ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 4. února 2014
o státní pomoci SA.21817 (C 3/07) (ex NN 66/06) poskytnuté Španělskem
Španělské sazby za elektřinu: spotřebitelé
(oznámeno pod číslem C(2013) 7741)
(Pouze španělské znění je závazné)
(Text s významem pro EHP)
(2014/456/EU)
EVROPSKÁ KOMISE
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie, a zejména na čl. 108 odst. 2 první pododstavec této smlouvy,
s ohledem na Dohodu o Evropském hospodářském prostoru, a zejména na čl. 62 odst. 1 písm. a) této dohody,
poté, co vyzvala zúčastněné strany, aby v souladu s výše uvedenými ustanoveními (1) vznesly připomínky, a s ohledem na tyto připomínky,
vzhledem k těmto důvodům:
1. POSTUP
(1)
Dopisem ze dne 27. dubna 2006 podniky Centrica plc a Centrica Energía S.L.U. (dále souhrnně označovány jako „Centrica“) podaly Komisi stížnost ohledně systému regulovaných sazeb za elektřinu, který Španělsko aplikovalo v roce 2005.
(2)
Dopisem ze dne 27. července 2006 Komise požádala španělské orgány, aby jí poskytly informace o výše uvedeném opatření. Tyto informace Komise obdržela dopisem ze dne 22. srpna 2006.
(3)
Dne 12. října 2006 byla věc zaevidována jako neoznámená podpora (věc NN 66/2006).
(4)
Dopisem ze dne 9. listopadu 2006 Komise požádala španělské orgány, aby jí k výše uvedenému opatření poskytly dodatečná objasnění. Španělské orgány odpověděly dopisem ze dne 12. prosince 2006.
(5)
Dopisem ze dne 24. ledna 2007 Komise informovala španělské orgány, že se v souvislosti s uvedeným opatřením rozhodla zahájit řízení podle čl. 108 odst. 2 Smlouvy o fungování Evropské unie.
(6)
Rozhodnutí Komise bylo zveřejněno v Úředním věstníku Evropské unie (2). Komise vyzvala zúčastněné strany, aby k uvedenému opatření předložily připomínky.
(7)
Španělské orgány předložily své připomínky dopisem ze dne 26. února 2007.
(8)
Komisi podaly připomínky tyto zúčastněné strany: regionální galicijská samospráva (dopis ze dne 23. března 2007), podnik Centrica (dopis ze dne 26. března 2007 a 3. července 2007), ACIE - sdružení nezávislých dodavatelů energie (dopis ze dne 26. března 2007), asturská samospráva (dopis ze dne 27. března 2007), AEGE - sdružení uživatelů s vysokou spotřebou energie (dopis ze dne 2. dubna 2007, doplněný dopisem ze dne 21. listopadu 2011), Asturiana de Zinc - AZSA (dopis ze dne 3. dubna 2007), Ferroatlántica - výrobce kovů (dopis ze dne 3. dubna 2007), společnost Alcoa (dopis ze dne 3. dubna 2007), UNESA - španělské elektroenergetické sdružení (dopis ze dne 25. dubna 2007), ENEL Viesgo (dopis ze dne 26. dubna 2007), společnost Iberdrola (dopis ze dne 26. dubna 2007), Unión Fenosa Distribución (dopis ze dne 27. dubna 2007), společnost Hidrocantábrico Distribución Eléctrica (dopis ze dne 27. dubna 2007) a společnost Endesa Distribución Eléctrica (dopis ze dne 27. dubna 2007).
(9)
Prostřednictvím dopisů ze dne 15. května 2007 a 6. července 2007 předala Komise připomínky zúčastněných stran španělským orgánům a dala jim příležitost, aby na tyto připomínky zareagovaly; připomínky španělských orgánů byly obdrženy v dopise ze dne 2. srpna 2007.
(10)
Centrica poskytla další informace v dopisech ze dne 1. června 2007, 28. srpna 2007, 4. února 2008 a 1. března 2008, sdružení AEGE pak dopisem ze dne 21. listopadu 2011 a Ferroatlántica dopisem ze dne 5. prosince 2011.
(11)
V dopisech ze dne 30. července 2009, 19. března 2010, 6. října 2011, 12. dubna 2012, 31. srpna 2012, 4. února 2013 a 17. července 2013 Komise požádala španělské orgány, aby jí dané opatření dále objasnily. Španělské orgány odpověděly dopisy ze dne 5. října 2009, 26. dubna 2010, 7. prosince 2011, 12. června 2012, 18. října 2012, 11. února 2013 a 4. října 2013.
(12)
Dne 19. dubna 2013 byl spis rozdělen na dvě části: na tuto věc, konkrétně věc SA.21817 (C 3/07, ex NN 66/06), která se týká podpory pro konečné uživatele elektřiny, a věc SA.36559 (C 3a/07, ex NN 66/06), která se týká podpory pro distributory elektřiny. Toto rozhodnutí se zabývá pouze možnou podporou pro konečné uživatele elektřiny, kteří spadají do oblasti působnosti tohoto postupu, jsou tedy vyloučeny domácnosti a malé podniky.
2. PODROBNÝ POPIS OPATŘENÍ
ŠPANĚLSKÁ ELEKTROENERGETICKÁ SOUSTAVA V ROCE 2005
(13)
V legislativním rámci, který byl zřízen zákonem č. 54/1997 ze dne 27. listopadu 1997 (Ley del sector eléctrico) a který platil v roce 2005, byly dodávky elektrické energie konečným uživatelům za regulované sazby klasifikovány jako regulovaná činnost. Tento úkol byl zákonem přidělen distributorům.
(14)
V roce 2005 si všichni koneční uživatelé elektřiny na španělském trhu mohli vybrat, zda si sjednají smlouvy o dodávkách elektrické energie s nezávislými dodavateli, nebo si zvolí dodávky za regulované sazby stanovené státem. Na regulovaném trhu měl každý konečný uživatel, který o to požádal, právo, aby ho zásoboval jeho místní distributor za souhrnnou regulovanou sazbu (cena „all-inclusive“) s přihlédnutím k profilu a objemu jeho spotřeby. Na volném trhu odběratelé platili poplatek za přístup k síti, který byl rovněž regulován, a kromě toho museli nést náklady na dodávky energie. Od dokončení reformy odvětví elektroenergetiky v roce 2009 již distributoři elektrickou energii za souhrnné regulované sazby nedodávají.
(15)
Souhrnné regulované sazby a regulované poplatky za přístup k síti byly určovány předem s platností na celý rok, obvykle před koncem roku N - 1, v průběhu roku je však bylo možné upravit (3). Na roční zvýšení sazeb se však vztahoval maximální strop (4). V zásadě se sazby a poplatky stanovovaly na základě prognózy, aby se zaručilo, že regulované příjmy plynoucí z jejich uplatňování postačí k pokrytí celkových regulovaných nákladů spojených s elektroenergetickou soustavou. Tyto regulované náklady soustavy v roce 2005 zahrnovaly náklady na dodávky energie za souhrnné sazby, náklady na pořízení energie ze zvláštních režimů (z obnovitelných zdrojů, kombinované výroby tepla a elektřiny atd.), náklady na přenos a distribuci, opatření pro řízení odběru, dodatečné náklady na výrobu elektřiny na španělských ostrovech, podporu pro uhlí, schodky z předchozích let atd. Neexistovala žádná pravidla, která by vyčleňovala konkrétní kategorii příjmů nebo jejich část na konkrétní kategorii nákladů či na jejich část. Příjmy, například z poplatků za přístup k síti, tak nebyly zcela ani zčásti vyčleněny na financování např. subvencí pro elektřinu z obnovitelných zdrojů či elektřinu vyráběnou na španělských ostrovech.
(16)
V roce 2005 měli koneční uživatelé k dispozici až 25 regulovaných sazeb v závislosti na úrovni, profilu či účelu spotřeby a na napětí síťového připojení. Na konečné uživatele na volném trhu se současně vztahovalo devět dalších regulovaných poplatků za přístup k síti, které byly rovněž založeny na napětí přípojky a dalších vlastnostech.
(17)
Dne 30. prosince 2004 stanovily španělské orgány sazby za elektřinu použitelné v roce 2005 (5), a to pro následující kategorie uživatelů:
SOUHRNNÉ SAZBY
Nízké napětí
1.0.
výkon do 770 kW
2.0.
obecné, výkon nepřesahující 15 kW
3.0.
obecné
4.0.
obecné, dlouhodobé používání
B.0
veřejné osvětlení
R.0
zemědělské zavlažování
Vysoké napětí
Obecné sazby
Krátkodobé používání
1.1.
obecné, nepřesahující 36 kV
1.2.
obecné, v rozmezí od 36 do 72,5 kV
1.3.
obecné, v rozmezí od 72,5 do 145 kV
1.4.
obecné, nad 145 kV
Střednědobé používání
2.1.
nepřesahující 36 kV
2.2.
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
2.3.
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
2.4.
nad 145 kV
Dlouhodobé používání
3.1.
nepřesahující 36 kV
3.2.
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
3.3.
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
3.4.
nad 145 kV
Sazby za trakční elektřinu
T.1
nepřesahující 36 kV
T.2
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
T.3
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
Sazby pro zemědělské zavlažování
R.1
nepřesahující 36 kV
R.2
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
R.3
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
G. Sazba pro velké odběratele (G4)
Sazby za prodej distributorům
D.1
nepřesahující 36 kV
D.2
v rozmezí od 36 do 72,5 kV
D.3
v rozmezí od 72,5 do 145 kV
D.4
nad 145 kV
PŘÍSTUPOVÉ SAZBY
Nízké napětí
2.0 A
běžná sazba za přístup k nízkému napětí
2.0 NA
běžné sazby za přístup k nízkému napětí s rozlišením denního/nočního režimu
3.0 A
obecná sazba za přístup k nízkému napětí
Vysoké napětí
3.1.A
sazba za přístup k napětím nepřesahujícím 36 kV (výkon nepřesahující 450 kW)
6.1
sazba za přístup k napětím nepřesahujícím 36 kV (výkon nad 450 kW)
6.2
sazba za přístup k napětím nad 36 kV a nepřesahujícím 72,5 kV (výkon nad 450 kW)
6.3
sazba za přístup k napětím nad 72,5 kV a nepřesahujícím 145 kV (výkon nad 450 kW)
6.4
sazba za přístup k napětím nad 145 kV (výkon nad 450 kW)
6.5
sazba za přístup pro mezinárodní výměny
(18)
Souhrnné regulované sazby lze rozdělit na složku určenou k pokrytí nákladů na přenos a distribuci a obecných nákladů spojených se soustavou (poplatek za přístup k síti) a složku, která odráží náklady na pořízení elektřiny na velkoobchodním trhu (energetická složka). Na služby související s řízením odběru (např. v souvislosti s odsouhlaseným přerušením dodávek elektřiny po předchozím oznámení nebo se spotřebou soustředěnou do období mimo špičku) se kromě toho uplatňoval systém slev ze souhrnných sazeb. Od roku 2005 jsou ve Španělsku v systému regulovaných sazeb zaváděny změny. Poslední z nich byla provedena v roce 2013, kdy Španělsko pro odvětví elektroenergetiky přijalo nový legislativní rámec (zákon č. 24/13), který kromě jiných opatření obsahuje reformu regulace maloobchodních tržních cen. Španělsko oznámilo, že tento nový zákon a jeho prováděcí ustanovení budou v roce 2014 rozpracovány. Níže jsou uvedeny některé základní souhrnné sazby pro nejnižší úroveň sazeb ve výše uvedených kategoriích (tj. do 145 kV) použitelné od 1. ledna 2005:
Tabulka 1
Základní částka souhrnných regulovaných sazeb v roce 2005
A/Složka výkonu
B/Energetická složka
Souhrnná sazba (A+B)
EUR/kW měsíc
EUR/kWh
EUR/MWh
Nízké napětí
1.0
výkon 770 W
0,277110
0,062287
62,67
3.0
obecné
1,430269
0,083728
85,71
4.0
obecné, dlouhodobé používání
2,284634
0,076513
79,69
Vysoké napětí
1.4
krátkodobé používání, obecné 145 kV
1,759358
0,058412
60,86
2.4
střednědobé používání, obecné 145 kV
3,632629
0,053224
58,27
3.4
dlouhodobé používání, obecné 145 kV
9,511921
0,042908
56,12
G.
Velcí odběratelé G4
10,208070
0,011265
25,44
Zdroj: příloha I královského dekretu č. 2392/2004, výpočty Komise.
(19)
Španělský regulační orgán CNE (Comisión Nacional de Energía) prohlásil, že souhrnné sazby v roce 2005 v průměru neodrážely všechny náklady na dodávky, zejména náklady na pořizování energie na velkoobchodním trhu. Jak ukazuje níže uvedený graf, ceny zahrnuté v průměrných souhrnných regulovaných sazbách byly totiž nižší než průměrné ceny na velkoobchodním trhu s elektřinou pouze v pěti měsících, a sice od ledna do února roku 2005 a poté znovu od dubna do června roku 2005. Naopak od října 2006 do prosince 2007 byl vývoj opačný: během tohoto čtrnáctiměsíčního období se průměrné velkoobchodní ceny prudce propadly pod ceny energie zahrnuté v průměrných souhrnných regulovaných sazbách a tento pokles výrazně přesahoval rozdíl zaznamenaný v sedmi měsících roku 2005, kdy byly velkoobchodní ceny vyšší než ceny zahrnuté v souhrnných sazbách.
Graf 1
Vážené průměrné velkoobchodní ceny vs. cena energie zahrnutá v souhrnné sazbě
Zdroj: CNE - Informe sobre la evolución de la competencia en los mercados de gas y electricidad. Periodo 2005-2007 (Zpráva o vývoji hospodářské soutěže na trhu se zemním plynem a elektřinou. Období 2005-2007), s. 84.
SAZEBNÍ SCHODEK V ROCE 2005
(20)
Účty elektroenergetické soustavy byly na základě skutečných regulovaných příjmů a nákladů vyrovnávány jednou ročně. Úroveň, na které byly stanoveny regulované sazby a poplatky za přístup k síti, v roce 2005 nezajistila dostatečné příjmy, aby mohly být soustavě nahrazeny všechny regulované náklady, které byly zpětně zdokumentovány za celý rok. Při konečném zúčtování za rok 2005, provedeném na konci roku regulačním orgánem CNE, byl zjištěn schodek ve výši 3,811 miliardy EUR. Nebylo to poprvé, kdy při zúčtování vznikl schodek, ale velikost schodku za rok 2005 neměla obdoby. Schodky již byly v nižší míře zaznamenány v letech 2000, 2001 a 2002.
(21)
Vláda zejména podcenila skutečné náklady na pořizování elektřiny. Zatímco spotřeba elektřiny u konečných uživatelů jak na regulovaném, tak volném trhu se v roce 2005 vyvíjela přibližně podle prognóz z prosince 2004, v důsledku řady nepředpokládaných zvýšení cen během roku se velkoobchodní ceny v roce 2005 vyšplhaly na 62,40 EUR/MWh oproti 35,61 EUR/MWh v roce 2004, a průměrná velkoobchodní cena tak v roce 2005 dosáhla 59,47 EUR/MWh. Mezi příčiny tohoto zvýšení patří neobvykle suchý rok, kvůli němuž klesla výroba ve vodních elektrárnách o 55 %, nárůst cen ropy, dopad tržní ceny emisních povolenek CO2, které byly bezplatně obdrženy v rámci systému EU pro obchodování s emisemi, a nárůst poptávky po energii, který byl vyšší než růst HDP.
(22)
Dalším důležitým faktorem, který přispěl ke zvýšení celkových nákladů systému, byla vysoká úroveň podpory pro výrobu energie z obnovitelných zdrojů. Zejména je třeba poznamenat, že výrobci energie z obnovitelných zdrojů si mohli zvolit přímou účast na velkoobchodním trhu s elektřinou neboli tzv. organizovaném trhu („pool“). V roce 2005 byla tato možnost obzvláště lákavá, a proto se do organizovaného trhu zapojilo více výrobců energie z obnovitelných zdrojů, než se očekávalo, což vedlo ke zvýšení nákladů pro soustavu. Přímá podpora na náklady na elektřinu v rámci zvláštního režimu (obnovitelné zdroje, kombinovaná výroba tepla a energie), které se účtovaly jako regulované náklady, kromě toho v roce 2005 dosáhla částky 2,701 miliardy EUR. Pro názornost, náklady soustavy spojené s přenosem a distribucí dosáhly v roce 2005 částky 4,410 miliardy EUR.
Mechanismus přijatý za účelem předběžného financování schodku
(23)
Vývoj schodku nezůstal bez povšimnutí. Již v březnu 2005, kdy bylo jasné, že vzniká sazební schodek, španělské orgány v článku 24 královského dekretu č. 5/2005 (6) stanovily, že prostředky nutné k překlenutí mezery mezi náklady a příjmy elektroenergetické soustavy budou poskytnuty pěti největšími „oprávněnými elektroenergetickými subjekty“, tedy subjekty, které jsou oprávněny obdržet kompenzaci za náklady spojené s přechodem na konkurenční prostředí (7), a to v tomto procentním poměru:
-
Iberdrola, S.A.: 35,01 %,
-
Unión Eléctrica Fenosa, S.A.: 12,84 %,
-
Hidroeléctrica del Cantábrico: S.A: 6,08 %,
-
Endesa, S.A.: 44,16 %,
-
Elcogas, S.A.: 1,91 %.
(24)
Dekret č. 5/2005 stanovil, že budoucí schodek bude přičten výše uvedeným pěti společnostem jako záporná bilance na stávajícím vkladovém účtu, který používá regulační orgán CNE k hrazení nákladů spojených s přechodem na konkurenční prostředí těmto společnostem. To v praxi znamenalo, že se od dodavatelských subjektů požadovalo, aby prostředky poskytly jako zálohu. Záporná bilance na účtu nákladů spojených s přechodem na konkurenční prostředí by zavdala právo na splacení, tj. dodavatelé by měli nárok pobírat příjmy od odběratelů elektřiny v budoucnosti. Předmětné společnosti mohly tato práva sekuritizovat a prodat na trhu. Práva na splacení přidělená těmto dodavatelským společnostem byla spojena s minimální úrokovou sazbou (tříměsíční sazbou Euribor vypočtenou jako průměr sazeb Euribor za listopad předchozího roku bez diferenciálu).
Mechanismus přijatý za účelem zpětného získání schodku z prostředků konečných uživatelů
(25)
V červnu 2006 přijaly španělské orgány rozhodnutí o opatřeních, jimiž měl být schodek z roku 2005 vyrovnán z prostředků spotřebitelů elektřiny prostřednictvím regulovaných sazeb. Královským dekretem č. 809/2006 (8) španělské orgány stanovily, že schodek z roku 2007 (nebo přesněji práva na splacení přidělená dodavatelským subjektům) bude splacen spotřebiteli v průběhu čtrnácti a půl let prostřednictvím zvláštního příplatku jak k souhrnným sazbám, tak k sazbám za přístup. Tento příplatek, vypočtený jako roční částka nutná k lineárnímu zpětnému získání čisté současné hodnoty schodku z roku 2005 v průběhu 14,5 roku, byl stanoven na úrovni 1,378 % souhrnné sazby a 3,975 % sazby za přístup na rok 2006. Použitelná úroková sazba byla tříměsíční sazba Euribor.
(26)
Tento příplatek byl považován za „specificky vyčleněný příspěvek“. Španělské orgány stanovily, že příjmy z příspěvku k financování schodku z roku 2005 poplynou na vkladový účet spravovaný regulačním orgánem CNE. Ten měl posléze finanční prostředky převádět vlastníkům práv na splacení, tedy elektrárenským podnikům, které financovaly schodek, nebo subjektům, které od nich následně práva na splacení koupily, a to podle podílu schodku, který každý z nich financoval.
