CELEX: 32012D0218
Language: pl
Date: 2012-04-24 00:00:00
Title: 2012/218/UE: Decyzja wykonawcza Komisji z dnia 24 kwietnia 2012 r. wyłączająca produkcję i sprzedaż hurtową energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł konwencjonalnych w Niemczech z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych (notyfikowana jako dokument nr C(2012) 2426)  Tekst mający znaczenie dla EOG

26.4.2012   
            
            
               PL
            
            
               Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej
            
            
               L 114/21
            
         DECYZJA WYKONAWCZA KOMISJI
   z dnia 24 kwietnia 2012 r.
   wyłączająca produkcję i sprzedaż hurtową energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł konwencjonalnych w Niemczech z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady koordynującej procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych
   (notyfikowana jako dokument nr C(2012) 2426)
   (Jedynie tekst w języku niemieckim jest autentyczny)
   (Tekst mający znaczenie dla EOG)
   (2012/218/UE)
   KOMISJA EUROPEJSKA,
   uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,
   uwzględniając dyrektywę 2004/17/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 31 marca 2004 r. koordynującą procedury udzielania zamówień przez podmioty działające w sektorach gospodarki wodnej, energetyki, transportu i usług pocztowych (1), w szczególności jej art. 30 ust. 5 i 6,
   uwzględniając wniosek złożony przez Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (Federalny Związek Gospodarki Energetycznej i Wodnej) (zwany dalej BDEW) w wiadomości przesłanej pocztą elektroniczną dnia 26 października 2011 r.,
   a także mając na uwadze, co następuje:
   I.   STAN FAKTYCZNY
   
   
               (1)
            
            
               Dnia 26 października 2011 r. w wiadomości przesłanej pocztą elektroniczną BDEW przekazał Komisji wniosek na mocy art. 30 ust. 5 dyrektywy 2004/17/WE. Komisja poinformowała władze niemieckie o wniosku dnia 11 listopada 2011 r. oraz zwróciła się o dodatkowe informacje do władz niemieckich w wiadomości przesłanej pocztą elektroniczną z dnia 10 stycznia 2012 r. oraz do BDEW w wiadomości przesłanej pocztą elektroniczną dnia 21 grudnia 2011 r. Władze niemieckie udzieliły tych informacji w wiadomości przesłanej pocztą elektroniczną dnia 14 grudnia 2011 r., a BDEW udzielił ich dnia 17 stycznia 2012 r., 26 stycznia 2012 r. i 28 lutego 2012 r.
            
         
               (2)
            
            
               Wniosek złożony przez BDEW w imieniu podmiotów zamawiających z sektora dotyczy, jak opisano we wniosku, „budowy, zakupu i eksploatacji (w tym konserwacji) wszystkich typów zakładów wytwarzających energię, jak również odnośnej działalności wspierającej” (2).
            
         
               (3)
            
            
               Wnioskowi towarzyszy opinia Federalnego Urzędu Kartelowego (Bundeskartellamt) z dnia 25 lipca 2011 r. Opinia ta (dalej zwana „opinią”) została wydana na podstawie odnośnych przepisów prawa niemieckiego i dotyczy tego, czy działalność podlegająca tej procedurze bezpośrednio podlega konkurencji. Opinia opiera się na dużym badaniu sektorowym odnośnych rynków.
            
         II.   RAMY PRAWNE
   
   
               (4)
            
            
               Artykuł 30 dyrektywy 2004/17/WE stanowi, że zamówienia mające na celu umożliwienie prowadzenia jednego z rodzajów działalności, do których ma zastosowanie dyrektywa, nie podlegają dyrektywie, jeżeli w państwie członkowskim, w którym taka działalność jest wykonywana, bezpośrednio podlega ona konkurencji na rynkach, do których dostęp nie jest ograniczony. Oceny, czy działalność bezpośrednio podlega konkurencji, dokonuje się na podstawie obiektywnych kryteriów, uwzględniających specyfikę danego sektora. Dostęp uważa się za nieograniczony, jeśli państwo członkowskie wdrożyło i stosuje odpowiednie prawodawstwo wspólnotowe, otwierając dany sektor lub jego część. Stosowne akty prawne wyszczególniono w załączniku XI do dyrektywy 2004/17/WE, w którym w odniesieniu do sektora energii elektrycznej wymienia się dyrektywę 96/92/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 19 grudnia 1996 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej (3). Dyrektywę 96/92/WE zastąpiła dyrektywa 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 96/92/WE (4), którą również zastąpiła dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE (5).
            
