ministry by Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. (PSE), the publicly owned Polish electricity network operator.
(26)
Technical documents and specifications for the tendering procedure were published in August and September 1994. The documents indicated three objectives to be met by the projects: procurement of cheap electricity, maintenance of a reasonable level of security of supply and improvement of environmental standards/prevention of environmental deterioration, taking into account the requirements of integration between Poland and Western Europe.
(27)
Various criteria were used to evaluate the bids, including: the project's efficiency, the volume of capital expenditure, pro-environmental action and the use of proven technologies and stable and secure sources of fuel.
(28)
The deadline for submitting bids was 5 January 1995. 44 bids were received. The least attractive bids were eliminated. Direct negotiations were undertaken with the remaining bidders. These negotiations led to the conclusion of PPAs with several companies or groups of companies.
(29)
The PPAs were signed between 1996 and 1998, with the exception of one of seven PPAs with Południowy Koncern Energetyczny S.A. group (PKE), which was signed on 12 April 1995, and the PPA with Elektrownia Turów, which was signed on 26 August 1994.. The PPA with Elektrownia Turów was not covered by the decision to initiate the procedure (4) and is therefore not covered by this Decision. The following table lists the companies concerned.
Table 1
PPAs in Poland
No
Name of recipient
1
BOT Górnictwo i Energetyka S.A.
2
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
3
Elektrownia Kozienice S.A.
4
Zespół Elektrowni Dolna Odra S.A.
5
Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin Pątnów II
6
Electrabel Połaniec S.A.
7
Elektrociepłownia Kraków S.A. (5)
8
Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A.
9
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
10
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
11
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
12
Elektrociepłownia Chorzów ‘ELCHO’ S.A.
13
Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o.
14
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
Source: Decision to initiate the procedure.
(30)
The duration of PPAs ranges from 7 to 20 years, calculated from the date on which the power plant starts operating; most of them have been concluded for a period of more than 15 years. The last PPA expires in 2027.
(31)
All PPAs are underpinned by the same basic principles:
(a)
power generators undertake to create new capacity, to modernise equipment and to supply PSE with a fixed minimum volume of electricity from the plant in question;
(b)
PSE undertakes to purchase at least that minimum volume of electricity;
(c)
the electricity purchase price is based on passing costs on to the consumer; power generators charge PSE an amount equivalent to all their fixed and variable costs, plus a profit margin.
However, since the final content of PPAs is the result of an individual set of negotiations for each project, they are not completely identical and the details may differ.
(32)
Some PPAs have been amended, some several times, since they were signed. These amendments changed certain aspects of the contract, but the main principles described above were always respected.
2.2. Bill on the early termination of PPAs in respect of which the decision to initiate the procedure was taken
(33)
The Bill in respect of which the decision to initiate the procedure was taken provided for the power generators listed in Table 1 to voluntarily terminate PPAs concluded with PSE. The power generators that opt in to the system would be entitled to compensation under the conditions laid down in the Bill.
(34)
Compensation may cover the difference between the costs incurred by a company for the purpose of discharging a PPA and the share of the revenue generated by the sale of electricity that the company can use to cover these costs. This difference is hereinafter referred to as ‘the compensatable difference’. These costs also include costs directly linked to the termination of the PPA, such as costs associated with early loan repayments.
(35)
Compensation takes the form of an initial payment, followed by annual adjustments until 2016 and a final adjustment in that year.
(36)
The initial payment is equal to the compensatable difference from 2006 to 2025 or to the year in which the PPA in question was originally to expire, whichever is earlier, based on forecast trends in prices and market shares over that period.
(37)
During the period from the entry into force of the Bill to 2014, the amount of the compensatable difference will be recalculated annually on the basis of actual economic data and compared against the amount originally calculated on the basis of the forecast. If the actual value differs from the forecast, an adjustment will be made which may be positive or negative and will give rise either to a further payment to the recipient or to reimbursement by the recipient, as appropriate. For practical reasons, in particular the time needed to collect and compile all data, computation of adjustments will actually take place two calendar years after the year to which the economic data refer.
(38)
In 2016 a new forecast will be established for trends in prices and market shares covering the period from 2015 to 2025 or the year in which the PPA in question was originally to expire, whichever is earlier (the remaining period). The amount of the compensatable difference over the remaining period, determined on the basis of this forecast, will be compared against the value calculated using the original forecast. If these amounts are different, a final adjustment will be made which will cover the whole remaining period. Like the previous adjustments, the final adjustment may be positive or negative and will give rise either to a further payment to the recipient or to reimbursement by the recipient, as appropriate.
(39)
The total compensation paid, including adjustments, may not exceed the following maximum amount. This maximum amount is determined for individual companies or, where companies belong to a single group, for the group: (6)
Table 2
Maximum compensation provided for in the version of the Bill analysed in the decision to initiate the procedure
(in 1000 PLN)
Name of recipient
Maximum compensation
1
BOT Górnictwo i Energetyka S.A.
7 554 899
2
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
5 085 101
3
Elektrownia Kozienice S.A.
1 610 729
4
Zespół Elektrowni Dolna Odra S.A.
1 106 014
5
Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin Pątnów II
2 173 335
6
Electrabel Połaniec S.A.
1 204 454
7
Elektrociepłownia Kraków S.A.
84 656
8
Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A.
132 773
9
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
302 684
10
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
641 453
11
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
508 176
12
Elektrociepłownia Chorzów ‘ELCHO’ S.A.
1 338 272
13
Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o.
1 013 081
14
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
540 323
Total
22 755 627
Source: Decision to initiate the procedure.
(40)
This maximum amount is equal to the compensatable difference as calculated from 2006 to 2025 on the basis of the hypothesis that prices on the electricity market will increase steadily but slowly from a level even lower than at present to the levels recorded in Western Europe. In this scenario, average electricity prices start around EUR 22/MWh in 2006, increase slowly to EUR 30/MWh in 2015, then rise more steeply to around EUR 40/MWh in 2018 and stabilize around this amount, with some upward and downward fluctuations, until the end of the reference period in 2025.
(41)
Compensation will be paid by PSE or a fully state-owned subsidiary, and financed by the introduction of a levy on consumers proportionate to their subscription to the electricity grid. In order to finance the large initial payment, PSE and/or its subsidiary will securitize revenue from the levy.
3. GROUNDS FOR INITIATING THE PROCEDURE
(42)
In its decision to initiate the procedure, with a view to assessing the notified Bill, the Commission examined both the state aid element of the PPAs themselves and the state aid element of the compensation paid in the event of termination of the PPAs. As explained in point 3 of the decision to initiate the procedure, these two measures were closely connected.
(43)
The doubts raised in the decision to initiate the procedure are summarised in points 3.1 and 3.2. below. For a more detailed assessment, the Commission refers to point 3 of the decision to initiate the procedure.
3.1. Power Purchase Agreements
(44)
In its preliminary analysis, the Commission took the view that the PPAs were likely to provide a competitive advantage to the contracting power generators, which would distort competition and affect trade between Member States.
(45)
The Commission expressed the view that PPAs did not constitute existing aid as - on the basis of the Accession Treaty - none of the PPAs was eligible for one of the three categories of aid that were regarded, as of accession, as existing aid within the meaning of Article 88(1) of the EC Treaty. (7)
(46)
In particular, first, none of the PPAs (with the exception of the one signed with Elektrociepłownia Turów) had entered into force before 10 December 1994. Second, the Commission had not been given notice of the PPAs under the so-called ‘interim procedure’ and, third, none of the PPAs had been indicated on the existing aid list annexed to the Accession Treaty.
(47)
The Commission stated that, since the PPAs had not been notified to it under Article 88(3) of the EC Treaty, they constituted unlawful aid within the meaning of Article 1(f) of Council Regulation (EC) No 659/1999 of 22 March 1999 laying down detailed rules for the application of Article 93 of the EC Treaty (8).
(48)
The Commission expressed the view that the terms and conditions of the PPAs put power generators which were parties to a PPA in a more advantageous economic situation than other power generators that were not parties to a PPA and companies in other, comparable sectors in which such long-term agreements had not even been offered to market players. The measure was therefore found, on a preliminary basis, to confer a selective advantage to those power generators.
(49)
The Commission also noted that the electricity markets had been opened to competition and that electricity had been traded between Member States at least since the entry into force of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council of 19 December 1996 concerning common rules for the internal market in electricity (9). Measures that favour companies in the energy sector in one Member State were therefore regarded as potentially impeding the scope for companies from other Member States to export electricity to that Member State, or favouring exports of electricity to the second group of Member States.
(50)
The Commission also expressed the view that this advantage entailed the use of state resources, because the decision to sign the PPAs was a consequence of state policy implemented via the network operator PSE, which was fully state-owned. Under the case law of the Court of Justice of the European Communities (Court of Justice), when a state owned company uses its funds in a way that can be deemed to constitute state action, then these funds should be regarded as state resources within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty. (10)
(51)
The Commission therefore concluded that the PPAs probably constituted state aid to the power generators within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(52)
The Commission went on to state that the Stranded Costs Methodology should be used to analyse the state aid received by the power generators. On the basis of the documents in its possession at the time, the Commission had doubts as to the PPAs' compatibility with the criteria set out in the Stranded Costs Methodology.
(53)
First, the Commission had doubts that the very rules governing a PPA which foreclosed a significant part of the market could be deemed compatible with the fundamental objectives of the Stranded Costs Methodology, i.e. to increase the pace of liberalisation of the sector by granting adequate compensation to incumbents facing unfair competition.
(54)
Second, the Commission doubted that the aid element included in PPAs would be compatible with the detailed criteria of the Stranded Costs Methodology as regards the calculation of eligible stranded costs and the attribution of adequate compensation.
3.2. Compensation in the event of early termination of PPAs
(55)
In the decision to initiate the procedure the Commission used the same reasoning as the one explained above to determine whether the PPAs contained aid elements. It subsequently concluded, on a provisional basis, that aid elements were also present in cases of compensation for the early termination of PPAs. (11)
(56)
The Commission then analysed the compatibility of the aid element of compensation with the criteria set out in the Stranded Costs Methodology.
(57)
The Commission doubted that the compensation was compatible with the detailed criteria of the Stranded Costs Methodology as regards the calculation of eligible stranded costs and the awarding of adequate compensation.
4. COMMENTS FROM INTERESTED PARTIES
(58)
Following the publication of the decision to initiate the procedure, and within the relevant deadline or, in a few cases, following a deadline extension requested by the interested parties, the Commission received comments from:
(a)
the following electricity generators: Elektrociepłownia Rzeszów S.A. (Elektrociepłownia Rzeszów), Electrabel SA and Electrabel Połaniec S.A. (collectively referred to as ‘Electrabel’), Zespół Elektrowni Pątnów - Adamów - Konin S.A. and Elektrownia Pątnów II Sp. z o.o. (collectively referred to as ‘PAK’), BOT Górnictwo i Energetyka S.A., BOT Elektrownia Opole S.A. and BOT Elektrownia Turów (collectively referred to as ‘BOT’), Elektrociepłownia Chorzów ‘ELCHO’ Sp. z. o.o. Elektrociepłownia Kraków S.A (ECK)., Elektrociepłownia Zielona Góra S.A. (ECZG) and Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o. (ENS);
(b)
the following banking institutions that provided financing to the electricity generators: Dresdner Bank AG London Branch, Bank Pekao S.A., WestLB AG London Branch (12) and WestLB AG (collectively referred to as ‘the Banks’);
(c)
PSE.
(59)
The comments submitted to the Commission by the parties are very similar, sometimes virtually identical. For that reason, instead of describing the comments of each interested party separately, the Commission has grouped them into general categories (see below).
4.1. Comments on the PPAs
(60)
The interested parties argue that PPAs should not be regarded as ‘still applicable after accession’ within the meaning of Annex IV, paragraph 3, subparagraph 1(c) to the Accession Act. (14)
(61)
The interested parties argue that measures that were established in accordance with the law prior to accession should not be reviewed by the Commission after accession. This is in line with the general principle of non-retroactivity. The Community state aid rules were not supposed to apply until accession.
(62)
The interested parties refer to previous Commission decisions (15) in which the Commission stated that aid systems which, in their view, were similar to the PPAs, did not apply after accession.
(63)
In their opinion, any aid under PPAs would have been awarded prior to accession. Annual payments would still have to be effected but should not be regarded as constituting new aid.
(64)
PPAs fixed the volume of electricity to be purchased by PSE and the purchase price for the electricity over the period in question. In the case of certain items at least, prices were calculated in such a way that they could not exceed a level previously agreed between the parties or fluctuations would be limited to a reasonable amount as compared to specified market prices, i.e. the most objective standard possible. Actual prices were sometimes even lower, in particular because the Polish regulator kept indirect control over them. As such, the state's maximum exposure was also clearly determined by the PPAs prior to accession.
(65)
The interested parties argue that, even if one was to admit that the PPAs constitute state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty, this state aid should be regarded as existing aid within the meaning of Article 1(b) of Regulation (EC) No 659/1999.
(66)
The interested parties take the view that a decision determining whether aid awarded prior to accession and continued after accession should be regarded as ‘new aid’ or ‘existing aid’ should not be based solely on Annex IV to the Accession Act. According to the interested parties, if such aid does not qualify as existing aid under Annex IV of the Accession Act, it should still be examined in the light of Article 1(b)(ii) to (v) of Regulation (EC) No 659/1999.
(67)
The interested parties argue that Article 1(b)(v) of Regulation (EC) No 659/1999 applies to the PPAs, and that therefore the PPAs constitute ‘existing aid’.
(68)
The interested parties go on to state that the last sentence of Article 1(b)(v) of Regulation (EC) No 659/1999 does not apply to the PPAs for three reasons.
(69)
First, in the Alzetta Mauro judgment, (17) the Court ruled that aid that existed in a certain market which was initially closed to competition before its liberalisation is to be regarded as existing aid from the time of liberalisation. According to the interested parties, this judgment is based directly on an interpretation of Article 88(1) of the EC Treaty, and therefore takes precedence over Regulation (EC) No 659/1999.