Dopady sazebního schodku na španělský trh
(27)
V roce 2005 bylo 37,49 % poptávky po elektřině ve Španělsku uspokojováno na volném trhu. Toto množství odpovídá poměrně nízkému počtu spotřebitelů; na volném trhu kupovalo energii pouze 8,5 % spotřebitelů, zatímco 91,5 % setrvalo u regulovaných sazeb (pokles oproti roku 2004, kdy to bylo 97 % spotřebitelů). Odběratelé vysokého napětí (především průmysloví odběratelé) byli hlavní kategorií působící na volném trhu; 38,9 % z nich uplatnilo možnost volby a v roce 2005 jejich nákupy představovaly 29 % celkové spotřeby elektrické energie v pevninském Španělsku. Převážná většina domácností a odběratelů nízkého napětí, kteří si volný trh mohli zvolit od roku 2003 (9), stále využívala regulovaných sazeb; v roce 2005 se však výrazný podíl těchto odběratelů rozhodl přejít na volný trh. K 31. prosinci 2005 bylo na volném trhu přes 2 miliony spotřebitelů (oproti 1,3 milionu v roce 2004).
(28)
Cenová výhoda, kterou však v průměru skýtaly regulované sazby v roce 2005, by měla být zvažována souběžně s návratem spotřebitelů na regulovaný trh, třebaže poněkud zpožděným. Jak ukazuje tabulka 2 níže, počet spotřebitelů na volném trhu v průběhu roku 2005 rostl, v roce 2006 však klesl, až se procentní podíl (8,15 %) dostal na úroveň prvního pololetí roku 2005. Obdobně lze říci, že pokles v množství energie dodávané konečným uživatelům na volném trhu, který byl pozorován v prosinci 2004, pokračoval také v prvním čtvrtletí roku 2005. V období od června do září 2005 se sice výrazně zpomalil, v prosinci 2004 a v průběhu celého roku 2006 však pokračoval.
Tabulka 2
Podíl míst dodávek a energie na volném trhu (jako procentní podíl celkového trhu) 2004-2006
Elektřina
2004
2005
2006
březen
červen
září
prosinec
březen
červen
září
prosinec
březen
červen
září
prosinec
Jako % míst dodávek
1,53
2,82
4,21
5,73
7,42
9,42
10,37
10,66
10,20
9,28
8,86
8,15
Jako % energie
29,30
33,60
36,19
33,57
33,15
35,34
41,39
37,41
29,38
27,10
25,74
24,87
Zdroj: Zpráva CNE „Nota Informativa sobre los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados, actualización 31 de diciembre de 2006“. (Informační zpráva o dodávkách elektřiny a zemního plynu na degerulovaných trzích, aktualizace ze dne 31. prosince 2006)
(29)
Ačkoli dodavatelé začali ztráty pociťovat v polovině roku 2005, kdy začaly výrazně růst velkoobchodní ceny, dodavatelské smlouvy nebylo možné okamžitě vypovědět. Dodavatelé na volném trhu, zejména ti, kteří nedisponovali výrobní kapacitou, ale museli elektřinu pořizovat na velkoobchodním trhu, byli v důsledku toho nuceni energii nabízet na volném trhu za ceny odpovídající regulovaným sazbám, a to navzdory možnosti, že jim vzniknou ztráty, nebo si účtovat vyšší ceny odrážející skutečné náklady na pořízení elektřiny, ale ztratit tak podíl na trhu.
3. ROZHODNUTÍ O ZAHÁJENÍ ŘÍZENÍ PODLE ČL. 108 ODST. 2 SFEU
(30)
Komise ve svém rozhodnutí o zahájení formálního vyšetřování porovnala regulované sazby placené různými kategoriemi konečných uživatelů s odhadovanými cenami, které by bývali museli zaplatit na volném trhu, pokud by regulované sazby neexistovaly. Odhady tržních cen byly vypočteny na základě ceny elektřiny na velkoobchodním trhu, příslušných poplatků za přístup k síti a průměrného obchodního rozpětí odhadovaného na 10 EUR/MWh, jak uvedla Centrica.
Tabulka 3
Srovnání cen podle kategorie odběratelů
Kategorie odběratelů
Regulovaná sazba
(EUR/MWh)
Odhadovaná tržní cena (pouze velkoobchodní cena plus přístupová sazba)
(EUR/MWh)
Odhadovaná tržní cena (+ obchodní rozpětí ve výši EUR 10)
1.
Velcí průmysloví odběratelé napojení na síť vysokého napětí (sazba G4)
23,9
61,17
71,17
2.
Velcí průmysloví odběratelé s přerušitelnou dodávkou
27,0
73,87-76,47
83,87-86,47
3.
Odběratelé napojení na síť vysokého napětí
76,2
81,57
91,57
4.
Domácnosti
101,2
107,75
117,75
5.
Malí průmysloví odběratelé nebo společnosti poskytující služby napojení na síť nízkého napětí
103,9
101,07
111,07
Zdroj: Centrica
(31)
Z tabulky je patrné značné zvýhodnění prvních dvou kategorií (velcí průmysloví uživatelé). U všech ostatních kategorií konečných uživatelů je srovnání méně průkazné, lze však stále pozorovat malou výhodu.
(32)
V rozhodnutí se mělo za to, že tato výhoda byla poskytována selektivně, jelikož z uměle nízkých regulovaných cen měly prospěch podniky, které jako zdroj energie využívají spíše elektřinu než např. zemní plyn. Kromě toho byla zaznamenána selektivita de facto a de jure, která spočívala v tom, že nevýhoda byla neúměrně vyšší pro velké průmyslové konečné uživatele, kteří v určitých případech platili globální ceny za méně než polovinu energetické složky odhadovaných cen na volném trhu.
(33)
V rozhodnutí o zahájení řízení bylo uvedeno, že podněcováním konečných uživatelů k tomu, aby se vrátili zpět na regulovaný trh, mohl systém také poskytovat výhodu distributorům, kteří měli podle všeho u svých regulovaných činností prospěch ze zaručeného ziskového rozpětí.
(34)
V rozhodnutí se rovněž mělo za to, že systém zahrnoval převod státních prostředků, neboť cenový příplatek použitý k uhrazení schodku představuje parafiskální poplatek a příjmy, které z něj plynou, procházejí před předáním konečným příjemcům přes španělský regulační orgán CNE (veřejný subjekt). V rozhodnutí se dospělo k závěru, že s ohledem na judikaturu Soudního dvora v této záležitosti by tyto prostředky měly být považovány za státní prostředky.
(35)
Vzhledem k tomu, že koneční uživatelé působí na trzích, které jsou obecně otevřené hospodářské soutěži a obchodu v rámci EU, Komise v rozhodnutí o zahájení řízení dospěla k závěru, že jsou splněna všechna kritéria stanovená v čl. 107 odst. 1 a že opatření představuje státní podporu ve prospěch konečných uživatelů.
(36)
Když se zjistilo, že zřejmě nelze použít žádnou z odchylek stanovených v článku 107 SFEU, bylo v rozhodnutí o zahájení řízení posuzováno, zda lze poskytování elektřiny za regulované sazby považovat za službu obecného hospodářského zájmu, a zda by tedy v takovém případě mohla být uplatněna odchylka stanovená v čl. 106 odst. 2 SFEU. V rozhodnutí o zahájení řízení bylo uvedeno, že v odvětví elektroenergetiky je vlastní rozhodovací prostor členských států při stanovování závazků veřejné služby omezen ustanoveními směrnice Evropského parlamentu a Rady 2003/54/ES ze dne 26. června 2003 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 96/92/ES (10) („směrnice o elektřině“). Směrnice o elektřině od členských států vyžaduje, aby stanovily závazek poskytovat univerzální službu (a v jeho rámci konkrétně i právo na dodávky za přiměřené ceny), přičemž tato služba má být omezena pouze na spotřebitele z řad domácností a malé podniky (11). Rozhodnutí dospělo k závěru, že s přihlédnutím k výše uvedené směrnici nelze poskytování elektřiny za regulované sazby středním či velkým podnikům považovat za službu obecného hospodářského zájmu v pravém slova smyslu.
(37)
Komise tudíž vyjádřila vážné pochybnosti o tom, zda lze prvky podpory v regulovaných sazbách, které byly uplatňovány na jiné než malé podniky, považovat za slučitelné s vnitřním trhem.
(38)
V rozhodnutí o zahájení řízení byla rovněž konstatována možnost, že státní podporu obdrželi distributoři. Tato část věci je předmětem samostatného rozhodnutí (věc C 3a/07).
4. PŘIPOMÍNKY ZÚČASTNĚNÝCH STRAN
(39)
Komise tím, že strany vyzvala, aby vznesly připomínky k rozhodnutí o zahájení důkladného vyšetřování, získala řadu podání ze strany velkých průmyslových odběratelů, distributorů, nezávislých dodavatelů a samospráv španělských autonomních oblastí. V tomto rozhodnutí budou shrnuty pouze připomínky, které se týkají údajné státní podpory ve prospěch konečných uživatelů elektrické energie.
PŘIPOMÍNKY NEZÁVISLÝCH DODAVATELŮ
(40)
Byly obdrženy připomínky od společnosti Centrica a od Sdružení nezávislých dodavatelů energie (ACIE). Argumenty a závěry jsou do značné míry totožné.
Připomínky společnosti Centrica a sdružení ACIE
(41)
Centrica klade v podání hlavní důraz na údajné zvýhodnění distributorů elektřiny. Údaje a argumenty, které společnost předložila, však rovněž naznačují přítomnost státní podpory pro konečné uživatele elektřiny.
(42)
Podle společnosti Centrica byla souběžná existence volného a regulovaného trhu, a zejména možnost, aby koneční uživatelé volně přecházeli z jednoho trhu na druhý, příčinou toho, že regulované sazby sloužily jako cenová reference nebo faktický strop cen na volném trhu. Dodavatelé si nemohli účtovat ceny vyšší, než jaké byly u regulovaných sazeb, jinak by nezískali nové odběratele a ztratili by ty stávající.
(43)
Na volném trhu sestává cena, kterou platí koneční uživatelé elektřiny, obvykle ze dvou složek: z poplatku za přístup k síti a „dodavatelské složky“, která je výsledkem tržních mechanismů a připadá maloobchodnímu dodavateli. V rámci maloobchodních dodávek závisí ziskovost na tom, zda „dodavatelská složka“ placená odběrateli pokrývá náklady dodavatele (tj. náklady na pořízení energie na velkoobchodním trhu nebo náklady na vlastní výrobu v případě vertikálně integrované společnosti), a na „obchodním rozpětí“, které zahrnuje ostatní náklady spojené s dodávkami (náklady na uvedení na trh, systémy IT, fakturaci atd.) a odměnu za investovaný kapitál. Proto mohli dodavatelé na volném trhu provozovat činnost v daném tržním segmentu ziskově pouze tehdy, bylo-li obchodní rozpětí „kladné“, jinými slovy pokud existoval určitý rozdíl mezi celkovými náklady dodavatele při obsluhování odběratelů a regulovanou sazbou.
(44)
Centrica zdůvodnila existenci konkurenční nevýhody pro dodavatele na volném trhu výpočty, z nichž je patrné, že v roce 2005 neexistovalo obchodní rozpětí u žádné kategorie spotřebitelů (12) (nebo že pokud nějaká rozpětí existovala na počátku roku, v průběhu roku zmizela). To znamenalo, že regulované sazby byly stanoveny na příliš nízké úrovni na to, aby se nezávislí dodavatelé mohli účastnit hospodářské soutěže se ziskem. Podle společnosti Centrica nebylo možné soutěžit o určité kategorie konečných uživatelů (zejména o uživatele s vysokou spotřebou energie využívající sazbu G4 a další velké průmyslové uživatele), a to dokonce ještě před vznikem sazebního schodku, neboť souhrnné sazby k tomu nikdy nedávaly prostor. Konkurenční nevýhoda, na kterou Centrica poukazuje, vznikla především u kategorie uživatelů, kterou tvoří podniky v sektoru služeb a malé průmyslové podniky napojené na síť nízkého napětí, a v segmentu domácností.
(45)
Údaje, které poskytla Centrica, zejména srovnání regulovaných sazeb a odhadovaných tržních cen, Komise převzala v rozhodnutí o zahájení řízení (viz 30. bod odůvodnění a tabulka 3).
(46)
Podle názoru společnosti Centrica systém porušil směrnici o elektřině, a to nejen kvůli diskriminační povaze režimu pro vyrovnání schodku (který kompenzoval ztráty distributorů, nikoli však dodavatelů), ale také kvůli tomu, že odběratelům bylo upřeno právo na transparentní ceny a sazby (13). Jelikož část ceny elektřiny splatná za rok 2005 byla odložena na budoucí roky, konečné účtované ceny nebyly pro spotřebitele transparentní.
(47)
Kromě toho Centrica tvrdila, že mechanismus vyrovnání schodku není ze dvou důvodů vyvážený: zaprvé, schodek bude splacen převážně konečnými uživateli nízkého napětí, ačkoli k jeho vzniku přispěli převážně velcí koneční uživatelé vysokého napětí. Zadruhé, koneční uživatelé na volném trhu musejí platit za schodek, k jehož vzniku nijak nepřispěli.
(48)
Centrica podpořila předběžný názor Komise, že španělský režim pro vyrovnání schodku zahrnuje převod státních prostředků. Centrica rovněž tvrdila, že se státními prostředky bylo spojeno i rozhodnutí španělské vlády, jímž výrobcům povolila sekuritizaci práv na splacení.
(49)
Sdružení ACIE vypočítalo, že odhadované náklady na pořízení energie, které byly vzaty jako základ pro regulované sazby v roce 2005, byly o 68 % nižší než skutečné náklady, které dodavatelům vznikly při nákupu energie na velkoobchodním trhu. Sdružení zdůraznilo vážné dopady, které měl sazební schodek z roku 2005 na nezávislé dodavatele. Podle ACIE měli dodavatelé na volném trhu podobné pořizovací náklady jako distributoři. Kromě toho byli de facto nuceni se přizpůsobit úrovni souhrnné sazby stanovené vládou pro každou z kategorií odběratelů, protože jinak by nebyli schopni přilákat nové odběratele ani si udržet ty stávající. Sdružení zejména poukazuje na to, že na počátku roku 2005 jeho členové uzavřeli smlouvy na základě vládní prognózy velkoobchodních cen a že později museli tyto smlouvy dodržovat, i když se ukázalo, že nejsou ziskové. V důsledku toho utrpěli nezávislí dodavatelé ztráty. Centrica odhaduje, že v roce 2005 utrpěla ztrátu ve výši 10 milionů EUR. Podle sdružení ACIE byla z trhu nucena odejít řada dodavatelů, včetně společností Saltea Comercial, Electranorte, CYD Energía a RWE.
PŘIPOMÍNKY UŽIVATELŮ S VYSOKOU SPOTŘEBOU ENERGIE
(50)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie se do řízení zapojili prostřednictvím svého sdružení AEGE (Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía). Někteří z nich (Asturiana de Zinc, Ferroatlántica a Alcoa) se do řízení zapojili i sami za sebe. Společnost Alcoa je výrobce hliníku a ve Španělsku provozuje tři výrobní zařízení, která se nacházejí ve městech San Ciprián, La Coruña a Avilés a která v roce 2005 využívala souhrnnou sazbu G4 (sazbu vyhrazenou pro odběratele s vysokou spotřebou energie s možností přerušení dodávek). Společnost Ferroatlántica vyrábí slitiny hliníku a železa a využívala sazbu 3.4 za přerušitelné dodávky. Společnost Asturiana de Zinc je výrobce zinku a pro svůj závod ve městě San Juan de Nieva využívala sazbu G4.
(51)
Ve svých připomínkách uživatelé s vysokou spotřebou energie zpochybňují závěr Komise, že průmyslové sazby (G4 a jiné sazby za přerušitelné dodávky) představují státní podporu, a tvrdí, že sazby nebyly zdrojem hospodářského zvýhodnění, nezahrnovaly státní prostředky a neovlivňovaly hospodářskou soutěž ani obchod mezi členskými státy.
Žádná ekonomická výhoda
(52)
Podle názoru uživatelů s vysokou spotřebou energie je měřítko, které je v rozhodnutí o zahájení řízení použito k určení existence výhody, nesprávné. Komise srovnávala průmyslové sazby s průměrnou velkoobchodní tržní cenou (cenou na organizovaném trhu), která byla považována za reprezentativní pro náklady, které by tyto společnosti bývaly musely uhradit na trhu za běžných podmínek. Jelikož průmyslové sazby byly považovány za nižší než cena na organizovaném trhu, rozhodnutí o zahájení řízení dospělo k závěru, že sazby poskytovaly příjemcům hospodářskou výhodu.
(53)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že organizovaný trh je spotový trh, na němž se každou hodinu obchoduje s elektřinou pro následující den. Podle uživatelů s vysokou spotřebou energie trpí organizovaný trh určitými nedostatky, které ovlivňují jeho účinnost a konkurenceschopnost. Proto ceny na organizovaném trhu přesně neodrážejí mezní náklady na výrobu, a tudíž ani situaci dokonalé hospodářské soutěže. Velcí koneční uživatelé, kteří odebírají velké objemy elektřiny a mají ploché profily spotřeby, nepořizují elektřinu na organizovaném trhu, ale zpravidla uzavírají dvoustranné smlouvy s dodavateli elektřiny. To potvrzuje i zpráva OMEL z roku 2005, z níž je patrné, že elektřinu pořizovalo přímo na organizovaném trhu jen sedm uživatelů, kteří vyhovovali daným požadavkům a představovali 5 % obchodované elektřiny.
(54)
V každém případě i za předpokladu, že by bylo možné považovat ceny zaznamenané na organizovaném trhu za platné měřítko, nebylo by správné použít průměrnou velkoobchodní cenu z roku 2005, jak to učinila Komise, jelikož tato průměrná cena odráží poptávku po elektřině u dodavatelů, kteří obsluhovali různorodé portfolio konečných uživatelů včetně domácností a malých podniků. Podle sdružení AEGE a společností Ferroatlántica a Asturiana de Zinc by vhodným měřítkem byla minimální cena zaznamenaná na organizovaném trhu v roce 2005, tj. 18,36 EUR/MWh, neboť tato cena by nejvíce odrážela konkurenční tržní podmínky na organizovaném trhu (na němž výrobci nabízejí elektřinu za cenu rovnou jejich mezním nákladům). Velcí průmysloví spotřebitelé nejsou v situaci, kterou by bylo možné srovnávat se situací jiných konečných uživatelů, zejména domácností. Proto průměrná cena na organizovaném trhu není vhodným měřítkem. Podle společnosti Alcoa by Komise měla místo toho srovnat zpochybňované sazby s cenami, na nichž se velcí koneční uživatelé dohodli v rámci dvoustranných smluv.
(55)
Alcoa poskytla příklad dvoustranné tržní ceny a uvedla, že její tři závody na výrobu hliníku vždy využívaly sazbu G4. Společnost Alcoa však také vlastní závod na výrobu oxidu hlinitého (Alúmina Española), pro nějž na konci roku 2004 uzavřela dvoustrannou smlouvu s dodavatelem. Tato smlouva byla uzavřena na dva roky s možností prodloužení o další rok. Tři závody na výrobu hliníku mají stejný plochý profil spotřeby jako závod na oxid hlinitý. Závod Alúmina však spotřebuje výrazně menší objemy elektřiny (0,35 TWh oproti 1,3 TWh v závodech v Avilés a La Coruña a oproti 3,4 TWh v závodě v San Cipriánu). Průměrná cena dohodnutá na základě této smlouvy byla 34,45 EUR/MWh (včetně nákladů na jaderné moratorium, nákladů na přístup k síti a dalších přidružených nákladů). Tato cena byla získána na základě nabídkového řízení a nabídky dodavatelů se od sebe lišily o méně než 5 EUR.