         
               (5)
            
            
               Niemcy wdrożyły i stosują nie tylko dyrektywę 96/92/WE, ale także dyrektywy 2003/54/WE i 2009/72/WE. W rezultacie, i zgodnie z art. 30 ust. 3 akapit pierwszy, dostęp do rynku na całym terytorium Niemiec należy uznać za nieograniczony.
            
         
               (6)
            
            
               Oceny, czy działalność bezpośrednio podlega konkurencji, należy dokonać na podstawie różnych czynników, z których żaden nie jest sam w sobie decydujący. W odniesieniu do rynków, których dotyczy niniejsza decyzja, jednym z kryteriów, które należy uwzględnić, jest udział w rynku najważniejszych podmiotów działających na danym rynku. Innym kryterium jest stopień koncentracji na tych rynkach. Biorąc pod uwagę charakterystykę odnośnych rynków, należy uwzględnić również dodatkowe kryteria, takie jak funkcjonowanie rynkowego mechanizmu bilansującego, konkurencja cenowa oraz odsetek odbiorców zmieniających dostawcę.
            
         
               (7)
            
            
               Niniejsza decyzja nie stanowi uszczerbku dla stosowania zasad konkurencji.
            
         III.   OCENA
   
   
               (8)
            
            
               Niemiecki rynek energii elektrycznej charakteryzuje się dużą liczbą elektrowni eksploatowanych przez liczną grupę podmiotów (6). Większość mocy produkcyjnych należy do czterech dużych przedsiębiorstw energetycznych: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG oraz Vattenfall Europe AG. Dwa z tych przedsiębiorstw, a mianowicie RWE i E.ON, są jednak spółkami prywatnymi (tzn. takimi, które nie podlegają bezpośredniemu ani pośredniemu dominującemu wpływowi instytucji zamawiających zgodnie z art. 2 ust. 1 lit. b) dyrektywy 2004/17/WE), które nie prowadzą działalności w sektorze wytwarzania energii elektrycznej na podstawie specjalnych lub wyłącznych praw w rozumieniu art. 2 ust. 3 dyrektywy 2004/17/WE, nie są podmiotami zamawiającymi w rozumieniu dyrektywy 2004/17/WE. Udzielanie przez te spółki zamówień w celu wytworzenia lub sprzedaży energii elektrycznej nie podlega więc przepisom tej dyrektywy; w związku z tym w odniesieniu do tych rodzajów działalności powinny być one uznane za konkurentów podmiotów zamawiających, w przypadku których udzielanie zamówień jest objęte niniejszą dyrektywą. W ramach oceny, czy dany rodzaj działalności podlega konkurencji na rynkach, do których dostęp nie jest ograniczony, dalsza analiza będzie się więc koncentrować na podmiotach zamawiających.
            
         
               (9)
            
            
               Energia elektryczna jest wprowadzana na rynek na poziomie hurtowym za pośrednictwem giełd, tzn. rynku kasowego i terminowego Europejskiej Giełdy Energii (EEX) oraz Europejskiej Giełdy Energii Elektrycznej (EPEX) lub też w ramach bezpośrednich transakcji sprzedaży poza giełdą. Cena na giełdach energii elektrycznej służy zwykle jako cena odniesienia dla bezpośrednich transakcji sprzedaży. Producenci optymalizują funkcjonowanie swoich elektrowni zgodnie z wynikami obrotu na giełdowych rynkach kasowych. Z zasady eksploatowane są tylko te elektrownie, w przypadku których koszty krańcowe są niższe niż cena rynkowa.
            
         
               (10)
            
            
               
                  Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien
                   (7) (ustawa o priorytecie dla energii odnawialnych, dalej zwana EEG) określa zasady dotyczące energii elektrycznej wytwarzanej z odnawialnych źródeł energii (8), która, obok energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł konwencjonalnych (9), odgrywa coraz większą rolę na rynku niemieckim. Zgodnie ze zmienioną EEG, która weszła w życie z początkiem 2012 r., udział odnawialnych źródeł energii w podaży energii elektrycznej wzrośnie do 35 % do 2020 r., do 50 % do 2030 r. oraz do 80 % do 2050 r.
            
         
               (11)
            
            
               Na koniec 2010 r. 160,5 GW mocy wytwórczych było podłączonych do sieci operatorów systemu przesyłowego (TSO) (77,6 GW) oraz operatorów systemu dystrybucyjnego (DSO) (82,9 GW). W porównaniu z 2009 r. (152,7 GW) jest to wzrost o ok. 7,8 GW. Na źródła odnawialne przypada 54,2 GW mocy wytwórczych ogółem. Opłaty za około 50,7 GW ze źródeł odnawialnych są zgodne z taryfami EEG. Oznacza to, że na źródła odnawialne przypada w przybliżeniu 34 % łącznych mocy wytwórczych (10).
            
