PL Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej C 398/10

DECYZJA KOMISJI

z dnia 12 czerwca 2012 r.

w sprawie pomocy państwa SA.21918 (C 17/07) (ex NN 17/07) wdrożonej przez Francję – Regulowane ceny elektryczności we Francji

(notyfikowana jako dokument nr C(2012) 2559)

(Jedynie tekst w języku francuskim jest autentyczny)

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

2012/C 398/05

KOMISJA EUROPEJSKA,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 108 ust. 2 akapit pierwszy (1),

uwzględniając Porozumienie o Europejskim Obszarze Gospodarczym, w szczególności jego art. 62 ust. 1 lit. a),

po wezwaniu zainteresowanych stron do przedstawienia uwag zgodnie z przywołanymi artykułami (2) i uwzględniając otrzymane odpowiedzi,

a także mając na uwadze, co następuje:

I. PROCEDURA

(1) Pismem z dnia 13 czerwca 2007 r. Komisja powiadomiła Francję o swojej decyzji o wszczęciu formalnego postępowania określonego w art. 88 ust. 2 Traktatu WE, dotyczącego „regulowanych taryf sprzedaży energii elektrycznej” (zwanych dalej „taryfami standardowymi”) oraz „regulowanych taryf przejściowych służących zrównoważeniu sytuacji na rynku” (zwanych dalej „taryfami powrotnymi”), w obu przypadkach w zakresie ich „żółtych” i „zielonych” elementów składowych oraz w zakresie ich zastosowania po dniu 1 lipca 2004 r. do odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi, którzy nie są małymi przedsiębiorstwami. Przepisy i taryfy mające zastosowanie do odbiorców będących gospodarstwami domowymi i do małych przedsiębiorstw (taryfy „niebieskie”) nie są objęte przedmiotowym postępowaniem.

(2) Decyzja Komisji o wszczęciu formalnego postępowania została opublikowana w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej (3). Komisja wezwała zainteresowane strony do przedstawienia uwag na temat przedmiotowej pomocy.

(3) Komisja otrzymała od zainteresowanych stron uwagi w tej sprawie. Komisja przekazała te uwagi Francji, umożliwiając jej odniesienie się do nich, a następnie otrzymała jej odpowiedź w piśmie z dnia 31 stycznia 2008 r.

(4) W ramach analizy przedmiotowych środków Komisja zapoznała się z art. 166 ustawy nr 2008-776 z dnia 4 sierpnia 2008 r. (4), która weszła w życie dnia 6 sierpnia 2008 r. Przepis ten wprowadził zmiany w art. 30-1 zmienionej ustawy nr 2004-803 z dnia 9 sierpnia 2004 r. (5), w którym ustanowiono system taryf powrotnych.

(5) Pismem z dnia 10 marca 2009 r. Komisja powiadomiła Francję o swojej decyzji w sprawie rozszerzenia zakresu formalnego postępowania (6) i objęcia nim systemu taryf powrotnych w formie wynikającej ze zmian wprowadzonych w art. 166 ustawy nr 2008-776. Komisja oceniła bowiem, że system taryf powrotnych w zakresie jego „zielonych” i „żółtych” elementów składowych, zmieniony art. 166 ustawy nr 2008-776, wciąż stanowi pomoc państwa na rzecz odbiorców końcowych niebędących gospodarstwami domowymi, którzy nie są małymi przedsiębiorstwami, podobnie jak przed wprowadzeniem zmian.

(6) Francja przedstawiła uwagi na temat rozszerzenia zakresu postępowania dnia 16 kwietnia 2009 r., a następnie odniosła się do uwag stron trzecich dnia 21 października 2009 r.

(7) Dnia 15 września 2009 r. premier rządu francuskiego poinformował komisarzy ds. konkurencji i energii o zobowiązaniach, jakie Francja jest gotowa podjąć w kontekście przedmiotowego postępowania. W piśmie z tego samego dnia komisarze udzielili odpowiedzi.

(8) Dnia 12 stycznia 2012 r. premier rządu francuskiego poinformował komisarzy ds. konkurencji i energii o dodatkowych zobowiązaniach, jakie Francja jest gotowa podjąć w kontekście przedmiotowego postępowania. W piśmie z tego samego dnia komisarze udzielili odpowiedzi.

II. SZCZEGÓŁOWY OPIS ŚRODKÓW POMOCY

(9) W niniejszej sekcji opisano przepisy ustawowe i wykonawcze mające zastosowanie do obu systemów taryf regulowanych objętych przedmiotowym postępowaniem, sposób ich finansowania oraz zmiany taryf regulowanych w stosunku do cen rynkowych. Zmiany te umieszczono następnie w konkretnym kontekście francuskiego rynku energii elektrycznej i reform strukturalnych wdrożonych w celu zwiększenia jego konkurencyjności.

(10) W niniejszej decyzji opisano zasadnicze aspekty środków dotyczących taryf, objętych przedmiotowym postępowaniem. Szczegółowe informacje i odniesienia do tekstów prawnych regulujących te środki można znaleźć w decyzji o wszczęciu formalnego postępowania oraz w decyzji w sprawie rozszerzenia zakresu tego postępowania.

(11) Funkcjonowanie sektora energii elektrycznej we Francji reguluje ustawa nr 2000-108 z dnia 10 lutego 2000 r. o modernizacji i rozwoju usług publicznych w zakresie dostaw energii elektrycznej (7).

(12) Odbiorcy końcowi we Francji mogą nabywać energię elektryczną za pośrednictwem dwóch głównych źródeł: wolnego rynku i rynku regulowanego.

(13) Do dnia 1 lipca 2007 r. współistniały dwie kategorie odbiorców końcowych: odbiorcy „uprawnieni” i odbiorcy „nieuprawnieni”. Odbiorcy uprawnieni to odbiorcy, którzy korzystają z prawa do zawarcia umowy na dostawy energii elektrycznej z wybranym przez siebie dostawcą po cenie ustalonej dowolnie. Zgodnie z dyrektywą 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającą dyrektywę 96/92/WE (8) wszyscy odbiorcy niebędący gospodarstwami domowymi (9) są uprawnieni od dnia 1 lipca 2004 r., a wszyscy odbiorcy będący gospodarstwami domowymi – od dnia 1 lipca 2007 r.

(14) We Francji każdy odbiorca uprawniony ma w odniesieniu do poszczególnych miejsc odbioru swobodę w zakresie wykonywania swoich uprawnień, to jest w zakresie korzystania z prawa do zawarcia umowy na dostawy energii elektrycznej po cenie ustalonej dowolnie z wybranym przez siebie dostawcą, niezależnie od tego, czy dostawca ten był obecny na rynku francuskim przed jego liberalizacją, czy też nie. Wolny rynek dotyczy odbiorców uprawnionych, którzy skorzystali ze swoich uprawnień. Na wolnym rynku cena płacona przez odbiorcę końcowego za zużytą energię elektryczną obejmuje opłatę za dostawę i opłatę za użytkowanie sieci. Opłata za dostawę, przeznaczona dla dostawcy, jest wynikiem nieograniczonych negocjacji między odbiorcą a dostawcą i odpowiada kosztom zaopatrzenia i wprowadzenia do obrotu ponoszonym przez dostawcę, powiększonym o jego marżę. Opłata za użytkowanie sieci odpowiada kosztom przesyłu energii elektrycznej i użytkowania sieci („Tarif d'Utilisation des Réseaux Publics d'Electricité”, opłata za użytkowanie publicznej sieci elektrycznej, zwana dalej „TURPE”). Wysokość opłaty za użytkowanie sieci jest regulowana przez państwo; kwota ta jest przekazywana operatorom systemów przesyłowych i dystrybucyjnych energii elektrycznej.

(15) Rynek regulowany dotyczy odbiorców uprawnionych, którzy podjęli decyzję o niewykonywaniu swoich uprawnień. Odbiorcy końcowi na rynku regulowanym korzystają z „usługi publicznej w zakresie dostaw energii elektrycznej”. Działanie tego systemu i warunki dostępu do usługi publicznej w zakresie dostaw energii elektrycznej są regulowane na mocy ustawy nr 2000-108 o modernizacji i rozwoju usług publicznych w zakresie dostaw energii elektrycznej, a konkretnie jej art. 2, 4 i 22.

(16) Na rynku regulowanym odbiorcy końcowi nabywają energię elektryczną od dostawcy wyznaczonego przez państwo po cenach regulowanych odpowiadających taryfom standardowym wymienionym w pkt 1. Państwo wyznacza dostawców odpowiedzialnych za dystrybucję energii elektrycznej w ramach usługi publicznej w zakresie dostaw energii elektrycznej dla poszczególnych geograficznych obszarów kompetencji. W przypadku ok. 95 % terytorium francuskiego jest to przedsiębiorstwo Electricité de France (zwane dalej „EDF”). W odniesieniu do innych zainteresowanych dostawców używa się ogólnie nazwy „dystrybutorzy nieupaństwowieni” lub „lokalne przedsiębiorstwa dystrybucyjne”. Przedsiębiorstwo EDF ma własny dział wytwarzania energii elektrycznej. Z kolei lokalne przedsiębiorstwa dystrybucyjne nabywają energię elektryczną najczęściej od EDF po cenach, które także są regulowane i określane jako „taryfy sprzedaży energii elektrycznej dystrybutorom nieupaństwowionym”.

(17) W art. 66 ustawy programowej nr 2005-781 z dnia 13 lipca 2005 określającej wytyczne w zakresie polityki energetycznej (10) przyznano każdemu odbiorcy uprawnionemu prawo do otrzymywania dostaw energii elektrycznej zgodnie z taryfami standardowymi w odniesieniu do wszystkich dotychczasowych miejsc odbioru, w przypadku których dany odbiorca ani inne osoby nie wykonywały uprzednio uprawnień.

(18) W artykule tym przyznano to samo prawo odbiorcom uprawnionym w odniesieniu do nowych miejsc odbioru, o ile były one podłączone do systemów przesyłowych i dystrybucyjnych energii elektrycznej przed dniem 31 grudnia 2007 r.

(19) W 2007 r. termin korzystania z prawa do otrzymywania dostaw energii elektrycznej zgodnie z taryfami standardowymi w odniesieniu do miejsc odbioru nowo podłączonych do systemów przesyłowych i dystrybucyjnych energii elektrycznej został przesunięty na dzień 1 lipca 2010 r. Obowiązek dostarczania energii elektrycznej zgodnie z taryfami standardowymi odbiorcom korzystającym z tego prawa spoczywa na EDF i lokalnych przedsiębiorstwach dystrybucyjnych w zależności od obszaru geograficznego, na którym znajduje się dane miejsce odbioru.

(20) Artykuł 66 ustawy nr 2005-781 został następnie zmieniony. W jego wersji wynikającej ze zmian wprowadzonych ustawą nr 2008-66 z dnia 21 stycznia 2008 r. o regulowanych taryfach energii elektrycznej i gazu ziemnego (11) rozszerzono możliwość otrzymywania dostaw energii elektrycznej zgodnie z taryfami standardowymi i objęto nią następujące grupy: a) odbiorców końcowych w odniesieniu do miejsc odbioru, w przypadku których dany odbiorca ani inne osoby nie wykonywały uprawnień; b) odbiorców końcowych będących gospodarstwami domowymi w odniesieniu do miejsc odbioru, w przypadku których nie wykonywali oni uprawnień, pod warunkiem, że złożą stosowny wniosek przed dniem 1 lipca 2010 r.; c) odbiorców końcowych będących gospodarstwami domowymi w odniesieniu do miejsc odbioru, w przypadku których wykonywali oni uprawnienia od ponad sześciu miesięcy, pod warunkiem, że złożą stosowny wniosek przed dniem 1 lipca 2010 r.; d) odbiorców końcowych niebędących gospodarstwami domowymi, pobierających energię elektryczną o mocy mniejszej lub równej 36 kVA w odniesieniu do miejsc odbioru, w przypadku których nie wykonywali oni uprawnień, pod warunkiem, że złożą stosowny wniosek przed dniem 1 lipca 2010 r.

(21) We właściwych przepisach ustawowych i wykonawczych przewidziano, że taryfy standardowe określa się dla poszczególnych kategorii opartych na istotnych cechach dostaw, na podstawie kosztów tych dostaw. Ponadto decyzje dotyczące taryf standardowych podejmują wspólnie ministrowie gospodarki i energii na podstawie opinii Komisji Regulacji Energetyki (zwanej dalej „CRE”) opartej na analizie kosztów technicznych i kont ksiąg głównych operatorów. Zmiany taryf standardowych są uchwalane co roku i powinny odzwierciedlać zmiany kosztów wytworzenia energii elektrycznej obejmujących koszty inwestycyjne, koszty eksploatacji parku produkcyjnego oraz systemów przesyłowych i dystrybucyjnych, jak również koszty paliwa. Ceny energii elektrycznej powinny być ustalane na podstawie kosztów wytworzenia i udostępniania tej energii odbiorcom.

(22) Taryfy standardowe to ceny całościowe, obejmujące opłatę za dostawę energii elektrycznej oraz ogół kosztów przesyłu energii elektrycznej i użytkowania sieci. Dzielą się one na opcje taryfowe odpowiadające poszczególnym kategoriom odbiorców. Opcje taryfowe stosuje się w zależności od takich parametrów, jak moc połączenia, czas użytkowania czy zdolność odbiorcy do zmniejszenia zużycia. Niektórzy odbiorcy mogą być objęci kilkoma opcjami taryfowymi i muszą wówczas dokonać wyboru jednej z nich.

(23) Opcje taryfowe dzielą się na trzy główne kategorie, tzw. taryfy „niebieskie”, „żółte” i „zielone”. W latach 2009–2011 taryfy „żółte” i „zielone” stosowano odpowiednio w odniesieniu do ok. 300 000 i 100 000 miejsc odbioru. — Taryfy „niebieskie” mają zastosowanie do miejsc odbioru pobierających energię elektryczną o mocy mniejszej lub równej 36 kVA. Taryfy te, nieobjęte przedmiotowym postępowaniem, odnoszą się zazwyczaj do odbiorców będących gospodarstwami domowymi oraz do małych miejsc odbioru odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi. — Taryfy „żółte” mają zastosowanie do miejsc odbioru pobierających energię elektryczną o mocy mieszczącej się w przedziale 36–250 kVA. Taryfy te odnoszą się zazwyczaj do średnich miejsc odbioru odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi. — Taryfy „zielone” mają zastosowanie do miejsc odbioru pobierających energię elektryczną o mocy większej niż 250 kVA, podłączonych do systemu dystrybucyjnego bądź bezpośrednio do systemu przesyłowego. Taryfy te odnoszą się zazwyczaj do dużych miejsc odbioru odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi (12).