(56)
Podle společnosti Alcoa lze rozdíl mezi touto dvoustranně dohodnutou cenou (34,45 EUR/MWh) a sazbou G4 (23,90 EUR/MWh) vysvětlit objektivními faktory. Zejména tím, že uživatelé sazby G4 podléhají regulačním omezením, která se nevztahují na dvoustranné smlouvy, např. závazku využít veškerý výkon nasmlouvaný v rámci sazby G4 (nevyužití podléhá sankcím), požadavku vlastnit zařízení pro kontrolu napětí a požadavku uhradit elektřinu do 20 dnů (zatímco dvoustranné smlouvy nabízejí výhodnější platební podmínky).
(57)
Alcoa tudíž dospěla k závěru, že hypotetická tržní cena použitelná na její tři závody na výrobu hliníku by byla výrazně pod cenou 34,45 EUR/MWh, protože tyto závody mají vyšší úroveň spotřeby. Pokud by se navíc zvážilo průměrné obchodní rozpětí 10 EUR/MWh, čisté náklady na dodávky elektřiny do závodu na výrobu oxidu hlinitého by dosáhly 24,25 EUR/MWh, což se velmi blíží souhrnné sazbě G4.
(58)
Společnost Ferroatlántica poukázala na to, že v rozhodnutí o zahájení řízení byla nesprávně interpretována regulovaná sazba 3.4 používaná v roce 2005, jelikož do základní sazby byly nesprávně promítnuty slevy a sazba byla srovnána s poplatkem za přístup, který je desetkrát vyšší než poplatek použitelný v jejím případě (a v případě velmi velkých odběratelů). Ferroatlántica také předložila důkazy o tom, že i když v roce 2004 měsíční průměrná tržní cena pro forwardové smlouvy na dodávky elektřiny v roce 2005 byla 31,68 EUR/MWh, v prosinci 2004 byla tato cena 31,05 EUR/MWh. Z toho by vyplývalo, že by společnost získala základní dodávky elektřiny v roce 2005 za tuto cenu v době, kdy byly stanoveny regulované sazby. Po přičtení „dodatečných služeb“ (3,92 EUR/MWh) a příslušné přístupové sazby (1,70 EUR/MWh) by průmyslový uživatel získal tržní cenu 36,67 EUR/MWh, která je nižší než cena 56,11 EUR/MWh u sazby 3.4 použitelné pro uživatele s vysokou spotřebou energie.
(59)
Ve skutečnosti byly další slevy z této sazby odměnou za kapacitu k poskytování služeb souvisejících s řízením odběru a za odsouhlasení těchto služeb ve prospěch soustavy. Ferroatlántica v tomto ohledu dodává, že sleva ze sazby odrážela různé poskytované služby, konkrétně hodinové rozlišování (s noční a víkendovou spotřebou), přerušitelnost (přijetí dodávek na žádost provozovatele sítě), sezonní povahu (s koncentrací dodávky do měsíců s nízkou poptávkou) a řízení jalové energie. Pouze těmito slevami, které byly proměnlivé a byly stanoveny nařízením od roku 1995, a nikoli úrovní regulované sazby lze vysvětlit a podle názoru společnosti Ferroatlántica zdůvodnit nižší průměrnou cenu elektřiny placenou v roce 2005.
(60)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie zpochybňují v rozhodnutí o zahájení řízení tvrzení, že výhoda nebyla úměrná spotřebovávaným objemům a u velkých odběratelů byla zpravidla vyšší. V této souvislosti uživatelé s vysokou spotřebou energie např. uvádí, že sám regulační orgán CNE potvrdil, že úroveň sazby G4 měla být dokonce ještě nižší. Uživatelé s vysokou spotřebou energie podotýkají, že velcí odběratelé využívající sazbu G4 nebo 3.4 spotřebovali mnohotisíckrát více elektřiny než průměrní odběratelé vysokého napětí, a zaplatili jen třikrát méně než oni.
(61)
Běžné by také bylo, kdyby velcí odběratelé obdrželi vyšší jednotkovou slevu z ceny. Podle uživatelů s vysokou spotřebou energie je proto závěr, že průmyslové sazby představovaly určitou výhodu, velmi sporný. Připomínají, že v každém případě je na Komisi, aby o existenci takovéto výhody poskytla přesvědčivé důkazy.
(62)
Alcoa rovněž poukázala na to, že cena, kterou platí ve Španělsku, je téměř stejná jako průměrná vážená cena, kterou platí závody vyrábějící hliník v EU, a je dokonce vyšší než průměrná vážená cena placená v EHP.
Žádné státní prostředky
(63)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že to byli oni, kdo platil průmyslové sazby přímo distributorům, aniž by se prostředky dostaly pod kontrolu státu, a že tudíž v souladu s judikaturou ve věci PreussenElektra předmětný režim nezahrnoval prostředky státu.
(64)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie poukazují na to, že mezi stanovením sazeb, k němuž došlo na konci roku 2004, a zavedením mechanismu pro vyrovnání schodku prostřednictvím odběratelů, který byl přijat až v červnu 2006, uplynula určitá doba. V rozhodnutí o zahájení řízení Komise tvrdila, že došlo k využití státních prostředků, neboť do faktur pro uživatele byl zařazen příplatek, který byl kvalifikován jako parafiskální poplatek. Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že pokud by byla tato hypotéza přijata, pak by se opatření, které nebylo podporou v roce 2005, podporou stalo v roce 2006 (ex post). To by bylo v rozporu se základními zásadami práva EU, jako jsou právní jistota a legitimní očekávání. Uživatelé s vysokou spotřebou energie poukazují na to, že označení určitého opatření za podporu závisí pouze na okolnostech, které existují v době jeho přijetí, a nemůže záviset na budoucích událostech, zejména v případě, že je nelze rozumně předvídat. Citují generálního advokáta Jacobse ve věci Van Calster (14): „situaci je nutno posuzovat ke dni prvotního zavedení poplatků a nelze ji zpětně měnit“.
(65)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie uvádí, že regulované sazby z roku 2005 nepředstavovaly v tomtéž roce státní podporu. Tyto společnosti podotýkají, že analýza mechanismu financování je za těchto okolností irelevantní, neboť mechanismus byl zaveden až v roce 2006. Posouzení způsobu financování by bylo relevantní pouze v případě, že by opatření představovalo státní podporu již od začátku. Jelikož sazby nezahrnovaly podporu, zastávají uživatelé s vysokou spotřebou energie názor, že Komise nemůže příplatek využít jako východisko k tomu, aby došla k opačnému závěru.
(66)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie dále tvrdí, že v případě parafiskálních daní je způsob financování opatření v každém případě relevantní z hlediska posouzení státní podpory pouze tehdy, je-li daň „povinně vázána na podporu“, tedy existuje-li přímá a bezprostřední vazba mezi opatřením a způsobem jeho financování (15). Uživatelé s vysokou spotřebou energie existenci takovéto vazby popírají, neboť příplatek byl určen k pokrytí schodku, který vznikl při zúčtování regulovaných činností, při nichž nešlo pouze o poskytování elektřiny za regulované sazby, ale také o jiné náklady související se soustavou. Příplatek proto nebyl specificky vyčleněn na pokrytí ztrát vzniklých při dodávkách elektřiny za regulované sazby. Zadruhé, neexistovala žádná přímá ani nepřímá vazba mezi úrovní sazeb a uplatněným příplatkem, neboť sazby stanovené v roce 2004 byly bezpodmínečné (nepodléhaly dalším úpravám v následujících letech).
(67)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie dále uvádí, že příplatek nepředstavoval parafiskální poplatek či dávku, protože podle španělského práva neměl fiskální povahu. Fiskální opatření se používají k financování veřejných výdajů, zatímco v tomto případě bylo cílem příplatku vyrovnat schodek, který vytvořily soukromé hospodářské subjekty (distributoři), jež v rámci elektroenergetické soustavy prováděly regulované činnosti. Podle španělské ústavy lze nová fiskální opatření zavést pouze zákonem (nikoli královským dekretem). Stát navíc nikdy není vlastníkem příjmů z příplatku ani nemá pravomoc s nimi nakládat, jelikož tyto prostředky se převádí na vkladový účet spravovaný regulačním orgánem CNE a stát si je nemůže přivlastnit. Proces vyrovnání je plně automatický a CNE nemá žádný prostor pro vlastní uvážení ani autonomii či kontrolu nad určením nebo výší finančních prostředků, které mají být vyrovnány jednotlivým subjektům.
(68)
Komise podle uživatelů s vysokou spotřebou energie tuto skutečnost uznala v rozhodnutí o nákladech spojených s přechodem na konkurenční prostředí ve Španělsku (16), v němž uvedla, že „převod částek prostřednictvím regulačního orgánu CNE má sloužit především účetním účelům“, a nedospěla k závěru, že by opatření zahrnovalo státní prostředky.
(69)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že tato situace je totožná se scénářem „nákladů spojených s přechodem na konkurenční prostředí“, neboť v obou případech vláda zavedla příplatek, který měl vyrovnat trvalé náklady spojené se soustavou. Tato argumentace byla podle všeho potvrzena také ve věci týkající se Spojeného království (17).
Žádný dopad na hospodářskou soutěž a obchod
(70)
Společnosti Asturiana de Zinc a Alcoa tvrdí, že vzhledem ke zvláštním vlastnostem trhů s hliníkem a zinkem nemůže mít opatření týkající se ceny elektřiny použité při výrobě těchto kovů žádný dopad na obchod v EU, jelikož kovy jsou komodity a jejich ceny se stanovují na světové úrovni na Londýnské burze kovů. Za těchto okolností se rozdíly mezi místními výrobními náklady nepromítají do rozdílů ve světových cenách.
(71)
Tyto dvě společnosti tvrdí, že v EU roste ve výrobě hliníku a zinku schodek, zatímco poptávku v rostoucí míře uspokojují dovozy ze třetích zemí.
(72)
Pokud ve Španělsku zanikne odvětví výroby hliníku a zinku, nezastoupí je žádné nové subjekty z EU, neboť závody (na výrobu hliníku) v EU již naplno využívají svoji kapacitu a žádný nový ani stávající výrobce by neměl motivaci svou kapacitu zvyšovat, jelikož si nemůže být jist, že bude moci dlouhodobě odebírat elektrickou energii za rozumné ceny. Schodek by tudíž byl pokryt pouze z dovozu.
(73)
Alcoa kromě toho tvrdí, že sazby neohrožují zájmy jiných evropských výrobců, neboť nabízejí elektřinu za cenu, která je totožná s průměrnou cenou placenou jinými výrobci hliníku v EU-25.
I kdyby průmyslové sazby s doložkou o přerušení představovaly podporu, šlo by o „existující podporu“
(74)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že sporné sazby existovaly již před přistoupením Španělska k EU.
(75)
I když označení „sazba G4“ bylo formálně zavedeno ministerským nařízením ze dne 6. března 1986, sazba fakticky existovala již před 1. lednem 1986, kdy Španělsko přistoupilo k EU, neboť odpovídá bývalé „průmyslové sazbě I při dlouhodobém využívání“, která byla stanovena ministerským nařízením ze dne 14. října 1983, tedy před přistoupením Španělska k EU. Všichni koneční uživatelé elektřiny, kteří využívali sazbu I, byli automaticky převedeni do sazby G4, což byla de facto stejná sazba s novým jménem.
(76)
Ministerské nařízení z roku 1983 rovněž výslovně stanoví i ostatní sazby s doložkou o přerušení.
(77)
Podle uživatelů s vysokou spotřebou energie by navíc opatření představovalo existující podporu na základě článku 15 nařízení Rady (ES) č. 659/1999 ze dne 22. března 1999, kterým se stanoví prováděcí pravidla k článku 108 Smlouvy o fungování Evropské unie (18), a to kvůli uplynutí desetileté promlčecí lhůty.
Zpětnému získání podpory by bránila zásada legitimního očekávání
(78)
Uživatelé s vysokou spotřebou energie tvrdí, že i za předpokladu, že by nebylo možné považovat sazby za existující podporu, by zpětnému získání podpory bránila zásada legitimního očekávání. V průběhu celého roku 2005 byly sazby předmětem přímé platby mezi soukromými hospodářskými subjekty. Uživatelé nemohli předem vědět, že se ze sazeb stanovených v prosinci 2004 stane na základě vládního opatření přijatého v červnu 2006 státní podpora. Žádný (jakkoli obezřetný) hospodářský subjekt nemohl tuto změnu ve své právní situaci očekávat. Proto uživatelé legitimně očekávali, že jejich sazby státní podporu nezahrnují.
PŘIPOMÍNKY OD GALICIJSKÉ A ASTURSKÉ REGIONÁLNÍ SAMOSPRÁVY
(79)
Pokud jde o možnou podporu pro uživatele s vysokou spotřebou energie, galicijská regionální samospráva tvrdí, že se Komise dopustila chyby, když použila cenu na organizovaném trhu jako náhradu za tržní cenu, jelikož uživatelé s vysokou spotřebou energie obvykle uzavírají dlouhodobé smlouvy s výrazně lepšími podmínkami.
(80)
Vzhledem k tomu, že dosud nebyla dokončena liberalizace španělského trhu, a zejména s ohledem na neexistenci dvoustranných smluv mezi výrobci a velkými odběrateli má galicijská regionální samospráva za to, že by bylo dobré použít jako měřítko skutečné náklady, které platí výrobci za dodávky těmto odběratelům. Alternativně by bylo možné získat referenční cenu na základě odborné literatury (Wilson, 1993 (19) a Castro-Rodríguez (20), 1999), a to zvážením buď nákladů spojených s nejúčinnější technologií, která vyhovuje specifickým potřebám uživatelů s vysokou spotřebou energie, nebo průměrných nákladů na elektřinu během různých hodin dne. Rozdíl mezi takto získanou referenční cenou a regulovanou sazbou placenou v roce 2005 by byl mnohem nižší. Regionální galicijská samospráva dále tvrdí, že všichni španělští uživatelé včetně těch, kteří mají vysokou spotřebu energie, postupem času v každém případě schodek, který vznikl v důsledku uplatnění nízkých sazeb v roce 2005, splatí.
(81)
Kromě výše uvedeného má regionální galicijská samospráva za to, že systém sazeb v podobě z roku 2005 nebyl právně selektivní, neboť stát nehodlal poskytnout konečným uživatelům výhodu, ale pouze se při stanovení sazeb v roce 2004 dopustil chyb v prognózách tržních trendů a cen. Regionální galicijská samospráva rovněž zpochybňuje závěr, že systém měl dopad na obchod v rámci EU.
(82)
Připomínky asturské regionální samosprávy jsou obdobné jako připomínky španělské vlády, na které odkazují.
PŘIPOMÍNKY ŠPANĚLSKA
(83)
Španělsko zastává názor, že systém regulovaných sazeb z roku 2005 nezahrnoval podporu ani pro konečné uživatele, ani pro distributory.
Žádná příčinná souvislost mezi opatřením státu a schodkem, schodek nelze přičítat státu
(84)
Španělsko tvrdí, že schodek nelze přičítat státu, jelikož byl způsoben nepředvídatelnými vnějšími okolnostmi, a nikoli úmyslným záměrem státu dotovat určité činnosti.
(85)
Španělsko uvádí, že legislativa EU platná v roce 2005 dodávkám elektřiny za regulované sazby stanovené státem nebránila. Proto byl státní regulační zásah právně platný, neboť se jednalo o projev státní svrchovanosti. Jednou z těchto svrchovaných výsad je stanovení sazeb tak, aby očekávané náklady odpovídaly očekávané poptávce.
(86)
Španělsko tvrdí, že schodek v roce 2005 byl způsoben rozdílem mezi vládními prognózami velkoobchodních cen elektřiny a skutečnými cenami zaznamenanými na organizovaném trhu. Mimořádně vysoké ceny v roce 2005 byly způsobeny nepředvídatelnými příčinami, které lze přičítat zásahu vyšší moci.
(87)
Jelikož událostí, která dala vzniknout údajné podpoře, byl podle všeho nárůst velkoobchodních cen převyšující prognózu, údajnou výhodu není možné přičítat žádnému právnímu aktu. I pokud by se předpokládalo, že takováto výhoda existovala (quod non), byla by způsobena okolnostmi, které nijak nesouvisely se záměry státu. Existence vyšší moci podle Španělska narušuje příčinnou souvislost mezi správním rozhodnutím, jímž se sazby stanovovaly, a konkurenční výhodou, která by vedla ke státní podpoře. I za předpokladu (quod non), že by byla splněna objektivní podmínka příčinné souvislosti, subjektivní podmínka záměru (přičitatelnosti) na straně státu by stále chyběla.
Žádné prostředky státu
(88)
Španělsko tvrdí, že sazby nezahrnovaly veřejné prostředky. Zaprvé, Španělsko v tomto ohledu prohlašuje, že příplatek není „poplatkem“ ve smyslu judikatury Evropského soudního dvora o parafiskálních poplatcích, neboť jej nevybírá stát ani nejde o fiskální poplatek. Podle Španělska je příplatek nedílnou součástí sazby a je téže povahy. Sazba je tudíž soukromá cena.
(89)
Zadruhé, finanční prostředky nevybírá stát ani nejsou placeny do fondu určeného státem. Sazby vybírají distributoři, nikoli stát, a proto jde o soukromé ceny, které zaručují spravedlivou odměnu subjektů (jak stanoví zákon 54/1997). Nejedná se o daně ani veřejné ceny. Stát za nic odměnu neposkytuje, neboť odměnu nabízí systém na základě tržních sil v případě neregulovaných činností a na základě přístupových sazeb stanovených státem v případě činností regulovaných. Jelikož tento systém pro stát nepředstavuje žádnou zátěž, nejsou podle judikatury ve věci Sloman Neptun (21) dotčeny státní prostředky. Předmětné prostředky navíc nikdy neplynou do státní pokladny, neuvádí se v rozpočtových zákonech, nepodléhají ověřování ze strany nejvyššího kontrolního úřadu a není možné je získat zpět od dlužníků prostřednictvím správních postupů. Dluhy vůči elektroenergetické soustavě nepodléhají úrokové sazbě použitelné na dluhy vůči státu.
(90)
Španělsko znovu opakuje, že s těmito prostředky nakládá španělský regulační orgán CNE, který plní pouze funkci účetního prostředníka. Španělské orgány uvádějí, že již v rozhodnutí z roku 2011 o nákladech spojených s přechodem na konkurenční prostředí ve Španělsku (SA NN 49/99) Komise stanovila, že „převod prostředků přes CNE je v zásadě účetní povahy. Finanční prostředky převáděné na účet vedený jménem CNE nikdy nebyly vlastnictvím tohoto subjektu a byly neprodleně vyplaceny příjemcům podle předem určené částky, kterou CNE nemůže nijak změnit.“ Na základě této úvahy Komise dospěla k závěru, že „není v postavení, aby mohla určit, zda příjmy plynoucí z poplatku stanoveného v rámci režimu nákladů spojených s přechodem na konkurenční prostředí představují státní prostředky“.
Žádná výhoda
(91)
Španělsko nesdílí názor Komise, že regulované sazby poskytují ekonomickou výhodu konečným uživatelům (nebo distributorům).
(92)
Pokud jde o konečné uživatele, Španělsko znovu opakuje, že schodek je výsledkem vyšší moci, a tvrdí, že schodek nevytvářel výhodu pro velké odběratele, jelikož byl s úrokem převeden do sazeb v nadcházejících letech. Proto je údajná ekonomická výhoda plynoucí z nižší ceny elektřiny pouze zdánlivá, neboť rozdíl oproti cenám na volném trhu spotřebitelé uhradí s úrokem.
Dodávky energie za regulované sazby jsou službou obecného hospodářského zájmu
(93)
Španělsko tvrdí, že v roce 2005 nebyly regulované sazby v rozporu s právem EU, neboť lhůta pro liberalizaci trhu pro všechny odběratele (včetně domácností) končila 1. července 2007.
(94)
Španělské orgány zejména tvrdí, že dodávky elektřiny jsou službou obecného zájmu a stát musí zasáhnout, aby zabránil zneužití dominantního postavení v důsledku existence jediné sítě (přirozený monopol).
