CELEX: 62014TJ0793
Pomoc państwa
Rynek mocy w Zjednoczonym Królestwie
System pomocy
Artykuł 108 ust. 2 i 3 TFUE
Pojęcie wątpliwości w rozumieniu art. 4 ust. 3 lub 4 rozporządzenia (WE) nr 659/1999
Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014-2020
Decyzja o niewnoszeniu zastrzeżeń
Brak wszczęcia formalnego postępowania wyjaśniającego
Uprawnienia procesowe zainteresowanych stron

I.

Okoliczności powstania sporu
A.

Skarżące i przedmiot sporu
Skarżące, Tempus Energy Ltd, będąca następcą prawnym spółki Alectrona Grid Services Ltd, oraz Tempus Energy Technology Ltd (zwane dalej łącznie „Tempusem”) oferują do sprzedaży technologię zarządzania zużyciem energii, zwaną także „zarządzaniem popytem” na rzecz osób prywatnych i przedsiębiorstw oraz posiadają licencję dostawcy energii elektrycznej w Zjednoczonym Królestwie.
Oferta proponowana klientom przez Tempus ma przynieść oszczędności kosztów w łańcuchu podaży energii elektrycznej poprzez połączenie technologii zarządzania popytem z usługami oferowanymi przez dostawcę energii elektrycznej. Tempus sprzedaje energię elektryczną i pomaga swym klientom przesuwać pobór energii elektrycznej niepodlegający ograniczeniom czasowym na okresy, w których ceny hurtowe są niskie ze względu na niski popyt albo ze względu na nadmiar energii elektrycznej wytworzonej ze źródeł odnawialnych, sprawiający, że jest ona tańsza.
Z akt sprawy wynika, że jednostki zarządzania popytem zawierają zwykle umowy z konsumentami energii elektrycznej, którymi są generalnie odbiorcy przemysłowi i handlowi lub małe i średnie przedsiębiorstwa, które to umowy stanowią, że klient zgadza się być elastyczny, jeśli chodzi o zużycie energii elektrycznej w danym okresie. Jednostka zarządzania popytem oblicza całkowitą moc wytwórczą dostępną w danym momencie wśród wszystkich klientów elastycznych, a następnie może zaoferować tę moc zarządcy sieci elektrycznej, w tym wypadku National Grid, w zamian za zapłatę określonej kwoty na rzecz klienta elastycznego, zachowując przy tym dla siebie pewien zysk.
Tempus wnosi w swej skardze o stwierdzenie nieważności decyzji Komisji C(2014) 5083 final z dnia 23 lipca 2014 r. o niewnoszeniu zastrzeżeń wobec systemu pomocy związanego z rynkiem mocy w Zjednoczonym Królestwie, ze względu na to, że system ten jest zgodny z rynkiem wewnętrznym, na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE (pomoc państwa 2014/N-2) (
Dz.U. 2014, C 348, s. 5
, zwanej dalej „zaskarżoną decyzją”).
B.

W przedmiocie spornego środka
W ramach systemu pomocy, o którym mowa w zaskarżonej decyzji (zwanego dalej „spornym środkiem”) Zjednoczone Królestwo Wielkiej Brytanii i Irlandii Północnej tworzy rynek mocy oparty na scentralizowanych aukcjach, których rolą jest dostarczanie wymaganych mocy wytwórczych w celu zapewnienia ich równowagi. Jest to system pomocy polegający na przyznawaniu wynagrodzenia dostawcom mocy wytwórczych energii elektrycznej w zamian za podjęcie przez nich zobowiązania do dostarczania energii elektrycznej, ograniczenia lub zróżnicowania jej zużycia w okresie wzmożonego obciążenia sieci (motyw 4 zaskarżonej decyzji).
Podstawę prawną spornego środka stanowią UK Energy Act 2013 (ustawa Zjednoczonego Królestwa z 2013 r. o energii) oraz przyjęte na jej podstawie akty wykonawcze, w szczególności Electricity Capacity Regulations 2014 (rozporządzenie z 2014 r. w sprawie mocy wytwórczej energii elektrycznej) i Capacity Market Rules 2014 (przepisy z 2014 r. dotyczące rynku mocy).
Rynek mocy funkcjonuje w następujący sposób: wymagany poziom mocy jest określany w sposób scentralizowany, zaś rynek określa, za pomocą aukcji, właściwą cenę za zapewnienie tego poziomu, przy czym wszyscy spełniający wymogi kwalifikujące dostawcy mocy konkurują ze sobą w ramach tej samej aukcji (motyw 145 zaskarżonej decyzji). Wymagany poziom mocy jest zatwierdzany przez rząd Zjednoczonego Królestwa z uwzględnieniem w szczególności zaleceń operatora sieci elektrycznej, National Grid (motyw 11 zaskarżonej decyzji).
W odniesieniu do aukcji sporny środek przewiduje, co następuje: corocznie, podczas głównych aukcji, wymagana moc jest wystawiana na aukcji, przy czym jej dostarczenie ma nastąpić cztery lata później (dalej „aukcja T‑4”); przykładowo moc będąca przedmiotem aukcji w 2014 r. powinna zostać dostarczona na przełomie 2018/2019 – okres dostawy liczy się od dnia 1 października 2018 r. do dnia 30 września 2019 r. (motyw 43 zaskarżonej decyzji). Inna aukcja odbywa się w roku poprzedzającym rok dostawy dla aukcji głównej (dalej: „aukcja T‑1”).
Pewna część mocy jest systematycznie wycofywana z aukcji T‑4 i „zastrzegana” dla aukcji T‑1 na podstawie szacowanego potencjału „opłacalnego” zarządzania popytem mogącego uczestniczyć w aukcji T‑1 i podawana do wiadomości publicznej wraz z opublikowaniem krzywej popytu dla aukcji T‑4 (motyw 45 zaskarżonej decyzji). W wypadku spadku popytu między aukcją T‑4 a aukcją T‑1 ilość mocy wystawiona na aukcji T‑1 ulega zmniejszeniu. W zaskarżonej decyzji wyjaśniono jednak, że ze względu na to, iż aukcje T‑1 oferują jednostkom zarządzania popytem najlepszą ścieżkę dostępu do rynku, rząd Zjednoczonego Królestwa zobowiązuje się do wystawiania na aukcjach T‑1 co najmniej 50% mocy „zastrzeżonej” cztery lata wcześniej. W zaskarżonej decyzji dodano, że pozostawia się pewien zakres swobody pozwalający na cofnięcie tej gwarancji, jeżeli zarządzanie popytem nie okaże się opłacalne w dłuższym okresie lub jeśli sektor zarządzania popytem zostanie uznany za wystarczająco dojrzały (motyw 46 zaskarżonej decyzji). Aukcje T‑4 i T‑1 tworzą system stały.
Z tymczasowym wyłączeniem połączeń wzajemnych i zagranicznych dostawców mocy aukcje stałe są otwarte dla istniejących i nowych jednostek zarządzania popytem i dla podmiotów zajmujących się składowaniem (motywy 4 i 149 zaskarżonej decyzji).
Oprócz systemu stałego istnieje także system przejściowy. I tak, przed okresem dostawy 2018/2019 zostały przewidziane aukcje „przejściowe” otwarte zasadniczo dla jednostek zarządzania popytem. Pierwsza aukcja przejściowa została zaplanowana na rok 2015 – w odniesieniu do okresu dostawy trwającego od października 2016 r. do września 2017 r.; drugą aukcję przejściową przewidziano na rok 2016 – w odniesieniu do okresu dostawy trwającego od października 2017 r. do września 2018 r. (motyw 51 zaskarżonej decyzji).
Uczestniczące w rynku mocy zasoby wytwórcze i zasoby zarządzania popytem są nazywane „Capacity Market Units” (jednostki rynku mocy, zwane dalej „CMU”). CMU wytwórcze mogą uczestniczyć w rynku indywidualnie jako CMU, lub zbiorczo, wraz z innymi jednostkami wytwórczymi spełniającymi określone warunki. Jednym z tych warunków jest mianowicie to, aby łączna moc wszystkich jednostek mieściła się w przedziale między minimalnym progiem 2 MW (megawatów) a progiem wynoszącym 50 MW (motyw 16 zaskarżonej decyzji).
CMU zarządzania popytem są definiowane na podstawie zobowiązania do ograniczenia zapotrzebowania. Tego rodzaju zobowiązanie oznacza, że jednostka zarządzania popytem powinna skłonić swego klienta do zmniejszenia poboru energii elektrycznej (mierzonego za pomocą licznika rejestrującego zużycie energii co pół godziny) lub do oddania do sieci energii elektrycznej, którą wytworzył on dzięki zainstalowanym u niego jednostkom wytwórczym. Każdy składnik CMU zarządzania popytem powinien być podłączony do licznika rejestrującego zużycie co pół godziny, a całkowita moc uzyskiwana dzięki zarządzaniu popytem pochodząca od danego dostawcy powinna mieścić się w przedziale między 2 MW a 50 MW (motyw 17 zaskarżonej decyzji).
Kwalifikujące się moce powinny być poddawane procesowi preselekcji, który – poza utworzeniem podstawowych akt administracyjnych, obejmuje specyficzne wymogi, w zależności od tego, czy potencjalny uczestnik jest jednostką istniejącą czy mającą powstać (motyw 26 zaskarżonej decyzji). W wypadku nowych mocy wytwórczych i niepotwierdzonych mocy zarządzania popytem (w przeciwieństwie do potwierdzonych mocy zarządzania popytem, w wypadku których zadeklarowana przez dostawcę moc została ostatecznie dowiedziona za pomocą testu), wymaga się ponadto wniesienia wadium w wysokości 5000 funtów szterlingów (GBP) (około 5650 EUR) na 1 MW w odniesieniu do aukcji T‑4 i T‑1 oraz w wysokości 500 GBP (około 565 EUR) na 1 MW w odniesieniu do aukcji przejściowych.
Do zadań operatora sieci elektrycznej, National Grid, należy organizowanie aukcji w celu osiągnięcia poziomu mocy wymaganego do zapewnienia wystarczalności mocy elektrycznej.
Wszystkie aukcje są aukcjami malejącymi z jednolitą ceną (pay-as-clear), gdzie wszyscy zwycięscy oferenci otrzymują płatność na podstawie ostatniej zaakceptowanej oferty. Wysoka cena jest ogłaszana na początku aukcji; następnie uczestnicy składają oferty w celu wskazania poziomu mocy, jaki są gotowi zapewnić za tę cenę. Proces ten powtarza się kilkakrotnie zgodnie z ustalonym uprzednio harmonogramem do momentu odkrycia najniższej ceny, przy której popyt odpowiada podaży, czyli ceny rozliczenia aukcji. Wszystkim zwycięskim oferentom jest wypłacana ta sama cena rozliczenia aukcji („pay-as-clear model”) (motyw 49 zaskarżonej decyzji).
Ze wszystkimi dostawcami mocy, których oferty zostały przyjęte, zawiera się zatem umowę o zapewnienie mocy po cenie rozliczenia aukcji. Okres obowiązywania tych umów, o które ubiegają się uczestnicy aukcji, jest zróżnicowany. Większości istniejących dostawców mocy są oferowane umowy obowiązujące jeden rok. Dostawcy mocy, których wydatki inwestycyjne są wyższe niż 125 GBP (ok. 141 EUR) na 1 kW (elektrownie wymagające modernizacji) mają dostęp do kontraktów o maksymalnym okresie obowiązywania wynoszącym trzy lata. Dostawcy mocy, których wydatki inwestycyjne są wyższe niż 250 GBP (ok. 282 EUR) na 1 kW (nowe elektrownie) mają dostęp do kontraktów o maksymalnym okresie obowiązywania wynoszącym piętnaście lat (motyw 57 zaskarżonej decyzji). Umowy, których okres obowiązywania jest dłuższy niż jeden rok, są zawierane jedynie w ramach aukcji T‑4. W każdym wypadku warunki umowy o zapewnienie mocy, w tym cena mocy, obowiązują przez cały czas trwania umowy.
Zwycięscy oferenci otrzymują, przez cały czas trwania ich umów, regularne wynagrodzenie finansowane z opłaty nałożonej na dostawców energii. W zamian zobowiązują się oni do zapewnienia mocy w okresach szczytowego obciążenia sieci. Przewiduje się kary, w sytuacji gdy zwycięski oferent nie dostarczy ilości energii elektrycznej zgodnie z zadeklarowaną w umowie mocą wytwórczą (motyw 4 zaskarżonej decyzji). Ponadto rynek mocy podlega procedurze okresowych kontroli (motyw 6 zaskarżonej decyzji).
Koszty ponoszone w celu sfinansowania wynagradzania zdolności do przekazywania energii elektrycznej są pokrywane przez wszystkich certyfikowanych dostawców energii elektrycznej (dalej „metoda pokrywania kosztów”). Opłata nakładana na dostawców energii elektrycznej jest określana na podstawie ich udziału w rynku i obliczana na podstawie popytu notowanego między godz. 16.00 a godz. 19.00. w dniach roboczych, w okresie od listopada do lutego, co ma na celu skłonienie ich do obniżenia zapotrzebowania klientów na energię elektryczną w okresach, w których jest ono zazwyczaj najwyższe. Według zaskarżonej decyzji ma to skutkować obniżeniem poziomu potrzebnych mocy, a w konsekwencji obniżeniem kosztów rynku mocy (motyw 69 zaskarżonej decyzji).
Dochody brutto przekazywane dostawcom mocy zostały określone i powinny mieścić się w przedziale od 0,9 mld do 2,6 mld GBP (w przybliżeniu od 1,02 mld do 2,94 mld EUR) rocznie, czyli od 8,1 do 23,4 mld GBP (w przybliżeniu od 9,14 mld EUR do 26,4 mld EUR) w latach 2018–2024, przy czym kwota ta może się różnić w zależności od wymaganego poziomu „nowo zbudowanej mocy” (motyw 7 zaskarżonej decyzji).
C.

Postanowienia wytycznych mające znaczenie w niniejszej sprawie
Należy przypomnieć, że w szczególnej dziedzinie pomocy państwa Komisja Europejska może uchwalić wytyczne w ramach korzystania z przysługujących jej uprawnień dyskrecjonalnych, a w zakresie, w jakim nie odbiegają one od norm traktatu, wskazówki w nich zawarte obowiązują tę instytucję (zob. wyrok z dnia 13 czerwca 2002 r., Niderlandy/Komisja,
C‑382/99
,
EU:C:2002:363
, pkt
i przytoczone tam orzecznictwo).
W odpowiedziach na pytania na piśmie zadane przez Sąd, a także na rozprawie Tempus potwierdził wyraźnie, że nie kwestionuje utworzenia rynku mocy, jako takiego, lecz wyłącznie, z jednej strony, ocenę informacji przedstawionych przez Zjednoczone Królestwo w odniesieniu do skutków zarządzania popytem, a z drugiej strony różne szczegółowe warunki przewidziane w celu umożliwienia jednostkom zarządzania popytem uczestnictwa w rynku mocy.
Wśród różnych postanowień wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią w latach 2014–2020 (
Dz.U. 2014, C 200, s. 1
, zwanych dalej „wytycznymi”), które zostały przyjęte przez Komisję w dniu 9 kwietnia 2014 r. i które weszły w życie w dniu 1 lipca 2014 r., oraz w obliczu sytuacji, w której zostaje przyjęta zasada pomocy na rzecz zrównoważenia mocy wytwórczych (zob. pkt 22 powyżej), postanowienia mające znaczenie dla rozstrzygnięcia niniejszego sporu są przedstawione poniżej.
Po pierwsze, w pkt 224 lit. b), zawartym w części 3.9.2 „Potrzeba interwencji państwa”, wytyczne przewidują, że w swojej ocenie informacji przedstawionych przez zainteresowane państwo członkowskie Komisja uwzględnia w szczególności „ocenę oddziaływania zaangażowania po stronie popytu, w tym opis środków promujących zarządzanie popytem”.
Po drugie, w pkt 226, zawartym w części 3.9.3 „Adekwatność”, wytyczne stanowią, co następuje:
„Środek powinien być otwarty i zapewniać odpowiednie zachęty zarówno dla istniejących, jak i przyszłych wytwórców, a także dla operatorów zastępowalnych technologii, takich jak rozwiązania w zakresie reagowania na zapotrzebowanie czy magazynowania. Pomoc powinna być zatem udostępniana poprzez mechanizm pozwalający na potencjalnie różne czasy realizacji, odpowiadające czasowi potrzebnemu na realizację nowych inwestycji przez nowych wytwórców używających różnych technologii. Środek powinien także uwzględniać stopień, w jakim przepustowość połączeń wzajemnych może skorygować ewentualny problem z wystarczalnością mocy wytwórczych”.
Po trzecie, w pkt 229, zawartym w części 3.9.5 „Proporcjonalność” wytycznych, „[u]waża się, że procedura przetargowa zgodna z zasadami konkurencji, oparta na jasnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych kryteriach, precyzyjnie ukierunkowana na określony cel, w normalnych okolicznościach zapewnia zasadną stopę zwrotu”.
Po czwarte, w pkt 232 lit. a) wytycznych, zawartym w części 3.9.6 „Unikanie nadmiernego negatywnego wpływu na konkurencję i handel”, podkreślono w szczególności, że „[ś]rodek powinien być skonstruowany w taki sposób, aby mógł obejmować wszelkie zdolności wytwórcze mogące skutecznie przyczyniać się do rozwiązania problemu z wystarczalnością mocy wytwórczych, w szczególności z uwzględnieniem […] uczestnictw[a] wytwórców korzystających z innych technologii oraz operatorów oferujących środki o równoważnej charakterystyce technicznej, np. zarządzanie popytem, połączenia wzajemne i składowanie”. W postanowieniu tym wyjaśniono także, że ograniczenie uczestnictwa tych różnych podmiotów „może być uzasadnione tylko niewystarczającymi parametrami technicznymi w stosunku do parametrów niezbędnych dla rozwiązania problemu z wystarczalnością mocy wytwórczych”.
D.

W przedmiocie zaskarżonej decyzji
W zaskarżonej decyzji Komisja stwierdziła, w świetle art. 107 ust. 1 TFUE, że sporny środek stanowi pomoc państwa (motywy 109–115 zaskarżonej decyzji).
Jeżeli chodzi o zgodność rozpatrywanego środka z rynkiem wewnętrznym, Komisja wskazała, że oparła swą ocenę na warunkach ustanowionych w pkt 3.9 wytycznych, które określają szczegółowe warunki dotyczące wystarczalności mocy wytwórczych.
W pkt 3.3.1 zaskarżonej decyzji, zatytułowanym „Cel będący przedmiotem wspólnego zainteresowania i konieczność pomocy”, Komisja stwierdza, co następuje:
„(118)
Komisja uważa, że środek przyczynia się do realizacji celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania i że jest on konieczny zgodnie z pkt 3.9.1 i 3.9.2 wytycznych […].
(119)
Po pierwsze, Zjednoczone Królestwo wprowadziło metodologię identyfikacji problemu wystarczalności mocy wytwórczych. Modelowanie przeprowadzone przez Zjednoczone Królestwo świadczy o tym, że »enduring reliability adequacy standard« – wskaźnik wybrany do pomiaru wystarczalności mocy wytwórczych – mógł osiągać poziomy krytyczne począwszy od lat 2018–2019. Wyniki te są generalnie zgodne z tymi opublikowanymi przez ENTSO-E [European Network of Transmission System Operators for Electricity, europejską sieć operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej] w jej najnowszym sprawozdaniu. […]
(120)
Sprawozdanie National Grid na temat mocy zostało przeanalizowane przez grupę niezależnych ekspertów technicznych (zwaną dalej »PTE«) powoływaną przez Department of Energy and Climate Change [ministerstwo ds. energetyki i zmian klimatycznych Zjednoczonego Królestwa]. W dniu 30 czerwca 2014 r. ministerstwo ds. energetyki i zmian klimatycznych opublikowało sprawozdanie PTE w odniesieniu do analizy stanowiącej podstawę zalecenia National Grid dotyczącego ilości mocy wymaganej dla pierwszych aukcji. PTE stwierdziło, że ogólny scenariusz i podejście modelowe przyjęte przez National Grid są co do zasady prawidłowe i że National Grid starał się uwzględnić materiały popierające jego ustalenia oraz opinie osób zainteresowanych. W gronie PTE istniał jednak konsensus co do tego, że National Grid miał tendencję do przyjmowania zbyt konserwatywnego punktu widzenia w odniesieniu do niektórych kluczowych założeń, w tym połączeń wzajemnych, co doprowadziło do zawyżenia wymaganej ilości mocy. PTE zauważyło również, że przyjęcie mniej konserwatywnych założeń wystarczyłyby do tego, aby uniknąć konieczności tworzenia nowych mocy wytwórczych.
(121)
Władze Zjednoczonego Królestwa wyjaśniły, że wzięły pod uwagę zalecenia National Grid i sprawozdanie PTE i że uważnie zbadały różnice między odpowiednimi analizami. […] W świetle przedstawionych dowodów rząd Zjednoczonego Królestwa postanowił postąpić zgodnie z zaleceniami National Grid, jako
system operator
(operatora systemu).
(122)
W odniesieniu do udziału w zarządzaniu popytem Zjednoczone Królestwo wskazało, że przeprowadzenie pierwszych aukcji w grudniu 2014 r. ma kluczowe znaczenie dla uzyskania informacji na temat zarządzania popytem i jego potencjału. W odpowiedzi na sprawozdanie PTE National Grid zaproponował wspólny projekt wraz z Energy Networks Association [stowarzyszeniem sieci energetycznych] (w tym Distribution Network Operators) [operatorami sieci dystrybucyjnych] mający umożliwić zrozumienie, jaki poziom mocy mógłby obecnie i potencjalnie zostać dostarczony dzięki zarządzaniu popytem. Ponadto Zjednoczone Królestwo przygotowało przepisy dotyczące aukcji przejściowych w celu wspierania wzrostu zarządzania popytem w latach 2015–2016, a także projekt pilotażowy o wartości 20 mln GBP w dziedzinie efektywności energetycznej [Electricity Demand Reduction Pilot]. Zjednoczone Królestwo wyjaśniło wreszcie, że przeanalizuje dane z pierwszych aukcji i zadba o to, aby krzywe popytu zostały odpowiednio skorygowane, co zostanie uwzględnione w przeprowadzanym przez National Grid procesie Future Energy Scenario w kontekście sprawozdań dotyczących mocy wytwórczej energii elektrycznej opracowywanych na potrzeby przyszłych aukcji.
[…]
(124)
Komisja oceniła działania podjęte przez Zjednoczone Królestwo w celu ustosunkowania się do sprawozdania PTE i uznała, że niektóre problemy wskazane przez PTE są poważne, w szczególności zbyt ostrożne szacunki, według których połączenia wzajemne miałyby zerowy wkład netto w okresach szczytowego obciążenia sieci. […]
(125)
Komisja uważa, że [zobowiązania podjęte przez Zjednoczone Królestwo] są wystarczające dla ustosunkowania się do zastrzeżeń metodologicznych, które istniały w odniesieniu do wkładu połączeń wzajemnych i jego oszacowania.
[…]
(128)
Po czwarte, zgłoszony środek może prowadzić do wspierania wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych. Jednakże, jak wskazano w motywach 88–94, Zjednoczone Królestwo przewiduje lub wdraża dodatkowe środki w celu wyeliminowania zidentyfikowanych zawodności rynku. Środki te mają na celu wspieranie zarządzania popytem, zreformowanie »cash-out arrangements« i promowanie wyższego poziomu połączeń wzajemnych. Komisja uważa, że te alternatywne środki powinny zatem prowadzić do ograniczenia wymaganych mocy w ramach zgłoszonego środka. Ponadto Komisja zwraca uwagę, że Zjednoczone Królestwo zaproponowało środki ad hoc w celu wsparcia wytwarzania niskoemisyjnego (np. »Contracts for Differences«) i przyjęło surowe normy w zakresie emisji. W związku z tym Komisja uważa, że Zjednoczone Królestwo wystarczająco przeanalizowało sposoby łagodzenia negatywnych skutków, jakie zgłoszony środek może wywierać w odniesieniu do celu, polegającego na stopniowym wycofaniu szkodliwych dla środowiska dotacji. Ponadto Komisja zwraca uwagę, że ocena wystarczalności rocznych mocy wytwórczych uwzględnia wielkość produkcji, udział połączeń wzajemnych, a jednocześnie pozostaje otwarta na wszelkiego rodzaju dostawców mocy, w tym jednostki zarządzania popytem.
(129)
Co się tyczy pisma przedłożonego przez jednostki zarządzania popytem, Komisja podziela stanowisko Zjednoczonego Królestwa, zgodnie z którym piętnastoletnie umowy o zapewnienie mocy mogą być uzasadnione w odniesieniu do nowych elektrowni, podczas gdy elektrownie istniejące i jednostki zarządzania popytem, z uwagi na ich mniejsze zapotrzebowanie na kapitał (wskazujące na mniejsze znaczenie zapewnienia finansowania) nie czerpałyby znaczących korzyści z umów długoterminowych […]. W związku z tym Komisja nie uważa, że umowy o krótszym okresie obowiązywania wyraźnie stawiają istniejące elektrownie i jednostki zarządzania popytem w sytuacji mniej korzystnej niż ta, w której znajdują się nowe elektrownie. Środek jest neutralny pod względem technologicznym i nie wzmacnia zatem pozycji producentów wykorzystujących paliwa kopalne. Komisja zwraca również uwagę, że metoda zwrotu kosztów zachęca do ograniczania popytu w momentach szczytowych, a jednocześnie jest przewidywalna dla dostawców energii elektrycznej”.
W pkt 3.3.2 zaskarżonej decyzji, zatytułowanym „Adekwatność pomocy”, Komisja stwierdza, co następuje:
„(130)
Komisja stwierdza, że środek ten jest adekwatny, zgodnie z wymogiem zawartym w pkt 3.9.3 wytycznych. […]
(131)
Po pierwsze, rozpatrywany środek zapewnia odpowiedź na zidentyfikowane zawodności rynku, które wskazano w tabeli 1. Co więcej, środek ten został pomyślany tak, aby wspierał on i uzupełniał przemiany zachodzące obecnie na rynku i aby był spójny z rynkiem wewnętrznym energii i z politykami energetycznymi Unii Europejskiej, a mianowicie: rozwijaniem aktywnego zarządzania popytem, zwiększaniem konkurencyjności i inwestowaniem w moce połączeń wzajemnych. […]
–
Rynek mocy będzie wspierać rozwój aktywnego zarządzania popytem. Zasoby zarządzania popytem będą mogły otrzymywać płatności z tytułu mocy i zostaną wprowadzone konkretne środki mające wspierać wzrost mocy tego sektora, który jest nadal w początkowej fazie rozwoju. Rynek mocy zapewni wsparcie płynności i konkurencji (zarówno na rynku mocy, jak i na rynku energii elektrycznej).
[…]
(134)
Po trzecie, środek jest dostępny dla istniejących i nowych producentów, podmiotów składujących i jednostek zarządzania popytem. Proces sprzedaży aukcyjnej został zaprojektowany tak, aby uwzględniać różne czasy realizacji potrzebne do udostępnienia mocy. Dostawcy mocy mogą oferować roczne lub czteroletnie terminy realizacji, co powinno sprostać potrzebom nowych elektrowni, jak też potrzebom modernizacji istniejących elektrowni.
[…]
(140)
Co się tyczy pisma przedłożonego przez jednostki zarządzania popytem, Komisja zwraca uwagę, że wykluczenie jednostek zarządzania popytem, które zawarły umowy o zapewnienie mocy w ramach systemu stałego, z uczestnictwa w aukcjach przejściowych, służy w rzeczywistości wspieraniu rozwoju sektora zarządzania popytem. Ponadto, zważywszy na cel rozpatrywanego środka, Komisja uznaje, że brak dodatkowego wynagrodzenia z tytułu wypracowanych dzięki zarządzaniu popytem oszczędności w dziedzinie strat powstających na etapie przesyłu i dystrybucji jest uzasadniony”.
W pkt 3.3.5 zaskarżonej decyzji, zatytułowanym „Ograniczenie negatywnego wpływu na konkurencję i wymianę handlową”, Komisja wyjaśnia, co następuje:
„(149)
[Ś]rodek jest dostępny dla wszystkich istniejących i nowych producentów, jednostek zarządzania popytem i podmiotów zapewniających składowanie, podlegających warunkom kwalifikowalności określonym w motywach 15–18”.
II.

