title: Decyzja Komisji (UE) 2018/860 z dnia 7 lutego 2018 r. w sprawie programu pomocy SA.45852 – 2017/C (ex 2017/N) – Pomoc na rzecz Niemiec w celu utworzenia rezerwy mocy (notyfikowana jako dokument nr C(2018) 612) (Tekst mający znaczenie dla EOG.)

text:
               15.6.2018

               PL

               Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej

               L 153/143

         DECYZJA KOMISJI (UE) 2018/860
   z dnia 7 lutego 2018 r.
   w sprawie programu pomocy SA.45852 – 2017/C (ex 2017/N) – Pomoc na rzecz Niemiec w celu utworzenia rezerwy mocy

         (notyfikowana jako dokument nr C(2018) 612)

   (Jedynie tekst w języku niemieckim jest autentyczny)
   (Tekst mający znaczenie dla EOG)
   KOMISJA EUROPEJSKA,
   uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 108 ust. 2 akapit pierwszy,
   uwzględniając Porozumienie o Europejskim Obszarze Gospodarczym, w szczególności jego art. 62 ust. 1 lit. a),
   po wezwaniu zainteresowanych stron do przedstawienia uwag (1) i uwzględniając otrzymane odpowiedzi,
   a także mając na uwadze, co następuje:
   1.   PROCEDURA

               (1)

               W dniu 23 stycznia 2017 r. władze niemieckie przekazały Komisji drogą elektroniczną najnowszy projekt rozporządzenia dotyczącego rezerwy mocy oraz ocenę konieczności programu pomocy.

               (2)

               Pismem z dnia 7 kwietnia 2017 r. Komisja poinformowała władze niemieckie o swojej decyzji w sprawie wszczęcia postępowania zgodnie z art. 108 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE) w odniesieniu do programu pomocy (zwanej dalej „decyzją o wszczęciu postępowania”). W piśmie z dnia 17 maja 2017 r. władze niemieckie przekazały swoje uwagi dotyczące decyzji o wszczęciu postępowania.

               (3)

               Decyzja o wszczęciu postępowania została opublikowana w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej (2). Komisja wezwała zainteresowane strony do przedstawienia uwag na temat programu pomocy.

               (4)

               Komisja otrzymała uwagi od 22 zainteresowanych stron. Komisja przekazała te uwagi władzom niemieckim, które otrzymały możliwość ustosunkowania się do nich i w piśmie z dnia 14 lipca 2017 r. zgłosiły uwagi w tej sprawie.

         2.   SZCZEGÓŁOWY OPIS PROGRAMU POMOCY

   2.1.   Tło i podstawa prawna

               (5)

               Zgłoszony program pomocy jest częścią uchwalonej w dniu 26 lipca 2016 r. zmiany niemieckiej ustawy o gospodarce energetycznej (EnWG) z dnia 7 lipca 2005 r. EnWG zawiera szereg dodatkowych środków służących wsparciu odpowiednio funkcjonującego rynku energii elektrycznej i gazu w Niemczech, które to środki są wymienione w rozdziale 2.1 decyzji o wszczęciu postępowania. Nadrzędnym celem zmiany EnWG jest reforma rynku energii elektrycznej celem przygotowania go do transformacji sektora energetycznego („Energiewende”), która w Niemczech charakteryzuje się znacznym wzrostem wytwarzania energii elektrycznej z różnych źródeł energii odnawialnej, na przykład energii wiatrowej i słonecznej, rezygnacją z energii jądrowej oraz ścisłym powiązaniem z kilkoma sąsiadującymi rynkami.

               (6)

               Podstawę prawną rezerwy mocy stanowi § 13e zmienionej ustawy EnWG. Bardziej szczegółowe postanowienia dotyczące m.in. procedury przetargowej, wykorzystywania i rekompensowania rezerwy są określone w rozporządzeniu dotyczącym rezerwy mocy (3).

               (7)

               Rezerwa mocy służy zapewnieniu stałego bezpieczeństwa dostaw również w zmienionych warunkach panujących na rynku energii elektrycznej. Jej celem jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw także w sytuacjach, w których pomimo swobodnego kształtowania się cen na giełdach energii działających na rynku hurtowym podaż energii nie wystarcza do pokrycia całości popytu. Na wypadek takich sytuacji utrzymywane są w rezerwie istniejące instalacje wytwórcze poza rynkiem energii elektrycznej i w razie potrzeby są one uruchamiane. Poprzez zastosowanie szeregu środków Niemcy chcą ograniczyć do minimum wszelkie zakłócenia konkurencji na rynku. Aby zapobiec zakłócaniu ustalania cen i sygnałów inwestycyjnych na rynku energii elektrycznej, moce wytwórcze przewidziane jako rezerwa należy ściśle oddzielić od funkcjonującego rynku.

         2.2.   Opis rezerwy mocy

               (8)

               EnWG i rozporządzenie dotyczące rezerwy mocy przewidują, że czterej niemieccy operatorzy systemów przesyłowych (zwani dalej „OSP”) stopniowo utworzą rezerwy mocy, które zagwarantują bezpieczeństwo dostaw w sytuacji, gdy nadmiar produktów nie zostanie usunięty z rynku i gdy podaż nie pokryje popytu na energię elektryczną.

               (9)

               OSP muszą wspólnie pozyskać zdolności w drodze przetargów, które są przeprowadzane co dwa lata w ramach dwuletniego okresu rozliczeniowego, przy czym pierwszy okres rozliczeniowy trwa od października 2019 r. do września 2021 r. Dostawcy mocy składają ofertę do maksymalnej wartości 100 000 EUR/MW rocznie i określają roczne wynagrodzenie, które chcą otrzymać za udostępnienie swoich mocy wytwórczych. Dostawcy są wybierani na podstawie złożonych ofert, dopóki nie zostanie osiągnięta pożądana moc całkowita w wysokości 2 GW. Wszystkie wybrane oferty są opłacane zgodnie z wartością tej oferty, która wykazuje najwyższą wartość (system cen jednolitych).

               (10)

               W przetargu mogą uczestniczyć wszelkiego rodzaju krajowi dostawcy mocy (wytwórcy, podmioty magazynujące i operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie), o ile spełniają określone wymogi techniczne, o których mowa w § 9 rozporządzenia dotyczącego rezerwy mocy. W nawiązaniu do decyzji o wszczęciu postępowania władze niemieckie zobowiązały się do zmiany określonych warunków udziału. Przede wszystkim chodzi o warunki udziału obowiązujące wobec operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, które to warunki są bardziej szczegółowo objaśnione w sekcji 6 niniejszej decyzji.

               (11)

               Dostawcy mocy nie mogą sprzedawać swoich rezerwowych mocy wytwórczych na rynku energii elektrycznej. Po zakończeniu umowy moce wytwórcze nie mogą trafić z powrotem na rynek. W ten sposób władze niemieckie chcą zapewnić ścisły podział między rynkiem a rezerwą mocy i zapobiec temu, aby rezerwa zakłócała funkcjonowanie rynku.

               (12)

               Dostawcy mocy nie mogą przekazywać osobom trzecim praw ani obowiązków wynikających z ich udziału w rezerwie mocy. Udział i powiązane z nim wynagrodzenie są ściśle powiązane z instalacją, która została wybrana w drodze przetargu.

               (13)

               Opisany w motywie 11 zakaz powrotu nie ma zastosowania do operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie. Po zakończeniu okresu rozliczeniowego operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie mogą z powrotem sprzedać moc pochodzącą ze swoich instalacji na rynkach energii elektrycznej (4). W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wyraziła wątpliwości również w odniesieniu do innych wymogów wobec operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, które to wątpliwości są bardziej szczegółowo omówione w sekcjach 3.2.2 i 7.3.3.

               (14)

               Dostawcy mocy muszą być dostępni dla OSP przez cały czas trwania umowy, który wynosi 2 lata. Oprócz tego muszą oni spełniać warunki udziału przez cały czas trwania umowy. Dopuszczalna jest jednak ich niedostępność ze względu na czynności konserwacyjne konieczne z technicznego punktu widzenia, o których OSP muszą zostać poinformowani do dnia 31 lipca roku kalendarzowego poprzedzającego zaplanowane czynności. Zaplanowane okresy niedostępności nie mogą jednak przekraczać łącznie trzech miesięcy w każdym roku obowiązywania umowy. Niezaplanowane okresy niedostępności muszą zostać niezwłocznie zgłoszone OSP i dana instalacja musi zostać ponownie udostępniona w ciągu trzech miesięcy.

               (15)

               OSP są zobowiązani do przeprowadzenia kontroli działania każdej instalacji przed jej włączeniem do rezerwy mocy, aby sprawdzić, czy spełnione są wymogi techniczne. Ponadto OSP muszą przeprowadzić próbne uruchomienie rezerwy mocy bez wcześniejszej zapowiedzi. Takie próbne uruchomienie jest przeprowadzane z wykorzystaniem całej mocy rezerwowej danej instalacji i trwa 12 godzin. W przypadku gdy kontrola wykaże, że instalacja nie spełnia wymogów, operator musi zapłacić karę umowną w wysokości 20 % wynagrodzenia ustalonego za cały okres rozliczeniowy. Jeśli stwierdzone usterki instalacji zostaną usunięte w ciągu sześciu miesięcy, kara umowna zostanie naliczona jedynie proporcjonalnie dla okresu, w którym instalacja nie oferowała rezerwy mocy (tzn. za każdy miesiąc zostanie naliczona jedna szósta kwoty). Jeśli instalacja spełnia wymogi tylko w odniesieniu do częściowej ilości mocy rezerwowej, karę umowną stosuje się tylko dla niedostępnej ilości.

               (16)

               Wielkość rezerwy mocy opiera się na wynikach zmienionej oceny adekwatności, która jest dokładniej opisana w motywie 84 i 85. W momencie wydania decyzji o wszczęciu postępowania Niemcy zamierzały pozyskać dokładnie 2 GW na pierwszy okres dwóch lat i zasadniczo także 2 GW na kolejne okresy dostawy, chyba że z oceny adekwatności wynikałoby inne zapotrzebowanie na poziomie do 5 % obciążenia szczytowego. Niemcy zobowiązały się jednak do stosowania zmienionej oceny adekwatności od pierwszego przetargu i obliczania na jej podstawie niezbędnej ilości energii, a także do ograniczenia wielkości rezerwy mocy we wszystkich trzech okresach rozliczeniowych do maksymalnie 2 GW w każdym okresie. Gdyby ze zmienionej oceny adekwatności wynikało zapotrzebowanie powyżej 2 GW i w związku z tym Niemcy chciałyby zwiększyć rezerwę mocy powyżej 2 GW, wówczas musiałyby zgłosić takie zwiększenie Komisji celem oceny pod kątem zgodności z zasadami pomocy państwa.

               (17)

               Rezerwa zostaje uruchomiona wówczas, gdy rynek energii elektrycznej nie znajduje się w równowadze i podaż energii nie wystarcza do pokrycia całości popytu. Rynek uznaje się za będący w równowadze, gdy na giełdzie energii na rynku dnia następnego lub rynku dnia bieżącego (na aukcji transakcji dnia następnego, na aukcji otwierającej transakcji dnia bieżącego lub w handlu śróddziennym w systemie notowań ciągłych) oferty w wysokości technicznego ograniczenia cenowego nie mogą zostać w pełni zrealizowane, przy czym obecnie techniczne ograniczenie cenowe wynosi w Niemczech 3 000 EUR/MWh dla rynku dnia następnego i 10 000 EUR/MWh dla rynku dnia bieżącego.

               (18)

               OSP mogą uruchomić rezerwę mocy jako środek ostateczny tylko wtedy, gdy wszystkie inne usługi systemowe zostały wykorzystane. Ponieważ uruchomienie instalacji z rezerwą mocy może trwać do 12 godzin, OSP muszą zamówić moc na długo przed poznaniem wyników rynkowych i tym samym przed uzyskaniem pewności, czy rynek można uznać za będący w równowadze. Zgodnie z rozporządzeniem dotyczącym rezerwy mocy OSP muszą zatem ustalić czas aktywacji instalacji i uwzględnić go przy uruchomieniu rezerwy.

               (19)

               W procesie aktywacji, tj. przed faktycznym uruchomieniem, instalacje z rezerwą mocy dostarczają niewielkie ilości energii elektrycznej do sieci. Wspomniane rozporządzenie stanowi, że OSP muszą zwrócić się do operatorów instalacji aktywnych na rynkach energii elektrycznej o zmniejszenie przesyłu mocy czynnej o taką ilość energii elektrycznej, która jest dostarczana do sieci przez instalacje z rezerwą mocy, aby zapewnić, że ta dodatkowo dostarczana ilość energii elektrycznej nie zakłóca funkcjonowania rynku dnia bieżącego.