(24) W art. 15 ust. V i art. 16 ustawy nr 2006-1537 z dnia 7 grudnia 2006 r. o sektorze energetycznym (13) zmieniono opisany wyżej stan rzeczy, ustanawiając system taryf powrotnych (14). System ten umożliwia odbiorcom końcowym zaopatrującym się w energię elektryczną na wolnym rynku ponowne korzystanie z cen regulowanych pod pewnymi warunkami.

(25) W swojej pierwotnej wersji, mającej zastosowanie w latach 2004–2008, system taryf powrotnych umożliwiał wszelkim odbiorcom końcowym zaopatrującym się w energię elektryczną na wolnym rynku zwrócenie się do dostawcy energii elektrycznej o zastąpienie ceny określonej w umowie na dostawy taryfą powrotną ustaloną przez państwo, na okres dwóch lat od chwili złożenia wniosku, bez zmiany pozostałych postanowień umowy (15). W celu skorzystania z taryfy powrotnej odbiorca końcowy musiał złożyć pisemny wniosek do dostawcy przed dniem 1 lipca 2007 r.

(26) Dodatkowo w art. 30-1 ustawy nr 2004-803 przewidziano, że taryfa powrotna „stosuje się z mocy prawa do trwających umów począwszy od daty sformułowania wniosku” i „stosuje się też do umów zawartych po złożeniu pisemnego wniosku, o którym mowa w niniejszym ust. I akapit pierwszy, także z innym dostawcą”. W związku z tym jeżeli umowa na dostawy odbiorcy końcowego, który złożył wniosek o korzystanie z taryfy powrotnej, wygasła w ciągu dwóch lat następujących po złożeniu pierwotnego wniosku, odbiorca ten mógł zwrócić się do dowolnego dostawcy energii elektrycznej wyrażającego zgodę na zawarcie z nim umowy na dostawy o stosowanie wobec niego taryfy powrotnej do końca wspomnianego okresu dwóch lat.

(27) Z przepisów regulujących system taryf powrotnych wynikało, że: a) odbiorcy końcowi, którzy nie złożyli wniosku o korzystanie z systemu taryf powrotnych w odniesieniu do danego miejsca odbioru przed dniem 1 lipca 2007 r., nie mogli już korzystać z tego systemu w odniesieniu do tego miejsca odbioru po dniu 1 lipca 2007 r.; b) żaden odbiorca końcowy nie mógł korzystać z systemu taryf powrotnych po dniu 1 lipca 2009 r.

(28) Podobnie jak taryfy standardowe, taryfy powrotne to ceny całościowe, obejmujące opłatę za dostawę energii elektrycznej oraz ogół kosztów przesyłu energii elektrycznej i użytkowania systemów przesyłowych i dystrybucyjnych. Taryfa powrotna nie może przekraczać o więcej niż 25 % taryfy standardowej stosowanej w odniesieniu do miejsca odbioru o tych samych parametrach.

(29) Wysokość taryf powrotnych jest ustalana rozporządzeniem ministerialnym poprzez odniesienie do wysokości taryfy standardowej, która miałaby zastosowanie do odbiorcy o tych samych cechach, który nie skorzystał ze swoich uprawnień. Wynika z tego, że taryfy powrotne zmieniają się wraz ze zmianami taryf standardowych. W rozporządzeniu z dnia 3 stycznia 2007 r. określającym wysokość regulowanych taryf przejściowych służących zrównoważeniu sytuacji na rynku (16) ustalono następujące wartości względne: — w odniesieniu do taryfy „żółtej” – 20 % powyżej taryfy standardowej, — w odniesieniu do taryfy „zielonej” – 23 % powyżej taryfy standardowej.

(30) Na podstawie art. 30-2 ustawy nr 2004-803 dostawcy energii elektrycznej, którzy zaopatrują niektórych odbiorców na podstawie złożonego przez nich wniosku zgodnie z taryfą powrotną i którzy wykażą, że nie mogą wytworzyć ani nabyć ilości energii elektrycznej potrzebnej do zaopatrzenia tych odbiorców za cenę niższą niż opłata za dostawę w ramach taryfy powrotnej, otrzymują rekompensatę. Rekompensata ta pokrywa różnicę między ponoszonym przez dostawcę kosztem wytworzenia energii elektrycznej lub kosztem jej nabycia na rynku hurtowym, rozpatrywanym w granicach właściwego dla tego dostawcy pułapu ustalonego zgodnie z zasadami przewidzianymi w rozporządzeniu ministerialnym, a dochodami odpowiadającymi danym dostawom. W stosownym przypadku ponoszony przez dostawcę koszt wytworzenia energii elektrycznej szacuje się z uwzględnieniem kosztów wytworzenia ponoszonych przez „przedsiębiorstwa powiązane” z tym dostawcą, zlokalizowane na terytorium krajowym. Koszty podlegające rekompensacie oblicza się na podstawie księgowości prowadzonej przez dostawców zgodnie z zasadami ustanowionymi przez CRE. Prowadzona księgowość jest kontrolowana na koszt dostawców, a CRE może zlecić przeprowadzenie jej kontroli przez wybrany przez siebie niezależny organ.

(31) Szczegółowe przepisy regulujące system rekompensat ustanowiono w dekrecie nr 2007-689 z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie rekompensaty kosztów związanych z regulowanymi taryfami przejściowymi służącymi zrównoważeniu sytuacji na rynku (17). Pułap, o który mowa w pkt 30, obliczany jest na podstawie cen odnotowanych na francuskim rynku hurtowym w sposób pozwalający, zdaniem władz francuskich, na uniknięcie zachowań spekulacyjnych i nadużyć. Pułap ten obliczany był początkowo według formuły określonej w rozporządzeniu ministerialnym z dnia 4 maja 2007 r. Zgodnie z tą formułą przedmiotowy pułap definiowany był jako kombinacja średnich cen odnotowanych na głównej francuskiej giełdzie energii elektrycznej (Powernext) w przypadku rocznych, kwartalnych, miesięcznych i jednodniowych standaryzowanych kontraktów terminowych bazowych i szczytowych (18). Formuła ta pozwalała jedynie na nieznaczne dostosowanie pułapu do specyfiki poszczególnych zainteresowanych dostawców. Została ona zmieniona rozporządzeniem ministerialnym z dnia 22 grudnia 2008 r. i dostosowana w taki sposób, aby lepiej uwzględniać przy obliczaniu pułapu różnice w kosztach wytworzenia zależne od profilu zużycia energii elektrycznej odbiorców korzystających z taryfy powrotnej.

(32) Ze zmienionego dekretu nr 2007-689 wynika, że jeśli dostawca dysponuje we Francji, bezpośrednio lub za pośrednictwem przedsiębiorstw powiązanych, środkami produkcji umożliwiającymi pokrycie całego zużycia jego odbiorców końcowych, a ponoszony przez niego koszt wytworzenia energii elektrycznej jest niższy niż jej cena na francuskim rynku hurtowym, koszty podlegające rekompensacie są określane na podstawie kosztów wytworzenia, a nie cen odnotowanych na rynku hurtowym. Ponadto jeśli koszty wytworzenia energii elektrycznej są niższe niż opłata za dostawę w ramach taryfy powrotnej, dany dostawca nie otrzymuje żadnej rekompensaty. Tak jest w przypadku przedsiębiorstwa EDF, które zapewnia dostawy większości energii elektrycznej dostarczanej w ramach systemu taryf powrotnych na wolnym rynku i ma duże moce produkcyjne w zakresie wytwarzania energii elektrycznej pochodzenia jądrowego i hydraulicznego, której koszt wytworzenia jest niższy niż opłata za dostawę w ramach taryfy powrotnej.

(33) W zakresie, w jakim dostawca nie dysponuje we Francji, bezpośrednio lub za pośrednictwem przedsiębiorstw powiązanych, środkami produkcji umożliwiającymi pokrycie całego zużycia jego odbiorców końcowych, wysokość wypłacanej mu rekompensaty określa się – w granicach pułapu, o którym mowa w pkt 30 – na podstawie cen odnotowanych na rynku hurtowym, ilości energii elektrycznej sprzedawanej odbiorcom końcowym usytuowanym we Francji, kosztów wytworzenia związanych ze środkami produkcji, którymi dostawca dysponuje we Francji bezpośrednio lub za pośrednictwem przedsiębiorstw powiązanych oraz części sprzedawanych ilości energii elektrycznej, która została wytworzona za pomocą tych środków produkcji.

(34) Dodatkowo przy obliczaniu rekompensaty uwzględnia się koszty wprowadzania do obrotu związane z dostawami w ramach taryfy powrotnej, odliczane od dochodów związanych z tymi dostawami. W przepisach ustawowych i wykonawczych regulujących mechanizm rekompensat nie przewidziano marży dla dostawców otrzymujących rekompensaty.

(35) Rekompensaty są finansowane ze środków pochodzących z dwóch obowiązkowych opłat: — opłaty za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej, wnoszonej przez wszystkich odbiorców i ustanowionej w art. 5 ust. I ustawy nr 2000-108. Ta część środków jest ograniczona do kwoty 0,55 EUR/MWh potrącanej z podstawy wymiaru opłaty za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej (19). Jest ona ograniczona także w związku z tym, że zgodnie z ustawą nr 2000-108 całkowita kwota opłaty za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej nie może z jej powodu przekroczyć kwoty, która miała zastosowanie dnia 9 grudnia 2006 r., to jest 4,5 EUR/MWh. W ustawie budżetowej na 2011 r. przewiduje się obecnie, że proponowana przez CRE opłata za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej ma zastosowanie, niemniej jednak zostaje zwiększona o 3 EUR/MWh w stosunku do poprzedniego roku, — opłaty wnoszonej przez producentów energii elektrycznej eksploatujących instalacje o całkowitej zainstalowanej mocy przekraczającej 2 GW. Podstawą do obliczenia tej opłaty jest wielkość wytwarzania energii elektrycznej pochodzenia jądrowego i hydraulicznego w ciągu poprzedniego roku. Dla opłaty tej, początkowo ograniczonej do kwoty 1,3 EUR/MWh energii elektrycznej wytworzonej przez instalacje jądrowe i hydrauliczne o mocy przekraczającej 2 GW, ustalono w 2008 r. pułap w wysokości 3 EUR/MWh.

(36) W ustawie przewidziano, że środki z tych dwóch obowiązkowych opłat są pobierane przez Kasę Depozytów i Konsygnacji. Wysokość rekompensaty, do której mają prawo poszczególni zainteresowani dostawcy, jest obliczana przez CRE na podstawie przekazanych przez nich deklaracji. CRE przekazuje wyniki obliczeń do Kasy Depozytów i Konsygnacji, która dokonuje stosownych płatności.

(37) W przypadku, gdy środki z obu obowiązkowych opłat nie wystarczają na pokrycie całości rekompensat w danym roku, brakująca kwota jest dodawana do kwoty opłat, które należy pobrać w kolejnym roku. W związku z tym na opłaty, które należy pobrać w 2011 r., składają się opłaty planowane na 2011 r. w wysokości 3,4 mld EUR oraz rozliczenie za 2009 r. w wysokości 1,4 mld EUR, co daje w sumie kwotę 4,8 mld EUR. Aby było możliwe całkowite zrekompensowanie tych kosztów, opłata za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej powinna wynieść w 2011 r. 12,9 EUR/MWh, w tym 9,3 EUR/MWh na pokrycie kosztów za 2011 r. i 3,6 EUR/MWh na rozliczenie za 2009 r. Tymczasem ustalona w 2011 r. wysokość opłaty za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej wynosi 7,5 EUR/MWh, co pociąga za sobą planowany deficyt środków na pokrycie rekompensaty dla EDF za 2011 r., wynoszący 2 mld EUR, na który nakłada się deficyt za 2010 r. szacowany na 1 mld EUR.

(38) W art. 166 ustawy nr 2008-776 zmieniono art. 30-1 ustawy nr 2004-803, umożliwiając tym samym wszelkim odbiorcom końcowym, których miejsce odbioru było już zaopatrywane w energię elektryczną w ramach systemu taryf powrotnych, dalsze korzystanie z taryf powrotnych w odniesieniu do tego miejsca odbioru do dnia 30 czerwca 2010 r., podczas gdy początkowo odbiorca końcowy mógł korzystać z tego systemu jedynie przez dwa lata i najpóźniej do dnia 30 czerwca 2009 r.

(39) Ponadto w art. 166 ustawy nr 2008-776 umożliwiono wszelkim odbiorcom końcowym złożenie do dnia 30 czerwca 2010 r. wniosku o korzystanie z systemu taryf powrotnych, podczas gdy tego rodzaju wniosków nie przyjmowano już od dnia 1 lipca 2007 r.

(40) W artykule tym jednak przewidziano, że odbiorca końcowy, który zrezygnował z korzystania z taryf powrotnych w odniesieniu do danego miejsca odbioru, nie może już złożyć wniosku o ponowne korzystanie z tych taryf w odniesieniu do tego miejsca odbioru.

(41) Przewidziano też, że żaden odbiorca końcowy nie może korzystać z systemu taryf powrotnych po dniu 30 czerwca 2010 r.