(95)
Parametry pro stanovení sazeb byly vymezeny objektivně a transparentně. Složitý regulační rámec pro stanovení sazeb a postup pro vyrovnání podle názoru Španělska prokazují, že systém sazeb se zakládal na důkladné analýze nákladů a příjmů spojených se soustavou a na analýze poptávky po elektrické energii.
Závazek Španělska
(96)
Jak je uvedeno v 25. a 26. bodě odůvodnění, schodek vytvořený v roce 2005 je splácen v ročních splátkách včetně úrokové sazby odpovídající sazbě Euribor bez diferenciálu. Aniž jsou dotčeny jeho připomínky, Španělsko se zavázalo, že zpětně zvýší úrokovou sazbu účtovanou uživatelům z řad podniků, jejichž připojení přesahuje 1 kV. Toto zvýšení se určí v poměru k tomu, jak ke schodku z roku 2005 přispěli uživatelé z řad podniků, na něž se vztahuje stávající řízení a jimž byla energie dodávána za souhrnné sazby. Úroková sazba bude odpovídat uplatnění diferenciálu ve výši 65 bazických bodů nad referenční sazbu Euribor, čímž bude obecně vyrovnána se sazbou uplatněnou na schodek v následujících letech.
(97)
Příslušná částka bude uživatelům z řad podniků účtována takto: pokud jde o roční splátky za část schodku z roku 2005, které již byly zaplaceny, uplatní se jednorázové zvýšení přístupových sazeb; pokud jde o částku, kterou je ještě třeba uhradit, uplatní se vyšší úroková sazba přímo na každou roční částku, a to opět ve formě vyšších přístupových sazeb.
5. POSOUZENÍ OPATŘENÍ
EXISTENCE STÁTNÍ PODPORY PODLE ČL. 107 ODST. 1 SFEU
(98)
Opatření představuje státní podporu ve smyslu čl. 107 odst. 1 SFEU, jestliže jsou splněny následující podmínky: opatření a) ekonomicky zvýhodňuje příjemce; b) je poskytováno státem nebo ze státních prostředků; c) je selektivní; d) ovlivňuje obchod v rámci Unie a může narušit hospodářskou soutěž v EU. Jelikož musejí být splněny všechny tyto podmínky, Komise se v hodnocení omezí na existenci ekonomického zvýhodnění příjemců.
Existence ekonomického zvýhodnění
(99)
Podniky jsou zvýhodněny ve smyslu čl. 107 odst. 1 SFEU, jestliže získají ekonomické zvýhodnění, které by jinak za tržních podmínek nezískaly. V daném případě musí šetření zjistit, a to rovněž s ohledem na splácení schodku elektroenergetické soustavy z roku 2005, zda existoval kladný rozdíl mezi regulovanými sazbami stanovenými v roce 2005 a tržními cenami, které by potenciální příjemci bývali museli uhradit za pořízenou elektřinu a služby poskytované v rámci jejich sazebního režimu. Jakákoli výhoda, pokud jde o tržní podmínky, musí být doložena odkazem na skutečné tržní ceny. Tyto záležitosti, tedy existence kladného rozdílu - nebo naopak jeho nepřítomnost - mezi cenami elektřiny na organizovaném trhu, tržními cenami a regulovanými sazbami a splácení schodku, jsou jedna po druhé zkoumány níže.
Srovnání s průměrnými cenami elektřiny na organizovaném trhu
(100)
Průměrné ceny elektřiny na organizovaném trhu jsou ukazatelem obecných cenových úrovní na velkoobchodním trhu. Tato průměrná referenční cena v průběhu celého roku 2005 činila 59,47 EUR/MWh. Jak je popsáno a znázorněno v 19. bodě odůvodnění (graf 1), během sedmi ne po sobě jdoucích měsíců roku 2005 byly průměrné velkoobchodní ceny vyšší než ceny elektřiny zahrnuté v souhrnných regulovaných sazbách, které se uplatňovaly na všechny konečné uživatele. Proto se zdá, že průměrná sazba, která byla stanovena dekretem č. 2392/2004, vedla ke kladnému rozdílu ve prospěch všech konečných uživatelů, kteří si vybrali regulované sazby, a to alespoň během většiny měsíců v roce 2005.
(101)
Avšak v měsíčních obdobích nepřesahujících jeden rok tento rozdíl v pěti měsících (od ledna do května 2005) neexistoval, a výhoda tudíž nebyla poskytnuta celému regulovanému systému sazeb. Pokud se navíc srovnají období, která jsou delší než jeden rok, např. období do 30. prosince 2007, je možná akumulovaná výhoda od června 2005 více než eliminována poklesem průměrných cen na organizovaném trhu, které se prudce propadaly, až v březnu 2007 dosáhly 37 EUR/MWh, zatímco ceny zahrnuté v regulovaných sazbách se ve stejném období pohybovaly okolo 68 EUR/MWh. Ceny elektřiny zahrnuté v souhrnných sazbách byly od října 2006 ve skutečnosti mnohem vyšší než velkoobchodní dodavatelské ceny (viz graf 1). Přínosy a ekonomické zvýhodnění u odběratelů, jimž byla energie dodávána za regulované sazby v době, kdy byly ceny na organizovaném trhu vyšší než náklady na elektřinu zahrnuté v regulovaných sazbách, tak mohou být eliminovány, když jsou ceny na organizovaném trhu nižší než náklady na elektřinu zahrnuté v regulovaných sazbách.
(102)
Z toho vyplývá, že jak v měsíčních obdobích, která v roce 2005 v součtu nedosáhla jednoho roku, tak ve dvouletých obdobích zahrnujících i část roku 2005 ceny energie zahrnuté v regulovaných sazbách použitelných v roce 2005 podle všeho ve srovnání s velkoobchodními cenami elektřiny na organizovaném trhu nijak nezvýhodňovaly skupinu odběratelů, jimž byla elektřina dodávána za regulované sazby. Skutečností však je, že příjmy z poplatků za přístup a z regulovaných sazeb, které byly hrazeny v rámci celé elektroenergetické soustavy, v roce 2005 nestačily k pokrytí regulovaných nákladů soustavy. Proto je třeba prozkoumat, zda je zavedený mechanismus dostatečný k tomu, aby zaručil, že bude schodek splacen.
Splacení schodku elektroenergetické soustavy z roku 2005
(103)
Jak je popsáno v 15. a 20.-22. bodě odůvodnění, účty elektroenergetické soustavy v roce 2005 zahrnovaly všechny regulované náklady a příjmy soustavy, aniž by byly konkrétní příjmy přiděleny na konkrétní náklady. Například náklady na přenos a distribuci (4,410 miliardy EUR) nebo náklady na podporu kombinované výroby tepla a energie nebo výroby elektřiny z obnovitelných zdrojů (2,701 miliardy EUR) nebyly rozdělovány mezi regulované příjmy ze souhrnných sazeb na regulovaném trhu a/nebo příjmy z regulovaných poplatků za přístup na volném trhu a tyto dva druhy příjmů nebyly nijak rozlišovány ani při financování uvedených nákladů. Ve skutečnosti mají všichni uživatelé soustavy zisk a lze očekávat, že přispějí k uhrazení nákladů na podporu účinnějších forem kombinované výroby a výroby energie z obnovitelných zdrojů nebo nákladů na služby v oblasti přenosu a distribuce. V tomto systému nekumulativních nákladů u každé sazby není možné následně objektivně rozdělit náklady mezi uživatele na volném trhu a uživatele, kteří využívají regulované sazby, a v rámci této druhé kategorie uživatelů mezi 25 různých sazebních stupňů, které byly v roce 2005 použitelné. Z toho je patrné, že je záhodno zanalyzovat možné výhody či naopak jejich neexistenci u schodku elektroenergetické soustavy z roku 2005 jako celku.
(104)
V tomto ohledu Španělsko zavedlo mechanismus pro zpětné získání celého schodku z roku 2005, což je v souladu se zmiňovanou univerzálností účtů tehdy uplatňovaného systému. Nedostatek regulovaných příjmů elektroenergetické soustavy k pokrytí nákladů soustavy se řešil pomocí zdrojů shromážděných prostřednictvím „specificky vyčleněného příspěvku“ stanoveného královským dekretem č. 809/2006. Od poloviny roku 2006 se schodek začal zpětně získávat za použití příplatku v hodnotě 1,378 % souhrnných regulovaných sazeb a 3,975 % přístupových poplatků, a poté příplatků nutných k zaručení, že částka 3,8 miliardy EUR plus úroky bude získána během 14,5 roku, tedy v období do roku 2020 (viz body odůvodnění 25 a 26).
(105)
Z toho vyplývá, že příjmy ze zvláštního příspěvku vyčleněného na financování schodku z roku 2005 umožňují uživatelům soustavy hradit účty za elektřinu (s navýšením nutným k následnému vyrovnání účtů soustavy za rok 2005) s výrazným prodlením.
(106)
Za těchto okolností je jediným sporným aspektem metody, která byla v roce 2006 zvolena ke splacení schodku elektroenergetické soustavy z roku 2005 a k vyrovnání účtů, nízká úroková sazba, která byla zpočátku uplatněna na roční splátky, tedy konkrétně referenční sazba Euribor bez diferenciálu. Jak je podrobněji popsáno v 96. a 97. bodě odůvodnění, Španělsko se zavázalo, že úrokovou sazbu pro uživatele z řad podniků, na které se vztahuje stávající řízení, zvýší. Španělsko se zavazuje, že nad referenční úrokovou sazbu uplatní diferenciál ve výši 65 bazických bodů.
(107)
Uplatněním této změny na opatření, které bylo původně použito ke splacení schodku z roku 2005 a které vylučuje domácnosti a malé podniky, jež v rámci opravného mechanismu platily nejvyšší regulované sazby, se ruší jakákoli hypotetická výhoda, kterou společnosti mohly z odkladu plateb od roku 2006 získat. Uplatnění příplatku k sazbě kromě toho znamená, že celková zpětně získaná částka je u každé společnosti přímo úměrná její spotřebě elektřiny. Čím více elektřiny společnost spotřebuje, tím vyšší je příplatek.
Srovnání s tržními cenami elektřiny
(108)
Zadruhé, jak podotýkají některé zúčastněné strany, ceny zaznamenané na organizovaném trhu s elektřinou nejsou odpovídajícím měřítkem, podle něhož by bylo možné porovnat tržní ceny s cenami elektřiny placenými velkými odběrateli na základě regulovaných sazeb. Faktem je, že na základě důkazů obsažených ve zprávě z roku 2005, již vypracoval OMEL, hospodářský subjekt na trhu s elektřinou, pouze sedm konečných uživatelů - oproti stovkám průmyslových a velkých uživatelů z řad podniků - představovalo 5 % poptávky po elektřině pocházející přímo z organizovaného trhu. Průmysloví a jiní velcí odběratelé, zejména odběratelé s vysokou spotřebou energie, u nichž energie představuje výrazný podíl výrobních nákladů (zpravidla 30-40 % u výroby hliníku) požadují a získávají předvídatelné cenové a dodavatelské podmínky. Tyto podmínky jsou stanoveny ve smlouvách s delšími lhůtami než na následující den. Ceny, které jsou každou hodinu kotovány na denním trhu, např. organizovaném trhu s elektřinou, názorně ukazují průměrné tržní ceny dodavatelů, kteří obsluhují různorodé portfolio odběratelů včetně domácností. Nejsou však přiměřeným měřítkem pro určení cen, které by uživatelé s vysokou spotřebou energie měli platit na volném trhu na základě smluv s delšími lhůtami než na následující den. Na rozdíl od stanoviska v rozhodnutí o zahájení řízení z vyšetřování vyplynulo, že regulované sazby, které jsou nižší než průměrné ceny na organizovaném trhu, nutně nezvýhodňují průmyslové uživatele oproti tržním podmínkám, neboť ceny na organizovaném trhu nejsou pro většinu těchto uživatelů tržní ceny. Tím jsou rozptýleny pochybnosti, pokud jde o tuto otázku.
(109)
Kromě toho nebyla v roce 2005 ve Španělsku možnost přejít na volný trh nezvratná. Odběratelé si mohli kdykoli vybrat mezi nejatraktivnějšími nabídkami na regulovaném a volném trhu, což do určité míry vedlo ke sblížení cen. Reverzibilita dodavatelských možností zpravidla nutně stlačuje maloobchodní tržní ceny v situacích, kdy dochází ke zvýšení velkoobchodních cen, jako tomu bylo ve Španělsku od dubna 2005, zatímco opačná pobídka ke zvýšení cen na volném trhu s cílem přiblížit je k nejvyšším úrovním regulovaných sazeb nastává, když je situace opačná.
(110)
Jak potvrzuje sdružení nezávislých dodavatelů (42.-49. bod odůvodnění), během roku 2005 dodavatelé na volném trhu museli dodržovat své smlouvy, nebo je jednostranně ukončit, pokud to bylo možné, nebo znovu vyjednat ceny a upravit je směrem nahoru, a to s rizikem, že jejich odběratelé přejdou na regulovaný trh. Ztráty, které dodavatelům na volném trhu podle jejich vlastních tvrzení vznikly, naznačují, že ceny na volném trhu v roce 2005, zejména u jednoletých smluv, které byly dodržovány, zůstávaly v blízkosti příslušných úrovní regulovaných sazeb, a proto tyto regulované sazby ve srovnání se skutečnými cenami na volném trhu de facto neposkytovaly žádnou ekonomickou výhodu.
(111)
To tudíž znamená, že dva hypotetičtí navzájem si konkurující průmysloví uživatelé, jeden s jednoletou smlouvou na dodávky elektřiny v rámci volného trhu po dobu od ledna do prosince 2005 a druhý s dodávkami za regulované sazby ve stejném období, nesli, pokud byly všechny ostatní faktory rovnocenné, obdobné náklady na elektřinu. Jediný důsledek, který měla úroveň regulovaných sazeb v roce 2005 na ceny na volném trhu, ve skutečnosti spočíval v tom, že uživatelé na volném trhu měli nepřímou výhodu plynoucí z omezení cenových nárůstů, a to i vezmeme-li v úvahu, že tyto nárůsty byly smluvně možné během roku, nebo v dlouhodobějším měřítku v průběhu celého roku 2005. Skutečnou či potenciální hospodářskou soutěž mezi průmyslovými uživateli, kteří získávali elektřinu na volném, respektive regulovaném trhu, nemohly regulované sazby narušit.
(112)
Zatřetí, v rozhodnutí o zahájení řízení se Komise odvolávala zejména na nízké úrovně regulovaných sazeb ve výši 23,90 EUR/MWh a 27,00 EUR/MWh, které v roce 2005 platily pro velké průmyslové odběratele (sazba G4), respektive velké průmyslové odběratele s přerušitelnými dodávkami (např. sazba 3.4), jak ukazuje tabulka 3 v 30. bodě odůvodnění. Jak podotýkají některé třetí strany, úrovně regulovaných sazeb, vůči nimž se v rozhodnutí o zahájení řízení vznášejí námitky, nejsou sazbami, nýbrž průměrnými cenami po slevách. Úrovně základních sazeb stanovené dekretem č. 2392/2004 (uvedené v tabulce 1) byly bez slev 56,12 EUR/MWh (sazba 3.4), respektive 25,44 EUR/MWh (sazba G4).
(113)
V tomto ohledu byly během formálního vyšetřování zjištěny důkazy o tom, že regulované sazby pro průmyslové uživatele, které jsou zmiňovány v rozhodnutí o zahájení řízení, se nacházely na úrovni tržních cen použitelných během celého období od ledna do prosince 2005. Tato skutečnost je vysvětlena níže.
(114)
Zaprvé, byly nalezeny důkazy, že existovaly dvoustranné tržní ceny ve výši 34,45 EUR/MWh, které v roce 2005 platily pro uživatele s vysokou spotřebou energie na volném trhu (55.-57. bod odůvodnění). S ohledem na obchodní rozpětí, které je nižší než průměrné rozpětí ve výši 10 EUR uvedené v rozhodnutí o zahájení formálního vyšetřování, tato tržní cena ukazuje, že náklady na dodávky se blížily částce 25,44 EUR/MWh nejnižší regulované sazby (G4) (průměrná cena ex post 23,90 EUR/MWh). Pokud se vezmou v úvahu objektivní rozdíly u dodávek za regulované sazby, např. 9,7krát vyšší objemy dodávek, investice do kontrolního zařízení a lhůty pro platbu, ze skutečnosti, že regulované sazby byly nižší, zjevně nevyplývá pro příjemce žádné nepatřičné ekonomické zvýhodnění.
(115)
Zadruhé, z dostupných důkazů je patrné, že v prosinci 2004 bylo možné uzavírat na dodávky mezi lednem a prosincem 2005 jednoleté smlouvy o základních dodávkách, které se zakládaly na termínovaných tržních cenách ve výši 31,05 EUR/MWh. Pro průmyslové uživatele s přerušitelnými dodávkami se silnou modulací zátěže byla k dispozici konečná tržní cena (s dodatečnými službami a přístupovou sazbou) ve výši 36,67 EUR/MWh, která je nižší než příslušná základní sazba (sazba 3.4), (viz 16., 18. a 58. bod odůvodnění).
(116)
Dodatečné slevy, které byly k dispozici v rámci regulovaných sazeb za řízení odběru (např. modulace zátěže, přerušitelnost), umožňovaly, aby uživatelé, kteří tyto služby poskytují, měli na regulovaném trhu nižší průměrné ceny (22). Tyto slevy, jimiž se rozhodnutí o zahájení řízení specificky nezabývá, byly odměnou za cenné služby pro síť ze strany poptávky, které vyžadovaly úpravy obchodních či průmyslových procesů, investice do nich či jejich omezení. Modulace zátěže vyžaduje, aby byly energeticky náročné průmyslové a obchodní procesy prováděny spíše mimo špičku než během ní, aby se snížila spotřeba a napětí v elektrické síti. I služby v oblasti přerušitelnosti, které jsou síti poskytovány, jsou ekonomicky užitečné. Ty totiž spočívají v tom, že dotčený průmyslový uživatel umožní provozovateli soustavy, aby po upozornění v krátkém předstihu (od několika vteřin do dvou hodin) a na dlouhou dobu (od jedné do dvanácti hodin) přerušil dodávku. Tak tomu bylo v případě příslušných regulovaných sazeb ve Španělsku.
(117)
Přínosy těchto služeb z hlediska zajištění kontinuity dodávek elektřiny se uznávají v právních předpisech EU. Směrnice Evropského parlamentu a Rady 2005/89/ES ze dne 18. ledna 2006 o opatřeních pro zabezpečení dodávek elektřiny a investic do infrastruktury (23) od členských států vyžaduje, aby zohledňovaly technologie pro řízení poptávky a přijímaly opatření k odstranění překážek, které brání využívání smluv na přerušitelný odběr elektřiny, aby byla zachována rovnováha mezi nabídkou a poptávkou. Tyto služby doplňují, a mohou dokonce nahradit jiné způsoby regulace, které provozovatelé sítě používají, aby se v elektrické síti zaručil soulad mezi poptávkou a nabídkou, a tím se zabránilo přerušením a výpadkům, které jsou sociálně a ekonomicky nákladné a mohou být podnětem k uložení sankcí či vzniku odpovědnosti.
(118)
Právě v případě Španělska jsou tyto služby obzvláště cenné, neboť v roce 2005 neexistovala výrazná kapacita propojení s jinými členskými státy a docházelo k rozsáhlému zavádění nestálých dodávek elektrické energie z obnovitelných zdrojů. Rozsah ekonomické hodnoty těchto služeb a potenciálních nákladů, jejichž vzniku se může v elektroenergetické soustavě předejít, lze znázornit pomocí nákladů, které vynakládá španělský provozovatel sítě Red Eléctrica de España v souvislosti s pořizováním vyrovnávacích služeb. V roce 2005 uvedený provozovatel zaplatil v průměru 65 EUR/MWh za služby sekundární regulace ke zvýšení energie (dodání dodatečné energie do sítě po dobu od 15 vteřin do 15 minut s cílem vyrovnat síť). Pokud jde o terciární regulaci ke zvýšení energie (dodání dodatečné energie do sítě po dobu od 15 minut do 2 hodin s cílem obnovit zásoby energie sekundární regulace), průměrná cena v roce 2005 byla 78 EUR/MWh, přičemž se zvyšovala až na 600 EUR/MWh (24). Tím, že vyrovnávají poptávku a přesměrovávají ji mimo špičku (modulace zátěže) nebo poskytují kapacitu ke snížení odběru v kritických situacích (přerušitelné služby), se slevy z příslušných regulovaných sazeb (např. přibližně 32 EUR/MWh ze sazby 3.4) zdají být ekonomicky opodstatněné.