               (20)

               Ponadto rozporządzenie przewiduje, że z reguły OSP aktywują wszystkie instalacje z rezerwą mocy. Jeśli jednak OSP są w stanie zlikwidować deficyt bilansowy mocy, angażując w tym celu tylko część instalacji z rezerwą mocy, mogą wybrać takie instalacje, które najlepiej się do tego nadają.

         2.3.   Środki finansowe

               (21)

               W odniesieniu do rezerwy mocy nie są przewidziane żadne stałe środki finansowe, ponieważ jej koszty są mocno uzależnione od wyników pierwszego przetargu. Wartość maksymalna, jaką mogą zaoferować dostawcy mocy w ramach przetargu, wynosi 100 000 EUR/MW rocznie. Tym samym maksymalne koszty stałe rezerwy mocy o wielkości 2 GW wynosiłyby 200 mln EUR rocznie. Władze niemieckie wychodzą jednak z założenia, że w ramach przetargu zostaną złożone oferty nieprzekraczające ceny maksymalnej, ponieważ występują różne czynniki obniżające koszty, na przykład fakt, że w przetargu mogą brać udział stosunkowo stare instalacje (tzn. instalacje, w których przypadku koszty inwestycyjne zostały już częściowo lub całkowicie zamortyzowane), ale też operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie i instalacje, dla których przedstawiono już plany likwidacji.

         2.4.   Mechanizm finansowania

               (22)

               Zgodnie z § 13e ust. 3 i 4 EnWG OSP mogą rekompensować wszelkie koszty powstające w związku z utrzymywaniem rezerwy mocy za pośrednictwem opłat sieciowych. OSP odliczają od nich swoje dochody z rezerwy mocy, tzn. pobrane grzywny lub opłaty wyrównawcze za energię elektryczną ze strony podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie, które w momencie uruchomienia rezerwy mocy wykazywały równowagę w bilansie mocy. Władze niemieckie zwróciły uwagę na fakt, że OSP nie mają obowiązku wykazywać swoich kosztów kwalifikowanych wobec organu regulacyjnego. Jeśli jednak zdecydują się na to, koszty te będą uznawane za koszty, na które OSP nie mają wpływu w kontekście regulacji opłat i które OSP mogą zrekompensować za pośrednictwem opłat sieciowych. Koszty rezerwy mocy są traktowane zgodnie z przepisami, które mają zastosowanie również w odniesieniu do innych części składowych opłat sieciowych.

         2.5.   Czas trwania

               (23)

               W rozporządzeniu dotyczącym rezerwy mocy nie jest określona żadna data końcowa. OSP przeprowadzają przetargi na okres rozliczeniowy wynoszący dwa lata, zaczynając od pierwszego przetargu w 2018 r., który dotyczy okresu rozliczeniowego od października 2019 r. do września 2020 r. (5) Następnie co dwa lata będzie przeprowadzany nowy przetarg mający na celu pozyskanie konkretnej (ewentualnie odpowiednio dostosowanej) ilości mocy na okres rozliczeniowy wynoszący dwa lata. Władze niemieckie zwróciły uwagę na fakt, że realizacja programu pomocy zostanie zakończona, jak tylko ocena wymaganej wielkości rezerwy mocy wykaże, że utrzymywanie rezerwy nie jest już konieczne.

         2.6.   Beneficjenci pomocy

               (24)

               Beneficjentami pomocy udzielanej w ramach programu pomocy są dostawcy mocy, którzy zostaną wybrani w drodze przetargu i otrzymają zamówienie na rezerwę mocy.

         3.   POWODY WSZCZĘCIA POSTĘPOWANIA

               (25)

               W dniu 7 kwietnia 2017 r. Komisja wszczęła postępowanie w odniesieniu do programu pomocy zgodnie z art. 108 ust. 2 TFUE. W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wyjaśniła, co następuje:

                           a)

                           według wstępnej oceny Komisji program pomocy nie stanowi rekompensaty za świadczenie usługi leżącej w ogólnym interesie gospodarczym (zwanej dalej „UOIG”), która to rekompensata spełnia kryteria określone w wyroku w sprawie Altmark (6), lecz stanowi pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE;

                           b)

                           Komisja ma wątpliwości, czy program pomocy jest zgodny z rynkiem wewnętrznym, ponieważ ma zastrzeżenia co do spełnienia niektórych kryteriów zgodności, w szczególności w odniesieniu do konieczności, adekwatności i proporcjonalności programu pomocy, a także ryzyka nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i wymianę handlową między państwami członkowskimi.

         3.1.   Powody wszczęcia postępowania: istnienie pomocy państwa

               (26)

               Aby środek został uznany za stanowiący pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE, spełnione muszą być wszystkie następujące warunki:

                           a)

                           środek jest finansowany z zasobów państwowych i można przypisać go państwu;

                           b)

                           środek sprzyja niektórym przedsiębiorstwom lub produkcji niektórych towarów;

                           c)

                           środek zakłóca konkurencję lub grozi jej zakłóceniem oraz

                           d)

                           środek może wpływać na wymianę handlową między państwami członkowskim.

               (27)

               W zgłoszeniu władze niemieckie przytoczyły poniższe argumenty przemawiające za tym, że rezerwa mocy nie spełnia tych kryteriów i dlatego nie stanowi pomocy państwa. Po pierwsze zdaniem Niemiec przedmiotowy program pomocy nie jest finansowany ze środków państwowych. Po drugie operatorzy nie osiągają żadnej korzyści, ponieważ zdaniem Niemiec świadczą UOIG i rekompensata z tego tytułu spełnia cztery kryteria określone przez Trybunał w wyroku w sprawie Altmark. Po trzecie przedmiotowy program pomocy nie wpływa na wymianę handlową między państwami członkowskimi.

               (28)

               Na początku Komisja wyraziła wstępną opinię, że program pomocy jest finansowany z zasobów państwowych i że można go przypisać państwu. Program pomocy stworzyło bowiem państwo niemieckie, które na mocy przepisów ustawowych określiło, że koszty związane z realizacją tego programu można przenieść na wszystkich konsumentów poprzez podwyższenie opłat sieciowych. Na podstawie wyroku w sprawie Vent de Colère (7) Komisja wyszła zatem z założenia, że wykorzystywane są zasoby państwowe i że przedmiotowy środek można przypisać państwu. Poza tym zgodnie z rozporządzeniem dotyczącym rezerwy mocy OSP muszą odliczyć dochody uzyskane w wyniku realizacji programu pomocy od kosztów powstałych w związku z jego realizacją. W rezultacie państwo zleca OSP przydział i pobranie wymaganych środków. Środki są generowane na podstawie rozporządzenia dotyczącego rezerwy mocy i OSP wspólnie nimi zarządzają. W ten sposób środki zawsze znajdują się pod wpływem władzy państwowej.

               (29)

               Po drugie Komisja wyraziła wątpliwości, czy spełnione są pierwsze i czwarte kryterium Altmark, i doszła do wstępnego wniosku, że program pomocy przynosi beneficjentom selektywną korzyść.

               (30)

               Pierwsze kryterium Altmark stanowi, że na przedsiębiorstwie będącym beneficjentem muszą faktycznie spoczywać obowiązki świadczenia usług publicznych i obowiązki te muszą być wyraźnie określone. Wprawdzie państwa członkowskie mogą według własnego uznania określać UOIG, lecz przepisy art. 3 ust. 2 dyrektywy 2009/72/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (8) ograniczają możliwości nakładania obowiązków świadczenia usług publicznych w zliberalizowanym sektorze energii elektrycznej. Na mocy wspomnianych przepisów obowiązki świadczenia usług publicznych mogą być nakładane wyłącznie z zamiarem osiągnięcia konkretnych celów takich jak: bezpieczeństwo, w tym bezpieczeństwo dostaw, regularność, jakość i cena dostarczania energii i ochrona środowiska, w tym efektywność energetyczna, energia ze źródeł odnawialnych i ochrona klimatu. Poza tym obowiązki te muszą być jasno określone, przejrzyste, pozbawione cech dyskryminacji i weryfikowalne oraz muszą zapewniać unijnym przedsiębiorstwom energetycznym równy dostęp do odbiorców krajowych.

               (31)

               W związku z powyższym w decyzji o wszczęciu postępowania wyrażono następujące wątpliwości:

                           a)

                           Program pomocy może być dyskryminujący, ponieważ wydaje się wykluczać de facto operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie i de iure dostawców zagranicznych mocy produkcyjnych z faktycznego udziału w rezerwie;

                           b)

                           Zgłoszono obawy co do tego, czy program pomocy jest niezbędny w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Niemczech i czy pomoc można traktować jako rekompensatę z tytułu pełnienia obowiązku świadczenia usługi publicznej w celu zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw;

                           c)

                           Zasadniczo UOIG jest uzasadniona tylko wtedy, gdy rynek nie jest w stanie skutecznie udostępnić pożądanej usługi. W przypadku gdy państwo członkowskie może poprawić funkcjonowanie rynku, UOIG służąca zagwarantowaniu bezpieczeństwa dostaw nie jest uzasadniona, ponieważ rynek nie miał możliwości udostępnienia pożądanej usługi. Chociaż zaplanowane reformy rynkowe powinny przyczynić się do bezpieczeństwa dostaw, pojawiły się wątpliwości w kwestii tego, czy reformy te wystarczą, aby dostarczyć odpowiednie sygnały inwestycyjne. W szczególności należało określić wartość energii niedostarczonej odbiorcom (VOLL), aby zapewnić, że ceny rynkowe mogą osiągnąć taki poziom.

               (32)

               Zgodnie z czwartym kryterium Altmark przedsiębiorstwa muszą zostać wybrane w drodze procedury zamówienia publicznego, która zapewnia, że usługi będą świadczone za cenę najkorzystniejszą dla danej społeczności, albo poprzez porównanie usług, które zapewnia, że kwota rekompensaty nie przewyższy kosztów ponoszonych przez przeciętne, dobrze zarządzane przedsiębiorstwo. W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wyraziła opinię, że program pomocy (ze względu na wykluczenie operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie i zagranicznych mocy produkcyjnych) nie jest dostatecznie otwarty i dlatego nawet w przypadku przeprowadzenia przetargu nie gwarantuje rzeczywistej konkurencji i nie zapewnia, że usługi będą świadczone za cenę najkorzystniejszą dla danej społeczności. Ponadto nie istnieją podstawy do uznania, że druga część czwartego kryterium Altmark mogłaby zostać spełniona.

               (33)

               Po trzecie Komisja wyraziła w decyzji o wszczęciu postępowania wstępną opinię, że rezerwa mocy może zakłócać konkurencję i wymianę handlową na rynku energii elektrycznej, ponieważ niemiecki rynek energii elektrycznej jest otwarty na konkurencję i jest powiązany z rynkami energii elektrycznej sąsiadujących krajów. W ramach programu pomocy niektórzy operatorzy są wspierani pod warunkiem że nie działają już na rynku. Przedmiotowy środek wpływałby zatem na krzywą rankingu cenowego obszaru rynkowego, w którym działają instalacje otrzymujące pomoc państwa, i tym samym również na interakcję tego obszaru rynkowego z sąsiednimi obszarami.

         3.2.   Powody wszczęcia postępowania: zgodność pomocy

               (34)

               W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja uzasadniła wszczęcie postępowania swoimi wstępnymi wątpliwościami co do zgodności czterech aspektów pomocy z rynkiem wewnętrznym, takimi jak:

                           a)

                           niedostateczne potwierdzenie konieczności środka państwowego;

                           b)

                           nieadekwatność programu ze względu na restrykcyjne warunki udziału;

                           c)

                           nieproporcjonalność programu, tzn. brak ograniczenia pomocy do wymaganego minimum; oraz

                           d)

                           ryzyko nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i wymianę handlową między państwami członkowskimi.

                     Komisja wyraziła jednak wstępną opinię, że program pomocy powinien przyczynić się do osiągnięcia celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania (zapewnienie bezpieczeństwa dostaw) i ze względu na zmianę zachowania podmiotów działających na rynku wywołuje efekt zachęty oraz że obowiązki w zakresie przejrzystości są spełnione. Dlatego w niniejszej sekcji zostaną omówione tylko wyrażone w lit. a)–d) wątpliwości Komisji co do zgodności programu pomocy z wytycznymi w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014–2020 (9) (zwanymi dalej „wytycznymi EEAG”).

         3.2.1.   Potrzeba interwencji państwa

               (35)

               Zgodnie z pkt 222–224 wytycznych EEAG Komisja wyraziła w decyzji o wszczęciu postępowania wstępną opinię, że w celu uzasadnienia rezerwy mocy należy udowodnić, że zreformowany rynek będzie długofalowo zapewniać odpowiednie bezpieczeństwo dostaw, ale w perspektywie krótkoterminowej istnieją istotne podstawy, aby uznać, że mogą wystąpić sytuacje, w których rynek nie będzie w stanie zapewnić odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa dostaw z ekonomicznego punktu widzenia. Poza tym rezerwę mocy powinno się stopniowo zlikwidować, jak tylko zostaną przeprowadzone reformy rynkowe i rynek będzie oferował niezbędną ochronę.