(42) Od dnia 1 stycznia 2004 r. corocznemu przeglądowi w drodze rozporządzeń ministerialnych podlegały taryfy standardowe, a od 2006 r. – taryfy powrotne. Struktura systemu taryf, to jest całość opcji i wersji taryfowych proponowanych poszczególnym odbiorcom końcowym w zależności od ich mocy połączenia i profilów zużycia energii elektrycznej, pozostała zasadniczo niezmieniona od 2004 r. Poszczególne przeglądy wysokości taryf standardowych i taryf powrotnych przybrały formę określenia średniego wzrostu w sposób odrębny dla poszczególnych głównych kategorii opcji taryfowych, a następnie dla poszczególnych opcji i wersji taryfowych. Tabela 1 Taryfy standardowe i powrotne (EUR/MWh netto) od dnia 1 stycznia 2004 r. do dnia 1 stycznia 2012 r. (20) Euro/MWh Taryfa standardowa „żółta” Taryfa standardowa „zielona” Taryfa powrotna „żółta” Taryfa powrotna „zielona” 1 stycznia 2004 r. 68,5 51,3 Niewprowadzona Niewprowadzona 15 sierpnia 2006 r. 69,3 51,6 Niewprowadzona Niewprowadzona 16 sierpnia 2007 r. 70,3 52,4 84,4 64,7 15 sierpnia 2008 r. 72,8 55,3 87,3 68 15 sierpnia 2009 r. 76,3 58,1 91,6 71,5 15 sierpnia 2010 r. 79,7 61,3 95,6 75,4 1 stycznia 2012 r. 82,9 63,5 Wycofana Wycofana

(43) Na wolnym rynku ceny były stosunkowo stabilne na poziomie 30–35 EUR/MWh w ciągu 2004 r., a następnie ulegały systematycznym zwyżkom w 2005 r. i przekroczyły poziom 50 EUR/MWh pod koniec 2005 r. W ciągu 2006 r. ceny wahały się w przedziale 50–60 EUR/MWh i wynosiły średnio około 55 EUR/MWh. Do dnia 7 grudnia 2006 r. ceny na wolnym rynku mogły zmieniać się niezależnie od poziomu taryf standardowych, ponieważ odbiorca końcowy zaopatrujący się na wolnym rynku nie mógł powrócić do rynku regulowanego w przypadku, gdy cena na wolnym rynku była wyższa od taryfy standardowej.

(44) Z informacji przekazanych przez CRE (21) wynika, że ceny kontraktów terminowych na rynku hurtowym wykazują o wiele większą zmienność niż taryfy powrotne i były wyraźnie wyższe niż opłaty za dostawę w ramach taryf powrotnych „zielonych” i „żółtych” w ciągu pierwszych trzech kwartałów 2008 r. Ceny rocznych kontraktów bazowych na 2009 r. w dniu 30 września 2008 r. wynosiły 85,6 EUR/MWh. Z kolei ceny rocznych kontraktów szczytowych na 2009 r. w tym samym dniu wynosiły blisko 120 EUR/MWh. Władze francuskie podały z kolei, że w ciągu pierwszego półrocza 2008 r. ceny rocznych kontraktów bazowych na giełdzie Powernext wzrosły z 60 EUR/MWh do 80 EUR/MWh, osiągając po drodze maksymalną wysokość powyżej 90 EUR/MWh.

(45) W 2009 r. ceny energii elektrycznej zmniejszyły się w związku z niekorzystną sytuacją gospodarczą i spadkiem cen energii ze źródeł kopalnych. W swoim raporcie w sprawie funkcjonowania rynku z dnia 21 grudnia 2009 r. (22) CRE stwierdził, że produkty rynku terminowego odnotowały począwszy od 2008 r. spadek rzędu 50 %. Dnia 30 czerwca 2009 r. ceny bazowych kontraktów rocznych na 2010 r., wynoszące poniżej 60 EUR/MWh, wróciły do poziomów wyceny z początku 2007 r. Tendencja ta dotyczyła ogółu produktów rynku terminowego, także produktów miesięcznych i kwartalnych.

(46) Wymienione ceny rynkowe są cenami dostawy i nie obejmują kosztów przesyłu energii elektrycznej ani użytkowania sieci. Aby można było porównać je z taryfami, stanowiącymi ceny całościowe, należy wydzielić w ramach taryf koszty przesyłu energii elektrycznej i użytkowania sieci i zachować jedynie opłatę za dostawę energii elektrycznej. Według Izby Przemysłowo-Handlowej w Paryżu koszty przesyłu i użytkowania dostarczanej energii elektrycznej stanowią od 30 % do ponad 50 % całkowitej opłaty za energię elektryczną w zależności od mocy pobieranej energii i napięcia połączenia (23). Przedsiębiorstwo POWEO ocenia z kolei, że koszty przesyłu energii elektrycznej stanowią blisko 45 % taryfy w przypadku odbiorców będących podmiotami gospodarczymi (24).

(47) W świetle powyższych informacji oraz decyzji o wszczęciu postępowania w tabeli 2 przedstawiono zmiany wysokości opłaty za dostawę w ramach taryf standardowych i powrotnych, to jest opłaty pozostałej po odjęciu kosztów przesyłu energii elektrycznej i użytkowania sieci od całkowitej ceny energii elektrycznej w ramach taryf w okresie od stycznia 2004 r. do stycznia 2012 r. Aby ocenić, czy w przypadku beneficjentów przedmiotowych taryf występuje korzyść gospodarcza, należy porównać opłaty za dostawę z cenami rynkowymi dostępnymi w tym samym okresie, o których mowa w pkt 43–45; porównanie to zostanie przeprowadzone w pkt 109 i 110. Tabela 2 Opłata za dostawę w ramach taryf standardowych i powrotnych (EUR/MWh netto) od dnia 1 stycznia 2004 r. do dnia 1 stycznia 2012 r. (25) Euro Opłata za dostawę w ramach taryfy „żółtej” Opłata za dostawę w ramach taryfy „zielonej” Opłata za dostawę w ramach taryfy powrotnej „żółtej” Opłata za dostawę w ramach taryfy powrotnej „zielonej” 1 stycznia 2004 r. bd. bd. nd. nd. 15 sierpnia 2006 r. 37,1 33,8 nd. nd. 16 sierpnia 2007 r. 38,2 34,7 52,1 46,9 15 sierpnia 2008 r. 42,4 38,9 59 51,6 15 sierpnia 2009 r. 43,7 41,1 62,5 54,5 15 sierpnia 2010 r. 46,1 43,7 62 57,8 1 stycznia 2012 r. 46,1 44,3 Wycofana Wycofana

(48) Francuski rynek energii elektrycznej wykazuje szczególne cechy w Unii. Jedno tylko przedsiębiorstwo – EDF – skupia 87 % mocy produkcyjnych w branży wytwarzania energii elektrycznej ze wszystkich źródeł, w tym pochodzenia jądrowego i hydraulicznego, we Francji kontynentalnej i metropolitalnej (26). W związku z tym EDF (któremu towarzyszą w niewielkim stopniu lokalne przedsiębiorstwa dystrybucyjne) utrzymuje we Francji udział w rynku na poziomie przekraczającym 85 % i zachowuje pozycję dominującą w odniesieniu do wszystkich rodzajów odbiorców, zarówno osób prywatnych, małych i średnich przedsiębiorstw, jak i dużych odbiorców. I tak, według „Przeglądu rynków” CRE z trzeciego kwartału 2011 r., jedynie 7 % miejsc odbioru korzysta z oferty rynkowej (18 % dużych miejsc odbioru niebędących gospodarstwami domowymi, 15 % małych miejsc odbioru niebędących gospodarstwami domowymi i 5–6 % pozostałych miejsc odbioru), co odpowiada 35 % całkowitego zużycia, a pozostałe 93 % miejsc odbioru korzysta z oferty taryf regulowanych. Ogromna większość miejsc odbioru korzystających z taryf regulowanych należy do odbiorców EDF.

(49) EDF odpowiada, dzięki swoim elektrowniom jądrowym, za całość procesu wytwarzania energii elektrycznej pochodzenia jądrowego, która stanowi stale ponad 75 % całkowitej wartości wytwarzania energii elektrycznej we Francji. Ponadto EDF zapewnia realizację głównych umów koncesyjnych w dziedzinie wytwarzania energii elektrycznej pochodzenia hydraulicznego, podczas gdy rozwój nowych mocy produkcyjnych w zakresie wytwarzania tego rodzaju energii napotyka naturalne ograniczenia. Park elektrowni jądrowych zbudowany przed liberalizacją rynków na szczeblu unijnym jest bardzo ujednolicony (zasadniczo jedna technologia w przypadku poziomów odpowiadających różnym zainstalowanym mocom: 900–1 600 MW), a tym samym sprzyjający osiąganiu korzyści skali w dziedzinie konserwacji, inwestycji, szkolenia i alokacji pracowników itp. oraz w dużej mierze zamortyzowany dzięki średnim kosztom wytworzenia znacznie niższym niż w przypadku innych tradycyjnych technologii.

(50) Struktura kosztów całkowitych wytworzenia energii elektrycznej pochodzenia jądrowego charakteryzuje się znacznym udziałem koszów stałych (np. kosztów amortyzacji elektrowni, kosztów powtórnego przetwarzania i składowania odpadów, kosztów rozbiórki) i stosunkowo niewielkim udziałem kosztów zmiennych (np. kosztów paliwa). Na przykład całkowite koszty energii elektrycznej wytworzonej w Europie z gazu ziemnego (68 EUR/MWe) i węgla (61 EUR/MWe) przewyższają odpowiednio o 76 % i 59 % koszty energii elektrycznej pochodzenia jądrowego (39 EUR/MWe). Co więcej, koszty zmienne paliwa w bardziej decydujący sposób niż koszty całkowite wpływają na kształtowanie się cen na rynku hurtowym na podstawie kosztu krańcowego energii elektrycznej. Tymczasem wspomniane koszty zmienne stanowią średnio 28 % kosztów całkowitych w przypadku elektrowni węglowych, 70 % w przypadku elektrowni gazowych i jedynie 16 % w przypadku jądrowego cyklu paliwowego (27).

(51) W związku z powyższym w odniesieniu do rynku francuskiego CRE szacował w 2011 r., że cena, która wynagradzałaby warunki ekonomiczne długoterminowej eksploatacji parku jądrowego EDF, mieści się w przedziale 36–39 EUR/MWh, a koszty operacyjne wynoszą 25 EUR/MWh (28). Dysponowanie energią elektryczną pochodzenia jądrowego przy tak dużej różnicy kosztów krańcowych daje EDF bardzo znaczną przewagę w stosunku do konkurentów wytwarzających energię elektryczną z energii cieplnej lub ze źródeł odnawialnych.

(52) Ze względu na połączenie międzysystemowe z sąsiadującymi państwami członkowskimi cena hurtowa energii elektrycznej we Francji jest ustalana na szczeblu regionalnym (obszar Francji, Niemiec i Beneluksu). W związku z tym o cenie tej decydują w dużej mierze, w większym stopniu niż w przypadku energii pochodzenia jądrowego, koszty eksploatacyjne elektrowni gazowych i węglowych, co daje producentowi energii elektrycznej pochodzenia jądrowego przewagę konkurencyjną w postaci zysku przy ustalaniu cen. Żaden z rzeczywistych czy potencjalnych konkurentów nie działa w podobnych warunkach i nie mógłby przed upływem kilkudziesięciu lat zaopatrzyć się w tani park produkcyjny odpowiadający znacznej części parku elektrowni jądrowych i wodnych EDF.

(53) Ze względu na opisaną wyżej sytuację dnia 15 września 2009 r. nastąpiła wymiana korespondencji między premierem rządu francuskiego a komisarzami ds. konkurencji i energii w sprawie zasad projektu reformy francuskiego rynku energii elektrycznej, w którym przewidywano w szczególności: a) szybkie zniesienie taryf powrotnych i bardziej stopniowe zniesienie taryf regulowanych w odniesieniu do dużych i średnich przedsiębiorstw, z myślą o ich całkowitym wycofaniu do 2015 r.; b) mechanizm „regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego” mający na celu zobowiązanie EDF do sprzedaży po cenie regulowanej, ustalonej według kosztów, części wytworzonej energii elektrycznej pochodzenia jądrowego (rzędu 25 %, z zastosowaniem pułapu w wysokości 100 TWh) konkurentom na rynku detalicznym energii elektrycznej w celu pobudzenia konkurencji na tym rynku. Konkurenci EDF byliby dzięki temu w stanie przedstawić ofertę zawierającą ceny porównywalne z cenami, jakie może proponować EDF, co powinno umożliwić rzeczywistą konkurencję i zlikwidować potrzebę utrzymywania taryf regulowanych.

(54) W celu nadania kształtu zobowiązaniom podjętym przez Francję rząd francuski powołał komisję ekspertów pod przewodnictwem Paula Champsaura, odpowiedzialną za przedstawienie propozycji organizacji rynku energii elektrycznej. Propozycje tej komisji były podstawą do przyjęcia dnia 7 grudnia 2010 r. ustawy nr 2010-1488 o nowej organizacji rynku energii elektrycznej (29) i dekretu wykonawczego do niej nr 2011-466 z dnia 28 kwietnia 2011 r. (30).

(55) W ustawie nr 2010-1488 przewidziano, że taryfy powrotne zostaną wycofane z dniem 1 lipca 2011 r., podczas gdy taryfy standardowe „żółta” i „zielona” zostaną zniesione w 2015 r. Ustawa nr 2010-1488 zmieniła tym samym ustawę nr 2000-108 z dnia 10 lutego 2000 r. o modernizacji i rozwoju usług publicznych w zakresie dostaw energii elektrycznej, wprowadzając do niej art. 4-1, w którym przewidziano, że od dnia 1 lipca 2011 r. przez 15 lat alternatywni dostawcy energii elektrycznej mają prawo do regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego w odniesieniu do całkowitej ilości nieprzekraczającej 100 TWh, co odpowiada ok. 25 % produkcji dotychczasowego parku jądrowego. Cena regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego jest ustalana początkowo przez rząd po wydaniu opinii przez CRE. Artykuł 4-1 ust. VII stanowi, że w celu zapewnienia EDF sprawiedliwego wynagrodzenia cena ta powinna odzwierciedlać warunki ekonomiczne wytwarzania energii elektrycznej przez elektrownie jądrowe EDF w okresie obowiązywania tego przepisu. Cena regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego musi uwzględniać następujące elementy: a) zwrot kapitału uwzględniający charakter działalności; b) koszty eksploatacyjne; c) koszty inwestycji związanych z konserwacją lub koniecznych do wydłużenia okresu obowiązywania zezwolenia na eksploatację; d) planowane koszty związane z długoterminowymi obciążeniami jądrowymi.

