KOMMISSIONENS GENNEMFØRELSESAFGØRELSE
af 24. april 2012
om undtagelse af produktion og engrossalg af elektricitet fremstillet ud fra konventionelle energikilder i Tyskland fra anvendelsen af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2004/17/EF om samordning af fremgangsmåderne ved indgåelse af kontrakter inden for vand- og energiforsyning, transport samt posttjenester
(meddelt under nummer C(2012) 2426)
(Kun den tyske udgave er autentisk)
(EØS-relevant tekst)
(2012/218/EU)
EUROPA-KOMMISSIONEN HAR -
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2004/17/EF af 31. marts 2004 om samordning af fremgangsmåderne ved indgåelse af kontrakter inden for vand- og energiforsyning, transport samt posttjenester (1), særlig artikel 30, stk. 5 og 6,
under henvisning til anmodning indgivet af Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (den føderale sammenslutning af energi- og vandindustrier) (herefter benævnt BDEW) ved e-mail af 26. oktober 2011, og
ud fra følgende betragtninger:
I. SAGSFREMSTILLING
(1)
Den 26. oktober 2011 indgav BDEW pr. e-mail en anmodning til Kommissionen i henhold til artikel 30, stk. 5, i direktiv 2004/17/EF. Kommissionen underrettede de tyske myndigheder om anmodningen den 11. november 2001 og anmodede desuden de tyske myndigheder om supplerende oplysninger pr. e-mail af 10. januar 2012, og BDEW pr. e-mail af 21. december 2011. De tyske myndigheder fremsendte supplerende oplysninger pr. e-mail af 14. december 2011, og BDEW indsendte oplysningerne pr. e-mail af 17. januar 2012, 26. januar 2012 og 28. februar 2012.
(2)
Anmodningen, som blev indgivet af BDEW på vegne af ordregivende myndigheder i de pågældende sektorer, vedrører som nævnt i anmodningen bygning, køb og drift (herunder vedligeholdelse) af alle typer elværker samt de relevante støtteaktiviteter (2).
(3)
Anmodningen er ledsaget af en udtalelse fra Bundeskartellamt (de tyske kartelmyndigheder) af 25. juli 2011. Denne udtalelse (herefter benævnt udtalelsen) blev udstedt på grundlag af den relevante tyske lovgivning og vedrører spørgsmålet om, hvorvidt den aktivitet, der er undergivet proceduren, er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår. Udtalelsen er baseret på en omfattende sektorundersøgelse af de relevante markeder.
II. RETSGRUNDLAG
(4)
Artikel 30 i direktiv 2004/17/EF fastlægger, at kontrakter, der indgås med henblik på at muliggøre udførelse af en af de aktiviteter, der er omhandlet i direktivet, ikke er undergivet dette direktiv, hvis den pågældende aktivitet i den medlemsstat, hvor den udøves, er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår på markeder, hvortil adgangen er fri. Om en aktivitet er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår, afgøres på grundlag af objektive kriterier under hensyntagen til den pågældende sektors særlige kendetegn. Adgangen til et marked betragtes som fri, hvis medlemsstaten har gennemført og anvender den relevante EU-lovgivning om åbning af en given sektor eller en del heraf. Denne lovgivning er anført i bilag XI til direktiv 2004/17/EF, som for så vidt angår elektricitetssektoren henviser til Europa-Parlamentets og Rådets Direktiv 96/92/EF af 19. december 1996 om fælles regler for det indre marked for elektricitet (3). Direktiv 96/92/EF er blevet afløst af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/54/EF af 26. juni 2003 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 96/92/EF (4), som også blev afløst af Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (5).
(5)
Tyskland har gennemført og anvender ikke blot direktiv 96/92/EF men også direktiv 2003/54/EF og 2009/72/EF. Følgelig og i overensstemmelse med artikel 30, stk. 3, første afsnit, bør adgangen til markedet betragtes som fri på hele Tysklands område.
(6)
Om en aktivitet er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår, bør bedømmes på grundlag af forskellige indikatorer, hvoraf ingen nødvendigvis er afgørende i sig selv. Hvad angår de markeder, der er omfattet af nærværende afgørelse, er hovedaktørernes markedsandel på et givet marked et af de kriterier, som bør tages i betragtning. Et andet kriterium er koncentrationsgraden på disse markeder. På grund af de særlige kendetegn ved markederne bør der også tages hensyn til andre kriterier som f.eks. balancemarkedets virkemåde, priskonkurrencen og omfanget af leverandørskift blandt kunderne.
(7)
Nærværende afgørelse indskrænker ikke anvendelsen af konkurrencereglerne.
III. ANALYSE
(8)
Det tyske marked for elektricitet er kendetegnet ved en række store kraftværker, som drives af en lang række markedsdeltagere (6). Hovedparten af produktionskapaciteten tilhører fire store elselskaber: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG og Vattenfall Europe AG. Da to af disse selskaber, nemlig RWE og E.ON, er private selskaber (dvs. selskaber, der ikke er undergivet direkte eller indirekte dominerende indflydelse fra de ordregivende myndigheder, jf. artikel 2, stk. 1, litra b), i direktiv 2004/17/EF), der ikke opererer i sektoren for el-produktion på grundlag af særlige eller eksklusive rettigheder i henhold til artikel 2, stk. 3, i direktiv 2004/17/EF, anses de ikke for at være ordregivende myndigheder i henhold til direktiv 2004/17/EF. Deres udbud med henblik på produktion eller salg af elektricitet er derfor ikke undergivet direktivets bestemmelser. De skal således i forbindelse med disse aktiviteter betragtes som konkurrenter til de ordregivende myndigheder, hvis udbud er undergivet dette direktiv. Analysen vil derfor i det følgende fokusere på de ordregivende myndigheder, når det skal undersøges, om aktiviteten er undergivet almindelige konkurrencevilkår på markeder, hvortil adgangen er fri.
(9)
Elektricitet sælges på engrosniveau på børserne, dvs. spotmarkeder og terminsmarkeder på European Energy Exchange AG (EEX) (den europæiske energibørs) og European Power Exchange S.E. (EPEX) eller over-the-counter-salg uden for børserne. Prisen på energibørserne anvendes som regel som referencepris for over-the-counter-salg. Produktionsselskaberne optimerer driften af deres kraftværker i henhold til resultaterne på børsernes spotmarkedshandel. I princippet drives kun de kraftværker, hvis marginalomkostninger ligger under markedsprisen.
(10)
Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (7) (den tyske lov om forrang for vedvarende energi - herefter benævnt »EEG«) indeholder regler for elektricitet fremstillet ud fra vedvarende energikilder (8), som i tillæg til elektricitet fremstillet ud fra konventionelle kilder (9) spiller en stadig større rolle på det tyske marked. Ifølge den ændrede EEG, som trådte i kraft i begyndelsen af 2012, skal andelen af vedvarende energikilder i elektricitetsforsyningen stige til 35 % inden 2020, til 50 % inden 2030 og til 80 % inden 2050.
(11)
Ved udgangen af 2010 var en produktionskapacitet på 160,5 GW koblet til transmissionssystemoperatørernes (TSO) (77,6 GW) og distributionssystemoperatørernes (DSO) (82,9 GW) netværk. I forhold til 2009 (152,7 GW) er dette en stigning på ca. 7,8 GW. Vedvarende energikilder udgør 54,2 GW af den samlede kapacitet. Ca. 50,7 GW fra vedvarende energikilder betales i henhold til EEG-tarifferne. Dette betyder, at vedvarende energikilder udgør ca. 34 % af den samlede kapacitet (10).