               (36)

               Po pierwsze Komisja wyraziła wątpliwości co do konieczności rezerwy mocy, ponieważ nie jest przewidziana żadna data końcowa i program pomocy najwidoczniej jest przemyślany jako stały element rynku energii elektrycznej, a nie jako tymczasowy środek służący wsparciu reform rynkowych.

               (37)

               Po drugie Komisja stwierdziła, że brak odpowiedniej z ekonomicznego punktu widzenia normy niezawodności i wskaźnika określającego gospodarcze znaczenie rezerwy mocy ogranicza zdolność rynku do udostępniania wystarczających mocy wytwórczych i uniemożliwia precyzyjne określenie wielkości rezerwy.

               (38)

               Po trzecie Komisja co prawda z zadowoleniem przyjęła przedstawienie najbardziej pesymistycznego scenariusza, ale wyraziła wątpliwości, czy jego konkretne założenia są realistyczne.

         3.2.2.   Adekwatność programu pomocy

               (39)

               W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja oceniła zgodność rezerwy mocy na podstawie kryteriów określonych w pkt 225 i 226 wytycznych EEAG. Komisja stwierdziła, że tymczasowo utrzymywana rezerwa strategiczna powinna mieć najlepiej dostosowaną formę interwencji, aby móc zapewnić bezpieczeństwo dostaw w świetle toczących się reform, ale jednocześnie podkreśliła, że program pomocy nie jest przewidziany jako środek tymczasowy i że dwa aspekty – osobny zwrot kosztów zmiennych poniesionych w związku z uruchomieniem rezerwy i warunki udziału – dają powód do niepokoju.

               (40)

               W odniesieniu do osobnego zwrotu kosztów zmiennych w przypadku uruchomienia rezerwy mocy Komisja wyraziła wątpliwości, czy kategorie kosztów przewidziane w kontekście osobnego zwrotu faktycznie przedstawiają koszty zmienne. Ponadto zaznaczyła, że w przypadku tych kosztów nie wystąpi konkurencja, jeżeli będą one zwracane osobno i niezależnie od procedury przetargowej.

               (41)

               Komisja wyraziła wątpliwości w odniesieniu do warunków udziału, ponieważ operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie de facto byliby wykluczeni i w ten sposób znaleźliby się w sytuacji niekorzystnej w porównaniu do wytwórców. Komisja wyraziła obawy, że różne warunki udziału mogłyby na tyle znacznie zniechęcić operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, że ich udział byłby mało prawdopodobny. Musiałyby zostać spełnione między innymi następujące warunki udziału:

                           a)

                           minimalna wielkość oferty na poziomie 10 MW dla operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie;

                           b)

                           brak połączenia wielu operatorów;

                           c)

                           bezpośrednie podłączenie instalacji do sieci przesyłowej o napięciu 110 kV lub więcej;

                           d)

                           możliwość przeprowadzenia do dziesięciu prób w roku;

                           e)

                           zobowiązanie operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie do stałego poboru mocy w całym okresie rozliczeniowym (tzn. przez dwa lata) oraz do nabycia całej energii elektrycznej przed rozpoczęciem okresu rozliczeniowego;

                           f)

                           brak określenia, maksymalnie jak długo usługa ma być świadczona; oraz

                           g)

                           zakaz działalności operatorów na rynku bilansującym energii elektrycznej po zakończeniu ich umowy dotyczącej rezerwy mocy.

               (42)

               Poza tym Komisja zwróciła się do zainteresowanych stron o przekazanie uwag na temat wykluczenia zagranicznych mocy produkcyjnych.

         3.2.3.   Proporcjonalność pomocy

               (43)

               W odniesieniu do proporcjonalności pomocy Komisja potwierdziła swoje obawy dotyczące restrykcyjnych warunków udziału obowiązujących w stosunku do przedmiotowego środka i podkreśliła, że ze względu na niepotrzebne ograniczenia udziału nie można się spodziewać, że z procedury przetargowej wyniknie całkowita kwota pomocy, która będzie ograniczona do minimum niezbędnego do realizacji pożądanego celu.

         3.2.4.   Unikanie nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i wymianę handlową

               (44)

               W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wyraziła pogląd, że forma rezerwy mocy zapewnia skuteczny rozdział między mocami rezerwowymi a mocami dostępnymi na rynku i w ten sposób zapobiega nadmiernemu negatywnemu wpływowi na konkurencję na niemieckim rynku energii elektrycznej i wymianę handlową między państwami członkowskimi.

               (45)

               Niemniej jednak przewidziane opłaty za bilansowanie energii były dwukrotnie wyższe od technicznego ograniczenia cenowego na rynku dnia bieżącego. Komisja wyjaśniła, że taka sytuacja mogłaby być mniej odpowiednia z ekonomicznego punktu widzenia niż określenie ograniczenia cenowego dnia bieżącego w wysokości maksymalnej opłaty za bilansowanie energii, która z kolei powinna odzwierciedlać VOLL. Komisja stwierdziła zatem, że należy zdefiniować „VOLL”, aby zapobiec stosowaniu zbyt wysokich opłat za bilansowanie energii, które mogłyby zakłócać konkurencję.

         4.   UWAGI ZAINTERESOWANYCH STRON

               (46)

               W ramach konsultacji społecznych w sprawie decyzji o wszczęciu postępowania Komisja otrzymała 22 uwagi od zainteresowanych stron. Uwagi przekazały w szczególności zainteresowane strony działające w sektorze energii elektrycznej (np. konwencjonalni wytwórcy i przedsiębiorstwa, które wytwarzają energię ze źródeł odnawialnych, oraz operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie), federalna agencja ds. sieci, niemieccy operatorzy systemów przesyłowych (ci przekazali wspólne uwagi) i władze czeskie.

         4.1.   Pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE

               (47)

               Tylko kilka podmiotów działających na rynku odniosło się w swoich uwagach do pomocowego charakteru środka. Republika Czeska stwierdziła jednak, że kryteria Altmark dla istnienia UOIG nie są spełnione, i zgodziła się z rozumowaniem Komisji zawartym w decyzji o wszczęciu postępowania. Ponadto podzieliła stanowisko Komisji, że przedmiotowy środek jest finansowany z zasobów państwowych i że można go przypisać państwu.

         4.2.   Zgodność pomocy z rynkiem wewnętrznym

   4.2.1.   Uwagi dotyczące celu programu pomocy

               (48)

               Komisja nie otrzymała popartych dowodami uwag na temat tego, czy program pomocy przyczynia się do osiągnięcia celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania; niektórzy uczestnicy konsultacji wyrazili jednak wątpliwości, czy cel jest dostatecznie jasno zdefiniowany.

         4.2.2.   Uwagi dotyczące konieczności programu pomocy

   4.2.2.1.   Uwagi dotyczące ekonomicznego uzasadnienia konieczności i wielkości rezerwy mocy

               (49)

               Większość uczestników konsultacji uznała program pomocy jako taki za konieczny. Ich zdaniem rezerwa strategiczna umożliwia zabezpieczenie przed zagrożeniami związanymi z transformacją sektora energetycznego, która charakteryzuje się rezygnacją z energii jądrowej, znacznym wzrostem wytwarzania energii elektrycznej ze źródeł energii odnawialnej i brakiem pewności co do zakresu likwidacji konwencjonalnych elektrowni.

               (50)

               Niektórzy zwolennicy rezerwy mocy podkreślili, że istnieje duża niepewność co do przyszłego rozwoju sytuacji na rynku i dlatego bardzo trudno jest określić wymaganą wielkość rezerwy; większość uwag nie zawierała jednak konkretnych odniesień do odpowiedniej wielkości rezerwy mocy.

               (51)

               Z kolei uczestnicy konsultacji, którzy mieli wątpliwości co do konieczności rezerwy, podkreślili, że trzeba zdefiniować normę niezawodności i wskaźnik ekonomicznej wartości rezerwy, aby móc zbadać jej konieczność.

         4.2.2.2.   Uwagi dotyczące najbardziej pesymistycznego scenariusza

               (52)

               Tylko kilka podmiotów działających na rynku odniosło się do tego, czy założenia przyjęte w scenariuszu przedstawionym przez Niemcy w celu uzasadnienia środka są realistyczne. Trzech uczestników konsultacji uznało, że założenia dotyczące możliwości nadużyć są nierealistyczne.

         4.2.2.3.   Uwagi dotyczące czasu trwania programu pomocy

               (53)

               Większość uczestników konsultacji, którzy odnieśli się do czasu trwania programu, stwierdziła, że rezerwa mocy powinna być stosowana tymczasowo. Ich zdaniem przedmiotowy środek należy stopniowo zakończyć, przy czym powinno się wcześniej ustalić datę końcową albo określić ją na podstawie wcześniej zdefiniowanych wskaźników konieczności rezerwy.

         4.2.3.   Uwagi dotyczące adekwatności programu pomocy

   4.2.3.1.   Uwagi dotyczące środków alternatywnych

               (54)

               Większość uczestników konsultacji stwierdziła, że rezerwa strategiczna jest odpowiednim środkiem umożliwiającym ograniczenie zagrożeń wobec niemieckiego rynku energii elektrycznej. Swoją opinię uzasadnili w ten sposób, że rezerwa mocy będzie stosunkowo niewielka w porównaniu do zapotrzebowania szczytowego w Niemczech, jest przewidziana z myślą o wywieraniu możliwie najmniejszego wpływu na rynek energii elektrycznej, jest uruchamiana wyłącznie w wyjątkowych okolicznościach, może zostać nieznacznie zmniejszona, gdy nie będzie już potrzebna, oraz wspomaga rozwój odnawialnych źródeł energii, ponieważ w przeciwieństwie do obejmujących cały rynek mechanizmów zdolności przesyłowych nie subsydiuje konwencjonalnych elektrowni i jest utrzymywana w ramach systemu. Niewielka część uczestników konsultacji stwierdziła jednak, że odpowiedniejszym rozwiązaniem byłby obejmujący cały rynek mechanizm zdolności przesyłowych, ponieważ oferowałby on podmiotom działającym na rynku większe poczucie bezpieczeństwa i w ten sposób wspomagał inwestycje na wczesnym etapie oraz obniżał koszty kapitału inwestycyjnego.

         4.2.3.2.   Uwagi dotyczące wynagrodzenia za samą dostępność

               (55)

               W odniesieniu do struktury wynagrodzenia Komisja otrzymała dosyć mieszane uwagi. Dwa podmioty działające na rynku stwierdziły, że koszty zmienne powinny zostać uwzględnione w procesie selekcji. Inny podmiot podkreślił, że koszty zmienne powinny podlegać zwrotowi, ponieważ ich zwrot nie zakłócałby rynku, gdyż rezerwa jest oddzielona od rynku. Według OSP uwzględnienie kosztów takich jak koszty zapewnienia dostaw paliwa w procedurze przetargowej ułatwiłoby porównywanie różnych ofert, ale także stwarzałoby ryzyko wzrostu ustalonych płatności i mogłoby spowodować konieczność określenia ilości i czasu trwania poboru mocy na podstawie konkretnych scenariuszy. Inny uczestnik konsultacji zauważył, że wymóg zapewnienia dostaw paliwa mógłby wiązać się z bardzo wysokimi kosztami, w szczególności dla elektrowni gazowych. Paliwo – w szczególności rezerwacja zdolności przesyłowych gazu – nie powinno być pozyskiwane przed udzieleniem zamówień, tak aby oferenci nie ponieśli kosztów osieroconych, gdyby nie wygrali przetargu.

         4.2.3.3.   Uwagi dotyczące otwartości środka i warunków udziału

   a)   Otwartość wobec wszystkich operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie

               (56)

               Większość uwag dotyczących adekwatności programu pomocy odnosiła się do otwartości rezerwy mocy i warunków udziału.

               (57)

               Komentarze na temat restrykcyjnych warunków udziału, które de facto wykluczałyby operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, były zróżnicowane. Nieznaczna większość uczestników konsultacji stwierdziła, że nie ma żadnego powodu, aby wykluczać z przetargu operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, ponieważ mogą oni świadczyć cenne usługi w formie rezerwy mocy i przedmiotowy środek powinien być neutralny pod względem technologicznym.