(70)
Second, in any event, given that Regulation (EC) No 659/1999 had not yet entered into force when the electricity market was liberalised under Directive 96/92/EC or when the PPAs were signed, the rules as set out in the Alzetta Mauro judgment applied, not Regulation (EC) No 659/1999.
(71)
Third, a comparison of the wording of the different categories in Article 1(b) of Regulation (EC) No 659/1999 leads to the conclusion that Article 1(b)(v) applies only to state aid schemes, since individual aid was not explicitly mentioned.
(72)
In support of this contention, the interested parties also point to the fact that the PPAs were private-law agreements as opposed to state measures. According to the interested parties, it would be a perverse outcome if a contract legally and validly concluded before Poland's accession to the EU and liberalisation were to become illegal after accession. The interested parties take the view that this would be an expansive and retroactive interpretation of the EC Treaty state aid rules which is incompatible with the internationally recognised principles of legal certainty and legitimate expectations.
(73)
The following comments were submitted by the Banks.
(74)
The Banks argue that the measure cannot be imputed to the State, but to PSE. Bearing in mind the state of the Polish electricity sector when the PPAs were signed, PSE's only option was to conclude long-term contracts. This would also have been the case if PSE had been a privately-owned market operator. It was therefore in the interest of both the state and the parties to the agreements for the PPAs to be concluded, rather than a case of the state imposing a policy decision on PSE.
(75)
Most of the interested parties argue that the PPAs do not confer any economic advantage.
(76)
The interested parties criticise the Commission's preliminary finding that the prices established under the PPAs are higher than wholesale market prices. According to the interested parties, the Commission did not make it clear in the decision to initiate the procedure which market and which prices the decision referred to. In particular, the Polish Power Exchange was not opened until December 1999, by which time many PPAs had already been concluded. In the opinion of the interested parties, the interconnectors between Poland and other countries were congested at the time. The Commission wrongly referred to a price recorded in Greece in 2003, i.e. in a totally different geographical and temporal context.
(77)
Energy sold under PPAs cannot be compared with energy sold outside PPAs, even in Poland. The former respect modern environmental standards, while the latter is produced by less environmentally friendly units, which ‘dump’ (19) their surplus capacity at marginal costs, under various mechanisms, none of which ensures prices that cover both fixed and variable costs. Power generators operating outside PPAs were also subsidised and were not required to modernise their equipment, unlike power generators under the PPAs. They were in any event not able to produce enough electricity to cover total demand in Poland, in particular in 1997-1998.
(78)
According to the interested parties, PPAs should be analysed in the light of the circumstances prevailing at the time when they were concluded, i.e. a centralised, regulated electricity system with a single customer, rather than a liberalised system with a wholesale market.
(79)
PPAs were the only way to secure investments which met the requirements for the electricity sector in Poland (in particular, modernisation of the whole system, environmental protection and security of supply). The Banks required PPAs to serve as collateral for their loans. Applying the private investor principle meant taking account of these requirements, and the only way of meeting them was PPAs. The interested parties note that PPAs impose investment and availability obligations on power generators.
(80)
The interested parties argue that PSE's behaviour in signing PPAs should not be analysed in terms of whether it achieved short-term profits but whether it ensured the profitability of long-term investments and - from a network operator's perspective - whether it ensured stable security of supply and discharged its general public service duties. The interested parties state that the PPAs were concluded by way of a transparent and open tender procedure, which was conducted in a non-discriminatory way and led to the lowest possible price. According to the interested parties, it follows from Court of Justice case-law that this is in itself sufficient for the granting of an economic advantage to be ruled out. (20) Before launching the tender procedure for the PPAs, a lowest cost analysis was undertaken to determine a list of investment priorities in the sector.
(81)
The interested parties also argue that since PSE was operating in a regulated electricity system, its behaviour cannot be compared with the behaviour of companies operating under normal market conditions. Accordingly, PSE's behaviour should be assessed with reference to objective and verifiable elements which, according to the interested parties, are constituted by the costs incurred by power generators. (21) PSE's behaviour is compatible with the private investor principle because PPAs cover nothing other than fixed costs plus variable costs and a reasonable margin of profit.
(82)
It is said to be generally accepted practice for operators in the sector to conclude long-term contracts like PPAs. This, it is argued, is a normal form of risk-sharing between the power generator and the buyer. The long duration of a contract should not be construed as an advantage per se. The interested parties cite a number of examples: a contract between Electricité de France and Péchiney in France, two contracts between Redes Energéticas Nacionais and Turbogás and Electricidade De Portugal and Pego in Portugal, and contracts concluded by Northern Ireland Electricity in the United Kingdom. The interested parties also refer to an ‘IASB’ contract, but the references provided were incorrect and the Commission was unable to find the document. (22) The interested parties claim that the Commission did not express reservations about the duration of these contracts, even though it amounted to at least 15 years. The interested parties state that long-term contracts are also a generally accepted practice in the USA, but fail to provide any specific examples.
(83)
The interested parties also claim that PPAs do not guarantee return on investment. PSE and regulatory authorities have retained the legal means to limit return on investment. In particular, the regulatory authorities can review prices and reject excessive or unjustified charges. PSE did not always use power plants' full capacity, and incorporated gains resulting from efficiency improvements when calculating electricity prices in the contracts. Power generators also bear a number of risks relating e.g. to financing, construction, operating and maintenance.
(84)
Since the PPAs do not provide any economic advantage, it is argued, they do not constitute state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(85)
Interested parties that are privately owned also argue that, even if the PPAs did contain some economic advantage, the value of this economic advantage would have been reflected in the sale price agreed at the time of the privatisation of the power plant. PPAs were necessary in order to carry out privatisation, being one of the basic preconditions of the privatisation agreements for these plants. The interested parties argue that, further to the Banks (23) and Falck judgments of the Court of Justice, the circumstances referred to above rule out any element of economic advantage from the PPAs.
(86)
The interested parties argue that the power generators that are parties to the PPAs provide services of general economic interest (SGEIs).
(87)
state aid under the PPAs, if any, meets the four cumulative criteria laid down by the Court in its judgment in case C-280/00 (the Altmark judgment). (25)
(88)
First, the power generators that are parties to the PPAs will be entrusted with providing SGEIs. This follows from Article 1(2) of the 1997 Polish Energy Act, which states that the state must secure a continuous and uninterrupted supply of energy to end-users in a manner that is technically and economically justifiable, with due regard for the requirements of environmental protection. The interested parties also consider diversification of fuel supply and reduction of nitrogen oxide emissions close to urban areas as SGEIs which they are bound to provide. Member States have a wide margin of discretion to determine which services constitute SGEIs. More precisely, Directive 96/92/EC makes it possible for security of supply to be regarded as an SGEI, which is confirmed by the Commission's decision-making practice. Environmental protection, including energy efficiency and climate protection, was also recognised as an SGEI in Directive 2003/54/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 96/92/EC (26). As such, the PPAs are regarded as a legal instrument used by the State to entrust power generators with the aforementioned SGEIs, as confirmed by the bid assessment criteria.
(89)
Second, the PPAs, including annexes, lay down precise rules governing compensation for the costs of the SGEIs from the outset. This is a part of the negotiations for the PPAs. Certain PPAs were amended several times, even after Poland's accession to the European Union, but this did not have a significant impact on the compensation rules or the amounts involved.
(90)
Third, the compensation paid on the basis of PPAs does not exceed the costs of the SGEIs provided. PPAs solely cover the costs of generating the electricity purchased (e.g. construction costs, capital costs, fixed and variable operating and maintenance costs, overheads) and a reasonable margin of profit.
(91)
Fourth, the SGEIs were entrusted to companies selected by way of an open, competitive and non-discriminatory tender procedure for the conclusion of the PPAs.
(92)
In the light of the above, the interested parties conclude that the PPAs fulfil the four cumulative criteria referred to in the Altmark judgment and should be regarded as not constituting aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(93)
The interested parties also argue that even if PPAs were deemed not to fulfil the four cumulative criteria of the Altmark judgment, they could still be declared compatible with the common market under Article 86(2) of the EC Treaty.
(94)
As indicated in recital 88, the PPAs entrusted power generators with SGEIs, the nature of which is laid down in Polish law. PPAs are regarded as a necessary means to guarantee provision of SGEIs; otherwise, appropriate sources of financing for the plants' development could not have been found. Aid under PPAs is proportionate to the objective of obtaining the SGEIs since it does not cover more than the full costs of electricity generation, plus a reasonable margin of profit. In short, in view of the very limited number of interconnections between Poland's electricity network and other electricity networks in the European Union, the aid could not affect the development of trade between Member States to an extent contrary to the common interest.
(95)
The interested parties consider that the PPA system does not comprise elements of selectivity.
(96)
According to the interested parties, it cannot be automatically assumed that a measure that favours only one sector of the economy is selective. The interested parties argue that the Commission should always define the relevant geographical and product market. The Commission should then identify the competitors of the aid measure's recipients in this market so as to determine whether the measure is selective. In this specific case, the tender procedure for the selection of parties to the PPAs was open, transparent and non-discriminatory, which means that no selectivity was involved.
(97)
The interested parties also argue that sector-specific measures may be non-selective if they are purely the result of market forces. The measures examined by the Court in the Van der Kooy judgment (28) are a typical example of non-selective measures of this type.
(98)
The interested parties also point out that the decision to conclude PPAs was taken not by the state, but by PSE. The selectivity criterion should be replaced by the private investor principle.
(99)
The interested parties argue that the Commission should have examined whether the PPAs distorted competition or affected trade between Member States at the time when they were concluded.
(100)
The PPAs were signed at a time when there was no competition on the Polish electricity market. Directive 96/92/EC was not applicable to Poland at that time. Poland was at a very early stage of its EU membership negotiations - there was not even a definitive timeline for accession. Prices at the time were fully regulated, including prices for electricity generators which were not parties to PPAs. So PPAs could not be seen as distorting competition at that time.
(101)
The interested parties also note that Poland was not a Member State of the European Union at the time the PPAs were signed. Furthermore, connection capacity between Poland and its neighbours was limited, and the electricity generated under the PPAs was more expensive than electricity generated outside the PPAs. As such, it cannot be argued that the PPAs affected trade between Member States at the time when they were concluded.
(102)
The interested parties argue that, if the PPAs were state aid, they could be declared compatible with the common market pursuant to Article 87(3)(a) of the EC Treaty.
(103)
The interested parties argue that the PPAs cannot be regarded as operating aid. Operating aid (as opposed to investment aid) is ‘aid that is intended to relieve an undertaking of the expenses that it would normally have to bear in its day-to-day management or its usual activities.’ Payments under the PPAs cannot be regarded as constituting such aid. They constitute the price payable for goods or services supplied under a business contract. Besides, the purpose of PPAs is to enable implementation of an investment project, which demonstrates that they are investment (as opposed to operating) measures.
(104)
The interested parties also take the view that the Commission should recognise the existence of exceptional circumstances that could result in the operating aid being authorised in this case. Due consideration should be given to the state of the Polish electricity sector in the 1990s. Clearly, Poland could be treated as one of the regions referred to in Article 87(3)(a) of the EC Treaty. Some of the power generators in question were located in areas where closure would have a very significant impact on the community as a whole. PPAs also promoted the development of the electricity sector in Poland and of the economy as a whole, given the importance of this sector.
(105)
The interested parties argue that, if the PPAs were state aid, they could be declared compatible with the common market pursuant to Article 87(3)(b) of the EC Treaty.
(106)
According to the interested parties, when the PPAs were signed the state of the Polish electricity sector was creating serious disruption in the Polish economy. PPAs, it is argued, were a way of remedying this serious disruption.
(107)
The interested parties argue that, if the PPAs were state aid, they could be declared compatible with the common market pursuant to Article 87(3)(c) of the EC Treaty.
(108)
In that respect, the interested parties take the view that PPAs should not be analysed in the light of the Stranded Costs Methodology, since they were not designed to compensate for these costs. PPAs should instead be analysed directly in the light of Article 87(3)(c).
(109)
The interested parties claim that PPAs were designed to enable the development of the Polish energy sector by attracting foreign investment in modern, environmentally friendly power plants. As such, PPAs were intended to ‘facilitate the development of certain economic activities.’
(110)
The interested parties also claim that PPAs had little impact on trade in electricity between Member States. For technical reasons, interconnections between Poland and other countries were limited. Imports faced technical barriers and full use had already been made of the scope for exports, so it cannot be claimed that PPAs introduced restrictions in this area. According to the interested parties, in its initial report on the energy market, (33) the Commission did not identify PPAs as an obstacle to integration of the European energy markets. The interested parties conclude that the PPAs had ‘no adverse effect on trading conditions to an extent contrary to the common interest.’
(111)
The interested parties also argue that the PPAs should have been analysed in the light of the Community guidelines on state aid for environmental protection, (34) bearing in mind the fact that PPAs were specifically designed to bring power generators in Poland into line with the requirements of Directive 2001/80/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2001 on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants (35).
(112)
The interested parties argue that PPAs should be examined under state aid procedure No PL 1/03, (37) which was initiated by the Commission in application of the interim mechanism provided for in the Accession Treaty.
(113)
Case No PL 1/03 dealt with the notification by Poland of the initial version of the bill for the abolition of PPAs. The interested parties consider that, when it examined the notification, the Commission probably reached the same conclusion on the link between the PPAs and the initial bill as on the link between the PPAs and the Bill, namely that the PPAs and the bill are ‘closely linked.’
(114)
According to the interested parties, the logical conclusion is that the Commission should have analysed the PPAs by way of the same procedure that it used to analyse the initial bill, i.e. procedure No PL 1/03, just as it did in the present case.
(115)
The interested parties note that the decision to initiate the procedure also repeals the Commission decision concerning case PL 1/03. The Commission justified this repealing decision on the grounds that Poland had failed to implement the initial bill prior to accession and that therefore the procedures laid down in the Accession Treaty did not apply to it. The interested parties argue that this ignores the intrinsic relationship between the initial bill and the PPAs. Contrary to the initial bill, the PPAs would have remained within the scope of the procedures laid down in the Accession Treaty. The Commission should have continued to analyse the PPAs by way of procedure No PL 1/03, i.e. under the procedures of the Accession Treaty, and should not have initiated a new procedure under the EC Treaty.