         
               (12)
            
            
               W odniesieniu do wprowadzania do obrotu, w 2010 r. łącznie 531,2 TWh było przekazywanych do systemów TSO (367,5 TWh) oraz DSO (163,7 TWh). Ilość wprowadzanej do obrotu energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych wynosiła 93,7 TWh, z czego opłaty za 80,7 TWh były zgodne z EEG. Oznacza to, że poziom wprowadzanej do obrotu energii ze źródeł odnawialnych stanowi w przybliżeniu 18 % całkowitej energii prowadzanej do obrotu, a tym samym udział ten wynosi poniżej 34 % łącznych mocy wytwórczych przypadających na te źródła (11). Różnica wynika z tego, że okres wykorzystania źródeł odnawialnych w roku jest krótszy niż okres dla źródeł konwencjonalnych.
            
         
               (13)
            
            
               Inna cecha niemieckiego rynku energii elektrycznej dotyczy niedawnej decyzji władz krajowych o zamknięciu 8 elektrowni jądrowych o łącznych mocach wytwórczych wynoszących 8 400 MW (12), w następstwie katastrofy jądrowej w Japonii na początku 2011 r. Ponadto zdecydowano o zamknięciu do 2022 r. pozostałych elektrowni atomowych w Niemczech. W krótkim okresie zmieniło to równowagę między przywozem i wywozem, a tym samym z eksportera energii elektrycznej netto do 2010 r. Niemcy stały się importerem netto w 2011 r.
            
         
               (14)
            
            
               Na podstawie precedensów znanych Komisji (13), w sektorze energii elektrycznej można wyróżnić następujące właściwe rynki produktowe: (i) wytwarzanie i dostawy hurtowe; (ii) przesył; (iii) dystrybucja oraz (iv) dostawy detaliczne. Niektóre z tych rynków można dzielić dalej, jednak w dotychczasowej praktyce Komisji (14) odrzucano rozróżnienie na rynek wytwarzania energii elektrycznej i rynek dostaw hurtowych, ponieważ wytwarzanie jako takie jest jedynie pierwszym etapem łańcucha wartości, natomiast wytworzone ilości energii elektrycznej są wprowadzane na rynek za pośrednictwem rynku hurtowego.
            
         
               (15)
            
            
               Wniosek BDEW dotyczy wytwarzania energii elektrycznej i obrotu hurtowego tą energią. Federalny Urząd Kartelowy w swojej opinii definiuje rynek produktowy jako „pierwotny rynek sprzedaży dla energii elektrycznej” (15), który obejmuje początkową sprzedaż własnej produkcji przez wszystkich dostawców energii elektrycznej oraz przywóz netto energii elektrycznej, ale nie obejmuje dalszego obrotu między uczestnikami rynku. Federalny Urząd Kartelowy uważa ponadto, że produkcja i wprowadzanie na rynek energii elektrycznej regulowanej na mocy EEG (dalej „energia elektryczna EEG”) nie należy do tego rynku.
            
         
               (16)
            
            
               Federalny Urząd Kartelowy jest zdania, że rynek energii elektrycznej EEG stanowi odrębny rynek pod względem pierwszej sprzedaży. Energia elektryczna EEG nie jest zazwyczaj sprzedawana bezpośrednio na rynku hurtowym, lecz jest najpierw nabywana przez operatorów sieci przesyłowych po stawkach ustawowych. Następnie, w kolejnym kroku, jest ona przez nich sprzedawana na rynku hurtowym.
            
         
               (17)
            
            
               Federalny Urząd Kartelowy stwierdza, że wytwarzanie i wprowadzanie na rynek energii elektrycznej EEG nie jest zorganizowane zgodnie z zasadami konkurencji oraz że energia elektryczna EEG jest niezależna od wskaźników popytu i cen (16). Stwierdzenie to opiera się na następujących faktach:
            
         
               (18)
            
            
               Energia elektryczna EEG ma pierwszeństwo przy wprowadzaniu do obrotu, a tym samym produkcja energii elektrycznej EEG jest całkowicie niezależna od popytu. Produkcja i wprowadzanie do obrotu jest również niezależne od cen, gdyż operatorzy są uprawnieni do opłat ustawowych. Energia elektryczna EEG jest wprowadzana na rynek przez TSO na rynku kasowym zgodnie z przepisami ustawowymi, bez żadnej możliwości manewru.
            