               (58)

               Niektórzy uczestnicy podkreślili, że w odniesieniu do udziału operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie istnieją następujące przeszkody, które Komisja wskazała w decyzji o wszczęciu postępowania:

                           a)

                           wysoka minimalna wielkość oferty;

                           b)

                           wymóg podłączenia do sieci przesyłowej o napięciu 110 kV lub więcej;

                           c)

                           brak możliwości łączenia operatorów;

                           d)

                           brak zwrotu kosztów utraconych korzyści;

                           e)

                           bardzo dużo testów;

                           f)

                           konieczność pozyskania niezbędnej ilości energii elektrycznej na cały okres trwania umowy;

                           g)

                           brak określonego maksymalnego czasu trwania użycia i niedostępności; oraz

                           h)

                           operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie nie mogą wrócić na rynek, mimo że ich wzorzec zużycia może się z czasem zmienić.

         b)   Udział transgraniczny

               (59)

               Chociaż niektórzy uczestnicy konsultacji stwierdzili, że zasadniczo wszyscy potencjalni dostawcy mocy powinni móc wziąć udział w rezerwie mocy, w większości uwag nie poparto udziału transgranicznego. Najczęściej wskazywano, że zagraniczne moce produkcyjne powinno się wykorzystywać przed zastosowaniem rezerwy mocy i nie powinno się ich rezerwować – tak jak rezerwy mocy – jako środek ostateczny. Zezwolenie na udział zagranicznych mocy produkcyjnych mogłoby wywołać nieodpowiednie zachęty. Ponadto w odniesieniu do zagranicznych mocy produkcyjnych należałoby zarezerwować połączenia przesyłowe, tak aby dostępna była mniejsza ilość mocy, gdy rezerwa nie została jeszcze wykorzystana, co miałoby negatywny wpływ na transgraniczną wymianę handlową.

         4.2.4.   Uwagi dotyczące unikania nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i wymianę handlową

               (60)

               W niektórych uwagach wskazano konieczność zdefiniowania VOLL i uznania tej wartości za górną granicę dla ceny dnia bieżącego i ustalenia opłaty za bilansowanie energii. W tej kwestii wyrażono jednak w uwagach różne opinie. Niektórzy uczestnicy konsultacji podkreślili, że należy zdefiniować VOLL oraz uwzględnić ten szacunek gotowości konsumentów do płacenia za bezpieczeństwo dostaw podczas kształtowania rynku energii elektrycznej. Z kolei inne podmioty działające na rynku stwierdziły, że wysoka opłata za bilansowanie energii, która zgodnie z zaplanowaną strukturą rynku oferowałaby podmiotom działającym na rynku zachęty niezależnie od faktycznej wartości VOLL, ma zrównoważony charakter.

         5.   UWAGI NIEMIEC

               (61)

               W niniejszej sekcji podsumowane są uwagi Niemiec z dni 17 maja 2017 r. (sekcja 5.1) i 14 lipca 2017 r. (sekcja 5.2).

               (62)

               Niemcy przekazały uwagi, zanim podjęły zobowiązania opisane w sekcji 6.

         5.1.   Uwagi dotyczące decyzji o wszczęciu postępowania

               (63)

               W piśmie z dnia 17 maja 2017 r. władze niemieckie ustosunkowały się do decyzji Komisji o wszczęciu postępowania. Przekazane uwagi są podzielone na dwie części. W pierwszej części opisane są wspólne cele Niemiec i Komisji Europejskiej w odniesieniu do rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz wyjaśnione jest, w jaki sposób rezerwa mocy wpasowuje się w ten wspólny system celów. W drugiej części przedstawione są konkretne wątpliwości Komisji w odniesieniu do zgodności zaplanowanego programu pomocy z przepisami dotyczącymi pomocy państwa. Niniejsza sekcja, która odnosi się bezpośrednio do postępowania wszczętego przez Komisję zgodnie z art. 108 ust. 2 TFUE, zawiera podsumowanie drugiej części uwag Niemiec.

               (64)

               Zasadniczo Niemcy uznają rezerwę mocy za niewielki, ale skuteczny środek wspomagający transformację sektora energetycznego w Niemczech. Władze niemieckie podkreślają, że przedmiotowy środek nie zakłóca funkcjonowania rynku. Nie można jednak określić wielkości rezerwy z dokładnością matematyczną.

         5.1.1.   Uwagi dotyczące konieczności

               (65)

               W odniesieniu do konieczności środka Niemcy podkreślają, że w przeciwieństwie do obejmującego cały rynek mechanizmu zdolności przesyłowych rezerwa mocy jest przeznaczona na wypadek wyjątkowych okoliczności, które występują tylko w razie spełnienia najbardziej pesymistycznego scenariusza. Trudno jest określić i precyzyjnie zdefiniować prawdopodobieństwo wystąpienia takiego scenariusza lub jego założeń, tak jak w przypadku probabilistycznego modelowania skutków wielu różnych scenariuszy, przeprowadzanego w ramach mechanizmów obejmujących cały rynek.

               (66)

               W odniesieniu do założeń zawartych w najbardziej pesymistycznym scenariuszu Niemcy wyjaśniają, że przyjęta redukcja konwencjonalnych elektrowni o 10 GW do 2020 r. jest założeniem konserwatywnym. Na poparcie tego argumentu Niemcy wskazują, że w latach 2013–2015 prognozy Europejskiej Sieci Operatorów Systemów Przesyłowych Energii Elektrycznej („ENTSO-E”) dotyczące łącznie dostępnej mocy w konwencjonalnych elektrowniach w 2020 r. zostały skorygowane w dół z -35 GW do -41 GW.

               (67)

               W odniesieniu do założenia oszustwa bilansowego Niemcy wyjaśniają, że prawdopodobieństwo kolejnego znacznego oszustwa bilansowego należy ograniczyć na mocy przyszłych przepisów prawnych, ale nie można w pełni wykluczyć tego, że w przyszłości nie dojdzie ponownie do takiego oszustwa.

               (68)

               Jeśli chodzi o wątpliwości Komisji związane z brakiem analizy kosztów i korzyści, która mogłaby potwierdzić wydajność gospodarczą rezerwy mocy, Niemcy wyjaśniają, że trudno jest obliczyć korzyści płynące z rezerwy, ponieważ rezerwa mocy jest przewidziana na niedające się przewidzieć okoliczności, których rodzaj i częstotliwość nie są znane.

               (69)

               Ponadto Niemcy poinformowały, że obecnie rząd federalny dalej pracuje nad monitorowaniem bezpieczeństwa dostaw.

               (70)

               W odniesieniu do czasu trwania przedmiotowego środka Niemcy podkreśliły, że zgodnie z EnGW należy regularnie określać, czy rezerwa mocy w dalszym ciągu jest konieczna, i rezerwa mocy może być utrzymywana tylko wtedy i tylko w takim zakresie, na jaki pozwala zezwolenie wydane przez Komisję na podstawie przepisów dotyczących pomocy państwa.

         5.1.2.   Uwagi dotyczące adekwatności

               (71)

               W odniesieniu do kosztów zmiennych Niemcy wyjaśniły, że koszty zapewnienia bezpieczeństwa dostaw paliwa są zwracane osobno, aby zapewnić równe traktowanie instalacji, które uczestniczą w rezerwie sieciowej, i instalacji, które w niej nie uczestniczą. Instalacje uczestniczące w rezerwie sieciowej być może już otrzymały zwrot tych kosztów, aby uzyskać przewagę względem innych uczestników.

               (72)

               Niemcy wyjaśniają dalej, że ich zdaniem koszty zmienne odgrywają jedynie drugorzędną rolę w porównaniu do kosztów stałych utrzymania zdolności operacyjnej i dostępności instalacji.

               (73)

               W odniesieniu do udziału operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie Niemcy wyjaśniają, że przestrzeganie zasady zachowania ścisłego podziału między rynkiem a rezerwą mocy sugeruje, że operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie nie powinni móc uczestniczyć w rezerwie mocy, lecz powinni być w pełni dostępni wobec rynku.

               (74)

               Jeśli chodzi o udział transgraniczny, Niemcy nie zgadzają się z opinią Komisji przedstawioną w decyzji o wszczęciu postępowania, że udział transgraniczny powinien być dozwolony. Niemcy podkreślają, że obecnie nie można zastosować zaproponowanej przez Komisję w motywie 146 decyzji o wszczęciu postępowania koncepcji deratingu do rezerw strategicznych, które uruchamia się dopiero po wyczerpaniu wszystkich zasobów oferowanych na rynku. Wynika to w szczególności z tego, że ilości energii elektrycznej przepływające przez połączenia międzysystemowe określa się na podstawie algorytmu łączenia rynków i w ten sposób Niemcy nie mają na nie wpływu.

         5.1.3.   Uwagi dotyczące wpływu na konkurencję i wymianę handlową

               (75)

               Niemcy podzielają stanowisko Komisji, że podmioty odpowiedzialne za bilansowanie powinny być zachęcane do zapewnienia stale zrównoważonego bilansowania i że nigdy nie powinny czerpać korzyści finansowych z tego, że OSP wyrównuje swój brak równowagi. Z tego powodu opłaty za bilansowanie energii przypadające w związku z uruchomieniem rezerwy mocy zostały ustalone na poziomie dwukrotności technicznego limitu ofertowego w handlu śróddziennym.

         5.2.   Uwagi Niemiec dotyczące uwag zainteresowanych stron

               (76)

               W dniu 14 lipca 2017 r. Niemcy ustosunkowały się do przekazanych przez Komisję uwag zainteresowanych stron. W swoim piśmie Niemcy odniosły się do ogólnych uwag, uwag dotyczących konieczności programu pomocy, warunków udziału i transgranicznego, otwartego charakteru programu pomocy.

         5.2.1.   Uwagi ogólne

               (77)

               Niemcy wyjaśniły, że w dostarczonych uwagach najczęściej popierano program pomocy i jego strukturę oraz że tylko kilku uczestników konsultacji zasadniczo nie poparło programu pomocy.

         5.2.2.   Uwagi dotyczące konieczności programu pomocy

               (78)

               Zdaniem Niemiec większość uczestników konsultacji postrzega rezerwę mocy jako użyteczny instrument stanowiący zabezpieczenie w czasie obecnie trwającej w Niemczech transformacji sektora energetycznego. Spośród 22 przekazanych uwag tylko w czterech w ogóle skrytykowano wprowadzenie rezerwy mocy i tylko w dwóch zażądano utworzenia zamiast tego rynku zdolności przesyłowych.

         5.2.3.   Uwagi dotyczące warunków udziału (operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie i zagraniczne moce produkcyjne)

               (79)

               Zdaniem Niemiec w tym kontekście przekazano uwagi prawie wyłącznie dotyczące udziału operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie. W swoim piśmie Niemcy odniosły się do najważniejszych problemów lub kwestii podniesionych przez operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie i agregatorów. Ponieważ Niemcy zobowiązały się do zmiany większości kontrowersyjnych warunków udziału obowiązujących wobec operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, kwestia ta została szczegółowo omówiona w sekcji 6 dotyczącej zobowiązań podjętych przez Niemcy.

               (80)

               Na podstawie przekazanych uwag władze niemieckie wnioskują, że większość uczestników konsultacji zgadza się z Niemcami w kwestii tego, że w praktyce udział zagranicznych mocy produkcyjnych jest trudny i w świetle celu i struktury rezerwy mocy przynosi niewiele dodatkowych korzyści. Niemcy podkreślają, że trzech uczestników konsultacji, którzy opowiedzieli się za udziałem transgranicznym, nie przedstawiło żadnych konkretnych propozycji praktycznej realizacji takiego udziału.

         6.   ZOBOWIĄZANIA PODJĘTE PRZEZ NIEMCY

               (81)

               Na podstawie wnikliwej analizy Komisji i uwag przekazanych przez zainteresowane strony Niemcy już zadeklarowały, że pod wieloma względami zmienią zasady obowiązujące w odniesieniu do rezerwy mocy, aby rozwiązać utrzymujące się wątpliwości.

               (82)

               Po pierwsze, Niemcy zobowiązały się do zmiany zasad zwrotu kosztów zmiennych. Niemcy nie będą już zwracać tych kosztów, w związku z czym dostawcy mocy w swoich ofertach na udział w rezerwie mocy muszą uwzględnić zarówno koszty stałe, jak i koszty zmienne. Dlatego konieczne jest oszacowanie częstotliwości, z jaką rezerwa mocy będzie prawdopodobnie wykorzystywana.