(116)
The interested parties argue that termination of the PPAs means that they are deprived of their rights (39) (without adequate compensation). (40)
4.2. Comments on the Bill
(117)
Only ELCHO, the Banks and PAK submitted comments on the Bill.
(118)
The interested parties reiterate their viewpoint that the PPAs do not constitute an economic advantage (see above). They argue that, as a consequence, the payment of fair compensation for termination cannot constitute an advantage either. The interested parties refer to the Asteris judgement. (41) Compensation paid under the Bill is, they argue, akin to compensatory damages, and in addition is guaranteed under private international law and Article 10 of the Energy Charter Treaty.
(119)
The interested parties also argue that the Bill does not involve state resources in so far as the parafiscal levy that will fund it does not go through PSE, but through one or more private operators or companies.
(120)
The interested parties also argue that the Bill can be regarded as compatible with the EC Treaty in the light of Articles 87(3)(a)-(c) and 86(2). In this respect, the interested parties are invoking the same arguments as the ones used when discussing the compatibility of PPAs with these Treaty provisions.
(121)
Regarding the Bill's compatibility with the Stranded Costs Methodology, the Banks argue that this method was conceived and adopted in a totally different context. The objective of the Stranded Costs Methodology was to resolve the problem of how to recover sunk costs following liberalisation. The Bill, by contrast, took account of the circumstances prevailing in Poland when the PPAs were signed. The Banks criticise the fact that, in its decision to initiate the procedure, the Commission qualified certain power plants in Poland as ‘inefficient’ and sought to analyse whether the Draft Law would result in the level of income guaranteed before liberalisation being maintained. According to the Banks, this logic would result in any power plants constructed before the accession of a new Member State to the European Union being deemed inefficient, with the consequence that any contracts concluded with these power plants would automatically be regarded as including state aid. In turn, this would lead to the far-reaching conclusion that all contracts would have to be terminated at the date of accession and then renegotiated. This would make no legal or economic sense. The Banks add that the Commission has failed to provide any convincing or tangible evidence that the power plants are inefficient.
(122)
In short, according to the Banks, the Commission made a wrong distinction between power plants that had been completed, or nearly completed, at the time of accession, and the others. In so doing, the Commission overlooked the fact that compensation must be calculated with reference to the established rules of domestic and international law. According to the Banks, the price which a new player is prepared to pay to enter the market is irrelevant to these calculations.
5. COMMENTS FROM POLAND ON THE DECISION TO INITIATE THE PROCEDURE
5.1. Comments on the PPAs
(123)
Poland takes the view that the state has a duty to ensure energy security, which includes securing energy supplies, with due account for environmental requirements.
(124)
Poland argues that PPAs were the only way of discharging this duty in Poland at the time when the agreements were signed. Significant investment was necessary to modernise the Polish electricity market, and the energy companies themselves had very limited resources. The Banks made the granting of loans contingent on a certain level of income being guaranteed for a specified period. PPAs were regarded as collateral for these loans.
(125)
PSE was the only entity that was capable of implementing the PPAs. When analysing this company's behaviour, it should be borne in mind that the main motive of the state is not to generate profit but to discharge its duties in the general interest.
(126)
Poland argues that, since the PPAs were concluded by way of an open, transparent and non-discriminatory tender procedure, the state's participation in them should be seen as representing the market price for discharging the duty in the public interest, which leads to the conclusion that there is no state aid element involved. This is compatible with the concept of public-private partnership, which is promoted by the Commission.
(127)
According to Poland, the PPAs were concluded under market terms and their form reflected in particular the credit terms offered by the banks to power generators.
(128)
Furthermore, Poland argues that, since the concepts of SGEIs and public-private partnership always refer to a specific sector, the PPAs cannot be viewed as instruments which are abnormally sector-specific.
(129)
Poland also argues that, in cases where power plants were privatised, the sales price took account of the value of the PPA. This therefore rules out any element of economic advantage, which is one of the cumulative elements for defining state aid.
(130)
Poland also takes the view that the PPAs do not constitute aid which is still applicable after accession. Poland regards PPAs as individual aid, and states that their implementation, even after accession, is nothing more than the transfer of aid awarded before accession. The PPAs also clearly indicate the state's maximum exposure.
(131)
Poland states in its opinion that the Stranded Costs Methodology cannot be applied to the PPAs themselves. It is applicable only after the PPAs have been terminated.
(132)
In conclusion, the Polish authorities dispute the statement that the PPAs guarantee a certain price for the electricity over a specified period. Poland argues that instead the PPAs ensure that the costs of generating electricity are covered and allow for a small profit margin to the extent necessary to repay the debt. According to Poland, in accordance with market economy principles, the price of a product or service should always reflect the costs of the capital obtained to finance the investment.
5.2. Comments on the Bill
(133)
Poland responded to the Commission's doubts on the Bill as expressed in the decision to initiate the procedure by proposing an amended version of the Bill. The Bill entered into force on 4 August 2007 and is therefore referred to hereinafter as ‘the Act’.
(134)
As regards state aid, a description is given below of the points in which the new version of the Act differs from the original version as described in section 2.2.
(135)
The list of aid recipients and the maximum amount of compensation have been amended. The new list of stranded costs compensation amounts for potential recipients is as follows:
Table 3
Compensation levels in the amended Act
(in 1000 PLN)
Name of recipient
Maximum compensation
BOT Górnictwo i Energetyka S.A.
4 536 851
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
1 479 745
Elektrownia Kozienice S.A.
623 612
Zespół Elektrowni Dolna Odra S.A.
633 496
Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin Pątnów II
1 377 880
Elektrociepłownia Kraków S.A.
0
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
297 415
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
777 535
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
425 263
Elektrociepłownia Chorzów ‘ELCHO’ S.A.
888 581
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
464 297
Elektrociepłownia Gorzów S.A.
72 755
Total
11 577 430
Source: Appendix 2 to the Act as submitted by Poland.
(136)
As compared against the list in Table 2, the amended list of recipients:
a)
no longer includes Electrabel Połaniec S.A. and Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A., because their PPAs have expired in the meantime;
b)
no longer includes Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o., because the PPA for this power plant was terminated before construction of the plant had been completed;
c)
now includes Elektrociepłownia Gorzów S.A., which became eligible for payments under the Bill.
(137)
Elektrociepłownia Kraków S.A. remains eligible for payments under the Act, but with a maximum level of compensation equivalent to zero.
(138)
The main rules governing the calculation of the maximum amount of stranded cost compensation listed in Table 3 above are laid down in Article 27 of the Act.
(139)
The maximum amounts of compensation were calculated as the difference between:
(a)
undepreciated investment costs as of 2007 not covered by investment aid, and
(b)
the part of its cash flow that the company will be able to use to recoup its investment costs.
Investment costs are the net book value of fixed assets as per Article 27(1) of the Act. Undepreciated investment costs are the book value of fixed assets after deduction of their depreciated value.
The following are subsequently deducted from this amount:
-
the residual book value of the power plant as at the day on which the PPA was originally scheduled to end (if any), and
-
the total amount of the grants and write-offs relating to the assets.
This maximum amount was calculated from 2007 until expiry of the PPA for each power plant.
(140)
When the compensation amounts were calculated, only those investments that had been completed or were on the point of completion as of the date of Poland's accession to the European Union were taken into consideration. ‘Investments on the point of completion’ means investments which it was more economic to complete and operate rather than stopping construction. The assessment was carried out as at the date of Poland's accession to the European Union.
(141)
Future cash flows were calculated on the basis of the same type of market forecasts as the ones described in the decision to initiate the procedure. The Polish authorities substantiated their forecasts.
(142)
The Act no longer provides for a large initial payment; instead, there are annual instalments with a system of advances which, in particular, take account of the power generator's debt. The mechanism designed to adapt compensation amounts to actual changes in electricity prices was extended until the originally planned termination of each PPA. It corresponds to the period referred to in recital 139 used to calculate the maximum amount of compensation for each company.
(143)
The Act states that recipients of compensation will not receive rescue or restructuring aid for a period of ten years after the last stranded costs compensation payment provided for by the Act.
(144)
The Act also provides for a new category of stranded costs for the power generators listed in Table 3 which have concluded a long-term gas supply contract containing a take or pay clause relating to the plants' operation under their PPA. Long-term take or pay contracts are contracts in which the buyer undertakes to take a certain quantity of gas for each year of the contract at a price set by a formula and is liable to a fine if it fails to purchase the quantity in question.
(145)
The maximum compensation for these categories of stranded costs is equivalent to the maximum volume of electricity that the generator in question can produce from the gas contracted under take or pay conditions, multiplied by the estimated difference between the price per unit of energy of this gas and the average price per unit of energy of the coal needed to produce the same amount of electricity, and by a coefficient reflecting the ratio between the average cost per unit of energy of gas from Polish gas fields and the average cost per unit of energy of the gas used by generators not using gas from Polish gas fields (if the generator concerned does not use Polish gas).
(146)
The following table indicates the maximum payments for compensation linked to take or pay contracts under the Act:
Table 4
Maximum compensation for stranded costs linked to take or pay contracts
(in 1000 PLN)
Generator
Maximum compensation
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
124 395
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
191 480
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
340 655
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
313 477
Elektrociepłownia Gorzów S.A.
35 273
Total
1 005 280
Source: Appendix 2 to the Act as submitted by Poland.
(147)
A mechanism has been put in place to update the actual compensation granted each year to each of these generators for stranded costs linked to take or pay contracts.
(148)
Actual compensation in a given year comprises two items:
a)
first, an amount equivalent to the actual quantity of electricity produced in a given year by the generator in question from the gas obtained under his take or pay contract, multiplied by the difference between the actual price per unit of energy of the gas purchased under the take or pay contract and the actual average price per unit of energy of the quantity of coal necessary to produce the same amount of electricity in that year, minus the difference between the average sales price per unit of energy of the electricity charged by the generator concerned in that year and the average sales price per unit of energy of electricity charged by coal-fired generators in that year (when this difference is negative it is not taken into account in the calculations). The coefficient reflecting the ratio between the average cost per unit of energy of gas from Polish gas fields and the average cost per unit of energy of the gas used by generators not using gas from Polish gas fields (if the generator concerned does not use Polish gas) is also applied;
b)
second, an amount equivalent to the actual fines paid by the generator in question in that year for gas contracted under take or pay provisions and not taken.
(149)
For each power generator, the sum of actual annual compensation as calculated in accordance with the methodology laid down in recital 148 may not exceed the maximum amount of compensation provided for in Table 4. All payments for the compensation of stranded costs linked to take or pay contracts cease when this maximum amount is exceeded. In any event, payments cease at the latest when the terminated PPA was originally scheduled to expire.
(150)
The above-mentioned provisions apply only to quantities of gas acquired under take or pay contracts that had already been concluded at the time of Poland's accession to the European Union. Additional quantities of gas contracted under take or pay provisions by the same power generator after accession do not qualify for compensation. Furthermore, if the quantity of gas acquired under the take or pay provisions is reduced after accession, then this reduction is reflected in compensation payments.
6. REPLY FROM POLAND ON COMMENTS FROM INTERESTED PARTIES
(151)
Poland takes the view that PPAs should not be regarded as state aid by the Commission. However, if they were to be deemed as constituting state aid, they should be treated as aid not applicable after accession.
(152)
Poland notes that the exemption from the obligation to submit tariffs to the President of the Office for Energy Regulation for approval was intended to encourage power generators to behave like market operators and limit energy generation costs.
(153)
Poland emphasises that the conclusion of PPAs was preceded by a tender procedure which was open and non-discriminatory and addressed to all generators (public and private alike). The Commission is also requested to note that some PPAs were linked to privatisation and that the price of the privatised enterprise reflected the fact that a PPA had been concluded.
(154)
Should the Commission deem PPAs to constitute state aid, Poland considers that the aid should not be qualified as operating aid, as in practice it was linked to the discharge of the public duties vested in the power generators. PPAs were designed to ensure security of supply.
(155)
Poland once again reiterated its standpoint that PPAs should not be assessed in the light of the Stranded Costs Methodology; the Methodology should be used only for costs arising when a Member State fails to discharge its obligations and guarantees vis-à-vis generators.
7. ASSESSMENT BY THE COMMISSION
(156)
As mentioned in recital 133, the Polish authorities have submitted the Act to the Commission as part of the present procedure for it to be assessed under the state aid rules. The Act provides for compensation linked to early termination of PPAs and cannot therefore be dissociated from the PPAs themselves. In its decision to initiate the procedure, the Commission expressed doubts about possible state aid elements and PPAs' compatibility with state aid legislation. The PPAs are still in force at the date of the present Decision.. Therefore the Commission has a duty to assess the PPAs listed in Appendix 1 to the Act.
7.1. With regard to PPAs
7.1.1. Existence of state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty
(157)
Below the Commission analyses each of the four cumulative criteria which comprise the definition of state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty: the involvement of state resources, the existence of an economic advantage, the selectivity of the advantage and the impact on trade.
(158)
It is important that this analysis should determine the time at which these criteria are examined and which will, as a result, be taken into account for the state aid assessment of the PPAs.
(159)
In their comments, the interested parties argued (with reference to several assessment criteria) that the Commission should consider only the situation prevailing when the PPAs were signed. The findings of this analysis would then extend to the whole duration of each PPA, at least until it was substantially amended.
(160)
It is true that, when carrying out an analysis to determine the existence of aid in a specific case, the Commission must examine the situation prevailing at the time when the measure entered into force.
(161)
However, that does not mean that the assessment of the four criteria in the definition of state aid should be limited to the precise time at which the aid was granted. If, from the outset, the aid was granted for a long duration in the form of successive payments - as opposed to a one-off payment - the Commission must determine whether the criteria were met over the whole planned duration of the measure.