Postępowanie i żądania stron
Pismem złożonym w sekretariacie Sądu w dniu 4 grudnia 2014 r. Tempus wniósł rozpatrywaną skargę.
Pismem złożonym w sekretariacie Sądu w dniu 15 kwietnia 2015 r. Zjednoczone Królestwo wniosło o dopuszczenie go do udziału w sprawie w charakterze interwenienta popierającego żądania Komisji. Postanowieniem z dnia 30 czerwca 2015 r. prezes ósmej izby Sądu dopuścił tę interwencję. Zjednoczone Królestwo przedstawiło uwagi interwenienta, a strony główne ustosunkowały się do nich w wyznaczonych terminach.
W związku ze zmianą składu Sądu sprawa została przydzielona nowemu sędziemu sprawozdawcy w dniu 27 kwietnia 2016 r.
Ze względu na zmianę składu izb Sądu sędzia sprawozdawca został przydzielony do trzeciej izby, której w rezultacie została przekazana niniejsza sprawa.
W drodze środka organizacji postępowania z dnia 20 grudnia 2016 r. Sąd wezwał Komisję do przedstawienia zgłoszenia kwestionowanego środka, które zostało jej przedłożone przez Zjednoczone Królestwo.
Pismem złożonym w sekretariacie Sądu w dniu 13 lutego 2017 r. Komisja przedstawiła Sądowi jawną wersję zgłoszenia przedłożonego jej przez Zjednoczone Królestwo. Instytucja ta podniosła, że zgłoszenie to jest dokumentem poufnym, chronionym na podstawie art. 339 TFUE, który nie może zostać przekazany Tempusowi. Komisja oświadczyła, że nie jest w stanie przekazać tego dokumentu Sądowi w ramach środka organizacji postępowania zgodnie z art. 90 regulaminu postępowania przed Sądem. Komisja poinformowała, że jeżeli Sąd nakaże jej przedstawienie tego dokumentu na podstawie art. 91 regulaminu postępowania, to niezwłocznie zastosuje się ona do takiego środka dowodowego.
Postanowieniem z dnia 9 marca 2017 r. w sprawie środka dowodowego dotyczącego przedstawienia dokumentów Sąd wezwał Komisję, na podstawie art. 91 lit. b), art. 92 ust. 1 oraz art. 103 ust. 1 regulaminu postępowania, do przedstawienia zgłoszenia spornego środka, które zostało jej przedłożone przez Zjednoczone Królestwo. Komisja zastosowała się do tego wezwania w dniu 16 marca 2017 r.
W drodze środka organizacji postępowania z dnia 3 kwietnia 2017 r. Sąd poinformował Komisję i Zjednoczone Królestwo, że zamierza włączyć do akt sprawy kilka fragmentów zgłoszenia. Sąd wezwał te strony do przedstawienia uwag w przedmiocie ujawnienia owych fragmentów. Zjednoczone Królestwo i Komisja przedłożyły uwagi w przedmiocie ujawnienia tych fragmentów odpowiednio w dniach 19 kwietnia 2017 r. i 24 kwietnia 2017 r.
W dniu 5 maja 2017 r. niektóre fragmenty zgłoszenia, uznane za istotne i jawne, zostały dołączone do akt sprawy i przekazane Tempusowi (zwane dalej „zgłoszeniem”).
W drodze środka organizacji postępowania z dnia 5 maja 2017 r. Sąd wezwał wszystkie strony do udzielenia odpowiedzi na szereg pytań. W istocie Sąd zwrócił się do stron z pytaniami o niektóre punkty wytycznych oraz o pewne zawarte w nich pojęcia. Strony zostały między innymi zapytane o to, jakie informacje były dostępne w momencie wydania zaskarżonej decyzji w odniesieniu do oceny zarządzania popytem i jego ewentualnych zmian technologicznych w kontekście bezpieczeństwa dostaw w Zjednoczonym Królestwie. Ponadto zwrócono się do Komisji o wyjaśnienie jej stanowiska co do niektórych twierdzeń zawartych w zaskarżonej decyzji oraz informacji, którymi instytucja ta dysponowała w chwili dokonywania oceny spornego środka. Ponadto Sąd wezwał Tempusa do ustosunkowania się w duplice do twierdzeń Komisji odnoszących się do metody zwrotu kosztów. Komisja została również poproszona o wskazanie elementów, na których oparła swoją ocenę potrzeb finansowych jednostek zarządzania popytem, zaś Tempus został poproszony o wskazanie, jakie dowody na istnienie tych potrzeb finansowych zostały przedłożone Zjednoczonemu Królestwu i Komisji.
W dniu 22 maja 2017 r. strony zastosowały się do tego środka.
Pismami złożonymi w sekretariacie Sądu w dniach 17 maja i 9 czerwca 2017 r. Tempus zgłosił uwagi w przedmiocie sprawozdania na rozprawę.
Pismem złożonym w sekretariacie Sądu w dniu 29 czerwca 2017 r. Tempus, w imię zasady równości broni, zwrócił się do Sądu o ponowne zbadanie załącznika B do zgłoszenia, na którym oparły się Komisja i Zjednoczone Królestwo w odpowiedzi na środek organizacji postępowania z dnia 5 maja 2017 r., oraz o ustalenie, czy powinny mu zostać przekazane inne, nieujawnione jeszcze części tego załącznika.
Postanowieniem z dnia 3 lipca 2017 r. w sprawie środka dowodowego dotyczącego przedstawienia dokumentów Sąd wezwał Komisję, na podstawie art. 91 lit. b), art. 92 ust. 1 i art. 103 ust. 1 regulaminu postępowania, do przedstawienia rzeczonego załącznika B do zgłoszenia. Komisja zastosowała się do tego wezwania w dniu 4 lipca 2017 r. W dniu 6 lipca 2017 r. ów załącznik, uznany przez Sąd za istotny dla sprawy i jawny został dołączony do akt sprawy i przekazany Tempusowi.
Tempus wnosi do Sądu o:
–
stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji;
–
obciążenie Komisji kosztami postępowania.
Komisja wnosi do Sądu o:
–
odrzucenie skargi jako niedopuszczalnej, a przynajmniej oddalenie jej jako bezzasadnej;
–
obciążenie Tempusa kosztami postępowania.
Zjednoczone Królestwo popiera żądania Komisji i wnosi o oddalenie skargi.
III.

Co do prawa
A.

W przedmiocie dopuszczalności
W odpowiedzi na skargę Komisja przypomina, że aby skarga zainteresowanej strony była dopuszczalna, musi ona mieć na celu zapewnienie ochrony praw proceduralnych wynikających z art. 108 ust. 2 TFUE i art. 6 ust. 1 rozporządzenia Rady (WE) nr 659/1999 z dnia 22 marca 1999 r. ustanawiającego szczegółowe zasady stosowania art. 108 [TFUE] (
Dz.U. 1999, L 83, s. 1
– wyd. spec. w jęz. polskim, rozdz. 8, t. 1, s. 339). W ocenie tej instytucji argumenty Tempusa dotyczące zarzutu pierwszego należy zatem wziąć pod uwagę jedynie w zakresie, w jakim rzeczywiście zmierzają one do wykazania, że Komisja nie zdołała przezwyciężyć wątpliwości, które powinna była powziąć na etapie badania wstępnego, i że naruszyło to jego prawa proceduralne.
W tym względzie należy wskazać, że argument Komisji nie zmierza do zakwestionowania dopuszczalności całej skargi, lecz tylko tej jej części, która nie dotyczy obrony praw proceduralnych Tempusa. Podczas rozprawy Komisja przyznała zresztą, że strony są zgodne co do tego, że Tempus powinien mieć możliwość obrony swych praw proceduralnych. Co więcej, należy wskazać, że Komisja nie wskazała argumentów, które jej zdaniem nie powinny zostać wzięte pod uwagę ze względu na to, że nie dotyczą praw proceduralnych Tempusa.
Wobec powyższego argumentacja Komisji odnosząca się do kwestii dopuszczalności zarzutu pierwszego nie zasługuje na uwzględnienie.
B.

Co do istoty
Jako strona zainteresowana oraz w celu zapewnienia ochrony praw proceduralnych wynikających z art. 108 ust. 2 TFUE i art. 6 ust. 1 rozporządzenia nr 659/1999 Tempus podnosi na poparcie swej skargi dwa zarzuty dotyczące, po pierwsze, naruszenia art. 108 ust. 2 TFUE oraz szeregu innych przepisów prawa, a po drugie, braku uzasadnienia.
1.

W przedmiocie zarzutu pierwszego, dotyczącego naruszenia art. 108 ust. 2 TFUE, naruszenia zasad niedyskryminacji, proporcjonalności i ochrony uzasadnionych oczekiwań, a także błędnej oceny okoliczności faktycznych
a)

Uwagi wstępne
Jak wskazuje Zjednoczone Królestwo w zgłoszeniu, a Komisja w zaskarżonej decyzji, dostępna w tym państwie członkowskim energia elektryczna mogła w bliskiej przyszłości okazać się niewystarczająca do zaspokojenia potrzeb w okresach szczytowego zapotrzebowania. Najstarsze zakłady produkcyjne miały wkrótce zostać zamknięte, a rynek energii elektrycznej mógł nie stwarzać wystarczających bodźców do tego, aby producenci rozwijali nowe moce wytwórcze w celu zrekompensowania skutków owych zamknięć. Rynek energii elektrycznej nie stwarzał również wystarczających bodźców do tego, aby konsumenci ograniczali swe zapotrzebowanie w celu zaradzenia tej sytuacji. Zjednoczone Królestwo uznało zatem, że dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw konieczne jest utworzenie rynku mocy.
Zasadniczym celem tego rynku mocy było zachęcenie dostawców mocy, to jest zasadniczo zarówno wytwórców energii elektrycznej (elektrowni, w tym elektrowni wykorzystujących paliwa kopalne), jak i jednostki zarządzania popytem, które proponują przesuwanie lub ograniczanie zużycia, do uwzględnienia trudności, które mogą występować w okresach szczytowego zapotrzebowania. Tak więc mimo że producenci i jednostki zarządzania popytem działają na różnych szczeblach – po stronie podaży mocy wytwórczych i po stronie popytu na zużycie energii elektrycznej – to stanowią oni niezbędne elementy struktury i sposobu funkcjonowania przewidzianego przez Zjednoczone Królestwo rynku mocy.
Jednakże w ocenie Tempusa Komisja nie mogła uznać, po przeprowadzeniu badania wstępnego i w oparciu o informacje dostępne w momencie wydania zaskarżonej decyzji, że tworzony rynek mocy nie budzi wątpliwości co do jego zgodności z rynkiem wewnętrznym. Tempus zwraca w tym miejscu uwagę, jako jednostka zarządzania popytem, na siedem aspektów rynku mocy, które budzą takie wątpliwości w znaczeniu, jakie nadano temu pojęciu w art. 4 rozporządzenia nr 659/1999. Przedsiębiorstwo to podnosi w istocie, że rynek mocy faworyzuje wytwarzanie energii elektrycznej względem zarządzania popytem w sposób dyskryminacyjny i nieproporcjonalny, który wykracza poza to, co jest konieczne do osiągnięcia celów systemu pomocy oraz przestrzegania obowiązujących przepisów Unii Europejskiej.
b)

W przedmiocie pojęcia wątpliwości i decyzji Komisji o wszczęciu lub rezygnacji ze wszczęcia formalnego postępowania wyjaśniającego
Jak wynika z art. 108 ust. 3 TFUE, jeżeli Komisja uzna, po otrzymaniu informacji o planach przyznania pomocy, że dany plan nie jest zgodny z rynkiem wewnętrznym, wszczyna bezzwłocznie procedurę przewidzianą w art. 108 ust. 2 TFUE. W ramach procedury przewidzianej w tym przepisie Komisja jest wówczas zobowiązana do wezwania zainteresowanych do przedstawienia uwag.
Artykuł 4 rozporządzenia nr 659/1999 stanowi w tym względzie, że jeśli plan zgłoszony przez dane państwo członkowskie rzeczywiście stanowi pomoc, to właśnie istnienie lub brak wątpliwości co do zgodności tego planu z rynkiem wewnętrznym jest czynnikiem, który umożliwia Komisji podjęcie decyzji co do wszczęcia lub rezygnacji ze wszczęcia, po zakończeniu badania wstępnego, formalnego postępowania wyjaśniającego. Artykuł ten ma następujące brzmienie:
„1.   Komisja bada zgłoszenie bezzwłocznie po jego otrzymaniu. […]
2.   W przypadku gdy Komisja po przeprowadzeniu badania wstępnego stwierdza, że środek będący przedmiotem zgłoszenia nie stanowi pomocy, ustalenie to zostaje stwierdzone w formie decyzji.
3.   W przypadku gdy Komisja po przeprowadzeniu badania wstępnego stwierdza, że nie ma żadnych wątpliwości co do zgodności środka będącego przedmiotem zgłoszenia [z rynkiem wewnętrznym], w stopniu, w jakim mieści się on w zakresie art. [107 ust. 1 TFUE], Komisja podejmuje decyzję, że środek jest zgodny [z rynkiem wewnętrznym] (zwaną dalej »decyzją o niewnoszeniu zastrzeżeń«). W decyzji określone zostaje, który z przewidzianych traktatem wyjątków zastosowano.
4.   W przypadku gdy po przeprowadzeniu wstępnego badania Komisja stwierdza, że zaistniały wątpliwości co do zgodności środka będącego przedmiotem zgłoszenia [z rynkiem wewnętrznym], Komisja podejmuje decyzję o wszczęciu postępowania zgodnie z art. [108 ust. 2 TFUE] (zwaną dalej »decyzją o wszczęciu formalnej procedury dochodzenia [formalnego postępowania wyjaśniającego]«)”.
Artykuł 6 rozporządzenia nr 659/1999 określa z kolei szczegółowo tryb formalnego postępowania wyjaśniającego:
„1.   Decyzja o wszczęciu formalnej procedury dochodzenia [formalnego postępowania wyjaśniającego] zawiera podsumowanie odpowiednich kwestii faktycznych i prawnych, wstępną ocenę Komisji dotyczącą charakteru pomocowego proponowanego środka oraz określa wątpliwości co do jego zgodności ze wspólnym rynkiem [z rynkiem wewnętrznym]. Decyzja wzywa zainteresowane państwo członkowskie i inne zainteresowane strony do przedstawienia uwag w wyznaczonym terminie, który zwykle nie przekracza jednego miesiąca. […]
2.   Otrzymane uwagi przedstawiane są zainteresowanemu państwu członkowskiemu. […] Zainteresowane państwo członkowskie może odpowiedzieć na przedstawione uwagi […]”.
W ramach procedury kontroli pomocy państwa należy zatem odróżnić z jednej strony fazę wstępną badania pomocy przewidzianą w art. 108 ust. 3 TFUE i uregulowaną w szczególności art. 4 rozporządzenia nr 659/1999, mającą na celu jedynie umożliwienie Komisji sformułowania pierwszej opinii w sprawie częściowej lub całkowitej zgodności danej pomocy, a z drugiej strony fazę postępowania wyjaśniającego, przewidzianą w art. 108 ust. 2 TFUE i uregulowaną w szczególności w art. 6 rozporządzenia nr 659/1999, która ma umożliwić Komisji uzyskanie kompletnej informacji o całości danych w sprawie (zob. wyrok z dnia 15 kwietnia 2008 r., Nuova Agricast,
C‑390/06
,
EU:C:2008:224
, pkt
i przytoczone tam orzecznictwo).
Komisja może poprzestać na wstępnym badaniu przewidzianym w art. 108 ust. 3 TFUE, aby wydać decyzję pozytywną w odniesieniu do danej pomocy, jeżeli po zakończeniu wstępnego badania jest w stanie nabrać przekonania, że dany projekt jest zgodny z traktatem FUE. Jeśli jednak to pierwsze badanie doprowadziło Komisję do odmiennego przekonania lub nawet jeśli nie pozwoliło ono na wyjaśnienie wszystkich wątpliwości powstałych w czasie badania zgodności tej pomocy ze wspólnym rynkiem, Komisja ma obowiązek zebrania wszelkich niezbędnych opinii i wszczęcia w tym celu postępowania, o którym mowa w art. 108 ust. 2 TFUE (zob. wyrok z dnia 15 kwietnia 2008 r., Nuova Agricast,
C‑390/06
,
EU:C:2008:224
, pkt
,
i przytoczone tam orzecznictwo).
Jeśli chodzi o zastosowane w art. 4 ust. 3 i 4 rozporządzenia nr 659/1999 pojęcie „wątpliwości” co do zgodności zgłoszonego środka z rynkiem wewnętrznym, w orzecznictwie określono trzy wymogi w celu ustanowienia ram dla oceny Komisji.
Po pierwsze, pojęcie to ma charakter wyłączny. Komisja nie może więc odmówić wszczęcia formalnego postępowania wyjaśniającego z powodu innych okoliczności, takich jak interes osób trzecich, względy ekonomiki procesowej czy jakiekolwiek inne administracyjne lub polityczne względy celowości (zob. podobnie wyroki: z dnia 10 lutego 2009 r., Deutsche Post i DHL International/Komisja,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, pkt
i przytoczone tam orzecznictwo; z dnia 10 lipca 2012 r., Smurfit Kappa Group/Komisja,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, pkt
).
Po drugie, z art. 4 ust. 4 rozporządzenia nr 659/1999 wynika w szczególności, że jeżeli Komisja nie zdoła usunąć wszelkich wątpliwości w rozumieniu tego przepisu, ma ona obowiązek wszczęcia formalnego postępowania wyjaśniającego. Nie dysponuje ona w tym względzie żadnym zakresem uznania (zob. podobnie wyroki: z dnia 22 grudnia 2008 r., British Aggregates/Komisja,
C‑487/06 P
,
EU:C:2008:757
, pkt
i przytoczone tam orzecznictwo; z dnia 10 lipca 2012 r., Smurfit Kappa Group/Komisja,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, pkt
i przytoczone tam orzecznictwo).
Po trzecie, pojęcie wątpliwości, którym posłużono się w art. 4 ust. 3 i 4 rozporządzenia nr 659/1999, ma charakter obiektywny. Istnienie takich wątpliwości powinno być oceniane w świetle zarówno okoliczności wydania zaskarżonego aktu, jak i jego treści, w sposób obiektywny, przy czym należy zestawić motywy decyzji z danymi, jakimi Komisja mogła dysponować w momencie, gdy zajmowała stanowisko w kwestii zgodności spornej pomocy z rynkiem wewnętrznym. Wynika stąd, że kontrola legalności dokonywana przez Sąd w kwestii istnienia wątpliwości z racji swej natury wykracza poza badanie oczywistego błędu w ocenie (zob. podobnie wyroki: z dnia 2 kwietnia 2009 r., Bouygues i Bouygues Télécom/Komisja,
C‑431/07 P
,
EU:C:2009:223
, pkt
; z dnia 10 lipca 2012 r., Smurfit Kappa Group/Komisja,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, pkt
i przytoczone tam orzecznictwo).
W tym kontekście, w ramach kontroli legalności decyzji Komisji o niewnoszeniu zastrzeżeń, do Sądu należy zbadanie argumentów wysuniętych przez Tempusa w celu wykazania, że po przeprowadzeniu badania wstępnego zgłoszony środek budzi wątpliwości co do jego zgodności z rynkiem wewnętrznym w rozumieniu art. 4 ust. 3 i 4 rozporządzenia nr 659/1999, co powinno było doprowadzić do podjęcia decyzji o wszczęciu formalnego postępowania wyjaśniającego. Takie postępowanie ma istotne znaczenie dla Tempusa zwłaszcza z tego względu, że podniesione przez to przedsiębiorstwo argumenty zasadniczo odpowiadają argumentom, jakie mogłoby ono przedstawić jako strona zainteresowana, korzystając w toku formalnego postępowania wyjaśniającego na mocy art. 108 ust. 2 TFUE – gdyby postępowanie to zostało wszczęte – ze swych praw procesowych, których naruszenie jest przez nie podnoszone w niniejszej sprawie.
Na Tempusie spoczywa w związku z tym ciężar dowodu, przy czym może on przedstawić ten dowód, powołując się na szereg spójnych wskazówek dotyczących, po pierwsze, okoliczności i czasu trwania wstępnego postępowania wyjaśniającego, a po drugie, treści zaskarżonej decyzji (zob. podobnie wyrok z dnia 10 lutego 2009 r., Deutsche Post i DHL International/Komisja,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, pkt
). W szczególności niewystarczający lub niekompletny charakter badania przeprowadzonego przez Komisję w toku wstępnego postępowania wyjaśniającego stanowi wskazówkę co do istnienia poważnych wątpliwości w rozumieniu art. 4 rozporządzenia nr 659/1999 (zob. wyrok z dnia 10 lipca 2012 r., Smurfit Kappa Group/Komisja,
T‑304/08
,
EU:T:2012:351
, pkt
i przytoczone tam orzecznictwo). Tempus, jako strona zainteresowana, nie posiada uprawnień śledczych ani, co do zasady, zdolności dochodzeniowych porównywalnych z tymi, które przysługują Komisji, która w razie potrzeby może zwrócić się o współpracę do danego państwa członkowskiego, tak aby móc przeprowadzić analizę zgłoszonego środka.
W związku z tym w niniejszej sprawie, jak wynika z pkt 79–82 poniżej, w stadium postępowania, w którym zainteresowane strony nie zostały jeszcze wezwane do przedstawienia uwag decyzją o wszczęciu formalnego postępowania wyjaśniającego, wystarczy, aby Tempus przedstawił powody, dla których uważa, w świetle zaskarżonej decyzji, że Komisja powinna była powziąć wątpliwości co do zgodności zgłoszonego środka z rynkiem wewnętrznym. Przedsiębiorstwo to nie jest zatem zobowiązane do przedstawienia wszystkich elementów, które uzasadniałyby stwierdzenie niezgodności zgłoszonego systemu pomocy z rynkiem wewnętrznym.
W tym względzie należy przypomnieć, że aby móc przeprowadzić badanie wystarczające w świetle obowiązujących zasad pomocy państwa, Komisja nie jest zobowiązana do ograniczenia swej analizy do informacji zawartych w zgłoszeniu danego środka. Może ona – a w stosownym wypadku powinna – znaleźć odpowiednie informacje, aby w chwili wydania zaskarżonej decyzji dysponować elementami oceny, które mogą racjonalnie zostać uznane za wystarczające i jasne dla potrzeb oceny. Dla zilustrowania tej kwestii należy wskazać, że orzeczono już, iż Komisja przeprowadziła „aktywne i staranne” badanie zgodności pomocy, w sytuacji gdy postawiła sobie pytanie o zasadność argumentów przedstawionych przez państwo członkowskie (zob. podobnie wyrok z dnia 10 grudnia 2008 r., Kronoply i Kronotex/Komisja,
T‑388/02
, niepublikowany,
EU:T:2008:556
, pkt
), podczas gdy uznano, iż badanie to było „niewystarczające”, w sytuacji gdy instytucja ta nie uzyskała informacji, które umożliwiłyby jej przeprowadzenie oceny danego środka (zob. podobnie wyrok z dnia 10 lutego 2009 r., Deutsche Post i DHL International/Komisja,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, pkt
,
).
Tak więc, aby wykazać istnienie wątpliwości w rozumieniu art. 4 ust. 4 rozporządzenia nr 659/1999, wystarczy, iż Tempus wykaże, że Komisja nie poszukiwała ani nie zbadała w sposób staranny i bezstronny wszystkich elementów istotnych z punktu widzenia celów tej analizy, albo że nie uwzględniła ich w należyty sposób, tak by wyeliminować wszelkie wątpliwości co do zgodności zgłoszonego środka z rynkiem wewnętrznym.
Co więcej, zgodnie z utrwalonym orzecznictwem zgodność z prawem decyzji w sprawie pomocy państwa powinna być oceniana w oparciu o informacje, którymi Komisja mogła dysponować w momencie jej wydania (zob. podobnie wyrok z dnia 15 kwietnia 2008 r., Nuova Agricast,
C‑390/06
,
EU:C:2008:224
, pkt
,
i przytoczone tam orzecznictwo). Informacje, którymi Komisja „mogła dysponować”, obejmują informacje, które wydają się istotne dla oceny, jaką instytucja ta powinna przeprowadzić zgodnie z art. 108 ust. 2 i 3 TFUE oraz art. 4 ust. 3 i 4 rozporządzenia nr 659/1999.
W celu wykazania istnienia wątpliwości co do zgodności pomocy z rynkiem wewnętrznym Tempus może zatem powołać się na wszelkie istotne informacje, którymi Komisja dysponowała lub mogła dysponować w dniu, w którym wydała ona zaskarżoną decyzję. Podobnie w ramach kontroli legalności, którą Sąd ma przeprowadzić w tym zakresie, może on wziąć pod uwagę wszelkie informacje przedstawione w zaskarżonej decyzji na poparcie oceny, która została w tym akcie dokonana przez Komisję.
W niniejszej sprawie należy zatem zbadać, czy dowody przedstawione przez Tempus przed Sądem, w świetle informacji dostępnych w chwili wydania zaskarżonej decyzji, były w stanie wzbudzić wątpliwości co do częściowej lub całkowitej zgodności zgłoszonego środka z rynkiem wewnętrznym, co zobowiązywałoby Komisję do wszczęcia formalnego postępowania wyjaśniającego, bez uszczerbku dla późniejszego, po wszczęciu rzeczonego postępowania, korzystania przez tę instytucję z przysługującego jej zakresu uznania w kwestii oceny zgodności tego środka z rynkiem wewnętrznym,.
c)