(56) Cena regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego została ustalona w rozporządzeniu Ministra ds. Energii w maju 2011 r. i wynosi od dnia 1 lipca 2011 r. 40 EUR/MWh, dzięki czemu odbiorcy korzystającemu w dniu 30 czerwca 2011 r. z taryfy powrotnej można zaproponować następnie ofertę rynkową opartą na cenach dostępu (hurtowych) na tym samym poziomie co ceny detaliczne. W odrębnym rozporządzeniu ustalono, że cena regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego w 2012 r. wynosi 42 EUR/MWh (31). Rząd wskazał, że wysokość ceny ustalona na 2011 r. wynikała z konieczności zapewnienia ciągłości z taryfami powrotnymi na poziomie cen hurtowych. W odniesieniu do 2012 r. rząd uzasadnił wysokość ceny koniecznością wcześniejszego uwzględnienia inwestycji niezbędnych do zwiększenia bezpieczeństwa elektrowni jądrowych po wypadku w Fukushimie.

(57) Od dnia 8 grudnia 2013 r. cena regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego będzie ustalana przez CRE. Warunki ustalania przez CRE ceny dostępu mają zostać określone w dekrecie Rady Stanu.

(58) Pierwszy okres dostaw istniejącej energii pochodzenia jądrowego w ramach regulowanego dostępu rozpoczął się dnia 1 lipca 2011 r. 32 dostawców podpisało umowę ramową z EDF i 61,3 TWh istniejącej energii pochodzenia jądrowego ma zostać dostarczonych w ramach regulowanego dostępu w okresie od dnia 1 lipca 2011 r. do dnia 30 czerwca 2012 r. W 2011 r. 84,4 % regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego zostało przyznanych dostawcom konkurującym z EDF. Wielkość ta odpowiada udziałowi dotychczasowego poziomu wytwarzania energii pochodzenia jądrowego w całkowitym zużyciu przez odbiorców końcowych we Francji kontynentalnej.

(59) W styczniu 2012 r. w ramach kolejnej wymiany korespondencji między premierem rządu francuskiego a komisarzami ds. konkurencji i energii ustalono zobowiązania Francji dotyczące dwóch dodatkowych kwestii: — decyzje w sprawie taryf regulowanych podjęte po lecie 2012 r. umożliwią zmniejszenie w stosunku do 2012 r., a następnie co roku w stosunku do poprzedniego roku, różnicy między sumą kosztów a taryfą regulowaną, — wysokość ceny regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego nie zmieni się do czasu wejścia w życie dekretu określającego metodę jej obliczania, którego publikację zaplanowano najpóźniej na dzień 7 grudnia 2013 r.

III. STRESZCZENIE WĄTPLIWOŚCI WYRAŻONYCH PRZEZ KOMISJĘ W DECYZJACH O WSZCZĘCIU POSTĘPOWANIA I W SPRAWIE ROZSZERZENIA ZAKRESU POSTĘPOWANIA

(60) W swoich decyzjach o wszczęciu postępowania, a następnie w sprawie rozszerzenia zakresu postępowania Komisja uznała, że system regulowanych taryf standardowych „zielonych” i „żółtych” oraz system taryf powrotnych można przypisać państwu francuskiemu, ponieważ systemy te zostały wprowadzone i poddane przeglądowi w drodze przepisów ustawowych i wykonawczych wydanych przez to państwo. Taryfy te były finansowane z zasobów kontrolowanych przez państwo, zarówno jeśli chodzi o zasoby EDF kontrolowane przez państwo, jak i specjalne opłaty kontrolowane przez organ wyznaczony przez państwo – Kasę Depozytów i Konsygnacji.

(61) Ponieważ taryfy regulowane w porównaniu z cenami rynkowymi przynosiły korzyść gospodarczą przedsiębiorstwom zaopatrującym się w energię elektryczną zgodnie z tymi taryfami i obecnym we wszystkich sektorach gospodarki otwartych na konkurencję i handel z państwami członkowskimi, taryfy te można było uznać za równoważne z systemami pomocy mogącymi zakłócić konkurencję i wpłynąć na wymianę handlową między państwami członkowskimi w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE.

(62) We wspomnianych decyzjach Komisja wyraziła też wątpliwości dotyczące zgodności taryf standardowych i taryf powrotnych z rynkiem wewnętrznym.

(63) Oceniła w szczególności, że odstępstwa przewidziane w art. 107 ust. 2 TFUE nie mają, jak się wydaje, zastosowania, ponieważ przedmiotowa pomoc nie jest przyznawana indywidualnym konsumentom, nie ma na celu naprawienia szkód spowodowanych klęskami żywiołowymi lub innymi zdarzeniami nadzwyczajnymi ani nie jest przyznawana gospodarce niektórych regionów Republiki Federalnej Niemiec dotkniętych podziałem Niemiec.

(64) Odstępstwa przewidziane w art. 107 ust. 3 lit. a), b) i d) TFUE także, jak się wydaje, nie mają zastosowania. Z wyjątkiem nadzwyczajnych okoliczności, które, jak się wydaje, nie występują w omawianym przypadku, w art. 107 ust. 3 lit. a) nie zezwala się bowiem na pomoc operacyjną. Ponadto przedmiotowa pomoc nie jest przeznaczona na wspieranie realizacji ważnych projektów stanowiących przedmiot wspólnego europejskiego zainteresowania, nie ma na celu zaradzenia poważnym zaburzeniom w gospodarce państwa członkowskiego ani nie jest przeznaczona na wspieranie kultury i zachowanie dziedzictwa kulturowego.

(65) W art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE przewidziano możliwość udzielenia zgody na pomoc przeznaczoną na ułatwianie rozwoju niektórych działań gospodarczych lub niektórych regionów gospodarczych, o ile nie zmienia ona warunków wymiany handlowej w zakresie sprzecznym ze wspólnym interesem. Komisja zauważyła, że nie można udzielić zgody na przedmiotową pomoc w świetle wytycznych i ram wyjaśniających zastosowanie przepisów tego artykułu.

(66) Komisja wyraziła też wątpliwości dotyczące tego, że przedmiotowe taryfy, mające zastosowanie do średnich i dużych przedsiębiorstw, mogą stanowić rekompensatę za świadczenie usługi w ogólnym interesie gospodarczym w rozumieniu art. 106 ust. 2 TFUE.

(67) W swojej decyzji w sprawie rozszerzenia zakresu postępowania Komisja oceniła, że wątpliwości wyrażone w decyzji z 2007 r. o wszczęciu postępowania w odniesieniu do zgodności z rynkiem wewnętrznym elementu pomocy państwa zawartego pierwotnie w systemie taryf powrotnych znajdują zastosowanie także w odniesieniu do elementu pomocy zawartego w systemie taryf powrotnych zmienionym art. 166 ustawy nr 2008-776.

IV. UWAGI ZAINTERESOWANYCH STRON

(68) Kilku zainteresowanych dostawców i odbiorców przekazało Komisji swoje uwagi.

(69) W piśmie z dnia 14 sierpnia 2007 r. przedsiębiorstwo POWEO wskazało, że podziela analizę Komisji dotyczącą występowania pomocy państwa. W odniesieniu do występowania korzyści przedsiębiorstwo to potwierdziło, że taryfy standardowe stanowią korzyść w odniesieniu do warunków zaopatrzenia na rynku hurtowym w porównaniu z taryfami powrotnymi i w porównaniu z ofertami handlowymi EDF. Taryfy powrotne stanowią korzyść w odniesieniu do warunków zaopatrzenia na rynku hurtowym. Jeżeli chodzi o selektywność, przedsiębiorstwo POWEO dodało, że decyzja o korzystaniu z uprawnień dotyczących cen rynkowych jest nieodwracalna (odbiorca nie może już wrócić do taryf regulowanych). Ponadto taryfy standardowe i powrotne zapewniają uprzywilejowaną pozycję przedsiębiorstwom będącym odbiorcami energii elektrycznej ze szkodą dla innych źródeł energii. W piśmie z dnia 25 czerwca 2009 r., przekazując swoje uwagi na temat decyzji w sprawie rozszerzenia zakresu postępowania, POWEO przedstawiło dodatkowe dane dotyczące sposobu tworzenia swoich ofert cenowych.

(70) Przedsiębiorstwo ENEL w piśmie z dnia 21 września 2007 r. oceniło, że taryfy standardowe są zbyt niskie i że obowiązek stosowania taryf powrotnych nałożony na operatorów alternatywnych stanowi grabież. Przedsiębiorstwo to dodało, że nowe miejsca odbioru mają prawo do korzystania z taryf standardowych pomimo opinii francuskiej Rady Stanu w tej sprawie. W piśmie z dnia 27 maja 2009 r. przedsiębiorstwo ENEL dodało, że taryfy regulowane „zielona” i „żółta” są niższe od cen rynkowych i nie zmieniały się wraz ze zmianami cen rynkowych, co uniemożliwiło rozwój jakiejkolwiek konkurencji. Ponadto rekompensaty przewidziane dla dostawców w ramach systemu taryf powrotnych są niewystarczające, co zwiększa korzyści wynikające z tej sytuacji dla odbiorców. Taryfy powrotne nie pozwalają też dostawcom na pokrycie kosztów wytworzenia i wprowadzenia do obrotu ani na wystarczający zwrot z zainwestowanego kapitału. Taryfy te uniemożliwiły rozwój konkurencji na rynku francuskim.

(71) Przedsiębiorstwo Electrabel w piśmie z dnia 19 września 2007 r. oceniło, że przedmiotowa pomoc przynosi korzyść niektórym dostawcom energii elektrycznej. W jego opinii wysokość rekompensaty wypłacanej niektórym dostawcom nie zależy od różnicy w zakresie obrotów między stosowaniem ceny umownej a stosowaniem taryfy powrotnej, lecz jest obliczana na podstawie kosztów zaopatrzenia dostawcy. Spadek dochodów dostawcy nie jest zatem skorelowany z wysokością otrzymanej rekompensaty, która ma przecież na celu wyrównanie tych niższych dochodów. Jeżeli chodzi o występowanie usługi świadczonej w ogólnym interesie gospodarczym, której koszty ponoszą odbiorcy, będący rzeczywistymi beneficjentami taryf powrotnych, Electrabel ocenia, że nie dowiedziono występowania takiej usługi. W piśmie z dnia 26 czerwca 2009 r. przedsiębiorstwo dodało, że stosowanie taryf powrotnych prowadzi do opracowywania jednolitych ofert przez dostawców energii elektrycznej, uniemożliwiając im wykazanie się kreatywnością. W odniesieniu do prawie wszystkich miejsc odbioru klientów Electrabel złożono wniosek o korzystanie z taryfy powrotnej. Stosowanie taryf powrotnych pociągnęło za sobą stopniowe wyeliminowanie dostawców alternatywnych z korzyścią dla EDF, ponieważ w warunkach jednakowych cen odbiorcy często preferują to przedsiębiorstwo. Electrabel jest zdania, że w przypadku dostawców energii elektrycznej występuje korzyść, co przynosi szkodę dostawcom innych rodzajów energii, np. energii wytwarzanej z gazu ziemnego. Jeżeli chodzi o taryfy powrotne, są one selektywne, ponieważ możliwość korzystania z nich zależy od terminu kwalifikowalności miejsca odbioru, który z kolei zależy od wielkości miejsca odbioru.

(72) Pewne przedsiębiorstwo, które zwróciło się z prośbą o potraktowanie jego uwag w sposób poufny, oceniło, że taryfy regulowane stanowią pomoc państwa na rzecz EDF, ponieważ taryfa „niebieska” jest wyższa od ceny rynkowej. Ponieważ EDF ma w rzeczywistości monopol na stosowanie tych taryf, czerpie ono zysk z tej sytuacji. Jednej z filii przedsiębiorstwa, o którym mowa, uniemożliwiono wejście na rynek francuski z powodu taryf powrotnych. Wejście na rynek było już wcześniej trudne ze względu na wysokość cen hurtowych i innych kosztów (między innymi opłaty za dostęp do sieci) w odniesieniu do odbiorców korzystających z taryfy „zielonej” i „żółtej”. Taryfy powrotne wprowadziły dodatkową trudność ze względu na swoją wysokość.

(73) W swoich uwagach z dnia 13 sierpnia 2007 r. Uniden (związek branż użytkowników energii) ocenił, że niedoskonałe funkcjonowanie rynku pociąga za sobą konieczność wprowadzenia taryf regulowanych. Taryfy przejściowe nie stanowią zasobów państwowych, ponieważ umożliwiają operatorom alternatywnym dostęp do energii elektrycznej pochodzenia jądrowego i hydraulicznego, którą operatorzy ci nie dysponują, z jednoczesnym pokryciem kosztów ponoszonych przez operatorów o ugruntowanej pozycji. Selektywność nie została dowiedziona, ponieważ struktura taryf odpowiada strukturze rzeczywistych kosztów w podziale na poszczególne kategorie odbiorców.

(74) Dnia 28 maja 2009 r. w swoich uwagach na temat decyzji w sprawie rozszerzenia zakresu postępowania Uniden zakwestionował analizę Komisji dotyczącą selektywności taryf, ponieważ nie uwzględniono w niej różnic w kosztach dostawy między poszczególnymi rodzajami odbiorców. Rozróżnienie między stosowaniem taryfy powrotnej w trakcie trwania umowy a podpisaniem umowy bezpośrednio z zastosowaniem taryfy powrotnej, mimo że pozornie logiczne, w opinii Uniden wydaje się w rzeczywistości błędne. Cena jest bowiem jedynie składnikiem całkowitej wartości ekonomicznej umowy na dostawy. Zdaniem Uniden odbiorcy podkreślają też wartość stabilności i przejrzystości cen, które płacą za dostawy energii elektrycznej. Wbrew temu, co wskazano w decyzji w sprawie rozszerzenia zakresu postępowania, taryfy powrotne zostały narzucone odbiorcom, bez względu na ich życzenia. Można bowiem przytoczyć przykłady odrzuconych wniosków dotyczących umów, których okres obowiązywania wykraczał poza czerwiec 2010 r., oraz odbiorców, którzy nie życzyli sobie wcale stosowania taryf powrotnych. W związku z tym obliczanie ewentualnej „korzyści gospodarczej” jest złudne, ponieważ przedmiotowy system został narzucony odbiorcom. Trudno jest, jak się wydaje, powoływać się na selektywność w odniesieniu do pierwszego okresu stosowania taryf powrotnych, ponieważ stosowanie tego systemu zostało ograniczone do odbiorców, którzy złożyli wniosek przed dniem 30 czerwca 2007 r. Każdy odbiorca miał w związku z tym sześć miesięcy na podjęcie decyzji zapewniającej mu przez dwa lata bezpieczeństwo i przejrzystość cen. Także uniemożliwienie w ramach zarządzania taryfami powrotnymi zmian decyzji o korzystaniu z tych taryf stanowi rozsądny środek, mający jedynie na celu zapobieżenie przypadkom arbitrażu opartego na różnicy między ceną rynkową a taryfą powrotną, ponieważ sezonowość taryfy powrotnej została ustalona z góry, podczas gdy sezonowość rynku zmienia się stale.