(162)
In the present case, the Commission has reached the conclusion that the assessment findings were identical irrespective of whether the PPAs were deemed to constitute state aid when they were concluded. If the Commission were to take the view that the four criteria for aid were present when the PPAs were concluded, the measure should be assessed in accordance with the Accession Treaty. As a result of this assessment (point 7.1.2 below), the measure would constitute new aid as of 1 May 2004 and its compatibility with the common market should be assessed as of that date. Should it be concluded, however, that the PPAs did not constitute state aid when they were signed, the Commission is of the view that they became state aid at the time of accession - at the latest on the date of accession of Poland to the EU (point 7.1.2 below). On the basis of the Accession Treaty and in accordance with Article 1(b)(v) of Regulation (EC) No 659/1999, the Commission would conclude that the measure constitutes new aid as of 1 May 2004 and its compatibility with the state aid rules is to be assessed as of that date (point 7.1.2 below).
(163)
Therefore the Commission is assessing whether, as of the day on which Poland acceded to the European Union and since that date, the measure meets all the criteria for the existence of state aid.
(164)
In this regard, the Commission wishes to respond to comments submitted by the interested parties to the effect that private-law contracts cannot automatically become void as a result of accession and liberalisation, as this outcome would, according to the interested parties, go against the principles of legal certainty and legitimate expectations.
(165)
The Commission rejects this argument. The Europe Agreement establishing an association between the European Communities and their Member States, of the one part, and the Republic of Poland, of the other part, which paved the way for accession, was signed on 16 December 1991. At the time when the parties concluded these agreements, it was clear that Poland would accede to the EU and, for most of them, it was also clear that this would take place before the end date of the PPA.
(166)
The Republic of Poland signed the Accession Treaty on 16 April 2003. The Accession Treaty entered into force on 1 May 2004. From the date of accession, the provisions of the original Treaties and those of the secondary legislation became binding in Poland, in line with Article 2 of the Accession Act. (42) Consequently, the so-called acquis communautaire applies to all contractual relations in the new Member States, and any exceptions to this rule can stem only from the Accession Treaty itself. The Accession Act annexed to the Treaty and its Annexes do not provide for any exception under the state aid rules that would exempt the PPAs or the energy sector in general from the direct application of EU state aid legislation.
(167)
The Commission is duty bound to apply EU competition law to Poland in the same way as it does to all other Member States as regards the energy sector and all other sectors of the Polish economy. The Commission notes that the form of aid (private-law contract as in the case of the PPAs) is not relevant from the state aid viewpoint; only the effect of the measure is relevant to the Commission's analysis. The Commission therefore found no valid arguments in the interested parties' comments to explain why this procedure is incompatible with the principles of legal certainty or legitimate expectations.
(168)
The guarantee of profitability, which is the basis of the PPAs, manifests itself in practice in the obligation for PSE to purchase electricity at a price which covers investment and operating costs plus a certain margin of profit. The purchase price is borne in full by PSE, a company which is entirely owned and controlled by the Treasury.
(169)
The interested parties have argued that the decision to conclude the PPAs was made by PSE
(170)
As far as state resources are concerned, the Commission has also considered the application of the PreussenElektra judgment, (43) in which the Court of Justice examined a mechanism whereby privately owned companies were compelled by the state to purchase electricity from specific producers at a price fixed by the state which was higher than the market price. The Court ruled that, in this case, there was no transfer of public resources, and therefore no state aid.
(171)
The Polish situation is significantly different from the system examined by the Court in the aforementioned ruling. In particular, the difference lies in the ownership structure of the companies to which the obligation to purchase the electricity applies.
(172)
In the PreussenElektra case, the company which the State required to purchase the electricity was privately owned, whereas PSE is entirely owned and controlled by the state. PSE is under state control in accordance with the definition set out in Commission Directive 2006/111/EC of 16 November 2006 on the transparency of financial relations between Member States and public undertakings as well as on financial transparency within certain undertakings. (44) The resources used therefore belong to a fully state-owned company.
(173)
In the PreussenElektra case, when the funds are traced from the recipient back to the source, it emerges that at no time were they under the direct or indirect control of the state.
(174)
In contrast to the situation described in the PreussenElektra judgment, in the Polish case the funds are under state control because they are transferred to a public company (i.e. PSE) and will therefore be regarded as state resources.
(175)
On the basis of the assessment of the measure and in the light of the aforementioned judgment, the Commission concludes that the PPAs do comprise state resources.
(176)
As far as imputability is concerned, in the Stardust judgment, (45) the Court stated that resources allocated to companies that are under the control of the state are state resources. However, the Court added that it is also necessary to examine whether the use of such resources is imputable to the state in a concrete manner.
(177)
According to the Stardust judgment of the Court of Justice, when a publicly owned company uses its funds in a way which is imputable to the state, then these funds should be regarded as state resources within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(178)
It clearly appears from the comments submitted by Poland and interested parties that the decision to launch a programme to attract investors to the power generation sector was designed to promote the sector's modernisation, update power plants so as to bring them into line with EU standards and ensure that energy supplies fully covered demand. This demonstrates that the PPAs were concluded by PSE not for commercial purposes but, as acknowledged by the Polish authorities themselves, in order to implement a number of important policy objectives.
(179)
The state's control over the award of PPAs is evidenced in the fact that the invitations to submit tenders were sent to participants by the Polish Ministry of Industry and Trade. Moreover, under the Polish Commercial Code, the Minister of the Treasury has the full authority of the General Assembly of Shareholders.
(180)
The core principle underpinning the prices provided for in the PPAs was that they should cover investment and operating costs and ensure a certain profit margin. This framework is designed to ensure the necessary investments and also reflects a decision by the state authorities implemented via PSE.
(181)
In the light of the above assessment, the Commission considers that the above elements constitute a set of indicators which, according to the criteria laid down by the Court of Justice in the Stardust judgment, lead to the conclusion that the use of PSE's funds in the PPAs is imputable to the state and that therefore, in view of the arguments set out, the PPAs should be considered, for the purposes of the assessment, as being financed from state resources.
(182)
It seems clear to the Commission that the state was involved in concluding the PPAs and in defining the basic rules governing these agreements.
(183)
The legal form of a PPA is a contract concluded between two parties: PSE and the power generators. As explained in recital 172, PSE is a fully state-owned company.
(184)
To determine whether the PPAs provide an economic advantage to power generators, the Commission must assess whether, via the PPAs, generators obtain economic advantages that they would not obtain from the market.
(185)
PPAs provide eligible generators with an advantage if the parties to these agreements are placed in a better economic position than other companies.
(186)
Even though the details of individual PPAs may vary, all PPAs are structured around a core invariable principle: the mandatory purchase by PSE of most (sometimes all) of the electricity generated by the companies concerned, at a price reviewed periodically in accordance with the principle that the total costs (fixed and variable) of generating electricity, plus a profit margin, are passed on to the consumer.
(187)
The Polish electricity regulator, URE, indirectly retains the right to check whether the costs charged to PSE are justified and reasonable, but in practice URE uses this power only to check that the costs were actually linked to electricity generation. Furthermore, URE's checks are only indirect since their purpose is to verify the cost structure of PSE with a view to defining PSE's income from captive customers. In the unlikely circumstance of some of the PPA-related costs charged to PSE being deemed unjustified by URE, it can only prohibit PSE from passing these costs on to its captive customers. This might make it more difficult for PSE to discharge its obligations under the PPAs, but it would not mean they had been legally annulled.
(188)
The core principle described above is applied for the whole duration of the PPA, which lasts from 7 years to 20 years from the beginning of operation of the plants, i.e. from 10 to 31 years following the conclusion of the PPAs and, in the majority of cases, more than 15 years.
(189)
This means that, during this period, the commercial risk associated with operating the power plants is borne by the buyer of the electricity, i.e. PSE. This includes the risk associated with fluctuations in electricity generation costs and, in particular, fuel costs, the risk associated with fluctuations in end-user electricity prices, and the risk associated with fluctuation in end-user electricity demand. These are the typical risks that any power generator without a PPA would bear itself.
(190)
This means that power plants which have concluded PPAs (provided that they are properly managed from a technical perspective) have guaranteed profits extending over a very significant period equivalent to the typical expected lifetime of the assets concerned or their depreciation. The longer the period is, the greater the value of the guarantee, since it protects against a risk whose occurrence is increasingly unpredictable.
(191)
The Commission considers that this guarantee, which is the core of the PPAs, places the beneficiaries in a better economic situation than other companies on the market and therefore provides an advantage to the relevant power plants.
(192)
According to both the Polish authorities and the interested parties, the banks required the PPAs to be signed as a precondition for awarding loans to finance the assets. Electrabel states that ‘Financial institutions were not ready to finance new investments in the Polish power sector without benefiting from a special guarantee that the borrower will achieve a certain turnover during the period of reimbursement of the loan.’ (46) It follows from these requirements on the part of banks that the guarantees awarded as part of the PPAs had a positive market value. The financial institutions' agreement to finance the investments was therefore contingent on the PPA.
(193)
It follows from the above considerations that PPAs are not a traditional form of guarantee but simply provide for payment by the State-owned and State-controlled PSE of the investment costs and the most important (if not all) operating costs of the power plants which are parties to the agreements. In practice, this ‘guarantee’ means that, over more or less the full depreciation period or planned lifetime of the plant, and irrespective of any changes in the conditions obtaining on the market, PSE buys a fixed quantity of electricity at a price that must ensure the power plant's viability.
(194)
With a view to determining whether an advantage exists, the Commission analyses several other aspects in the following paragraphs.
(195)
First, the Commission notes that in Poland PPAs were concluded only with selected power generators. At the time they were concluded, there were other electricity generators that did not benefit from the PPA rules. More were set up in later years, and new investments are currently under way without PPA support.
(196)
In the first years of the PPAs, power generators without a PPA could sell their electricity at prices controlled by the State via URE. On 28 June 2001 a start was made on eliminating this mechanism and these power generators started selling their electricity at free, market-based prices.
(197)
As the interested parties have indicated, none of these mechanisms (price controlled by the state or free, market-based price) enabled generators without PPAs to cover all their costs. They sell their electricity at a price corresponding to marginal costs, i.e. a price which only ensures that their variable costs are covered.
(198)
The interested parties have suggested that electricity produced by power generators without PPAs is not as environmentally friendly as electricity generated by beneficiaries of PPAs, and that this would justify the former receiving a lower price for their electricity. The Commission rejects this argument. First, it is not certain that all power plants without PPAs generate ‘dirty’ electricity. The newest plants in Poland (without PPAs) produce electricity using state-of-the-art technology. In addition, there is no economic reason why less environmentally friendly electricity would have a lower market value than more environmentally friendly electricity. The electricity produced is completely substitutable (it is not even possible to distinguish physically between the two types), and its value for the customer is exactly the same. (47)
(199)
The Polish Power Exchange started operating in 1999. Since 2001 the average price of electricity on the Polish Power Exchange has remained stable and has fluctuated within a range of 110 to 125 PLN/MWh. (48) In 2004, the average price on the market fluctuated around 115 PLN/MWh; in 2005 around 115-120 PLN/MWh; in 2006 it was rather stable at around 125 and in 2007 (to 31 July 2007) it fluctuated between 110 and 122 PLN/MWh. By way of comparison, the information provided by Poland allowed the Commission to estimate the full costs incurred in 2005 by the power plants entitled to compensation under the Act as follows:
Table 5
Estimated total costs of generating electricity in power plants which concluded PPAs in 2005
Generator
Average generation costs in 2005 (PLN/MWh)
Elektrownia Opole (part of BOT)
[…] (49)
Elektrownia Turów (part of BOT)
[…]
Południowy Koncern Energetyczny S.A.
[…]
Elektrownia Kozienice S.A.
[…]
Zespół Elektrowni Dolna Odra S.A.
[…]
Pątnów II
[…]
Elektrociepłownia Kraków S.A.
[…]
Elektrociepłownia Rzeszów S.A.
[…]
Elektrociepłownia Nowa Sarzyna Sp. z o.o.
[…]
Elektrociepłownia Lublin Wrotków Sp. z o.o.
[…]
Elektrociepłownia Chorzów ‘ELCHO’ S.A.
[…]
Elektrociepłownia Zielona Góra S.A.
[…]
Average price on the Polish Power Exchange
115-120 PLN/MWh
Source
:
Commission estimates based on data provided by Poland. For Pątnów II, the value is for 2008, the first year in which the plant should be operational.
(200)
The figures in Table 5 above show how unlikely it is that market prices - i.e. the price that generators without PPAs are paid for their electricity on the market - would suffice to provide the same type of profit guarantee as the one PPAs offer.
(201)
The example of the Polish Power Exchange is not an isolated one. Other Member States have also liberalised their electricity markets and established power exchanges in which buyers and sellers trade electricity under market conditions.
(202)
In its Sector Enquiry on electricity markets in Europe, (50) the Commission examined in detail the conditions governing trade in electricity in European wholesale markets. The data gathered as part of this enquiry shows that no liberalised market provides a guarantee to generators that they will cover all their costs in the long-term. As a matter of fact, most transactions take place within a horizon of three years.
(203)
Trade in electricity on power exchanges is always based on marginal pricing, which guarantees only that short-run marginal costs are covered. (51) Furthermore, the time horizon for contracts on these markets is shorter than for PPAs. For instance, at present the longest contracts have been concluded for: four years in NordPool (Scandinavian countries), three years in Powernext (France), five years in UKPX (United Kingdom) and six years in EEX (Germany). On some exchanges, like OMEL in Spain, no forward contracts are concluded. Since 1 April 2006 no forward contracts have been concluded on the Polish Power Exchange either.
(204)
In liberalised markets, electricity can also be traded via bilateral contracts (over the counter’ or OTC market). An energy enquiry showed that, because of the possibility of arbitrage between power exchanges and bilateral contracts, trading conditions (in particular price and duration of contracts) on the OTC market are similar to those prevailing on power exchanges.
(205)
In the PPAs, PSE undertook to purchase a fixed minimum volume of electricity from power generators at a price covering their full costs until 2007 for the shortest PPAs and until 2027 for the longest ones.
(206)
This decision was imposed on PSE by the Polish Government. As ELCHO indicates in its comments, ‘the Polish Minister for Trade and Industry implemented the policy objectives of ensuring security of supply and improving environmental standards of power generation through PSE.’ (52)
(207)
The very fact that the Polish Government had to decide in PSE's place that new investments would take place and would benefit from PPAs clearly shows that this decision was mainly based on criteria other than market investor considerations.