         
               (19)
            
            
               Federalny Urząd Kartelowy zauważa również, że na mocy prawa energia elektryczna EEG może być wprowadzana na rynek bezpośrednio, a pewien procent operatorów korzysta z tej możliwości. EEG stanowi, że operatorzy instalacji EEG mogą rezygnować ze sprzedaży bezpośredniej na rzecz otrzymywania opłat według ustalonych w EEG taryf lub odwrotnie pierwszego dnia miesiąca. W zależności od prognoz kształtowania się cen rynkowych oraz od popytu operatorzy instalacji EEG mogą więc co miesiąc decydować, która forma sprzedaży jest dla nich najkorzystniejsza. W przyszłości jednak sprzedaż bezpośrednia będzie odgrywała nieznaczącą rolę.
            
         
               (20)
            
            
               Zgodnie ze zmienioną EEG, która weszła w życie z początkiem 2012 r., operatorzy instalacji EEG mają, jak już wskazano wyżej, możliwość wprowadzania na rynek energii elektrycznej wyprodukowanej samodzielnie oraz otrzymania premii sprzedażowej. Premia sprzedażowa ma zastąpić różnicę między stałym wynagrodzeniem określonym w EEG a średnią miesięczną ceną na giełdzie, określaną w trybie ex post. Skorzystanie z premii sprzedażowej ma jednak charakter dobrowolny, tzn. operatorzy instalacji EEG mogą pozostać w systemie wynagrodzeń stałych lub powrócić do niego w dowolnym miesiącu. Oczekuje się, że największy udział będzie miała energia elektryczna wprowadzana na rynek za pośrednictwem operatorów sieci przesyłowych. Ponadto bez względu na istnienie modelu opartego na premii rynkowej całkowity poziom wynagrodzenia dla producentów EEG nie jest przede wszystkim uzależniony od cen rynkowych (17).
            
         
               (21)
            
            
               Federalny Urząd Kartelowy uznaje tym samym, że o ile energia elektryczna EEG wywiera presję konkurencyjną na energię elektryczną wytwarzaną ze źródeł konwencjonalnych, nie zachodzi sytuacja przeciwna; z tego względu energii elektrycznej EEG nie można włączyć do tego samego rynku, do którego należy energia konwencjonalna, gdyż warunki rynkowe pierwszej sprzedaży są znacząco odmienne dla tych dwóch sposobów wytwarzania. Ponadto pierwsza sprzedaż energii elektrycznej EEG odbywa się za pośrednictwem operatorów sieci przesyłowych. Rynek różni się więc wyraźnie od rynku hurtowego konwencjonalnej energii elektrycznej także z perspektywy popytu.
            
         
               (22)
            
            
               Uwzględniając specyfikę niemieckiego rynku energii elektrycznej, do celów oceny warunków określonych w art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE, oraz bez uszczerbku dla prawa konkurencji, właściwy rynek produktowy zostaje niniejszym zdefiniowany jako rynek wytwarzania i pierwszej sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł konwencjonalnych. Wytwarzanie i pierwsza sprzedaż energii elektrycznej EEG nie należy do tego rynku z powodów wskazanych wyżej i będą one dalej oceniane odrębnie.
            
         
               (23)
            
            
               Zgodnie z treścią wniosku dotyczy on działalności prowadzonej na terytorium Republiki Federalnej Niemiec. Wnioskodawca bada możliwość uwzględnienia szerszego rynku obejmującego Niemcy i Austrię w oparciu o pewne tendencje w odniesieniu do rozwoju ram regulacyjnych, poziomu przywozu i wywozu energii elektrycznej oraz procedur łączenia rynków oraz zarządzania ograniczeniami, jednak ostatecznie stwierdza, że „wnioskodawca nie może wyciągnąć ostatecznego wniosku odnośnie do tego, czy niemiecki hurtowy rynek energii elektrycznej i właściwe rynki w państwach sąsiadujących są dostatecznie zintegrowane w chwili obecnej, aby można je było uznać za rynek regionalny”.
            
         
               (24)
            
            
               W następstwie przeprowadzonego badania sektorowego Federalny Urząd Kartelowy zakłada, że istnieje wspólny rynek pierwotny energii elektrycznej w Niemczech i w Austrii. Wniosek ten opiera się na fakcie braku wąskich gardeł w transgranicznych połączeniach z innymi sieciami między Niemcami i Austrią, a także na tym, jak przedstawia się standardowy obszar sprzedaży i cen na Europejskiej Giełdzie Energii Elektrycznej (EPEX).
            
         
               (25)
            
            
               W dotychczasowej praktyce Komisji najczęściej definiowano rynki energii elektrycznej jako mające zakres krajowy (18) lub nawet węższy (19). W niektórych przypadkach pozostawiano otwartą możliwość istnienia rynków o zasięgu szerszym niż krajowy (20).
            