W przedmiocie czasu trwania dyskusji między państwem członkowskim a Komisją i okoliczności towarzyszących wydaniu zaskarżonej decyzji
Tempus podkreśla znaczenie kwestii, z którymi Komisja została skonfrontowana w niniejszej sprawie, będącej pierwszym postępowaniem wyjaśniającym dotyczącym rynku mocy i stosowania wytycznych. Czas trwania poprzedzających zgłoszenie rozmów między Zjednoczonym Królestwem a Komisją wykraczał w tym wypadku ponad czas niezbędny do przyjęcia decyzji o niewnoszeniu zastrzeżeń i stanowił przesłankę świadczącą o istnieniu wątpliwości. Tempus zwraca także uwagę, że paradoksalne jest to, iż Komisja twierdzi z jednej strony, że wszczynanie formalnego postępowania wyjaśniającego w przedmiocie pierwszego zgłoszonego rynku mocy nie jest konieczne, a z drugiej strony, że należy następnie przeprowadzić w tym przedmiocie pierwsze dochodzenie sektorowe, które nie zostało nigdy wszczęte w dziedzinie pomocy państwa, aby „lepiej zrozumieć te środki i zagwarantować przestrzeganie przepisów UE” oraz dotrzeć do „zainteresowanych stron, które nie są wysłuchiwane w ramach zwykłych postępowań w dziedzinie pomocy państwa” [zob. decyzja Komisji C(2015) 2814 final z dnia 29 kwietnia 2015 r., wszczynająca dochodzenie w sprawie mechanizmów mocy w sektorze energetycznym na podstawie art. 20A rozporządzenia nr 659/1999, wraz z odnośnym komunikatem prasowym].
Komisja podnosi w odpowiedzi, że w braku skargi jedynie data zgłoszenia ma znaczenie dla ustalenia, czy czas trwania wstępnego postępowania wyjaśniającego może być źródłem wątpliwości. Ponieważ jednak postępowanie to trwało krócej niż dwa miesiące, nie może ono świadczyć o istnieniu wątpliwości, ale raczej o ich braku. W każdym razie, skoro rynek mocy był projektowany w ramach krajowych konsultacji publicznych, które zakończyły się na krótko przed zgłoszeniem, to wymiana korespondencji, jaką Zjednoczone Królestwo mogło przeprowadzić z Komisją w stadium poprzedzającym zgłoszenie, jest siłą rzeczy pozbawiona znaczenia dla ustalenia, czy Komisja mogła powziąć wątpliwości co do ostatecznie zgłoszonego środka. W odniesieniu do dostrzeżonego przez Tempus paradoksu Komisja podnosi, że legalność zaskarżonej decyzji ocenia się w świetle informacji dostępnych w chwili dokonywania przez nią rozstrzygnięcia, i nie można brać pod uwagę, dla osiągnięcia „skutku psychologicznego”, decyzji wydanych później. W każdym razie późniejsza decyzja o wszczęciu dochodzenia sektorowego dotyczącego mechanizmów mocy w innych niż Zjednoczone Królestwo państwach członkowskich miała na celu „uzyskanie lepszej wiedzy na temat istnienia i funkcjonowania [tych] mechanizmów”. Jeżeli chodzi o rynek mocy Zjednoczonego Królestwa, Komisja uzyskała taką wiedzę już po przeprowadzeniu indywidualnego badania zgłoszonego środka.
Z kolei Zjednoczone Królestwo podnosi, że czas trwania dyskusji poprzedzającej zgłoszenie nie może świadczyć o istnieniu wątpliwości.
Zgodnie z art. 108 ust. 3 TFUE „Komisja jest informowana, w czasie odpowiednim do przedstawienia swych uwag, o wszelkich planach przyznania lub zmiany pomocy”. Ten obowiązek zgłoszenia umożliwia Komisji przeprowadzenie uprzedniej kontroli każdego planu pomocy. Jak wynika bowiem z art. 4 ust. 1 rozporządzenia nr 659/1999, „Komisja bada zgłoszenie bezzwłocznie po jego otrzymaniu”. Artykuł 4 ust. 5 rozporządzenia nr 659/1999 stanowi ponadto, że Komisja dysponuje terminem „dwóch miesięcy”, który „rozpoczyna się następnego dnia po otrzymaniu kompletnego zgłoszenia”, na wydanie decyzji na podstawie wstępnego badania zgłoszenia przewidzianego w art. 108 ust. 3 TFUE, aby w razie potrzeby wszcząć formalne postępowanie wyjaśniające przewidziane w art. 108 ust. 2 TFUE, jeżeli zgłoszony środek budzi wątpliwości co do jego zgodności z rynkiem wewnętrznym.
W tym względzie należy przypomnieć, że zakres dochodzenia przeprowadzonego przez Komisję podczas badania wstępnego oraz złożoność rozpatrywanych akt sprawy mogą wskazywać na to, że postępowanie, o którym mowa, przekroczyło znacznie czas wymagany normalnie do przeprowadzenia pierwszego badania w ramach postanowień art. 108 ust. 3 TFUE. Okoliczność ta stanowi wskazówkę co do istnienia poważnych wątpliwości w rozumieniu art. 4 ust. 3 lub 4 rozporządzenia nr 659/1999 (zob. wyrok z dnia 7 listopada 2012 r., CBI/Komisja,
T‑137/10
,
EU:T:2012:584
, pkt
i przytoczone tam orzecznictwo).
W niniejszej sprawie należy stwierdzić, że zgłoszony środek jest znaczący, złożony i nowy.
W zaskarżonej decyzji Komisja zezwoliła bowiem, po pierwsze, na ustanowienie wieloletniego systemu pomocy na okres dziesięciu lat (zob. motywy 6 i 162 zaskarżonej decyzji). Objęte tym systemem kwoty są szczególnie wysokie, gdyż oscylują one między 0,9 mld a 2,6 mld GBP rocznie (zob. motyw 7 zaskarżonej decyzji), czyli między 8,1 a 23,4 mld GBP w okresie dziesięciu lat, co Komisja potwierdziła na rozprawie. I tak w odniesieniu do okresu 2018–2019, czyli pierwszego roku dostawy przewidywanego w ramach rynku mocy, Zjednoczone Królestwo poinformowało o zamiarze wystawienia na aukcji mocy wynoszących łącznie 53,3 GW (gigawatów).
Po drugie, zarówno definicja, jak i wdrożenie tego systemu pomocy okazują się skomplikowane. Założenia przedstawione dla uzasadnienia jego istnienia są liczne i oparte na prawdopodobieństwie (zob. motywy 79–82 zaskarżonej decyzji). System ten obejmuje szereg kategorii podmiotów według szczegółowych zasad, które mogą być różne dla poszczególnych kategorii i które wymagają spełnienia określonych kryteriów kwalifikowalności (zob. motywy 15–27 zaskarżonej decyzji). Zdefiniowane zostały różne mechanizmy aukcji, które składają się z kilku etapów (zob. w szczególności motywy 28–51 zaskarżonej decyzji). Środek ten może wywierać znaczące i trwałe pod względem czasowym skutki, mogące znacznie wykraczać poza dziesięcioletni okres, dla którego został on dopuszczony, zważywszy, że pozwala on określonym dostawcom mocy na zawieranie, podczas każdej corocznej aukcji T‑4, umów, których okres obowiązywania wynosi aż do piętnastu lat (zob. motyw 57 zaskarżonej decyzji). W szczególności skutki te dotyczą, zarówno bezpośrednio, jak i pośrednio, oraz przez długi okres, istniejących i nowych producentów, a także jednostek zarządzania popytem.
Po trzecie, jak podniósł Tempus i jak stwierdził wiceprzewodniczący Komisji odpowiedzialny za politykę konkurencji, gdy w komunikacie prasowym przedstawił on zwięźle treść zaskarżonej decyzji, po raz pierwszy mamy do czynienia z sytuacją, w której Komisja przeprowadza ocenę rynku mocy w świetle wytycznych. Sporny środek jest zatem nowy zarówno pod względem swego przedmiotu, jak i jego skutków na przyszłość.
Co więcej, można zwrócić uwagę – podobnie jak czyni to Tempus i jedynie dla podkreślenia złożoności i nowatorskiego charakteru kwestii, którą podjęła Komisja w niniejszej sprawie – zarówno na wszczęcie dochodzenia sektorowego w sprawie rynków mocy, jak i na późniejsze wszczynanie, w określonych wypadkach i z właściwych dla danej sprawy przyczyn, formalnych postępowań wyjaśniających dotyczących rynków mocy, których utworzenie jest przewidywane przez inne państwa członkowskie. Ponieważ jednak wszystkie tego rodzaju zdarzenia nastąpiły po wydaniu przez Komisję zaskarżonej decyzji, nie mogą one mieć wpływu na ocenę Sądu dotyczącą zgodności z prawem zaskarżonej decyzji.
W niniejszym przypadku, w dniu 23 lipca 2014 r., po przeprowadzeniu trwającego jeden miesiąc badania wstępnego, Komisja uznała, że środek zgłoszony przez Zjednoczone Królestwo w dniu 23 czerwca 2014 r. nie budzi wątpliwości co do jego zgodności z rynkiem wewnętrznym i że może być przedmiotem decyzji o niewnoszeniu zastrzeżeń. Poszczególni dostawcy mocy nie zostali wezwani do przedstawienia uwag w toku tej procedury, ponieważ Komisja uznała, że nie jest to konieczne.
Wbrew temu, co twierdzi Komisja, w świetle okoliczności niniejszej sprawy fakt, że badanie wstępne trwało tylko jeden miesiąc, nie pozwala jednak uznać, iż chodzi tu o wskazówkę świadczącą o tym, że po zakończeniu pierwszego badania spornego środka nie było co do niego wątpliwości. Jak podnosi bowiem Tempus, należy również uwzględnić czas trwania i treść kontaktów, jakie miały miejsce pomiędzy Zjednoczonym Królestwem a Komisją przed zgłoszeniem środka. Chociaż takie kontakty nie są czymś niezwykłym, a Komisja raczej do nich zachęca, to jednak w niniejszej sprawie mają one pewne cechy, które świadczą o złożoności i nowatorskim charakterze spornego środka.
Tytułem wstępu należy przypomnieć, że w świetle doświadczenia nabytego przez Komisję w ramach prowadzenia postępowań w przedmiocie kontroli pomocy państwa faza poprzedzająca zgłoszenie została sformalizowana w kodeksie najlepszych praktyk dotyczących przebiegu postępowania w zakresie kontroli pomocy państwa, przyjętym przez Komisję w dniu 16 czerwca 2009 r. (
Dz.U. 2009, C 136, s. 13
, zwanym dalej „kodeksem najlepszych praktyk”). Mimo że – jak wskazano zresztą w pkt 8 kodeksu najlepszych praktyk – ów akt nie zmienia żadnych praw ani obowiązków przewidzianych w traktacie FUE i w różnych rozporządzeniach regulujących procedury dotyczące pomocy państwa, to jednak kodeks ten umożliwia sprecyzowanie przedmiotu, czasu trwania i szczegółowych warunków takich nieformalnych kontaktów.
I tak, w myśl pkt 10 kodeksu najlepszych praktyk etap przedzgłoszeniowy pozwala służbom Komisji i danemu państwu członkowskiemu na wspólne przeanalizowanie w sposób nieformalny prawnych i ekonomicznych aspektów planu pomocy przed jego zgłoszeniem w celu poprawy jego jakości i kompletności. Etap ten otwiera zatem drogę do szybszego rozpatrywania zgłoszeń po ich formalnym przedłożeniu Komisji.
Jak wskazano w kodeksie najlepszych praktyk, celem etapu przedzgłoszeniowego jest ułatwienie zgłoszenia przygotowywanego planu pomocy, aby Komisja mogła w optymalny sposób przeprowadzać wstępne badanie już od chwili otrzymania zgłoszenia. Zgodnie bowiem z art. 2 ust. 2 rozporządzenia nr 659/1999 zgłoszenie powinno zawierać wszystkie informacje konieczne dla umożliwienia Komisji podjęcia decyzji zgodnie z art. 4 (decyzji w sprawie wstępnego badania zgłoszenia) i art. 7 (decyzji o zamknięciu formalnego postępowania wyjaśniającego) tego rozporządzenia.
Głównym celem etapu przedzgłoszeniowego jest zatem ograniczenie ryzyka uznania zgłoszenia za niekompletne, co opóźniłoby zresztą proces analizy zgłoszonego planu pomocy. Zgodnie z art. 5 ust. 1 rozporządzenia nr 659/1999 Komisja może zażądać wszelkich dodatkowych informacji, których potrzebuje podczas etapu badania wstępnego, jeżeli uzna, że przedstawione informacje są niekompletne.
Natomiast etap przedzgłoszeniowy nie ma na celu – zwłaszcza gdy chodzi o przypadek zawierający nowe aspekty lub szczególnie skomplikowany – dokonania oceny zgodności zgłoszonego środka z rynkiem wewnętrznym. W pkt 16 kodeksu najlepszych praktyk Komisja wskazuje zresztą, że w takich przypadkach jej służby nie będą co do zasady przedstawiać, na zakończenie etapu przedzgłoszeniowego i bez zagłębiania się w sprawę „nieformalnej oceny wstępnej” dotyczącej kompletności projektu zgłoszenia oraz zgodności przygotowywanego planu z rynkiem wewnętrznym. W każdym razie taka informacja przedstawiona przez Komisję w ramach nieformalnych i wstępnych kontaktów nawiązywanych podczas etapu przedzgłoszeniowego nie może być uznawana za oficjalne stanowisko Komisji przyjęte w ramach badania zgłoszenia.
Jak stanowi bowiem art. 4 ust. 1 rozporządzenia nr 659/1999, Komisja przystępuje do badania dopiero po otrzymaniu zgłoszenia. Wcześniejszej informacji na temat bardziej lub mniej kompletnego charakteru zgłoszenia przygotowywanego planu pomocy w świetle obowiązujących przepisów nie można zatem utożsamiać z oceną dokonywaną w ramach procedur kontroli pomocy państwa przewidzianych w traktacie FUE i w rozporządzeniu nr 659/1999. Komisja nie może łączyć ewentualnie wcześniejszego etapu przygotowywania zgłoszenia z etapem jego badania, które ma początkowo charakter wstępny, a – w danym wypadku – później formalny, jeśli okaże się on niezbędny do umożliwienia tej instytucji zgromadzenia wszelkich informacji, które są jej potrzebne do dokonania oceny zgodności pomocy z rynkiem wewnętrznym oraz uzyskania w tym zakresie uwag zainteresowanych stron.
W tym kontekście, w pierwszej kolejności, ze zgłoszenia wynika, że etap przedzgłoszeniowy, obejmujący kontakty nawiązywane przed zgłoszeniem między Komisją a zainteresowanym państwem członkowskim, był znacznie dłuższy niż okres dwóch miesięcy przewidziany zasadniczo przez kodeks najlepszych praktyk.
Prace rządu Zjednoczonego Królestwa zmierzające do utworzenia rynku mocy rozpoczęły się bowiem w 2010 r. W grudniu 2012 r., czyli około 18 miesięcy przed przystąpieniem przez Komisję do wstępnego badania zgłoszenia zgodnie z art. 4 rozporządzenia nr 659/1999, Zjednoczone Królestwo poinformowało Komisję o treści planowanego środka.
W ramach tych nieformalnych kontaktów Komisja przekazała Zjednoczonemu Królestwu pierwszą serię pytań dotyczących tego środka, na które to pytania Zjednoczone Królestwo udzieliło odpowiedzi w lipcu 2013 r.
Ze zgłoszenia wynika również, że w dniu 25 marca 2014 r. Komisja przedłożyła Zjednoczonemu Królestwu drugą serię pytań. W ramach tych 47 pytań Komisja zwróciła się do Zjednoczonego Królestwa między innymi o przekazanie informacji o roli połączeń wzajemnych, o możliwości uczestnictwa jednostek zarządzania popytem w rynku mocy czy o różnych okresach obowiązywania umów proponowanych wytwórcom energii elektrycznej. Na przykład w pytaniu nr 32 Komisja zwróciła się do Zjednoczonego Królestwa o wskazanie, czy jednostki zarządzania popytem będą uprawnione do uczestnictwa w rynku mocy i w jaki sposób będą one traktowane. Podobnie w pytaniu nr 33 Komisja chciała uzyskać informacje, w jakim stopniu będą uwzględniane moce oferowane przez połączenia wzajemne. W dniu 31 marca 2014 r. Zjednoczone Królestwo udzieliło odpowiedzi na te pytania i przedstawiło Komisji zaktualizowaną wersję proponowanego środka.
W dniu 17 czerwca 2014 r., zgodnie z informacjami zawartymi w przedstawionym przez Komisję przed Sądem piśmie Zjednoczonego Królestwa z dnia 27 czerwca 2014 r., Komisja powiadomiła Zjednoczone Królestwo, „po dokonaniu wstępnej oceny” – poza formalnymi ramami przewidzianymi w art. 4 rozporządzenia nr 659/1999, jako że badanie wstępne rozpoczyna się z dniem otrzymania zgłoszenia – że uważa ona, iż rynek mocy jest na pierwszy rzut oka zgodny z art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE w świetle wytycznych.
Również w dniu 17 czerwca 2014 r. Komisja przekazała Zjednoczonemu Królestwu trzeci zestaw pytań dotyczących w szczególności efektu zachęty planowanego środka, jego proporcjonalności i ewentualnej dyskryminacji między dostawcami mocy. Zjednoczone Królestwo udzieliło odpowiedzi na te pytania bezpośrednio w zgłoszeniu, w szczególności w załączniku H do zgłoszenia, i przedstawiło streszczenie tych odpowiedzi we wspomnianym wyżej piśmie z dnia 27 czerwca 2014 r.
Tymczasem w świetle wytycznych (zob. w szczególności pkt 3.9.4, 3.9.5 i 3.9.6) należy stwierdzić, że kwestie efektu zachęty, proporcjonalności i istnienia ewentualnej dyskryminacji należą do elementów, które muszą zostać ocenione w ramach badania zgodności środka pomocy na rzecz zapewnienia wystarczalności mocy wytwórczych, takiego jak sporny środek. Innymi słowy, sprzecznie z okolicznością i pomimo okoliczności, że taka „nieformalna ocena wstępna”, a także niewiążąca, nie została przewidziana w pkt 16 kodeksu najlepszych praktyk w przypadkach obejmujących nowe aspekty i szczególnie skomplikowanych – Komisja uznała, już na tym etapie, przed przeprowadzeniem choćby badania wstępnego na podstawie rozporządzenia nr 659/1999, że planowany środek jest na pierwszy rzut oka zgodny z obowiązującymi przepisami, a jednocześnie dostrzegła potrzebę uzyskania informacji na temat kluczowych zagadnień takiego badania.
W drugiej kolejności, równolegle z wyżej wspomnianymi dyskusjami między Zjednoczonym Królestwem a Komisją, w okresie od 10 października do 24 grudnia 2013 r. Zjednoczone Królestwo zorganizowało krajowe konsultacje publiczne w przedmiocie planowanego rynku mocy. Konsultacje te nie dotyczyły jednak kwestii zgodności tego środka z przepisami obowiązującymi w dziedzinie pomocy państwa. Ograniczono się w nich do zasygnalizowania konieczności uzyskania wcześniejszego zezwolenia Komisji na wprowadzenie w życie proponowanego środka.
W tym względzie nie można uznać, jak wynika to niekiedy z argumentacji przedstawionej przez Zjednoczone Królestwo i Komisję, że takie konsultacje krajowe mogą być utożsamiane z procedurą pozwalającą zainteresowanym stronom na przedstawienie uwag, co mogłoby mieć miejsce, gdyby Komisja wszczęła formalne postępowanie wyjaśniające. W ramach procedury kontroli pomocy państwa dane państwo członkowskie, jako podmiot udzielający pomocy, nie może bowiem zastępować Komisji, która jako strażniczka traktatów i zgodnie z art. 108 TFUE powinna badać wszystkie plany zmierzające do przyznania pomocy. To do Komisji, a nie do państwa członkowskiego należy, w stosownym przypadku i w ramach przewidzianego w tym celu postępowania, zgromadzenie wszystkich informacji potrzebnych do przeprowadzenia oceny zgodności pomocy. Ponadto to Komisji, a nie państwu udzielającemu pomocy, zainteresowane strony powinny przedstawić swoje uwagi, jeżeli uznają, że jest to konieczne, aby Komisja mogła wypowiedzieć się w kwestii zgodności pomocy, a przy tym dysponowała niezbędną wiedzą na temat danej sprawy.
W trzeciej kolejności, chociaż Komisja twierdzi, że nie otrzymała żadnych skarg (zob. pkt 75 powyżej), to jednak ze zgłoszenia i z zaskarżonej decyzji wynika, iż operatorzy trzech kategorii zamierzali, w świetle informacji, jakimi dysponowali w chwili podjęcia działań, przedstawić Komisji, bezpośrednio i spontanicznie, uwagi w przedmiocie zgodności pomocy.
I tak w dniach 30 maja i 26 czerwca 2014 r. Komisja otrzymała uwagi od dostawcy usług bilansujących, podnoszącego, że pomoc jest niezgodna z wytycznymi (zob. motywy 96 i 97 zaskarżonej decyzji).
Ponadto w dniu 9 czerwca 2014 r. Komisja otrzymała uwagi od UK Demand Response Association (UKDRA, stowarzyszenia zarządzania popytem w Zjednoczonym Królestwie), które także twierdziło, że planowany środek jest sprzeczny z wytycznymi. W szczególności UKDRA zwróciła uwagę na różne okresy obowiązywania umów oferowanych jednostkom zarządzania popytem i producentom, wzajemne wykluczanie się uczestnictwa w aukcjach przejściowych i uczestnictwa w aukcjach stałych, metodę pokrywania kosztów rynku mocy i brak uwzględnienia wpływu zarządzania popytem na koszty przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej. UKDRA wskazała także, że od czasu konsultacji krajowych przeprowadzonych przez Zjednoczone Królestwo przygotowywany plan pomocy został poddany istotnym modyfikacjom, w szczególności w celu podtrzymania produkcji energii elektrycznej z paliw kopalnych (zob. motywy 101 i 102 zaskarżonej decyzji).
Wreszcie w dniach 25 czerwca i 3 lipca 2014 r. Komisja otrzymała pisma od operatora, który nabył istniejące elektrownie. Podnosił on, że różnica w traktowaniu między elektrowniami istniejącymi a elektrowniami nowymi – otóż te pierwsze, w przeciwieństwie do tych drugich, miały dostęp jedynie do umów zawieranych na jeden rok – nie jest zgodna z prawem Unii (zob. motywy 98–100 zaskarżonej decyzji).
Uwagi Zjednoczonego Królestwa w odpowiedzi na te wystąpienia zostały przedstawione Komisji w załączniku I do zgłoszenia. Zjednoczone Królestwo wskazało w tym względzie, że ustosunkowało się do zastrzeżeń przedstawionych w dwóch „skargach”, które zostały załączone przez Komisję do trzeciej serii pytań przedłożonych w dniu 17 czerwca 2014 r. (czyli w skargach przedstawionych w dniach 30 maja i 9 czerwca 2014 r.), jak też do zastrzeżeń sformułowanych w „innej skardze”, która zdaniem Zjednoczonego Królestwa miała wkrótce zostać przekazana Komisji przez operatora, który nabył istniejące elektrownie (zob. motywy 103–107 zaskarżonej decyzji, zamieszczone pod nagłówkiem „Uwagi Zjednoczonego Królestwa”). Ponadto w skierowanej do Komisji wiadomości elektronicznej z dnia 28 czerwca 2014 r. Zjednoczone Królestwo, po pierwsze, przedstawiło wśród elementów dotyczących okresu obowiązywania umów, zarządzania siecią składowania i energii jądrowej – tabelę podsumowującą różnice w traktowaniu dostawców mocy, a po drugie, przypomniało, że „w odniesieniu do każdej skargi zgłoszenie zawiera informacje dodatkowe, głownie w załączniku I”.
Z całości powyższych rozważań wynika, że czas trwania etapu przedzgłoszeniowego był znacznie dłuższy niż okres dwóch miesięcy przewidziany, jako zasada ogólna, przez kodeks najlepszych praktyk.
Wynika z nich również, że planowany środek nie tylko od początku nastręczał wiele trudności zidentyfikowanych przez Komisję na etapie przedzgłoszeniowym, ale trudności te istniały nadal także pod koniec tego etapu. Po ponad roku nieformalnych kontaktów Komisja zwróciła się bowiem do Zjednoczonego Królestwa o wyjaśnienie roli połączeń wzajemnych, statusu zarządzania popytem i różnic w traktowaniu producentów. Podobnie po zakończeniu tego nieformalnego postępowania Komisja zwróciła się do Zjednoczonego Królestwa o przedstawienie wyjaśnień dotyczących szeregu kwestii poruszonych w wytycznych, stanowiących ramy analizy planowanego środka, który miał wejść w życie.
Jednakże na tym etapie postępowania, mimo że Komisja miała właśnie rozpocząć wstępne badanie zgłoszenia i mimo że operatorzy trzech różnych kategorii zwrócili się do niej w celu wyrażenia obaw co do zgodności planowanego środka z rynkiem wewnętrznym, instytucja ta uznała, że nie ma wątpliwości i że nie jest zatem konieczne zwracanie się do zainteresowanych stron o przedstawienie uwag w przedmiocie różnych rozwiązań przyjętych przez Zjednoczone Królestwo w zgłoszeniu.
W tych okolicznościach czas trwania i okoliczności etapu przedzgłoszeniowego, które świadczą o trudnościach wynikających z konieczności zgromadzenia odpowiednich informacji, tak aby Komisja mogła zbadać zgłoszenie systemu pomocy w świetle właściwych postanowień traktatu FUE, rozporządzenia nr 659/1999 i wytycznych, jak również różnorodność uwag odnośnie do tego systemu pomocy przedstawionych przez trzy różne kategorie operatorów, nie pozwalają uznać, że krótki czas trwania procedury badania wstępnego stanowi wskazówkę świadczącą o braku wątpliwości co do zgodności tego systemu z rynkiem wewnętrznym, lecz, wręcz przeciwnie, czynniki te mogą stanowić wskazówkę świadczącą o istnieniu takich wątpliwości.
Ponadto z akt sprawy nie wynika, aby w trakcie miesiąca poświęconego na wstępne zbadanie zgłoszenia, Komisja przeanalizowała szczegółowo akta w celu ustalenia roli zarządzania popytem w ramach rynku mocy. Jedynym dotyczącym tej kwestii dokumentem, jaki Komisja przedstawiła Sądowi, jest bowiem wiadomość elektroniczna Zjednoczonego Królestwa z dnia 28 czerwca 2014 r. (zob. pkt 105 powyżej). W wiadomości tej Zjednoczone Królestwo przedstawiło, w formie tabeli, opis różnic w traktowaniu dostawców mocy, w odpowiedzi na obawy wyrażone w tym kontekście prawdopodobnie przez podmiot, który nabył istniejące elektrownie. Zaskarżona decyzja nie odnosi się formalnie do tej korespondencji ani też nie pozwala na wykazanie, że po otrzymaniu tej tabeli czy innych informacji zawartych we wskazanej wiadomości Komisja skierowała pytania dotyczące ich treści w odniesieniu do roli zarządzania popytem na rynku mocy, czy to ponownie do Zjednoczonego Królestwa, czy też do zainteresowanych stron. W każdym razie we wspomnianej tabeli przedstawiono jedynie skrótowy opis różnic, które istnieją – w ramach przedstawionego w zgłoszeniu rynku mocy – między trzema następującymi kategoriami operatorów: po pierwsze, istniejącymi i zmodernizowanymi elektrowniami; po drugie, nowymi elektrowniami, a po trzecie, jednostkami zarządzania popytem. Dokument ten nie zawiera jednak elementów, które pozwalałyby wykazać, że Komisja przeprowadziła niezależną ocenę w świetle kryteriów sformułowanych w wytycznych (w odniesieniu do tej kwestii zob. pkt 117 i nast. poniżej).
W związku z tym, co się tyczy czasu trwania rozmów między państwem członkowskim a Komisją oraz okoliczności towarzyszących wydaniu zaskarżonej decyzji, z całości powyższych rozważań wynika, że zgłoszony środek jest znaczący, złożony i nowy, a także że wymagał on przeprowadzenia długiego przedzgłoszeniowego etapu postępowania, w trakcie którego Komisja przedstawiła Zjednoczonemu Królestwu liczne pytania w celu uzyskania istotnych wyjaśnień, w szczególności w odniesieniu do oceny tego środka w świetle wytycznych. Wynika stąd również, że trzy aspekty tego środka zostały zakwestionowane przez różnych operatorów, którzy mieli być jego beneficjentami.
Ponadto z akt sprawy nie wynika, że w takiej sytuacji Komisja przeprowadziła, podczas badania wstępnego, szczegółową analizę dotyczącą informacji przekazanych przez Zjednoczone Królestwo w odniesieniu do roli zarządzania popytem na rynku mocy.
Tymczasem, biorąc pod uwagę cechy rozpatrywanego systemu pomocy i specyfikę etapu przedzgłoszeniowego, Komisja nie znajdowała się w sytuacji, w której mogłaby oprzeć się wyłącznie na informacjach przedłożonych przez państwo członkowskie, bez przeprowadzenia własnej oceny w celu zbadania i poszukiwania, w razie potrzeby u innych zainteresowanych stron, informacji istotnych dla jej oceny (zob. pkt 69 powyżej).
Wobec nieprzedstawienia przez Komisję dowodów świadczących o przeprowadzeniu takiego badania uprawnione jest zatem stwierdzenie, że instytucja ta ograniczyła się w niniejszej sprawie do zwrócenia się o informacje do zainteresowanego państwa członkowskiego i do powtórzenia tych informacji bez przeprowadzenia w tym zakresie własnej analizy.
Okoliczności te stanowią, jak podnosi Tempus, wskazówkę świadczącą o istnieniu wątpliwości co do zgodności zgłoszonego środka z rynkiem wewnętrznym.
Należy zatem zbadać, czy elementy dotyczące treści zaskarżonej decyzji mogą – w świetle uwag przedstawionych w tym względzie w niniejszej sprawie przez Tempus – także stanowić wskazówki świadczące o tym, że Komisja powinna była powziąć wątpliwości po przeprowadzeniu wstępnego badania zgłoszonego środka.
d)