(12)
Hvad angår indfødningen, blev der i 2010 indfødt i alt 531,2 TWh i TSO- og DSO-systemer (hhv. 367,5 TWh og 163,7 TWh). Den mængde, der blev indfødt fra vedvarende energikilder, var på 93,7 TWh, hvoraf 80,7 TWh blev afregnet i henhold til EEG's tariffer. Dette betyder, at indfødning fra vedvarende energikilder udgør ca. 18 % af den samlede indfødte mængde, altså en andel, der ligger under de 34 % af den samlede produktionskapacitet, som vedvarende energikilder udgør (11). Forskellen skyldes, at anvendelsesperioden for vedvarende energikilder pr. år er kortere end for konventionelle energikilder.
(13)
Et andet kendetegn ved det tyske elektricitetsmarked vedrører de nationale myndigheders nylige beslutning om at lukke 8 atomkraftværker med en samlet kapacitet på 8 400 MW (12) som følge af atomkatastrofen i Japan i begyndelse af 2011. Det blev desuden besluttet at lukke de resterende atomkraftværker i Tyskland inden 2022. Dette ændrede på kort sagt balancen mellem import og eksport, således at Tyskland, der før var nettoeksportør af elektricitet indtil 2010, nu blev nettoimportør i 2011.
(14)
I henhold til Kommissionens tidligere sager (13) skelnes der mellem følgende relevante produktmarkeder i elektricitetssektoren: (i) produktion og engrossalg; (ii) transmission; (iii) distribution og iv) detailsalg. Selvom nogle af disse markeder yderligere kan opdeles i underkategorier, har Kommissionens praksis (14) hidtil været at afvise en skelnen mellem et el-produktionsmarked og et engrossalgsmarked, idet produktion blot er det første led i værdikæden, mens de producerede elektricitetsmængder sælges på engrossalgsmarkedet.
(15)
BDEWs anmodning vedrører elektricitetsproduktion og engrossalg heraf. Bundeskartellamt definerer i sin udtalelse produktmarkedet som det primære salgsmarked for elektricitet (15), hvilket omfatter el-leverandørernes første salg af deres egen produktion og nettoimporten af elektricitet, men ikke efterfølgende salg mellem markedsdeltagerne. Desuden fastslår Bundeskartellamt, at produktion og salg af elektricitet i henhold til EEG (herefter benævnt EEG-elektricitet) ikke er en del af dette marked.
(16)
Bundeskartellamt betragter markedet for EEG-elektricitet som et separat marked, for så vidt angår det første salg. EEG-elektricitet sælger normalt ikke direkte på engrosmarkedet, men købes først af transmissionsnetoperatørerne til en lovbestemt afregningssats. De videresælger derefter EEG-elektricitet på engrosmarkedet.
(17)
Bundeskartellamt konkluderer, at produktion og salg af EEG-elektricitet ikke er organiseret på almindelige konkurrencevilkår og at EEG-elektricitet er uafhængig af efterspørgsels- og prisindikatorer (16). Konklusionerne er overvejende baseret på følgende kendsgerninger:
(18)
EEG-elektricitet har indfødningsprioritet; Produktionen af EEG-elektricitet er således helt uafhængig af efterspørgslen. Produktion og indfødning er desuden uafhængig af priserne, idet operatørerne er berettigede til en lovbestemt afregning. EEG-elektricitet sælges af transmissionssystemoperatørerne på spotmarkedet i henhold til fastsatte lovbestemmelser uden manøvremuligheder.
(19)
Bundeskartellamt bemærkede desuden, at EEG-elektricitet i henhold til loven kan sælges direkte, og en vis procentdel af operatørerne gør brug af denne mulighed. I loven om EEG hedder det, at operatører af EEG-anlæg kan vælge mellem at sælge direkte og modtage tarifafregning i henhold til EEG den første dag i måneden. Afhængigt af prognosen for markedsprisen og efterspørgslen kan operatører af EEG-anlæg således hver måned afgøre, hvilken salgsform der er bedst egnet for dem. Denne form for direkte salg vil dog i fremtiden kun være af marginal betydning.
(20)
Ifølge den ændrede lovgivning om EEG, som trådte i kraft i begyndelsen af 2012, har operatører af EEG-anlæg - som anført ovenfor - mulighed for at sælge den elektricitet, de selv producerer, og samtidig modtage en afsætningspræmie. Afsætningspræmien skal udligne forskellen mellem den fastsatte EEG-afregning og den månedlige gennemsnitspris på energibørsen, som fastsættes efterfølgende. Anvendelsen af afsætningspræmien er dog valgfri, således at operatører af EEG-anlæg kan vælge at fortsætte i ordningen med fast afregning eller vende tilbage til ordningen hver måned. Den største del af EEG-elektriciteten forventes dog at blive solgt gennem transmissionsnetoperatører. Desuden vil afsætningspræmiemodellen ikke ændre det forhold, at den samlede afregning for EEG-producenter ikke overvejende afgøres af markedspriserne (17).
(21)
Bundeskartellamt anerkender derfor, at selvom EEG-elektricitet udøver et konkurrencemæssigt pres på elektricitet fremstillet ud fra konventionelle kilder, er det modsatte ikke tilfældet; EEG-elektricitet kan derfor ikke indgå i det samme marked som konventionel elektricitet, idet de markedsbetingelser, der gør sig gældende for det første salg er vidt forskellige mellem disse to produktionsformer. Det første salg af EEG-elektricitet forventes desuden at finde sted gennem transmissionsnetoperatører. Markedet adskiller sig således også fra engrosmarkedet for konventionel elektricitet, hvad angår efterspørgslen.
(22)
I betragtning af de særlige kendetegn ved det tyske elektricitetsmarked og med henblik på en vurdering af betingelserne i artikel 30, stk. 1, i direktiv 2004/17/EF og uden at dette indskrænker anvendelsen af konkurrencereglerne, defineres det relevante produktmarked som markedet for produktion og første salg af elektricitet fremstillet ud fra konventionelle kilder. Produktion og første salg af EEG-elektricitet er ikke omfattet af dette marked, jf. uddybningerne ovenfor, og vil i det følgende blive evalueret separat.
(23)
Anmodningen vedrører aktiviteter på Forbundsrepublikken Tysklands område. Ansøgeren undersøger muligheden for et større område, der omfatter Tyskland og Østrig på grundlag af en række tendenser inden for udvikling af regelsæt, niveauet af elimport og -eksport og markedskobling og procedurer for forvaltning af overbelastning, men konkluderer i sidste ende, at der ikke kan drages en endelig konklusion om, hvorvidt det tyske engrosmarked for elektricitet og de relevante markeder i nabolandene er tilstrækkeligt integrerede på nuværende tidspunkt til at blive betragtet som et regionalt marked.
(24)
På grundlag af en sektorundersøgelse antager Bundeskartellamt, at der findes et fælles primært marked for elektricitet i Tyskland og Østrig. Denne konklusion er baseret på, at der ikke er flaskehalsproblemer ved sammenkoblingslinjerne på grænsen mellem Tyskland og Østrig, også det fælles markedsførings- og prisfastsættelsesområde på European Power Exchange S.E. (EPEX).