(208)
There are two main reasons why PSE would not have had an economic interest in taking this decision without government intervention.
(209)
First, PSE purchased a quantity of energy that it already knew might be surplus to its requirements.
(210)
By awarding the PPAs, PSE undertook to purchase a fixed and significant quantity of electricity (around 50 % of Polish electricity production in 2005, (53) and up to 70 % in the period in question).
(211)
At the very beginning (the first few years of the PPAs) PSE was the only supplier in the Polish electricity system, so it could sell all this electricity to its end users. However, from the very outset, it was clear that PSE would soon cease to be the sole electricity supplier in Poland. The PPAs were signed between 1996 and 1998, with the exception of one of the six PKE PPAs, which was signed on 12 April 1995. It was already clear at the time that Poland was likely to accede to the Union during the life of most if not all of the PPAs (in reality, accession occurred before the end of the first one and 23 years before the end of the last one). In particular, during the pre-accession process, in December 1991, the Polish government had signed the Europe Agreement which constituted an association partnership between the EC and the Republic of Poland. Later, in 1994, Poland lodged its official application for EU membership. Accession negotiations started in 1998 and ended in 2002 when the Copenhagen European Council found that Poland fulfilled the accession criteria.
(212)
As a matter of fact, the interested parties even indicated that one of the aims of the PPAs was to ensure that Polish power generators complied with certain EU directives on air pollution and, in particular, with the directives on emissions of large combustion plants, (54) which is further evidence that these parties were aware that Poland would soon accede to the European Union.
(213)
It was known that Poland's accession to the European Union would entail integration into the internal electricity market, liberalisation of which started with the adoption of Directive 96/92/EC. (55) This meant the opening-up of the market to other suppliers competing with PSE, and, accordingly, that PSE might not need all the electricity provided for in the PPAs in the light of changes on the electricity market.
(214)
The liberalisation plans were implemented very rapidly in Poland, with the first customers benefiting from the opening-up of the market in 1999. The Polish Power Exchange opened in the same year. Further changes occurred when Directive 2003/54/EC was adopted on 26 June 2003. This Directive provides for the liberalisation of the market for all professional consumers by 1 July 2004 and for all consumers by 1 July 2007, thus gradually reducing PSE's captive market share to zero.
(215)
Second, even for the share of electricity which PSE actually needed, it made no sense for PSE, as the buyer, to undertake to pay the power plants the full costs of generating power, plus a profit margin established such a long time in advance even though it was already known that liberalisation would allow it to choose between different technologies and prices, including those offered by new market entrants using more efficient technologies.
(216)
Buyers have an interest in concluding long-term contracts only if these contracts provide them some hedging against fluctuations in the electricity market, and in particular against changes linked to fluctuations in fuel costs. For this reason a buyer would have an economic interest in a long-term contract of this type only if the seller offered to take part of the risk associated with fluctuations in fuel costs or if the generating technology ensured stable fuel costs, as is the case with hydropower plants, and, in certain conditions, nuclear plants.
(217)
This economic logic is confirmed by the fact that there does not seem to be any example of private buyers taking long-term contracts without state intervention with plants using fossil fuel and covering all production costs for the same duration as the PPAs (more than 10 years). The Commission found none in its energy sector enquiry, and, despite their claims to the contrary, none of the interested parties submitted an example of such a contract to the Commission, despite the fact that some of them belong to very large groups with activities in several countries.
(218)
The only examples quoted by the interested parties are not adequate for the reasons indicated below:
a)
the contracts in Portugal between Redes Energéticas Nacionais on the one hand and Turbogás, Electricidade De Portugal and Pego on the other hand, were concluded by a publicly owned company (Redes Energéticas Nacionais). It should be noted that the Commission did not regard these contracts as compatible with the state aid rules, despite attempts by the interested parties to prove that they were. The Commission only issued a decision concerning their compatibility with Article 81 of the EC Treaty. In a state aid decision concerning the compulsory annulment by Portugal of these contracts and the awarding of compensation for annulment, the Commission noted that they constituted an advantage for the power generators; (56)
b)
the contracts concluded by Northern Ireland Electricity in the United Kingdom were awarded at a time when Northern Ireland Electricity was still a publicly owned company, at the request of the state. Northern Ireland Electricity was subsequently privatised and the UK Government had to put in place a support scheme to compensate Northern Ireland Electricity for the non-economic burden associated with these contracts;
(c)
the contract between Electricité de France and Péchiney in France covers only Electricité de France's variable nuclear plant costs. Many other contracts of that type were concluded in France in the 1990s. They are all based on the principle that the generator undertakes to deliver electricity to the buyer over a long period at a price which only covers its marginal costs.
(219)
Lastly, the Commission notes that, despite the interested parties' claims to the contrary, it is not true that the fact that PPAs were concluded following a competitive procedure suffices for them to be deemed as not constituting aid. This reasoning applies when a Member State purchases goods or services for its own use. In the case at issue, the purpose of the competitive procedure was to serve policy objectives such as promotion of foreign investment in Poland, environmental protection and improvements in security of supply, rather than to purchase goods and services required by the state. In such cases, the fact that a competitive procedure was followed may lead only to the conclusion that the aid is limited to the minimum necessary to achieve the policy objectives; it does not suffice to rule out the presence of state aid.
(220)
Power generators belonging to privately owned groups have argued that any state aid under the PPAs would have been eliminated by the privatisation process because the price paid by the companies that purchased the power plants would have taken account of the value of the PPAs.
(221)
The Commission considers that this reasoning does not apply in the present case. In the case at issue, privatisation of the power plants took the form of share deals.
(222)
The Court of Justice has analysed how a change in the ownership of a company during a share deal affects the existence of aid and the recipient of unlawful aid granted to the company. It ruled that the unlawful aid remains and stays with the company that benefited from the aid, despite the change in its ownership. (57) The transfer of shares at the market price merely ensures that the buyer did not benefit from state aid either.
(223)
In the case at issue, this means that the change in the ownership of the power plants that benefited from the PPAs did not alter the fact that the PPAs constitute state aid to these power plants. In reality, the power plants benefited from the advantages contained in the PPAs, irrespective of their ownership structure.
(224)
All the above-mentioned elements of the economic advantage and the arguments developed above concern the time of accession of Poland to the EU and remain applicable as at the date of this Decision (in the case of PPAs which terminated before the date of this Decision, until the date on which they terminated).
(225)
In view of the above, the Commission concludes that the PPAs provide an advantage to the beneficiaries.
7.1.2. Service of general economic interest
(226)
The interested parties have argued that the PPAs should be regarded as implementing SGEIs for the purpose of securing electricity supplies and environmental protection. They are said to fulfil the criteria laid down in the Altmark judgment, which means that they do not constitute aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(227)
The Commission has analysed these arguments and cannot agree with them for the following reasons:
(228)
Member States have a wide margin of discretion to define the scope of SGEIs. However, the existence of this wide margin of discretion does not mean that just any state intervention with a policy motivation can be characterised as an SGEI. For instance, in the Merci convenzionali porto di Genova judgment, (58) the Court rejected the application of Article 86(2) of the EC Treaty because ‘it does not appear […] that [dock] work is of a general economic interest exhibiting special characteristics as compared with the general economic interest of other economic activities.’ The Commission also considers that the Member States' wide margin of discretion in defining the scope of SGEIs is restricted in fields where Community legislation exists.
(229)
The interested parties have invoked environmental protection as one of the SGEIs to be implemented by the PPAs. More precisely, the PPAs were supposed to support investment designed to allow Polish plants to adapt to EU environmental standards.
(230)
The Commission considers that the requirement to fulfil environmental standards does not exhibit any special characteristics as compared with the constraints imposed on all companies active in an industrial sector. Furthermore, considering the fulfilment of environmental standards as an SGEI would go directly against the polluter pays principle which is one of the core principles of Community environmental law, enshrined in primary legislation by Article 174(2) of the EC Treaty.
(231)
The Commission notes the interested parties' argument that environmental protection is quoted as one of the possible areas for public service obligations in Article 3 of Directive 96/92/EC. However, the Commission takes the view that this does not undermine the position set out above. The fact that the Directive states that there may be public service obligations in the field of environmental protection does not mean that there are no requirements as to the actual content of these public service obligations. In particular, these obligations must exhibit special characteristics as compared with the normal business environment of companies in the sector, and may not be incompatible with the principles on which Community environmental protection policy is based (e.g. the polluter pays principle).
(232)
The Commission also notes that four of the power plants concerned by the PPAs (in Turów, Pątnów, Bełchatów and Jaworzno) feature on the WWF's list of Europe's thirty most polluting power stations, (59) which further relativises the claims that they fulfil an SGEI in terms of environmental protection.
(233)
The interested parties also invoke security of supply as one of the SGEIs that the PPAs implement.
(234)
In its decision practice, (60) the Commission has taken the view that security of supply could be an SGEI, subject to the restrictions provided for in Article 8(4) of Directive 96/92/EC (which corresponds to Article 11(4) of Directive 2003/54/EC), that is, provided that the generators concerned use indigenous primary energy fuel sources, and that the total volume of energy does not exceed in any calendar year 15 % of the total primary energy necessary to produce the electricity consumed in the Member State concerned.
(235)
In the case at issue, the PPAs concern quantities of energy that are largely in excess of the 15 % referred to in recital 234. Furthermore, they do not solely concern generators using indigenous primary energy fuel sources.
(236)
The Commission notes that the power plants concerned by the PPAs do not exhibit any special characteristics that would make them particularly well adapted to meet security of supply objectives. In fact, they are just normal plants connected to the network, and therefore contribute to overall security of supply in Poland just like any other power plant in the sector.
(237)
In view of the above, the Commission takes the view that there is no reason to deviate from its usual practice in this field. It must therefore reject the claim that the PPAs implement an SGEI in the field of security of supply In any event, no SGEI has been defined by Poland in this context to date.
(238)
In view of the above, the Commission concludes that the EC Treaty provisions on SGEIs do not apply to PPAs.
(239)
The Commission also notes that the PPAs would not fulfil all the criteria laid down in the Altmark judgment.
(240)
First, under the Altmark judgment, the recipient undertaking is actually required to discharge public service obligations and those obligations must have been clearly defined.
(241)
In the case at issue, the alleged public service obligations have not been clearly defined. The interested parties mention environmental protection and security of supply, but these objectives are of a very general nature. In addition, the view could be taken that, to some extent, any generator in the electricity sector contributes to the realisation of these objectives. The interested parties failed to submit any document providing a more tangible definition of the type of SGEI entrusted to individual generators, let alone a legal document laying down their obligations.
(242)
Article 1(2) of the Polish Energy Act was also invoked. (61) This Article indicates that the state must secure a continuous and uninterrupted supply of energy to end-users in a manner that is technically and economically viable and takes due account of environmental protection requirements. But this Article of the Act does not entrust any specific company with public service obligations. It entrusts duties to the state alone.
(243)
Lastly, the interested parties argue that PPAs are documents that entrust generators with SGEIs. But PPAs do not contain any tangible definition of SGEIs either, nor do they even refer to these obligations or to legal provisions that could be a basis for the state to entrust SGEIs to other entities.
(244)
Second, the parameters on the basis of which the compensation is calculated must have been established beforehand in an objective and transparent manner, and the compensation should not exceed what is necessary to cover all or part of the costs incurred in discharging the public service obligations, taking into account the relevant revenue and a reasonable profit for discharging those obligations. (62)
(245)
In the absence of a clear definition of the SGEIs to be provided, in particular one making a clear distinction between the service to be rendered and the power plants' normal business operations, it is impossible to establish parameters for compensation and/or to determine whether the compensation exceeds the amount necessary to cover the costs incurred in discharging these obligations. It is not even possible to define exactly what the compensation is.
(246)
The existence of certain parameters for establishing the PPA prices is not equivalent to the existence of precise parameters for calculating compensation for SGEIs, since the price is not equal to the compensation. Furthermore, the fact that the price covers only the costs of generating electricity, plus a margin for profit, does not mean that it does not include any excess compensation, since many of the costs of generating electricity may be the normal costs covered by any electricity generator, as opposed to the surplus costs associated with SGEIs.
(247)
Third, where the company which is to discharge public service obligations has not been chosen in a public procurement procedure, the level of compensation needed must be determined on the basis of an analysis of the costs which a typical undertaking, well run and provided with adequate means of production to meet the public service requirements, would have incurred in discharging those obligations, taking into account the associated revenue and a reasonable profit for discharging its obligations.
(248)
The interested parties argue that these criteria should be deemed to be automatically fulfilled because a non-discriminatory and transparent tender procedure was held to award the PPAs. However, the Commission notes that various criteria were applied in the tender procedure, not just price or criteria associated with the above-mentioned policy objectives (environmental protection, security of supply). The Commission considers that the application of those other criteria not related to the price or the said policy objectives makes it impossible to conclude automatically that the level of compensation is correct. Besides, the fact that many different criteria were used for the purpose of assessing the bids and that no tangible objective for the SGEIs was defined also shows how difficult it is even to assess whether the alleged SGEIs are actually implemented. For instance, mixing price and environmental criteria could result in a bidder proposing to generate electricity for a very low price but with lesser environmental protection being chosen over one proposing to generate electricity of better environmental quality but for a higher price. This raises doubts as to whether the generators actually fulfil an SGEI and, in any event, makes it more difficult to determine the extent of the SGEIs fulfilled.
(249)
Furthermore, neither the Polish authorities nor the interested parties provided an analysis of the costs of the generators in question to support the contention that they tally with the costs incurred by a typical undertaking. As a matter of fact, the estimates provided by Poland under the Act for the purpose of calculating compensation to individual power generators show that their costs are significantly higher than those incurred by a typical new entrant in Poland.
(250)
Finally, the Commission notes that in the case of the PPA with EC Kraków no tender procedure was organised.
(251)
The interested parties have argued that Article 86(2) of the EC Treaty might apply to the PPAs even where they do not fulfil the criteria of the Altmark judgment.
(252)
The Commission takes the view that the considerations set out above lead to the conclusion that Article 86(2) cannot apply to PPAs.