         
               (26)
            
            
               Komisja jest zdania, że do celów dokonania oceny warunków określonych w art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE i bez uszczerbku dla prawa konkurencji nie jest konieczne określanie dokładnego zakresu właściwego rynku geograficznego dla wytwarzania i pierwszej sprzedaży konwencjonalnej energii elektrycznej, gdyż na podstawie dowolnej alternatywnej definicji rynku wyniki oceny byłyby takie same.
            
         
               (27)
            
            
               W odniesieniu do produkcji i pierwszej sprzedaży energii elektrycznej EEG zakres geograficzny nie mógłby wykraczać poza terytorium Niemiec, gdyż rynek ten opiera się na szczególnych warunkach prawnych ustanowionych w niemieckiej ustawie EEG.
            
         a)   Udziały w rynku i koncentracja rynku
   
               (28)
            
            
               Zgodnie ze stałą praktyką (21) w zakresie decyzji Komisji na mocy art. 30, Komisja uznała, że w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej „jednym ze wskaźników poziomu konkurencji na rynkach krajowych jest łączny udział w rynku trzech największych producentów”.
            
         
               (29)
            
            
               Zgodnie z opinią Federalnego Urzędu Kartelowego (22), skumulowane udziały w rynku pierwszych trzech producentów pod względem energii w systemie gwarantowanym (feed-in), wynosiły 74 % w 2007 r. i 73 % w 2008 r. oraz 70 % w 2010 r. Niemiecki rynek energii elektrycznej znajduje się więc pośrodku zakresu w porównaniu z poprzednimi decyzjami w sprawie wyłączenia na mocy art. 30 dyrektywy 2004/17/WE (23).
            
         
               (30)
            
            
               Przypomina się jednak, że pierwsi dwaj producenci, czyli RWE i E.ON, którzy łącznie posiadają skumulowany udział w rynku wynoszący 58 % (24), nie podlegają przepisom o udzielaniu zamówień publicznych.
            
         
               (31)
            
            
               Celem niniejszej decyzji jest określenie, czy działalność polegająca na wytwarzaniu i hurtowym obrocie energią elektryczną podlega konkurencji (na rynkach, do których jest swobodny dostęp) w takim stopniu, który mógłby gwarantować – również w przypadku braku dyscypliny określonej szczegółowymi zasadami udzielania zamówień zawartymi w dyrektywie 2004/17/WE – że zamówienia udzielane na prowadzenie tych rodzajów działalności, o których tutaj mowa, byłyby udzielane w sposób przejrzysty i niedyskryminujący, w oparciu o kryteria umożliwiające wskazanie rozwiązania ogólnie najkorzystniejszego pod względem ekonomicznym. W tym kontekście należy mieć na uwadze, że przedsiębiorstwa niepodlegające procedurom udzielania zamówień publicznych (w szczególności RWE i E.ON) działające na tych rynkach mają możliwość wywierania presji konkurencyjnej na innych uczestników rynku. Sytuacja ta nie zmieni się nawet w przypadku włączenia Austrii do właściwego rynku geograficznego, ponieważ przewiduje się, że udziały w rynku pierwszych producentów będą tylko nieco mniejsze w przypadku rynku obejmującego zarówno Austrię, jak i Niemcy (25).
            
         
               (32)
            
            
               W odniesieniu do produkcji i hurtowych dostaw energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych można uznać, że przytoczone wyżej fakty wskazują, iż uczestnicy rynku objęci przepisami o udzielaniu zamówień publicznych bezpośrednio podlegają konkurencji.
            
         
               (33)
            
            
               Warto również zauważyć, że w dokumencie roboczym służb Komisji „Sprawozdanie z postępów w tworzeniu wewnętrznego rynku gazu i energii elektrycznej 2009–2010” z czerwca 2011 r. (26) wskazuje się na zmniejszenie się koncentracji rynku w Niemczech (27) w porównaniu z poprzednimi latami oraz zalicza się niemiecki rynek energii elektrycznej do kategorii „rynków o umiarkowanej koncentracji” (28), a mianowicie rynków o wartości wskaźnika Herfindahla-Hirchmana (HHI) (29), liczonego na podstawie mocy wytwórczych, wynoszącej między 750 a 1 800.
            