(25)
I Kommissionens tidligere praksis defineredes elektricitetsmarkederne overvejende som værende af nationalt omfang (18) eller endda mindre (19). I enkelte tilfælde er der blevet åbnet mulighed for markeder, der er større end de nationale (20).
(26)
Kommissionen mener, at det med henblik på vurdering af betingelserne i artikel 30, stk. 1, i direktiv 2004/17/EF og uden at dette indskrænker anvendelsen af konkurrencereglerne, ikke er nødvendigt at træffe konklusioner om det nøjagtige omfang af det relevante geografiske marked for produktion og første salg af konventionel elektricitet, da resultaterne af vurderingen af ethvert alternativt marked ville være de samme.
(27)
Hvad angår produktion og første salg af EEG-elektricitet, kunne det geografiske omfang ikke udvides til områder uden for Tyskland, idet det er baseret på specifikke lovbestemmelser i den tyske EEG-lovgivning.
a) Markedsandele og markedskoncentration,
(28)
Som det er fast praksis (21) i forbindelse med Kommissionens beslutninger i henhold til artikel 30, mente Kommissionen for elektricitetsproduktionens vedkommende, at »én indikator for omfanget af konkurrencen på de nationale markeder er den markedsandel, som de tre største producenter råder over«.
(29)
Ifølge Bundeskartellamts udtalelse (22) var den samlede markedsandel for de tre største producenter for indfødning af elektricitet på 74 % i 2007,73 % i 2008 og 70 % i 2010. Det tyske marked for elektricitet er således placeret midt i feltet sammenlignet med tidligere beslutninger om undtagelser i henhold til artikel 30 i direktiv 2004/17/EF (23).
(30)
Der skal dog mindes om, at de to største producenter RWE og E.ON, som tilsammen har en markedsandel på 58 % (24), ikke er omfattet af reglerne om kontraktindgåelse.
(31)
Målet med denne afgørelse er at fastslå, om aktiviteterne i forbindelse med produktion og engrossalg af elektricitet er undergivet konkurrencevilkår i et sådant omfang (på markeder, hvortil der er fri adgang), at det også ved fravær af de disciplinerende detaljerede regler om kontraktindgåelse i direktiv 2004/17/EF sikres, at kontrakter vedrørende udøvelsen af de her berørte aktiviteter vil blive indgået på en gennemsigtig, ikke-diskriminerende måde på grundlag af kriterier, der gør det muligt at finde den løsning, som generelt er den økonomisk mest fordelagtige. Det er i den forbindelse vigtigt at erindre, at når de virksomheder, der ikke er undergivet reglerne om kontraktindgåelse (navnlig RWE og E.ON), agerer på disse markeder, har de mulighed for at lægge konkurrencepres på de øvrige markedsdeltagere. Dette vil forblive uændret, selvom Østrig integreres i det relevante geografiske marked, idet markedsandelen for de tre største producenter kun forventes at blive en smule større på et marked, der omfatter både Østrig og Tyskland (25).
(32)
Hvad angår produktion og engrossalg af elektricitet fremstillet ud fra konventionelle kilder, kan ovenstående kendsgerninger betragtes som en indikation for, om de markedsdeltagere, der er omfattet af reglerne om kontraktindgåelse, er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår.
(33)
Det skal desuden bemærkes, at arbejdsdokumentet fra Kommissionens tjenestegrene »2009-2011 rapporten om opbygningen af det indre marked for gas og elektricitet« fra juni 2011 (26) viser et fald i markedskoncentrationen i Tyskland (27), i forhold til de tidligere år, og det tyske marked for elektricitet placeres i kategorien af markeder med »moderat koncentration« (28), dvs. markeder med et Herfindahl-Hirschman-indeks (HHI) (29) på mellem 750 og 1 800.
(34)
Hvad angår ovenstående tal, kan det med henblik på denne afgørelse og uden at dette indskrænker anvendelsen af konkurrencereglerne antages, for så vidt angår de ordregivende myndigheder, at koncentrationsgraden på markedet kan betragtes som en indikator for, at markedet for produktion og engrossalg af elektricitet fra konventionelle kilder i Tyskland er undergivet almindelige konkurrencevilkår.
b) Andre faktorer
(35)
I de senere år, faktisk indtil marts 2011, var Tyskland nettoeksportør af elektricitet. Som følge af beslutningen om at udfase produktionen af elektricitet fra en række atomkraftværker blev Tyskland imidlertid nettoimportør. Der er således på nuværende tidspunkt et konkurrencemæssigt pres på det tyske marked på grund af muligheden for at importere elektricitet fra andre lande. Dette sikrer, at investeringer i den tyske elektricitetssektor ikke kan foretages uden at tage højde for andre producenter i de omkringliggende lande. Disse faktorer bør derfor ikke betragtes som værende til hinder for konklusionen om, at ordregivende myndigheder, der opererer på det tyske marked for produktion fra konventionelle kilder, er undergivet konkurrence. Desuden viser en analyse af situationen vedrørende leverandørskift blandt kunderne (30) og likviditetsgraden på engrosmarkedet (31), at disse faktorer ikke er til hinder for konklusionen om, at ordregivende myndigheder, der opererer på det tyske marked for produktion fra konventionelle kilder, er undergivet konkurrence. Endelig skal det også bemærkes, at det tyske balancemarked (32) og dets vigtigste hovedtræk (markedsbaseret prisfastsættelse og prisforskel mellem positive og negative balancekrafter) heller ikke er til hinder for en konklusion om, at ordregivende myndigheder, der opererer på det tyske marked for produktion fra konventionelle kilder, er undergivet konkurrence.
(36)
EEG-elektricitet har prioriteret adgang til nettet og prioriteres i forhold til konventionel elektricitet, hvad angår indfødning til nettet, hvilket betyder, at produktionen af EEG-elektricitet er uafhængig af efterspørgslen. Da EEG-elektricitet generelt produceres til omkostninger, der ligger over markedsprisen, blev der etableret en særlig støtteordning til EEG-elektricitet. Operatører af EEG-anlæg (33) har ret til en lovbestemt afregningssats fra transmissionsnetoperatørerne i en periode på 20 år plus idriftsættelsesåret. Denne afregning dækker deres omkostninger og er derfor højere end markedsprisen. De kan således indføde den elektricitet, de producerer, til nettet, uanset prisen på børserne (34).
(37)
EEG-elektricitet sælges normalt ikke direkte på engrosmarkedet, men købes først af transmissionsnetoperatørerne til en lovbestemt afregningssats. Transmissionsnetsoperatørerne er ansvarlige for salg af EEG-elektricitet på energibørsens spotmarked, hvilket medfører et tab for dem. Disse omkostninger bæres i sidste ende af slutbrugerne af elektricitet, som betaler en ekstra EEG-afgift til energileverandørerne, der efterfølgende væltes over på transmissionsnetoperatørerne. Energileverandører, der køber mere end 50 % EEG-elektricitet, herunder mindst 20 % elektricitet fra sol- eller vindenergi, betaler en nedsat EEG-afgift.