(253)
In particular, Article 86(2) can apply only to companies which have been entrusted with providing genuine SGEIs, which is not the case in this particular instance, as demonstrated in recitals 228 to 238. SGEIs, if any, must be entrusted to specific companies, which is not the case in this instance, as demonstrated in recitals 240 to 243. Lastly, compensation for providing the SGEI must be proportionate to the costs incurred; in other words, it must be possible to carry out an assessment of the scope of the SGEIs in order to calculate the associated costs. This is not the case here as is demonstrated in recitals 245 and 246.
(254)
PPAs are obviously selective since they were concluded with a limited number of companies. When these agreements were signed, there were companies in the electricity sector that did not benefit from a PPA.
(255)
The interested parties' reference to the imperative of defining the relevant markets is incorrect. The concept of selectivity includes measures that benefit a whole sector, even when they benefit all companies within that sector (which is not the case in this instance since some companies within the sector did not benefit from PPAs).
(256)
As for the reference to the Van der Kooy judgment, the Commission recalls that in this judgment, the Court did not call into question the selectivity of the aid measure. The assessment referred to by the interested parties in their comments concerns the presence of an advantage but it cannot be established whether the Court of Justice deemed, or would deem, the measure not to meet the selectivity criterion.
(257)
Finally, in reply to the interested parties' claim that the selectivity criterion should be replaced by the market investor principle for measures that are not decided by the state, the Commission notes that the market investor principle is a test to check whether an advantage is present, not selectivity.
(258)
The interested parties argue that the Commission should have examined whether the PPAs distorted competition or affected trade between Member States at the time when they were concluded. As explained above, the Commission is of the view that whether the PPAs constituted state aid when they were concluded does not influence the outcome of the present procedure. In view of its accession to the EU, Poland opened up its market at an early stage: the first customers became eligible to change electricity supplier in 1999 and the Polish Power Exchange opened in the same year. On 1 May 2004 Poland joined the liberalised internal market. The existence of long-term agreements with the state-owned PSE, including an electricity purchase guarantee issued by that company at a price which covers the power plants' cost plus a profit margin, has the potential to distort competition.
(259)
Measures that favour energy-sector companies in one Member State may impede the potential for companies from other Member States to export electricity to that Member State, or favour exports of electricity to the second group of Member States. This is especially true for Poland, which is centrally located in Europe and is connected, or easily connectable to, several current and future Member States.
(260)
The electricity market in Poland (Polish Power Exchange) was opened up in 1999; in that same year PSE joined UCTE. (63)
(261)
When the PPAs were signed, trade in electricity between Poland and its neighbouring countries was clearly taking place. The transmission capacity of the interconnectors capacity was not large (2 000 MW according to the interested parties) but was used in full, mostly for export.
(262)
In 2005 Poland exported 14,3 TWh of electricity and imported 3,1 TWh, with domestic consumption levels of 144,8 TWh; (64) however, most trade taking place with the Czech Republic, Germany and Slovakia (interconnectors with Ukraine and Belarus have very small capacity or are out of order).
(263)
It follows from the above that PPAs had the potential to distort competition even before Poland's accession to the EU. However, the criterion of the effect on trade between Member States can be met, by definition, only after accession. As accession and liberalisation of the energy sector in Poland took place on the same date (1 May 2004), the Commission concludes that, by the date of Poland's accession to the EU at the latest, the advantages resulting from the PPAs had the potential to distort competition and affect trade between Member States and has this potential throughout the life of the PPAs.
(264)
On the basis of the above, the Commission takes the view that PPAs constitute state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
7.1.3. PPAs as ‘new aid’ as opposed to ‘existing aid’ Unlawfulness of the aid
(265)
According to Annex IV, Chapter 3 of the Accession Treaty, the Commission was competent to scrutinise measures (individual aid measures and aid schemes) which entered into force prior to accession, remain applicable after that date and constitute state aid.
(266)
First, since the PPAs were signed between 1994 and 1998, i.e. before Poland joined the European Union, they meet the condition of having entered into force prior to accession. In that respect, the Commission notes that the present decision concerns only those PPAs that were in force on the date of Poland's accession to the EU (1 May 2004). It does not cover any PPAs that were terminated before that date.
(267)
Second, the PPAs are applicable after accession. They expire between 2006 and 2027 - i.e. after accession. The state's exact exposure by virtue of the PPAs was not known on the date of accession.
(268)
In this context, the Commission generally considers the following aid measures to be applicable after accession and to constitute new aid: (65)
a)
any aid schemes that entered into force before the date of accession and on the basis of which, without further implementing measures being required, individual aid may be awarded to the companies indicated in the Act in a general and abstract manner after accession;
b)
aid that is not linked to a specific project and that was awarded before accession to one or more companies for an indefinite period of time and/or an indefinite amount;
c)
individual aid measures for which the state's exact exposure was not known on the date on which the aid was granted.
(269)
PPAs served to guarantee the power plants' viability. However, they are not a classic form of guarantee: PPAs provide for a forward-looking return on investment and profitability through a guaranteed purchase of energy at a guaranteed (albeit variable) price for a guaranteed period of time, regardless of market conditions.
(270)
The state's financial exposure under the PPAs was not capped at a maximum amount before accession and nor was aid to power generators definitively and unconditionally granted in a given amount prior to accession.
(271)
On the contrary, the state's economic exposure under the PPAs depends on parameters the future evolution of which was unknown at the time of accession. Moreover, the PPAs guaranteed generators protection from fluctuations in costs which were unrelated to pre-accession transactions or events but concerned future developments and were therefore unknown on the date of accession.
(272)
In particular, the fact that the state's exposure under the PPAs was not known on the date of accession and that the state remained liable after accession is demonstrated by the following circumstances.
(273)
First, the energy prices at which the power generators sell the electricity to PSE were not laid down in the individual PPAs. The prices are the result of calculations made using a formula comprising a series of parameters that fluctuate in an unforeseeable way.
(274)
For instance, these formulas include parameters such as the Consumer Price indexes in Poland or in the USA, oil or coal prices on world markets, average wages in Poland or the USD/PLN exchange rate. Obviously, fluctuations in all these parameters are not conditioned solely by events that took place before accession. Price calculations and sometimes the formulas themselves change continuously by virtue of a series of annexes to the PPAs, adopted, in some cases, on an annual or even more frequent basis.
(275)
Against this background, the Commission takes the view that the existence of the price-setting formula does not constitute a sufficient cap on the state's economic exposure. The very existence of a number of evolving parameters in the formula makes it impossible to determine the potential level of the state's exposure with sufficient precision.
(276)
Furthermore, unlike classic guarantees, PPAs cover the beneficiaries' operating costs. They provide for the continuous purchase of a guaranteed quantity of electricity by PSE and for permanent payment of the variable or fixed operating costs as per the price formulas indicated.
(277)
The Commission has also taken into account the fact that, in view of the significant number of parameters which the price formulas comprise, it cannot be excluded that the aid recipient could itself influence the final price (by way of certain operating cost elements, e.g. employees' and managers' pay).
(278)
As a subsidiary argument, PSE's financial exposure under the PPAs is very much contingent on demand. It is equivalent to the difference between the purchase price under the PPAs and the revenue PSE can generate by selling the electricity to end-users. The price at which PSE sells its electricity to end-users cannot be predicted. The price of electricity sold on the captive market is set by the state on an annual basis, whereas on the free market prices fluctuate in an unforeseeable way. This increases the unpredictability of the state's exposure under PPAs. It may even be the case that the fixed minimum obligatory purchase of energy volume as provided for in the PPAs will be in excess of real PSE needs, in particular once liberalisation of the energy market is completed in 2007. The electricity surplus may lead to even higher unknown costs, increasing the unpredictability of the state's exposure under PPAs still further.
(279)
Therefore PSE's payments to the power generators after accession are not the mere disbursement of tranches within an overall fixed cap established before accession. Moreover, the PPAs had been revised by subsequent annexes on several occasions since the date on which the initial contracts were signed.
(280)
The Commission notes that - in the relevant cases - when the assessment of the compatibility of measures with the common market is drawn up, due account should be taken of aid awarded before the Member State joined the European Union and applicable after accession.
(281)
According to the above-mentioned provisions of the Accession Treaty, all measures which entered into force before accession and are still applicable after that date which constitute state aid and which do not fall under one of the categories listed below shall be regarded, as of accession, as new aid within the meaning of Article 88(3) of the EC Treaty.
(282)
The three categories of existing aid referred to in the Accession Treaty comprise:
1.
aid measures put into effect in Poland before 10 December 1994.
With the exception of one PPA with the generator Turów S.A. (66) the PPAs were signed after 10 December 1994, and as such do not constitute existing aid within the meaning of Article 88(1) of the EC Treaty.
2.
aid measures which were included in the list of existing state aid measures attached to the Accession Treaty.
Neither the scheme covering PPAs nor any of the individual PPAs were notified to the Commission with a view to inclusion in the list of existing aid schemes annexed to the Accession Treaty and nor were they included in the Appendix to Annex IV of the Accession Treaty referred to in point 1(b), Chapter 3, Annex IV, which contains a list of existing aid measures; as such, they do not constitute existing aid within the meaning of Article 88(1) of the EC Treaty.
3.
aid measures which prior to the date of accession had been assessed by the state aid authority in Poland and had been found to be compatible with Community law and which the Commission had not objected to because it had serious doubts regarding compatibility with the common market pursuant to the procedure laid down in the Accession Treaty, the so-called ‘interim procedure’ (cf. second paragraph, Chapter 3 of Annex IV to the Accession Treaty).
As no PPAs were submitted to the Commission under the so-called interim procedure, they do not constitute existing aid within the meaning of Article 88(1) of the EC Treaty.
(283)
In view of the fact that the individual PPAs do not belong to any of the categories of existing aid enumerated in the Treaty, they constitute new aid as of the date of accession.
(284)
The Commission notes that this categorisation is also in line with the last sentence of Article 1(b)(v) of Regulation (EC) No 659/1999. This Article states that where measures become aid following liberalisation under Community law (in this case liberalisation of the energy market pursuant to Directive 96/92/EC, which entered into force in Poland when Poland joined the European Union), such measures are not deemed to be existing aid after the date fixed for liberalisation, i.e. they are treated as new aid.
(285)
With reference to the comments by the interested parties referred to in recital 71, the Commission observes that it treats PPAs as an aid scheme for the reasons set out in recital 31. It also takes account of the fact that a decision by the state offering investors PPAs which guarantee their viability while the agreements remain in force is a common denominator of all PPAs.
(286)
The interested parties argue that the PPAs did not constitute state aid when they were concluded and cannot therefore not be regarded as new aid. They invoke the Alzetta Mauro judgment, (67) arguing that aid awarded in a market which was initially closed to competition before its liberalisation is to be regarded as existing aid from the date of liberalisation. Irrespective of the above, Article 1(b)(v) of Regulation (EC) No 659/1999 concerns both aid schemes and individual aid measures.
(287)
The Commission rejects this argument. It has been demonstrated that all the criteria governing the existence of state aid were met on the date of Poland's accession to the EU. In particular, it has been demonstrated that energy was traded between Poland and its neighbouring countries at this time and that the Polish Power Exchange has been operating since 1999. In any case, there were no doubts that, on the date of accession, Poland would immediately join a sector that had been opened to competition. The Commission takes the view that the purpose of the state aid provisions contained in the Accession Treaty was precisely to ensure that measures which might distort competition between Member States as of the date of accession were reviewed. In contrast to the accession treaties prior to 1 May 2004, the Accession Treaty signed by Poland and nine other countries is designed to restrict measures deemed to constitute existing aid to the three specific cases described above. The Alzetta Mauro judgment does not concern a measure caught by the Accession Treaty and cannot therefore be deemed applicable in this regard to the PPAs under assessment. Lastly, the Commission also takes the view that the Alzetta Mauro judgment concerns the actual situation as described in the Commission decision dated prior to the entry into force of Regulation (EC) No 659/1999.
(288)
Therefore, on the basis of the Accession Treaty, the Commission concludes that the PPAs constitute new aid.
(289)
Given that the PPAs were not notified to the Commission in accordance with the state aid procedural rules, the Commission takes the view that they constitute unlawful aid.
7.1.4. Applicable Treaty provisions
(290)
The interested parties have argued that the Commission should have analysed the PPAs in the light of the interim mechanism of the Accession Treaty, together with state aid case PL 1/03. (68)
(291)
The Commission rejects this assertion.
(292)
Under the Accession Treaty's interim mechanism the Commission's powers were limited to endorsing or objecting to decisions taken by the competition authorities in the accession countries concerning measures had been put into effect and were still applicable after accession. Case PL 1/03 concerned a decision by the Polish competition authority on the draft law on state compensation for the termination of PPAs. It did not cover aid within PPAs themselves and the Polish authorities did not give notification of PPAs under the interim procedure; nor did the relevant decision of the Office for Competition and Consumer Protection cover individual PPAs. The Commission did not have powers to decide unilaterally to extend the scope of the case on the basis of the interim procedure.
(293)
In addition, even if the Commission had had powers to extend the scope of the case unilaterally, this would not have been possible in this particular instance because the law reviewed under the interim procedure provided for the mandatory termination of all PPAs before Poland acceded to the EU. Since the Commission review could only address state aid issues still applicable after accession, the PPAs could not have been included within its scope.
(294)
As regards the other bilateral treaties or the Energy Charter, the Commission notes that they do not prohibit the termination of such contracts but recommend appropriate compensation which does not alter the state aid nature of PPAs. The purpose of these treaties is to ensure a balance between the objectives of liberalisation and the obligation to maintain investments. With regard to the interested parties' comments on deprivation of rights, the Commission takes the view that if the PPAs were to constitute unlawful and incompatible state aid, they would be illegal. Accordingly, the termination of these agreements cannot be regarded as constituting deprivation of rights. If such termination is deemed to constitute deprivation of rights, the Commission takes the view that compensation can be awarded and that the conditions laid down in the Methodology will ensure that compensation is fair.
7.1.5. Compatibility assessment
(295)
Article 87(1) of the EC Treaty provides for the general prohibition of state aid within the Community.
(296)
Articles 87(2) and 87(3) of the EC Treaty provide for exemptions to the general rule that such aid is incompatible with the common market as stated in Article 87(1).