               (83)

               Po drugie, Niemcy zobowiązały się do zmiany programu pomocy pod kątem udziału operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie w następujący sposób (10):

                           a)

                           zezwala się na udział jednostek podłączonych do sieci średniego napięcia, co potencjalnie może zwiększyć liczbę kwalifikujących się operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie;

                           b)

                           dopuszcza się łączenie jednostek (tzn. łączenie kilku jednostek w ramach działalności jednego operatora), co przyczynia się do poprawy i zwiększenia skuteczności zarządzania obciążeniem oraz znacznie ułatwia udział operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie;

                           c)

                           indywidualny udział mniejszych jednostek jest łatwiejszy, ponieważ zmniejszono minimalną wielkość z 10 MW do 5 MW;

                           d)

                           okres, dla którego należy z góry pozyskać całość energii, został skrócony z dwóch lat do sześciu miesięcy, co sprawia, że udział operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie jest mniej ryzykowny i tym samym mniej kosztowny (11);

                           e)

                           liczba testów została zmniejszona z dwunastu do dwóch rocznie. Ponieważ testy są dla operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie stosunkowo kosztowne (wysokie koszty zmienne podczas aktywacji), zmniejszenie ich liczby umożliwia operatorom uczestniczącym w procedurach przetargowych składanie bardziej konkurencyjnych ofert, a tym samym zwiększenie presji konkurencyjnej;

                           f)

                           w rezerwie mogą brać udział tylko nieelastyczni operatorzy, co zostaje zapewnione w następujący sposób: w ciągu poprzedzających 36 miesięcy operatorzy nie mogą brać udziału w programie przewidzianym w AbLaV, ani nie mogą działać na rynkach regulacji mocy; oraz

                           g)

                           aby zachęcić operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie do sprzedaży swojej elastyczności bezpośrednio na rynku energii elektrycznej, należy ograniczyć czasowo ich udział. Po zakończeniu udziału w rezerwie (przez dwa albo cztery lata z rocznym okresem karencji) mogą oni wrócić na rynek (nie mogą jednak uczestniczyć w programie przewidzianym w AbLaV). Przed przystąpieniem do przetargu operatorzy muszą wybrać jedną z dwóch opcji (udział przez dwa albo cztery lata z okresem karencji).

               (84)

               Po trzecie, Niemcy zobowiązały się do zmiany metody określania najbardziej pesymistycznego scenariusza, aby w ocenie adekwatności wytwarzania energii elektrycznej móc uwzględnić stan wiedzy technicznej. Zmiana ta obejmuje także obliczanie normy niezawodności, która uwzględnia szerzej zakrojone koszty i obszerniejsze korzyści płynące z zapewnienia społeczeństwu wyższego poziomu bezpieczeństwa dostaw. Niemcy zobowiązały się do stosowania tej zmienionej metody i normy niezawodności przy określaniu konieczności i wielkości rezerwy mocy w odniesieniu do pierwszego okresu rozliczeniowego.

               (85)

               Po czwarte, Niemcy zgodziły się na ograniczenie wielkości rezerwy w trzech okresach rozliczeniowych maksymalnie do 2 GW.

               (86)

               Po piąte, Niemcy zobowiązały się do dostosowania parametrów najbardziej pesymistycznego scenariusza w taki sposób, aby założenia dotyczące zakresu oszustwa bilansowego móc zmniejszyć z 2,5 GW do 1 GW. Niemcy uzasadniły to tym, że na mocy niemieckiej ustawy o rynku energii elektrycznej (12) przedsięwzięto środki zaradcze w celu ograniczenia skutków oszustwa bilansowego, gdyby nie udało się mu zapobiec. Ponieważ brakuje pewności w tej kwestii, ze względu na bezpieczeństwo dostaw należy w dalszym ciągu uwzględniać możliwość wystąpienia oszustwa bilansowego. Ponadto Niemcy zaznaczyły, że z powodu licznych projektów likwidacyjnych, które napłynęły do federalnej agencji ds. sieci, dostosują założenia najbardziej pesymistycznego scenariusza dotyczącego istniejących konwencjonalnych elektrowni. Niemcy wychodzą z założenia, że obecne tempo likwidacji zostanie utrzymane i tym samym nastąpi dodatkowa likwidacja odpowiadająca 2 GW. Te dostosowane założenia zostaną również uwzględnione w zmienionej ocenie adekwatności, o której mowa w motywie 84.

         7.   OCENA ŚRODKA

   7.1.   Istnienie pomocy

               (87)

               Jak opisano w sekcji 3, w decyzji o wszczęciu postępowania Komisja doszła do wstępnego wniosku, że rezerwa mocy stanowi pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE.

               (88)

               Chociaż władze niemieckie stwierdziły, że płatności dokonywane w ramach rezerwy mocy należy traktować jako rekompensatę z tytułu świadczenia UOIG, która spełnia wszystkie warunki określone w wyroku w sprawie Altmark i tym samym stanowi pomoc państwa, Komisja wyraziła wątpliwości co do spełnienia pierwszego i czwartego kryterium Altmark.

               (89)

               W odniesieniu do pierwszego kryterium Altmark w decyzji o wszczęciu postępowania wyrażono wątpliwości dotyczące zgodności programu pomocy z dyrektywą 2009/72/WE. W szczególności zwrócono uwagę na fakt, że program pomocy może być dyskryminujący, ponieważ wydaje się wykluczać de facto operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie i de iure dostawców zagranicznych mocy produkcyjnych z faktycznego udziału w rezerwie. Ponadto zgłoszono obawy co do tego, czy program pomocy jest niezbędny w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Niemczech i czy można go uzasadnić poprzez cel zapewnienia bezpieczeństwa dostaw. W decyzji o wszczęciu postępowania przypomniano również o tym, że UOIG jest uzasadniona tylko wtedy, gdy rynek nie jest w stanie świadczyć pożądanej usługi w sposób możliwy do udowodnienia, i że aby niemiecki rynek energii elektrycznej był do tego zdolny, konieczne są zakrojone na szeroką skalę reformy.

               (90)

               Ze względu na powyżej wspomnianą rzekomą dyskryminację Komisja wyraziła wątpliwości co do spełnienia czwartego kryterium Altmark. Komisja stwierdza, że co prawda udało się rozwiać część wątpliwości wspomnianych w decyzji o wszczęciu postępowania, jednak niektóre wątpliwości nadal istnieją.

               (91)

               Po pierwsze Komisja przyjmuje do wiadomości poprawione warunki udziału obowiązujące wobec operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, które to warunki zostały przedstawione i przeanalizowane w motywach 83 i 118–122. Zmiany te wykluczają dyskryminację między operatorami właściwymi do reagowania na zapotrzebowanie i innymi dostawcami mocy. Oprócz tego prowadzą do wzrostu liczby potencjalnych uczestników przetargu i tym samym do silniejszej presji konkurencyjnej i odpowiedniego wynagrodzenia.

               (92)

               Po drugie Komisja uważa, że wykluczenie zagranicznych mocy produkcyjnych może być uzasadnione, ponieważ w sytuacjach ekstremalnych, w których następuje wykorzystanie rezerwy mocy, jak opisano w motywie 125, zdolności importowe są już w pełni wyczerpane.

               (93)

               Po trzecie Komisja przyjmuje do wiadomości opisaną w motywie 84 i 85 poprawę oceny konieczności, która została przeanalizowana w sekcji 7.3.2. Komisja podkreśla, że ocena konieczności, która umożliwia wyciągnięcie realistycznych wniosków dotyczących prawdopodobieństwa wystąpienia sytuacji ekstremalnej, ma istotne znaczenie dla określenia zakresu środka.

               (94)

               Niemniej jednak Komisja nadal ma wątpliwości co do tego, czy przedmiotowy środek można postrzegać jako UOIG. Zdaniem Komisji można przyjąć, że przedmiotowy środek stanowi UOIG tylko wtedy, gdy rynek nie jest w stanie zapewnić niezbędnego poziomu bezpieczeństwa dostaw. Dlatego niewłaściwe byłoby definiowanie usługi, którą można świadczyć w normalnych warunkach rynkowych, jako UOIG. W celu ustalenia, czy rynek może świadczyć określoną usługę, uwzględnia się także możliwe zmiany funkcjonowania rynku.

               (95)

               Komisja stwierdza, że co prawda Niemcy rozważają przeprowadzenie szeregu reform rynkowych i projektów infrastrukturalnych w kolejnych latach, jednak rynek energii elektrycznej nadal wykazuje nieprawidłowości, które nie zostały jeszcze zlikwidowane. W związku z tym występują na przykład duże różnice regionalne pomiędzy popytem na energię elektryczną i podażą, które wynikają z wąskich gardeł w sieciach przesyłowych pomiędzy północą a południem i różnych tendencji w zakresie podaży i popytu w północnej i południowej części Niemiec, które z kolei wynikają w szczególności z wciąż silnego rozwoju energii wiatrowej w północnych Niemczech i zatwierdzonego wycofania się z energii jądrowej, co wywiera wpływ zwłaszcza na południowe Niemcy. W rezultacie te różnice regionalne nasilają problem „utraty pieniędzy” na niemieckim rynku energii elektrycznej, w szczególności w odniesieniu do mocy wytwórczych w południowych Niemczech, gdzie ceny są z reguły niższe niż w przypadku pełnego uwzględnienia regionalnych niedoborów energii elektrycznej przy ustalaniu cen. W południowych Niemczech występuje zatem ryzyko, że moce wytwórcze, które na dobrze funkcjonującym rynku mogłyby być opłacalne i można by je wykorzystać po wycofaniu się z energii jądrowej, opuszczą rynek. Taka sytuacja zwiększa zagrożenie bezpieczeństwa dostaw.

               (96)

               Ponadto Komisja stwierdza, że prawidłowo funkcjonujący rynek energii elektrycznej powinien być w stanie sam uruchomić inwestycje niezbędne do pokrycia zapotrzebowania. Niemcy już podejmują działania służące poprawie funkcjonowania rynku, np. poprzez poprawę sygnałów cenowych w celu zwiększenia opłacalności inwestycji w elastyczne moce wytwórcze. Komisja z zadowoleniem przyjmuje takie działania i wychodzi z założenia, że mogą one zachęcić do inwestowania w moce wytwórcze w przyszłości. Jednocześnie trochę czasu minie, zanim reformy te wywrą odczuwalny wpływ na rynek, i trudno jest przewidzieć ich konkretne oddziaływanie na bezpieczeństwo dostaw w Niemczech. W każdym razie obecnie rynek nie jest w stanie w pełni zapewnić niezbędnego poziomu bezpieczeństwa dostaw poprzez uruchomienie koniecznych inwestycji w elastyczne moce wytwórcze.

               (97)

               Komisja potwierdza, że dopóki rynek nie będzie w stanie osiągnąć pożądanego celu politycznego w możliwie największym zakresie, tzn. zapewnić bezpieczeństwa dostaw, UOIG nie jest uzasadniona. Komisja uważa zatem, że przedmiotowy środek może stanowić faktyczną UOIG i dlatego nie można wykluczyć, że przynosi on korzyść beneficjentom.

               (98)

               Zgodnie z decyzją o wszczęciu postępowania – w świetle przepisów § 13e EnWG – Komisja stwierdza, że program pomocy jest finansowany z zasobów państwowych i można go przypisać państwu. Program pomocy stworzyło państwo niemieckie, które na mocy przepisów ustawowych określiło, że koszty związane z realizacją tego programu można przenieść na wszystkich konsumentów poprzez podwyższenie opłat sieciowych. Na podstawie wyroku w sprawie Vent de Colère Komisja wychodzi zatem z założenia, że wykorzystywane są zasoby państwowe i że przedmiotowy program pomocy można przypisać państwu. Poza tym zgodnie z rozporządzeniem dotyczącym rezerwy mocy OSP muszą odliczyć dochody uzyskane w wyniku realizacji programu pomocy od kosztów powstałych w związku z jego realizacją. W rezultacie państwo zleca OSP na mocy przepisów ustawowych przydział i pobranie wymaganych środków. Środki są generowane na podstawie rozporządzenia dotyczącego rezerwy mocy i OSP wspólnie nimi zarządzają. W ten sposób środki zawsze znajdują się pod wpływem władzy państwowej. Ponieważ od przyjęcia decyzji o wszczęciu postępowania nic się nie zmieniło pod tym względem ani w ramach mechanizmu finansowania ani we właściwych przepisach prawa, Komisja potwierdza swój wstępny wniosek przedstawiony w decyzji o wszczęciu postępowania, że program pomocy jest finansowany z zasobów państwowych i można go przypisać państwu.

               (99)

               Zgodnie z decyzją o wszczęciu postępowania Komisja wyraża również pogląd, że program pomocy może wpływać na konkurencję i wymianę handlową na rynku energii elektrycznej, ponieważ niemiecki rynek energii elektrycznej, jak określono w motywie 33, jest otwarty na konkurencję i dobrze połączony z rynkami energii elektrycznej sąsiadujących krajów.

               (100)

               Ponieważ nie można wykluczyć, że program pomocy przyniesie beneficjentom korzyść, oraz spełnione są inne warunki istnienia pomocy państwa, Komisja nie może wykluczyć, że omawiany program stanowi pomoc, i w związku z tym kontynuuje badanie zgodności programu z rynkiem wewnętrznym.

         7.2.   Zgodność pomocy z prawem

               (101)

               Niemcy zgłosiły program pomocy Komisji i do tej pory jeszcze go nie zrealizowały. Tym samym Niemcy wypełniły swoje obowiązki przewidziane w art. 108 ust. 3 TFUE.