W przedmiocie dokonanej przez Komisję na etapie badania wstępnego oraz z uwzględnieniem dostępnych dowodów oceny roli zarządzania popytem na rynku mocy
Tempus podnosi, że Komisja nie oceniła prawidłowo roli zarządzania popytem na rynku mocy, w szczególności w świetle wytycznych, które mają na celu „ułatwianie” lub „zachęcanie do” zarządzania popytem. Przedsiębiorstwo to powołuje się także na dokumenty Komisji, w których jest mowa o konieczności uznania „potencjalnego udziału strony popytowej w systemie” w celu uniknięcia „porzuconych inwestycji w produkcję”. Tak więc zamiast poprzestawać na zaakceptowaniu stanowiska Zjednoczonego Królestwa, zgodnie z którym „przeprowadzenie pierwszych aukcji w grudniu 2014 r. ma kluczowe znaczenie dla uzyskania informacji na temat zarządzania popytem i jego potencjału” i aukcje przejściowe powinny być wystarczające (zob. motyw 122 zaskarżonej decyzji), Komisja powinna była zażądać przeprowadzenia właściwej oceny potencjału zarządzania popytem lub samodzielnie dokonać takiej oceny. Skutkiem tej analizy miałoby być ograniczenie „ilości mocy wytwórczej” dostępnej podczas pierwszych aukcji T‑4 oraz uniknięcie marnotrawienia zasobów publicznych ze szkodą dla konsumenta. Uczestnictwo jednostek zarządzania popytem w aukcjach T‑1 nie umożliwiłoby przywrócenia tej sytuacji do równowagi ze względu na niską ilość mocy zarezerwowanej dla tych aukcji i zobowiązanie Zjednoczonego Królestwa do ograniczenia, w miarę możliwości, „ilości mocy, jaka miała zostać uzyskana na aukcji przewidzianej z rocznym wyprzedzeniem w 2017 r.”. W tych okolicznościach wytwarzanie energii elektrycznej z paliw kopalnych będzie od samego początku zagrożone „blokadą”, która może zamrozić na lata potencjał mocy dostarczanej przez stronę popytową.
Ponadto inne środki, na które Komisja powołuje się w odpowiedzi na skargę, nie mogą być traktowane jako środki wspierające zarządzanie popytem w ramach systemu pomocy czy jako środki zaprojektowane specjalnie w celu zażegnania problemu wystarczalności mocy. Tak samo, wbrew temu, co twierdzi Komisja w odpowiedzi na skargę, próg wejścia wynoszący 2 MW, przewidziany po to, aby jednostki zarządzania popytem mogły uczestniczyć w aukcjach systemu stałego, nie jest „niski”, o czym świadczą przykłady zaczerpnięte z innych systemów, takich jak rynek mocy Pennsylvania Jersey Maryland (PJM) i New York Independent System Operator (NYISO), gdzie próg wejścia jest 20 razy niższy i wynosi 100 kW.
Komisja zwraca uwagę, że samo zarządzanie popytem nie wystarcza, by zapobiec wystąpieniu ryzyka niedostatku mocy. Ponadto Komisja twierdzi, że Tempus nie wykazał, że instytucja ta nie dokonała prawidłowej analizy potencjalnej roli zarządzania popytem i że w związku z tym powinna ona była powziąć wątpliwości zobowiązujące ją do wszczęcia formalnego postępowania wyjaśniającego. I tak Tempus nie wziął pod uwagę ogólnych działań wspierających zarządzanie popytem, podjęte przez Zjednoczone Królestwo niezależnie od rynku mocy. Podobnie Tempus nie uwzględnia cech charakterystycznych rynku mocy Zjednoczonego Królestwa, które mają sprzyjać zarządzaniu popytem, jak „niski próg wynoszący 2 MW”, wymagany do udziału w aukcjach stałych i warunki agregacji dla operatorów, których CMU sytuują się poniżej tego progu. Wreszcie zarządzanie popytem nie jest wykluczone z aukcji T‑4, a jednostki zarządzania popytem mogą ubiegać się o taki sam okres obowiązywania umów jak okres, o który mogą ubiegać się producenci istniejący. Ryzyko „blokowania” mocy zostało ograniczone do minimum, a ewentualne ryzyko, które nadal istnieje, jest równoważone poprzez pozytywne skutki stymulowania nowych inwestycji w celu sprostania wyzwaniu, jakim jest zapewnienie wystarczalności mocy.
Zjednoczone Królestwo uważa, że Tempus zarzuca temu państwu, iż nie zrobiło więcej, aby zachęcić do zarządzania popytem i aby ułatwić to zarządzanie, nie wyraża przy tym jednak wątpliwości co do zgodności rynku mocy z rynkiem wewnętrznym. W ocenie tego państwa samo zarządzanie popytem nie wystarczy do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw. W związku z tym, jakkolwiek istotne jest, aby jednostki zarządzania popytem mogły w pełni uczestniczyć w rynku mocy, to jednak rynek ten nie został skonstruowany w taki sposób, aby przede wszystkim je do tego zachęcać. Zjednoczone Królestwo kwestionuje twierdzenie, że przyznawanie umów o zapewnienie mocy producentom, istniejącym bądź nowym, jest marnotrawieniem zasobów, zważywszy na znaczenie tych umów dla realizacji celu w postaci bezpieczeństwa dostaw.
1)

Równoważność i interesy związane z wytwarzaniem energii elektrycznej i zarządzaniem popytem
Z odpowiedzi na pytania na piśmie zadane przez Sąd w dniu 5 maja 2017 r. wynika, że Komisja uznała, iż w szczególności dla potrzeb wdrażania pkt 232 lit. a) wytycznych zarówno moc oferowana przez producentów, jak i moc oferowana przez jednostki zarządzania popytem, może przyczynić się do rozwiązania dostrzeżonego przez Zjednoczone Królestwo problemu wystarczalności mocy wytwórczych. Zapytana w tej kwestii Komisja podkreśliła bowiem, że „co do zasady oba te rodzaje mocy są w stanie przyczynić się, ze względu na ich cechy techniczne, do sprostania niewyeliminowanym dotąd zawodnościom rynku, opisanym przez Zjednoczone Królestwo” (w tym problemowi „missing money”, o którym wspomniano w motywie 85 zaskarżonej decyzji).
Komisja podziela także pogląd Tempusa, że pojęcie równoważności technicznej nie oznacza jednak identyczności.
I tak, w swej odpowiedzi Komisja podkreśliła, co następuje:
„Należy jednak pamiętać, że oba rodzaje mocy cechują specyficzne możliwości i zalety. (Nowe) moce wytwórcze (w szczególności energii odnawialnej) są niezbędne jako podstawa zasilania sieci energią elektryczną, podczas gdy niwelowanie i zmienianie wielkości popytu w okresach szczytowych poprzez zarządzanie popytem może ograniczyć zapotrzebowanie na moce wytwórcze, które byłyby niezbędne tylko przez ograniczoną liczbę godzin w ciągu roku (i tworzenie w tym celu nowych mocy wytwórczych byłoby zatem zbyt kosztowne)”.
Z kolei Tempus wskazał w tym względzie, co następuje:
„[Z]arządzanie popytem wykazało, że umożliwia ono przekroczenie wymogów minimalnej wydajności technicznej w celu dostarczenia mocy, w szczególności gdy ustawodawcy poświęcą pewien czas na zrozumienie jego specyfiki i opracują ramy regulacyjne pozwalające na jego maksymalne ułatwienie i zachęcanie do niego. Zarządzanie popytem nie jest i nie powinno być utożsamiane z wytwarzaniem energii elektrycznej. »Równoważna wydajność techniczna« nie oznacza takiej samej wydajności, oznacza tylko techniczną możliwość osiągnięcia takiego samego rezultatu/efektu […]. Bezpieczny i niezawodny system energetyczny wymaga istnienia różnorodnych źródeł, mających odmienne zalety. Zarządzanie popytem jest nie tylko elastycznym i opłacalnym źródłem mocy, ale także prowadzi do obniżenia kosztów poprzez zmniejszenie presji ciążącej na infrastrukturze dystrybucyjnej i przesyłowej oraz ograniczenie konieczności kosztownej modernizacji infrastruktury; zarządzanie popytem zwiększa niezawodność sieci, zwiększa świadomość i zaangażowanie konsumentów, wzmacnia innowacyjność i konkurencję na rynku dostaw, zwiększa wartość i opłacalność okresowej produkcji energii ze źródeł odnawialnych poprzez dopasowanie modeli dostaw bez potrzeby podwajania produkcji przy wykorzystaniu wspierającej elektrowni zasilanej paliwami kopalnymi, i generalnie spełnia wyjątkową i ważną rolę w zapewnianiu bezpieczeństwa dostaw przy możliwie najniższych kosztach dla konsumentów”.
Z powyższego wynika, że jakkolwiek zarówno wytwarzanie energii elektrycznej, jak i zarządzanie popytem mogą przyczynić się do rozwiązania dostrzeżonego przez Zjednoczone Królestwo problemu z wystarczalnością mocy wytwórczych, to jednak z każdą z tych form działalności wiążą się właściwe dla niej zalety. Moce wytwórcze zasilają sieć w energię elektryczną, podczas gdy moce zarządzania popytem pozwalają na niwelowanie i modulowanie popytu w okresach szczytowych, zmniejszając w ten sposób zapotrzebowanie na moce wytwórcze, które stają się niezbędne tylko przez ograniczoną liczbę godzin w ciągu roku, wobec czego unika się tworzenia nowych mocy wytwórczych, co w tych warunkach byłoby zbyt kosztowne.
W związku z tym zgodnie z pkt 232 lit. a) wytycznych zadaniem Komisji jest upewnienie się, że system pomocy został opracowany w taki sposób, aby jednostki zarządzania popytem mogły w nim uczestniczyć tak jak producenci, ponieważ dostarczane przez obie te strony moce umożliwiały skuteczne przeciwdziałanie problemowi wystarczalności mocy wytwórczych.
W tym kontekście, jak wynika w szczególności z pkt 226 wytycznych, środki pomocy powinny być otwarte i zapewniać odpowiednie zachęty dla zainteresowanych operatorów.
Kluczową kwestią w niniejszej sprawie jest więc nie tyle to, czy zarządzanie popytem może odgrywać rolę w zapewnianiu sprawnego funkcjonowania rynku mocy, co jest faktem, ani – jak twierdzą Komisja i Zjednoczone Królestwo – to, czy owo zarządzanie może jako takie być w stanie w perspektywie krótkoterminowej rozwiązać problem wystarczalności mocy, czego Tempus nie twierdzi. Kluczową kwestią jest raczej to, czy rola, jaką może odegrać zarządzanie popytem, została wystarczająco oceniona w świetle określonych w wytycznych zasad.
To właśnie w świetle powyższych rozważań należy zbadać argumenty Tempusa, w których przedsiębiorstwo to zarzuca Komisji, że zezwoliła ona na wprowadzenie spornego środka po przeprowadzeniu miesięcznego badania wstępnego, bez wszczynania formalnego postępowania wyjaśniającego, które przewidziano w celu umożliwienia tej instytucji zgromadzenia wszystkich informacji, których potrzebowałaby, aby dokonać oceny zgodności pomocy oraz aby umożliwić zainteresowanym stronom przedstawienie uwag.
2)

Pozytywna rola zarządzania popytem
Jak wynika z dokumentu Komisji z dnia 5 listopada 2013 r., zatytułowanego „Commission Staff Working Document, Generation Adequacy in the internal electricity market – guidance on public interventions” [SWD(2013) 438 final], przytoczonego przez Zjednoczone Królestwo w pkt 219 zgłoszenia: „[m]echanizmy rynku mocy powinny zostać zaprojektowane z pełnym uwzględnieniem charakterystyki zarządzania popytem, a nie poprzez zdefiniowanie produktów w oparciu o postulat, że zostaną one zapewnione dzięki nowej produkcji”.
W tym kontekście w pkt 220 zgłoszenia Zjednoczone Królestwo podkreśliło, że „zarządzanie popytem […] ma potencjał do oferowania niezawodnych mocy i do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw w sposób bardziej opłacalny”. W tym samym punkcie Zjednoczone Królestwo przedstawiło zarządzanie popytem jako najtańszą dla konsumentów alternatywę wobec inwestowania w moce wytwórcze. Dla tego państwa członkowskiego udoskonalenie zarządzania popytem stanowi ważny krok w kierunku wydajniejszego rynku energii elektrycznej, którego uczestnicy lepiej reagują na sygnały cenowe, ograniczając popyt wtedy, gdy energia elektryczna jest trudno dostępna, a jej ceny są wysokie, lub zużywając energię elektryczną wtedy, gdy poziom jej produkcji przewyższa popyt.
Ponadto w pkt 61 i 188 zgłoszenia Zjednoczone Królestwo wskazało, że udział jednostek zarządzania popytem w rynku mocy jest korzystny dla konkurencji na rynku mocy, ale również, szerzej, w ramach rynku energii.
Ponadto w zgłoszeniu Zjednoczone Królestwo zwraca uwagę na fakt, że wraz ze wzrostem znaczenia zarządzania popytem coraz mniej odczuwalna jest niezbędność rynku mocy. Zjednoczone Królestwo wskazuje bowiem, że rynek mocy zostanie zniesiony, gdy nie będzie już konieczny, do czego powinno dojść w efekcie stopniowego rozwoju zarządzania popytem (zob. s. 7, 8, 45 i 46 zgłoszenia).
Analiza ta jest zasadniczo taka sama jak ta, którą Tempus przedstawił w skardze, gdzie stwierdził, że technologia zarządzania popytem umożliwia klientom deklarowanie konkretnych potrzeb niepodlegających ograniczeniom czasowym, a tym samym odciążenie okresów, w których popyt jest szczytowy. Zoptymalizowane zużycie w powiązaniu z szybką reakcją zastępuje w ten sposób zużycie tradycyjne. W tym kontekście zarządzanie popytem, które umożliwia zmniejszenie szczytowego zapotrzebowania lub obniżenie zapotrzebowania w czasie, gdy produkcja jest ograniczona, stanowi alternatywę dla produkcji, a w szczególności dla produkcji najbardziej kosztownej z punktu widzenia środowiska naturalnego.
Te wypowiedzi Zjednoczonego Królestwa, jak też Tempusa, tłumaczą rzeczywisty potencjał, jaki ma zarządzanie popytem w ramach rynku mocy. A zatem, im lepiej i szybciej ten składnik kombinacji technologii zostanie wzięty pod uwagę, tym rzadziej Zjednoczone Królestwo będzie musiało wykorzystywać moce wytwórcze w celu uporania się z problemem zapewnienia wystarczalności owych mocy.
3)