(297)
The exemptions in Article 87(2) of the EC Treaty do not apply in the present case because this measure does not have a social character, has not been awarded to individual consumers, is not designed to make good damage caused by natural disasters or exceptional occurrences and has not been awarded to the economy of certain areas of the Federal Republic of Germany affected by the division of that country.
(298)
Further exemptions are laid out in Article 87(3) of the EC Treaty.
(299)
Article 87(3)(a) states that ‘aid to promote the economic development of areas where the standard of living is abnormally low or where there is serious underemployment’ may be declared compatible with the common market. Most if not all of Poland can be regarded as such an area.
(300)
The Commission has adopted guidelines for the assessment of such aid. When Poland acceded to the EU the guidelines on national regional aid (69) (the Regional Guidelines) were in force. These guidelines also governed the assessment of regional aid in the light of Article 87(3)(c) of the EC Treaty.
(301)
Under the Regional Guidelines, state aid could in principle be authorised only for investment costs. Operating aid was normally prohibited (point 4.15 of the Regional Guidelines), but could exceptionally be authorised in specific regions provided it was limited in time, and progressively reduced. (70)
(302)
The aid cannot be regarded as investment aid. Investment aid is defined using a list of potential eligible costs which are indicated in points 4.5 and 4.6 of the Regional Guidelines. Payments under the PPAs clearly cover other costs as well. The most striking example is that PPAs guarantee the fuel costs associated with operating the power plants. Staff costs are also covered by the PPAs. Clearly, these costs are not eligible for investment aid. On the contrary, they correspond to the operator's current expenses and must as such be included in operating costs as defined in point 4.15 of the Regional Guidelines.
(303)
Aid awarded under the PPAs is not subject to a reasonable time framework. PPAs are concluded for very long periods, similar to the expected lifetime of a typical power plant. Furthermore, PPAs do not include any provisions for a gradual reduction in the amount of aid. The guaranteed volumes of purchased electricity are not degressive, and prices are indexed, which means that they increase rather than decrease. The profit guarantee and its scope do not reduce over time either.
(304)
In view of the above, the Commission concludes that the aid is not eligible for the derogation provided for in Article 87(3)(a) of the EC Treaty.
(305)
Article 87(3)(b) of the EC Treaty states that ‘aid to promote the execution of an important project of common European interest or to remedy a serious disturbance in the economy of a Member State’ may be declared compatible with the common market.
(306)
The Commission notes that the aid in question is not designed to promote the execution of an important project of common European interest.
(307)
Nor has the Commission found any evidence that it is designed to remedy a serious disturbance in the Polish economy. The Commission acknowledges that electricity is an important product for any Member State's economy, and that there was a need to modernise this sector in Poland in the 1990s.
(308)
However, the Commission takes the view that the notion of ‘serious disturbance in the economy of a Member State’ refers to much more serious cases. A mere reference to the potential consequences for the economy of a Member State as made by the interested parties is not sufficient for the above-mentioned Treaty provisions to be deemed applicable to a given measure. As a minimum, a more detailed description and analysis of the probability of such disturbance occurring and of the scale of its consequences would be required.
(309)
Lastly, the Commission notes that this concept includes some notion of urgency which is incompatible with the time-consuming cycle of tendering and negotiating the PPAs.
(310)
In view of the above, the Commission concludes that the aid does not qualify for the derogation enshrined in Article 87(3)(b) of the EC Treaty.
(311)
Article 87(3)(d) of the EC Treaty states that aid to promote culture and heritage conservation may be declared compatible with the EC Treaty where such aid does not affect trading conditions and competition in the Community to an extent that is contrary to the common interest. This Article obviously does not apply to the PPAs.
(312)
Article 87(3)(c) provides for the authorisation of state aid to facilitate the development of certain economic activities or of certain economic areas, where such aid does not adversely affect trading conditions to an extent contrary to the common interest. The Commission has developed several guidelines and communications that explain how it will apply the derogation contained in this Article.
(313)
The interested parties have invoked the application of the Regional Guidelines and of the Environmental Guidelines.
(314)
Recitals 300 to 304 indicate the reasons why the aid cannot be deemed compatible with the common market in application of the Regional Guidelines. (71)
(315)
The Commission notes that the Environmental Guidelines, like the Regional Aid Guidelines, primarily allow investment aid. Operating aid is limited to specific objectives. The first is aid for the management of waste and for energy saving (section E.3,1), which is limited to a maximum duration of 5 years. The second is aid in the form of tax reductions or exemptions (section E.3.2). The third is aid for renewable energy sources (section E.3.3). Clearly, none of these provisions apply in the present case.
(316)
The fourth and last type of operating aid that can be authorised is aid for the combined production of power and heat (section E.3.4). Some of the generators concerned produce heat and power. However, neither Poland nor any of the concerned producers has demonstrated that these plants fully meet the efficiency criteria laid down in the Environmental Guidelines. Indeed, Poland has provided the Commission with data showing that only a limited part of the production could be deemed to meet these efficiency criteria. In the Commission's view, this means that aid that covers the whole production of the entities in question cannot be authorised on the basis of these provisions.
(317)
Of the documents referred to in recital 312, the only one which could apply in the present case is the Stranded Costs Methodology. The Stranded Costs Methodology concerns aid granted to incumbents that built power plants prior to liberalisation of the electricity sector and that may have difficulties in operating them in a liberalised market.
(318)
In the decision to initiate the procedure, the Commission raised a number of doubts as to the possibility of PPAs being authorised on the basis of the Stranded Costs Methodology.
(319)
One of these doubts arose from the fact that the Stranded Costs Methodology indicates that the Commission entertains the most serious misgivings regarding aid that is intended to safeguard all or some of the income pre-dating the entry into force of Directive 96/92/EC, without taking strictly into account the eligible stranded costs that might result from the introduction of competition. (72)
(320)
The PPAs were precisely designed to safeguard most of the income pre-dating the entry into force of Directive 96/92/EC obtained by the power generators and the plants concerned. Furthermore, they concerned plants with a very important share of the market and for a very long duration, largely exceeding the time necessary for a reasonable transition to the market.
(321)
In the light of the above, the Commission concludes that the PPAs are incompatible with the criteria laid down in the Stranded Costs Methodology. They go against its fundamental principles, which were designed to enable a progressive but genuine transition to the market.
(322)
The interested parties have argued that the PPAs could be authorised directly under Article 87(3)(c) of the EC Treaty. They indicated that PPAs facilitated the development of the Polish energy sector by attracting foreign investment in modern, environmentally-friendly electricity generation capacity. As such, PPAs were intended to ‘facilitate the development of certain economic activities.’
(323)
The Commission notes that the two policy objectives mentioned above: i.e. attracting investment and promoting environmentally-friendly electricity generation capacity, are precisely the policy objectives referred to in the Regional Guidelines and the Environmental Guidelines. The Commission has analysed the PPAs in the light of these two sets of guidelines and concluded that they are not compatible with these rules. The Commission takes the view that the possibility of invoking Article 87(3)(c) to authorise the PPAs has been exhausted.
(324)
In view of the above, the Commission concludes that the PPAs are incompatible with the common market.
7.1.6. The specific case of Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o.
(325)
The PPA with Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o. was terminated by PSE on 17 May 2006, before construction work on the power plant reached the advanced stage. (73) Given that the power plant was not operational at the time, it did not benefit from the PPA. It did not, therefore, benefit from any state aid.
(326)
The Commission therefore takes the view that this PPA did not provide any aid to Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o.
7.2. With regard to the Act
(327)
The Commission has analysed the four cumulative criteria for the existence of state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
(328)
The Commission has carried out an analysis to determine the source of the funds to be used for the payments provided for in the Act. It concluded that these funds would be the proceeds of a parafiscal levy established by virtue of the same Act.
(329)
The levy is imposed on all consumers (Article 8 of the Act), the amount thereof being contingent on the size and characteristics of their connection to the grid (Articles 10 and 11 of the Act). The amount of the levy is established by the URE (Article 12 of the Act). The proceeds of the levy collected by suppliers are paid into an account in the name of Zarządca Rozliczeń S.A. This is a special purpose company, fully owned and controlled by the State, founded under Chapter 7 of the Act. Zarządca Rozliczeń S.A uses the funds to make payments to eligible generators pursuant to Chapter 4 of the Act, under the administrative supervision of URE.
(330)
The Commission has analysed the characteristics of this levy in the light of its decision-making practice (74) and Court of Justice case-law. (75) It made the following observations.
(331)
First, the levy is a mandatory contribution which is imposed on all consumers by the state.
(332)
Second, the proceeds of the levy are paid into an account in the name of Zarządca Rozliczeń S.A. Of the seven members of Zarządca Rozliczeń S.A's supervisory board, four, including the Chairman, are nominated by ministers, two are nominated by presidents of public bodies (URE and the Office for Competition and Consumer Protection) and one is nominated by the General Assembly of Shareholders, i.e. by PSE. The Commission concludes that Zarządca Rozliczeń S.A is fully under state control. This conclusion is reinforced by the fact that Zarządca Rozliczeń S.A operates under the aegis of URE, which is a state body. The proceeds of the levy are therefore managed by a body which is completely controlled by the State.
(333)
Third, Zarządca Rozliczeń S.A uses the funds raised to make payments to the benefit of certain generators, in accordance with the provisions adopted by the state in the Act. In accordance with the Act, Zarządca Rozliczeń S.A. disburses the funds to power generators to cover stranded costs in the form of advances for such costs for a given year and in the form of annual adjustments.
(334)
From the three observations above, the Commission concludes that the proceeds of the levy constitute state resources.
(335)
The Act provides for payments to the power plants that opt to apply its mechanism. These power plants will receive the payments in exchange for terminating their PPA with PSE.
(336)
Payments under the Act allow the entitled power plants to alleviate the burden of costs incurred. The formula for calculating these payments provides in particular for the state to cover the losses associated with certain types of cost, plus depreciation and fuel costs, if the revenue collected on the market is not sufficient for that purpose, subject to certain conditions which are likely to be fulfilled in a normal economic scenario. This implies that state payments cover the costs normally borne by generators under normal market conditions. These payments therefore constitute an economic advantage.
(337)
The interested parties argue that the payments do not constitute an advantage because they are only fair compensation for the termination of the PPAs. This reasoning is based on the premise that the PPAs themselves do not constitute an economic advantage, which is not the case, as was explained in point 7.1.1.
(338)
Since the beneficiaries of the Act are the same power plants that benefit from the PPAs, the same reasoning as set out in recitals 254 to 257 applies.
(339)
The Act provides an advantage to many companies operating on the energy production market. This market is liberalised in the EU. Measures that favour energy-sector companies in one Member State may impede the potential for companies from other Member States to export electricity to that Member State, or favour exports of electricity to the second group of Member States. This is especially true for Poland, which is centrally located in Europe and is connected, or easily connectable to, several Member States.
(340)
The competitive advantage resulting from the Act may distort competition and affect trade between Member States
(341)
In the light of the above, the Commission takes the view that the compensation system provided for in the Act constitutes state aid.
7.2.1. Award of aid in accordance with the law
(342)
The Act entered into force on 4 August 2007. The Commission takes the view that, under Article 6(1) of the Act, power generators which decide to benefit from the scheme receive funds to cover stranded costs only after the terminating agreement has been concluded. In addition, under Article 22(4) of the Act, the first instalment of the advance to cover stranded costs is paid to the eligible power generators by the fifth day of the month after a period of 120 days has elapsed, starting on the day on which the early termination of the PPAs took place by virtue of the terminating agreements. In the light of the above, the date on which the Act enters into force cannot be deemed to be the date on which aid is granted to the power generators, i.e. the date on which the beneficiary received a legally binding aid authorisation. The Commission therefore does not take the view that the entry into force of the Act prior to the adoption of this Decision constitutes a failure to comply with the obligation referred to in Article 88(3) of the EC Treaty.
7.2.2. Compatibility assessment
(343)
Article 87(1) of the EC Treaty provides for the general prohibition of state aid within the Community.
(344)
Article 87(3)(c) provides for the authorisation of state aid to facilitate the development of certain economic sectors, where such aid does not adversely affect trading conditions to an extent contrary to the common interest. The Commission has developed several guidelines and communications that explain how it will apply the derogation contained in this Article.
(345)
The Stranded Costs Methodology is designed to analyse aid granted to incumbents in the electricity sector in a context where certain decisions taken by these incumbents prior to liberalisation no longer make business sense after liberalisation.
(346)
The first paragraph of section 3 of the Stranded Costs Methodology explains that stranded costs ‘may, in practice, take a variety of forms: long-term purchase contracts, investments undertaken with an implicit or explicit guarantee of sale, investments undertaken outside the scope of normal activity, etc.’ In this particular case, the aid is earmarked for investments in the modernisation or expansion of power plants with the PPAs as an explicit guarantee of sale. It also addresses the consequences of long-term gas purchase contracts concluded by gas-fired generators. The Commission therefore takes the view that the aid falls within the remit of the Stranded Costs Methodology. Accordingly, it analysed the aid in the light of the Methodology.
(347)
The Stranded Costs Methodology provides for a two-stage assessment of aid earmarked for compensation of stranded costs. The first stage, which is referred to in section 3 of the Methodology, concerns the definition of eligible costs, which involves in particular calculating the maximum compensation that can be awarded. The second stage, which is dealt with in section 4 of the Methodology, concerns the mechanism for calculating the actual compensation to be paid for the stranded costs, taking the development of competition on the market into account.
(348)
The Commission first analysed whether the aid met the conditions laid down in 3.1 to 3.12 of the Stranded Costs Methodology.
(349)
Under point 3.1 of the Stranded Costs Methodology, maximum compensation payments take account only of investments completed before the entry into force of Directive 96/92/EC in Poland, i.e. the date on which Poland joined the EU, and of the volume of gas contracted in accordance with the take or pay rule before that date. In exceptional cases, investments contracted before the date of Poland's accession but which were not yet completed as of accession were also taken into account, but only in so far as Poland could prove to the Commission that completing these investments and generating revenue from them would result in smaller stranded costs than would halting construction work altogether.