(38)
Operatører af EEG-anlæg kan også vælge »direkte salg« af den elektricitet, de producerer. Dette betyder, at en operatør af et EEG-anlæg kan afstå fra den lovbestemte afregning og vælge at sælge elektriciteten direkte på spotmarkedet. På grund af de høje omkostninger til produktion af EEG-elektricitet er direkte salg uden for de lovbestemte vilkår normalt ikke en bæredygtig mulighed. Tidligere blev denne metode overvejende anvendt i begrænset omfang, f.eks. hvor køberne kunne opnå en undtagelse fra den ekstra EEG-afgift ved at kombinere en vis mængde EEG-elektricitet, der indkøbtes direkte fra en producent, med konventionel elektricitet (35). Med den nye EEG-lovgivning, der trådte i kraft i begyndelse af 2012, blev muligheden for denne særlige undtagelse begrænset, hvilket forventes at begrænse anvendelsen af denne form for direkte salg (36).
(39)
Den nye lov indeholder en ny mulighed for »direkte salg«, som dog omfatter udbetaling af en såkaldt »afsætningspræmie« til producenter af EEG-elektricitet, som dækker forskellen mellem deres højere omkostninger og den gennemsnitlige markedspris (i det følgende: »afsætningspræmiemodellen«). Transmissionsnetoperatørerne anslår salget via afsætningspræmiemodellen til at udgøre 15 % i alt for alle typer vedvarende energi i 2012 (37). Det kan konkluderes, at langt størstedelen af EEG-elektriciteten på nuværende tidspunkt og i den nærmeste fremtid sælges gennem ordningen med lovbestemt afregning og gennem transmissionsnetoperatørerne. Direkte salg uden subsidier vil kun udgøre en marginal andel.
(40)
Ud fra ovenstående konkluderes det, at produktion og første salg af EEG-elektricitet indgår i et reguleret system, hvor producenterne modtager afregning på grundlag af en lovbestemt afregningssats. De er ikke undergivet almindelige konkurrencevilkår, idet de kan indføde deres EEG-elektricitet uanset den gældende markedspris. Som følge af deres indfødningsprioritet kan de også sælge hele deres produktion. Det kan derfor ikke konkluderes, at aktiviteten blandt producenter af EEG-elektricitet er undergivet almindelige konkurrencevilkår. Ud fra ovenstående er der ikke behov for at analysere andre indikatorer, som f.eks. indikatoren nævnt i betragtning 6.
IV. KONKLUSIONER
(41)
På baggrund af de faktorer, der er gennemgået ovenfor, bør betingelsen om, at den pågældende aktivitet skal være direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår, jf. artikel 30, stk. 1, i direktiv 2004/17/EF, anses for at være opfyldt for de ordregivende myndigheder, hvad angår produktion og engrossalg af elektricitet produceret ved konventionelle kilder i Tyskland.
(42)
Da betingelsen om fri adgang til markedet endvidere må anses for at være opfyldt, bør direktiv 2004/17/EF ikke finde anvendelse, når ordregivende myndigheder indgår kontrakter med henblik på at muliggøre produktion og engrossalg af elektricitet ved konventionelle kilder i Tyskland, eller når de afholder projektkonkurrencer med henblik på udøvelsen af en sådan aktivitet i det geografiske område.
(43)
Ikke desto mindre bør betingelsen om, at den pågældende aktivitet skal være direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår, jf. artikel 30, stk. 1, i direktiv 2004/17/EF, ikke anses for at være opfyldt, hvad angår ordregivende myndigheders produktion og første salg af EEG-elektricitet i Tyskland.
(44)
Da produktion og første salg af EEG-elektricitet fortsat er undergivet bestemmelserne i direktiv 2004/17/EF, skal det erindres, at indkøbskontrakter, der omfatter flere aktiviteter, skal behandles i henhold til artikel 9 i direktiv 2004/17/EF. Det betyder, at når en ordregivende myndighed gennemfører »blandede« indkøbskontrakter, dvs. indkøbskontrakter om udøvelse af både aktiviteter, der er undtaget fra anvendelsen af direktiv 2004/17/EF, og aktiviteter, der ikke er undtaget, skal der tages hensyn til de aktiviteter, som kontrakten først og fremmest tager sigte på. I tilfælde af sådanne blandede indkøbskontrakter, hvor formålet primært er at støtte produktionen og engrossalget af EEG-elektricitet, finder bestemmelserne i direktiv 2004/17/EF anvendelse. Hvis det ikke er muligt objektivt at afgøre, hvilken aktivitet der udgør kontraktens hovedgenstand, skal kontrakten tildeles efter reglerne i artikel 9, stk. 2 og 3, i direktiv 2004/17/EF. Denne afgørelse er baseret på de retlige og faktiske forhold i oktober 2011 til februar 2012, som de fremgår af de oplysninger, BDEW og de tyske myndigheder har indsendt. Den kan ændres, hvis betydelige ændringer af de retlige og faktiske forhold medfører, at betingelserne for at anvende artikel 30, stk. 1, i direktiv 2004/17/EF ikke længere er opfyldt, for så vidt angår produktion og engrossalg af elektricitet ved konventionelle kilder.
(45)
Foranstaltningerne i denne afgørelse er i overensstemmelse med udtalelse fra Det Rådgivende Udvalg for Offentlige Aftaler -
VEDTAGET DENNE AFGØRELSE:
Artikel 1
Direktiv 2004/17/EF finder ikke anvendelse, når ordregivende myndigheder indgår kontrakter, der har til formål at muliggøre produktion og første salg af elektricitet produceret ved konventionelle kilder i Tyskland.
I denne afgørelse forstås ved elektricitet fremstillet ud fra konventionelle kilder elektricitet, som ikke hører under anvendelsesområdet for EEG. I EEG og betingelserne heri forstås desuden ved »vedvarende energikilder« vandkraft, inkl. bølge- og tidevandsenergi, saltkraft, vindenergi, solstråling, jordvarme, biomasseenergi, inkl. biogas, biomethan, lossepladsgas, gas fra rensningsanlæg og den bionedbrydelige del af dagrenovation og erhvervsaffald.
Artikel 2
Denne afgørelse er rettet til Forbundsrepublikken Tyskland.
Udfærdiget i Bruxelles, den 24. april 2012.
DURCHFÜHRUNGSBESCHLUSS DER KOMMISSION
vom 24. April 2012
zur Freistellung der Erzeugung und des Großhandels von Strom aus konventionellen Quellen in Deutschland von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste
(Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2012) 2426)
(Nur der deutsche Text ist verbindlich)
(Text von Bedeutung für den EWR)
(2012/218/EU)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 31. März 2004 zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (1), insbesondere auf Artikel 30 Absätze 5 und 6,
gestützt auf den Antrag, der vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (im Folgenden „BDEW“) am 26. Oktober 2011 per E-Mail übermittelt wurde,
in Erwägung nachstehender Gründe:
I. SACHLAGE
(1)
Am 26. Oktober 2011 übermittelte der BDEW der Kommission per E-Mail einen Antrag gemäß Artikel 30 Absatz 5 der Richtlinie 2004/17/EG. Die Kommission unterrichtete die deutschen Behörden am 11. November 2011 über den Antrag und forderte ferner von den deutschen Behörden per E-Mail vom 10. Januar 2012 sowie vom BDEW per E-Mail vom 21. Dezember 2011 weitere Informationen an. Zusätzliche Informationen wurden von den deutschen Behörden per E-Mail vom 14. Dezember 2011 sowie vom BDEW am 17. Januar 2012, am 26. Januar 2012 und am 28. Februar 2012 übermittelt.