(119)
Při neexistenci takovýchto slev u opatření k řízení poptávky byly sazby pro uživatele, kteří byli připojeni k síti vysokého napětí (sazby 1.4 a 2.4), na mnohem vyšší úrovni pohybující se mezi 58 a 61 EUR/MWh v případě základní sazby a na 76,20 EUR/MWh v případě průměrné skutečné ceny. Ve srovnání s termínovanými tržními cenami ve výši 31,05 EUR/MWh, které byly k dispozici v období od ledna do prosince 2005, nelze mít za to, že tržní ceny jsou vyšší než regulované sazby použitelné u převážné většiny průmyslových a komerčních uživatelů s vysokou spotřebou energie.
(120)
Z toho vyplývá, že ačkoli ceny zaznamenané na organizovaném trhu s elektřinou nepředstavují vhodné měřítko pro srovnání cen elektřiny, které platí velcí průmysloví a komerční uživatelé, skutečné tržní ceny použitelné na dodávky elektřiny konečným uživatelům, kterým byla energie v roce 2005 dodávána za regulované sazby, byly v souladu s příslušnými úrovněmi regulovaných sazeb.
6. ZÁVĚRY OHLEDNĚ OPATŘENÍ
(121)
Vzhledem k výše uvedeným úvahám se Komise domnívá, že bylo prokázáno zaprvé to, že společnosti, kterým byla elektřina dodávána za souhrnné regulované sazby, neměly z úrovně těchto sazeb žádnou výhodu, a zadruhé - s ohledem na to, že se Španělsko zavázalo, že dané opatření změní, - že předmětným společnostem bude za prodlení při splácení části jejich účtů za elektřinu v roce 2005 účtován přiměřený úrok.
(122)
Dotčené opatření proto uživatele z řad podniků nijak ekonomicky nezvýhodňuje. Vzhledem k tomu, že kritéria čl. 107 odst. 1 SFEU jsou kumulativní, není nutné zkoumat, zda byla splněna ostatní kritéria.
(123)
Komise tudíž dospěla k závěru, že s ohledem na režim, který Španělsko zavedlo, aby zpětně získalo dluh konečných uživatelů vůči elektroenergetické soustavě, nepředstavoval systém sazeb aplikovaný v roce 2005 státní podporu ve smyslu čl. 107 odst. 1 SFEU. Tento závěr se týká situace a období, na které se vztahuje stížnost, aniž je jím dotčeno jakékoli posouzení, které Komise případně provede u opatření přijatých Španělskem po roce 2005,
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Systém regulovaných sazeb aplikovaný Španělským královstvím v roce 2005 nepředstavuje státní podporu ve smyslu čl. 107 odst. 1 Smlouvy o fungování Evropské unie.
Článek 2
Toto rozhodnutí je určeno Španělskému království.
V Bruselu dne 4. února 2014.
DECISIÓN DE LA COMISIÓN
de 4 de febrero de 2014
relativa a la medida SA.21817 (C 3/07) (ex NN 66/06) de Tarifas eléctricas españolas: consumidores aplicada por España
[notificada con el número C(2013) 7741]
(El texto en lengua española es el único auténtico)
(Texto pertinente a efectos del EEE)
(2014/456/UE)
LA COMISIÓN EUROPEA,
Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea y, en particular, su artículo 108, apartado 2, párrafo primero,
Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo y, en particular, su artículo 62, apartado 1, letra a),
Después de haber emplazado a los interesados para que presentaran sus observaciones, de conformidad con las disposiciones anteriormente citadas (1) y vistas sus observaciones,
Considerando lo siguiente:
1. PROCEDIMIENTO
(1)
Mediante carta de 27 de abril de 2006, las empresas Céntrica plc y Céntrica Energía S.L.U. (denominadas colectivamente en lo sucesivo «Céntrica») presentaron una denuncia ante la Comisión sobre el sistema de tarifas eléctricas reguladas aplicado en España en 2005.
(2)
Mediante carta de 27 de julio de 2006, la Comisión pidió a las autoridades españolas que facilitaran información sobre la medida antes mencionada. La Comisión recibió dicha información mediante carta de 22 de agosto de 2006.
(3)
El 12 de octubre de 2006, el asunto se registró como ayuda no notificada (asunto NN 66/06).
(4)
Mediante carta de 9 de noviembre de 2006, la Comisión pidió a las autoridades españolas aclaraciones adicionales sobre esta medida. Las autoridades españolas respondieron mediante carta de 12 de diciembre de 2006.
(5)
Mediante carta de 24 de enero de 2007, la Comisión comunicó a las autoridades españolas que había decidido incoar el procedimiento establecido en el artículo 108, apartado 2, del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea en relación con la medida.
(6)
La Decisión de la Comisión se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea (2). La Comisión invitó a las partes interesadas a presentar sus observaciones sobre la medida.
(7)
Las autoridades españolas presentaron sus observaciones mediante carta de 26 de febrero de 2007.
(8)
La Comisión recibió observaciones de las siguientes partes interesadas: Xunta de Galicia (carta de 23 de marzo de 2007), Céntrica (cartas de 26 de marzo de 2007 y 3 de julio de 2007), ACIE - Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (carta de 26 de marzo de 2007), Gobierno de Asturias (carta de 27 de marzo de 2007), AEGE - Asociación de empresas con gran consumo de energía (carta de 2 de abril de 2007, complementada el 21 de noviembre de 2011), Asturiana de Zinc - AZSA (carta de 3 de abril de 2007), Ferroatlántica - productor de metales (carta de 3 de abril de 2007), Alcoa (carta de 3 de abril de 2007), UNESA - Asociación Española de la Industria Eléctrica (carta de 25 de abril de 2007), ENEL Viesgo (carta de 26 de abril de 2007), Iberdrola (carta de 26 de abril de 2007), Unión Fenosa Distribución (carta de 27 de abril de 2007), Hidrocantábrico Distribución Eléctrica (carta de 27 de abril de 2007), Endesa Distribución Eléctrica (carta de 27 de abril de 2007).
(9)
Mediante cartas de 15 de mayo y 6 de julio de 2007, la Comisión transmitió las observaciones de las partes interesadas a las autoridades españolas, a las que se dio la oportunidad de presentar a su vez comentarios, los cuales se recibieron mediante carta de 2 de agosto de 2007.
(10)
Céntrica presentó información complementaria mediante sus cartas de 1 de junio de 2007, 28 de agosto de 2007, 4 de febrero de 2008 y 1 de marzo de 2008; la AEGE hizo otro tanto mediante carta de 21 de noviembre de 2011 y Ferroatlántica, mediante carta de 5 de diciembre de 2011.
(11)
Mediante cartas de 30 de julio de 2009, 19 de marzo de 2010 y 6 de octubre de 2011, 12 de abril de 2012, 31 de agosto de 2012, 4 de febrero de 2013 y 17 de julio de 2013, la Comisión solicitó nuevas aclaraciones sobre la medida a las autoridades españolas. Estas respondieron mediante cartas de 5 de octubre de 2009, 26 de abril de 2010, 7 de diciembre de 2011, 12 de junio de 2012, 18 de octubre de 2012, 11 de febrero de 2013 y 4 de octubre de 2013, respectivamente.
(12)
El 19 de abril de 2013, el expediente se dividió en dos partes: el presente asunto SA.21817 (C 3/07 ex NN 66/06), que se refiere a las ayudas a los usuarios finales de electricidad, y el asunto SA.36559 (C 3a/07 ex NN 66/06), que se refiere a las ayudas a los distribuidores de electricidad. La presente Decisión se refiere únicamente a las posibles ayudas a los usuarios finales de electricidad incluidos en el ámbito del procedimiento, es decir, con exclusión de los hogares y pequeñas empresas.
2. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA MEDIDA
EL SISTEMA ELÉCTRICO ESPAÑOL EN 2005
(13)
En el marco legislativo establecido por la Ley 54/1997, de 27 de noviembre de 1997, del sector eléctrico (en adelante, «LSE»), aplicable en 2005, el suministro de electricidad a los usuarios finales a tarifas reguladas se calificaba de actividad regulada. La Ley asignaba esta tarea a los distribuidores.
(14)
En 2005, todos los usuarios finales de electricidad del mercado español podían elegir entre negociar contratos de suministro con proveedores independientes o recibir su suministro a las tarifas reguladas establecidas por el Estado. En el mercado regulado, todos los usuarios finales que lo solicitaran tenían derecho a recibir suministro de su distribuidor local a la tarifa regulada integral (precio «todo incluido») aplicable en función de su perfil y volumen de consumo. En el mercado libre, los clientes pagaban un peaje por acceso a la red, que también estaba regulado, y tenían que hacer frente, además, a los costes del suministro de energía. Una vez completada la reforma del sector eléctrico en 2009, los distribuidores ya no suministran electricidad a tarifas reguladas integrales.
(15)
Las tarifas reguladas integradas y los peajes regulados de acceso a la red se decidían previamente para todo el año, normalmente antes de finales del año N - 1, pero podían ajustarse a lo largo del año (3). Sin embargo, el aumento anual de las tarifas estaba sujeto a un límite máximo (4). En principio, las tarifas y peajes se establecían, sobre la base de previsiones, para garantizar que los ingresos regulados procedentes de su aplicación fueran suficientes para sufragar todos los costes regulados del sistema de electricidad. Estos costes regulados del sistema incluían en 2005 los costes del suministro de energía a tarifas integrales, los costes de la compra de energía de regímenes especiales (fuentes renovables, cogeneración, etc.), los costes de transporte y distribución, las medidas de gestión de la demanda, los costes adicionales de generación de electricidad en las islas españolas, las ayudas al carbón, los déficits de años anteriores, etc. No existían normas que asignaran una categoría determinada de ingresos o una parte de ellos a una categoría determinada de costes o una parte de estos. Debido a ello, los ingresos, por ejemplo, del peaje de acceso a la red no se destinaban total ni parcialmente a financiar, por ejemplo, las subvenciones a favor de la electricidad procedente de fuentes renovables o a los de generación en los territorios insulares españoles.
(16)
En 2005 había no menos de 25 tarifas reguladas para usuarios finales en función del nivel, perfil o destino de consumo y la tensión de la conexión a la red. A la vez, otros nueve peajes regulados de acceso a la red se aplicaban a los usuarios finales del mercado libre, basados igualmente en la tensión de conexión y otras características.
(17)
El 30 de diciembre de 2004, las autoridades españolas establecieron las tarifas eléctricas aplicables en 2005 (5), correspondientes a las siguientes categorías de usuarios:
TARIFAS INTEGRALES
Baja tensión
1.0.
Potencia hasta 770 kW
2.0.
General, potencia no superior a 15 kW
3.0.
General
4.0.
General, larga utilización
B.0
Alumbrado público
R.0
De riegos agrícolas
Alta tensión
Tarifas generales
Corta utilización
1.1.
General no superior a 36 kV
1.2.
General mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV
1.3.
General mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV
1.4.
General, mayor de 145 kV
Media utilización
2.1.
No superior a 36 kV
2.2.
Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV
2.3.
Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV
2.4.
Mayor de 145 kV
Larga utilización
3.1.
No superior a 36 kV
3.2.
Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV
3.3.
Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 kV
3.4.
Mayor de 145 kV
Tarifas de tracción
T.1
No superior a 36 kV
T.2
Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV
T.3
Mayor de 72,5 kV y 145 Kv
Tarifas de riegos agrícolas
R.1
No superior a 36 kV
R.2
Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV
R.3
Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 Kv
G. Tarifa de grandes consumidores (G4)
Tarifas para venta a distribuidores
D.1
No superior a 36 kV
D.2
Mayor de 36 kV y no superior a 72,5 kV
D.3
Mayor de 72,5 kV y no superior a 145 Kv
D.4
Mayor de 145 kV
TARIFAS DE ACCESO
Baja tensión
2,0 A
Tarifa ordinaria de acceso de baja tensión
2,0 NA
Tarifas ordinarias de acceso de baja tensión con discriminación entre día y noche
3,0 A
Tarifa general de acceso de baja tensión
Alta tensión
3.1.A
Tarifa de acceso para tensiones no superiores a 36 kV (potencia no superior a 450 kW)
6.1
Tarifa de acceso para tensiones no superiores a 36 kV (potencia superior a 450 kW)
6.2
Tarifa de acceso para tensiones mayores de 36 kV y no superiores a 72,5 kV (potencia superior a 450 kW)
6.3
Tarifa de acceso para tensiones mayores de 72,5 y no superiores a 145 kV (potencia superior a 450 kW)
6.4
Tarifa de acceso para tensiones superiores a 145 kV (potencia superior a 450 kW)
6.5
Tarifa de acceso para intercambios internacionales
(18)
Las tarifas reguladas integrales se podían dividir en un componente destinado a cubrir los costes de transporte, distribución y de carácter general del sistema (peaje de acceso a la red) y un componente que reflejaba el coste de comprar electricidad en el mercado mayorista (componente de energía). Por otra parte, se aplicaba un sistema de descuentos en tarifas integrales a los servicios de gestión de la demanda (por ejemplo, interrupciones aceptadas del suministro eléctrico previa notificación o consumo concentrado en las horas valle). Desde 2005, España ha introducido cambios en el sistema de tarifas reguladas. El último cambio es de 2013, cuando España adopto un nuevo marco legislativo para el sector eléctrico (ley 24/13) que incluye, entre otras medidas, la reforma de la regulación de los precios de mercado al detalle. España anuncio que esta nueva ley y sus normas de aplicación será desarrollada durante 2014. A continuación se presentan algunas tarifas básicas integrales del nivel más bajo de las categorías antes mencionadas (es decir, no superior a 145 kV) aplicables a partir del 1 de enero de 2005:
Cuadro 1
Importe de base de las tarifas integrales reguladas 2005
A/Componente de potencia
B/Componente de energía
Tarifa integral del componente potencia-energía
EUR/kW mes
EUR/kWh
EUR/MWh
Baja tensión
1.0
Potencia 770 W
0,277110
0,062287
62,67
3.0
General
1,430269
0,083728
85,71
4.0
General, larga utilización
2,284634
0,076513
79,69
Alta tensión
1.4
Corta utilización, general 145 kV
1,759358
0,058412
60,86
2.4
Media utilización, general 145 kV
3,632629
0,053224
58,27
3.4
Larga utilización, general 145 kV
9,511921
0,042908
56,12
G.
Grandes consumidores G4
10,208070
0,011265
25,44
Fuente: Anexo I del Real Decreto 2392/2004, cálculos de la Comisión.
(19)
La Comisión Nacional de Energía («CNE»), el regulador español, señaló que, en promedio, las tarifas integrales de 2005 no reflejaban todos los costes de suministro y, en particular, el coste de la compra de electricidad en el mercado mayorista. En particular, como se muestra en el gráfico que aparece a continuación, tan solo en los cinco meses comprendidos entre enero y febrero de 2005 y entre abril y junio de 2005, los precios implícitos en las tarifas reguladas integrales medias eran inferiores a los precios medios del mercado mayorista de electricidad. En cambio, entre octubre de 2006 y diciembre de 2007 ocurrió lo contrario, pues durante estos catorce meses, los precios medios mayoristas descendieron abruptamente por debajo de los precios de la energía implícitos en las tarifas reguladas integrales medias, muy por encima de la diferencia observada en los siete meses de 2005 en los que los precios mayoristas fueron superiores a los implícitos en las tarifas integrales.
Gráfico 1
Precio mayorista medio ponderado y precio de la energía implícito en la tarifa integral
Fuente: CNE-Informe sobre la evolución de la competencia en los mercados de gas y electricidad. Período 2005-2007, página 84.
EL DÉFICIT TARIFARIO DE 2005
(20)
Las cuentas del sistema de electricidad, basadas en los ingresos y costes regulados reales, se liquidaban una vez al año. En 2005, el nivel al que se establecieron las tarifas reguladas y los peajes de acceso a la red no generaron ingresos suficientes para que el sistema recuperase todos los costes regulados, documentados posteriormente, correspondientes a todo el año. El proceso final de liquidación de 2005, realizado por la CNE al final del año, arrojó un déficit de 3 811 millones EUR. Esta no fue la primera vez que el proceso de liquidación registraba un déficit, aunque el de 2005 alcanzaba una magnitud sin precedentes. En 2000, 2001 y 2002 se registraron déficits más reducidos.
(21)
El Gobierno subestimó, en particular, los costes reales de la compra de electricidad. En efecto, mientras que el consumo de electricidad de los usuarios finales del mercado regulado y el mercado libre se desarrolló en 2005 aproximadamente como se había predicho en diciembre de 2004, una serie de aumentos de precios imprevistos durante el año estableció los precios mayoristas en 62,4 EUR/MWh en 2005, cuando habían sido de 35,61 EUR/MWh en 2004, de modo que el precio mayorista medio en 2005 fue de 59,47 EUR/MWh. Entre las causas de este aumento se encuentran un año extremadamente seco (que redujo la producción de hidroelectricidad en un 55 %), la subida de los precios del petróleo, la repercusión del precio de mercado de los derechos de emisión de CO2 recibidos gratuitamente del Régimen Comunitario de Comercio de Derechos de Emisión y un aumento de la demanda de energía superior al crecimiento del PIB.
(22)
Otro factor importante que contribuyó a aumentar los costes generales del sistema fue el alto nivel de las ayudas para la generación de energías renovables. En particular, los productores de energías renovables podían optar por participar directamente en el mercado mayorista de la electricidad o «pool». En 2005, esta opción resultaba especialmente atractiva, de modo que un número de productores de energías renovables superior al esperado participó en el pool, lo que incrementó los costes del sistema. Además, las ayudas directas a los costes de energía de la electricidad del régimen especial (energías renovables, cogeneración), que se anotaron como un coste regulado en las cuentas, se elevaron a 2 701 millones EUR en 2005. A modo de ilustración, los costes de transporte y distribución del sistema ascendieron a 4 410 millones EUR en 2005.
Mecanismo adoptado para prefinanciar el déficit
(23)
La generación del déficit no pasó desapercibida. Ya en marzo de 2005, cuando quedó de manifiesto que se estaba generando un déficit tarifario, las autoridades españolas dispusieron, por medio del artículo 24 del Real Decreto-Ley 5/2005 (6), que los fondos necesarios para colmar la diferencia entre costes e ingresos del sistema de electricidad los facilitaran las cinco mayores «empresas eléctricas con derechos de cobro», que eran las que tenían derecho a recibir una compensación de los costes de transición a la competencia (7), de acuerdo con los siguientes porcentajes:
-
Iberdrola, SA: 35,01 %,
-
Unión Eléctrica Fenosa, SA: 12,84 %,
-
Hidroeléctrica del Cantábrico; S.A: 6,08 %,
-
Endesa, SA: 44,16 %,
-
Elcogas, SA: 1,91 %.
(24)
El Decreto-Ley 5/2005 disponía que el déficit futuro se imputase a las cinco empresas antes mencionadas como saldo negativo en una cuenta de depósito ya existente que la CNE utilizaba para pagar los costes de transición a la competencia a dichas empresas. Esto significaba, de hecho, que las empresas proveedoras debían aportar los fondos por adelantado. El saldo negativo en la cuenta de costes de transición a la competencia daría lugar a derechos de cobro, que consistían en el derecho de las empresas proveedoras a cobrar ingresos a los consumidores de electricidad en el futuro. Las empresas proveedoras podían titulizar estos derechos y venderlos en el mercado. Los derechos de cobro asignados a dichas empresas proveedoras devengaban un tipo de interés mínimo (Euríbor a tres meses, calculado sobre la base de los tipos medios del Euríbor correspondientes al mes de noviembre del año precedente sin diferencial alguno).