(350)
In line with point 3.2 of the Stranded Costs Methodology, there is no doubting the existence and validity of the guarantees granted to the power generators, as they are explicitly mentioned in the PPAs.
(351)
In line with point 3.3 of the Stranded Costs Methodology, the investments involved are very significant and may generate very large losses. This also applies to long-term take or pay contracts. The Commission takes the view that, were these losses not to be compensated in any way, they might, in the light of their size, jeopardise the continued viability of the companies in question. This conclusion is further reinforced by the reaction of the institutions which financed the investments, which informed the Commission that failure to provide proper compensation could be deemed to constitute default under the financing arrangements because of the significant risk of bankruptcy facing the company in question.
(352)
The Commission has also taken account of the fact that the impact of stranded costs is calculated with reference to the consolidated groups. This allows due account to be taken of all the effects of liberalisation, negative or positive, on the group. This mechanism will exclude new investments if they are not clearly replacement investments. The Commission also takes the view that new investment in the sector is vital if the market is to operate properly, and that compensation for stranded costs should not constitute a deterrent.
(353)
In accordance with point 3.4 of the Stranded Costs Methodology, the amounts earmarked by the beneficiaries are committed on an irrevocable basis. There is no other way to recoup the costs of investment in a power plant than to operate it or sell it at a price that cannot exceed the revenue that the power plant generates by selling its electricity on the market. The take or pay contracts may not be revoked unilaterally by the generators either.
(354)
In accordance with point 3.5 of the Methodology, stranded costs associated with investments in power plants are not linked to bilateral agreements. There is therefore no point in checking whether these stranded costs result from guarantees binding two companies within the same group. Stranded costs associated with take or pay contracts do not bind companies belonging to one and the same group.
(355)
In accordance with point 3.6 of the Stranded Costs Methodology, the Polish authorities have provided the Commission with a list of costs to be covered by compensation where a power plant's income is insufficient for that purpose. Having analysed these cost categories, the Commission has come to the conclusion that the compensation will not exceed what is necessary to cover the shortfall in investment return over the lifetime of the new assets, including where necessary a reasonable profit margin. The calculation of the maximum value of the compensation is based on a number of economic assumptions, including in particular a base market price equal to the price that a new entrant in Poland would be prepared to offer. The assumption is that this new entrant's primary source of energy would be coal. The Commission has checked that this assumption regarding the energy source is consistent with present trends in new investments in the sector in Poland, and that Polish coal reserves are sufficient for this trend to continue in the future. If the actual market price is lower than the forecast base market price, the base market price will be taken into account for the purpose of calculating compensation. The Commission takes the view that this formula for calculating stranded costs, which is identical to the formula used in its constant practice, (76) takes account of economic costs that correspond to the actual amounts invested. Compensation for take or pay contracts was calculated on the basis of the actual volumes contracted and the best possible estimate of price trends in the contracts.
(356)
In accordance with point 3.7 of the Stranded Costs Methodology, the method used to calculate compensation takes account of the revenue generated by the assets in question. The maximum amount of compensation is the amount following deduction of the revenue generated by the assets in the past and which is available to cover investment costs and the cash flow of the power plant from 2007 until the expiry date of the PPA which is available to cover investment costs. All this revenue is taken into account as of the day on which the PPA was concluded, and all state aid received as of 1 May 2004 is included in the deducted amounts.
(357)
In accordance with point 3.8 of the Stranded Costs Methodology, the value of aid awarded in the past for the assets concerned, in particular investment aid, has been deducted from the maximum compensation.
(358)
In accordance with point 3.9 of the Stranded Costs Methodology, the method used to calculate the stranded costs takes due account of real trends in electricity prices. The periodical adjustment in compensation will take account of the difference between the forecast electricity price used to calculate the maximum amount of compensation and the actual electricity price. Compensation payments for take or pay contracts will take into account actual gas use and actual gas prices, but also the actual price at which the electricity generated by the companies was sold.
(359)
In accordance with point 3.10 of the Stranded Costs Methodology, maximum compensation is calculated with reference to costs depreciated before the entry into force of Directive 96/92/EC in Poland.
(360)
In accordance with point 3.11 of the Stranded Costs Methodology, compensation has been calculated on the basis of the least expensive solution for the state. For assets the construction of which started before Poland joined the European Union but which were not completed by accession, Poland has demonstrated that the maximum compensation was calculated on the basis of the cheapest of the two possible scenarios: completing construction and operating the new assets to generate revenue, or halting construction work. The compensation mechanism for stranded costs associated with take or pay contracts was also devised in such a way as to provide an incentive for power generators to actually operate the plant to mitigate the overall stranded costs, rather than stop generation and incur the full penalties, which would result in much higher stranded costs. The Commission analysed several scenarios provided by Poland with a view to determining whether this mechanism helps to reduce the overall amount of compensation. Lastly, should the volume of gas contracted under take or pay agreements be renegotiated and reduced during the compensation scheme, the actual amount of the compensation payments will be decreased accordingly.
(361)
In accordance with point 3.12 of the Stranded Costs Methodology, the payment period for compensation extends until 2027. Point 3.12 of the Stranded Costs Communication states that ‘costs which some undertakings may have to bear after the time horizon indicated in Article 26 of the Directive (18 February 2006) cannot, as a rule, constitute eligible stranded costs within the meaning of this methodology.’ However, in footnote 5 of the Stranded Costs Methodology the Commission states that ‘it must be understood that investments which cannot be recouped or are not economically viable as a result of the liberalisation of the internal market in electricity may constitute stranded costs within the meaning of this methodology, including in cases where they are, in principle, to extend beyond 2006. Furthermore, commitments or guarantees which must absolutely continue to be honoured after 18 February 2006 because failure to do so might give rise to major risks concerning protection of the environment, public safety, social protection of workers or the security of the electricity network may, if duly justified, constitute eligible stranded costs according to this methodology.’
(362)
The stranded costs referred to in the Act are closely linked to investments in power plants that cannot be recouped as a result of liberalisation of the internal market in electricity. This also applies to take or pay contracts, which were concluded with a view to supplying power plants benefiting from PPAs to an extent consistent with the volume of electricity covered by the PPAs. In view of the aforementioned footnote 5, the Commission may authorise the extension of compensation beyond the deadline if it regards this as justified in the light of the circumstances of the case.
(363)
The Commission notes that the investments in question are investments in power plants. These are particularly long-term investments (from 15 to as much as 30 years), which are very sensitive to electricity price trends that are difficult to predict, in particular during the transition to a fully liberalised market. The costs of these investments cannot be recouped in cases where electricity prices are lower than the prices provided for when the power plants were built.
(364)
Under these circumstances, the Commission takes the view, as it did in previous files concerning Greece (77) and Portugal, (78) that footnote 5 of the Stranded Costs Methodology applies to these specific stranded costs and justifies the award of compensation after 2006 and until the end of the original PPAs.
(365)
In the light of the above, the Commission concludes that the Act complies with the criterion laid down in points 3.1 to 3.12 of the Stranded Costs Methodology. The maximum stranded costs compensation does not exceed the level allowed by the Stranded Costs Methodology. They should therefore be regarded as eligible within the meaning of the Methodology.
(366)
The Commission analysed whether the aid fulfilled the conditions laid down in points 4.1 to 4.6 of the Stranded Costs Methodology.
(367)
In accordance with point 4.1 of the Stranded Costs Methodology, the maximum amounts of compensation were calculated on the basis of clearly defined, individual power plants and take or pay contracts. The compensation actually paid will not exceed these maximum amounts.
(368)
In accordance with point 4.2 of the Stranded Costs Methodology, the compensation actually paid will take account of actual trends in underlying economic data, in particular electricity prices and volumes of gas purchased under take or pay contracts. For instance, should actual electricity prices differ from the base market price referred to in recital 355, the amount of actual compensation will be amended accordingly. The actual amounts of compensation for take or pay contracts will also take account of the actual conditions in which the power generators concerned purchase their gas and sell their electricity on the market.
(369)
In accordance with point 4.3 of the Stranded Costs Methodology, the Polish authorities have undertaken to provide the Commission with an annual report on implementation of the Act.
(370)
In accordance with point 4.4 of the Stranded Costs Methodology, the base market price considered in recital 355 increases significantly over time, as a result of which the amount of compensation payable will decrease to a certain extent, which the Commission views favourably.
(371)
In accordance with point 4.5 of the Stranded Costs Methodology, the maximum amount of compensation to be paid to a given company is fixed in advance. This takes account of beneficiaries' future profits resulting from productivity gains. The notification of the aid specified in particular how stranded cost calculations will take account of changes in various economic factors (like prices, market shares or other relevant factors indicated by the Member States and listed in the Methodology).
(372)
In accordance with point 4.6 of the Stranded Costs Methodology, the Polish authorities have undertaken not to grant any rescue or restructuring aid to beneficiary companies under the Act for a period of ten years after the last payment to the companies concerned. This period, which extends until 2037 for certain companies, is compatible with the ‘one time last time’ principle as interpreted by the Commission in point 73 of the Community guidelines on state aid for rescuing and restructuring firms in difficulty. (79) The Commission takes the view that this solution also provides sufficient assurance that undue cumulation of aid does not occur within the framework of the Stranded Costs Methodology.
(373)
In the light of the above, the Commission concludes that the Act complies with the criteria laid down in points 4.1 to 4.6 of the Stranded Costs Methodology. The method for disbursing actual stranded cost payments is therefore compatible with the Stranded Costs Methodology.
(374)
In view of the above, the Commission concludes that the Act is compatible with the Stranded Costs Methodology. Aid designed to offset eligible stranded costs complies with the criteria set out in the Methodology and can therefore be declared compatible with the common market.
(375)
Eligible power generators were authorised to receive aid in accordance with the Stranded Costs Methodology as of 1 May 2004. The Act provides for a system of future compensation, but when maximum amounts of compensation are calculated, amounts of aid received by power generators in the past is also taken into account. According to Annex 2 to the Act, the maximum amount of compensation is the amount following deduction of the revenue generated by the assets in the past and which is available to cover investment costs. As pointed out in recital 356, all state aid received as of 1 May 2004 is included in the deducted revenue. In deeming the Act to be compatible with the common market, the Commission also deems the amounts of aid received by beneficiaries as of 1 May 2004 compatible with the common market.
7.2.3. Specific case of Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A. and Electrabel Połaniec S.A.
(376)
The two PPAs concluded with Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A. and Electrabel Połaniec S.A. elapsed on 31 December 2006. For that reason, these power stations are not covered by the Act. Since neither of these PPAs is covered by the Act, they are not caught by the present Decision either and the Commission will issue a separate decision on the two companies concerned.
8. CONCLUSION
(377)
The Commission concludes that:
(a)
the PPAs constitute state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty, with the exception of the PPA with Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o., and that this state aid is incompatible with the common market;
(b)
the Act constitutes state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty, and that this state aid is compatible with the common market in application of Article 87(3)(c) of the EC Treaty.
(378)
As was explained in point 7.1.1, the state aid element provided for in the PPAs consists principally of the fact that the PPAs guarantee the purchase by PSE of a certain volume of electricity at a price covering all generation costs.
(379)
Since the state aid is incompatible with the EC Treaty, it must be ended. Since the guaranteed collection and cost-covering guarantee provisions are the core provisions of the PPAs, the Commission concludes that ending the state aid can only be achieved by ending the PPAs themselves.
(380)
The Commission takes the view that ending the PPAs will entail significant work on the part of the parties, particularly as regards agreement on the terms governing the termination of the PPAs. The Commission takes the view that it is necessary to allow a reasonable time for this process to take place in order to ensure that security of electricity supply remains adequate and that the transition to a fully liberalised market in Poland takes place in good conditions. These objectives are also in the interest of the Community.
(381)
While drafting the Act within the framework of its national legislative process, Poland consulted all the interested parties on technical matters linked to the voluntary termination of the PPAs. As a result, the deadline laid down in the Act for concluding termination agreements for the PPAs is 150 days as of the entry into force of the Act, i.e. 1 January 2008. The Commission takes the view that this period is also adequate for the purpose of winding up the PPAs as required by this decision. The Commission takes the view that, pursuant to Article 5 of the Act, the PPAs will be actually terminated on the first day of the month after a period of 210 days has elapsed, starting on the day on which the Act entered into force (i.e. 1 April 2008).
(382)
Accordingly, as indicated in recitals 356 and 375, amounts of aid received by beneficiaries as of 1 May 2004 are caught by the Act and are therefore deemed compatible with the common market,
(383)
In the specific case of Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o. the Commission concludes that the plant did not benefit from any aid under its PPA.
(384)
The two PPAs concluded with Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni S.A. and Electrabel Połaniec S.A. are not caught by the present Decision. The Commission will deal with those two companies in a separate decision,
HAS ADOPTED THIS DECISION:
Article 1
1. The Power Purchase Agreements between Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. and the companies indicated in Annex 1 to the Act on the rules governing the covering of costs incurred by enterprises in connection with the early termination of Power Purchase Agreements constitutes state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty to electricity generators.
2. The state aid referred to in Article 1(1) was awarded unlawfully and is incompatible with the common market.
Article 2
1. Poland shall terminate the Power Purchase Agreements referred to in Article 1.
2. The termination agreements for the Power Purchase Agreements shall be concluded by 1 January 2008 and shall enter into force not later than 1 April 2008.
Article 3
The Power Purchase Agreement between Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. and Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o. does not constitute state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty.
Article 4
1. The compensation provided for in the Act constitutes state aid within the meaning of Article 87(1) of the EC Treaty to the electricity generators listed in Appendix 2 to that Act.
2. The state aid referred to in Article 4(1) is compatible with the common market on the basis of the Stranded Costs Methodology.
3. The maximum amount of compensation provided for in the Act shall be the amount following deduction of the total revenue generated by the assets under the PPAs and which is available to cover investment costs.
Article 5
1. The Polish authorities shall inform the Commission by 31 January 2008 of the measures taken by Poland to implement this Decision.
2. The Polish authorities shall submit to the Commission annual reports on implementation of the Act.
Article 6
This Decision is addressed to the Republic of Poland.
Done at Brussels, 25 September 2007.