(75) Jeżeli chodzi o finansowanie z zasobów państwowych, odbiorca, który nie skorzystał z oczekiwanej obniżki opłaty za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej, miałby zatem skorzystać z pomocy państwa, podczas gdy opłata ta posłużyła do sfinansowania rekompensat w ramach systemu taryf powrotnych. Jeżeli chodzi o opłaty wnoszone przez producentów energii elektrycznej pochodzenia jądrowego i hydraulicznego, należy zauważyć, że są one znacznie niższe niż różnica między ceną energii według taryfy powrotnej a ceną energii według taryfy „zielonej” lub taryfy przewidzianej w umowach określonych dowolnie przez producentów. Uniden wnioskuje z tego, że opłaty te doprowadziły w rzeczywistości jedynie do częściowego odebrania producentom „dodatkowego zysku” wynikającego z wprowadzenia systemu taryf powrotnych.

(76) CLEEE (komitet łącznikowy przedsiębiorstw, które skorzystały ze swoich uprawnień) w piśmie z dnia 16 sierpnia 2007 r. wskazał, że francuski rynek energii elektrycznej nie funkcjonuje należycie i że ceny na wolnym rynku nie odzwierciedlają kosztów wytworzenia. W opinii CLEEE cena rynkowa przyjęta przez Komisję za punkt odniesienia jest niezgodna z rzeczywistością. Taryfy powrotne nie są finansowane z zasobów państwowych, lecz ze środków odbiorców i producentów, którzy uzyskują marżę, sprzedając energię elektryczną zgodnie z taryfą powrotną. Ponieważ taryfy powrotne są dostępne dla wszystkich, CLEEE kwestionuje ich selektywność. W piśmie z dnia 2 czerwca 2009 r. CLEEE dodał, że taryfy powrotne nie stanowią korzyści, ponieważ jedynie ograniczają straty ponoszone przez odbiorców, którzy zrezygnowali z taryf regulowanych i nie mogą powrócić do korzystania z nich. CLEEE ocenił, że cena rynkowa nie może zostać przyjęta jako wskaźnik w celu stwierdzenia występowania korzyści gospodarczej, ponieważ jest ona wynikiem funkcjonowania niedostosowanych lub zniekształconych mechanizmów rynkowych. CLEEE zaprzeczył temu, że taryfy powrotne są selektywne, ponieważ w jego opinii są one dostępne dla wszystkich odbiorców, którzy skorzystali ze swoich uprawnień, i nie stawiają w uprzywilejowanej sytuacji żadnych miejsc odbioru, przedsiębiorstw, sektorów działalności ani obszarów geograficznych.

(77) CLEEE położył nacisk na strukturę i wysokość taryf powrotnych oraz wyjaśnił zasadniczą różnicę między profilem zużycia energii elektrycznej a wielkością zużycia. W opinii CLEEE elementy składowe w ramach taryf powrotnych są identyczne, wbrew temu, co można wywnioskować z informacji, którymi dysponuje Komisja. Taryfy powrotne nie stawiają w uprzywilejowanej sytuacji dużych odbiorców energii elektrycznej ze szkodą dla mniejszych. CLEEE zakwestionował traktowanie taryf powrotnych jako taryf finansowanych z zasobów państwowych oraz stwierdzenie występowania wpływu na wymianę handlową, w szczególności dlatego, że Komisja nie stwierdziła, że taryfy powrotne są niższe niż koszty wytworzenia ani że odbiorcy korzystający z taryf powrotnych nabywają energię elektryczną za cenę niższą niż ich konkurenci w Europie, którzy wciąż jeszcze często korzystają z taryf regulowanych. CLEEE dodał, że taryfy powrotne (zakładając, że stanowią one pomoc państwa, a w jego opinii tak nie jest) są zgodne z Traktatem. W art. 30-1 ustawy z dnia 9 sierpnia 2004 r. o usługach publicznych w zakresie dostaw energii elektrycznej i gazu i o przedsiębiorstwach elektroenergetycznych i gazowniczych określono bowiem taryfę powrotną jako usługę świadczoną w ogólnym interesie gospodarczym, narzuconą przedsiębiorstwom sektora energii elektrycznej. CLEEE przypomniał o tym, jak bardzo przedmiotowy środek jest potrzebny do ochrony odbiorców, którzy skorzystali ze swoich uprawnień, a jednocześnie proporcjonalny i niewpływający nadmiernie na wymianę handlową.

(78) Przedsiębiorstwo SNC Paris Voltaire w piśmie z dnia 20 lipca 2009 r. stwierdziło, że finansowanie uśredniania geograficznego dostaw energii elektrycznej do obszarów nieobjętych połączeniem międzysystemowym ze środków pochodzących z opłaty za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej stanowi pomoc państwa.

V. UWAGI FRANCJI

(79) W swoich uwagach dotyczących decyzji o wszczęciu postępowania władze francuskie zakwestionowały analizę przeprowadzoną przez Komisję.

(80) Jeżeli chodzi o występowanie korzyści, Francja ocenia, że: a) ewentualna różnica między wysokością taryf standardowych a cenami odnotowanymi na giełdach energii elektrycznej, takich jak Powernext, jest czysto koniunkturalna (w latach 1999–2004 ceny te były niższe niż taryfy regulowane); b) odniesienie do cen na giełdach energii elektrycznej nie jest właściwe, ponieważ zasadnicza część energii elektrycznej jest nabywana przez przedsiębiorstwa poza giełdą, a ceny odnotowane na giełdzie Powernext nie opierają się na podstawach gospodarczych determinujących realia transakcji między nabywcami a producentami energii elektrycznej.

(81) Biorąc pod uwagę te dwie kwestie Francja wnioskuje, że taryfy standardowe nie stanowią korzyści dla przedsiębiorstw, wobec których są stosowane.

(82) Władze francuskie kwestionują też selektywność taryf standardowych i twierdzą, że logiczne i spójne z ekonomicznego punktu widzenia jest to, że taryfy standardowe nie mają jednakowego wpływu finansowego (gotówkowego) na dużych odbiorców i małych odbiorców energii elektrycznej i że koszty nie są proporcjonalne do zużywanej ilości energii elektrycznej ze względu na różnorodność kosztów środków produkcji. W opinii Francji regulacje dotyczące taryf standardowych stanowią środek ogólny regulujący ceny, mający zastosowanie do wszystkich przedsiębiorstw będących odbiorcami energii elektrycznej, które nie podjęły decyzji o skorzystaniu ze swoich uprawnień i o zaopatrywaniu się na wolnym rynku.

(83) Władze francuskie podważają argument dotyczący wdrożenia zasobów państwowych z dwóch następujących powodów: a) taryfy standardowe nie prowadzą do wykorzystania żadnego zasobu budżetowego ani podatkowego i nie uniemożliwiły EDF osiągnięcia pozytywnych wyników; b) taryfy standardowe, odzwierciedlające podstawowe zasady działania rynku energii elektrycznej i koszty eksploatacji parku produkcyjnego EDF, stanowią właściwy poziom cen sprzedaży energii elektrycznej i nie mogą w związku z tym być traktowane jako uszczuplenie dochodów EDF.

(84) Francja dodaje, że ponieważ nie występuje zakłócenie konkurencji, przedmiotowe taryfy nie mogą mieć wpływu na transgraniczną wymianę handlową.

(85) Francja twierdzi, że taryfy powrotne nie stanowią pomocy państwa.

(86) W opinii Francji taryfy powrotne tworzone są poprzez zwykłe podniesienie taryf standardowych z zachowaniem całej ich struktury. Ponieważ pojęcie korzyści w porównaniu z odbiorcami końcowymi dysponującymi ofertami cen nieregulowanych nie jest właściwe w przypadku taryf standardowych, nie może ono tym bardziej być właściwe w przypadku taryf powrotnych. Podobnie brak zwolnienia z obciążeń odbiorców końcowych zaopatrujących się w energię elektryczną zgodnie z taryfą standardową pociąga za sobą nieuchronnie brak zwolnienia z obciążeń odbiorców końcowych zaopatrujących się w energię elektryczną zgodnie z taryfą powrotną.

(87) W opinii władz francuskich regulacje dotyczące taryf powrotnych stanowią środek ogólny regulujący ceny mające zastosowanie do wszystkich przedsiębiorstw będących odbiorcami energii elektrycznej.

(88) Władze francuskie zaprzeczają występowaniu jakiegokolwiek finansowania z zasobów państwowych. Przypisanie przedmiotowego środka państwu francuskiemu ze względu na to, że środek ten został wprowadzony w drodze ustawy, nie wystarcza bowiem do zidentyfikowania transferu zasobów państwowych. Mówiąc konkretniej, część rekompensaty finansowana przez odbiorców końcowych wnoszących opłaty za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej wyklucza powiązanie z zasobami państwowymi. Władze francuskie uważają w związku z tym, że wykorzystanie części dochodów z opłat za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej w celu sfinansowania mechanizmu rekompensat dla dostawców stosujących taryfy powrotne nie może być traktowane jako transfer zasobów państwowych. Pozostała część rekompensaty jest finansowana ze środków pochodzących z opłaty pobieranej od producentów energii elektrycznej pochodzenia jądrowego i hydraulicznego – niezależnie od ich statusu publicznego bądź prywatnego – dysponujących znacznymi środkami produkcji energii elektrycznej (próg 2 000 MW), charakteryzującymi się niskimi kosztami i dużym stopniem amortyzacji. Opłata ta nie daje podstaw do stwierdzenia, że występuje bezpośredni lub pośredni transfer zasobów państwowych.

(89) Francja powołuje się na wyrok wydany przez Trybunał w sprawie C-379/98, PreussenElektra AG (punkt 58) (32): „Zgodnie z orzecznictwem Trybunału jako pomoc w rozumieniu art. 92 ust. 1 traktatu uznaje się jednak tylko taką korzyść, która jest bezpośrednio albo pośrednio przyznawana przy użyciu zasobów państwowych”. W tym kontekście można stwierdzić, że nie ma żadnego bezpośredniego ani pośredniego związku między przedmiotowym mechanizmem (wpłat i wypłat) a zasobami państwowymi, nawet w ramach działania Kasy Depozytów i Konsygnacji. W rzeczywistości Kasa Depozytów i Konsygnacji odgrywa rolę w pełni przejrzystą. W żadnej chwili nie ma ona najmniejszych uprawnień w zakresie określania wysokości i przeznaczenia pobieranych i wypłacanych kwot. Kwoty te są księgowane na odrębnym rachunku i nie łączą się w żaden sposób z zasobami, w odniesieniu do których Kasa Depozytów i Konsygnacji ma uprawnienia w zakresie zarządzania. Udział Kasy Depozytów i Konsygnacji stanowi gwarancję prostoty i przejrzystości wymiany między płatnikami a beneficjentami rekompensat.

(90) Francja odniosła się do uwag stron trzecich dnia 31 stycznia 2008 r. Przypomniała, że ceny odnotowane na giełdach energii elektrycznej nie mogą być przyjmowane za punkt odniesienia. Cena odnotowana na giełdzie energii elektrycznej we Francji odzwierciedla bowiem koszty wytworzenia energii elektrycznej w Niemczech, niezależnie od tego, czy energia ta jest dostarczana do Francji, czy też nie. W tym kontekście Francja zauważa, że energia elektryczna sprzedawana na giełdach nie jest w całości dostarczana: w rzeczywistości dostarcza się około 10 % ilości energii elektrycznej sprzedawanych na rynku terminowym Powernext. Francja dodaje, że ceny odnotowane na giełdach energii elektrycznej nie odzwierciedlają cen trwających umów zawartych z odbiorcami końcowymi.

(91) Francja twierdzi, że w przypadku mechanizmu rekompensat w ramach taryf powrotnych nadwyżka rekompensaty nie jest możliwa. Przypomina, że mechanizm ten został ustanowiony po szeroko zakrojonych konsultacjach ze wszystkimi zainteresowanymi stronami, w trosce o maksymalne ograniczenie efektu deadweight i ryzyka wykorzystywania sytuacji oraz pod nadzorem CRE. Mechanizm ten działa w następujący sposób: każdy dostawca zaopatrujący odbiorcę końcowego zgodnie z taryfą powrotną może otrzymać rekompensatę. Wysokość rekompensaty stanowi różnicę między dochodami dostawcy wynikającymi ze stosowania taryfy powrotnej (w euro/MWh) a jego kosztami zaopatrzenia. Dla kosztów zaopatrzenia ustalono jednak pułap odpowiadający teoretycznym kosztom zaopatrzenia określonym na podstawie cen odnotowanych na giełdach energii elektrycznej (jest to w przybliżeniu średnia ważona różnych cen odnotowanych na giełdach energii elektrycznej). Pułap kosztów zaopatrzenia dla roku N jest dokładnie znany dopiero pod koniec roku N. Trudno byłoby opracować strategię, która mogłaby rzeczywiście pozwolić na wypłatę nadwyżki rekompensaty. Przy założeniu, że danemu operatorowi udałoby się stworzyć taką strategię, zostałby on ukarany przez CRE, organ odpowiedzialny za stosowanie przedmiotowego mechanizmu.

(92) Władze francuskie są zdania, że jeśli Komisja miałaby dojść do wniosku – z którym władze te się nie zgadzają – że taryfy standardowe i taryfy powrotne stanowią pomoc, to powinna ona uznać tę pomoc za zgodną z normami Traktatów na podstawie art. 106 ust. 2 TFUE rozpatrywanego w świetle art. 3 ust. 2 dyrektywy 2003/54/WE. W opinii władz francuskich taryfy te powinny też zostać uznane za pomoc zgodną z rynkiem wewnętrznym na podstawie art. 107 ust. 3 TFUE ze względu na to, że korygują one niedoskonałość rynku. W każdym przypadku taryfy standardowe powinny zostać uznane za istniejącą pomoc, ponieważ były stosowane przed liberalizacją rynku energii elektrycznej. Jeśli wreszcie Komisja odmówiłaby uznania taryf standardowych za istniejącą pomoc, władze francuskie oceniają, że miałyby prawo powołać się na zasady uzasadnionego oczekiwania i pewności prawa.