(2)
Der Antrag des BDEW bezieht sich auf „die Errichtung, den Kauf und den Betrieb (einschließlich Wartung) von Stromerzeugungsanlagen gleich welcher Art sowie die damit zusammenhängenden Hilfstätigkeiten“ (2).
(3)
Dem Antrag liegt eine Stellungnahme des Bundeskartellamts vom 25. Juli 2011 bei. Diese Stellungnahme (im Folgenden „die Stellungnahme“) wurde auf der Grundlage der einschlägigen deutschen Rechtsvorschriften erstellt und betrifft die Frage, ob die verfahrensgegenständliche Tätigkeit unmittelbarem Wettbewerb ausgesetzt ist. Der Stellungnahme liegt eine umfassende Sektoruntersuchung der relevanten Märkte zugrunde.
II. RECHTLICHER RAHMEN
(4)
Nach Maßgabe des Artikels 30 der Richtlinie 2004/17/EG fallen Aufträge, die die Ausübung einer der Tätigkeiten, auf die die Richtlinie Anwendung findet, ermöglichen sollen, nicht unter die Richtlinie, wenn die Tätigkeit in dem Mitgliedstaat, in dem sie ausgeübt wird, auf Märkten mit freiem Zugang unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist. Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, wird unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale des betreffenden Sektors anhand objektiver Kriterien ermittelt. Der Zugang zu einem Markt gilt als frei, wenn der betreffende Mitgliedstaat die einschlägigen Vorschriften des EU-Rechts, durch die ein bestimmter Sektor oder ein Teil davon für den Wettbewerb geöffnet wird, umgesetzt hat und anwendet. Diese Rechtsvorschriften sind in Anhang XI der Richtlinie 2004/17/EG aufgeführt und beziehen sich für den Stromsektor auf die Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (3). Die Richtlinie 96/92/EG wurde von der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG (4) abgelöst, die wiederum durch die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (5) ersetzt wurde.
(5)
Deutschland hat nicht nur die Richtlinie 96/92/EG, sondern auch die Richtlinien 2003/54/EG und 2009/72/EG umgesetzt und wendet sie an. Daher sollte gemäß Artikel 30 Absatz 3 Unterabsatz 1 der Zugang zum Markt im gesamten Hoheitsgebiet Deutschlands als nicht eingeschränkt gelten.
(6)
Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, sollte anhand verschiedener Indikatoren beurteilt werden, von denen keiner für sich genommen notwendigerweise den Ausschlag gibt. Hinsichtlich der Märkte, die dieser Beschluss betrifft, ist der Marktanteil der Hauptakteure auf einem bestimmten Markt ein Kriterium, das berücksichtigt werden sollte. Ein weiteres Kriterium ist der Konzentrationsgrad auf diesen Märkten. Angesichts der Merkmale der betrachteten Märkte sollten zusätzliche Kriterien berücksichtigt werden, z. B. das Funktionieren des Ausgleichsmarktes, der Preiswettbewerb und das Ausmaß, in dem Kunden den Versorger wechseln.
(7)
Dieser Beschluss lässt die Anwendung der Wettbewerbsvorschriften unberührt.
III. WÜRDIGUNG
(8)
Der deutsche Strommarkt ist durch eine große Zahl von Kraftwerken gekennzeichnet, die von einer Vielzahl von Marktakteuren betrieben werden (6). Der Großteil der Erzeugungskapazitäten befindet sich in den Händen von vier großen Energieunternehmen: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG und Vattenfall Europe AG. Da zwei dieser Unternehmen, nämlich RWE und E.ON, private Unternehmen sind (d. h. Unternehmen, die nicht unmittelbar oder mittelbar einem beherrschenden Einfluss von Auftraggebern gemäß Artikel 2 Absatz 1 Buchstabe b der Richtlinie 2004/17/EG ausgesetzt sind), die nicht aufgrund besonderer oder ausschließlicher Rechte im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Richtlinie 2004/17/EG im Stromerzeugungssektor tätig sind, handelt es sich bei ihnen nicht um Auftraggeber im Sinne der Richtlinie 2004/17/EG. Ihre Auftragsvergabe zum Zweck der Erzeugung oder des Verkaufs von Strom unterliegt daher nicht den Bestimmungen dieser Richtlinie. Daher sollten sie hinsichtlich dieser Tätigkeiten als Wettbewerber der Auftraggeber betrachtet werden, deren Auftragsvergabe Gegenstand dieser Richtlinie ist. Die Analyse wird sich daher im Folgenden bei der Prüfung der Frage, ob die Tätigkeit dem Wettbewerb auf frei zugänglichen Märkten ausgesetzt ist, auf die Auftraggeber konzentrieren.
(9)
Die Vermarktung von Strom auf der Großhandelsebene erfolgt über die Börse, d. h. an den Spot- und Terminmärkten der European Energy Exchange AG (EEX) und der European Power Exchange S.E. (EPEX), oder außerbörslich im Zuge von Over-the Counter-Geschäften (OTC). Der sich an der Strombörse einstellende Preis dient in der Regel als Referenzpreis bei außerbörslichen Geschäften. Die Erzeugungsunternehmen optimieren den Einsatz ihrer Kraftwerke entsprechend den Ergebnissen des börslichen Spotmarkthandels. Grundsätzlich werden nur diejenigen Kraftwerke eingesetzt, deren Grenzkosten unterhalb des Marktpreises liegen.
(10)
Im Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (7) (im Folgenden „EEG“) sind die Regeln für Strom aus erneuerbaren Energien (8) festgelegt, der neben dem aus konventionellen Quellen erzeugten Strom (9) eine immer größere Rolle auf dem deutschen Markt spielt. Die EEG-Novelle, die Anfang 2012 in Kraft trat, sieht vor, dass bis 202035 %, bis 203050 % und bis 205080 % der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien erfolgen soll.
(11)
Ende 2010 waren 160,5 GW Erzeugungskapazitäten an die Netze der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) (77,6 GW) und Verteilungsnetzbetreiber (VNB) (82,9 GW) angeschlossen. Gegenüber 2009 (152,7 GW) war dies ein Zuwachs um ca. 7,8 GW. Die erneuerbaren Energien machten 54,2 GW der Gesamtkapazitäten aus. Hiervon wurden 50,7 GW nach dem EEG vergütet. Dies bedeutet, dass die erneuerbaren Energien einen Anteil von ca. 34 % an der Gesamtkapazität haben (10).
(12)
Insgesamt wurde 2010 eine Menge von 531,2 TWh in die Netze der ÜNB (367,5 TWh) und VNB (163,7 TWh) eingespeist. Durch erneuerbare Energieträger wurden 93,7 TWh eingespeist, wovon 80,7 TWh nach dem EEG vergütet wurden. Hieraus ergibt sich ein Einspeiseanteil der erneuerbaren Energien von ca. 18 % an der Gesamteinspeisung, der damit unter dem Leistungsanteil von 34 % bezogen auf die gesamten Erzeugungskapazitäten liegt (11). Der Grund dafür ist, dass die Nutzungsdauer von erneuerbaren Energieträgern pro Jahr geringer als die von konventionellen Energieträgern ist.