         7.3.   Zgodność pomocy z rynkiem wewnętrznym

               (102)

               W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wyraziła wstępną opinię, że rezerwa mocy jest programem pomocy, który ma służyć zapewnieniu wystarczalności mocy wytwórczych i bezpieczeństwa dostaw, oraz że dla tego programu właściwa jest sekcja 3.9 wytycznych EEAG, w której określone są warunki, na których pomoc na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych można uznać za zgodną z rynkiem wewnętrznym na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) Traktatu TFUE. Środek służący zapewnieniu wystarczalności mocy wytwórczych uważa się za zgodny z rynkiem wewnętrznym, jeżeli spełnione są kryteria zgodności określone w pkt 27 wytycznych EEAG (13):

                           a)

                           wkład w osiągnięcie jasno określonego celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania (sekcja 7.3.1);

                           b)

                           potrzeba interwencji państwa (sekcja 7.3.2);

                           c)

                           adekwatność (sekcja 7.3.3);

                           d)

                           efekt zachęty (sekcja 7.3.4);

                           e)

                           proporcjonalność (sekcja 7.3.5);

                           f)

                           unikanie nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i handel między państwami członkowskimi (sekcja 7.3.6); oraz

                           g)

                           przejrzystość (sekcja 7.3.7).

         7.3.1.   Wkład w osiągnięcie jasno określonego celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania

               (103)

               W decyzji o wszczęciu postępowania wstępnie ustalono, że celem rezerwy mocy jest zlikwidowanie problemów związanych z bezpieczeństwem dostaw energii elektrycznej. Komisja zwróciła się do zainteresowanych stron, aby ustosunkowały się do wstępnej opinii, że rezerwa mocy prawdopodobnie nie będzie sprzeczna z celem dotyczącym stopniowego wycofania dotacji szkodliwych dla środowiska i dlatego powinno się rozważyć alternatywne sposoby osiągnięcia wystarczalności mocy wytwórczych, niemające negatywnego wpływu na środowisko (pkt 220 wytycznych EEAG) (14).

               (104)

               Komisja nie otrzymała żadnych uwag na ten temat i związku z tym podtrzymuje swoje stanowisko, że rezerwa mocy prawdopodobnie nie będzie sprzeczna z celem dotyczącym stopniowego wycofania dotacji szkodliwych dla środowiska, ponieważ jest konieczna i stanowi uzupełnienie obecnych wysiłków podejmowanych przez władze niemieckie w związku z przejściem na bardziej zrównoważony koszyk energetyczny.

               (105)

               Na tej podstawie Komisja stwierdza, że bezpieczeństwo dostaw jest celem będącym przedmiotem wspólnego zainteresowania, do którego osiągnięcia przyczynia się rezerwa mocy, ponieważ służy ona wyeliminowaniu sytuacji, w których nie jest dostępna wystarczająca ilość energii elektrycznej.

         7.3.2.   Potrzeba interwencji państwa

               (106)

               Główny wymóg określony w wytycznych EEAG stanowi, że należy udowodnić konieczność środka na podstawie tak zwanej oceny adekwatności. Jak wyjaśniono w motywie 35, w decyzji o wszczęciu postępowania podano w wątpliwość konieczność przedmiotowego środka, ponieważ:

                           a)

                           brakowało podstawowych parametrów umożliwiających obiektywną ocenę środka (w szczególności wskaźnika ekonomicznego VOLL i normy niezawodności); oraz

                           b)

                           istniały wątpliwości co do adekwatności niektórych założeń przyjętych w najbardziej pesymistycznym scenariuszu.

               (107)

               Jak określono w sekcji 6, Niemcy zobowiązały się do rozwiania tych wątpliwości poprzez poprawę swojej metodyki oceny adekwatności i zmianę swoich założeń.

               (108)

               Komisja przyjmuje do wiadomości zobowiązanie Niemiec do zmiany swojej metodyki obliczania konieczności rezerwy mocy (por. motyw 84). Komisja uważa, że zmiana metodyki obliczania skutków najbardziej pesymistycznego scenariusza, która zacznie obowiązywać od drugiego przetargu, umożliwi bardziej obiektywne określanie konieczności i przyszłej wielkości rezerwy mocy. W szczególności Komisja z zadowoleniem przyjmuje obliczanie normy niezawodności jako ekonomicznego poziomu odniesienia dla bezpieczeństwa dostaw, który umożliwia przeprowadzenie analizy kosztów i korzyści wynikających z dodatkowej ochrony przed ryzykiem w dziedzinie bezpieczeństwa dostaw. Komisja stwierdza, że wprawdzie Niemcy nie zobowiązały się do stosowania metody VOLL do obliczania gotowości konsumentów do płacenia za bezpieczeństwo dostaw, ale obiecały obliczyć szerzej zakrojone skutki gospodarcze i społeczne wywierane przez rezerwę mocy. Celem tych obliczeń jest uniknięcie kosztownego pozyskiwania zbyt dużej ilości mocy. Powinno to zapobiec sytuacji, w której państwo płaci za taki poziom „zabezpieczenia”, który wykracza poza gotowość konsumentów do płacenia za bezpieczeństwo dostaw. Komisja jest zdania, że podejście stosowane przez Niemcy zapobiegnie kosztownemu pozyskiwaniu zbyt dużych ilości energii elektrycznej.

               (109)

               Jeśli chodzi o najważniejsze założenia najbardziej pesymistycznego scenariusza, Komisja przyjmuje do wiadomości zobowiązanie się Niemiec do skorygowania w dół założeń dotyczących oszustwa bilansowego, o którym mowa w motywie 86. Komisja zgadza się z rządem federalnym, że istnieje większe prawdopodobieństwo wystąpienia oszustwa bilansowego wtedy, gdy podaż jest ograniczona, a ceny są wysokie. Komisja twierdzi jednak, że należy skorygować w dół przyjęty zakres założeń, ponieważ nowe przepisy prawne utrudniają popełnienie takiego oszustwa. Na podstawie najnowszych informacji na temat zgłoszonej federalnej agencji ds. sieci likwidacji konwencjonalnych elektrowni w Niemczech Komisja stwierdza wzrost tempa likwidacji. Dane liczbowe pokazują, że w okresie od sporządzenia najbardziej pesymistycznego scenariusza, który został przekazany Komisji przed wydaniem decyzji o wszczęciu postępowania (tzn. w listopadzie 2016 r.), do września 2017 r. zgłoszono federalnej agencji ds. sieci dalsze przypadki likwidacji odpowiadające 1,4 GW. Stanowi to znaczny wzrost w porównaniu do wskaźnika likwidacji przewidzianego w najbardziej pesymistycznym scenariuszu, w którym przyjęto likwidację 670 MW rocznie jako uzupełnienie podstawowego scenariusza ENTSO-E. W związku z tym Komisja uważa, że w świetle przedstawionych dowodów założenia te należy skorygować w górę.

               (110)

               Komisja doszła do wniosku, że wielkość rezerwy strategicznej można ustalić na podstawie obliczeń najbardziej pesymistycznego scenariusza, o ile w tych obliczeniach uwzględnione zostały koszty dodatkowej ochrony w porównaniu do jej korzyści społecznych. Zdaniem Komisji rezerwa mocy jest zgodna z tym podejściem dzięki zobowiązaniom podjętym przez Niemcy.

               (111)

               Jeśli chodzi o czas trwania programu pomocy, w decyzji o wszczęciu postępowania wyrażono wątpliwości co do tego, że nie została przewidziana żadna data końcowa. Komisja stwierdza, że Niemcy wyjaśniły, że chcą co dwa lata przeprowadzać oceny adekwatności w celu ustalenia, czy rezerwa mocy jest nadal potrzebna. Niemcy zwracają uwagę na fakt, że wielkość rezerwy jest dostosowywana na podstawie tych obliczeń.

               (112)

               Komisja jest zdania, że zmieniona ocena adekwatności będzie właściwym instrumentem umożliwiającym określenie konieczności i wielkości rezerwy mocy oraz że konieczność rezerwy została udowodniona.

               (113)

               Komisja potwierdza swój argument przedstawiony w decyzji o wszczęciu postępowania (15), że rezerwą strategiczną są na przykład odpowiednie środki tymczasowe, które powinny stanowić uzupełnienie reform rynkowych do czasu, aż rynek zacznie prawidłowo funkcjonować, a podmioty działające na rynku poznają sposób jego działania.

               (114)

               Na podstawie tych rozważań Komisja ogranicza swoje zezwolenie do okresu wynoszącego sześć lat, tzn. do trzech następujących po sobie dwuletnich okresów rozliczeniowych, począwszy od pierwszego przetargu, którego zwycięzcy mają zostać wyłonieni w dniu 1 października 2019 r., do końca trzeciego okresu rozliczeniowego, który ma się zakończyć w dniu 30 września 2025 r.

         7.3.3.   Adekwatność

               (115)

               W odniesieniu do adekwatności rezerwy mocy w decyzji o wszczęciu postępowania wyrażono wątpliwości dotyczące osobnego zwrotu kosztów zmiennych poniesionych w związku z uruchomieniem rezerwy i warunków udziału.

         7.3.3.1.   Osobny zwrot kosztów zmiennych

               (116)

               W odniesieniu do osobnego zwrotu kosztów zmiennych w przypadku uruchomienia rezerwy mocy Komisja wyraziła wątpliwości co do tego, czy wszystkie kategorie kosztów przewidziane w kontekście osobnego zwrotu faktycznie przedstawiają koszty zmienne. Komisja zauważyła, że osobny i niezależny od przetargu zwrot tych kosztów oznaczałby, że postępowanie przetargowe nie jest konkurencyjne, co uniemożliwia zapewnienie ograniczenia kosztów do niezbędnego minimum.

               (117)

               Komisja przyjmuje do wiadomości zobowiązanie się Niemiec do zakazania wszystkim uczestnikom osobnego zwrotu kosztów zmiennych, jak opisano w motywie 82. Komisja wychodzi z założenia, że zmiana ta doprowadzi do większej konkurencyjności postępowania przetargowego, ponieważ uczestnicy otrzymają zachętę do uwzględnienia w swoich ofertach wszystkich ponoszonych kosztów. Przy szacowaniu swoich kosztów zmiennych uczestnicy muszą przyjąć założenia dotyczące częstości wykorzystywania rezerwy mocy, ponieważ koszty zmienne powstają tylko w przypadku uruchomienia rezerwy. Komisja stwierdza, że poprzez odrzucenie osobnego zwrotu kosztów w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw paliwa element kosztowy, o którym mowa, zostaje uwzględniony w konkurencyjnym postępowaniu przetargowym i że dla wszystkich dostawców mocy zostają zapewnione równe warunki konkurencji. Komisja uważa zatem, że jej wątpliwości w tej kwestii zostały rozwiane.

         7.3.3.2.   Warunki udziału

      Udział operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie

               (118)

               W odniesieniu do warunków udziału w rezerwie mocy Komisja wyraziła wątpliwości w kwestii tego, że ze względu na określone warunki udziału operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie mogą znaleźć się w niekorzystnej sytuacji względem jednostek wytwórczych i że w ten sposób zostaną de facto wykluczeni z rezerwy.

               (119)

               Komisja przyjęła do wiadomości zobowiązania podjęte w tym zakresie przez Niemcy, które są przedstawione w motywie 83, i uważa, że zmienione warunki udziału zapewniają równe warunki konkurencji dla operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie i innych dostawców mocy.

               (120)

               Zobowiązania podjęte przez Niemcy przyczynią się do poprawy konkurencyjnej pozycji operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie w dwóch obszarach. Pierwsza część zobowiązań spowoduje złagodzenie warunków udziału obowiązujących wobec operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, w związku z czym operatorzy, którzy zgodnie z pierwotnie zgłoszonymi warunkami nie mieli prawa udziału, teraz będą dopuszczeni do udziału. Dotyczy to mniejszych jednostek (od 5 MW do 10 MW), jednostek, które do uruchomienia potrzebują agregatora, oraz jednostek podłączonych do sieci średniego napięcia, a nie do sieci przesyłowej. Z kolei druga część zobowiązań spowoduje, że udział operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie w rezerwie mocy będzie atrakcyjniejszy finansowo i mniej ryzykowny. Zwłaszcza zmniejszenie maksymalnej liczby testów i skrócenie okresu, w którym konieczne jest wcześniejsze pozyskanie energii elektrycznej, przyczyni się do obniżenia kosztów dla operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie, przez co operatorzy ci będą bardziej konkurencyjni w postępowaniu przetargowym w porównaniu do wytwórców.

               (121)

               Chociaż zmiana ta spowoduje, że operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie będą mogli brać udział na takich samych warunkach co wytwórcy, Komisja akceptuje fakt, że w odniesieniu do tych operatorów będą obowiązywały określone ograniczenia. Ustalenie, że udział operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie będzie ograniczał się do nieelastycznych operatorów, służy wyłącznie uniknięciu sytuacji, w której istniejący elastyczni operatorzy, którzy już oferują swoją elastyczność na rynku, opuszczą rynek, aby wziąć udział w rezerwie mocy. Zdaniem Komisji takie ustalenie zapobiega temu, że elastyczni operatorzy opuszczą rynek ze względu na rezerwę mocy, i jednocześnie zapewnia, że nieelastyczni operatorzy staną się elastyczni. Uzasadnione jest również ograniczenie czasu udziału, ponieważ operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie, którzy staną się elastyczni, po wystąpieniu z rezerwy mocy będą przez to zachęcani do aktywnego działania na rynku energii elektrycznej, co może zmniejszyć konieczność utrzymywania rezerwy mocy w długofalowej perspektywie.