(93) Władze francuskie podtrzymują analizę, którą przedstawiły w odpowiedzi na decyzję o wszczęciu postępowania. Jeżeli chodzi o występowanie korzyści, władze francuskie wskazują, że – nawet przy założeniu, że można byłoby przyjąć ceny odnotowane na giełdach energii elektrycznej za właściwy punkt odniesienia, w przeciwieństwie do ich wysokości w latach 2004–2007 – w 2009 r. ceny rynkowe były na tym samym poziomie co taryfy powrotne.

(94) Jeżeli chodzi o selektywność, władze francuskie podkreślają, że taryfy powrotne mają na celu zapobieżenie przypadkom arbitrażu opartego na różnicy między taryfami regulowanymi a cenami rynkowymi. Taryfy powrotne nie są w żadnej mierze selektywne, stanowią środek ogólny – podmioty muszą je uwzględniać przy podejmowaniu decyzji dotyczących ofert dostawy energii elektrycznej. W tym kontekście władze francuskie przypominają, że Trybunał ocenił, że środek państwowy, który sprzyja bez różnicy wszystkim przedsiębiorstwom na terytorium danego kraju, nie może stanowić pomocy państwa. Francja dodaje, że poszczególne opcje w ramach taryf powrotnych opierają się na obiektywnych kryteriach technicznych, które są w dodatku takie same jak w przypadku taryf standardowych.

(95) W opinii Francji pojęcie selektywności należy rozpatrywać w świetle ogółu warunków oferowanych na rynku wszystkim przedsiębiorstwom. Jest ono stosowne i może zostać użyte jedynie w przypadku, gdy rozpatrywany mechanizm zapewnia zdecydowaną korzyść konkretnej kategorii uczestników rynku ze szkodą dla pozostałych kategorii. Tymczasem w omawianym przypadku tak nie jest. Jeżeli pozostałe przedsiębiorstwa ogólnie nie podjęły decyzji o stosowaniu taryf powrotnych, to dlatego, że dysponowały korzystniejszymi warunkami zaopatrzenia po cenach rynkowych. Nie są one w żadnym wypadku pokrzywdzone w związku z działaniem przedmiotowego mechanizmu. Selektywność można rozpatrywać jedynie w świetle charakteru zainteresowanych przedsiębiorstw – każde z nich opracowuje własną strategię, wykorzystując jak najlepiej, w zależności od własnych parametrów, możliwości oferowane w zakresie kosztów zaopatrzenia. Należy w tym kontekście stwierdzić, że decyzję o korzystaniu z taryf powrotnych podjęły przedsiębiorstwa należące do wszystkich kategorii. Żadna z kategorii nie została wykluczona.

(96) W odniesieniu do występowania i wykorzystania zasobów państwowych Francja wskazuje, w odpowiedzi na pkt 77 decyzji w sprawie rozszerzenia zakresu postępowania, że grupa prywatna GDF Suez, dysponująca 3 000 MW energii elektrycznej produkowanej przez elektrownie wodne przepływowe po konkurencyjnych kosztach (ok. 30 EUR/MWh, w tym opłata), nie otrzymuje rekompensaty. Co więcej, EDF i GDF Suez, mimo że nie mają jednakowego statusu, są traktowane zgodnie z identycznymi warunkami, jeżeli chodzi o finansowanie mechanizmu taryf powrotnych. Władze francuskie odrzucają w związku z tym argument dotyczący wykorzystania zasobów państwowych ze względu na to, że EDF uczestniczy w finansowaniu przedmiotowego mechanizmu.

(97) Jeżeli chodzi o wpływ na wymianę handlową i konkurencję, władze francuskie przypominają, że to do Komisji należy przedstawienie dowodu na to, że konkurencja jest rzeczywiście zakłócona, z uwzględnieniem przedsiębiorstw znajdujących się w identycznej sytuacji faktycznej i prawnej. W każdym przypadku taryfy powrotne nie zmieniają dawnej sytuacji faktycznej, w której przedsiębiorstwa ulokowane na rynku francuskim mogły czerpać korzyść z konkurencyjności francuskiego parku produkcyjnego, głównie parku elektrowni jądrowych.

VI. OCENA ŚRODKÓW POMOCY – WYSTĘPOWANIE POMOCY PAŃSTWA

(98) Artykuł 107 ust. 1 TFUE stanowi, że: „Z zastrzeżeniem innych postanowień przewidzianych w Traktatach, wszelka pomoc przyznawana przez państwo członkowskie lub przy użyciu zasobów państwowych w jakiejkolwiek formie, która zakłóca lub grozi zakłóceniem konkurencji poprzez sprzyjanie niektórym przedsiębiorstwom lub produkcji niektórych towarów, jest niezgodna z rynkiem wewnętrznym w zakresie, w jakim wpływa na wymianę handlową między państwami członkowskimi”.

(99) Pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE występuje w sytuacji, gdy dany środek sprzyja niektórym przedsiębiorstwom lub produkcji niektórych towarów, jest selektywny, finansowany z zasobów państwowych i zakłóca konkurencję i wymianę handlową między państwami członkowskimi lub grozi ich zakłóceniem.

(100) Komisja przeprowadziła analizę dotyczącą występowania elementu pomocy państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE na rzecz odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi, korzystających z jednego z dwóch systemów taryf będących przedmiotem postępowania. Ponadto w odniesieniu do taryf standardowych Komisja ograniczyła swoją analizę do okresu następującego po dniu 1 lipca 2004 r., w którym nastąpiła liberalizacja rynku energii elektrycznej. W tym właśnie dniu wszyscy odbiorcy niebędący gospodarstwami domowymi stali się uprawnieni na podstawie dyrektywy 2003/54/WE. Wcześniej przedsiębiorstwa uprawnione stanowiły jedynie niewielką mniejszość.

(101) Aby środek pomocy został uznany za selektywny w świetle art. 107 ust. 1 TFUE, musi on sprzyjać niektórym przedsiębiorstwom lub produkcji niektórych towarów, co odróżnia go od środków ogólnych mających zastosowanie do wszystkich sektorów gospodarki.

(102) W opinii Komisji to, że taryfy standardowe i powrotne mają z zasady zastosowanie do wszystkich przedsiębiorstw będących odbiorcami energii elektrycznej, nie pozwala na stwierdzenie, że środki te są środkami ogólnymi. Aby przedmiotowe środki mogły zostać uznane za ogólne, powinny mieć zastosowanie do wszystkich przedsiębiorstw – a nie tylko do przedsiębiorstw będących odbiorcami energii elektrycznej – z których część może preferować energię elektryczną w odróżnieniu od innych przedsiębiorstw, wykorzystujących inne źródła energii.

(103) W związku z tym przedmiotowe środki dotyczące taryf są selektywne, ponieważ stawiają w korzystniejszej sytuacji przedsiębiorstwa będące odbiorcami energii elektrycznej w porównaniu z przedsiębiorstwami wykorzystującymi energię ze źródeł kopalnych, takich jak węgiel, ropa naftowa i jej pochodne albo, w określonej mierze, gaz, niezależnie od tego, że ceny gazu także są regulowane. Dodatkowo tego rodzaju środki dotyczące taryf sprzyjają w rzeczywistości przedsiębiorstwom będącym odbiorcami większych ilości energii elektrycznej w zakresie, w jakim odnoszona przez nie korzyść siłą rzeczy zwiększa się wraz ze wzrostem poziomu zużycia energii elektrycznej.

(104) Ponadto selektywność przedmiotowych środków w odniesieniu do przedsiębiorstw będących odbiorcami energii elektrycznej wynika z wprowadzonych przepisów określających kategorie przedsiębiorstw, które mogą bądź nie mogą korzystać z taryf regulowanych. Nieodwracalny charakter decyzji o korzystaniu z cen rynkowych bądź z taryf regulowanych przewidzianej w art. 66 ustawy nr 2005-781 z dnia 13 lipca 2005 r. zawiera wyraźny element selektywności – przedsiębiorstwa, które podjęły decyzję o przejściu na ceny rynkowe, nie mogą już korzystać z taryf standardowych. Ponadto stosowanie kryteriów opartych na datach podjęcia decyzji o korzystaniu z uprawnień lub złożenia wniosku o korzystanie z wybranego systemu taryf dodatkowo zawęża korzyści płynące ze stosowania taryf do niektórych przedsiębiorstw, wykluczając pozostałe.

(105) W związku z powyższym Komisja stwierdza, że taryfy standardowe „żółte” i „zielone” oraz taryfy powrotne mają charakter selektywny w świetle art. 107 ust. 1 TFUE, ponieważ mają zastosowanie jedynie do przedsiębiorstw będących odbiorcami energii elektrycznej, nawet jeśli są wykorzystywane w odniesieniu do wielu przedsiębiorstw eksploatujących ponad 400 000 miejsc odbioru energii elektrycznej we Francji. Ani duża liczba przedsiębiorstw będących beneficjentami, ani różnorodność sektorów, do których należą te przedsiębiorstwa, nie pozwalają bowiem na uznanie środka państwowego za środek ogólny.

(106) Zastosowanie przedmiotowych taryf do bardzo szerokiej grupy sektorów gospodarczych, które z nich korzystały i korzystają, należy rozpatrywać na etapie oceny zgodności tych taryf z rynkiem wewnętrznym, a nie na etapie oceny ich selektywności.

(107) W świetle art. 107 ust. 1 TFUE korzyść występuje wtedy, gdy środek państwowy umożliwia danemu przedsiębiorstwu nieponoszenie kosztów, które normalnie przedsiębiorstwo to musiałoby ponieść w sytuacji braku tego środka. Dostawy energii na warunkach preferencyjnych wynikających z ustawodawstwa krajowego mogą wchodzić w zakres stosowania wspomnianego artykułu, ponieważ opłata za dostawy energii elektrycznej stanowi wyraźnie opłatę bieżącą, do której wnoszenia przedsiębiorstwo jest normalnie zobowiązane. Należy zatem zbadać, czy przedmiotowe środki prowadzą do zmniejszenia tej opłaty.

(108) Komisja zbadała, czy taryfy standardowe i powrotne umożliwiały beneficjentom zaopatrywanie się w energię elektryczną po cenach korzystniejszych od cen, które dominowałyby w warunkach ich braku, to jest cen rynkowych. Jak wydaje się potwierdzać rozporządzenie ministerialne z dnia 22 grudnia 2008 r., ceny energii elektrycznej dostarczanej na wolnym rynku do dużego lub średniego miejsca odbioru powinny, w warunkach braku taryf powrotnych, odpowiadać w dużej mierze kombinacji cen bazowych i szczytowych kontraktów terminowych odnotowanych na rynku hurtowym, która to kombinacja powiązana jest z profilem zużycia energii elektrycznej danego miejsca odbioru.

(109) Taryfy standardowe były regularnie dostosowywane począwszy od 2006 r., co przedstawia tabela 1. W okresie od stycznia 2004 r. do stycznia 2012 r. taryfy standardowe „żółte” wzrosły o 21 %, a taryfy „zielone” – o 23,8 %. Podwyżki te nie pozwoliły jednak na zapewnienie pokrycia kosztów wytworzenia z opłat za dostawę w ramach taryf standardowych. Z porównania danych z tabeli 2 z cenami rynkowymi, o których mowa w pkt 43–45, wynika bowiem, że od 2004 r. opłaty za dostawę w ramach taryf standardowych „żółtej” i „zielonej” wynoszą systematycznie przynajmniej 25 % mniej niż ceny odnotowane na rynkach.

(110) Jeżeli chodzi o taryfy powrotne „żółte” i „zielone”, wzrosły one odpowiednio o 13 % i 16 % w okresie ich stosowania w latach 2007–2011. Analiza opłat za dostawę w ramach taryf powrotnych „zielonych” w porównaniu z cenami rynkowymi wskazuje na występowanie korzyści rzędu co najmniej 9 % każdego roku rozpatrywanego okresu. W przypadku taryf powrotnych „żółtych” porównanie z cenami kontraktów bazowych wskazuje na występowanie korzyści rocznej, która nie jest jednak systematyczna. Wydaje się, że w rozpatrywanym okresie były one średnio o 13 % niższe od cen rynkowych. Co więcej, taryfy „żółte” dotyczą średnich przedsiębiorstw, które mogą zużywać więcej energii w okresie szczytowym, wskutek czego porównanie oparte na kontraktach bazowych daje wyniki zaniżone.

(111) Wynika z tego, że stosowanie przedmiotowych taryf przyniosło przedsiębiorstwom będącym beneficjentami korzyść gospodarczą, której nie mogłyby one uzyskać w warunkach rynkowych, zarówno w przypadku taryf standardowych i taryf powrotnych „zielonych” – w sposób systematyczny co roku – jak i w przypadku taryf powrotnych „żółtych” – średnio w okresie ich stosowania.

(112) Opinia CRE w sprawie projektu rozporządzenia z dnia 10 sierpnia 2006 r. dotyczącego cen energii elektrycznej potwierdza wyniki porównania z cenami rynkowymi, które wskazują na występowanie korzyści gospodarczej. W opinii tej CRE wskazał, że opłaty za dostawę w ramach taryf standardowych nie zawsze odzwierciedlają rzeczywiste koszty dostawy i że w szczególności w przypadku niektórych odbiorców korzystających z taryf „zielonych” i „żółtych” opłaty te są szczątkowe, czy wręcz ujemne (33).

(113) Także w opinii z dnia 23 lipca 2009 r. w sprawie projektu dekretu dotyczącego regulowanych taryf sprzedaży energii elektrycznej CRE wskazał, że nieuwzględnienie TURPE w ramach regulowanych taryf sprzedaży pociągnęło za sobą dotychczas automatycznie pojawienie się pułapek taryfowych, to jest sytuacji, w których opłata za wytworzenie energii elektrycznej w ramach danej taryfy, uzyskana poprzez odjęcie od tej całościowej taryfy obowiązującej TURPE i kosztów wprowadzenia do obrotu, jest znacznie niższa niż opłata za wytworzenie energii elektrycznej pozwalająca na pokrycie kosztów wytworzenia.