(13)
Ein weiteres Merkmal des deutschen Strommarkts betrifft die jüngste Entscheidung der deutschen Regierung, 8 Kernkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 8 400 MW stillzulegen (12), die nach der nuklearen Katastrophe Anfang 2011 in Japan getroffen wurde. Ferner wurde beschlossen, die in Deutschland verbleibenden Kernkraftwerke bis 2022 stillzulegen. Dies hat kurzfristig das Verhältnis zwischen Importen und Exporten geändert mit der Folge, dass Deutschland, das bis 2010 ein Nettoexporteur von Strom war, 2011 zum Nettoimporteur wurde.
(14)
Gemäß früheren Kommissionsentscheidungen (13) könnten im Stromsektor die folgenden einschlägigen Produktmärkte unterschieden werden: i) Erzeugung und Großhandel; ii) Übertragung; iii) Verteilung und iv) Einzelhandel. Während einige dieser Märkte weiter unterteilt werden können, wurde in der bisherigen Entscheidungspraxis der Kommission (14) keine Unterscheidung zwischen einem Stromerzeugungsmarkt und einem Großhandelsmarkt vorgenommen, da die Erzeugung als solche nur eine erste Stufe der Wertschöpfungskette ist, wobei die erzeugten Strommengen über den Großhandelsmarkt vermarktet werden.
(15)
Der Antrag des BDEW bezieht sich auf die Stromerzeugung und den Stromgroßhandel. In seiner Stellungnahme definiert das Bundeskartellamt den Produktmarkt als „einen Markt für den Erstabsatz von Elektrizität“ (15), der den erstmaligen Absatz aller Elektrizitätsversorger aus eigener Erzeugung sowie die Netto-Importe von Elektrizität umfasst, nicht jedoch das anschließende Zweitgeschäft der Marktteilnehmer mit Elektrizität. Außerdem ist das Bundeskartellamt der Auffassung, dass die Erzeugung und Vermarktung von Strom, der dem EEG unterliegt (im Folgenden EEG-Strom), nicht Teil dieses Marktes ist.
(16)
Nach Auffassung des Bundeskartellamts ist der Markt für EEG-Strom in Bezug auf den Erstabsatz ein separater Markt. EEG-Strom wird in der Regel nicht direkt auf dem Großhandelsmarkt abgesetzt, sondern zuerst von den Übertragsnetzbetreibern zu einem gesetzlich festgelegten Vergütungssatz abgenommen. Danach verkaufen sie den EEG-Strom auf dem Großhandelsmarkt.
(17)
Das Bundeskartellamt kommt zu dem Schluss, dass die Erzeugung und Vermarktung von EEG-Strom nicht wettbewerblich organisiert ist, sondern unabhängig von Nachfrage- und Preissignalen erfolgt (16). Diese Schlussfolgerung stützt sich insbesondere auf folgende Fakten:
(18)
EEG-Strom genießt Einspeisevorrang. Die Erzeugung von EEG-Strom erfolgt daher völlig losgelöst von der Nachfrage. Die Erzeugung und Einspeisung sind ebenfalls unabhängig von den Preisen, da die Betreiber Anspruch auf eine gesetzlich festgelegte Vergütung haben. Die ÜNB vermarkten den EEG-Strom nach rechtlichen Vorgaben auf dem Spot-Markt, dabei haben sie jedoch keinen Gestaltungsspielraum.
(19)
Ferner stellte das Bundeskartellamt fest, dass nach dem Gesetz EEG-Strom direkt vermarktet werden kann und ein bestimmter Prozentsatz der Betreiber diese Möglichkeit nutzt. Nach dem EEG können Betreiber von EEG-Anlagen am ersten Kalendertag eines Monats zwischen der Direktvermarktung und der Vergütung nach dem EEG wechseln. Je nach Marktpreisprognose und in Abhängigkeit von der Nachfrage können EEG-Anlagenbetreiber somit jeden Monat entscheiden, welche Form der Vermarktung für sie die beste ist. Die Direktvermarktung wird jedoch künftig nur von marginaler Bedeutung sein.
(20)
Nach der EEG-Novelle, die Anfang 2012 in Kraft trat, haben EEG-Anlagenbetreiber, wie oben dargestellt, die Möglichkeit, den von ihnen erzeugten Strom selbst zu vermarkten und zusätzlich eine Marktprämie zu erhalten. Die Marktprämie soll die Differenz zwischen der EEG-Festvergütung und dem monatlich ex-post ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis ersetzen. Die Inanspruchnahme der Marktprämie ist jedoch optional, d. h. die Betreiber von EEG-Anlagen können in der Festvergütung bleiben oder monatlich in diese zurückkehren. Der größte Anteil des EEG-Stroms wird jedoch voraussichtlich über die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet werden. Überdies ändert das Marktprämienmodell nichts an der Tatsache, dass die Gesamtvergütungshöhe für EEG-Erzeuger nicht primär durch Marktpreise bestimmt wird (17).
(21)
Das Bundeskartellamt stellt daher fest, dass von der EEG-Erzeugung zwar ein gewisser Wettbewerbsdruck auf die konventionelle Erzeugung ausgeht, das Umgekehrte jedoch nicht zutrifft. Daher kann EEG-Strom nicht demselben Markt wie konventioneller Strom zugeordnet werden, da bei den für die Erstvermarktung vorherrschenden Marktbedingungen erhebliche Unterschiede zwischen diesen beiden Erzeugungsformen bestehen. Der Erstabsatz von EEG-Strom erfolgt überdies überwiegend durch die Übertragungsnetzbetreiber. Der Markt unterscheidet sich daher offensichtlich auch von der Nachfrageseite her betrachtet vom Großhandelsmarkt für konventionellen Strom.
(22)
Unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale des deutschen Strommarkts wird für eine Prüfung der Bedingungen des Artikels 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG und unbeschadet des Wettbewerbsrechts der relevante Produktmarkt als Markt für die Erzeugung und den Erstabsatz von konventionellem Strom definiert. Die Erzeugung und der Erstabsatz von EEG-Strom sind aus den oben dargelegten Gründen nicht Teil dieses Marktes und werden später getrennt beurteilt.
(23)
Der Antrag bezieht sich auf Tätigkeiten im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland. Der Antragsteller geht der Frage nach, ob es einen umfassenderen Markt gibt, der Deutschland und Österreich umfasst, und geht dabei von mehreren Tendenzen bei der Entwicklung des Regulierungsrahmens, dem Umfang der Stromimporte und -exporte, der Marktkopplung und Engpassmanagementverfahren aus, gelangt aber zu dem Schluss, dass „dem Antragsteller eine abschließende Beurteilung darüber, ob dadurch bereits heute ein hinreichender Grad der Marktintegration zwischen dem deutschen Stromgroßhandelsmarkt und den entsprechenden Märkten der Nachbarstaaten erreicht ist, um einen derartigen Regionalmarkt anzunehmen, nicht ohne Weiteres möglich“ ist.
(24)
Seit der Sektorunteruntersuchung geht das Bundeskartellamt von einem gemeinsamen Primärmarkt für Strom in Deutschland und Österreich aus. Diese Schlussfolgerung ergibt sich daraus, dass es keine Engpässe an den Grenzkuppelstellen zwischen Deutschland und Österreich und ein einheitliches Markt- und Preisgebiet an der European Power Exchange S.E. (EPEX) gibt.