Dostępne dowody dotyczące potencjału zarządzania popytem
Należy zaznaczyć, że w załączniku B do zgłoszenia, zatytułowanym „UK Checklist against the Commission Staff Working Document on Generation Adequacy in the internal electricity market – guidance on public interwentions”, Zjednoczone Królestwo udzieliło następującej odpowiedzi na pytanie, czy „potencjał zarządzania popytem oraz realistyczna data jego wprowadzenia w życie zostały uwzględnione w analizie [zapotrzebowania na moc]”:
„Zarządzanie popytem powinno korzystać z bezpośredniego uczestnictwa w rynku mocy, a także z uczestnictwa w systemie przejściowym. […] […] Co roku National Grid będzie oceniać liczbę aktualnie dostępnych jednostek zarządzania popytem i szacować potencjał zarządzania popytem, który może pojawić się w trakcie danego okresu – w ramach analizy dostarczającej wytycznych dla podejmowania decyzji co do ilości mocy, która jest do pozyskania na aukcjach. W Stanach Zjednoczonych rynek mocy PJM umożliwił jednostkom zarządzania popytem dostarczenie około 15 GW w okresie 10 lat [wartość ta została osiągnięta, jak wynika z tabeli, w odniesieniu do okresu dostaw 2015/2016]. Jednakże popyt na rynku mocy PJM jest około trzykrotnie większy niż na rynku Zjednoczonego Królestwa. National Grid twierdzi, że jednostki zarządzania popytem mogłyby dostarczyć około 3 GW mocy w okresie 2018/19. Szacunki dotyczące rozwoju zarządzania popytem są bardzo niepewne i trudne do uzyskania. Jednakże system przejściowy będzie wspierać rozwój tego sektora i zachęcać jednostki zarządzania popytem do szerszego uczestnictwa w zasadniczym rynku mocy”.
W pkt 221 zgłoszenia Zjednoczone Królestwo powołuje się także na wyniki zanotowane w Stanach Zjednoczonych, wskazując, że „dane pochodzące ze Stanów Zjednoczonych świadczą o tym, że rynki mocy ze scentralizowanymi aukcjami promują zarządzanie popytem w sposób niezwykle skuteczny”. Jak wynika bowiem z wykresu przedstawionego przez Zjednoczone Królestwo w zgłoszeniu, począwszy od okresu 2012/2013 moc dostarczona przez jednostki zarządzania popytem w ramach aukcji rocznych rynku mocy PJM przekroczyła 5 GW i osiągnęła 15 GW w wypadku umów udzielonych w okresie 2015/2016.
Ponadto, zapytany o różne informacje dostępne w odniesieniu do oceny potencjału zarządzania popytem, Tempus odniósł się między innymi do sprawozdań sporządzonych przez Sustainability First we wrześniu 2012 r. i w styczniu 2014 r. na zlecenie dużych uczestników rynku energii elektrycznej, w tym National Grid, wskazawszy, że w sprawozdaniach tych wspomniano o tym, że 4–5 GW mocy dostarczonej przez jednostki zarządzania popytem może odtąd podlegać modulowaniu dzięki klientom z sektora przemysłowego. Inne dane przedstawione przez Tempusa w oparciu o sprawozdanie Element Energy – De Montfort University Leicester z lipca 2012 r., zatytułowane „Demand side response in the non-domestic sector”, pozwoliły stwierdzić, że w dniu szczytowego zapotrzebowania zimowego w 2012 r. od 1,2 GW do 4,4 GW można było przesunąć z budynków innych niż przemysłowe i mieszkalne. W ocenie Tempusa oznacza to, że w ramach rynku mocy można było uzyskać i uwzględnić co najmniej 5 GW mocy dostarczonej dzięki zarządzaniu popytem, a nawet jeszcze więcej.
Z treści zaskarżonej decyzji wynika wreszcie, że w chwili gdy Komisja wypowiadała się w przedmiocie zgłoszonego systemu pomocy, zapoznała się już ze sprawozdaniem grupy ekspertów technicznych (zwanej dalej „PTE”), której władze Zjednoczonego Królestwa powierzyły zadanie zbadania zaleceń National Grid co do ilości mocy, jaka miała zostać wystawiona na aukcji w ramach rynku mocy w grudniu 2014 r., które to sprawozdanie zostało opublikowane w dniu 30 czerwca 2014 r. przez ministerstwo ds. energetyki i zmian klimatycznych Zjednoczonego Królestwa (zwane dalej „DECC”). W motywie 120 zaskarżonej decyzji Komisja przytoczyła zresztą konkluzje sprawozdania PTE.
Według tego sprawozdania, w którym zaprezentowano prace prowadzone przez ekspertów technicznych począwszy od lutego 2014 r., można było przedstawić szereg uwag w przedmiocie zbliżającego się wdrażania aukcji T‑4 w grudniu 2014 r. dla okresu 2018/2019.
Po pierwsze, przedstawiając swoje podejście do analizy szacunków National Grid, w pkt 19 swego sprawozdania PTE – w celu przypomnienia, w szczególności, jak przydatne może być doświadczenie nabyte na innych rynkach mocy, a zwłaszcza w ramach rynku PJM, w odniesieniu do praktycznego włączenia w rynek jednostek zarządzania popytem – wskazało, co następuje:
„Komitet oparł się także na doświadczeniach swoich członków na innych rynkach obejmujących mechanizm mocy, takich jak PJM i Nowa Anglia, jak również na swym doświadczeniu w zakresie innych kluczowych dziedzin, w których potrzeba zakupu mocy uwzględnia popyt. Komitet jest względnie przekonany, że DECC czerpało z doświadczeń PJM, ale jest nadal zaniepokojony brakiem dowodów na potencjalny wkład strony popytowej, szczególnie w odniesieniu do zakresu, w jakim wytwarzanie zintegrowane może stać się dostępne, po pewnym dostosowaniu i pewnej agregacji, oraz zakresu, w jakim [skojarzone wytwarzanie energii cieplnej i elektrycznej] może dostarczyć do systemu dodatkową energię elektryczną na poziomie przewyższającym jego własne zapotrzebowanie w okresie szczytowym”.
Po drugie, badając wkład w rynek mocy, jaki może zostać wniesiony przez zarządzanie popytem, w pkt 96–106 tego sprawozdania PTE wskazało, co następuje:
„96.
Termin »rozproszone zasoby energetyczne« (DER) jest terminem, który preferujemy w kontekście badania wkładu, jaki może zostać wniesiony w celu radzenia sobie z sytuacjami, w których producenci przyłączeni do systemu przesyłowego nie są w stanie zaspokoić zapotrzebowania na energię elektryczną. Preferujemy ten termin od powszechnie używanego terminu »zarządzanie popytem«, który jest najwyraźniej oparty na założeniu, że jedyny (lub zasadniczy) wkład strony popytowej polega na czasowym ograniczeniu popytu. Tymczasem termin »DER« odnosi się do całej gamy instrumentów, innych niż budowanie nowych elektrowni, mogących przyczynić się do koniecznego rozwiązania problemów dotyczących mocy. Należy jak najszybciej rozpocząć gromadzenie dalszych informacji w tym zakresie, tak aby bardziej świadomie podejmować przyszłe decyzje, tym bardziej że nie istnieje ogólna organizacja badająca cały system elektroenergetyczny. Do instrumentów tych należą: a) bezpośrednie regulowanie obciążenia, b) wytwarzanie zintegrowane, c) wytwarzanie rezerwowe, d) zarządzanie popytem, e) wydajność energetyczna, f) zastępowanie paliw (na przykład wybieranie spalania gazu zamiast korzystania z energii elektrycznej), g) obciążenia przerywane, h) zintegrowany projekt zarządzania popytem (np. wykorzystywanie jako rezerwy mocy akumulatorów zaparkowanych samochodów elektrycznych), i) przesuwanie obciążenia, j) inteligentny pomiar, k) korekta czynnika mocy.
97.
Aby ocenić, jaki model jest tworzony, należy mieć na względzie, że lista kandydatów, którzy mogliby zapewnić moce po stronie popytu, jest dość długa. Należy również zauważyć, że istnieją różnice jakościowe między tymi instrumentami.
98.
Na przykład przesunięcie obciążenia może polegać na zachęceniu użytkownika, który zużywa energię elektryczną na potrzeby chłodzenia, do ograniczania jego zapotrzebowania przez kilka godzin oraz do wykorzystania inercji termicznej dla uniknięcia szkód. Taki użytkownik może być stroną umowy dostawy zawartej na okres (na przykład) dwóch lat, renegocjowanej co rok lub co dwa lata; w takim przypadku konsument ten zwracałby uwagę na sygnały z aukcji w perspektywie krótkoterminowej.
99.
Ponadto można rozważyć inny potencjalny instrument, jakim jest budowa elektrowni kogeneracyjnej lub systemu zarządzania energią w budynkach, w celu optymalizacji zarządzania popytem, ale dla pozyskania finansowania wymagana jest wówczas pewność, jaką daje długoterminowa umowa dostawy mocy. Zasadnicze znaczenie ma następująca kwestia: w celu oszacowania, na co może pozwolić zarządzanie popytem, niezbędne jest określenie potencjalnych instrumentów, które prawdopodobnie odpowiedzą na sygnały pochodzące z rynku mocy, oraz instrumentów, które nie odpowiedzą na takie sygnały ze względu na to, że bodźce zachęcające nie są zbieżne z potrzebami zainteresowanych podmiotów.
100.
Pragniemy zauważyć, że metodyka DECC przyjęta w celu ustalenia zakresu, w jakim DSR przyczyniło się do zapewnienia mocy wytwórczych, jest w istocie zgodna z podejściami przyjętymi w Nowej Anglii i w ramach PJM (z wyjątkiem wpływu na straty). W tym zakresie stwarza to okazję do potwierdzenia założeń dzięki porównaniu i przeciwstawianiu różnych systemów.
101.
Podczas rozmów z DECC i N[ational] G[rid] uświadomiliśmy sobie, że zarządzanie popytem nie jest jeszcze tak zrozumiałe jak tradycyjna produkcja. Nie chodzi tu o krytykę, gdyż jej przedstawianie nie jest rolą N[ational] G[rid], który jest podmiotem całkiem odrębnym od operatorów sieci dystrybucyjnych i koncesjonowanych dostawców energii elektrycznej, i nikt nie ma pełnej i szczegółowej wiedzy jednocześnie na temat danych dotyczących popytu i zachęt do gromadzenia tych danych. Na przykład odpowiedzi na pytania podobne do tego: »jaka jest średnia dostępność CHP w przypadku przeciążenia systemu« nie są znane, nawet jeśli są znane średnie roczne.
102.
Ze wszystkich tych względów rozumiemy doskonale, że N[ational G[rid] nie był w stanie przeprowadzić analizy zarządzania popytem przy zachowaniu dokładności i jakości, które do tej pory charakteryzowały dużą część jego pozostałej działalności. Oznacza to jednak, że istnieje pilna potrzeba stworzenia konsekwentnego systemu pozwalającego zagwarantować, że zasoby uzyskane dzięki zarządzaniu popytem nie będą marnowane i że niedobór wynikający z niewłaściwego wykorzystania zasobów nie będzie pokrywany za pomocą nowych mocy wytwórczych.
[…]
104.
Chociaż komitet nie twierdzi, że zna wszystkie zasoby potencjalnie dostępne dzięki zarządzaniu popytem, to jest on zdania, że obecna struktura opiera się na względnie umiarkowanych założeniach co do mocy, jaka może zostać uzyskana. W tym względzie należy zaznaczyć, że mechanizm mocy jest bardziej odpowiedni dla niektórych zachowań, metod i technologii niż dla innych.
105.
W związku z tym, chociaż uzyskane szczególnie w Stanach Zjednoczonych doświadczenia międzynarodowe w zakresie DER, o których poinformował komitet, wskazują na to, że DER mogą potencjalnie wnieść znaczący i użyteczny wkład w rynki mocy (co doprowadziło do zmniejszenia zapotrzebowania na dodatkowe moce wytwórcze), to w ramach obecnej struktury opracowanej dla Zjednoczonego Królestwa oczekiwania powinny być bardziej umiarkowane. Tytułem dodatkowego argumentu przemawiającego na rzecz tych umiarkowanych oczekiwań pragniemy podkreślić, że, na przykład, tradycyjni producenci będą otrzymywać płatności i przychody związane z korzystaniem z sieci przesyłowej w ramach mechanizmu mocy, podczas gdy producenci rozproszeni mogliby mieć mniej bodźców zachęcających niż producenci tradycyjni, jeśli nie czerpaliby jednocześnie korzyści, jakie niesie ze sobą fakt wyeliminowania triady, oraz korzyści w postaci przychodów wynikających z mechanizmu mocy.
106.
Na podstawie przedstawionej przez komitet interpretacji rynku mocy proponowanego dla DER uważamy, że pełen potencjał, którego istnienie wykazano w wypadku innych rynków mocy, na których funkcjonują aukcje mocy, a zwłaszcza w wypadku rynku Stanów Zjednoczonych, zostanie wykorzystany w ograniczonym zakresie, a zrozumienie tej kwestii wymaga znacznie szerszej wiedzy na temat różnych dostępnych instrumentów zarządzania popytem. Zasadniczą konsekwencją dla tworzenia modelu jest to, że wpływ zarządzania popytem na przewidywany poziom popytu w okresie szczytowym, będący głównym czynnikiem determinującym moc, jaką należy nabyć, nie jest tak łatwy do zakwestionowania, jak można by się spodziewać”.
Podobnie jak Tempus wskazał w swej skardze, analiza ta kładzie nacisk na pilną potrzebę określenia właściwych zachęt, tak aby umożliwić zarządzaniu popytem rzeczywisty udział w rynku mocy z pełnym uwzględnieniem jego potencjału. Konsekwencją takiej analizy byłoby także unikniecie sytuacji, w której zasady wypracowane przez rynek mocy „zmarnują” potencjał zarządzania popytem, w miejsce którego będą powstawać nowe moce wytwórcze. W tym kontekście PTE ubolewa nad tym, że w chwili obecnej nie istnieje organizacja, która byłaby w stanie uzyskać dane niezbędne do zrozumienia i zebrania informacji na temat potencjału różnych aspektów zarządzania popytem, mimo że niektóre z tych informacji są już dostępne.
Chociaż National Grid i DECC są w tym względzie krytykowane przez PTE, to można uznać, że Komisja, w ramach formalnego postępowania wyjaśniającego, dysponuje wystarczającymi środkami, aby zażądać stosownych informacji i aby uzyskać takie informacje, w szczególności w celu określenia ewentualnej potrzeby istnienia zachęty (a w stosownym wypadku jej poziomu) niezbędnej do wykorzystania rzeczywistego potencjału zarządzania popytem w celu rozwiązania dostrzeżonego przez Zjednoczone Królestwo problemu wystarczalności mocy.
Po trzecie, w ramach wniosków i zaleceń, w pkt 6 lit. c) oraz w pkt 119 i 132 sprawozdania, w celu opisania obaw dotyczących braku informacji i zrozumienia zarządzania popytem w Zjednoczonym Królestwie, PTE stwierdziło, co następuje:
„Komitet wyraził swe obawy co do braku informacji i wiedzy na temat ograniczania popytu (DSR). Komitet preferuje termin »rozproszone zasoby energetyczne« (DER), który odnosi się do pełnego zakresu wkładów mogących pochodzić ze źródeł innych niż producenci tradycyjni, podczas gdy termin »DSR« wydaje się zawężać rozumienie strony popytowej do samych ograniczeń popytu i wytwarzania zintegrowanego. Zwracając uwagę na znaczenie pozyskiwania w ramach DECC i N[ational] G[rid] ugruntowanej wiedzy w dziedzinie DER, komitet zalecił program dodatkowych badań w tej dziedzinie w celu wykorzystania w przyszłości możliwości oferowanych przez DER.
[…] […] Ogólny scenariusz i modelowe podejście przyjęte przez N[ational] G[rid] są co do zasady rozsądne; N[ational] G[rid] próbował też wziąć pod uwagę dowody i stanowiska osób zainteresowanych. Niemniej jednak komitet wypracował wspólne stanowisko co do tego, że N[ational] G[rid] miał tendencję do przyjmowania zbyt zachowawczego punktu widzenia w odniesieniu do szeregu zasadniczych założeń, zwłaszcza w odniesieniu do przepływów z połączeń międzysystemowych, i że N[ational] G[rid] zawyżył kwotę zakupów, uznając ów przepływ (i warunki meteorologiczne) za zmienne, zamiast uwzględnić moce połączeń wzajemnych na podstawie szacowanego prawdopodobieństwa ich dostępności (tak jak w wypadku elektrowni). Gdyby natomiast spodziewane przepływy netto z połączeń wzajemnych wyniosły 2,25 GW (które opisuje się jako pochodzące w 75% z importu), ilość mocy, jaką należałoby zakupić, uległaby w konsekwencji zmniejszeniu, a dzięki nieznacznym dodatkowym wysiłkom zmierzającym do skorzystania z DSR i do przyspieszenia tworzenia mocy dzięki połączeniom wzajemnym, a także gdyby liczyć na zaoferowanie na aukcji zwiększonej podaży ze strony elektrowni węglowych, wartość ta mogłaby wystarczyć do uniknięcia nowych CCGT [turbin gazowych o cyklu łączonym].
[…] Zalecenie 9: […] program badań dotyczących pełnego potencjału DER powinien zostać wdrożony jak najszybciej, aby dostarczyć informacji przydatnych do przyszłych aukcji; szczególny nacisk należy położyć na wszystkie instrumenty wymienione w niniejszym sprawozdaniu, które umożliwiają złagodzenie popytu w okresie szczytowego zapotrzebowania”.
Na tym etapie oceny Sądu należy uznać, że w momencie gdy Komisja przeprowadzała swoje badanie wstępne, była ona w stanie ocenić elementy, które pozwalały nie tylko rozważyć obecną rolę zarządzania popytem – technologii, którą władze Zjednoczonego Królestwa uznały za niezawodną i opłacalną, a o użyteczności i wydajności której świadczą już przykłady amerykańskie – lecz również rozważyć rzeczywisty potencjał zarządzania popytem, co ilustrują w szczególności szacunki dokonane przez National Grid, przytoczone przez Zjednoczone Królestwo w zgłoszeniu, zgodnie z którymi zarządzanie popytem może dostarczyć około 3 GW mocy w okresie 2018/2019.
Podobnie Komisja miała świadomość trudności sygnalizowanych przez PTE w odniesieniu do uwzględnienia potencjału zarządzania popytem w ramach rynku mocy. Podobnie jak w przypadku uwzględniania potencjału połączeń wzajemnych, w wypadku których obawy PTE zostały zakwalifikowane przez Komisję jako „poważne” w motywie 124 zaskarżonej decyzji, i jak wynika z pkt 141–145 powyżej, istniało ryzyko, że rozważany rynek mocy nie uwzględnia w wystarczającym stopniu potencjału zarządzania popytem lub, ogólniej, wszelkiego potencjału mogącego zmniejszyć potrzebę wykorzystania mocy wytwórczych w celu rozwiązania problemu dotyczącego wystarczalności mocy.
Należy w tym względzie przypomnieć, że – jak wynika z pkt 224 wytycznych – ocena oddziaływania zaangażowania jednostek zarządzania popytem jest jednym z elementów oceny, którą Komisja musi przeprowadzić, gdy wypowiada się w przedmiocie potrzeby interwencji państwa.
Jednakże w tym kontekście z zaskarżonej decyzji wynika, że Komisja uznała, iż dla oceny rzeczywistego uwzględnienia zarządzania popytem – i wyjścia z sytuacji, w której mogłaby mieć w tym względzie wątpliwości co do zgodności systemu pomocy z rynkiem wewnętrznym – wystarczające jest zaakceptowanie rozwiązań przedstawionych w tej kwestii przez Zjednoczone Królestwo.
Jak podnosi Komisja w motywie 122 zaskarżonej decyzji, w ramach oceny zgodności pomocy z rynkiem wewnętrznym i potrzeby interwencji państwa, a także w odniesieniu do udziału zarządzania popytem wystarczy bowiem zauważyć, co następuje:
–
„Zjednoczone Królestwo podniosło, że pierwsza aukcja z grudnia 2014 r. jest kluczowa dla uzyskania informacji na temat zarządzania popytem i jego potencjału” i „wyjaśniło, że przeanalizuje informacje uzyskane w ramach pierwszej aukcji T‑4 i zapewni, aby krzywe popytu zostały odpowiednio skorygowane, co zostanie uwzględnione w przeprowadzanym przez National Grid procesie Future Energy Scenario dotyczącym sprawozdań w przedmiocie mocy wytwórczych energii elektrycznej w kontekście przyszłych aukcji”;
–
„[w] odpowiedzi na sprawozdanie PTE National Grid zaproponował wspólny projekt z Energy Network Association [stowarzyszeniem sieci energetycznych] (w tym Distribution Network Operators) [operatorami sieci dystrybucyjnych]”;
–
„[p]onadto Zjednoczone Królestwo opracowało przepisy dotyczące aukcji przejściowych w celu wspierania rozwoju sektora zarządzania popytem w latach 2015–2016 oraz projekt pilotażowy o wartości 20 mln GBP w dziedzinie efektywności energetycznej [Electricity Demand Reduction Pilot]”.
W motywie 128 zaskarżonej decyzji Komisja uznała także, że nawet jeśli system pomocy „może skutkować wspieraniem wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych”, była ona w stanie stwierdzić, że przeprowadzana corocznie ocena problemu z wystarczalnością mocy uwzględnia wszystkie rodzaje operatorów, w tym jednostki zarządzania popytem (zob. także motywy 134 i 149 zaskarżonej decyzji na innych etapach analizy). W motywie 129 zaskarżonej decyzji Komisja wyciągnęła stąd wniosek, że „środek jest neutralny pod względem technologicznym” i nie wywarł zatem skutku polegającego na wzmocnieniu pozycji producentów energii elektrycznej z paliw kopalnych.
W świetle dostępnych materiałów, o których wspomniano powyżej, oraz w świetle materiałów, którymi Komisja mogła dysponować dzięki zastosowaniu środków leżących w jej gestii na podstawie rozporządzenia nr 659/1999, a także z uwagi na istotną rolę, jaką zarządzanie popytem mogło odegrać na rynku mocy zwłaszcza w kontekście lepszego zdefiniowania potrzeby interwencji państwa i ograniczenia właściwej kwoty pomocy na rzecz wytwarzania energii elektrycznej z paliw kopalnych, tego rodzaju oceny nie mogą pozwolić Komisji na rozwianie wątpliwości wynikających z materiałów, którymi instytucja ta już dysponowała lub którymi mogła dysponować w chwili wydania zaskarżonej decyzji.
W szczególności, jak wynika z pkt 226 i pkt 232 lit. a) wytycznych, zgodnie z którymi środki pomocy „powin[ny] być „otwart[e]”, ale także „zapewniać odpowiednie zachęty zarówno dla istniejących, jak i przyszłych wytwórców, a także dla operatorów zastępowalnych technologii, takich jak rozwiązania w zakresie reagowania na zapotrzebowanie” oraz „powin[ny] być skonstruowan[e] w taki sposób, aby m[ogły] obejmować wszelkie zdolności wytwórcze mogące skutecznie przyczyniać się do rozwiązania problemu z wystarczalnością mocy wytwórczych”, szczególnie ważne jest zapewnienie, aby dany rynek mocy umożliwiał rzeczywiste i skuteczne przyczynianie się wszystkich rozwiązań – z których każde ma swe zalety i wady – do rozwiązania problemu z wystarczalnością mocy wytwórczych.
Wbrew temu, co twierdzi Komisja w zaskarżonej decyzji, w świetle dostępnych informacji oraz roli zarządzania popytem, nie mogła ona w niniejszym przypadku oprzeć się jedynie na „otwartym charakterze” środka i uznać w konsekwencji, że jest on neutralny pod względem technologicznym, bez bardziej szczegółowego zbadania kwestii, czy owo rozwiązanie technologiczne zostało w sposób rzeczywisty i skuteczny uwzględnione w odniesieniu do rynku mocy.
W istocie, choć z zaskarżonej decyzji wynika, że Komisja zbadała informacje przedstawione przez Zjednoczone Królestwo w odniesieniu do uwzględnienia mocy wytwórczych w ramach rynku mocy oraz – w szczególności ze względu na obawy wyrażone w sprawozdaniu PTE – informacje przedstawione następnie w odniesieniu do uwzględnienia mocy dostarczanych poprzez połączenia wzajemne, żaden ze wspomnianych w zaskarżonej decyzji elementów nie pozwala wykazać, że Komisja przeprowadziła swą własną analizę w odniesieniu do rzeczywistego uwzględnienia zarządzania popytem, którego potencjał dla tego rynku był dostrzegany i uznawany za korzystny. Tytułem przykładu, w żadnym punkcie zaskarżonej decyzji nie wspomniano o szacunkowej wartości 3 GW, na którą powołuje się National Grid. Przez zaniechanie zbadania roli i potencjału zarządzania popytem w ramach rynku mocy Komisja przyjęła informacje i założenia przedstawione przez Zjednoczone Królestwo (zob. pkt 149 i 151 powyżej), pomimo ich wpływu na ilość mocy oferowanej na aukcjach oraz wysokość pomocy niezbędnej dla rynku mocy.
Tak więc, jeśli chodzi o wyniki pierwszej aukcji T‑4 z grudnia 2014 r., jako że aukcja ta jest przeprowadzana w oparciu o rozwiązania, które najwyraźniej nie uwzględniają wystarczająco potencjału zarządzania popytem, istnieje ryzyko, o którym wspomniano w szczególności w sprawozdaniu PTE, że mocy wytwórczej zostanie przypisana rola większa niż ta, która jest niezbędna. Nie można zatem wykluczyć, że gdyby Komisja przeprowadziła swą własną analizę potencjału zarządzania popytem, w szczególności w celu zbadania sposobów uwzględniania szacunków sporządzonych przez National Grid lub pochodzących z innych źródeł lub w celu zbadania przyczyn sukcesu przykładów amerykańskich, szczegółowe zasady uczestnictwa podmiotów zarządzających popytem byłyby inne.
Ponadto w odniesieniu do aukcji T‑1 należy przypomnieć, że zgodnie z motywami 45–47 zaskarżonej decyzji pewna ilość mocy zostanie wycofana z aukcji T‑4 i „zastrzeżona” dla aukcji T‑1 w oparciu o szacowany potencjał „opłacalnego” zarządzania popytem, które mogłoby uczestniczyć w aukcjach. Kwota ta może się także zmniejszyć, jeżeli między aukcją T‑4 a aukcją T‑1 popyt spadnie. Tymczasem, jak potwierdzono na rozprawie, z motywów tych wynika, że rząd Zjednoczonego Królestwa zobowiązał się do wystawienia na aukcjach T‑1 co najmniej 50% tej mocy „zastrzeżonej”, zachowując przy tym możliwość nierespektowania tego zobowiązania, w wypadku gdyby zarządzanie popytem nie okazało się „opłacalne w dłuższym okresie” lub gdyby sektor zarządzania popytem został uznany za wystarczająco dojrzały. W istocie art. 10 rozporządzenia z 2014 r. w sprawie mocy wytwórczej energii elektrycznej, zatytułowany „Ustalanie, czy aukcja powinna się odbyć”, przewiduje na przykład w ust. 3, że właściwy sekretarz stanu może zdecydować, że nie ma potrzeby przeprowadzania aukcji T‑1, jeżeli prognozy wskazują, że żaden dostawca usług zarządzania popytem nie zgłosi uczestnictwa w takiej aukcji. Dlatego, zważywszy, że aukcje T‑1 zależały w szczególności od szacowanej gotowości „opłacalnego” zarządzania popytem na uczestnictwo w aukcjach, potencjał zarządzania popytem i jego ocena powinny stać się przedmiotem analizy Komisji w zaskarżonej decyzji.
W tych okolicznościach dostępne informacje dotyczące potencjału zarządzania popytem, zwłaszcza w świetle znaczenia roli, jaką może odegrać to rozwiązanie technologiczne w ramach rynku mocy, mogą wskazywać na istnienie wątpliwości co do zgodności tego systemu z rynkiem wewnętrznym, zaś na podstawie treści zaskarżonej decyzji nie można stwierdzić, że wątpliwości te zostały rozwiane po przeprowadzeniu przez Komisję badania wstępnego.
e)

W przedmiocie domniemanego dyskryminacyjnego lub niekorzystnego traktowania zarządzania popytem w ramach rynku mocy
Tempus utrzymuje zasadniczo, że ocena spornego środka powinna była wzbudzić wątpliwości co do jego zgodności z rynkiem wewnętrznym ze względu na szereg naruszeń zasad równego traktowania, ochrony uzasadnionych oczekiwań i proporcjonalności, w szczególności ze szkodą dla jednostek zarządzania popytem. W szczególności Tempus podnosi zastrzeżenia co do traktowania jednostek zarządzania popytem w odniesieniu do okresu obowiązywania umów o zapewnienie mocy, metody zwrotu kosztów funkcjonowania rynku mocy, warunków uczestnictwa w rynku mocy, a także braku dodatkowego wynagrodzenia dla jednostek zarządzania popytem w przypadku ograniczenia strat w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej.
1)