               (122)

               Na podstawie powyższych rozważań Komisja stwierdza, że jej wątpliwości dotyczące faktycznej dyskryminacji operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie w ramach rezerwy mocy zostały rozwiane.

      Udział zagranicznych mocy produkcyjnych

               (123)

               Jak określono w motywie 42, w decyzji o wszczęciu postępowania wyrażono wątpliwości dotyczące wykluczenia zagranicznych jednostek wytwórczych i zwrócono się do zainteresowanych stron o ustosunkowanie się do tej kwestii. W ramach kontaktów przedzgłoszeniowych przed wydaniem decyzji o wszczęciu postępowania władze niemieckie wyjaśniły, że istnieją dwa główne powody wykluczenia zagranicznych mocy produkcyjnych. Po pierwsze do celów udziału zagranicznych mocy produkcyjnych należałoby zarezerwować zdolności połączeń wzajemnych. Po drugie zarezerwowanie zagranicznych mocy produkcyjnych na potrzeby rezerwy mocy oznaczałoby, że jednostki te nie mogłyby wytwarzać ani sprzedawać energii elektrycznej na swoich rynkach krajowych i musiałyby być dostępne wyłącznie wobec niemieckich OSP.

               (124)

               Komisja stwierdza, że przekazane przez podmioty działające na rynku uwagi dotyczące decyzji o wszczęciu postępowania nie zawierały żadnych nowych argumentów. Chociaż w dwóch uwagach zauważono, że zasadniczo wszystkie mechanizmy zdolności przesyłowych powinny być dostępne również wobec zagranicznych mocy produkcyjnych, nie przedstawiono żadnych argumentów, które określałyby, dlaczego może dojść do zakłóceń konkurencji na rynku albo w jaki sposób można by zorganizować taki udział.

               (125)

               Po pierwsze Komisja jest zdania, że w sytuacji niedoboru energii elektrycznej, która wymagałaby uruchomienia rezerwy mocy, zagraniczne moce produkcyjne nie wnosiłyby żadnej wartości dodanej, ponieważ w takim przypadku wszelkie zdolności połączeń wzajemnych i tak są wykorzystywane do celów importu. Po drugie struktura programu pomocy zapewnia, że rezerwa mocy jest w pełni utrzymywana poza rynkiem, tak aby uniknąć wypaczania zarówno krótkoterminowych zdarzeń rynkowych, jak i długoterminowych sygnałów inwestycyjnych. W ten sposób rezerwa nie wpływa na zagraniczne moce produkcyjne, w związku z czym moce te nie muszą uczestniczyć w rezerwie mocy, aby wyeliminować zakłócenia konkurencji, jak miałoby to miejsce na przykład w przypadku obejmującego cały rynek mechanizmu zdolności przesyłowych. Dlatego Komisja twierdzi, że w rezerwie mocy powinny móc uczestniczyć tylko krajowe moce produkcyjne.

               (126)

               Komisja uważa zatem, że rezerwa mocy jest odpowiednim instrumentem, który umożliwia osiągnięcie celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania.

         7.3.4.   Efekt zachęty

               (127)

               W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja doszła do wniosku, że rezerwa mocy wywołuje efekt zachęty, który skłania beneficjentów do zmiany swojego zachowania. Ponieważ zainteresowane strony nie przekazały żadnych uwag dotyczących tej kwestii, Komisja potwierdza ten wniosek.

         7.3.5.   Proporcjonalność

               (128)

               Jeśli chodzi o proporcjonalność przedmiotowego środka, w decyzji o wszczęciu postępowania wyrażono wątpliwości odnośnie do restrykcyjnych warunków udziału. Niepotrzebne ograniczenie możliwości udziału w przetargu mogłoby doprowadzić do tego, że pomoc nie byłaby ograniczona do niezbędnego minimum.

               (129)

               Aby zapewnić, że nie będzie przydzielanych więcej środków pomocowych, niż jest to konieczne, należy udowodnić, że dodatkowa zdolność przesyłowa w formie rezerwy strategicznej jest racjonalna z ekonomicznego punktu widzenia i że odzwierciedla ona gotowość klientów do płacenia za taką zdolność. Poza tym rezerwę mocy należy stopniowo zlikwidować, jak tylko zostaną przeprowadzone reformy rynkowe i będzie wiadomo, jaki wpływ ma tocząca się transformacja sektora energetycznego na zdolność przesyłową.

               (130)

               Wątpliwości Komisji zostały rozwiane dzięki zobowiązaniom podjętym przez Niemcy, które są opisane w sekcji 6. Komisja w szczególności stwierdza, że poprawa możliwości udziału operatorów właściwych do reagowania na zapotrzebowanie zapewni konkurencyjność postępowania przetargowego i tym samym odpowiednią kwotę pomocy. Ponadto Komisja uważa, że zmieniona ocena adekwatności zapewni pozyskiwanie odpowiedniej ilości energii elektrycznej. Poza tym Komisja potwierdza, że zezwolenie na zastosowanie przedmiotowego środka, jak określono w motywie 114, zostaje ograniczone na podstawie niniejszej decyzji do sześciu lat.

               (131)

               W związku z powyższym Komisja jest przekonana, że struktura rezerwy mocy zapewni proporcjonalność pomocy.

         7.3.6.   Unikanie nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i wymianę handlową

               (132)

               W decyzji o wszczęciu postępowania zaznaczono, że opłaty za bilansowanie energii są dwukrotnie wyższe od technicznego ograniczenia cenowego na rynku dnia bieżącego. Komisja wyjaśniła, że taka sytuacja mogłaby być mniej odpowiednia z ekonomicznego punktu widzenia niż określenie ograniczenia cenowego dnia bieżącego do wysokości maksymalnej opłaty za bilansowanie energii, która z kolei powinna odzwierciedlać VOLL. Komisja stwierdziła zatem, że należy zdefiniować „VOLL”, aby zapobiec stosowaniu zbyt wysokich opłat za bilansowanie energii, które mogłyby zakłócać konkurencję.

               (133)

               W odniesieniu do wątpliwości Komisji Niemcy wyjaśniły, że śróddzienne ograniczenie cenowe w wysokości 10 000 EUR/MWh nie jest określoną ustawowo ceną maksymalną na rynku dnia bieżącego, lecz stanowi jedynie stosowane na giełdach techniczne ograniczenie cenowe. Na przykład ceny stosowane w handlu pozagiedłowym (OCT) mogłyby wzrosnąć do kwoty 20 000 EUR/MWh, która odpowiada cenie wykorzystania rezerwy mocy. W ten sposób podmioty działające na rynku mogłyby zabezpieczyć swoją pozycję do wysokości kwoty odpowiadającej ich ryzyku.

               (134)

               Komisja stwierdza, że wyjaśnienia przekazane przez Niemcy faktycznie pozwalają rozwiać wątpliwości w kwestii tego, że podmioty działające na rynku nie byłyby w stanie zabezpieczyć swojej pozycji do wysokości potencjalnych grzywien. Ponieważ cena może wzrosnąć do wysokości opłaty za bilansowanie energii, którą należy zapłacić w razie wykorzystania rezerwy mocy, podmioty działające na rynku mogą wykorzystywać dostępne zasoby w pełnym zakresie, aby uniknąć wykorzystania rezerwy mocy.

               (135)

               Komisja stwierdza, że Niemcy nie zobowiązały się do obliczenia i zdefiniowania VOLL. W decyzji o wszczęciu postępowania zwrócono uwagę na fakt, że definicja VOLL ma znaczenie zarówno w kontekście oceny konieczności, jaki i do celów ustalenia maksymalnej ceny na rynku. W motywie 108 Komisja wyjaśnia, że podejście Niemiec zakładające obliczenie szerzej zakrojonych skutków gospodarczych i społecznych wywieranych przez rezerwę mocy także umożliwia osiągnięcie celu, który polega na uniknięciu kosztownego pozyskiwania zbyt dużej ilości mocy. Takie podejście jest więc zadowalające, ponieważ ogranicza wpływ rezerwy na sytuacje ekstremalne, w związku z czym konkurencja na rynku energii elektrycznej pozostaje niezmieniona. Ponieważ nie istnieje cena maksymalna, zasadniczo cena może wzrosnąć do wartości VOLL niezależnie od tego, czy została ona zdefiniowana czy też nie. Zdaniem Komisji ze względu na opłatę za bilansowanie energii, która wynosi 20 000 EUR/MWh, mało prawdopodobne jest, aby moc niezbędna do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw nie była dostępna wtedy, gdy będzie potrzebna.

               (136)

               Poza tym Komisja przypomina o tym, że występuje ścisły podział między rynkiem a rezerwą mocy, ponieważ rezerwa zostaje uruchomiona wówczas, gdy rynek energii elektrycznej nie znajduje się w równowadze. Przedmiotowy program pomocy zapewnia brak oddziaływania na konkurencję i wymianę handlową na rynku energii elektrycznej.

               (137)

               Biorąc pod uwagę wyjaśnienia przekazane przez Niemcy, Komisja stwierdza, że przedmiotowy środek nie wywiera nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i wymianę handlową.

         7.3.7.   Przejrzystość

               (138)

               Jak określono w decyzji o wszczęciu postępowania, Niemcy będą stosować przepisy dotyczące przejrzystości określone w sekcji 3.2.7 wytycznych EEAG, o ile mają one zastosowanie do pomocy udzielonej na podstawie rezerwy mocy. Tym samym wymóg tej jest spełniony.

         8.   WNIOSEK

               (139)

               W świetle powyższych rozważań i zobowiązań podjętych przez Niemcy (sekcja 6) Komisja stwierdza, że na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE program pomocy jest zgodny z rynkiem wewnętrznym, a w szczególności z sekcją 3.9 wytycznych EEAG,

         PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ:
   Artykuł 1
   Na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE planowany przez Niemcy program pomocy na rzecz utworzenia rezerwy mocy jest zgodny z rynkiem wewnętrznym w trakcie łącznie trzech następujących po sobie dwuletnich okresów rozliczeniowych trwających do dnia 30 września 2025 r.
   Przedmiotowy program pomocy może zatem zostać wdrożony.
   Artykuł 2
   Niniejsza decyzja skierowana jest do Republiki Federalnej Niemiec.

      Sporządzono w Brukseli dnia 7 lutego 2018 r.

            W imieniu Komisji

         Margrethe VESTAGER

            Członek Komisji

      (1)  Dz.U. C 159 z 19.5.2017, s. 6.

      (2)  Decyzja Komisji z dnia 7 kwietnia 2017 r. w sprawie pomocy państwa SA.45852 (2017/N) – Niemcy – Rezerwa mocy – Zaproszenie do zgłaszania uwag zgodnie z art. 108 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (Dz.U. C 159 z 19.5.2017, s. 6).

      (3)  Rozporządzenie regulujące procedurę pozyskiwania, wykorzystywania i rozliczania rezerwy mocy (rozporządzenie dotyczące rezerwy mocy – KapResV).

      (4)  Nie dotyczy to jednak rynków, na których obowiązuje cena za kilowat, tzn. w praktyce chodzi o regulacje skierowane do operatorów o zdolności wyłączania, które są zawarte w rozporządzeniu dotyczącym porozumień w sprawie instalacji o zdolności wyłączania (AbLaV), oraz rynku bilansującego energii elektrycznej.

      (5)  Tzn. rok po rozpoczęciu pierwszego okresu rozliczeniowego, pierwotnie przewidzianego na październik 2018 r.

      (6)  Wyrok Trybunału z dnia 24 lipca 2003 r. w sprawie C-280/00, Altmark Trans GmbH i Regierungspräsidium Magdeburg przeciwko Nahverkehrsgesellschaft Altmark GmbH, przy udziale Oberbundesanwalt beim Bundesverwaltungsgericht, ECLI:EU:C:2003:415.

      (7)  Wyrok Trybunału z dnia 19 grudnia 2013 r., Association Vent De Colère! Fédération nationale i in. przeciwko Ministre de l'Écologie, du Développement durable, des Transports et du Logement und Ministre de l'Économie, des Finances et de l'Industrie, C-262/12, ECLI:EU:C:2013:851.

      (8)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 55).

      (9)  Dz.U. C 200 z 28.6.2014, s. 1.

      (10)  Poniższe reguły obowiązują zgodnie z ogólną zasadą, która jest zawarta w motywie 12 i obowiązuje również w odniesieniu do producentów energii elektrycznej, względem poszczególnych instalacji, a nie operatorów. Operator, który w ramach swojego przyłącza sieciowego obsługuje kilka instalacji, może działać w ten sposób na różnych rynkach.