Mecanismo adoptado para recuperar el déficit a través de los usuarios finales
(25)
En junio de 2006, las autoridades españolas tomaron una decisión respecto a las modalidades para recuperar el déficit de 2005 a través de los consumidores de electricidad por medio de las tarifas reguladas. Mediante el Real Decreto 809/2006 (8), las autoridades españolas dispusieron que los consumidores pagasen el déficit de 2007 (o, para ser más precisos, los derechos de cobro concedidos a las empresas proveedoras) a lo largo de catorce años y medio a través de un recargo especial aplicado tanto a las tarifas integrales como a las tarifas de acceso. El recargo, calculado como la cantidad anual necesaria para recuperar de forma lineal el valor actual neto del déficit de 2005 a lo largo de 14,5 años, se estableció en un 1,378 % de la tarifa integral y en un 3,975 % de la tarifa de acceso para 2006. El tipo de interés aplicable era el Euríbor a tres meses.
(26)
Este recargo se asimiló a una «cuota con destino específico». Las autoridades españolas dispusieron que los ingresos de la contribución para financiar el déficit de 2005 se acumularan en la cuenta de depósito gestionada por la CNE. A continuación, la CNE transferiría los fondos a los titulares de los derechos de cobro, es decir, las empresas generadoras que financiaron el déficit o las entidades que les ulteriormente les hubiesen comprado los derechos de cobro, de acuerdo con la parte del déficit financiada por cada una de ellas.
Efectos del déficit tarifario en el mercado español
(27)
En 2005, el mercado libre satisfacía un 37,49 % de la demanda de electricidad de España. Esta cantidad corresponde a un número relativamente reducido de consumidores, ya que únicamente un 8,5 % de los consumidores compraba energía en el mercado libre, mientras que el 91,5 % seguía teniendo las tarifas reguladas (proporción inferior al 97 % de 2004). Los clientes de alta tensión (sobre todo los clientes industriales) eran el grupo principal presente en el mercado libre, pues un 38,9 % de ellos había ejercido su opción y sus compras representaban un 29 % del consumo total de electricidad en la España peninsular en 2005. La gran mayoría de los hogares y consumidores de baja tensión, que podían optar por el mercado libre a partir de 2003 (9), conservaron las tarifas reguladas; sin embargo, una parte importante de ellos también optó por el mercado libre en 2005. El 31 de diciembre de 2005, el mercado libre contaba con más de dos millones de consumidores (eran de 1,3 millones en 2004).
(28)
Sin embargo, la ventaja media de precio que ofrecían las tarifas reguladas en 2005 se ha de poner en paralelo con el retorno de los consumidores al mercado regulado, aunque con cierto retraso. Como se muestra en el cuadro 2 que figura a continuación, el número de consumidores abastecidos por el mercado libre aumentó durante todo 2005 pero descendió en 2006, llegando al porcentaje (8,15 %) ya alcanzado en el primer semestre de 2005. De forma similar, la reducción de la cantidad de energía suministrada por el mercado libre a los usuarios finales observada en diciembre de 2004 continuó en el primer trimestre de 2005 y, aunque se detuvo de forma significativa entre junio y septiembre de 2005, continuó en diciembre de 2004 y durante todo 2006.
Cuadro 2
Cuota de centros de suministro y energía en el mercado libre (expresada en porcentaje del mercado total) 2004-2006.
Electricidad
2004
2005
2006
Mar.
Jun.
Sep.
Dic.
Mar.
Jun.
Sep.
Dic.
Mar.
Jun.
Sep.
Dic.
en porcentaje de centros de suministro
1,53
2,82
4,21
5,73
7,42
9,42
10,37
10,66
10,20
9,28
8,86
8,15
en porcentaje de energía
29,30
33,60
36,19
33,57
33,15
35,34
41,39
37,41
29,38
27,10
25,74
24,87
Fuente:Informe de la CNE, «Nota Informativa sobre los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados, actualización 31 de diciembre de 2006».
(29)
Aunque las repercusiones de las pérdidas sufridas por los proveedores comenzaron a materializarse a mediados de 2005, cuando los precios mayoristas comenzaron a aumentar de forma considerable, los contratos de suministro no podían rescindirse de inmediato. Debido a ello, los proveedores del mercado libre, en particular los que carecían de capacidad de generación pero tenían que comprar electricidad en el mercado mayorista, se vieron obligados a hacer ofertas en condiciones de mercado libre equivalentes a la tarifa regulada pese a la posibilidad de poder sufrir pérdidas, o bien a cobrar precios superiores que reflejaran los costes reales de adquisición, perdiendo así cuota de mercado.
3. DECISIÓN DE INCOAR EL PROCEDIMIENTO CONTEMPLADO EN EL ARTÍCULO 108, APARTADO 2, DEL TFUE
(30)
La Decisión de la Comisión de iniciar la investigación formal comparó las tarifas reguladas que pagaban las distintas categorías de usuarios finales con los precios estimados que habrían tenido que pagar en el mercado libre en ausencia de dichas tarifas. Las estimaciones del precio de mercado se calcularon sobre la base del precio de la electricidad en el mercado mayorista, los costes correspondientes al acceso a la red y un margen medio de comercialización estimado en 10 EUR/MWh, presentado por Céntrica.
Cuadro 3
Comparación de precios por categorías de consumidores
Categoría de consumidores
Tarifa regulada
(EUR/MWh)
Precio de mercado estimado (solo precio mayorista, más tarifa de acceso)
(EUR/MWh)
Precio de mercado estimado (más 10 EUR de margen de comercialización)
1.
Grandes consumidores industriales conectados a la red de alta tensión (tarifa G4)
23,9
61,17
71,17
2.
Grandes consumidores industriales a los que se puede interrumpir el suministro
27,0
73,87-76,47
83,87-86,47
3.
Consumidores conectados a la red de alta tensión
76,2
81,57
91,57
4.
Hogares
101,2
107,75
117,75
5.
Pequeños consumidores industriales o empresas de servicios conectados a la red de baja tensión
103,9
101,07
111,07
Fuente: Céntrica.
(31)
Este cuadro muestra una ventaja considerable para las dos primeras categorías, en las que se encontraban los grandes usuarios industriales. Para las otras categorías de usuarios finales, la comparación resulta menos concluyente pero sigue observándose una pequeña ventaja.
(32)
En la Decisión se consideraba que esta ventaja se había concedido de forma selectiva, ya que los precios artificialmente bajos de la tarifa regulada favorecían a las empresas que utilizaban la electricidad como fuente de energía y no, por ejemplo, el gas. Asimismo se observó selectividad de facto y de iure por el hecho de que la desventaja era desproporcionadamente mayor para los grandes usuarios finales industriales, que en determinados casos gozaban de precios globales por menos de la mitad del componente de energía de los precios estimados del mercado libre.
(33)
En la Decisión de incoación se indicaba que, al alentar a los usuarios finales a regresar al mercado regulado, el sistema también podría haber beneficiado a los distribuidores, quienes al parecer gozaban de un margen de beneficio garantizado sobre sus actividades reguladas.
(34)
Asimismo, en la Decisión se consideraba que el sistema implicaba una transferencia de recursos estatales, ya que el recargo sobre el precio utilizado para rembolsar el déficit constituye un gravamen parafiscal, cuyos ingresos transitan a través del regulador español CNE (un organismo público) antes de ser canalizados a los beneficiarios finales. La Decisión concluyó que, en vista de la jurisprudencia del Tribunal de Justicia sobre este punto, estos fondos deben considerarse recursos estatales.
(35)
Considerando que los usuarios finales operan en mercados que generalmente están abiertos a la competencia y al comercio en el interior de la Unión, en la Decisión de incoación la Comisión llegó a la conclusión de que se cumplían todos los criterios contemplados en el artículo 107, apartado 1, y que la medida constituía ayuda estatal a favor de los usuarios finales.
(36)
Tras señalar que no parecía aplicable ninguna de las excepciones previstas en el artículo 107 del TFUE, la Decisión de incoación examinaba si el suministro de electricidad a tarifas reguladas podía considerarse un Servicio de Interés Económico General (SIEG) y, como tal, beneficiarse de la excepción contemplada en el artículo 106, apartado 2, del TFUE. La Decisión establecía que el margen de discreción de los Estados miembros para establecer obligaciones de servicio público en el sector eléctrico está limitado por la Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 96/92/CE (10) (en adelante, «la Directiva sobre electricidad»). Esta Directiva dispone que los Estados miembros deben establecer una obligación de servicio universal (incluyendo, en particular, el derecho a recibir suministro a precios razonables) únicamente para los hogares y pequeñas empresas (11). La Decisión concluía que, a la vista de la Directiva sobre electricidad, el suministro de electricidad a tarifas reguladas a medianas y grandes empresas no podía considerarse un SIEG propiamente dicho.
(37)
Así pues, la Comisión expresó serias dudas de que los elementos de ayuda incluidos en las tarifas reguladas aplicadas a las empresas distintas de las de tamaño pequeño pudieran considerarse compatibles con el mercado interior.
(38)
En la Decisión de incoación se observaba igualmente que es posible que los distribuidores de electricidad hayan recibido ayudas estatales. Esta parte del caso es objeto de otra Decisión (asunto C 3a/07).
4. OBSERVACIONES DE LAS PARTES INTERESADAS
(39)
A la invitación de la Comisión a presentar observaciones sobre la Decisión de iniciar la investigación en profundidad respondieron numerosos grandes consumidores industriales, distribuidores, proveedores independientes y gobiernos de las Comunidades Autónomas españolas. Aquí se resumirán únicamente las observaciones que atañen a la supuesta ayuda estatal a favor de los usuarios finales de electricidad.
OBSERVACIONES DE PROVEEDORES INDEPENDIENTES
(40)
Se recibieron observaciones de Céntrica y la ACIE, Asociación de Comercializadores Independientes de Energía. Sus alegaciones y conclusiones son en gran parte equivalentes.
Observaciones de Céntrica y la ACIE
(41)
El principal aspecto de las observaciones de Céntrica es la supuesta ventaja otorgada a los distribuidores de electricidad. Sin embargo, las cifras y alegaciones presentadas por esta sociedad también indican la existencia de ayudas estatales para los usuarios finales de electricidad.
(42)
Según Céntrica, la coexistencia del mercado libre y el mercado regulado y, en particular, la posibilidad de que los usuarios finales cambien libremente de uno al otro, implicaba que las tarifas reguladas actuaban como una referencia de precio, o una limitación de facto de los precios del mercado libre. Los proveedores no podían cobrar precios superiores a los de la tarifa regulada, pues de lo contrario no captarían nuevos clientes y perderían a los que ya tenían.
(43)
Normalmente, en un mercado libre, el precio que los usuarios finales pagan por la electricidad está formado por dos componentes: el peaje de acceso a la red y un «componente de suministro» resultante de los mecanismos de mercado y que se repercute al proveedor minorista. En el suministro minorista, la rentabilidad depende de si el «componente de suministro» que pagan los clientes cubre los costes del proveedor (es decir, los costes de compra de la energía en el mercado mayorista o sus propios costes de generación en el caso de una empresa de integración vertical) y un «margen de comercialización» que incluye otros costes de suministro (costes de comercialización, sistemas informáticos, facturación, etc.) y una remuneración para el capital invertido. Por ese motivo, un proveedor del mercado libre únicamente podía operar de forma rentable en un determinado segmento del mercado si existía un «margen de comercialización positivo», es decir, una diferencia entre los costes generales en los que incurría el proveedor para prestar servicio a sus clientes y la tarifa regulada.
(44)
Céntrica demostró la existencia de una desventaja competitiva para los proveedores del mercado libre mediante cálculos que demuestran que no había márgenes de comercialización en 2005 para ninguna categoría de consumidores (12) (o que los márgenes que había a principios de año habían desaparecido durante este). Esto implicaba que las tarifas reguladas eran excesivamente bajas para que los proveedores independientes pudieran competir de forma rentable. En opinión de Céntrica, no se podía competir por determinadas categorías de usuarios finales (en particular, los usuarios de grandes cantidades de energía de la tarifa G4 y otros grandes usuarios industriales), incluso antes de la aparición del déficit tarifario, ya que las tarifas integrales nunca dejaron margen para ello. La desventaja competitiva alegada por Céntrica tuvo lugar sobre todo en la categoría de usuarios que comprende las empresas de servicios y las pequeñas industrias conectadas a la red de baja tensión y en el segmento doméstico.
(45)
La Decisión de incoación de la Comisión utiliza las cifras presentadas por Céntrica, especialmente la comparación entre las tarifas reguladas y las estimaciones de los precios de mercado (véanse el considerando 30 y el cuadro 3).
(46)
En opinión de Céntrica, el sistema infringió la Directiva sobre electricidad, no solo por el carácter discriminatorio del régimen de déficit (que compensaba las pérdidas de los distribuidores pero no las de los proveedores), sino también porque se privó a los consumidores del derecho a contar con precios y tarifas transparentes (13). Puesto que una parte del precio que había que pagar por la electricidad en 2005 se pospuso a años futuros, los precios finales cobrados resultaban opacos para los consumidores.
(47)
Además, Céntrica alegaba que el mecanismo de reembolso del déficit no era equilibrado por dos razones principales: en primer lugar, el déficit sería rembolsado ante todo por los usuarios finales de baja tensión, cuando los usuarios que más contribuyeron a crearlo fueron los grandes usuarios finales de alta tensión. En segundo lugar, se exigió a los usuarios finales del mercado libre que pagaran un déficit a cuya creación no habían contribuido.
(48)
Céntrica respaldó la opinión preliminar de la Comisión, según la cual el régimen de déficit español implicaba una transferencia de recursos del Estado. Céntrica sostenía igualmente que la decisión del Gobierno español de permitir que los generadores titulizaran sus derechos de cobro implicaba tales recursos.
(49)
La Asociación de comercializadores independientes de energía (ACIE) calcula que el coste estimado de compra de energía tomado como base para las tarifas reguladas en 2005 se situó un 68 % por debajo del coste real pagado por los proveedores al comprar energía en el mercado mayorista. La ACIE subrayó las graves repercusiones que el déficit tarifario de 2005 tenía en los proveedores independientes. Según la asociación, los proveedores del mercado libre tenían costes de compra similares a los de los distribuidores. Además, estaban obligados de hecho a ajustarse al nivel de la tarifa integral establecido por el Gobierno para cada categoría de clientes, pues de lo contrario no habrían podido atraer nuevos clientes o conservar los que ya tenían. En particular, la ACIE señala que, a principios de 2005, sus miembros celebraron contratos basados en las previsiones gubernamentales de los precios al por mayor y que más tarde tuvieron que respetarlos, a pesar de no resultar rentables. Como consecuencia de ello, los proveedores independientes sufrieron pérdidas. Céntrica estima que en 2005 sufrió pérdidas de 10 millones EUR. Según la ACIE, varios proveedores, entre ellos Saltea Comercial, Electranorte, CYD Energía y RWE, se vieron obligados a abandonar el mercado.
OBSERVACIONES DE LOS USUARIOS CON GRAN CONSUMO DE ENERGÍA
(50)
Los usuarios con un gran consumo de energía intervinieron en el procedimiento a través de su asociación AEGE (Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energía). Algunos de ellos (Asturiana de Zinc, Ferroatlántica y Alcoa) intervinieron igualmente a título individual. Alcoa es un productor de aluminio que explota tres plantas de producción en España, situadas en San Ciprián, La Coruña y Avilés, que se beneficiaron de la tarifa integral G4 (la tarifa reservada para usuarios con gran consumo de energía con posibilidad de interrupción del suministro) en 2005. Ferroatlántica es un productor de aleaciones de aluminio y hierro que se benefició de la tarifa interrumpible 3.4. Asturiana de Zinc es un productor de zinc que se benefició de la tarifa G4 en su planta de San Juan de Nieva.
(51)
En sus observaciones, los usuarios con un gran consumo de energía cuestionan la conclusión de la Comisión según la cual las tarifas industriales (G4 y otras tarifas interrumpibles) constituían ayuda estatal, y alegan que dichas tarifas no otorgaban una ventaja económica, no implicaban recursos estatales y no afectaban a la competencia ni al comercio entre los Estados miembros.
Inexistencia de ventajas económicas
(52)
En opinión de los usuarios con gran consumo de energía, el valor de referencia utilizado en la Decisión de incoación para determinar la existencia de una ventaja no es correcto. La Comisión comparó las tarifas industriales con el precio medio en el mercado mayorista (el precio del «pool»), que consideró representativo del coste que estas empresas habrían pagado en el mercado en condiciones normales. Puesto que las tarifas industriales se consideraron inferiores al precio del «pool», la Decisión de incoación concluyó que las tarifas concedían una ventaja económica a sus beneficiarios.
(53)
Los usuarios con un gran consumo de energía alegan que el «pool» es un mercado al contado en el que la electricidad cada hora para el día siguiente. En opinión de los usuarios con un gran consumo de energía, el «pool» presenta ciertas deficiencias que afectan negativamente a su eficiencia y competitividad, de modo que sus precios no reflejan correctamente los costes marginales de generación y, por consiguiente, no reflejan una situación de competencia perfecta. Los grandes usuarios finales, que consumen grandes volúmenes de electricidad y presentan perfiles de consumo constante, no adquieren electricidad al «pool» sino que suelen celebrar contratos bilaterales con proveedores de electricidad. Así lo confirma el informe de 2005 de OMEL, que muestra que tan solo siete de los usuarios que reunían los requisitos y representaban un 5 % de la electricidad negociada, adquirieron electricidad directamente en el «pool».
(54)
En todo caso, aun suponiendo que los precios registrados en el «pool» pudieran considerarse un valor de referencia válido, no sería correcto utilizar (como hizo la Comisión) el precio medio mayorista en 2005 ya que este precio medio refleja la demanda de electricidad de proveedores que prestaban servicio a una variada cartera de usuarios finales, que incluía hogares y pequeñas empresas. De acuerdo con la AEGE, Ferroatlántica y Asturiana de Zinc, un valor de referencia adecuado sería el precio mínimo registrado en el «pool» en 2005, es decir, 18,36 EUR/MWh, pues este precio reflejaría las condiciones de mercado más competitivas del «pool» (en el que los generadores ofrecen electricidad a un precio equivalente a sus costes marginales). Los grandes consumidores industriales no se encuentran en una situación comparable a la del resto de los usuarios finales y, en particular, de los hogares. Por ello, el precio medio del «pool» no constituiría un valor de referencia adecuado. Según Alcoa, la Comisión debe comparar más bien las tarifas impugnadas con los precios de los contratos bilaterales celebrados por los grandes usuarios finales.
(55)
Alcoa presentó un ejemplo de precio bilateral de mercado e indicó que sus tres plantas de aluminio siempre se habían beneficiado de la tarifa G4. Sin embargo, Alcoa posee otra planta de alúmina (Alúmina Española) para la que celebró un contrato bilateral con un proveedor a finales de 2004. Dicho contrato tenía una vigencia de dos años, con posibilidad de prórroga de un año adicional. Las tres plantas de aluminio tienen el mismo perfil de consumo constante que las plantas de alúmina. No obstante, estas últimas consumen volúmenes muy inferiores de electricidad (0,35 TWh en comparación con 1,3 TWh en las plantas de Avilés y La Coruña, y 3,4 TWh en la planta de San Ciprián). El precio medio acordado en ese contrato fue de 34,45 EUR/MWh (que incluía el coste de la moratoria nuclear, los costes de acceso a la red y otros gastos accesorios). Este precio se obtuvo mediante una licitación y las diferencias entre las ofertas de los proveedores eran inferiores a 5 EUR.