(25)
In der bisherigen Kommissionspraxis wurden Strommärkte meistens als nationale Märkte (18) oder sogar als Märkte von noch kleinerem Umfang (19) definiert. Gelegentlich wurde offen gelassen, ob größere Märkte als nationale Märkte möglich sind (20).
(26)
Nach Auffassung der Kommission ist für eine Prüfung der Bedingungen des Artikels 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG und unbeschadet des Wettbewerbsrechts eine abschließende Feststellung des genauen Umfangs des relevanten geografischen Markts für die Erzeugung und den Erstabsatz konventionellen Stroms nicht notwendig, da auch bei einer anderen Marktdefinition die Ergebnisse der Beurteilung dieselben wären.
(27)
Was die Erzeugung und den Erstabsatz von EEG-Strom betrifft, so könnte der geografische Umfang dieses Markts nicht über das Gebiet Deutschlands hinausgehen, da er auf den besonderen, im deutschen EEG festgelegten Bedingungen beruht.
a) Marktanteile und Marktkonzentration
(28)
Ausgehend von ihrer ständigen Praxis (21) bei Entscheidungen gemäß Artikel 30 kam die Kommission im Hinblick auf die Stromerzeugung zu dem Schluss: „Ein Indikator für den Grad des Wettbewerbs auf den nationalen Märkten ist der Gesamtmarktanteil der drei größten Erzeuger“.
(29)
Laut Stellungnahme des Bundeskartellamts (22) betrug der kumulierte Marktanteil (bezogen auf die Einspeisung) der drei größten Erzeuger 74 % (2007) bzw. 73 % (2008) und 70 % (2010). Damit liegt der deutsche Strommarkt gegenüber früheren Freistellungsentscheidungen nach Artikel 30 der Richtlinie 2004/17/EG im Mittelfeld (23).
(30)
Allerdings wird daran erinnert, dass die beiden größten Erzeuger, RWE und E.ON, die zusammen einen kumulierten Marktanteil von 58 % haben (24), nicht dem Vergaberecht unterliegen.
(31)
Mit diesem Beschluss soll festgestellt werden, ob die Erzeugung und der Erstabsatz von Strom auf Märkten mit freiem Zugang dem Wettbewerb bis zu einem Grad ausgesetzt sind, der gewährleistet, dass auch ohne die Disziplin, die durch die in der Richtlinie 2004/17/EG festgelegten detaillierten Vorschriften für die Auftragsvergabe bewirkt wird, die Auftragsvergabe für die in Rede stehenden Tätigkeiten transparent und diskriminierungsfrei auf der Grundlage von Kriterien durchgeführt wird, anhand deren die wirtschaftlich günstigste Lösung ermittelt werden kann. In diesem Zusammenhang ist zu beachten, dass Unternehmen, die nicht den Vergabeverfahren unterliegen (d. h. RWE und E.ON), die Möglichkeit haben, Wettbewerbsdruck auf die anderen Marktakteure auszuüben, wenn sie auf diesen Märkten tätig sind. Daran ändert sich nichts, selbst wenn Österreich in den relevanten geografischen Markt einbezogen wird, da zu erwarten ist, dass in einem gemeinsamen Markt für Deutschland und Österreich die Marktanteile der größten Erzeuger nur etwas geringer ausfallen (25).
(32)
Der vorstehend genannte Sachverhalt kann hinsichtlich der Erzeugung und des Großhandels von konventionellem Strom als Indikator dafür gewertet werden, dass die dem Vergaberecht unterliegenden Marktakteure dem direkten Wettbewerb ausgesetzt sind.
(33)
Es sei auch darauf hingewiesen, dass im Arbeitspapier der Kommissionsdienststellen „2009-2010 Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market“ (Bericht 2009-2010 über Fortschritte im Gas- und Strombinnenmarkt vom Juni 2011) (26) ein Rückgang der Marktkonzentration in Deutschland (27) gegenüber den Vorjahren festgestellt wurde und der deutsche Strommarkt in die Kategorie der „mäßig konzentrierten Märkte“ (28) eingereiht wurde, d. h. in die Kategorie der Märkte mit einem Herfindahl-Hirchman-Index (HHI) (29) (kapazitätsbezogen) von 750 bis 1 800.
(34)
Gestützt auf die oben angegebenen Zahlen kann für diesen Beschluss und unbeschadet des Wettbewerbsrechts hinsichtlich der Auftraggeber davon ausgegangen werden, dass der Marktkonzentrationsgrad als ein Indikator dafür angesehen werden kann, dass die Erzeugung und der Großhandel von konventionellem Strom in Deutschland einem gewissen Wettbewerbsdruck ausgesetzt sind.
b) Sonstige Faktoren
(35)
In den vergangenen Jahren (bis März 2011) war Deutschland ein Nettostromexporteur. Infolge der Entscheidung, die Stromerzeugung mehrerer Kernkraftwerke nach und nach einzustellen, wurde Deutschland zum Nettoimporteur. Daher besteht derzeit ein Wettbewerbsdruck auf dem Markt aufgrund der Möglichkeit, Strom von außerhalb Deutschlands zu importieren. Dadurch wird sichergestellt, dass Investitionen in den deutschen Stromsektor nicht getätigt werden können, ohne andere Erzeuger in den umliegenden Ländern zu berücksichtigen. Diese Faktoren sollten daher so betrachtet werden, dass sie der abschließenden Feststellung nicht entgegenstehen, wonach Auftraggeber, die auf dem deutschen Markt für die Erzeugung konventionellen Stroms tätig sind, dem Wettbewerb ausgesetzt sind. Ferner zeigt eine Analyse der Situation in Bezug auf den Lieferantenwechsel (30) durch die Verbraucher und die Liquidität auf dem Großhandelsmarkt (31), dass diese Faktoren der Schlussfolgerung nicht entgegenstehen, wonach Auftraggeber, die auf dem deutschen Markt für die Erzeugung konventionellen Stroms tätig sind, dem Wettbewerb ausgesetzt sind. Schließlich ist auch zu beachten, dass der deutsche Ausgleichsmarkt (32) und dessen Hauptmerkmale (marktbasierte Preise und Preisdifferenz zwischen positiver und negativer Regelenergie) ebenfalls der abschließenden Feststellung nicht entgegenstehen, wonach Auftraggeber, die auf dem deutschen Markt für die Erzeugung konventionellen Stroms tätig sind, dem Wettbewerb ausgesetzt sind.
(36)
EEG-Strom wird vorrangig an das Netz angeschlossen und hat bei der Netzeinspeisung Vorrang gegenüber konventionellem Strom; dies bedeutet, dass die EEG-Stromerzeugung unabhängig von der Nachfrage erfolgt. Da EEG-Strom in der Regel zu über dem Marktpreis liegenden Kosten erzeugt wird, wurde ein System eingeführt, in dem EEG-Strom besonders gefördert wird. EEG-Anlagenbetreiber (33) sind berechtigt, einen gesetzlich festgelegten Vergütungssatz vom Übertragungsnetzbetreiber für einen Zeitraum von 20 Jahren und für das Jahr der Inbetriebnahme zu erhalten. Diese Vergütung dient zur Deckung ihrer Kosten und liegt daher über dem Marktpreis. Sie können daher den von ihnen erzeugten Strom unabhängig vom Börsenpreis in das Netz einspeisen (34).