W przedmiocie okresu obowiązywania umów o zapewnienie mocy
Tempus twierdzi zasadniczo, że Komisja powinna była powziąć wątpliwości co do zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym, ponieważ zastrzega on możliwość zawierania umów o zapewnienie mocy na okres dłuższy niż jeden rok wyłącznie dla producentów, których wydatki kapitałowe przekraczają pewien próg, co narusza zasadę równego traktowania na niekorzyść jednostek zarządzania popytem. To dyskryminacyjne traktowanie jest w jego ocenie sprzeczne z celem neutralności technologicznej spornego środka, skutkuje przyznaniem przewagi konkurencyjnej producentom i prowadzi do zablokowania znacznej części popytu, czego można byłoby uniknąć dzięki zarządzaniu popytem.
Tempus podnosi, że to nierówne traktowanie nie jest uzasadnione większymi nakładami inwestycyjnymi ponoszonymi przez producentów na modernizację istniejących lub budowę nowych elektrowni. W rzeczywistości bowiem jednostki zarządzania popytem oraz ich klienci także ponoszą nakłady inwestycyjne. Co więcej, przed przystąpieniem do inwestycji klienci jednostek zarządzania popytem chcą uzyskać gwarancję dochodów przez kilka lat. W tym względzie Tempus utrzymuje, że stosowne informacje zostały przekazane Zjednoczonemu Królestwu i że państwo to nie mogło zatem ograniczyć się w zgłoszeniu do stwierdzenia, że sektor zarządzania popytem nie dostarczył „ilościowego” dowodu co do konieczności zaoferowania umów o dłuższym okresie obowiązywania w celu wspierania uczestnictwa jednostek zarządzania popytem w aukcjach.
W odpowiedzi na to zastrzeżenie Komisja podnosi zasadniczo, że należycie zbadała sporny środek w odniesieniu do kwestii traktowania jednostek zarządzania popytem względem traktowania innych dostawców mocy i że stwierdziła, iż środek ten pozwalał tym podmiotom być konkurencyjnymi, z uwzględnieniem ich cech charakterystycznych. Różnica pomiędzy okresami obowiązywania oferowanych umów jest uzasadniona głównym celem realizowanym przez sporny środek, którym jest zapewnienie dostępności wystarczającej mocy w przyszłości, w tym poprzez wspieranie inwestycji w nowe elektrownie. Jednostki zarządzania popytem nie mogą korzystać z umów, których okres obowiązywania jest dłuższy niż jeden rok, ponieważ nie mają one takich samych potrzeb finansowych jak producenci przeprowadzający modernizację elektrowni istniejącej lub budujący nową elektrownię. W tym względzie Komisja podnosi, że w toku postępowania administracyjnego ani Tempus, ani UKDRA nie przedstawiły popartej dowodami argumentacji, z której wynikałoby, że jednostki zarządzania popytem potrzebują inwestycji na poziomie porównywalnym z przedsięwzięciami modernizacji elektrowni i budowy nowych elektrowni, ani też nie przedstawiły jakiegokolwiek dowodu ilościowego w tym zakresie.
W odpowiedzi na pytania na piśmie zadane przez Sąd Komisja podnosi, że, biorąc pod uwagę wysoki poziom nakładów inwestycyjnych, gdyby modernizowanym i nowym elektrowniom oferowane były jedynie roczne umowy, podmioty te prawdopodobnie w ogóle nie uczestniczyłyby w aukcjach lub byłyby z nich wykluczane ze względu na to, że ich oferty przekraczałyby pułap cenowy; nawet jeśli mogłyby one składać oferty, to ich ceny byłyby prawdopodobnie tak wysokie, że stawałyby się cenami zamykającymi aukcję. Zdaniem Komisji prowadziłoby to nie tylko do osiągania nadzwyczajnych zysków przez istniejących producentów i jednostki zarządzania popytem, ale wiązałoby się to także z wysokimi kosztami dla wszystkich odbiorców końcowych, wobec czego kwota pomocy stałaby się nieproporcjonalna.
Z utrwalonego orzecznictwa wynika w tym względzie, że zasada równego traktowania jako ogólna zasada prawa Unii wymaga, aby porównywalne sytuacje nie były traktowane w sposób odmienny, a sytuacje odmienne nie były traktowane w sposób jednakowy, chyba że takie traktowanie jest obiektywnie uzasadnione. Porównywalność odmiennych sytuacji należy oceniać w świetle ogółu cechujących je elementów. Elementy te winny być w szczególności określane i oceniane w świetle przedmiotu i celu aktu Unii, który wprowadza rzeczone rozróżnienie. Należy poza tym uwzględnić zasady i cele dziedziny prawa, do której należy sporny akt (zob. wyrok z dnia 12 grudnia 2014 r., Banco Privado Português i Massa Insolvente do Banco Privado Português/Komisja,
T‑487/11
,
EU:T:2014:1077
, pkt
i przytoczone tam orzecznictwo).
W niniejszej sprawie na wstępie należy stwierdzić, że przede wszystkim sporny środek nie daje jednostkom zarządzania popytem żadnych możliwości uzyskania umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania byłby dłuższy niż jeden rok.
Zgodnie z zaskarżoną decyzją jedynie dostawcy mocy, którzy ponoszą nakłady kapitałowe wyższe niż 125 GBP na 1 kW (elektrownie wymagające modernizacji) kwalifikują się do uzyskania umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania może wynosić maksymalnie trzy lata, i jedynie dostawcy mocy, którzy ponoszą nakłady kapitałowe wyższe niż 250 GBP na 1 kW (nowe elektrownie) kwalifikują się do uzyskania umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania może wynosić maksymalnie piętnaście lat (motyw 57 zaskarżonej decyzji).
Chociaż w motywie 57 zaskarżonej decyzji Komisja posługuje się technologicznie neutralnym terminem „dostawcy mocy”, to z treści zgłoszenia oraz z art. 2 ust. 1 w związku z art. 4, 5 i art. 11 ust. 3 rozporządzenia z 2014 r. w sprawie mocy wytwórczej energii elektrycznej wynika, że umowy o zapewnienie mocy, których maksymalne okresy obowiązywania wynoszą trzy lata i piętnaście lat, są wyraźnie zastrzeżone dla CMU wytwórczych, których nakłady kapitałowe przewyższają progi określone przez sekretarza stanu, z wyłączeniem CMU zarządzania popytem.
W konsekwencji, po pierwsze, jednostki zarządzania popytem nie kwalifikują się do uzyskiwania umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania wynosi trzy lata lub piętnaście lat, nawet jeśli wykażą, że poniosły nakłady kapitałowe przewyższające progi określone w ramach spornego środka dla CMU wytwórczych. Po drugie, sporny środek nie przewiduje, w odniesieniu do CMU zarządzania popytem, żadnego progu nakładów kapitałowych stwarzającego tym jednostkom możliwość uzyskania umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania byłby dłuższy niż jeden rok.
W zaskarżonej decyzji Komisja przyjęła stanowisko Zjednoczonego Królestwa, zgodnie z którym umowy o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania wynosi maksymalnie trzy lata lub piętnaście lat, należało zaoferować CMU wytwórczym, których nakłady kapitałowe przewyższają próg określony przez sekretarza stanu, oraz uzasadnione było zaoferowanie CMU zarządzania popytem umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania wynosi tylko jeden rok (motywy 106, 129 i 145 zaskarżonej decyzji). Komisja uznała zatem, że jednostki zarządzania popytem mają niższe potrzeby w zakresie nakładów kapitałowych niż producenci budujący lub modernizujący elektrownie. Na tej podstawie Komisja uznała, że nowe lub wymagające modernizacji moce wytwórcze, które pociągają za sobą wysokie nakłady inwestycyjne, kwalifikują się do uzyskiwania umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania jest dłuższy, tak aby podmioty te mogły pozyskać niezbędne finansowanie, i uznała, że zaoferowanie jednostkom zarządzania popytem umów o zapewnienie mocy o krótszym okresie obowiązywania nie stawia tych jednostek w sytuacji mniej korzystnej niż ta, w jakiej znajdują się operatorzy wymagających modernizacji i nowych elektrowni. W związku z tym Komisja stwierdziła, że sporny środek jest neutralny technologicznie i nie wzmacnia pozycji producentów wykorzystujących paliwa kopalne.
Należy zatem zbadać, czy Komisja mogła zaakceptować odmienne traktowanie jednostek zarządzania popytem względem producentów bez wszczynania formalnego postępowania wyjaśniającego lub czy wobec niemożności uzyskania przez jednostki zarządzania popytem umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania jest dłuższy niż jeden rok, powinno wzbudzić po stronie Komisji wątpliwości co do zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym.
W tym względzie w pierwszej kolejności należy stwierdzić, że sporny środek ma być neutralny pod względem technologicznym, zgodnie z wymogami zawartymi w pkt 226 wytycznych.
I tak z zaskarżonej decyzji wynika, że sporny środek ma na celu uzyskanie mocy wystarczających do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Zjednoczonym Królestwie (motywy 4 i 126 zaskarżonej decyzji).
Ujmując to bardziej szczegółowo, ze zgłoszenia wynika, że głównym celem spornego środka jest umożliwienie dostarczania niezawodnych i wystarczających mocy na rynku energii elektrycznej w Zjednoczonym Królestwie przy jak najniższych kosztach dla konsumentów w taki sposób, aby zminimalizować skutki niezamierzonych i nieoczekiwanych zagrożeń i aby wspierać realizację szerszych celów rządowych, a mianowicie umożliwienia dekarbonizacji rynku energii elektrycznej, rozwoju lepiej reagującego popytu i dalszej integracji wewnętrznego rynku energii (pkt 139 zgłoszenia). Ponadto, w zgłoszeniu wyjaśniono, że aby osiągnąć cel polegający na zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w Zjednoczonym Królestwie, sporny środek powinien zachęcać do dokonywania wystarczających inwestycji w moce wytwórcze i w inne moce, w tym poprzez udzielenie specjalnego wsparcia dla rozwiązań na poziomie popytu (pkt 140 zgłoszenia). Cele te odpowiadają celom, o których mowa w pkt 216–221 wytycznych, jako uzasadnione cele środków pomocy na zapewnienie wystarczalności mocy wytwórczych.
Tymczasem, jeśli chodzi o główny cel zapewnienia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, jak wskazano już w pkt 121 powyżej i jak Komisja wyraźnie przyznała w swej odpowiedzi na pytania na piśmie zadane przez Sąd w dniu 5 maja 2017 r., strony są zgodne co do tego, że zarówno moc oferowana przez producentów, jak i ta oferowana przez jednostki zarządzania popytem, może co do zasady przyczyniać się do rozwiązania problemu dotyczącego wystarczalności mocy wytwórczych.
Podobnie, jeśli chodzi o drugorzędny cel, jakim jest zachęcanie do wystarczającego inwestowania w nowe moce, należy stwierdzić, że cel spornego środka odnosi się wyraźnie zarówno do mocy wytwórczych, jak i do mocy innego rodzaju, takich jak zarządzanie popytem. W pkt 355 zgłoszenia wyraźnie podkreślono zresztą, że rynek mocy nie ma na celu uzyskania z góry określonych dla każdego rodzaju technologii ilości mocy. Przeciwnie, sporny środek ma na celu pozostawienie rynkowi określenia optymalnej ilości mocy każdego rodzaju (nowych mocy wytwórczych, mocy wytwórczych wymagających modernizacji, istniejących mocy wytwórczych, istniejących mocy uzyskiwanych dzięki zarządzaniu popytem, niepotwierdzonych mocy uzyskiwanych dzięki zarządzaniu popytem) w celu osiągnięcia zdefiniowanego przez Zjednoczone Królestwo poziomu bezpieczeństwa dostaw.
Wynika stąd, że jednostki zarządzania popytem powinny być uznawane za znajdujące się w sytuacji równoważnej z sytuacją producentów w świetle realizowanych za pomocą spornego środka celów bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, które są neutralne pod względem technologicznym, tym bardziej że wytyczne wymagają, aby środki pomocowe wdrażające rynek mocy były otwarte i aby stwarzały odpowiednie zachęty zarówno dla istniejących, jak i przyszłych wytwórców, a także dla operatorów wykorzystujących technologie zastępowalne, takie jak rozwiązania w zakresie dostosowywania popytu czy składowania (pkt 226 wytycznych). Komisja powinna była zatem zbadać, czy zawężenie oferowania umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania jest dłuższy niż jeden rok, jedynie do mocy wytwórczych mimo wszystko pozwala na to, aby rynek mocy był neutralny pod względem technologicznym i wolny od zakłóceń konkurencji między producentami energii elektrycznej a jednostkami zarządzania popytem.
W drugiej kolejności, z zaskarżonej decyzji wynika, że fakt, iż umowy o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania jest dłuższy niż jeden rok, są oferowane niektórym dostawcom mocy, jest uzasadniony wysokimi nakładami kapitałowymi ponoszonymi przez te podmioty oraz trudnościami z pozyskaniem przez nie finansowania.
Tak więc według zaskarżonej decyzji fakt, że umowy o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania jest dłuższy, są oferowane nowym uczestnikom rynku, jest uzasadniony promowaniem wchodzenia na rynek nowych, konkurencyjnych przedsiębiorstw. Przyznanie nowym uczestnikom rynku umowy długoterminowej umożliwia im pozyskanie finansowania dla ich inwestycji po mniejszych kosztach. Pozwala to na zmniejszenie barier dla wchodzenia na rynek przez niezależne przedsiębiorstwa, które nie mogą finansować swych inwestycji w nowe moce za pomocą przychodów pochodzących z innych elektrowni należących do ich portfela. Dzięki stymulowaniu konkurencji na rynku mocy umowy o dłuższym okresie obowiązywania mogą więc również zmniejszyć koszty ponoszone przez konsumentów na rynkach energii i mocy. Oferowanie umów o dłuższym okresie obowiązywania powinno także zmniejszać ryzyko powstania sytuacji, w której uczestnicy rynku ponoszący bardzo wysokie koszty inwestycji lub modernizacji, próbowaliby odzyskać całość tych kosztów w ramach realizacji umowy, której okres obowiązywania wynosi tylko jeden rok (motyw 59 zaskarżonej decyzji).
Z zaskarżonej decyzji wynika zatem, że oferowanie umów o zapewnienie mocy o dłuższym okresie obowiązywania ma na celu realizację neutralnych pod względem technologicznym celów, przypomnianych w pkt 173 powyżej i polegających na zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej poprzez stymulowanie inwestowania w moce w wystarczającym zakresie. Co więcej, mimo że w zaskarżonej decyzji podkreślono potrzebę zachęcania nowych podmiotów do wchodzenia na rynek, należy stwierdzić, iż oferowanie umów o zapewnienie mocy na okres dłuższy niż rok służy realizacji szerszego celu, skoro podmioty przeprowadzające modernizację istniejących elektrowni również kwalifikują się do uzyskania umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania wynosi maksymalnie trzy lata. Wynika stąd, iż głównym powodem, dla którego oferuje się umowy o zapewnienie mocy o dłuższym okresie obowiązywania, jest łagodzenie trudności związanych z finansowaniem doświadczanych przez niektóre podmioty ze względu na wielkość ponoszonych przez nie nakładów kapitałowych, poprzez zagwarantowanie im przychodów przez kilka lat, oraz udostępnienie owym podmiotom środków do tego, aby mogły one przedstawiać konkurencyjne oferty na aukcjach, poprzez umożliwienie im odzyskiwania poniesionych kosztów przez okres kilku lat.
Należy zatem stwierdzić, że decydującym kryterium przyjętym w ramach spornego środka w celu określenia podmiotów kwalifikujących się do uzyskania umów o zapewnienie mocy na okres dłuższy niż rok jest poziom nakładów kapitałowych i trudności w finansowaniu, które mogą uniemożliwić tym podmiotom uczestniczenie w rynku mocy.
W związku z tym, że umowy o dłuższym okresie obowiązywania uznano za niezbędne dla stworzenia sprawiedliwych warunków konkurencji, należało zbadać, jaki okres obowiązywania umów jest konieczny dla umożliwienia każdej z kategorii dostawców mocy pełnego uczestnictwa w rynku mocy, przy uwzględnieniu ich nakładów inwestycyjnych i trudności z pozyskaniem finansowania, tak aby wypełnić zobowiązanie do stworzenia odpowiednich zachęt dla wszystkich uczestników rynku. Komisja powinna była zatem zbadać, czy zastrzeżenie dla określonych technologii umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania jest dłuższy niż rok, ma charakter dyskryminacyjny i jest sprzeczne z celem utworzenia neutralnego pod względem technologicznym rynku mocy, co stałoby w sprzeczności z wymogami określonymi w wytycznych.
W trzeciej kolejności należy stwierdzić, że Komisja zaakceptowała stanowisko Zjednoczonego Królestwa, zgodnie z którym nie było konieczne oferowanie umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania jest dłuższy niż rok, jednostkom zarządzania popytem, bez zbadania, czy ich nakłady kapitałowe i trudności z pozyskaniem finansowania mogły wymagać zaoferowania tym jednostkom możliwości zawierania takich umów w celu umożliwienia im uczestnictwa w aukcjach, a przy tym uniknięcia zbyt wysokiej ceny rozliczenia aukcji.
Z zaskarżonej decyzji wynika, że Komisja szczegółowo zbadała potrzeby finansowe dostawców mocy podejmujących się budowy nowych elektrowni lub modernizacji elektrowni istniejących. I tak Komisja zwróciła się wyraźnie do Zjednoczonego Królestwa o dostarczenie dodatkowych informacji uzasadniających rozstrzygnięcia dotyczące okresu obowiązywania umów o zapewnienie mocy, ponieważ umowy o dłuższym okresie obowiązywania były co do zasady bardziej problematyczne i wymagały szczegółowego uzasadnienia (tabela 16, s. 161 zgłoszenia). Komisja mogła zatem oprzeć się na szczegółowych informacjach dostarczonych przez Zjednoczone Królestwo w odniesieniu do nakładów kapitałowych i trudności z finansowaniem dotyczących budowy nowych elektrowni, aby określić optymalny okres obowiązywania umów o zapewnienie mocy oraz progów dotyczących nakładów kapitałowych, od których umowy te powinny być uzależnione. Chodziło o udzielenie tym podmiotom pomocy w pozyskaniu niezbędnego finansowania i o zapobieżenie temu, aby ich uczestnictwo w rynku mocy prowadziło do zbyt wysokich cen rozliczenia aukcji, a przy tym o umożliwienie tym podmiotom pokrycia wszystkich kosztów stałych inwestycji wyłącznie w oparciu o dochody pochodzące z rynku mocy. Informacje dostarczone przez Zjednoczone Królestwo obejmowały w szczególności szereg szczegółowych studiów przypadku, w ramach których analizowano różne scenariusze i modelowe biznesplany różnych podmiotów i elektrowni (pkt 4.3.1, 4.6.5, C.4.3 zgłoszenia).
Jednak, z zaskarżonej decyzji wynika, że Komisja nie próbowała przeprowadzić szczegółowej analizy nakładów kapitałowych i potrzeb finansowych jednostek zarządzania popytem. Co prawda po otrzymaniu pisma UKDRA z dnia 9 czerwca 2014 r., w którym stowarzyszenie to zwróciło uwagę Komisji na różnicę między traktowaniem producentów a traktowaniem jednostek zarządzania popytem, instytucja ta zwróciła się do Zjednoczonego Królestwa, aby odpowiednio zareagowało. Następnie Komisja ograniczyła się jednak do formalnego przyjęcia do wiadomości odpowiedzi Zjednoczonego Królestwa, w której państwo to poprzestało na stwierdzeniu, że z jednej strony jednostki zarządzania popytem nie mają takich samych potrzeb kapitałowych jak operatorzy nowych elektrowni, a z drugiej strony że UKDRA nie dostarczyła żadnych dowodów ilościowych na poparcie swej tezy, iż umowy o zapewnienie mocy o dłuższym okresie obowiązywania były konieczne do tego, aby wspierać udział jednostek zarządzania popytem w aukcjach (pkt 511 zgłoszenia).
Tymczasem, po pierwsze, należy stwierdzić, że Zjednoczone Królestwo nie przedstawiło żadnej szczegółowej analizy na poparcie swego stanowiska, wyraźnie kontrastującego z informacjami dotyczącymi potrzeb finansowych producentów. Brak danych dotyczących zarządzania popytem, w odniesieniu do Zjednoczonego Królestwa, został zresztą zasygnalizowany w sprawozdaniu PTE (zob. w szczególności pkt 19, 96 i 101 sprawozdania przytoczonego w pkt 141 i 142 powyżej). Choć w motywie 120 zaskarżonej decyzji Komisja przytoczyła częściowo wnioski sformułowane w sprawozdaniu PTE, Komisja nie uznała za stosowne zgromadzenia większej ilości informacji dotyczących zarządzania popytem w celu uzupełnienia skąpych danych przekazanych przez Zjednoczone Królestwo. Należy zatem stwierdzić, że ani zaskarżona decyzja, ani zgłoszenie nie zawierają szczegółowej analizy potrzeb kapitałowych jednostek zarządzania popytem.
Po drugie, należy zauważyć, że równe traktowanie pod względem okresu obowiązywania umów o zapewnienie mocy, o których zawarcie mogą ubiegać się różni dostawcy mocy, stanowiło główny postulat, jaki jednostki zarządzania popytem zgłaszały zarówno rządowi Zjednoczonego Królestwa, jak i Komisji. I tak, jak wynika z uwag przedstawionych przez UKDRA w ramach konsultacji publicznych, do których Komisja mogła mieć dostęp w chwili przyjęcia zaskarżonej decyzji, że UKDRA kwestionowała nie tylko okoliczność, że umowy o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania jest dłuższy niż rok, były zastrzeżone wyłącznie dla CMU wytwórczych, których nakłady kapitałowe przewyższały określone progi, ale także przyjęte progi owych nakładów. W szczególności UKDRA wyraźnie wezwała Zjednoczone Królestwo do sporządzenia symulacji potrzeb finansowych różnych rodzajów technologii i do ponownego określenia wysokości progów na tej podstawie. Ponadto w piśmie z dnia 9 czerwca 2014 r. UKDRA poinformowała Komisję o swych wątpliwościach co do zgodności z wytycznymi umów zawieranych na okres piętnastu lat, a niezależnie od kwestii długości okresu obowiązywania oferowanych umów, stowarzyszenie to powtórzyło, że jednostki zarządzania popytem postulują, aby mogły ubiegać się o umowy o zapewnienie mocy o takim samym okresie obowiązywania jak te, które są oferowane producentom.
Po trzecie, zarówno UKDRA, jak i Tempus przyznają, że nowe jednostki zarządzania popytem niekoniecznie ponoszą takie same nakłady kapitałowe jak producenci budujący nowe elektrownie. Utrzymują one jednak, że nowe CMU zarządzania popytem, podobnie jak nowe CMU wytwórcze, ponoszą nakłady kapitałowe i doświadczają trudności z pozyskaniem finansowania, co uzasadnia przyznanie im umów o zapewnienie mocy na okres dłuższy niż rok, tak aby umożliwić im pełne uczestnictwo w rynku mocy. W szczególności Tempus podnosi, że jednostki zarządzania popytem muszą stworzyć wystarczająco szeroki portfel klientów, aby móc reagować na nieokreślone pod względem czasu trwania zdarzenia wpływające na dostępność mocy. Co więcej, inwestycje niezbędne do tego, aby pobór energii elektrycznej przez każdego z ich klientów stał się elastyczny pod względem czasowym, które to inwestycje jednostki zarządzania popytem być może będą musiały w części sfinansować, mogą być znaczące i mogą wymagać zawierania umów o zapewnienie mocy na dłuższe okresy. Ponadto w pkt 99 sprawozdania PTE wskazało wyraźnie, że niektóre inwestycje dotyczące zarządzania popytem „[wymagają] pewności, jaką oferuje długoterminowa umowa o zapewnienie mocy, aby możliwe było pozyskanie dla nich finansowania”, oraz stwierdził, że zasadnicze znaczenie ma zidentyfikowanie potencjalnych zasobów w dziedzinie zarządzania popytem, które będą reagować na sygnały płynące z rynku ze względu na to, że istniejące zachęty nie pozwalają na sprostanie ich potrzebom. Jednostki zarządzania popytem nie były zresztą jedynymi podmiotami, które podniosły, że w celu zapewnienia sprawiedliwych warunków konkurencji dostawcy mocy powinni mieć możliwość ubiegania się o umowy o takim samym okresie obowiązywania, niezależnie od stosowanej przez nie technologii. Ze zgłoszenia wynika zatem, iż niektóre przedsiębiorstwa energetyczne zintegrowane pionowo podkreśliły, że aby umożliwić uczciwe porównanie cen mocy, wszystkie rodzaje mocy powinny mieć dostęp do umów o takim samym okresie obowiązywania i że każdy dostawca mocy powinien mieć swobodę wyboru takiego okresu obowiązywania umowy, jaki umożliwia mu konkurowanie na aukcjach (s. 79 zgłoszenia).
Po czwarte, wbrew temu, co twierdzi Komisja, nie można zarzucać Tempusowi i UKDRA, że nie przedstawiły bardziej szczegółowych informacji w toku postępowania administracyjnego. Zgodnie z utrwalonym orzecznictwem Komisja powinna w stosownym wypadku aktywnie i starannie poszukiwać odpowiednich informacji (zob. pkt 69 powyżej), tak aby w chwili wydania zaskarżonej decyzji dysponować elementami oceny, które mogą racjonalnie zostać uznane za wystarczające i jasne dla potrzeb oceny (zob. podobnie wyroki: z dnia 10 grudnia 2008 r., Kronoply i Kronotex/Komisja,
T‑388/02
, niepublikowany,
EU:T:2008:556
, pkt
; z dnia 10 lutego 2009 r., Deutsche Post i DHL International/Komisja,
T‑388/03
,
EU:T:2009:30
, pkt
). Tak więc, aby wykazać istnienie wątpliwości w rozumieniu art. 4 ust. 4 rozporządzenia nr 659/1999 wystarczy, iż Tempus wykaże, że Komisja nie poszukiwała ani nie zbadała w sposób staranny i bezstronny wszystkich elementów istotnych z punktu widzenia celów tej analizy, albo że nie uwzględniła ich w należyty sposób, tak by wyeliminować wszelkie wątpliwości co do zgodności zgłoszonego środka z rynkiem wewnętrznym.
W niniejszej sprawie, w świetle rozważań przedstawionych w pkt 171–176 powyżej, wobec braku informacji w odniesieniu do potrzeb kapitałowych jednostek zarządzania popytem, Komisja powinna była głębiej zbadać tę kwestię, na przykład poprzez przyjęcie złożonej przez UKDRA w piśmie z dnia 9 czerwca 2014 r. oferty dostarczenia jej większej ilości informacji, które umożliwiłyby ustalenie, czy przyznawanie jednostkom zarządzania popytem i innym dostawcom mocy umów o różnym okresie obowiązywania jest zgodne z zasadą równego traktowania, zwłaszcza że sektor zarządzania popytem jest bardzo zdywersyfikowany i że zostało wykazane, iż władze Zjednoczonego Królestwa dysponowały niewielką wiedzą na jego temat w porównaniu z wiedzą, jaką dysponowały na temat sektora produkcyjnego (zob. pkt 141–145 powyżej).
Należy wreszcie zaznaczyć, że przyznawanie niektórym producentom umów na okres do trzech lub do piętnastu lat wywiera wpływ na konkurencję przez cały okres obowiązywania tych umów. Skoro Komisja uznała w motywie 131 zaskarżonej decyzji, że sektor zarządzania popytem w Zjednoczonym Królestwie jest wciąż w początkowej fazie rozwoju, to powinna była zbadać, czy brak możliwości ubiegania się przez jednostki zarządzania popytem o umowy o takim samym okresie obowiązywania jak te, które są zawierane z producentami, nie stwarza zagrożenia ograniczenia możliwości przyczyniania się przez te jednostki do rozwiązania problemu z wystarczalnością mocy w Zjednoczonym Królestwie, gdy sektor ten będzie bardziej rozwinięty. Przyznawanie umów na okres trzech lub piętnastu lat ogranicza bowiem na przyszłość ilość mocy dostępnej na aukcjach w ramach rynku mocy.
Po piąte, w pkt 102 swego sprawozdania PTE w następujący sposób opisało zagrożenia związane z wdrożeniem w Zjednoczonym Królestwie rynku mocy bez wystarczających informacji dotyczących zarządzania popytem:
„Ze wszystkich tych względów uznajemy, że National Grid nie był w stanie przeprowadzić analizy zarządzania popytu z zachowaniem wysokich standardów, które były dotąd znakiem firmowym w odniesieniu do większości pozostałych realizowanych przez nią prac. Jednakże oznacza to, że istnieje pilna potrzeba stworzenia usystematyzowanej procedury w celu zapewnienia, aby zasoby zarządzania popytem nie były marnowane jedynie dlatego, że problemy z brakiem wydajności rozwiązuje się poprzez dodawanie nowych mocy wytwórczych”.
Należy zatem stwierdzić, że Komisja potwierdziła stanowisko Zjednoczonego Królestwa, zgodnie z którym nie jest konieczne oferowanie jednostkom zarządzania popytem umów, których okres obowiązywania jest dłuższy niż rok, bez zbadania, jaki jest poziom nakładów kapitałowych ponoszonych przez CMU zarządzania popytem i bez zweryfikowania konieczności określenia progów mających zastosowanie do CMU zarządzania popytem, z uwzględnieniem ich potrzeb finansowych i celów realizowanych przez badany środek.
W świetle całości powyższych rozważań należy uznać, że różnica pomiędzy okresem obowiązywania umów o zapewnienie zdolności oferowanych jednostkom zarządzania popytem a okresami obowiązywania umów oferowanych producentom stanowi przesłankę świadczącą o istnieniu wątpliwości co do zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym. Do zadań Komisji należało bowiem zbadanie poziomu nakładów kapitałowych i potrzeb finansowych jednostek zarządzania popytem w celu sprawdzenia, czy nie doszło do naruszenia zasady równego traktowania w odniesieniu do CMU wytwórczych względem CMU zarządzania popytem, pomimo całkowitego braku możliwości zawierania przez jednostki zarządzania popytem umów o zapewnienie mocy, których okres obowiązywania jest dłuższy niż rok. Z uwagi na neutralne pod względem technologicznym cele realizowane przez sporny środek oraz przyjęte w jego ramach kryteria, tego rodzaju badanie należało przeprowadzić przed uznaniem tego środka za zgodny z rynkiem wewnętrznym. Tak więc okoliczność, że w ramach procedury badania wstępnego Komisja nie dysponowała pełnymi informacjami w odniesieniu do decyzji Zjednoczonego Królestwa o nieprzyznaniu jednostkom zarządzania popytem możliwości ubiegania się o umowy o takim samym okresie obowiązywania jak umowy, które są dostępne dla innych technologii, stanowi przesłankę świadczącą o istnieniu wątpliwości.
2)