(56)
Según Alcoa, la diferencia entre este precio bilateral (34,45 EUR/MWh) y la tarifa G4 (23,90 EUR/MWh) puede explicarse mediante factores objetivos. En particular, los usuarios de la tarifa G4 están sujetos a restricciones reglamentarias que no se aplican a los contratos bilaterales, como la obligación de utilizar la totalidad de la electricidad contratada con la tarifa G4 (con la imposición de penalizaciones en caso contrario), la obligación de poseer equipo de control de la tensión y el pago en un plazo de veinte días (mientras que los contratos bilaterales tienen condiciones de pago más ventajosas).
(57)
De este modo, Alcoa concluye que un precio de mercado hipotético aplicable a sus tres plantas de aluminio sería muy inferior a 34,45 EUR/MWh, debido al mayor consumo de estas plantas. Por otra parte, si se considerara un margen de comercialización medio de 10 EUR/MWh, el coste neto del suministro de la planta de alúmina sería de 24,25 EUR/MWh, valor muy próximo a la tarifa integral G4.
(58)
Ferroatlántica señaló que la Decisión de incoación interpretaba incorrectamente la tarifa regulada 3.4 que utilizaba en 2005 al incluir erróneamente los descuentos en la tarifa básica y compararla con un peaje de acceso diez veces superior al aplicable en su caso (y el de los consumidores muy grandes). Ferroatlántica presentó igualmente pruebas de que, si bien el precio medio mensual de mercado en 2004 para contratos futuros de suministro de electricidad en 2005 era de 31,68 EUR/MWh, este precio era de 31,05 EUR/MWh en diciembre de 2004. De ello se desprende que una empresa habría obtenido su suministro de base de electricidad en 2005 a ese precio en el momento en que se establecieron las tarifas reguladas. Tras añadir los «servicios adicionales» (3,92 EUR/MWh) y la tarifa de acceso correspondiente (1,70 EUR/MWh), un usuario industrial habría obtenido un precio de mercado de 36,67 EUR/MWh, que es inferior a los 56,11 EUR/MWh de la tarifa 3.4 aplicable a los usuarios con un gran consumo de energía.
(59)
De hecho, otros descuentos sobre esa tarifa premiaban la capacidad para prestar servicios de gestión de la demanda y su aceptación en beneficio del sistema. A este respecto, Ferroatlántica añade que el descuento respecto a la tarifa reflejaba diversos servicios prestados, a saber, la discriminación horaria (con consumo nocturno y en fines de semana), la interrumpibilidad (la aceptación de suministro a petición del operador de la red), la estacionalidad (con la concentración del suministro en los meses de baja demanda) y la gestión de la energía reactiva. Únicamente estos descuentos, que eran variables y se establecían mediante reglamento desde 1995, y no el nivel de la tarifa regulada, explican y, en opinión de Ferroatlántica, justifican que en 2005 se pagase un precio medio más bajo por la electricidad.
(60)
Los usuarios con gran consumo de energía cuestionan la aseveración realizada en la Decisión de incoación según la cual la ventaja no era proporcional a los volúmenes consumidos y tendía a aumentar en el caso de los grandes consumidores. A este respecto, dichos usuarios afirman, por ejemplo, que la propia CNE confirmó que el nivel de la tarifa G4 debería haber sido aún más bajo. Los usuarios con un gran consumo de energía señalan que los grandes consumidores de las tarifas G4 o 3.4 consumieron miles de veces más electricidad que los consumidores medios de alta tensión y pagaron tan solo tres veces menos que ellos.
(61)
Asimismo, lo normal sería que los grandes consumidores obtuvieran un mayor descuento unitario en el precio. En vista de ello, según los usuarios con un gran consumo de energía, la conclusión de que las tarifas industriales implicaban una ventaja resulta muy discutible. Recuerdan que, en todo caso, corresponde a la Comisión presentar pruebas concluyentes de la existencia de dicha ventaja.
(62)
Alcoa también indicó que el precio que pagaba en España era casi idéntico al precio medio ponderado que pagan las plantas de aluminio en la Unión y que era incluso superior al precio medio ponderado pagado en el EEE.
Ausencia de implicación de recursos del Estado
(63)
Los usuarios con un gran consumo de energía alegan que fueron ellos quienes pagaron directamente las tarifas industriales a los distribuidores, sin que los fondos quedaran bajo el control del Estado y, por consiguiente, de conformidad con la jurisprudencia en el asunto PreussenElektra, dicho régimen no implicó recursos estatales.
(64)
Los usuarios con un gran consumo de energía exponen que hubo un lapso temporal entre el establecimiento de las tarifas, que tuvo lugar a finales de 2004, y la adopción del mecanismo para recuperar el déficit a través de los consumidores, que no tuvo lugar hasta junio de 2006. En la Decisión de incoación, la Comisión alegó que se habían utilizado recursos estatales debido a la introducción del recargo en las facturas de los usuarios, lo cual se calificó de carga parafiscal. Los usuarios con un gran consumo de energía sostienen que, de aceptarse esta hipótesis, una medida que no constituía ayuda en 2005 se convertiría en ayuda (ex post) en 2006, lo que sería contrario a los principios fundamentales del Derecho de la Unión, como la seguridad jurídica y la confianza legítima. Estos usuarios señalan que el carácter de ayuda de una medida depende únicamente de las circunstancias existentes en la fecha de su adopción y no puede depender de acontecimientos futuros, sobre todo cuando estos no pueden preverse de modo razonable. Citan al Abogado General Jacobs en el asunto Van Calster (14): «la situación debe apreciarse en la fecha del establecimiento inicial de las exacciones y no puede alterarse retroactivamente».
(65)
Los usuarios con un gran consumo de energía alegan que las tarifas reguladas de 2005 no constituían una ayuda estatal en dicho año. Estas empresas señalan que, en estas circunstancias, resulta irrelevante el análisis del mecanismo de financiación, ya que este último no se introdujo hasta 2006. El examen del modo de financiación solo sería pertinente si la medida fuera una ayuda estatal desde el principio. Puesto que las tarifas no incluían ayudas, en opinión de los usuarios con un gran consumo de energía, la Comisión no puede basarse en el recargo para llegar a la conclusión contraria.
(66)
Los usuarios con un gran consumo de energía afirman que, en el caso de los impuestos parafiscales, el modo de financiación de una medida solo es relevante en todo caso para evaluar la ayuda estatal cuando el tributo esté «obligatoriamente vinculado a la ayuda», es decir, cuando exista un vínculo directo e inmediato entre la medida y su financiación (15). Los usuarios con un gran consumo de energía niegan la existencia de dicho vínculo, ya que el recargo estaba destinado a cubrir un déficit derivado de la liquidación de actividades reguladas, que se referían no solo al suministro de electricidad a tarifas reguladas, sino también a otros costes del sistema. Por ello, el recargo no se asignó específicamente a cubrir las pérdidas derivadas del suministro a tarifas reguladas. En segundo lugar, no había un vínculo directo ni indirecto entre el nivel de las tarifas y el recargo aplicado, ya que la tarifa fijada en 2004 era incondicional (no estaba sujeta a nuevos ajustes en años posteriores).
(67)
Los usuarios con un gran consumo de energía alegan igualmente que el recargo no constituía una carga o gravamen parafiscal, puesto que no era una medida de carácter fiscal con arreglo al Derecho español. Las medidas fiscales se utilizan para financiar el gasto público, mientras que, en este caso, el recargo tenía por objetivo recuperar un déficit en el que habían incurrido operadores privados (distribuidores), que llevaban a cabo actividades reguladas dentro del sistema de electricidad. De conformidad con la Constitución española, una nueva medida fiscal solo puede introducirse mediante una ley (y no a través de un Real Decreto). Por otra parte, el Estado nunca es propietario ni puede disponer de los ingresos del recargo, puesto que estos fondos se transfieren a una cuenta de depósito gestionada por la CNE y el Estado no puede apropiarse de ellos. El proceso de liquidación es totalmente automático y la CNE no tiene margen discrecional, autonomía ni control sobre el destino o la cuantía de los fondos que deben liquidarse a los distintos agentes.
(68)
Según los usuarios con un gran consumo de energía, la Comisión reconoce este extremo en su Decisión sobre los costes de transición a la competencia de España (16), en la que declara que «el tránsito de las cantidades a través de la CNE es esencialmente de naturaleza contable» y no concluye que la medida implicara recursos del Estado.
(69)
Estos usuarios alegan que esta situación es idéntica a la del supuesto de los «costes de transición a la competencia», pues, en ambos casos, el Gobierno introdujo un recargo destinado a compensar un coste permanente del sistema. Esta línea de argumentación parecía también confirmarse en un caso que afectaba al Reino Unido (17).
Ausencia de repercusiones en la competencia y el comercio
(70)
Asturiana de Zinc y Alcoa sostienen que, debido a las características específicas de los mercados del aluminio y el zinc, una medida relativa al precio de la electricidad utilizada para producir estos metales no afecta al comercio de la Unión, ya que los metales son productos básicos y sus precios se establecen a escala mundial en la Bolsa de Metales de Londres. En tales circunstancias, las variaciones de los costes locales de producción no se traducen en diferencias en los precios mundiales.
(71)
Las dos empresas afirman que se da un creciente déficit de producción de aluminio y zinc en la Unión, al tiempo que la demanda se satisface cada vez más por medio de exportaciones de terceros países.
(72)
Si los sectores del aluminio y el zinc desaparecieran en España, ningún nuevo operador de la Unión ocuparía su lugar, ya que las plantas (de aluminio) de la Unión ya trabajan a plena capacidad y ningún productor nuevo o ya establecido tendría incentivos para aumentar su capacidad, en vista de que las perspectivas de disponer de energía a precios asequibles a largo plazo son inciertas. Por consiguiente, el déficit se cubriría exclusivamente con importaciones.
(73)
Alcoa afirma, asimismo, que las tarifas no amenazan los intereses de otros productores europeos, ya que estas ofrecen electricidad a un precio idéntico al precio medio que pagan otros productores de aluminio en la EU-25.
Aun en el caso de que las tarifas industriales interrumpibles constituyeran ayuda, serían «ayuda ya existente»
(74)
Los usuarios con un gran consumo de energía sostienen que las tarifas impugnadas ya existían antes de la adhesión de España a la Unión.
(75)
Aunque la denominación «tarifa G4» se introdujo formalmente mediante la Orden Ministerial de 6 de marzo de 1986, ya existía de hecho desde antes del 1 de enero de 1986, fecha de adhesión de España a la Unión, porque corresponde a la anterior «Tarifa I industrial de larga utilización» establecida mediante la Orden Ministerial de 14 de octubre de 1983, es decir, antes de la adhesión de España. Todos los usuarios finales de electricidad que se beneficiaban de la Tarifa industrial I pasaron automáticamente a la tarifa G4, que de hecho era la misma tarifa con otro nombre.
(76)
Las demás tarifas interrumpibles también estaban previstas expresamente en la Orden Ministerial de 1983.
(77)
Por otra parte, de acuerdo con los usuarios con un gran consumo de energía, la medida constituiría ayuda existente en virtud del artículo 15 del Reglamento (CE) no 659/1999 del Consejo, de 22 de marzo de 1999, por el que se establecen disposiciones de aplicación del artículo 108 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (18), debido a la expiración del plazo de prescripción de diez años.
La confianza legítima impediría la recuperación de las ayudas
(78)
Los usuarios con un gran consumo de energía alegan que, aun suponiendo que las tarifas no pudieran considerarse ayuda ya existente, el principio de confianza legítima impediría su recuperación. Durante todo el año 2005, las tarifas fueron un pago directo entre operadores privados. Los usuarios no podían haber previsto que las tarifas establecidas en diciembre en 2004 se fueran a convertir en ayuda en virtud de una medida gubernamental adoptada en junio de 2006. Ningún operador económico, por prudente que fuera, podría haber previsto este cambio en su situación jurídica. Por ese motivo, los usuarios tenían una confianza legítima en que sus tarifas no implicaban ayuda estatal.
COMENTARIOS DE LA XUNTA DE GALICIA Y EL PRINCIPADO DE ASTURIAS
(79)
En relación con la posible ayuda a los usuarios con un gran consumo de energía, la Xunta de Galicia alega que la Comisión se equivocó al utilizar el precio del «pool» como sucedáneo del precio de mercado, ya que estos usuarios suelen suscribir contratos a largo plazo en condiciones mucho más favorables.
(80)
Habida cuenta de que la liberalización del mercado español aún no ha concluido y, en particular, de la inexistencia de contratos bilaterales entre productores y grandes consumidores, la Xunta de Galicia considera que sería conveniente utilizar como valor de referencia los costes reales pagados por los productores para suministrar electricidad a estos clientes. Otra alternativa sería obtener un precio de referencia basado en la bibliografía técnica [Wilson, 1993 (19) y Castro-Rodríguez (20), 1999] tomando en consideración bien el coste de la tecnología más eficiente para satisfacer las necesidades específicas de los usuarios con un gran consumo de energía, bien el coste medio de la electricidad durante las distintas horas del día. La diferencia entre un precio de referencia obtenido de esta forma y la tarifa regulada pagada en 2005 sería mucho más baja. La Xunta de Galicia alega asimismo que, en cualquier caso, todos los usuarios españoles, incluidos aquellos con un gran consumo, rembolsarán en su momento el déficit provocado por las bajas tarifas aplicadas en 2005.
(81)
Aparte de esto, según la Xunta de Galicia, el sistema tarifario existente en 2005 no era legalmente selectivo, pues el Estado no tenía la intención de otorgar una ventaja a los usuarios finales, sino que simplemente cometió errores en sus previsiones de las tendencias y precios del mercado al fijar sus tarifas en 2004. La Xunta de Galicia también refuta la conclusión según la cual el sistema tuvo repercusiones en el comercio interior de la Unión.
(82)
Las observaciones del Principado de Asturias son similares a las presentadas por el Gobierno español, a las que hacen referencia.
OBSERVACIONES Y COMENTARIOS DE ESPAÑA
(83)
España sostiene que el sistema de tarifas reguladas de 2005 no implicaba ayudas ni para los usuarios finales ni para los distribuidores.
No existe ningún vínculo causal entre las medidas estatales y el déficit y este no puede imputarse al Estado
(84)
España sostiene que el déficit no es imputable al Estado porque fue provocado por circunstancias externas imprevisibles y no por la intención deliberada del Estado de subvencionar determinadas actividades.
(85)
España alega que la legislación de la Unión vigente en 2005 no impedía el suministro de electricidad a tarifas reguladas establecidas por el Estado. Por consiguiente, la intervención reguladora del Estado era válida legalmente al ser una expresión de la soberanía nacional. Una de estas prerrogativas soberanas consiste en fijar las tarifas de tal modo que los costes previstos satisfagan la demanda prevista.
(86)
España aduce que el déficit de 2005 fue provocado por una diferencia entre las previsiones gubernamentales de los precios mayoristas de la electricidad y los precios reales registrados en el «pool». Los precios de 2005 fueron excepcionalmente altos al ser impulsados por causas imprevisibles que equivalen a fuerza mayor.
(87)
Como el acontecimiento que provocó la supuesta ayuda sería una evolución de los precios mayoristas por encima de las previsiones, la supuesta ventaja no podría imputarse a un instrumento jurídico. Incluso suponiendo que esta ventaja hubiera existido (quod non), habría sido generada por circunstancias no relacionadas con las intenciones del Estado. La existencia de un caso de fuerza mayor, según España, rompe el vínculo causal entre la decisión administrativa por la que se fijaban las tarifas y la ventaja competitiva que habría dado lugar a una ayuda estatal. Incluso suponiendo (quod non) que se cumplía la condición objetiva del vínculo causal, no existiría la condición subjetiva de intencionalidad (imputabilidad) por parte del Estado.
Ausencia de implicación de recursos del Estado
(88)
España alega que las tarifas no implicaban fondos públicos. En primer lugar, España afirma a este respecto que el recargo no es un «gravamen» en el sentido de la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de la Unión en materia de cargas parafiscales, porque no es recaudado por el Estado ni corresponde a una exacción. Según España, el recargo forma parte íntegra de la tarifa y tiene el mismo carácter. Así pues, la tarifa es un precio privado.
(89)
En segundo lugar, los fondos no son recaudados por el Estado ni se destinan a un fondo designado por este último. Las tarifas las cobran los distribuidores y no el Estado y, por consiguiente, son precios privados que garantizan la remuneración equitativa de los actores (contemplada en la LSE). No son impuestos ni precios públicos. El Estado no remunera nada, pues es el sistema el que ofrecía una remuneración en virtud de las fuerzas del mercado para actividades no reguladas y de tarifas de acceso establecidas por el Estado para actividades reguladas. Puesto que en este sistema no se da carga para el Estado, no implicaría recursos estatales, de acuerdo con la jurisprudencia del asunto Sloman Neptune (21). Además, estos fondos nunca fluyen a las arcas del Estado, no se mencionan en las leyes presupuestarias, el Tribunal de Cuentas no los verifica y no pueden ser recuperados de los deudores por medios administrativos. A las deudas contraídas con el sistema de electricidad no se les aplica el tipo de interés aplicable a las deudas con el Estado.
(90)
España reitera que estos fondos son gestionados por el regulador español, la CNE, que actúa simplemente como intermediario contable. Según España, en su Decisión sobre los costes españoles de transición a la competencia de 2011 (S.A. NN 49/99), la Comisión ya había establecido que «el tránsito de fondos a través de la CNE tiene un carácter esencialmente contable. Los fondos transferidos a la cuenta a nombre de la CNE nunca fueron propiedad de este organismo y se liquidaron de inmediato a los beneficiarios de acuerdo con un importe determinado de antemano que la CNE no puede modificar en absoluto». Sobre la base de esta consideración, la Comisión llegó a la conclusión de que «no estaba en condiciones de determinar si los ingresos del gravamen establecido en el marco del régimen de costes de transición a la competencia constituyen recursos estatales».
Ausencia de ventajas
(91)
España no comparte la opinión de la Comisión según la cual las tarifas otorgan una ventaja económica a los usuarios finales (o distribuidores).
(92)
En cuanto a los usuarios finales, tras reiterar que el déficit es resultado de un acto de fuerza mayor, España sostiene que este no benefició a los grandes consumidores, pues se repercutió con intereses en las tarifas de los años siguientes. Por ello, la supuesta ventaja económica derivada de un precio de la electricidad más bajo tan solo es aparente, ya que los consumidores rembolsan con intereses la diferencia respecto a los precios del mercado libre.
El suministro a tarifas reguladas es un servicio de interés económico general
(93)
España afirma que, en 2005, la existencia de tarifas reguladas no era contraria a la legislación de la Unión, puesto que el plazo para la liberalización del mercado para todos los consumidores, incluidos los hogares, finalizaba el 1 de julio de 2007.
(94)
En particular, según las autoridades españolas, el suministro de electricidad es un servicio de interés general y el Estado debe intervenir para evitar que se abuse de las posiciones dominantes derivadas de la existencia de una red única (monopolio natural).
(95)
Los parámetros para fijar las tarifas se establecieron de una forma objetiva y transparente. El complejo marco reglamentario que fija las tarifas y el procedimiento de liquidación demuestran, según las autoridades españolas, que el sistema tarifario se basaba en un análisis exhaustivo de los costes e ingresos del sistema, así como en un análisis de la demanda de electricidad.
Compromiso de España
(96)
Como se señala en los considerandos 25 y 26, el déficit generado en 2005 se reembolsa en plazos anuales, que devengan un tipo de interés equivalente al Euríbor sin diferencial. Sin perjuicio de sus observaciones, España se ha comprometido a aumentar retrospectivamente el tipo de interés que se cobra a las empresas usuarias con conexiones de más de 1 kV. Este aumento se determinará proporcionalmente a la contribución al déficit de 2005 de las empresas usuarias que son objeto del procedimiento en curso y que recibían suministro a tarifas integrales. Será equivalente a aplicar un diferencial de 65 puntos básicos por encima del Euríbor de referencia, alineándolo así en líneas generales con el tipo aplicado al déficit en los años siguientes.