         
               (34)
            
            
               Uwzględniając powyższe dane liczbowe, do celów niniejszej decyzji oraz bez uszczerbku dla prawa konkurencji, można przyjąć w odniesieniu do podmiotów zamawiających, że stopień koncentracji rynku można uznać za wskaźnik istnienia pewnego stopnia konkurencji w przypadku produkcji i obrotu hurtowego energią elektryczną ze źródeł konwencjonalnych w Niemczech.
            
         b)   Pozostałe czynniki
   
               (35)
            
            
               W ostatnich latach, a dokładniej do marca 2011 r., Niemcy były eksporterem netto energii elektrycznej. Ze względu jednak na decyzję o zakończeniu produkcji energii elektrycznej w kilku elektrowniach jądrowych Niemcy stały się importerem netto. Na rynku istnieje więc obecnie presja konkurencyjna wynikająca z potencjału w zakresie przywozu energii elektrycznej spoza Niemiec. Ze względu na nią inwestycji w sektorze energii elektrycznej w Niemczech nie można dokonywać bez wzięcia pod uwagę innych producentów w państwach ościennych. Czynniki te należy więc uznać za niesprzeczne ze stwierdzeniem, że podmioty zamawiające działające na niemieckim rynku produkcji energii ze źródeł konwencjonalnych podlegają konkurencji. Analiza sytuacji w zakresie zmiany dostawcy przez klientów (30) oraz stopnia płynności rynku hurtowego (31) wykazała ponadto, że czynniki te nie stoją w sprzeczności ze stwierdzeniem, iż podmioty zamawiające działające na niemieckim rynku produkcji energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych podlegają konkurencji. Należy wreszcie zauważyć również, że ani niemiecki rynkowy mechanizm bilansujący (32), ani jego główne cechy (rynkowe ustalanie cen oraz różnica cen między pozytywnym i negatywnym czynnikiem bilansującym) nie stoją w sprzeczności ze stwierdzeniem, iż podmioty zamawiające działające na niemieckim rynku produkcji energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych podlegają konkurencji.
            
         
               (36)
            
            
               Energia elektryczna EEG korzysta z priorytetowego podłączenia do sieci przesyłowej i ma pierwszeństwo wobec energii konwencjonalnej pod względem gwarantowanego przesyłu, co oznacza, że produkcja energii elektrycznej EEG jest niezależna od popytu. Ponieważ energia elektryczna EEG jest na ogół produkowana po kosztach wyższych niż cena rynkowa, stworzono system, w ramach którego energia EEG otrzymuje szczególne wsparcie. Operatorzy instalacji EEG (33) mają prawo do otrzymywania ustawowych stawek opłat od operatorów sieci przesyłowej przez okres 20 lat oraz w roku otrzymania zamówienia. Opłata ta przewiduje pokrycie kosztów, w związku z czym jest wyższa niż cena rynkowa. Tym samym operatorzy mogą wprowadzać wyprodukowaną energię elektryczną do sieci przesyłowej bez względu na ceny na giełdach (34).
            
         
               (37)
            
            
               Ogólnie rzecz biorąc, energia elektryczna EEG nie jest sprzedawana bezpośrednio na rynku hurtowym, lecz jej zakupu dokonują najpierw operatorzy sieci przesyłowych w zamian za opłaty według stawek ustawowych. Operatorzy systemu przesyłowego są odpowiedzialni za wprowadzenie energii elektrycznej EEG do obrotu na rynku kasowym giełdy energii, co skutkuje dla nich poniesieniem straty. Koszty te są w ostatecznym rozrachunku ponoszone przez końcowych odbiorców energii elektrycznej, którzy płacą swoim dostawcom energii dodatkową opłatę EEG, która zostaje następnie przekazana operatorom sieci przesyłowych. Dostawcy energii kupujący ponad 50 % energii elektrycznej EEG, w tym przynajmniej 20 % energii słonecznej lub wiatrowej, płacą zredukowaną opłatę EEG.
            
         
               (38)
            
            
               Operatorzy instalacji EEG mają również możliwość prowadzenia „sprzedaży bezpośredniej” wyprodukowanej energii elektrycznej. Oznacza to, że operator elektrowni EEG może zrzec się opłat według stawek ustawowych i zdecydować się na sprzedaż energii elektrycznej bezpośrednio na rynku kasowym. Ze względu na wysokie koszty wytwarzania energii EEG bezpośrednia sprzedaż bez zastosowania warunków ustawowych nie jest zwykle uzasadniona z ekonomicznego punktu widzenia. W przeszłości metodę tę stosowano w ograniczonym zakresie w przypadkach, kiedy nabywcy mieli możliwość uzyskania zwolnienia z dodatkowej opłaty EEG dzięki połączeniu pewnej ilości energii EEG pochodzącej bezpośrednio od producenta z konwencjonalną energią elektryczną (35). Na mocy nowej ustawy EEG, która weszła w życie z początkiem 2012 r., możliwość takiego zwolnienia została ograniczona, co, jak można sądzić, zmniejszy zakres korzystania z tej formy sprzedaży bezpośredniej (36).
            