W przedmiocie metody pokrywania kosztów
Tempus twierdzi zasadniczo, że Komisja powinna była powziąć wątpliwości co do proporcjonalnego charakteru spornego środka, a zatem co do jego zgodności z rynkiem wewnętrznym, ze względu na wybraną metodę pokrywania kosztów, która nie zachęca wystarczająco konsumentów do ograniczania zużycia energii w okresach szczytowego zapotrzebowania, a więc nie umożliwia zmniejszenia całkowitej kwoty pomocy do niezbędnego minimum.
I tak Tempus podnosi, że przyjęta metoda pokrywania kosztów, a mianowicie pokrywanie kosztów w oparciu o zużycie energii elektrycznej w godzinach od 16.00 do 19.00 w dniach roboczych w zimie, a nie na podstawie zużycia podczas trzech najwyższych rocznych szczytów zapotrzebowania („triada”), dyskryminuje jednostki zarządzania popytem i narusza zasadę proporcjonalności poprzez zwiększenie kwoty przyznanej pomocy. Metoda taka utrudnia bowiem konsumentom rezygnację z uczestnictwa w kosztach rynku mocy poprzez ograniczenie zużycia, a więc popytu, we właściwym momencie, z uwagi na to, że owo zużycie jest nieuniknione dla przedsiębiorstw i rodzin. Potwierdza to dodatkowo fakt, że małe przedsiębiorstwa i gospodarstwa domowe nie mogą uniknąć kosztów rynku mocy poprzez działania w zakresie zarządzania popytem z uwagi na fakt, że są klasyfikowane w Zjednoczonym Królestwie na podstawie ich profilu, a nie na podstawie rozliczenia zużycia w cyklach półgodzinnych.
Ponadto, ponieważ przyjęta metoda nie zachęca wystarczająco konsumentów do ograniczenia popytu na energię elektryczną dokładnie wtedy, gdy popyt jest najwyższy, a ilość mocy jest najniższa, Tempus twierdzi, że metoda ta prowadzi do zwiększenia kwoty przyznanej pomocy poprzez zobowiązanie Zjednoczonego Królestwa do pozyskiwania mocy w zakresie większym, niż jest to konieczne. Tymczasem zdaniem Tempusa Zjednoczone Królestwo nie kwestionuje tego, że bardziej wyraźny sygnał cenowy mógłby prowadzić do obniżenia kwoty pomocy, zwłaszcza że na początku zdecydowano się na wybór metody opartej na triadzie, po czym – po zakończeniu krajowych konsultacji publicznych – zmieniono zdanie.
Ponadto Tempus twierdzi, że zmiany metody pokrywania kosztów domagali się wyraźnie dostawcy zintegrowani pionowo, gdyż wprowadzenie tej zmiany było dla nich korzystne. Tymczasem miesiąc przed wydaniem zaskarżonej decyzji, w dniu 26 czerwca 2014 r., Office of Gas and Electricity Management (Ofgem, urząd ds. rynków gazu i energii elektrycznej, Zjednoczone Królestwo) postanowił zwrócić się formalnie do Competition and Markets Authority (urzędu ds. konkurencji i rynków, Zjednoczone Królestwo) o zbadanie rynku dostaw energii elektrycznej i gazu dla osób prywatnych i małych przedsiębiorstw, zwłaszcza ze względu na obawy, jakie wzbudzała silna pozycja dostawców zintegrowanych pionowo, w szczególności w odniesieniu do dostępu do rynku na rynku, na którym konkurencja i tak jest już słaba (załącznik E3 do uwag w przedmiocie uwag interwenienta, pkt 3.16–3.18 i załącznik E4 do uwag w przedmiocie uwag interwenienta, pkt 1.39).
Komisja podnosi w odpowiedzi, że metoda pokrywania kosztów jest jednym z aspektów finansowych rynku mocy, który nie ma bezpośredniego znaczenia dla oceny zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym. Zastosowana w tym wypadku metoda pokrywania kosztów stanowi kompromis między interesem w utrzymaniu zachęt do zmniejszenia zużycia a interesem w zmniejszeniu niepewności dostawców energii elektrycznej co do tego, jaką część kosztów będą musieli ostatecznie ponieść, przy czym analiza przeprowadzona w zaskarżonej decyzji jest oparta na wyjaśnieniach, które Zjednoczone Królestwo przedstawiło w zgłoszeniu, w odpowiedzi na pismo UKDRA. Komisja utrzymuje, że wskazana metoda pokrywania kosztów jest korzystna dla jednostek zarządzania popytem i że w każdym razie skutkuje ona dodaniem dodatkowego poziomu opłat w okresach szczytowego zapotrzebowania, co nie ma miejsca w przypadku innych metod, takich jak taryfy ryczałtowe lub opodatkowanie. Zjednoczone Królestwo dodaje, że w trakcie krajowych konsultacji publicznych do uczestników rynku zwrócono się konkretnie o zaproponowanie alternatywnych metod pokrywania kosztów w oparciu o triadę.
W tym względzie wytyczne stanowią, że pomoc uznaje się za proporcjonalną tylko wtedy, gdy jej kwota ogranicza się do minimum niezbędnego do osiągnięcia wyznaczonego celu [pkt 27 lit. e) i pkt 69 wytycznych]. Ponadto, co się tyczy środków pomocy na zapewnienie wystarczalności mocy, muszą one być skonstruowane w taki sposób, aby zapewnić, że cena płacona za dostępność mocy będzie automatycznie zmierzać do zera, gdy poziom podaży mocy jest adekwatny do poziomu popytu na te moce (zob. pkt 231 wytycznych).
W niniejszej sprawie należy przede wszystkim stwierdzić, że przyjęta w ramach spornego środka metoda pokrywania kosztów poniesionych na sfinansowanie umów o zapewnienie mocy polega na nałożeniu na wszystkich certyfikowanych dostawców energii elektrycznej opłaty, której wysokość określa się w oparciu o ich udział w rynku popytu na energię elektryczną notowanego w godzinach od 16.00 do 19.00 w dniach roboczych, w okresie od listopada do lutego (motyw 69 zaskarżonej decyzji).
Następnie należy stwierdzić, że w zaskarżonej decyzji Komisja zaakceptowała metodę pokrywania kosztów przyjętą w ramach spornego środka. Instytucja ta uznała bowiem, że metoda ta stwarza zachętę do ograniczenia popytu na energię elektryczną w okresach szczytowego zapotrzebowania, a jednocześnie jest ona przewidywalna dla dostawców energii (motyw 129 zaskarżonej decyzji).
Należy zatem zbadać, czy Komisja mogła zatwierdzić przyjętą w ramach spornego środka metodę pokrywania kosztów bez wszczynania formalnego postępowania wyjaśniającego lub czy metoda ta powinna była doprowadzić Komisję do powzięcia wątpliwości co do zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym.
W tym względzie, wbrew temu, co twierdzi Komisja, należy w pierwszej kolejności stwierdzić, że metoda pokrywania kosztów ma znaczenie dla oceny zgodności danego środka z rynkiem wewnętrznym, a w szczególności dla oceny jego proporcjonalności.
Po pierwsze, kwota pomocy uzależniona jest bowiem od ilości mocy zakupionej w ramach rynku mocy oraz od ceny rozliczenia aukcji. Tymczasem, z jednej strony ilość mocy wystawiana na aukcjach przez Zjednoczone Królestwo jest określana na podstawie szacowanego popytu na energię elektryczną, jak też dostępnych mocy, oraz poprzez zastosowanie normy niezawodności w celu osiągnięcia pożądanego poziomu wystarczalności mocy o okresach szczytowego zapotrzebowania (motyw 32 zaskarżonej decyzji). Ilość niezbędnych mocy jest zatem bezpośrednio związana z poziomem zużycia energii elektrycznej w okresach szczytowego zapotrzebowania. Im niższe są szczytowe poziomy zapotrzebowania, tym niższa jest konieczność nabywania mocy przez Zjednoczone Królestwo w celu osiągnięcia pożądanego poziomu zaopatrzenia w energię elektryczną. Z drugiej strony ograniczenie ilości mocy wystawianej na aukcjach może także prowadzić do obniżenia ceny rozliczenia aukcji, ponieważ prowadzi to do sytuacji, w której większa liczby dostawców mocy konkuruje o tę samą ilość mocy. Jak przyznało bowiem Zjednoczone Królestwo w swym zgłoszeniu, wzmożona konkurencja prowadzi do obniżenia ceny rozliczenia aukcji (pkt 2, „Box 2 – When will it be possible to withdraw the Capacity Market?” zgłoszenia). W zgłoszeniu przyznano zresztą, że ograniczenie zużycia energii elektrycznej w okresach szczytowego zapotrzebowania prowadzi ostatecznie do opuszczenia rynku mocy (zob. diagramy 8 i 9 na s. 47 zgłoszenia, wskazujące, że problem „missing money” będzie się zmniejszał w miarę rozwoju zarządzania popytem).
Po drugie, Zjednoczone Królestwo przyznało, że metoda pokrywania kosztów rynku mocy wpływa na ilość mocy, jaka jest wystawiana na aukcjach. Zjednoczone Królestwo wyjaśnia zatem, że fakt powiązania opłaty służącej finansowaniu pokrywania kosztów rynku mocy ze zużyciem energii elektrycznej w okresach szczytowego popytu stanowi wyraźną zachętę dla zainteresowanych stron do ograniczenia zużycia energii podczas tych szczytów, co skutkuje zmniejszeniem ilości mocy, jaka ma zostać zakupiona w celu osiągnięcia pożądanego poziomu bezpieczeństwa dostaw, a w konsekwencji zmniejsza również koszty dla konsumentów (pkt 624 projektu rynku mocy poddanego konsultacjom publicznym).
W drugiej kolejności ze zgłoszenia wynika, że Zjednoczone Królestwo zmieniło metodę pokrywania kosztów po konsultacjach publicznych. Początkowo przewidywano bowiem, że wysokość opłaty będzie obliczana w oparciu o udział w rynku dostawców energii elektrycznej w odniesieniu do popytu na energię elektryczną notowanego podczas okresów zwanych „triadą”, to jest trzech półgodzinnych okresów, w których notowane były najwyższe w roku wartości zużycia energii elektrycznej w Zjednoczonym Królestwie, w okresie od listopada do lutego (pkt 521 i 522 zgłoszenia). Dopiero po konsultacjach publicznych Zjednoczone Królestwo zmieniło metodę pokrywania kosztów, przyjmując tę opisaną w pkt 200 powyżej, a mianowicie metodę pokrywania kosztów opartą na zużyciu energii elektrycznej w godzinach od 16.00 do 19.00 w dniach roboczych w zimie.
W trzeciej kolejności należy stwierdzić, że Komisja zaakceptowała stanowisko Zjednoczonego Królestwa bez zbadania wpływu tej zmiany na całkowitą kwotę pomocy, a tym samym na proporcjonalność spornego środka.
W piśmie z dnia 9 czerwca 2014 r. UKDRA poinformowała Komisję o swych obawach związanych ze zmianą metody pokrywania kosztów. Z jednej strony UKDRA twierdzi, że tego rodzaju metoda osłabi sygnał cenowy, jaki powinien być kierowany do konsumentów w okresach szczytowego zapotrzebowania, tak aby byli oni skłonni do zmniejszenia zużycia. Z drugiej strony uwaga Komisji została także zwrócona na fakt, że konsumenci będący gospodarstwami domowymi zostali sklasyfikowani według z góry ustalonych profilów i że nie mogli oni uniknąć ponoszenia kosztów rynku mocy poprzez zmianę poziomu zużycia energii w godzinach od 16.00 do 19.00.
Co prawda, po otrzymaniu pisma UKDRA z dnia 9 czerwca 2014 r. Komisja zwróciła się do Zjednoczonego Królestwa o reakcję. Jednakże Komisja ograniczyła się następnie do formalnego przyjęcia do wiadomości odpowiedzi Zjednoczonego Królestwa, w której państwo to poprzestało na stwierdzeniu, że ostatecznie przyjęta metoda pokrywania kosztów utrzymuje zachęty do ograniczania zużycia energii elektrycznej w okresach szczytowego zapotrzebowania, a przy tym jest bardziej przewidywalna dla dostawców (motyw 129 zaskarżonej decyzji). W szczególności, zdaniem Zjednoczonego Królestwa, jako że okresy triady były określane ex post, wykorzystanie ich jako okresu referencyjnego dla obliczenia opłaty stwarzało niepewność dostawców co do wysokości ich udziału w finansowaniu systemu, co mogło skłaniać ich do podnoszenia cen uiszczanych przez konsumentów. Zjednoczone Królestwo twierdziło również, że uwzględnienie ustalonego i przewidywalnego okresu jako odniesienia punktu odniesienia przy obliczaniu opłaty miało również zachęcić do różnicowania cen w zależności od godziny zużycia energii, na czym powinny skorzystać gospodarstwa domowe, które byłyby wówczas w stanie reagować i ograniczać zużycie energii w dniach roboczych w godzinach od 16.00 do 19.00, w miesiącach zimowych (pkt 522 zgłoszenia).
Tymczasem pomimo uznania wpływu metody pokrywania kosztów na ilość mocy, jaką należy uzyskać za pośrednictwem rynku mocy, jak wynika z zaskarżonej decyzji, Komisja nie zbadała, czy nowa metoda pokrywania kosztów faktycznie podtrzymuje równoważną zachętę do ograniczania zużycia energii elektrycznej w okresach szczytowego zapotrzebowania, zwłaszcza poprzez zachęcanie do rozwoju zarządzania popytem.
Komisja nie zbadała również, czy zastosowana metoda pokrywania kosztów wpływa na dostęp do rynku, zwłaszcza dla jednostek zarządzania popytem, w szczególności poprzez zwiększenie barier dla wchodzenia na rynek i ekspansji wynikających z silnej pozycji dostawców zintegrowanych pionowo. Tymczasem środek pomocy może również powodować zakłócenia konkurencji poprzez zwiększanie lub utrzymanie silnej pozycji rynkowej po stronie beneficjenta. Nawet jeśli pomoc nie wzmacnia pozycji rynkowej bezpośrednio, może wywierać taki wpływ pośrednio, zniechęcając istniejących konkurentów do ekspansji lub skłaniając ich do opuszczenia rynku bądź też zniechęcając nowych konkurentów do wejścia na rynek (pkt 92 wytycznych).
Co się tyczy argumentu Zjednoczonego Królestwa, zgodnie z którym proponowana początkowo metoda mogła zachęcać dostawców energii elektrycznej do podwyższania cen uiszczanych przez docelowych konsumentów, Komisja nie wyjaśniła, w jaki sposób ryzyko to mogło wywrzeć jakikolwiek wpływ na całkowitą kwotę pomocy. Ponadto Komisja nie zbadała, czy przeciwwagą dla takiej podwyżki cen dla konsumentów mogła być możliwość zmniejszenia ilości mocy kupowanych za pośrednictwem rynku mocy, a nawet cena rozliczenia aukcji, ze względów przedstawionych w pkt 204 i 205 powyżej.
W świetle wszystkich powyższych rozważań należy stwierdzić, że do Komisji należało zbadanie potencjalnego wpływu zmiany metody pokrywania kosztów na proporcjonalność spornego środka, a zatem jego zgodność z rynkiem wewnętrznym. Tak więc okoliczność, że Komisja nie dysponowała pełnymi informacjami na temat konsekwencji zmiany metody pokrywania kosztów w ramach procedury badania wstępnego, stanowiła dodatkową wskazówkę świadczącą o istnieniu wątpliwości.
3)

W przedmiocie warunków uczestnictwa w rynku mocy
Tempus twierdzizasadniczo, że Komisja powinna była powziąć wątpliwości co do zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym, ponieważ jest on sprzeczny z wytycznymi, a w szczególności z obowiązkiem promowania jednostek zarządzania popytem i dostarczania im odpowiednich zachęt, ze względu na warunki uczestnictwa w rynku mocy, którym podlegają jednostki zarządzania popytem i które utrudniają ich uczestnictwo w rynku mocy.
Po pierwsze, Tempus utrzymuje, że interakcja między aukcjami przejściowymi i aukcjami stałymi zachęca jednostki zarządzania popytem do udziału w aukcjach przejściowych ze względu na bardziej korzystne warunki uczestnictwa, co prowadzi de facto do ich wykluczenia z pierwszych aukcji T‑4. Zamiast zachęcać jednostki zarządzania popytem do uczestnictwa w rynku mocy poprzez stworzenie im dodatkowej okazji do licytowania, aukcje przejściowe prowadzą zatem w rzeczywistości do ograniczenia ich uczestnictwa w aukcjach stałych.
Po drugie, Tempus twierdzi, że sporny środek stawia jednostki zarządzania popytem w niekorzystnej sytuacji, gdyż zobowiązuje on wszystkich uczestników rynku mocy do zapewnienia zabezpieczenia przed nieokreślonymi pod względem czasowym zdarzeniami wpływającymi na dostępność mocy, mimo że większość takich zdarzeń ma jedynie ograniczony czas trwania. Z uwagi na powyższe sporny środek nie uwzględnia w wystarczającym stopniu specyfiki jednostek zarządzania popytem i zniechęca je do uczestnictwa w rynku mocy.
Po trzecie, Tempus utrzymuje, że poddanie uczestników rynku mocy takiemu samemu obowiązkowi w zakresie wnoszenia wadium może uczynić problematycznym wchodzenie na rynek przez jednostki zarządzania popytem, ponieważ sektor ten jest jeszcze w początkowej fazie rozwoju. Problem ten nabrzmiewa, jeśli uwzględni się obowiązek licytowania w celu zapewnienia zabezpieczenia przed nieokreślonymi pod względem czasowym zdarzeniami wpływającymi na dostępność mocy. Początkowo Zjednoczone Królestwo przewidywało zresztą, że nowe jednostki zarządzania popytem zostaną zobowiązane do wnoszenia wadium niższego niż to, które mieli wnosić nowi producenci. Sporny środek zniechęca zatem jednostki zarządzania popytem do uczestnictwa w rynku mocy.
Po czwarte, w odpowiedzi na podniesiony przez Komisję w odpowiedzi na skargę argument, zgodnie z którym minimalny próg uczestnictwa w aukcjach stałych, wynoszący 2 MW, był niski i umożliwiał zachęcenie jednostek zarządzania popytem do uczestnictwa w aukcjach, Tempus podnosi, że próg ten był w rzeczywistości dość wysoki, zwłaszcza w kontekście progu, jaki został przyjęty w amerykańskich przykładach rynku mocy, i uwydatniał problemy związane z wysokością wadium.
Komisja, popierana przez Zjednoczone Królestwo, podnosi, po pierwsze, że sporny środek nie wymaga od jednostek zarządzania popytem dokonania wyboru między aukcjami przejściowymi a aukcjami stałymi, ale, przeciwnie, w celu wspierania rozwoju sektora stwarza on dodatkowe możliwości jednostkom zarządzania popytem, które nie były w stanie uczestniczyć w pierwszych aukcjach T‑4 lub które uczestniczyły w tych aukcjach bez powodzenia. Ponieważ aukcje przejściowe nie mają służyć jako dodatkowe wsparcie dla jednostek zarządzania popytem, które są w stanie wygrywać aukcje stałe, zasadne jest wykluczenie z aukcji przejściowych jednostek zarządzania popytem, które z powodzeniem uczestniczyły w aukcjach stałych.
Po drugie, Komisja utrzymuje, że w świetle celu, jakiemu służy sporny środek, a mianowicie zapewnienia bezpieczeństwa dostaw niezależnie od rzeczywistego czasu trwania poszczególnych sytuacji powodujących przeciążenie sieci, brak możliwości składania ofert w odniesieniu do określonych pod względem czasowym zdarzeń wpływających na dostępność mocy nie stanowi dyskryminacji jednostek zarządzania popytem, ponieważ stworzenie takiej możliwości ograniczyłoby niezawodność jednostek zarządzania popytem względem innych dostawców mocy, zwiększyłoby stopień skomplikowania aukcji, a w konsekwencji mogłoby zmusić Zjednoczone Królestwo do pozyskania dodatkowej mocy. Zjednoczone Królestwo dodaje, że choć możliwość składania ofert w odniesieniu do określonych pod względem czasowym zdarzeń wpływających na dostępność mocy może być adekwatna dla sektora zarządzania popytem, gdyż taki sposób składania ofert jest temu sektorowi lepiej znany, wobec czego składane oferty mogą być bardziej precyzyjne, to istnienie takiej możliwości nie jest uzasadnione w wypadku aukcji stałych, ponieważ mogłoby zniweczyć realizację celu tych aukcji (lub uczynić je bardziej kosztownymi).
Po trzecie, Komisja uważa, że warunki wnoszenia wadium są rozsądne. Instytucja ta twierdzi, że tego rodzaju zabezpieczenie ma na celu potwierdzenie powagi intencji nowych uczestników aukcji oraz zachęcenie ich do dostarczenia mocy niezbędnych do osiągnięcia celu, jakim jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw. Podnosi ona, że w trakcie postępowania administracyjnego nie został zasygnalizowany żaden problem związany z dyskryminacją. Komisja wyjaśnia również, że różnica między kwotami wadium wymaganymi w ramach systemu stałego i w ramach systemu przejściowego wynika stąd, że ten drugi system został stworzony konkretnie w celu zachęcenia nowych jednostek zarządzania popytem do uczestnictwa w rynku. Zjednoczone Królestwo dodaje, że w większości odpowiedzi udzielonych w ramach konsultacji publicznych poparto uwzględnienie wymogu wnoszenia wadium przez jednostki zarządzania popytem i uznano, że zaproponowany poziom wadium jest odpowiedni.
Wreszcie w duplice Komisja twierdzi, że argumenty Tempusa dotyczące minimalnego progu wynoszącego 2 MW są niedopuszczalne, ponieważ zostały podniesione dopiero na etapie repliki. Instytucja ta utrzymuje ponadto, że minimalny próg wynoszący 2 MW jest niski.
W tym względzie należy przypomnieć, że w pkt 226 wytyczne stanowią, iż środki pomocy powinny być otwarte i zapewniać odpowiednie zachęty zarówno dla istniejących, jak i przyszłych wytwórców, a także dla podmiotów korzystających z zastępowalnych technologii, takich jak rozwiązania w zakresie reagowania na zapotrzebowanie czy składowania.
W niniejszej sprawie należy przede wszystkim stwierdzić, że w zgłoszeniu wskazano, iż sporny środek zawiera szereg środków mających na celu stymulowanie rozwoju zarządzania popytem.
Po pierwsze, w zgłoszeniu zaznaczono, że organizacja aukcji przejściowych ma wyraźnie na celu wspieranie rozwoju zarządzania popytem i stworzenie jednostkom zarządzania popytem możliwie największej szansy na pomyślny udział w systemie stałym w późniejszym czasie. Poza samym istnieniem aukcji przejściowych aukcje te mają pewne cechy charakterystyczne, które powinny sprzyjać rozwojowi zarządzania popytem. I tak wadium wymagane dla uczestnictwa w aukcjach przejściowych zostało ustalone na poziomie ograniczonym do 10% poziomu wymaganego dla uczestnictwa w aukcjach stałych. Ponadto aukcje przejściowe umożliwiają składanie ofert w odniesieniu do określonych pod względem czasowym zdarzeń wpływających na dostępność mocy, podczas gdy aukcje stałe wymagają uczestnictwa podmiotów, które zobowiążą się do reagowania na nieokreślone pod względem czasowym zdarzenia wpływające na dostępność mocy (pkt 222 i 223 zgłoszenia).
Po drugie, w zgłoszeniu wskazano, że rozwój zarządzania popytem jest wspierany poprzez organizację aukcji T‑1, a w szczególności poprzez zapewnienie, że Zjednoczone Królestwo pozyska w ten sposób co najmniej 50% mocy zastrzeżonej początkowo dla tego rodzaju aukcji, bez względu na to, jak kształtować się będzie zapotrzebowanie na moc między datą zorganizowania aukcji T‑4 a datą zorganizowania aukcji T‑1 (pkt 224–226 zgłoszenia).
Po trzecie, w zgłoszeniu zwrócono uwagę, że rozwój zarządzania popytem jest także promowany poprzez niektóre warunki uczestnictwa w aukcjach stałych. Chodzi tu w szczególności o wyznaczenie minimalnego progu wynoszącego 2 MW, możliwości agregacji oraz możliwość wpływania przez jednostki zarządzania popytem na cenę rozliczenia aukcji (pkt 224 zgłoszenia).
W zaskarżonej decyzji Komisja zaakceptowała stanowisko Zjednoczonego Królestwa. I tak w motywie 131 zaskarżonej decyzji wskazała ona wyraźnie, że sporny środek sprzyja rozwojowi zarządzania popytem i obejmuje środki służące konkretnie wspieraniu rozwoju tego sektora, który jest jeszcze w swym początkowym stadium. Z zaskarżonej decyzji wynika, chodzi tu w szczególności o fakt, że aukcje przejściowe są „zastrzeżone” dla jednostek zarządzania popytem i skonstruowane konkretnie w taki sposób, aby sprzyjać rozwojowi zarządzania popytem poprzez wspieranie jednostek zarządzania popytem, które nie są jeszcze wystarczająco dojrzałe, aby móc konkurować w ramach aukcji stałych (motywy 51 i 107 zaskarżonej decyzji). Chodzi tu również o zagwarantowanie, że aukcje T‑1, które zapewniają jednostkom zarządzania popytem „lepszy dostęp do rynku” niż aukcje T‑4, będą organizowane i że Zjednoczone Królestwo „zobowiązuje się” do pozyskiwania co najmniej 50% mocy zastrzeżonej dla tego rodzaju aukcji, przy zachowaniu pewnej elastyczności w długim okresie (motyw 46 zaskarżonej decyzji).
Należy zatem zbadać, czy Komisja mogła zatwierdzić sporny środek, jako stwarzający odpowiednie zachęty dla jednostek zarządzania popytem, bez wszczynania formalnego postępowania wyjaśniającego, czy też Komisja powinna była powziąć wątpliwości co do zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym.
i)