(97)
El importe correspondiente se cobrará a las empresas usuarias de la siguiente manera: en lo que se refiere a los pagos anuales de la parte del déficit de 2005 que ya se ha reembolsado, se aplicará un aumento único de las tarifas de acceso; en lo que se refiere a los importes aún por reembolsar, se aplicará directamente un tipo de interés más alto a cada anualidad, una vez más en forma de un aumento de las tarifas de acceso.
5. EVALUACIÓN DE LA MEDIDA
EXISTENCIA DE AYUDA ESTATAL CON ARREGLO AL ARTÍCULO 107, APARTADO 1, DEL TFUE
(98)
Una medida constituye ayuda estatal a tenor del artículo 107, apartado 1, del TFUE si se cumplen las siguientes condiciones: a) que la medida otorgue una ventaja económica al beneficiario, b) que la conceda el Estado o sea concedida a través de recursos públicos, c) que sea selectiva, d) que repercuta en el comercio en el interior de la Unión y pueda distorsionar la competencia en el interior de la Unión. Puesto que todas estas condiciones deben cumplirse, la Comisión limitará su evaluación a la existencia de una ventaja económica concedida a los beneficiarios.
Existencia de una ventaja económica
(99)
Las empresas resultan favorecidas a tenor del artículo 107, apartado 1, del TFUE si obtienen una ventaja económica que no podrían obtener de otra forma en condiciones de mercado. En el presente caso, el examen debe determinar, teniendo también en cuenta el reembolso del déficit del sistema eléctrico de 2005, si había una diferencia positiva entre las tarifas reguladas establecidas en 2005 y los precios de mercado que deberían haber pagado los beneficiarios potenciales por la electricidad comprada y los servicios prestados en el marco de su régimen tarifario. Cualquier ventaja en cuanto a las condiciones de mercado ha de acreditarse en relación con las referencias reales de los precios de mercado. Esos aspectos, a saber, la existencia de diferencias positivas, o su ausencia, entre los precios del pool de la electricidad, los precios de mercado y las tarifas reguladas y el reembolso del déficit, se examinan sucesivamente a continuación.
Comparación con los precios medios del «pool» de la electricidad
(100)
Los precios medios del «pool» de electricidad ofrecen un indicio del nivel general de los precios del mercado mayorista. Este precio medio de referencia fue de 59,47 EUR/MWh en 2005, durante todo el año. Como se indica e ilustra en el considerando 19 (gráfico 1), en siete meses no consecutivos de 2005, los precios medios mayoristas estuvieron por encima de los precios implícitos de la electricidad de las tarifas reguladas integrales aplicadas a todos los usuarios finales. Por consiguiente, la tarifa media establecida por el Decreto 2392/2004 parece haber supuesto una diferencia positiva a favor de todos los usuarios finales que optaron por las tarifas reguladas, al menos durante la mayoría de los meses de 2005.
(101)
Sin embargo, en períodos mensuales inferiores a un año, dicha diferencia no se dio durante en los cinco meses transcurridos entre enero y mayo de 2005, por lo que no se ofreció una ventaja a todo el sistema de tarifas reguladas. Además, si se hace la comparación entre períodos superiores a un año, por ejemplo, hasta el 30 de diciembre de 2007, la posible ventaja acumulada desde junio de 2005 queda más que anulada por el descenso de los precios medios del «pool», que cayeron abruptamente hasta alcanzar 37 EUR/MWh en marzo de 2007, mientras que los precios implícitos de las tarifas reguladas se situaban en torno a 68 EUR/MWh en ese mismo período. En efecto, a partir de octubre de 2006, los precios de la electricidad implícitos en las tarifas integrales fueron muy superiores a los precios mayoristas de suministro (véase el gráfico 1). En consecuencia, los beneficios y las ventajas económicas de los consumidores que recibían suministro a tarifas reguladas cuando los precios del «pool» son más altos que el coste implícito de la electricidad en las tarifas reguladas se pueden anular cuando los precios del «pool» son más bajos que el coste implícito de la electricidad.
(102)
De ello se desprende que, tanto en períodos mensuales inferiores a un año en 2005, como en períodos de dos años que comprenden parte de 2005, los precios de la energía implícitos en las tarifas reguladas aplicables en 2005 no parecen haber ofrecido una ventaja al grupo de consumidores que recibían suministro a tarifas reguladas en comparación con los precios mayoristas del «pool» de electricidad. Sin embargo, el hecho es que los ingresos de acceso y las tarifas reguladas pagados por todo el sistema eléctrico no fueron suficientes para cubrir los costes regulados del sistema en 2005. Por tanto, procede examinar si se pone en marcha un mecanismo adecuado para garantizar que el déficit se reembolse.
Reembolso del déficit del sistema de electricidad de 2005
(103)
Como se expone en los considerandos 15 y 20 a 22, las cuentas del sistema de electricidad en 2005 incluían todos los costes e ingresos regulados del sistema sin asignar determinados ingresos a costes específicos. Por ejemplo, los costes de transporte y distribución (4 410 millones EUR) o el coste de las ayudas a la cogeneración y a las fuentes renovables de electricidad (2 701 millones EUR) ni se dividían entre, respectivamente, los ingresos regulados de las tarifas integrales del mercado regulado y/o los ingresos de los peajes regulados de acceso del mercado libre ni se financiaban diferenciando estos dos tipos de ingresos. De hecho, todos los usuarios del sistema reciben un beneficio y se puede esperar que contribuyan a cubrir costes de las ayudas a formas eficientes de cogeneración y fuentes renovables, o de servicios de transporte y distribución. En dicho sistema de costes no acumulativos para cada tarifa, resulta imposible asignar objetivamente a posterior la distribución de los costes a los usuarios del mercado libre y a los usuarios de las tarifas reguladas y, dentro de esta última categoría, a los 25 escalones tarifarios aplicables en 2005. De ello se infiere que conviene analizar las posibles ventajas, o ausencia de las mismas, del déficit de 2005 para el sistema eléctrico en su conjunto.
(104)
En ese sentido, España ha creado un mecanismo para recuperar en su totalidad el déficit de 2005 que es compatible con esta universalidad de las cuentas del sistema aplicado en aquella época. El déficit de ingresos regulados del sistema de electricidad para sufragar los costes del sistema se resolvió mediante la inyección de recursos recaudados mediante una «cuota con destino específico» establecida en el Real Decreto 809/2006. Desde mediados de 2006, la recuperación comenzó a través de la aplicación de un recargo sobre el valor del 1,378 % en las tarifas reguladas integrales y del 3.975 % sobre los peajes de acceso y, a partir de entonces, los recargos necesarios para garantizar la recuperación de los 3,8 billones EUR más intereses a lo largo de un período de 14,5 años que finaliza en 2020 (véanse los considerandos 25 y 26).
(105)
De ello se desprende que los ingresos de la contribución especial destinados a financiar el déficit de 2005 permiten el pago de las facturas de electricidad de los usuarios del sistema, con el aumento necesario para equilibrar ex post las cuentas del sistema de 2005, con un retraso considerable.
(106)
En estas condiciones, la única característica discutible del método elegido en 2006 para el reembolso del déficit del sistema de electricidad de 2005 y el equilibrio de las cuentas sería el bajo tipo de interés aplicado inicialmente a los pagos anuales de reembolso, que era el tipo de referencia Euríbor sin diferencial. Como se describe con más detalle en los considerandos 96 y 97, España se ha comprometido a aumentar el tipo de interés aplicable a las empresas usuarias que son objeto del presente procedimiento. España se compromete a aplicar un diferencial de 65 puntos básicos por encima del tipo de interés de referencia.
(107)
Al aplicar esta modificación de la medida inicialmente aplicada para reembolsar el déficit de 2005, que excluye a los hogares y las pequeñas empresas que hayan abonado las tarifas reguladas más elevadas del mecanismo de corrección, se anula cualquier ventaja hipotética que las empresas hayan podido obtener del aplazamiento de los pagos a partir de 2006. Asimismo, la aplicación de un recargo sobre el valor en la tarifa tiene por efecto que la cantidad absoluta recuperada sea, para cada empresa, directamente proporcional a su consumo de electricidad. Cuanta más electricidad se consuma, mayor será el recargo.
Comparación con los precios de mercado de la electricidad
(108)
En segundo lugar, como señalan algunas partes interesadas, los precios registrados en el «pool» de electricidad no constituyen una referencia adecuada para comparar los precios de la electricidad pagados por los grandes consumidores en el marco de las tarifas reguladas con los precios de mercado. De hecho, en vista de las pruebas del informe de 2005 del operador del mercado de la electricidad OMEL, tan solo siete usuarios finales representaban un 5 % de la demanda de electricidad procedente directamente del «pool» frente a cientos de usuarios industriales y grandes empresas. Los consumidores industriales y otros grandes consumidores, en particular aquellos con un gran consumo de energía para los cuales la energía representa una parte considerable de los costes de producción (normalmente, un 30- 40 % en el caso de la producción de aluminio), requieren y obtienen condiciones previsibles de precio y suministro. Estas condiciones figuran en contratos con plazos superiores a un día vista. Los precios que se cotizan cada hora en el mercado a un día vista, como el «pool» de electricidad, ilustran los precios medios de mercado para los proveedores que prestan servicio a una variada cartera de clientes, incluidos los hogares. Sin embargo, no constituyen una referencia adecuada para determinar los precios que deberían pagar los usuarios con un gran consumo de energía en el mercado libre, con plazos contractuales superiores a un día vista. En contra de la opinión sostenida en la decisión de incoación, la investigación ha demostrado que las tarifas reguladas inferiores a los precios medios del «pool» no implican necesariamente una ventaja respecto a las condiciones de mercado para los usuarios industriales ya que los precios del «pool» no son los precios de mercado para la gran mayoría de estos usuarios, con lo que se disipan las dudas planteadas al respecto.
(109)
Además, la opción a favor del mercado libre no era irreversible en España en 2005. Los consumidores podían elegir constantemente entre las ofertas más atractivas del mercado regulado y del mercado libre, lo que daba lugar a cierta convergencia de precios. La posibilidad de revertir las opciones de suministro tiende necesariamente a reducir los precios del mercado minorista durante los picos de los precios mayoristas, como los registrados en España a partir de abril de 2005, mientras que el incentivo opuesto para aumentar los precios del mercado libre a fin de aproximarlos a los niveles más altos de la tarifa regulada aparece cuando se invierte esta situación.
(110)
Como confirman la asociación de proveedores independientes (considerandos 42 a 49), los proveedores del mercado libre tuvieron que cumplir durante 2005 sus contratos o terminar dichos contratos unilateralmente, si era posible, o renegociar y ajustar al alza sus precios y asumir el riesgo de que los clientes optaran por el mercado regulado. Las pérdidas que los proveedores del mercado libre afirman haber sufrido indican que los precios en el mercado libre en 2005, en particular los de los contratos a un año que se cumplieron, se mantuvieron cerca de los niveles de las tarifas reguladas respectivas y, por ende, que las tarifas no concedieron de hecho una ventaja económica respecto a los precios reales del mercado libre.
(111)
Ello implica, por tanto, que dos hipotéticos usuarios industriales que compitieran entre sí, el primero operando con un contrato de suministro de electricidad a un año a precios del mercado libre de enero a diciembre de 2005 y el segundo suministrando a tarifas reguladas en el mismo período, habían de soportar, si todos los demás factores eran idénticos, costes de electricidad similares. En efecto, la única influencia que el nivel de las tarifas reguladas tenía sobre los precios del mercado libre en 2005 era en realidad la de ofrecer a los usuarios en el mercado libre el beneficio indirecto de limitar el incremento de precios, aun suponiendo que dichos incrementos fueron contractualmente posibles durante el año o, a más largo plazo, abarcando todo el año 2005. De hecho, la competencia real o potencial entre usuarios industriales que obtenían electricidad en el mercado libre o en el mercado regulado, respectivamente, no pudieron distorsionarla las tarifas reguladas.
(112)
En tercer lugar, en su Decisión de incoación, la Comisión hizo especial referencia a los bajos niveles de la tarifa regulada de 23,9 EUR/MWh y 27,0 EUR/MWh, aplicados en 2005 a los grandes consumidores industriales (tarifa G4) y a los grandes consumidores industriales con suministro interrumpible (por ejemplo, tarifa 3.4), respectivamente, como se ilustra en el cuadro 3 del considerando 30. Como señalan algunos terceros, los niveles de las tarifas reguladas que se impugnan en la Decisión de incoación, no son tarifas sino precios medios tras descuentos. Sin descuentos, los niveles de la tarifa básica establecidos en el Decreto 2392/2004, indicados en el cuadro 1, fueron, respectivamente, de 56,12 EUR/MWh (tarifa 3.4) y 25,44 EUR/MWh (tarifa G.4).
(113)
A este respecto, la investigación formal ha aportado pruebas de que las tarifas reguladas aplicables a los usuarios industriales mencionadas en la Decisión de incoación estaban al nivel de los precios de mercado aplicables para todo el período entre enero y diciembre de 2005, como se expone a continuación:
(114)
En primer lugar, se han aportado pruebas de que existían precios bilaterales de mercado de 34,45 EUR/MWh que se aplicaban a los usuarios con un gran consumo de energía en el mercado libre en 2005 (considerandos 55 a 57). Con un margen de comercialización inferior al margen medio de 10 EUR añadido en la Decisión de incoación de la investigación formal, este precio de mercado muestra un coste de suministro cercano a 25,44 EUR/MWh de la tarifa regulada más baja (G4) (23,9 EUR/MWh de precio medio ex post). Si se tienen en cuenta las diferencias objetivas relativas al suministro en el marco de la tarifa regulada, como volúmenes de suministro 9,7 veces superiores, la inversión en equipos de control y los plazos de pago, el hecho de que la tarifa regulada fuese inferior no parece haber concedido una ventaja económica indebida a los beneficiarios.
(115)
En segundo lugar, las pruebas disponibles muestran que en diciembre de 2004 podían celebrarse contratos a un año de suministro de carga básica, basados en precios de mercado a plazo de 31,05 EUR/MWh, para entrega entre enero y diciembre de 2005. Había un precio final de mercado (con servicios adicionales y tarifa de acceso) de 36,67 EUR/MWh, que es inferior a la tarifa básica correspondiente (tarifa 3.4) para los usuarios industriales interrumpibles con una fuerte modulación de carga (véanse los considerandos 16, 18 y 58).
(116)
Descuentos adicionales en el marco de las tarifas reguladas para la gestión de la demanda (por ejemplo, modulación de carga, interrumpibilidad) permitían obtener precios medios más bajos en el mercado regulado para los usuarios que prestaban dichos servicios (22). Estos descuentos, que no fueron abordados específicamente en la decisión de incoación, remuneraban valiosos servicios para la red orientados a la demanda, que requerían ajustes, inversiones o restricciones impuestas en procesos comerciales o industriales. La modulación de carga requiere que los procesos industriales o comerciales con alto consumo de energía eléctrica sean ejecutados en el valle y no en horas pico, reduciendo de esta forma el consumo y la tensión en la red eléctrica. Del mismo modo, los servicios de interrumpibilidad suministrados a la red son económicamente útiles ya que consisten, para el usuario industrial en cuestión, en la aceptación de que el operador del sistema interrumpa el suministro avisando con poca anticipación (desde unos pocos segundos a dos horas) y durante mucho tiempo (de una a doce horas), como fue el caso con las tarifas reguladas pertinentes en España.
(117)
Los beneficios de estos servicios a efectos de garantizar la continuidad del suministro de electricidad son reconocidos en la legislación comunitaria. La Directiva 2005/89/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de enero de 2006, sobre las medidas de salvaguardia de la seguridad del abastecimiento de electricidad y la inversión en infraestructura requiere que los Estados miembros tengan en cuenta las tecnologías de gestión de la demanda y tomen medidas para reducir las barreras que impiden el uso de contratos interrumpibles a fin de mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda (23). Estos servicios complementan e incluso pueden sustituir otros medios de regulación utilizados por el operador de la red para garantizar la adecuación de la oferta y la demanda de electricidad a la red, evitando así las interrupciones y apagones, que son social y económicamente costosos y pueden desencadenar la imposición de sanciones o responsabilidades.
(118)
Concretamente en el caso de España, la ausencia de una capacidad importante de interconexión con otros Estados miembros y la significativa penetración de intermitente suministro eléctrico procedente de fuentes renovables de energía en 2005 hacen estos servicios especialmente valiosos. El orden de magnitud de su valor económico y de los posibles costes que se pueden evitar en el sistema eléctrico puede ilustrarse atendiendo a los costes soportados por el operador español de la red Red Eléctrica de España en la compra de servicios de balance. En 2005, Red Eléctrica de España pagó un promedio de 65 EUR/MWh para servicios de regulación secundaria de subida de energía (añadiendo energía adicional en línea entre 15 segundos y 15 minutos para equilibrar la red); para regulación terciaria de subida (añadiendo energía adicional en línea entre 15 minutos y 2 horas para reponer la reserva de energía de regulación secundaria), el precio medio en 2005 fue de 78 EUR/MWh, con aumentos hasta 600 EUR/MWh (24). Al alisar la demanda y alejarla de las horas pico (modulación de carga) o al ofrecer la capacidad de reducirla en situaciones críticas (servicios interrumpibles), los descuentos en las tarifas reguladas pertinentes (por ejemplo, alrededor de 32 EUR/MWh en la tarifa 3.4), parecen estar económicamente justificados.
(119)
En ausencia de estos descuentos para medidas de gestión de demanda, las tarifas reguladas para los usuarios conectados a la red de alta tensión (tarifas 1.4 y 2.4) se situaban a un nivel muy superior, entre 58 y 61 EUR/MWh para la tarifa básica y 76,2 EUR/MWh para el precio medio real. Cuando se comparan con losprecios de mercado a plazo de 31,05 EUR/MWh para el período de enero a diciembre de 2005, no puede estimarse que los precios de mercado sean superiores a las tarifas reguladas aplicables a la inmensa mayoría de usuarios industriales y comerciales de elevado consumo.
(120)
De ello se desprende que, aunque los precios registrados en el «pool» de electricidad no constituyen una referencia adecuada para la comparación de los precios de la electricidad que pagan los grandes usuarios industriales y comerciales, los precios reales de mercado aplicables a los suministros de electricidad para usuarios finales que recibían suministro a tarifas reguladas en 2005 se alineaban con los niveles respectivos de las tarifas reguladas.
6. CONCLUSIONES SOBRE LA MEDIDA
(121)
En vista de las consideraciones precedentes, la Comisión considera probado que en primer lugar, las empresas a las que se les suministró electricidad a tarifas reguladas integrales no obtuvieron beneficios del nivel de dichas tarifas y en segundo lugar, teniendo en cuenta el compromiso de modificar la medida asumido por España, que el retraso de dichas empresas en el pago de parte de sus facturas de electricidad de 2005 devengará un tipo de interés adecuado.
(122)
Por consiguiente, esta medida no implica una ventaja económica a favor de las empresas usuarias. Puesto que los criterios contemplados en el artículo 107, apartado 1, del TFUE son acumulativos, no es necesario examinar si se cumplen los demás criterios.
(123)
Así pues, la Comisión concluye que, en vista del régimen adoptado por España para recuperar la deuda de los usuarios finales para con el sistema de electricidad, el sistema de tarifas reguladas aplicado en 2005 no dio lugar a una ayuda estatal a tenor del artículo 107, apartado 1, del TFUE. Esta conclusión se refiere a la situación y período de tiempo cubiertos por la denuncia, sin perjuicio de la posible evaluación por parte de la Comisión de medidas tomadas por España después de 2005.
HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:
Artículo 1
El sistema de tarifas reguladas aplicado por el Reino de España en 2005 no constituye ayuda estatal a tenor del artículo 107, apartado 1, del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea.
Artículo 2
El destinatario de la presente Decisión será el Reino de España.
Hecho en Bruselas, el 4 de febrero de 2014.