         
               (39)
            
            
               Nowa ustawa przewiduje nową możliwość „sprzedaży bezpośredniej”, która jednak wiąże się z uiszczaniem tzw. „premii rynkowej” na rzecz producentów energii EEG, obejmującej różnicę między ponoszonymi przez nich wyższymi kosztami a średnią ceną rynkową (dalej: „model premii rynkowej”). Operatorzy systemów przesyłowych szacują, że sprzedaż w ramach modelu premii rynkowej osiągnie w 2012 r. udział w wysokości 15 % dla wszystkich typów energii odnawialnej łącznie (37). Można stwierdzić, że obecnie oraz w bliskiej przyszłości zdecydowanie największa część energii elektrycznej EEG jest i będzie sprzedawana w systemie opłat ustawowych oraz za pośrednictwem operatorów sieci przesyłowych. Nieobjęta wsparciem finansowym sprzedaż bezpośrednia będzie odrywała jedynie nieznaczącą rolę.
            
         
               (40)
            
            
               Z powodów wskazanych wyżej wytwarzanie i pierwsza sprzedaż energii elektrycznej EEG stanowi element systemu regulowanego, w ramach którego producenci otrzymują opłaty według stawek ustawowych. Nie podlegają oni konkurencji, ponieważ mogą wprowadzać wyprodukowaną przez siebie energię elektryczną EEG do obrotu bez względu na aktualne ceny rynkowe. Ze względu na pierwszeństwo przy wprowadzaniu do obrotu mogą oni również sprzedawać wszystkie wyprodukowane przez siebie ilości. Nie można tym samym stwierdzić, że działalność producentów energii elektrycznej EEG podlega konkurencji. Z powyższych względów nie zachodzi potrzeba oceny żadnych innych wskaźników, jak na przykład tych wymienionych w motywie 6.
            
         IV.   WNIOSKI
   
   
               (41)
            
            
               Uwzględniając przeanalizowane wyżej czynniki, warunek bezpośredniego podlegania konkurencji określony w art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE należy uznać za spełniony w odniesieniu do podmiotów zamawiających pod względem produkcji i dostaw hurtowych energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w Niemczech.
            
         
               (42)
            
            
               Ponadto ponieważ warunek nieograniczonego dostępu do rynku zostaje uznany za spełniony, dyrektywa 2004/17/WE nie powinna być stosowana w przypadku, gdy podmioty zamawiające udzielają zamówień mających na celu umożliwienie prowadzenia produkcji i hurtowych dostaw energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych w Niemczech, ani w przypadku, gdy organizują one konkursy na prowadzenie takiej działalności w tym obszarze geograficznym.
            
         
               (43)
            
            
               Niemniej jednak należy uznać, że warunek bezpośredniego podlegania konkurencji określony w art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE nie jest spełniony w odniesieniu do podmiotów zamawiających pod względem produkcji i pierwszej sprzedaży energii elektrycznej EEG w Niemczech.
            
         
               (44)
            
            
               Ponieważ produkcja i pierwsza sprzedaż energii elektrycznej EEG nadal podlega przepisom dyrektywy 2004/17/WE, przypomina się, że zamówienia publiczne obejmujące kilka rodzajów działalności są traktowane zgodnie z art. 9 dyrektywy 2004/17/WE. Oznacza to, że kiedy podmiot zamawiający udziela zamówień „mieszanych”, tzn. zamówień służących do prowadzenia zarówno działalności wyłączonej ze stosowania dyrektywy 2004/17/WE, jak i działalności niewyłączonej, należy uwzględnić rodzaje działalności stanowiące główny przedmiot zamówienia. W przypadku takich zamówień mieszanych, jeżeli celem jest zasadniczo wsparcie produkcji i sprzedaży hurtowej energii elektrycznej EEG, stosuje się przepisy dyrektywy 2004/17/WE. Jeżeli obiektywne określenie głównego rodzaju działalności będącego przedmiotem zamówienia nie jest możliwe, zamówienia udziela się zgodnie z zasadami, o których mowa w art. 9 ust. 2 i 3 dyrektywy 2004/17/WE. Niniejsza decyzja została podjęta w oparciu o stan faktyczny i prawny zachodzący w okresie od października 2011 r. do lutego 2012 r., ustalony na podstawie informacji przedłożonych przez BDEW oraz władze niemieckie. Decyzja ta może zostać zmieniona, jeżeli nastąpią istotne zmiany stanu prawnego lub faktycznego, które spowodują, iż warunki stosowania art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE w odniesieniu do produkcji i dostaw hurtowych energii elektrycznej ze źródeł konwencjonalnych przestaną być spełniane.
            