(114) W związku z tym w swojej opinii z dnia 10 sierpnia 2009 r. w sprawie taryf energii elektrycznej CRE wskazał, że przy taryfach obowiązujących od sierpnia 2008 r. 222 000 miejsc odbioru, z których część korzysta z taryf „żółtej” i „zielonej” – co odpowiada zużyciu 2 200 GWh – znajduje się w poważnej pułapce taryfowej, to jest w sytuacji, gdy ukryta opłata za dostawę wynosi mniej niż 20 EUR/MWh. W przypadku miejsc odbioru pobierających energię elektryczną w okresie letnim, z których wszystkie korzystają z taryfy „żółtej” i „zielonej”, 22 000 miejsc (zużycie na poziomie 1 200 GWh) znajduje się w poważnej pułapce taryfowej, w tym 7 500 z ujemną opłatą za dostawę.

(115) Zmiany taryf w sierpniu 2009 r. umożliwiły zmniejszenie liczby miejsc odbioru znajdujących się w poważnej pułapce taryfowej i zmniejszenie wielkości tych pułapek o 82 %; w poważnej pułapce taryfowej pozostało 1 500 miejsc odbioru. Zmiany taryf w sierpniu 2010 r. umożliwiły prawie całkowite wyeliminowanie poważnych pułapek taryfowych, ponieważ pułapki te obejmują odtąd jedynie 300 miejsc odbioru.

(116) Obliczenia CRE uwidaczniają występowanie bardzo znacznej przewagi konkurencyjnej w przypadku przedsiębiorstw korzystających z taryf w ramach zmniejszonego zużycia lub w ramach oferty letniej. Wszystkie miejsca odbioru korzystające z taryf „żółtej” i „zielonej”, w ramach których opłaty za dostawę wynoszą mniej niż 20 EUR/MWh, w sposób oczywisty nie mogłyby uzyskać równorzędnej ceny w normalnych warunkach rynkowych. Tym bardziej dowodzi to, że taryfy standardowe mogą stanowić korzyść dla znacznej liczby przedsiębiorstw.

(117) W następstwie złożenia przez POWEO skargi o stwierdzenie nieważności rozporządzenia z dnia 12 sierpnia 2008 r. dotyczącego cen energii elektrycznej Rada Stanu w decyzji z dnia 1 lipca 2010 r. uznała, że taryfy „żółta” i „zielona” wynikające z rozporządzenia z dnia 13 sierpnia 2007 r. są niewystarczające do pokrycia średnich kosztów całkowitych EDF, i nakazała właściwym ministrom przyjęcie nowego rozporządzenia.

(118) Władze francuskie ze swojej strony podkreślają, że ewentualna różnica między wysokością regulowanych taryf sprzedaży energii elektrycznej a wysokością cen odnotowanych na giełdach energii elektrycznej, takich jak Powernext, jest czysto koniunkturalna. Z kolejnych opinii CRE w sprawie taryf regulowanych w latach, które nastąpiły po wszczęciu postępowania przez Komisję, wynika, że tak nie jest.

(119) Francja dodaje, że odniesienie do cen na giełdach energii elektrycznej nie jest właściwe, ponieważ zasadnicza część energii elektrycznej jest nabywana przez przedsiębiorstwa poza giełdą, a ceny odnotowane na giełdzie Powernext nie opierają się na podstawach gospodarczych determinujących realia transakcji między nabywcami a producentami energii elektrycznej. Tymczasem Komisja ocenia, że ceny energii elektrycznej na giełdzie Powernext służą za podstawę do opracowywania przez dostawców ofert po cenach rynkowych.

(120) Znaczące jest to, że ogromna większość odbiorców uprawnionych postanowiła pozostać przy taryfach standardowych lub skorzystać z taryf powrotnych „zielonej” i „żółtej”. I tak, zgodnie z danymi CRE, na dzień 30 czerwca 2011 r., w którym zostały wycofane taryfy powrotne, spośród całkowitej liczby 4 907 000 miejsc odbioru niebędących gospodarstwami domowymi 4 202 000 miejsc odbioru nabywało energię elektryczną zgodnie z taryfami standardowymi, a 7 220 – zgodnie z taryfami powrotnymi. W kategoriach rocznego zużycia taryfy standardowe odpowiadały 161 TWh (czyli 54,6 % zużycia przez miejsca odbioru niebędące gospodarstwami domowymi), a taryfy powrotne – 75 TWh (25,4 %). Tym samym po czterech latach od otwarcia całego rynku na konkurencję udział w rynku ofert cen wolnorynkowych osiągnął zaledwie 20 %.

(121) Analizę tę potwierdzają dane przekazane przez operatorów alternatywnych, którzy przedstawili swoje uwagi. Na przykład przedsiębiorstwo Electrabel wskazało, że 90,4 % jego klientów, którzy wcześniej nabywali energię elektryczną po cenach rynkowych, podjęło decyzję o skorzystaniu z taryfy powrotnej. W opinii Electrabel w ciągu całego okresu stosowania taryf powrotnych korzyść uzyskiwana przez odbiorcę wyniosła średnio 11 EUR/MWh. Przedsiębiorstwo POWEO wskazuje, że w 2007 r. odnosiło straty wynoszące średnio 33–34 EUR/MWh w przypadku odbiorcy korzystającego z taryfy „żółtej” i średnio 26,6 EUR/MWh w przypadku odbiorcy korzystającego z taryfy „zielonej”, ze względu na ponoszone przez siebie koszty zaopatrzenia i koszty handlowe.

(122) W związku z powyższym Komisja stwierdza, że występuje korzyść gospodarcza w przypadku kategorii odbiorców korzystających z taryf standardowych i taryf powrotnych „zielonych” i „żółtych”.

(123) Do celów zastosowania art. 107 ust. 1 TFUE należy stwierdzić, czy przedmiotowe środki pociągają za sobą wykorzystanie zasobów państwowych na rzecz beneficjentów na podstawie decyzji podjętych przez państwo lub takich, które można przypisać państwu, w szczególności gdy chodzi o zasoby przedsiębiorstw publicznych.

(124) W omawianym przypadku możliwość przypisania systemu państwu jest oczywista, ponieważ zarówno system taryf standardowych, jak i system taryf powrotnych wprowadzono w drodze aktów ustawowych i wykonawczych wydanych przez państwo francuskie. Ponadto wysokość taryf jest ustalana w drodze rozporządzeń ministerialnych dla poszczególnych kategorii taryfowych. Podejmowane decyzje mają zatem charakter państwowy i przedsiębiorstwa odpowiedzialne za ich wykonywanie nie mają na nie żadnego wpływu.

(125) Taryfy standardowe są finansowane z zasobów EDF i lokalnych przedsiębiorstw dystrybucyjnych, które sprzedają energię elektryczną odbiorcom za cenę niższą niż cena, która wynikałaby ze swobodnego funkcjonowania rynku. Należy zbadać, czy zasoby tych przedsiębiorstw można uznać za zasoby państwowe.

(126) Państwo ma znaczną większość udziałów w kapitale EDF. Na dzień 31 grudnia 2010 r. państwo dysponowało 84,48 % tego kapitału. EDF znajduje się zatem pod kontrolą państwa. Jest to przedsiębiorstwo publiczne, jego zasoby są zatem zasobami państwowymi. W przypadku, gdy EDF dostarcza energię elektryczną odbiorcy będącemu beneficjentem danej taryfy, przedsiębiorstwo to jest zobowiązane na podstawie decyzji ustawowych i wykonawczych państwa do dostarczania tej energii za cenę niższą niż cena, która miałaby zastosowanie na rynku, co dotyczy zasobów EDF kontrolowanych przez państwo.

(127) Zgodnie z niespornymi informacjami, o których mowa w decyzji o wszczęciu postępowania, liczba lokalnych przedsiębiorstw dystrybucyjnych wynosi 168. 144 z nich mają formę przedsiębiorstw państwowych lub spółek o kapitale mieszanym. Tego rodzaju przedsiębiorstwa państwowe są w całości kontrolowane przez samorządy lokalne (np. gminy). Spółki o kapitale mieszanym to spółki akcyjne, których większość kapitału znajduje się w posiadaniu władz publicznych, ich zasoby są zatem zasobami państwowymi. Wspomniane lokalne przedsiębiorstwa dystrybucyjne są zatem kontrolowane bezpośrednio przez państwo. Jedno z lokalnych przedsiębiorstw dystrybucyjnych ma formę EPIC (przedsiębiorstwa publicznego o charakterze przemysłowo-handlowym). Przedsiębiorstwa typu EPIC to przedsiębiorstwa publiczne stanowiące w całości własność państwa, ich zasoby są zatem zasobami państwowymi.

(128) Inne lokalne przedsiębiorstwa dystrybucyjne, np. Electricité de Strasbourg, to spółki akcyjne, w przypadku których większość w kapitale mają łącznie EDF i/lub władze gminne. Spółki te znajdują się zatem także pod kontrolą państwa.

(129) Ponadto niewielka mniejszość lokalnych przedsiębiorstw dystrybucyjnych (20 ze 168) ma formę spółdzielni lub rolniczej spółki elektroenergetycznej interesu zbiorowego, w przypadku których trudniej jest stwierdzić sprawowanie kontroli przez państwo.

(130) Ze względu na to, że samo przedsiębiorstwo EDF zapewnia dostawy ogromnej większości (ok. 95 %) całkowitej ilości energii elektrycznej, której dotyczą taryfy standardowe, jak również na to, że bardzo znaczna większość pozostałych dystrybutorów znajduje się także pod kontrolą państwa, Komisja ocenia, że można dojść do wniosku, że przedmiotowe kwoty stanowią, przynajmniej prawie w całości, zasoby państwowe.

(131) Jeżeli chodzi o lokalne przedsiębiorstwa dystrybucyjne, nabywają one najczęściej od EDF energię elektryczną, której dystrybucję zapewniają zgodnie z taryfami standardowymi, w ramach systemu także regulowanego przez państwo, tzw. systemu „taryf sprzedaży energii elektrycznej dystrybutorom nieupaństwowionym”. Zgodnie z tym systemem EDF ma obowiązek dostarczania lokalnym przedsiębiorstwom dystrybucyjnym ilości energii elektrycznej, która jest im potrzebna do wypełniania zobowiązań dotyczących dostaw w ramach systemu taryf standardowych, za cenę umożliwiającą tym przedsiębiorstwom sprzedaż energii elektrycznej według taryfy standardowej bez ponoszenia strat. Taryfy oferowane przez przedsiębiorstwa, o których mowa, są zatem finansowane z zasobów EDF. Komisja ocenia, że ostatecznie całość zasobów wykorzystywanych w ramach systemu taryf standardowych pochodzi z przedsiębiorstw publicznych.

(132) Komisja nie podziela opinii władz francuskich, zgodnie z którą taryfy powrotne nie prowadzą do wykorzystania żadnego zasobu budżetowego ani podatkowego i nie uniemożliwiły EDF osiągnięcia pozytywnych wyników, zaś taryfy standardowe i powrotne (oparte bezpośrednio na taryfach standardowych), odzwierciedlające podstawowe zasady działania rynku energii elektrycznej i koszty eksploatacji parku produkcyjnego EDF, stanowią właściwy poziom cen sprzedaży energii elektrycznej i nie mogą w związku z tym być traktowane jako uszczuplenie dochodów EDF. Oczywiste jest to, że w warunkach braku taryf standardowych ceny oferowane przez EDF odbiorcom korzystającym z tych taryf miałyby tendencję do zbliżania się do wyższych cen odnotowywanych na rynkach od 2004 r., w związku z czym uszczuplenie dochodów EDF i lokalnych przedsiębiorstw dystrybucyjnych stanowiłoby uszczuplenie dochodów państwa francuskiego lub organów publicznych sprawujących kontrolę nad tymi przedsiębiorstwami.

(133) Taryfy standardowe są zatem finansowane z zasobów państwowych i można przypisać je państwu.

(134) Taryfy powrotne są finansowane z dochodów pochodzących z dwóch opłat nałożonych przez państwo, o których mowa w pkt 35 i 36.

(135) Zgodnie ze stałą praktyką Komisji (34), wynikającą z orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej w tej dziedzinie (35), dochód pochodzący z tego rodzaju opłat stanowi zasoby państwowe, jeśli spełnione są łącznie trzy następujące warunki: a) opłaty muszą być nałożone przez państwo; tak jest w omawianym przypadku, ponieważ obie opłaty zostały wprowadzone na mocy ustawy nr 2000-108; b) dochód z opłat musi być wpłacany do organu wyznaczonego przez państwo; w omawianym przypadku jest to Kasa Depozytów i Konsygnacji; c) dochód z opłat musi być wykorzystywany na rzecz niektórych przedsiębiorstw, zgodnie z przepisami ustanowionymi przez państwo; także ten warunek jest spełniony, ponieważ dochód z opłat jest wykorzystywany na podstawie ustawy nr 2000-108 w taki sposób, aby ostatecznie przynieść korzyść kategoriom odbiorców określonym przez państwo w ramach środka także określonego przez państwo.

(136) Zgodnie z orzecznictwem w sprawie Preussen Elektra, na które powołują się władze francuskie, w ramach podejmowania decyzji dotyczących taryf energii elektrycznej Komisja musiała zbadać, czy występują opłaty w wysokości określonej przez państwo i nałożone przez państwo, z których finansowane jest wprowadzenie wspomnianych cen. W zależności od tego, czy istniał publiczny organ kontrolny zajmujący się transferem środków, Komisja mogła stwierdzić w niektórych przypadkach występowanie zasobów państwowych w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE (36) bądź niewystępowanie tego rodzaju zasobów ze względu na to, że przedmiotowe kwoty nie podlegały transferowi w ramach żadnego funduszu stworzonego czy zarządzanego przez państwo (37).

(137) W świetle swojej dotychczasowej praktyki Komisja ocenia, że w omawianym przypadku mechanizm działania taryf powrotnych, którego zasady zostały ustanowione przez państwo, jest ściśle związany z wykorzystaniem zasobów państwowych. Opłatę za usługę publiczną w zakresie dostaw energii elektrycznej można uznać co do zasady za równoważną z opłatą określoną przez państwo, podlegającą transferowi za pośrednictwem podmiotu publicznego – Kasy Depozytów i Konsygnacji – pod kontrolą organu regulacyjnego.