W przedmiocie aukcji przejściowych
Tempus twierdzi zasadniczo, że korzystniejsze warunki uczestnictwa sprawią, że jednostki zarządzania popytem będą bardziej skłonne do udziału w aukcjach przejściowych. Według Tempusa doprowadzi to de facto do wykluczenia jednostek zarządzania popytem z pierwszych aukcji T‑4. Spowoduje to także zablokowanie dostępu do rynku ze względu na fakt, że podczas tych aukcji producentom są przyznawane długoterminowe umowy o zapewnienie mocy.
W tym względzie należy stwierdzić, po pierwsze, że sporny środek nie wyklucza jednostek zarządzania popytem z aukcji stałych T‑4 i T‑1, o ile spełniają one określone warunki uczestnictwa w tych aukcjach.
Po drugie, wbrew stanowisku Tempusa, należy stwierdzić, że nie istnieje rzeczywiste wzajemne wykluczenie między uczestnictwem w aukcjach przejściowych a uczestnictwem w aukcjach stałych. Z jednej strony jednostki zarządzania popytem, których oferty nie zostały przyjęte na pierwszych aukcjach T‑4, zachowują możliwość uczestnictwa w aukcjach przejściowych. Z drugiej strony jednostki zarządzania popytem, które z powodzeniem uczestniczyły w aukcjach przejściowych, zachowują możliwość późniejszego uczestnictwa w kolejnych aukcjach stałych T‑4 i T‑1. Sporny środek nie zmusza zatem jednostek zarządzania popytem do dokonania wyboru między uczestnictwem w aukcjach przejściowych a uczestnictwem w aukcjach stałych.
Prawdą jest, że jednostki zarządzania popytem, które zawarły umowę o zapewnienie mocy w wyniku pierwszej aukcji T‑4 nie kwalifikują się do udziału w aukcjach przejściowych. Wbrew temu, co twierdzi Tempus, ograniczenie to nie skutkuje jednak wykluczeniem jednostek zarządzania popytem z pierwszej aukcji T‑4. Celem aukcji przejściowych jest bowiem jedynie wsparcie rozwoju jednostek zarządzania popytem, które nie są jeszcze wystarczająco dojrzałe, aby móc z powodzeniem uczestniczyć w pierwszych aukcjach stałych, poprzez zaoferowanie tym jednostkom dodatkowej możliwości uzyskania opłaty z tytułu zapewnienia mocy w latach 2015 i 2016, tak aby uczynić je bardziej konkurencyjnymi w kontekście kolejnych aukcji stałych. W tym względzie, jak słusznie podnosi Komisja, fakt, że sektor zarządzania popytem znajduje się jeszcze w początkowej fazie rozwoju, nie wyklucza ewentualności, że niektóre jednostki zarządzania popytem osiągnęły już poziom dojrzałości wystarczający do konkurencyjnego uczestnictwa w aukcjach stałych począwszy od pierwszej aukcji T‑4.
Po trzecie, co się tyczy zablokowania dostępu do rynku ze względu na niższy poziom uczestnictwa jednostek zarządzania popytem w pierwszych aukcjach T‑4 i będące tego następstwem przyznanie zbyt wielu długoterminowych umów o zapewnienie mocy producentom, argument ten zostanie zbadany wraz z argumentami dotyczącymi współzależności między aukcjami T‑4 i T‑1. Podnoszone przez Tempus ryzyko zablokowania dostępu do rynku jest oparte na założeniu, że ilość mocy zastrzeżona dla aukcji T‑1 nie umożliwia rozwoju zarządzania popytem.
Należy stwierdzić, że współzależność między aukcjami przejściowymi a aukcjami stałymi nie prowadzi do wykluczenia jednostek zarządzania popytem z aukcji stałych.
Jednakże należy również stwierdzić, że aukcje przejściowe nie są z definicji elementem systemu stałego. Co więcej, wbrew temu, co Komisja twierdzi w motywie 51 zaskarżonej decyzji, z akt sprawy wynika, że owe aukcje przejściowe nie są zastrzeżone wyłącznie dla jednostek zarządzania popytem, ale są także dostępne dla małych jednostek wytwórczych, jak wskazano w art. 29 rozporządzenia z 2014 r. w sprawie mocy wytwórczej energii elektrycznej. W tych okolicznościach należy również zbadać, czy aukcje stałe zapewniają jednostkom zarządzania popytem odpowiednie zachęty.
ii)

W przedmiocie aukcji T‑1 i współzależności między tymi aukcjami a aukcjami T-4
Tempus utrzymuje zasadniczo, że aukcje stałe nie dostarczają jednostkom zarządzania popytem odpowiednich zachęt, ponieważ z jednej strony aukcje T‑4 nie są dostosowane do terminów realizacji (lead-time) jednostek zarządzania popytem, a z drugiej strony ilość mocy zastrzeżona dla aukcji T‑1 jest ograniczona.
W tym względzie należy przede wszystkim stwierdzić, że aukcje T‑1 są szczególnie ważne dla jednostek zarządzania popytem.
Strony są bowiem zgodne co do tego, że aukcje T‑1 mogą być bardziej dostosowane do potrzeb jednostek zarządzania popytem niż aukcje T‑4, ze względu na terminy realizacji tych jednostek. Tak więc zgodnie z zaskarżoną decyzją aukcje T‑1 stanowią „najlepszą drogę dostępu do rynku” dla jednostek zarządzania popytem motyw 46 zaskarżonej decyzji). Ponadto Tempus podniósł w skardze, że jednostkom zarządzania popytem może być trudno uczestniczyć w aukcjach T‑4, ponieważ aukcje te wymagają zaoferowania i natychmiastowej realizacji inwestycji w celu dostarczenia mocy cztery lata później, oraz zaakceptowania tego, że płatność nastąpi dopiero cztery lata później (skarga, pkt 75).
Ilość mocy zastrzeżona dla aukcji T‑1 jest zresztą obliczana, w ramach spornego środka, na podstawie szacunkowej liczby rentownych jednostek zarządzania popytem, które mogą uczestniczyć w tych aukcjach (motyw 45 zaskarżonej decyzji).
Tymczasem, po pierwsze, należy stwierdzić, że ilość mocy zastrzeżona dla aukcji T‑1 jest ograniczona w stosunku do ilości mocy wystawianej na aukcjach T‑4. Co więcej, aukcje T‑1 nie są zastrzeżone wyłącznie dla jednostek zarządzania popytem, wobec czego część mocy wystawianej na aukcjach T‑1 może zostać przydzielona dostawcom mocy innym niż jednostki zarządzania popytem.
Po drugie, wbrew temu, co twierdzi Komisja w motywie 46 zaskarżonej decyzji, z akt sprawy wynika, że nie ma gwarancji, iż Zjednoczone Królestwo zorganizuje aukcję T‑1, w sytuacji gdy zorganizowana została aukcja T‑4, ani że pozyska w ten sposób co najmniej 50% mocy zastrzeżonej początkowo dla aukcji T‑1. I tak, chociaż art. 7 ust. 4 lit. b) w związku z art. 10 i 26 rozporządzenia z 2014 r. w sprawie mocy wytwórczej energii elektrycznej wskazują, że sekretarz stanu może postanowić, że aukcja T‑1 nie zostanie zorganizowana, to jednak w rozporządzeniu tym nie wspomniano o zobowiązaniu do wystawienia na aukcji co najmniej 50% ilości mocy zastrzeżonej pierwotnie dla tego rodzaju aukcji. Na rozprawie, w odpowiedzi na pytania Sądu, przedstawiciele Komisji i Zjednoczonego Królestwa również nie byli w stanie wskazać przepisu prawnego potwierdzającego istnienie takiej gwarancji, poza deklaracjami politycznymi Zjednoczonego Królestwa.
W świetle powyższego należy stwierdzić, że chociaż organizacja aukcji T‑1 może skutecznie zachęcać do rozwoju zarządzania popytem, to Komisja powinna była powziąć wątpliwości co do skali tego efektu zachęty w niniejszej sprawie w kontekście ograniczonej ilości mocy zastrzeżonej dla aukcji T‑1 i braku wyraźnego przepisu prawnego, który potwierdzałby udzielenie przez Zjednoczone Królestwo gwarancji pozyskania co najmniej 50% mocy zastrzeżonej dla tego rodzaju aukcji.
iii)

W przedmiocie warunków uczestnictwa w aukcjach stałych
Tempus utrzymuje zasadniczo, że warunki uczestnictwa w aukcjach stałych nie umożliwiają stworzenia odpowiednich zachęt dla jednostek zarządzania popytem. Według Tempusa ze względu na niektóre warunki uczestnictwa w praktyce mało prawdopodobne było to, aby jednostki te były w stanie uczestniczyć w aukcjach T‑4. Tempus powołuje się w szczególności na niemożność składania przez takie jednostki ofert w odniesieniu do określonych pod względem czasowym zdarzeń wpływających na dostępność mocy oraz na kwestię wysokości wadium.
W pierwszej kolejności, jeśli chodzi o czas trwania zdarzeń wpływających na dostępność mocy, Tempus twierdzi, że sporny środek dyskryminuje jednostki zarządzania popytem, traktując w jednakowy sposób wszystkich uczestników aukcji stałych i zobowiązując ich wszystkich, w tym wskazane jednostki, do składania ofert w odniesieniu do nieokreślonych pod względem czasowym zdarzeń wpływających na dostępność mocy.
W tym względzie, jak podkreśla Tempus, Zjednoczone Królestwo postanowiło wprowadzić wymóg, aby w ramach systemu stłego wszystkie podmioty były w stanie reagować na nieokreślone pod względem czasowym zdarzenia wpływające na dostępność mocy. Natomiast w przypadku aukcji przejściowych art. 29 ust. 3 rozporządzenia z 2014 r. w sprawie mocy wytwórczej energii elektrycznej umożliwia jednostkom zarządzania popytem wybór co do kwestii, czy składać oferty w odniesieniu do zobowiązań obejmujących nieokreślone pod względem czasowym zdarzenia wpływające na dostępność mocy czy też w odniesieniu do zobowiązań obejmujących zdarzenia określone pod względem czasowym. Co więcej, jak przyznało Zjednoczone Królestwo w przedłożonych przed Sądem pismach, jednostki zarządzania popytem dysponują większą wiedzą na temat zobowiązań określonych pod względem czasowym i w wypadku takich zobowiązań są w stanie dokładniej skalkulować stopień narażenia na ryzyko, co skutkuje składaniem przez nie bardziej precyzyjnych ofert w ramach systemu stałego.
Niemniej jednak Komisja słusznie podnosi, że oferty ograniczone do reagowania na określone pod względem czasowym zdarzenia wpływające na dostępność mocy zapewniają niższy poziom bezpieczeństwa dostaw niż oferty obejmujące zdarzenia nieokreślone pod względem czasowym, a zatem nie umożliwiają one równie łatwego osiągnięcia pożądanego poziomu bezpieczeństwa dostaw. Nałożenie na wszystkich dostawców mocy obowiązku reagowania na nieokreślone pod względem czasowym zdarzenia wpływające na dostępność mocy i wiążące się z tym obciążenie jednostek zarządzania popytem ryzykiem niewykonania zobowiązania, w sytuacji gdy czas trwania takich zdarzeń ulega wydłużeniu, nie jest więc w stanie wzbudzić wątpliwości co do zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym o tyle, o ile ów środek uwzględnia właściwe dla każdej technologii potrzeby finansowe w celu umożliwienia wszystkim dostawcom mocy rzeczywistego uczestnictwa w rynku mocy. Jak już wyjaśniono w pkt 182–192 powyżej, nie wydaje się jednak, by Komisja starała się zbadać, czy sporny środek uwzględnia potrzeby finansowe jednostek zarządzania popytem.
W drugiej kolejności, co się tyczy kwestii wadium, Tempus utrzymuje, że objęcie wszystkich uczestników rynku mocy tym samym obowiązkiem wnoszenia wadium może uczynić problematycznym wejście na rynek przez jednostki zarządzania popytem, ze względu na fakt, że sektor zarządzania popytem znajduje się jeszcze w początkowej fazie rozwoju.
W tym względzie, po pierwsze, należy stwierdzić, że jak Zjednoczone Królestwo przyznało, wadium może stanowić dla nowych jednostek zarządzania popytem barierę wejścia na rynek. Z akt sprawy wynika bowiem, że Zjednoczone Królestwo początkowo planowało obniżenie kwoty wadium dla niepotwierdzonych CMU zarządzania popytem w celu zapobieżenia sytuacji, w której owo wadium stanowiłoby dla nowych jednostek zarządzania popytem barierę wejścia na rynek (pkt 565 projektu rynku mocy poddanego konsultacjom publicznym). Podobnie podczas konsultacji publicznych niektóre jednostki zarządzania popytem także oświadczyły, że kwota wadium stanowi dla nowych podmiotów należących do tego sektora barierę wejścia na rynek. Wysokość wadium mogła stanowić dla nowych jednostek zarządzania popytem barierę wejścia na rynek, tym bardziej że wszyscy uczestnicy rynku mocy powinni zobowiązać się do reagowania na nieokreślone pod względem czasowym zdarzenia wpływające na dostępność mocy, podczas gdy jednostkom zarządzania popytem może być trudniej niż producentom zareagować na zdarzenie, którego czas trwania się wydłuża. Ponieważ jednostki zarządzania popytem mogą być postrzegane jako bardziej podatne na ryzyko niewykonania zobowiązania, mogą one mieć większe trudności ze sfinansowaniem kwoty wadium.
Po drugie, należy stwierdzić, że w następstwie uwag przedstawionych przez producentów i dystrybutorów w odpowiedzi na konsultacje publiczne, Zjednoczone Królestwo postanowiło zrównać w ramach spornego środka wysokość wadium wymaganego od niepotwierdzonych CMU zarządzania popytem z wysokością wadium wymaganego od nowych, niefunkcjonujących jeszcze CMU wytwórczych. Sporny środek jest więc mniej korzystny dla jednostek zarządzania popytem niż pierwotnie planowany system, w kontekście zaradzenia trudnościom finansowym, z którymi borykają się te podmioty.
Jednakże, jak podkreśla Komisja w odpowiedzi na skargę, o ile Zjednoczone Królestwo przewidywało początkowo, że w razie niewykonania dostawy całe wadium ulegnie przepadkowi, o tyle należy stwierdzić, że w ramach spornego środka przewidziano, iż wadium będzie odtąd przepadać jedynie w stosunku proporcjonalnym do ilości mocy, która nie została rzeczywiście dostarczona przez jednostki zarządzania popytem, pod warunkiem że jednostki te dostarczą co najmniej 90% ilości mocy, do której dostarczenia się zobowiązały. Sporny środek zawiera zatem środek, który ma konkretnie na celu zrekompensowanie jednostkom zarządzania popytem utraty korzyści, jaką stanowi obniżona wysokość wadium, w wyniku zrównania kwoty wadium dla niepotwierdzonych CMU zarządzania popytem z kwotą wadium dla nowych CMU wytwórczych.
W konsekwencji, w świetle celu, jakiemu służy obowiązek wniesienia wadium, zrównanie wysokości wadium dla niepotwierdzonych CMU zarządzania popytem z wysokością wadium dla nowych CMU wytwórczych nie wystarcza samo w sobie do wzbudzenia wątpliwości co do zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym, pod warunkiem że ów środek uwzględnia właściwe dla każdej technologii potrzeby finansowe w celu umożliwienia wszystkim dostawcom mocy rzeczywistego uczestnictwa w rynku mocy. Jak już wyjaśniono w pkt 182–192 powyżej, nie wydaje się jednak, by Komisja starała się zbadać, czy sporny środek uwzględnia potrzeby w zakresie finansowania podmiotów zarządzających popytem.
W trzeciej kolejności, w odpowiedzi na argumenty przedstawione przez Komisję w odpowiedzi na skargę, Tempus podnosi, że ustalenie minimalnego progu uczestnictwa wynoszącego 2 MW stanowi barierę dla uczestnictwa jednostek zarządzania popytem na rynku mocy.
Na wstępie należy stwierdzić, że odnoszący się do tego progu argument Tempusa nawiązuje do zawartej w skardze argumentacji dotyczącej dyskryminacyjnego lub niekorzystnego traktowania jednostek zarządzania popytem w ramach rynku mocy, jak Tempus wskazał na rozprawie. Co więcej, argument ten został sformułowany w odpowiedzi na twierdzenia Komisji zawarte w odpowiedzi na skargę, w myśl których próg ten jest niski i korzystny dla zarządzania popytem. Tak więc w niniejszej sprawie wskazany argument nie tylko wykazuje dostatecznie silny związek ze skargą, ale, co więcej, wynika ze zwykłego rozwinięcia debaty w ramach postępowania sądowego (zob. podobnie wyrok z dnia 26 listopada 2013 r., Groupe Gascogne/Komisja,
C‑58/12 P
,
EU:C:2013:770
, pkt
). Wbrew temu, co twierdzi Komisja, argument ten należy zatem uznać za rozszerzenie zarzutu sformułowanego w skardze.
Następnie należy wskazać, że w zgłoszeniu minimalny próg uczestnictwa wynoszący 2 MW został przedstawiony jako niski w stosunku do progu uczestnictwa przyjętego przez National Grid w ramach innych środków, a zatem jako będący jednym z instrumentów umożliwiających zachęcenie jednostek zarządzania popytem do uczestnictwa w rynku mocy (pkt 224 zgłoszenia).
Należy jednak zauważyć, po pierwsze, że próg uczestnictwa w rynku mocy PJM wynosił jedynie 100 kW, czyli był 20 razy niższy niż próg przyjęty w ramach spornego środka. Tymczasem ów rynek mocy PJM został wyraźnie uwzględniony przez Zjednoczone Królestwo w zgłoszeniu jako punkt odniesienia, na poparcie twierdzenia, że sporny środek umożliwia rozwój sektora zarządzania popytem (pkt 221 zgłoszenia).
Po drugie, o ile jest prawdą, że jednostki zarządzania popytem rzeczywiście mają możliwość połączenia kilku obiektów w celu osiągnięcia minimalnego progu 2 MW, o tyle należy stwierdzić, że muszą one wnosić wadium od całej wielkości 2 MW, nawet jeśli tylko jej część, choćby minimalna, stanowi niepotwierdzone moce zarządzania popytem. Tymczasem ze względów przedstawionych w pkt 249–252 powyżej, kwota wadium może stanowić dla nowych jednostek zarządzania popytem barierę wejścia na rynek.
W związku z tym Komisja powinna była powziąć wątpliwości co do twierdzenia, że ustalenie minimalnego progu uczestnictwa wynoszącego 2 MW stanowiło instrument wspierający rozwój zarządzania popytem.
iv)

Wnioski
Z całości powyższych rozważań wynika, że współzależność między aukcjami T‑4 i T‑1, jak też niektóre warunki uczestnictwa jednostek zarządzania popytem w rynku mocy, powinny były skłonić Komisję do powzięcia wątpliwości z jednej strony co do zdolności spornego środka do osiągnięcia wyznaczonych przez Zjednoczone Królestwo celów w zakresie zachęcania do rozwoju zarządzania popytem, a z drugiej strony co do jego zgodności z określonymi w wytycznych wymogami w zakresie stwarzania jednostkom zarządzania popytem odpowiednich bodźców, a w konsekwencji co do zgodności spornego środka z rynkiem wewnętrznym.
f)

W przedmiocie braku dodatkowego wynagrodzenia jednostek zarządzania popytem w przypadku ograniczenia strat związanych z przesyłem i dystrybucją energii elektrycznej
Tempus utrzymuje, że sporny środek budzi wątpliwości co do jego zgodności z rynkiem wewnętrznym, ponieważ nie zapewnia jednostkom zarządzania popytem wynagrodzenia z tytułu ograniczenia strat związanych z przesyłem i dystrybucją energii elektrycznej. Według Tempusa dostarczanie mocy przez jednostki zarządzania popytem skutkuje bowiem nie tylko redukcją ogólnej ilości mocy wymaganej i będącej w obiegu na rynku mocy, ale także zmniejszeniem o około 7–8% ilości mocy, która ulega utracie na etapie przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej. Tempus uważa, że uzyskane w ten sposób oszczędności powinny zostać uwzględnione w wynagradzaniu jednostek zarządzania popytem w celu stworzenia zachęt do poprawy wydajności sieci.
Komisja, popierana przez Zjednoczone Królestwo, uważa, że kwestia braku dodatkowego wynagrodzenia z tytułu ograniczenia strat w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej została przeanalizowana w zgłoszeniu i zbadana w zaskarżonej decyzji. Komisja przyjęła zatem wyjaśnienie rządu Zjednoczonego Królestwa, według którego rynek mocy ma na celu wyłącznie zapewnienie dostępności wystarczającej ilości mocy w sieci, a nie wynagradzanie za wszelkie inne korzyści uzyskane dzięki poszczególnym rodzajom technologii.
Zasadniczo Tempus utrzymuje zatem, że sporny środek budzi wątpliwości co do jego zgodności z rynkiem wewnętrznym, gdyż nie zapewnia on jednostkom zarządzania popytem wynagrodzenia z tytułu ograniczenia strat w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej.
W zaskarżonej decyzji Komisja wskazała, że sporny środek zapewnia jedynie wynagrodzenie z tytułu udostępnienia określonej ilości mocy, w wyłączeniem wszelkich innych świadczeń takich jak, na przykład, dostawa energii elektrycznej (motyw 132 zaskarżonej decyzji). Instytucja ta uznała następnie, że w świetle realizowanego przez sporny środek celu, jakim jest zapewnienie wystarczalności mocy dla uzyskania pożądanego poziomu bezpieczeństwa dostaw, brak dodatkowego wynagrodzenia z tytułu ograniczenia strat w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej jest uzasadniony (motyw 140 zaskarżonej decyzji).
W tym względzie należy zaznaczyć, że sporny środek polega na wdrożeniu rynku mocy w celu rozwiązania problemu z wystarczalnością mocy wytwórczych w Zjednoczonym Królestwie.
Tymczasem wytyczne stanowią wyraźnie, że odpowiedni charakter środków pomocy, takich jak rozpatrywany, jest uwarunkowany okolicznością, że „pomoc powinna stanowić wynagrodzenie wyłącznie za usługę samej dostępności świadczoną przez wytwórcę, tj. za zobowiązanie do gotowości do dostarczania energii elektrycznej i z tego tytułu rekompensaty, np. w postaci wynagrodzenia za udostępnienie 1 MW mocy” i że „nie powinna zawierać żadnego wynagrodzenia z tytułu sprzedaży energii elektrycznej, tj. wynagrodzenia za każdą sprzedaną megawatogodzinę”.
W świetle powyższych rozważań należy stwierdzić, że brak dodatkowego wynagrodzenia z tytułu ograniczenia strat w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej nie budzi wątpliwości, w rozumieniu art. 4 ust. 3 i 4 rozporządzenia nr 659/1999, które powinny były skłonić Komisję do wszczęcia formalnego postępowania wyjaśniającego przewidzianego w art. 108 ust. 2 TFUE. Argumenty Tempusa w tej kwestii należy zatem oddalić.
g)

Wnioski
Jak wynika z analizy zarzutu pierwszego, istnieje szereg obiektywnych i spójnych przesłanek dotyczących, po pierwsze, czasu trwania i okoliczności etapu przedzgłoszeniowego, a po drugie, niepełnego i niewystarczającego charakteru treści zaskarżonej decyzji ze względu na brak przeprowadzenia przez Komisję odpowiedniego dochodzenia, na etapie badania wstępnego, co do niektórych aspektów rynku mocy, które to przesłanki świadczą o tym, że instytucja ta przyjęła zaskarżoną decyzję mimo istniejących wątpliwości. Bez potrzeby orzekania w przedmiocie pozostałych argumentów Tempusa należy stwierdzić, że ocena zgodności zgłoszonego środka z rynkiem wewnętrznym budziła wątpliwości w rozumieniu art. 4 rozporządzenia nr 659/1999, które powinny były skłonić Komisję do wszczęcia postępowania przewidzianego w art. 108 ust. 2 TFUE.
Należy zatem stwierdzić nieważność zaskarżonej decyzji.
2.

W przedmiocie zarzutu drugiego, dotyczącego braku uzasadnienia
Ze względu na stwierdzenie nieważności zaskarżonej decyzji wskutek rozpoznania zarzutu pierwszego nie ma potrzeby badania zarzutu drugiego.
W przedmiocie kosztów
Zgodnie z art. 134 § 1 regulaminu postępowania kosztami zostaje obciążona, na żądanie strony przeciwnej, strona przegrywająca sprawę. Ponieważ Komisja przegrała sprawę, należy orzec, że pokrywa ona własne koszty oraz koszty poniesione przez Tempus Energy Ltd i Tempus Energy Technology Ltd, zgodnie z żądaniem tych spółek.
W myśl art. 138 § 1 regulaminu postępowania państwa członkowskie, które wstąpiły do sprawy w charakterze interwenienta, pokrywają własne koszty. Wobec tego należy orzec, że Zjednoczone Królestwo pokrywa własne koszty.

Z powyższych względów
SĄD (trzecia izba w składzie powiększonym)
orzeka, co następuje:

1)
Stwierdza się nieważność decyzji Komisji C(2014) 5083 final z dnia 23 lipca 2014 r. o niewnoszeniu zastrzeżeń wobec systemu pomocy związanego z rynkiem mocy w Zjednoczonym Królestwie ze względu na to, że system ten jest zgodny z rynkiem wewnętrznym, na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE (pomoc państwa 2014/N-2).

2)
Komisja Europejska pokrywa własne koszty oraz koszty poniesione przez Tempus Energy Ltd i Tempus Energy Technology Ltd.

3)
Zjednoczone Królestwo pokrywa własne koszty.

Frimodt Nielsen
Kreuschitz
Forrester
Półtorak
Perillo
Wyrok ogłoszono na posiedzeniu jawnym w Luksemburgu w dniu 15 listopada 2018 r.
Podpisy
Spis treści

I. Okoliczności powstania sporu

A. Skarżące i przedmiot sporu

B. W przedmiocie spornego środka

C. Postanowienia wytycznych mające znaczenie w niniejszej sprawie

D. W przedmiocie zaskarżonej decyzji

II. Postępowanie i żądania stron

III. Co do prawa

A. W przedmiocie dopuszczalności

B. Co do istoty

1. W przedmiocie zarzutu pierwszego, dotyczącego naruszenia art. 108 ust. 2 TFUE, naruszenia zasad niedyskryminacji, proporcjonalności i ochrony uzasadnionych oczekiwań, a także błędnej oceny okoliczności faktycznych

a) Uwagi wstępne

b) W przedmiocie pojęcia wątpliwości i decyzji Komisji o wszczęciu lub rezygnacji ze wszczęcia formalnego postępowania wyjaśniającego

c) W przedmiocie czasu trwania dyskusji między państwem członkowskim a Komisją i okoliczności towarzyszących wydaniu zaskarżonej decyzji

d) W przedmiocie dokonanej przez Komisję na etapie badania wstępnego oraz z uwzględnieniem dostępnych dowodów oceny roli zarządzania popytem na rynku mocy

1) Równoważność i interesy związane z wytwarzaniem energii elektrycznej i zarządzaniem popytem

2) Pozytywna rola zarządzania popytem

3) Dostępne dowody dotyczące potencjału zarządzania popytem

e) W przedmiocie domniemanego dyskryminacyjnego lub niekorzystnego traktowania zarządzania popytem w ramach rynku mocy

1) W przedmiocie okresu obowiązywania umów o zapewnienie mocy

2) W przedmiocie metody pokrywania kosztów

3) W przedmiocie warunków uczestnictwa w rynku mocy

i) W przedmiocie aukcji przejściowych

ii) W przedmiocie aukcji T‑1 i współzależności między tymi aukcjami a aukcjami T-4

iii) W przedmiocie warunków uczestnictwa w aukcjach stałych

iv) Wnioski

f) W przedmiocie braku dodatkowego wynagrodzenia jednostek zarządzania popytem w przypadku ograniczenia strat związanych z przesyłem i dystrybucją energii elektrycznej

g) Wnioski

2. W przedmiocie zarzutu drugiego, dotyczącego braku uzasadnienia

W przedmiocie kosztów
(
*1
)	Język postępowania: angielski.