(37)
EEG-Strom wird in der Regel nicht direkt auf dem Großhandelsmarkt abgesetzt, sondern zuerst von den Übertragsnetzbetreibern zu einem gesetzlich festgelegten Vergütungssatz abgenommen. Die Übertragungsnetzbetreiber sind für die Vermarktung von EEG-Strom auf dem Börsenspotmarkt verantwortlich, woraus ihnen ein Verlust entsteht. Diese Kosten werden letztlich von den Stromletztverbrauchern getragen, die ihren Stromversorgungsunternehmen eine besondere EEG-Umlage zahlen, die danach an die Übertragungsnetzbetreiber weitergegeben wird. Stromversorgungsunternehmen, die mehr als 50 % EEG-Strom abnehmen, wobei mindestens 20 % des Stroms aus solarer Strahlungsenergie oder Windenergie stammt, zahlen eine niedrigere EEG-Umlage.
(38)
Die Betreiber von EEG-Anlagen haben auch die Möglichkeit der „Direktvermarktung“ des erzeugten Stroms. Dies bedeutet, dass ein EEG-Anlagenbetreiber auf die gesetzlich festgelegte Vergütung verzichten und sich dafür entscheiden kann, den Strom direkt auf dem Spotmarkt zu verkaufen. Wegen der hohen Erzeugungskosten von EEG-Strom ist die Direktvermarktung außerhalb der gesetzlich festgelegten Bedingungen in der Regel keine gangbare Option. In der Vergangenheit wurde dieses Verfahren hauptsächlich in begrenztem Umfang dann genutzt, wenn die Abnehmer eine Ausnahme von der zusätzlichen EEG-Umlage erhalten konnten, indem sie eine bestimmte, direkt vom Erzeuger bezogene EEG-Strommenge mit konventionellem Strom kombinierten (35). Mit dem neuen EEG-Gesetz, das Anfang 2012 in Kraft trat, wurde die Möglichkeit dieser besonderen Ausnahme begrenzt, weshalb mit einem Rückgang dieser Form der Direktvermarktung gerechnet wird (36).
(39)
Das neue Gesetz sieht eine neue Möglichkeit der Direktvermarktung vor: Diese beinhaltet jedoch die Zahlung einer Marktprämie an die EEG-Stromerzeuger, die die Differenz zwischen ihren höheren Kosten und dem durchschnittlichen Marktpreis deckt (im Folgenden „Marktprämienmodell“). Die Übertragungsnetzbetreiber schätzen, dass 201215 % aller verkauften erneuerbaren Energien zusammengenommen über das Marktprämienmodell verkauft werden (37). Daraus kann der Schluss gezogen werden, dass jetzt und in naher Zukunft der bei weitem größte Teil des EEG-Stroms nach dem Regime der gesetzlich festgelegten Vergütungen und über die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet wird. Eine nicht subventionierte Direktvermarktung wird nur eine marginale Rolle spielen.
(40)
Aus den oben genannten Gründen sind die Erzeugung und der Erstabsatz von EEG-Strom Teil eines regulierten Systems, in dem die Erzeuger eine Vergütung auf der Basis einer gesetzlich festgelegten Zahlung erhalten. Sie sind dem Wettbewerb nicht ausgesetzt, da sie ihren EEG-Strom unabhängig vom vorherrschenden Marktpreis einspeisen können. Aufgrund des Einspeisevorrangs können sie außerdem alle von ihnen erzeugten Mengen absetzen. Daher kann nicht der Schluss gezogen werden, dass die Tätigkeit von EEG-Stromerzeugern dem Wettbewerb ausgesetzt ist. Folglich müssen keine weiteren Indikatoren, etwa die in Erwägungsgrund 6 genannten, bewertet werden.
IV. FAZIT
(41)
Angesichts des vorstehend untersuchten Sachverhalts sollte davon ausgegangen werden, dass die in Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG festgelegte Bedingung, dass eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, hinsichtlich der Auftraggeber für die Erzeugung und den Großhandel von konventionellem Strom in Deutschland erfüllt ist.
(42)
Ferner sollte, da die Bedingung des freien Zugangs zum Markt als erfüllt gilt, die Richtlinie 2004/17/EG weder gelten, wenn Auftraggeber Aufträge vergeben, die die Erzeugung und den Großhandel von konventionellem Strom in Deutschland ermöglichen sollen, noch wenn sie Wettbewerbe für die Ausübung einer solchen Tätigkeit in diesem geografischen Bereich durchführen.
(43)
Allerdings sollte davon ausgegangen werden, dass die in Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG festgelegte Bedingung, dass eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, hinsichtlich der Auftraggeber für die Erzeugung und den Erstabsatz von EEG-Strom in Deutschland nicht erfüllt ist.
(44)
Da die Erzeugung und der Erstabsatz von EEG-Strom weiterhin den Bestimmungen der Richtlinie 2004/17/EG unterliegen, sei daran erinnert, dass Aufträge, die mehrere Tätigkeiten betreffen, gemäß Artikel 9 der Richtlinie 2004/17/EG zu behandeln sind. Dies bedeutet, dass wenn ein Auftraggeber „gemischte“ Aufträge vergibt, d. h. Aufträge für die Durchführung sowohl von Tätigkeiten, die von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG freigestellt sind, als auch von Tätigkeiten, die nicht freigestellt sind, darauf zu achten ist, welche Tätigkeit Hauptgegenstand des Auftrags ist. Bei solchen gemischten Aufträgen ist, wenn der Auftrag in erster Line die Förderung der Erzeugung und des Großhandels von EEG-Strom betrifft, die Richtlinie 2004/17/EG anzuwenden. Lässt sich objektiv nicht feststellen, welche Tätigkeit der Hauptgegenstand des Auftrags ist, ist der Auftrag nach Maßgabe von Artikel 9 Absätze 2 und 3 der Richtlinie 2004/17/EG zu vergeben. Dieser Beschluss beruht auf der Rechts- und Sachlage von Oktober 2011 bis Februar 2012, wie sie aus den vom BDEW und den deutschen Behörden vorgelegten Informationen hervorgeht. Er kann geändert werden, falls signifikante Änderungen der Rechts- oder der Sachlage dazu führen, dass die Bedingungen für die Anwendbarkeit von Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG hinsichtlich der Erzeugung und des Großhandels von konventionellem Strom nicht mehr erfüllt sind.
(45)
Die in diesem Beschluss vorgesehenen Maßnahmen stehen im Einklang mit der Stellungnahme des Beratenden Ausschusses für das öffentliche Auftragswesen -
HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:
Artikel 1
Die Richtlinie 2004/17/EG gilt nicht für Aufträge, die von Auftraggebern vergeben werden und die Erzeugung und den Erstabsatz von aus konventionellen Quellen erzeugtem Strom in Deutschland ermöglichen sollen.
Für diesen Beschluss bedeutet „aus konventionellen Quellen erzeugter Strom“ Strom, der nicht unter das EEG fällt. Ferner bezeichnet der Begriff „erneuerbare Energien“ im Sinne des EEG und zu den darin festgelegten Bedingungen Wasserkraft einschließlich der Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie, Energie aus Biomasse einschließlich Biogas, Biomethan, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und Industrie.
Artikel 2
Dieser Beschluss ist an die Bundesrepublik Deutschland gerichtet.
Brüssel, den 24. April 2012