(138) Taryfy powrotne są zatem finansowane z zasobów państwowych.

(139) Taryfy standardowe i powrotne stanowią systemy pomocy mające zastosowanie do wszystkich sektorów gospodarki we Francji, pod jednym tylko warunkiem: sektory te muszą być odbiorcami energii elektrycznej. Tysiące przedsiębiorstw korzystających z tych taryf w sektorach przemysłowym i usługowym we Francji działają na rynkach w pełni otwartych na konkurencję w ramach rynku wewnętrznego w odniesieniu do towarów i usług, które nie są przedmiotem praw wyłącznych ani ograniczeń w handlu między państwami członkowskimi.

(140) Jak podkreślono już w decyzjach o wszczęciu postępowania i w sprawie rozszerzenia zakresu postępowania, Komisja jest zdania, że wpływ przedmiotowych systemów na konkurencję i wymianę handlową między państwami członkowskimi jest oczywisty, ponieważ działalność gospodarcza, w jaką zaangażowani są odbiorcy korzystający z taryf standardowych i powrotnych, wiąże się z wymianą handlową między państwami członkowskimi.

(141) Komisja stwierdza, że taryfy standardowe „żółte” i „zielone” oraz taryfy powrotne „żółte” i „zielone” stanowią pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE na rzecz podmiotów gospodarczych, które z nich korzystają.

VII. ZGODNOŚĆ Z PRAWEM I UZNANIE ZA NOWĄ POMOC

(142) Komisja nie została poinformowana w rozumieniu art. 108 ust. 3 TFUE o planach dotyczących któregokolwiek z dwóch systemów taryf będących przedmiotem postępowania przed ich wdrożeniem.

(143) Mimo że regulowane taryfy standardowe zostały wprowadzone w 1945 r. – a tym samym przed przyjęciem Traktatu WE – równocześnie z powstaniem EDF i były stosowane przez cały okres monopolu na energię elektryczną we Francji, stanowią one nową pomoc, a nie pomoc istniejącą przed przyjęciem Traktatów. Decyzje szczegółowe, w których zmieniano wysokość bezwzględną i względną taryf standardowych w stosunku do innych taryf były bowiem przyjmowane co roku. Ponadto coroczne decyzje w sprawie ustalenia wysokości taryf mają w pewnym stopniu charakter dyskrecjonalny i nie są podejmowane na podstawie przepisów, które istniały przed przyjęciem Traktatu WE. Chociaż ogólne zasady określania wysokości taryf regulowanych przedstawione w pkt 21 zostały zawarte w mających zastosowanie tekstach ustawowych i wykonawczych, które w każdym wypadku zostały przyjęte po przyjęciu Traktatu WE, to w kolejnych opiniach CRE, o których mowa w pkt 112–114, wyraźnie wskazano, że coroczne decyzje w sprawie ustalenia wysokości taryf niekoniecznie służyły pokryciu kosztów dostaw energii elektrycznej.

(144) Oba systemy taryf będące przedmiotem postępowania, wdrożone bez uprzedniego poinformowania Komisji, są w związku z tym niezgodne z prawem.

VIII. OCENA ŚRODKÓW POMOCY – ZGODNOŚĆ POMOCY

(145) Jak stwierdziła Komisja w swojej decyzji o wszczęciu postępowania, ust. 2 i ust. 3 lit. a), b) i d) w art. 107 TFUE nie mają zastosowania w omawianym przypadku.

(146) Komisja jest też w dalszym ciągu zdania, że art. 106 ust. 2 TFUE dotyczący usług świadczonych w ogólnym interesie gospodarczym nie może mieć zastosowania, wbrew temu, co utrzymują niektóre zainteresowane strony trzecie. Artykuł 3 ust. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 2003/54/WE (38) ogranicza bowiem ewentualne usługi świadczone w ogólnym interesie gospodarczym jedynie do przedsiębiorstw sektora energii elektrycznej. W omawianym przypadku beneficjentami pomocy nie są przedsiębiorstwa sektora energii elektrycznej, lecz przedsiębiorstwa będące odbiorcami, które nie świadczą w żadnej mierze usług w ogólnym interesie gospodarczym.

(147) Jedyną podstawę zgodności przedmiotowej pomocy z rynkiem wewnętrznym mógłby stanowić art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE, w którym przewidziano, że: „Za zgodną z rynkiem wewnętrznym może zostać uznana: (…) pomoc przeznaczona na ułatwianie rozwoju niektórych działań gospodarczych lub niektórych regionów gospodarczych, o ile nie zmienia warunków wymiany handlowej w zakresie sprzecznym ze wspólnym interesem (…)”.

(148) W swoich decyzjach o wszczęciu postępowania i w sprawie rozszerzenia zakresu postępowania Komisja zaznaczyła, że nie można udzielić zgody na przedmiotową pomoc w świetle wytycznych i ram wyjaśniających zastosowanie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE. Środki pomocy rozpatrywane w ramach przedmiotowego postępowania dotyczą faktycznie systemów taryf regulowanych niemających precedensu w dotychczasowej praktyce Komisji. Systemy te mają zastosowanie do tysięcy przedsiębiorstw i są równoważne z systemami pomocy, których nie można porównywać z systemami opartymi na zasadach wynikających z dotychczasowej praktyki decyzyjnej Komisji lub z jej praktyki utrwalonej w szczegółowych instrumentach i ramach. Tymczasem w odniesieniu do dziedzin nieobjętych rozmaitymi instrumentami szczegółowymi dotyczącymi oceny zgodności pomocy nie można wykluczyć, że dana pomoc może spełniać warunki określone w art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE.

(149) W tych okolicznościach należy zbadać, z uwzględnieniem zobowiązań podjętych przez Francję w ramach przedmiotowego postępowania, czy pomoc państwa będąca przedmiotem postępowania przyczynia się do osiągnięcia celu leżącego we wspólnym interesie, czy jest ona konieczna do złagodzenia skutków niedoskonałości rynku i czy w związku z tym jest proporcjonalna i nie zmienia warunków wymiany handlowej w zakresie sprzecznym ze wspólnym interesem.

(150) Pomyślne przeprowadzenie pełnej liberalizacji rynków energii elektrycznej jest celem leżącym we wspólnym interesie, podkreślanym przez instytucje Unii w ramach ich odpowiednich działań i uprawnień.

(151) Komisja uznała na podstawie art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE zasadność ograniczonej w czasie pomocy państwa, której celem lub skutkiem jest wsparcie i ułatwienie rzeczywistego powodzenia procesu liberalizacji rynku energii elektrycznej, którego to powodzenia nie można osiągnąć wyłącznie za pomocą mechanizmów rynkowych, także w sytuacji, gdy przedmiotowe środki mogą dotyczyć uprzywilejowanych operatorów o ugruntowanej pozycji na rynku krajowym (39). Należy w związku z tym sprawdzić, czy przedmiotowa pomoc może przyczynić się do rzeczywistego powodzenia wspomnianej liberalizacji, której ostatecznymi beneficjentami powinni być odbiorcy energii elektrycznej.

(152) Dnia 12 stycznia 2012 r. władze francuskie podjęły zobowiązanie do zniesienia taryf regulowanych w 2015 r., podczas gdy taryfy powrotne zostały już wycofane w lipcu 2011 r. Ze względu na swój przejściowy charakter, obecnie ograniczony w czasie, pomoc państwa może ułatwić stopniowe przejście do rzeczywiście konkurencyjnego rynku na warunkach możliwych do zaakceptowania, z uwzględnieniem sytuacji dominującej we Francji przed liberalizacją, i – z uwagi na wszystkie okoliczności sprawy – przyczynia się do osiągnięcia celu leżącego we wspólnym interesie.

(153) Taryfy regulowane były stosowane przez cały okres monopolu na wytwarzanie, przesył i dystrybucję energii elektrycznej we Francji. Ich istnienie i ich utrzymanie po całkowitej liberalizacji rynku energii elektrycznej, która nastąpiła dnia 1 stycznia 2004 r. w odniesieniu do odbiorców będących podmiotami gospodarczymi i dnia 1 stycznia 2007 r. w odniesieniu do wszystkich odbiorców, były podyktowane względami ochrony konsumentów w sytuacji dominującej pozycji jednego tylko dostawcy. Taryfy regulowane, stanowiące stopniowo likwidowane dziedzictwo okresu monopolu EDF we Francji, miały na celu, poprzez swoją strukturę i wysokość, uniknięcie sytuacji, w której przedsiębiorstwo EDF osiągałoby wyjątkowe zyski dzięki nadmiernie wysokim cenom i swojej pozycji operatora zdolnego utrzymać znaczną część rynku detalicznego przez długi okres po liberalizacji. Niemniej jednak działania władz francuskich mające zapobiec ewentualnym nadużyciom w ustalaniu cen przez EDF doprowadziły do wprowadzenia pomocy na rzecz francuskich odbiorców energii elektrycznej.

(154) Ze względu na szczególną strukturę rynku francuskiego przedstawioną w pkt 48–52 przedsiębiorstwo EDF znajdowało się w chwili liberalizacji w sytuacji zbliżonej do monopolu, co zapewniało mu całkowitą swobodę w zakresie ustalania cen detalicznych na francuskim rynku energii elektrycznej. W omawianym przypadku ograniczenie swobody w zakresie ustalania cen poprzez utrzymanie środków regulacyjnych ex ante może okazać się uzasadnione ze względu na sytuację i cechy rynku francuskiego.

(155) Z uwagi na skalę i unikalny charakter przewagi konkurencyjnej, jaką zapewniała i zapewnia temu przedsiębiorstwu eksploatacja jego parku elektrowni jądrowych – co wyjaśniono bardziej szczegółowo w pkt 48–50 – nadzieje na to, że sama konkurencja ze strony nowych uczestników rynku pozwoli na stworzenie optymalnych warunków konkurencji w ramach świadczenia usług w zakresie dostaw energii elektrycznej, byłyby daremne. Sama kontrola ex post ewentualnych nadużyć przy ustalaniu cen, bez wprowadzenia innych środków strukturalnych, nie wystarczyłaby do zapewnienia optymalnego funkcjonowania rynku, także poprzez wejście nań nowych konkurentów. Przeciwnie – całkowita swoboda w zakresie ustalania cen mogłaby doprowadzić do utrwalenia się szczególnej sytuacji EDF, które dysponowałoby zasobami finansowymi wystarczającymi do wykluczenia swoich konkurentów lub do utrzymania zysku pozwalającego na rozwinięcie i zróżnicowanie środków produkcji, zarówno we Francji, jak i w innych krajach w ramach rynku wewnętrznego.

(156) Omawianą niedoskonałość rynku należy rozważyć także z punktu widzenia beneficjentów pomocy. Wiele przedsiębiorstw, zwłaszcza będących największymi odbiorcami, podjęło decyzje dotyczące w szczególności inwestycji w sprzęt ciężki, w oparciu o koszty energii elektrycznej planowane na postawie taryf regulowanych, odzwierciedlających zasadniczo średnie koszty eksploatacji elektrowni jądrowych, a nie na podstawie zmiennych cen zależnych od cen paliw kopalnych i CO2, które mają obecnie w dużej mierze decydujący wpływ na kształtowanie się cen na wolnym rynku. Brutalne przejście od jednego systemu cen do drugiego, pociągające za sobą ponadto wyraźny średni wzrost, mogłoby zatem stworzyć poważne trudności dla wielu przedsiębiorstw, których kapitał zainwestowany w sprzęt zużywający energię elektryczną jest mało elastyczny w perspektywie krótkookresowej. Dlatego wyraźnie ograniczony w czasie okres przejściowy wydaje się odpowiedni.

(157) Pomoc wynikająca z taryf będących przedmiotem postępowania może zatem zostać uznana w tym konkretnym przypadku za konieczną do złagodzenia skutków niedoskonałości rynku. Zyski ze zróżnicowania oferty związane z reformą rynku energii elektrycznej we Francji na etapach dalszych w stosunku do działalności beneficjentów pomocy umożliwiłyby dostosowanie kapitału produkcyjnego tych beneficjentów do sygnałów dotyczących cen rynkowych, mniej zakłóconych przez dominującą pozycję EDF, stwarzając doskonalsze warunki dla rozwoju działalności gospodarczej tych podmiotów, co stanowi cel art. 107 ust. 3 lit. c) TFUE.

(158) Na tej samej podstawie prawnej, pod pewnymi warunkami, dotyczącymi w szczególności ograniczenia pomocy w czasie, pomoc operacyjna zmniejszająca koszty bieżące energii ponoszone przez beneficjentów, bez rekompensaty i rzeczywistego efektu zachęty, jest uważana za zgodną z rynkiem wewnętrznym w przypadku ograniczenia obciążeń podatkowych związanych z tymi kosztami, jeśli brak pomocy może prowadzić do znacznego wzrostu kosztów wytworzenia dla zainteresowanych sektorów (40).

(159) Zarówno w ramach systemu taryf standardowych, jak i w ramach systemu taryf powrotnych przez cały okres objęty przedmiotowym postępowaniem następowały podwyżki, także wtedy, gdy ceny rynkowe spadały począwszy od 2009 r. Z rozważań CRE przedstawionych w pkt 113 i 114 wynika, że ta ogólna tendencja zwyżkowa miała dodatkowo na celu, w sposób bardziej ukierunkowany począwszy od 2009 r., zmniejszenie liczby miejsc odbioru odnoszących większe korzyści w stosunku do cen rynkowych.

(160) Zgodnie z wymianą korespondencji z dnia 15 września 2009 r. okres przejściowy potrwa do 2015 r. Ponadto zobowiązania Francji dotyczące z jednej strony zamrożenia ceny regulowanego dostępu do istniejącej energii pochodzenia jądrowego w latach 2012 i 2013 i jej ustalenia zgodnie z parametrami przewidzianymi w ustawie nr 2010-1488 o nowej organizacji rynku energii elektrycznej, a z drugiej – corocznego podnoszenia taryf regulowanych do 2015 r., a następnie ich wycofania, pozwalają na zapewnienie w rozsądnej perspektywie dalszej zbieżności cen energii elektrycznej z cenami rynkowymi, lub w każdym razie ich stopniowego zwiększania.

(161) System zapewniający stałe i stopniowe podnoszenie taryf, a następnie ich wycofanie, ułatwia przejście do cen rynkowych w warunkach złag