      (11)  W przypadku gdy operatorzy właściwi do reagowania na zapotrzebowanie sami wytwarzają część zużywanej przez siebie energii elektrycznej, zobowiązanie to dotyczy tylko tej części energii, którą pozyskują z sieci, i nie dotyczy tej części energii, którą wytwarzają sami. W rezerwie mocy mogą jednak brać udział tylko z wykorzystaniem tych mocy wytwórczych, które odpowiadają ich stałemu zużyciu energii elektrycznej z sieci.

      (12)  Ustawa o dalszym rozwoju rynku energii elektrycznej (ustawa o rynku energii elektrycznej) z dnia 26 lipca 2016 r. Ustawa o rynku energii elektrycznej została opublikowana w Federalnym Dzienniku Ustaw w dniu 29 lipca 2016 r. (BGBl. I 2016 nr 37, s. 1786).

      (13)  Bardziej szczegółowe informacje na temat środków służących zapewnieniu wystarczalności mocy wytwórczych są zawarte w sekcjach 3.9.1–3.9.6 wytycznych EEAG.

      (14)  Komisja zauważa, że obecnie negocjowany jest wniosek dotyczący nowego rozporządzenia w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej (COM(2016) 861 final z dnia 30 listopada 2016 r.), przy czym przyszłe zasady kształtowania rynku energii elektrycznej nie wpływają na przedmiotowy program pomocy.

      (15)  W sekcji 3.2.2.3 lit. a) decyzji o wszczęciu postępowania zawarte jest szczegółowe wyjaśnienie, dlaczego nie została wyznaczona data końcowa dla rezerwy mocy.


title: Decyzja Rady (UE) 2018/924 z dnia 22 czerwca 2018 r. uchylająca decyzję 2009/414/WE w sprawie istnienia nadmiernego deficytu we Francji

text:
               29.6.2018

               PL

               Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej

               L 164/44

         DECYZJA RADY (UE) 2018/924
   z dnia 22 czerwca 2018 r.
   uchylająca decyzję 2009/414/WE w sprawie istnienia nadmiernego deficytu we Francji
   RADA UNII EUROPEJSKIEJ,
   uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 126 ust. 12,
   uwzględniając zalecenie Komisji Europejskiej,
   a także mając na uwadze, co następuje:

               (1)

               W dniu 27 kwietnia 2009 r., na podstawie zalecenia Komisji, Rada stwierdziła w decyzji 2009/414/WE (1) podjętej zgodnie z art. 126 ust. 6 Traktatu istnienie nadmiernego deficytu we Francji. Rada odnotowała, że według informacji otrzymanych od tego państwa deficyt sektora instytucji rządowych i samorządowych na 2008 r. miał wynieść 3,2 % PKB, a zatem przekroczyć określoną w Traktacie wartość referencyjną wynoszącą 3 % PKB. Dług brutto sektora instytucji rządowych i samorządowych, który od 2003 r. utrzymywał się powyżej określonej w Traktacie wartości referencyjnej wynoszącej 60 % PKB, miał wynieść w 2008 r. 66,7 % PKB.

               (2)

               W tym samym dniu, zgodnie z art. 126 ust. 7 Traktatu oraz art. 3 ust. 4 rozporządzenia (WE) nr 1467/97 (2), Rada, na podstawie zalecenia Komisji, wydała zalecenie skierowane do Francji, wzywając do zlikwidowania nadmiernego deficytu najpóźniej do 2012 r. Rada wyznaczyła też dzień 27 października 2009 r. jako termin na podjęcie w tym celu skutecznych działań.

               (3)

               W dniu 2 grudnia 2009 r. Rada wydała nowe zalecenie skierowane do Francji na podstawie art. 126 ust. 7 Traktatu, przedłużając termin korekty nadmiernego deficytu do 2013 r. Rada uznała, że Francja podjęła skuteczne działania, lecz wystąpiły nieprzewidziane niekorzystne zdarzenia gospodarcze, niosące poważne negatywne konsekwencje dla finansów publicznych.

               (4)

               Rada wydała w dniu 21 czerwca 2013 r. nowe zalecenie dla Francji na podstawie art. 126 ust. 7 Traktatu, przedłużając termin korekty nadmiernego deficytu do 2015 r. Rada uznała, że dostępne dowody nie uzasadniają wniosku, że nie podjęto skutecznych działań, lecz wystąpiły nieprzewidziane niekorzystne zdarzenia gospodarcze, niosące poważne negatywne konsekwencje dla finansów publicznych.

               (5)

               W dniu 10 marca 2015 r. Rada wydała na podstawie art. 126 ust. 7 Traktatu nowe zalecenie skierowane do Francji, wzywając do zlikwidowania nadmiernego deficytu do 2017 r. Rada wyznaczyła Francji termin 10 czerwca 2015 r. na przedstawienie szczegółowego sprawozdania na temat podjętych działań.

               (6)

               W dniu 1 lipca 2015 r. Komisja stwierdziła, że Francja prawdopodobnie osiągnie docelowe poziomy deficytu nominalnego w latach 2015 i 2016, chociaż wszystkie wskaźniki wskazują, że wysiłek fiskalny będzie mniejszy od zalecanego w latach 2015 i 2016. W związku z powyższym i zgodnie z metodyką oceny skuteczności podjętych działań Komisja uznała, że procedurę nadmiernego deficytu należało zawiesić.

               (7)

               Zgodnie z art. 4 Protokołu w sprawie procedury dotyczącej nadmiernego deficytu, załączonego do Traktatów, Komisja dostarcza dane na potrzeby zastosowania tej procedury. W ramach stosowania tego protokołu państwa członkowskie przedkładają dane na temat deficytu i długu sektora instytucji rządowych i samorządowych oraz inne związane z tym zmienne dwa razy w roku, mianowicie przed dniem 1 kwietnia oraz przed dniem 1 października, zgodnie z art. 3 rozporządzenia Rady (WE) nr 479/2009 (3).

               (8)

               Rada podejmuje decyzję o uchyleniu decyzji w sprawie istnienia nadmiernego deficytu na podstawie przedłożonych danych. Ponadto decyzja taka powinna zostać uchylona tylko wówczas, gdy prognozy Komisji wskazują, że deficyt nie przekroczy w okresie objętym prognozą określonej w Traktacie wartości referencyjnej wynoszącej 3 % PKB.

               (9)

               Na podstawie danych przedstawionych przez Komisję (Eurostat) zgodnie z art. 14 rozporządzenia (WE) nr 479/2009, których podstawę stanowią dane przedłożone przez Francję w zgłoszeniu z kwietnia 2018 r., program stabilności z 2018 r. oraz prognoza Komisji z wiosny 2018 r., uzasadnione jest wyciągnięcie następujących wniosków:

                           —

                           Deficyt sektora instytucji rządowych i samorządowych osiągnął w 2016 r. poziom 3,4 % PKB, po czym spadł do 2,6 % PKB w 2017 r. W porównaniu z celami budżetowymi na 2017 r., do redukcji deficytu w tym roku przyczyniły się głównie wysokie dochody podatkowe (0,7 % PKB), zwłaszcza z VAT i podatków od przedsiębiorstw.

                           —

                           W przedłożonym przez rząd Francji w dniu 25 kwietnia 2018 r. programie stabilności na lata 2018-2022 przewiduje się, że deficyt sektora instytucji rządowych i samorządowych spadnie do poziomu 2,3 % PKB w 2018 r., a w 2019 r. nieznacznie wzrośnie do 2,4 % PKB. W prognozie Komisji z wiosny 2018 r. przewiduje się, że deficyt wyniesie 2,3 % PKB w 2018 r. i 2,8 % PKB w 2019 r., utrzymując się zatem na poziomie niższym od określonej w Traktacie wartości referencyjnej wynoszącej 3 % PKB.

                           —

                           Saldo strukturalne, tj. saldo sektora instytucji rządowych i samorządowych w ujęciu uwzględniającym zmiany cykliczne, po skorygowaniu o działania jednorazowe i tymczasowe, poprawiło się o 0,5 % PKB w 2017 r. Od 2015 r. poprawa salda strukturalnego wyniosła łącznie 0,7 % PKB.

                           —

                           Relacja długu publicznego brutto do PKB wzrosła w 2017 r. do 97,0 % (z poziomu 96,6 % w 2016 r.), co wynikało głównie z wartości rezydualnej zmiany długu – wpływ deficytu pierwotnego i płatności odsetek został w dużej mierze wyrównany przez zmniejszający dług wpływ wzrostu realnego PKB i inflacji. Prognoza Komisji z wiosny 2018 r. zakłada, że wskaźnik zadłużenia zmniejszy się do 96,4 % w 2018 r. i 96,0 % w 2019 r., głównie dzięki wysokiemu wzrostowi nominalnemu, który przeważa wpływ deficytu pierwotnego i płatności odsetek.

               (10)

               Zgodnie z art. 126 ust. 12 Traktatu decyzję Rady w sprawie istnienia nadmiernego deficytu należy uchylić, kiedy nadmierny deficyt w danym państwie członkowskim zostanie, w ocenie Rady, skorygowany.

               (11)

               W opinii Rady sytuacja nadmiernego deficytu we Francji została skorygowana i z tego względu decyzja 2009/414/WE powinna zostać uchylona.

               (12)

               Począwszy od 2018 r., czyli roku następującego po roku, w którym nastąpiła korekta nadmiernego deficytu, Francja podlega części zapobiegawczej paktu stabilności i wzrostu i powinna w odpowiednim tempie czynić postępy na drodze do osiągnięcia swojego średniookresowego celu budżetowego, przestrzegając przy tym docelowej wartości wydatków, oraz spełniać kryterium długu zgodnie z art. 2 ust. 1a rozporządzenia (WE) nr 1467/97,

         PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ:
   Artykuł 1
   Z ogólnej oceny wynika, że sytuacja nadmiernego deficytu we Francji została skorygowana.
   Artykuł 2
   Decyzja 2009/414/WE zostaje uchylona.
   Artykuł 3
   Niniejsza decyzja skierowana jest do Republiki Francuskiej.

      Sporządzono w Luksemburgu dnia 22 czerwca 2018 r.

            W imieniu Rady

         V. GORANOV

            Przewodniczący

      (1)  Decyzja Rady 2009/414/WE z dnia 27 kwietnia 2009 r. w sprawie istnienia nadmiernego deficytu we Francji (Dz.U. L 135 z 30.5.2009, s. 19).

      (2)  Rozporządzenie Rady (WE) nr 1467/97 z dnia 7 lipca 1997 r. w sprawie przyspieszenia i wyjaśnienia procedury nadmiernego deficytu (Dz.U. L 209 z 2.8.1997, s. 6).

      (3)  Rozporządzenie Rady (WE) nr 479/2009 z dnia 25 maja 2009 r. o stosowaniu Protokołu w sprawie procedury dotyczącej nadmiernego deficytu załączonego do Traktatu ustanawiającego Wspólnotę Europejską (Dz.U. L 145 z 10.6.2009, s. 1).


title: Decyzja Rady (UE) 2018/966 z dnia 6 lipca 2018 r. w sprawie podpisania, w imieniu Unii Europejskiej, Umowy o partnerstwie gospodarczym między Unią Europejską a Japonią

text:
               10.7.2018

               PL

               Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej

               L 174/1

         DECYZJA RADY (UE) 2018/966
   z dnia 6 lipca 2018 r.
   w sprawie podpisania, w imieniu Unii Europejskiej, Umowy o partnerstwie gospodarczym między Unią Europejską a Japonią
   RADA UNII EUROPEJSKIEJ,
   uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 91, art. 100 ust. 2 i art. 207 ust. 4 akapit pierwszy w związku z art. 218 ust. 5,
   uwzględniając wniosek Komisji Europejskiej,
   a także mając na uwadze, co następuje:

               (1)

               Dnia 29 listopada 2012 r. Rada upoważniła Komisję do rozpoczęcia negocjacji w sprawie umowy o wolnym handlu z Japonią.

               (2)

               Negocjacje w sprawie Umowy o partnerstwie gospodarczym między Unią Europejską a Japonią (dalej zwanej „Umową”) zakończyły się pomyślnie.

               (3)

               Umowa powinna zatem zostać podpisana;

         PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ:
   Artykuł 1
   Niniejszym upoważnia się do podpisania, w imieniu Unii, Umowy o partnerstwie gospodarczym między Unią Europejską a Japonią (dalej zwanej „Umową”), z zastrzeżeniem jej zawarcia (1).
   Artykuł 2
   Przewodniczący Rady zostaje niniejszym upoważniony do wyznaczenia osoby lub osób umocowanych do podpisania Umowy w imieniu Unii.
   Artykuł 3
   Niniejsza decyzja wchodzi w życie z dniem jej przyjęcia.

      Sporządzono w Brukseli dnia 6 lipca 2018 r.

            W imieniu Rady

         G. BLÜMEL

            Przewodniczący

      (1)  Tekst Umowy zostanie opublikowany razem z decyzją w sprawie jej zawarcia.