         
               (45)
            
            
               Środki przewidziane w niniejszej decyzji są zgodne z opinią Komitetu Doradczego ds. Zamówień Publicznych,
            
         PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ:
   Artykuł 1
   Dyrektywa 2004/17/WE nie ma zastosowania do zamówień udzielanych przez podmioty zamawiające, mających na celu umożliwienie prowadzenia produkcji i pierwszej sprzedaży energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł konwencjonalnych w Niemczech.
   Do celów niniejszej decyzji energia elektryczna wytwarzana ze źródeł konwencjonalnych oznacza energię elektryczną, która nie jest objęta zakresem ustawy EEG. Ponadto w rozumieniu EEG oraz zgodnie z jej warunkami „odnawialne źródła energii” oznaczają energię wodną, w tym energię fal i pływów, prądów i energię z osmozy, energię wiatrową, energię słoneczną, energię geotermalną, energię z biomasy, w tym biogaz, biometan, gaz wysypiskowy oraz gaz z oczyszczania ścieków, jak również ulegającą biodegradacji część odpadów komunalnych i odpadów przemysłowych.
   Artykuł 2
   Niniejsza decyzja skierowana jest do Republiki Federalnej Niemiec.
   
      Sporządzono w Brukseli dnia 24 kwietnia 2012 r.
      
         
            W imieniu Komisji
         
         Michel BARNIER
         
            Członek Komisji
         
      
   
   
      (1)  Dz.U. L 134 z 30.4.2004, s. 1.
   
      (2)  Wniosek o wyłączenie ma obejmować również działalność związaną z wytwarzaniem energii elektrycznej, na przykład elektrociepłownie.
   
      (3)  Dz.U. L 27 z 30.1.1997, s. 20.
   
      (4)  Dz.U. L 176 z 15.7.2003, s. 37.
   
      (5)  Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 55.
   
      (6)  Zgodnie z danymi Eurostatu na temat środowiska i energetyki z 11/2010, w 2008 r. w Niemczech odnotowano ponad 450 spółek wytwarzających energię elektryczną, na które przypadało przynajmniej 95 % wytworzonej energii netto.
   
      (7)  EEG reguluje: priorytetowe przyłączenie do systemów przesyłu w przypadku ogólnych dostaw energii dla instalacji wytwarzających energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii oraz z gazu kopalnianego; priorytetowy zakup, przesył, dystrybucję i płatności za taką energię elektryczną przez operatorów systemów przesyłowych, także w odniesieniu do energii elektrycznej wytwarzanej w elektrociepłowniach, jak również premie za włączanie tej energii elektrycznej do systemu dostaw energii, a ponadto ogólnokrajowy system wyrównawczy w zakresie ilości nabytej energii elektrycznej, w przypadku której dokonano zapłaty według taryfy lub uiszczono premię.
   
      (8)  W rozumieniu EEG oraz zgodnie z jej warunkami „odnawialne źródła energii” oznaczają energię wodną, w tym energię fal i pływów, prądów i energię z osmozy, energię wiatrową, energię słoneczną, energię geotermalną, energię z biomasy, w tym biogaz, biometan, gaz wysypiskowy oraz gaz z oczyszczania ścieków, jak również ulegającą biodegradacji część odpadów komunalnych i odpadów przemysłowych.
   
      (9)  W rozumieniu tej decyzji energia elektryczna wytwarzana ze źródeł konwencjonalnych oraz konwencjonalna energia elektryczna oznacza energię elektryczną, która nie jest objęta zakresem EEG.
   
      (10)  Zgodnie ze sprawozdaniem Monitoring Benchmark Report 2011 opracowanym przez Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (tłumaczenie na j. angielski), s. 9.
   
      (11)  Zgodnie ze sprawozdaniem Monitoring Benchmark Report 2011 opracowanym przez Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (tłumaczenie na j. angielski), s 10.
   
      (12)  Zgodnie ze sprawozdaniem Monitoring Benchmark Report 2011 opracowanym przez Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (tłumaczenie na j. angielski).
   
      (13)  Sprawa COMP/M.4110 – E.ON/ENDESA z 25.4.2006, ust. 10, s. 3.
   
      (14)  Sprawa COMP/M.3696 – E.ON/MOL z 21.1.2005, ust. 223, sprawa COMP/M.5467, RWE/ESSENT z 23.6.2009, ust. 23.
   
      (15)  Zgodnie z opinią Federalnego Urzędu Kartelowego (tłumaczenie na j. angielski), s. 5.
   
      (16)  Zgodnie z opinią Federalnego Urzędu Kartelowego (tłumaczenie na j. angielski), s. 5.
   
      (17)  Wynagrodzenie poszczególnych operatorów może się jednak różnić w zależności od tego, czy uda im się sprzedać swoją energię elektryczną po cenie wyższej od średniej miesięcznej ceny.
   
      (18)  Decyzje Komisji 2008/585/WE (Dz.U. L 188 z 16.7.2008, s. 28, motyw. 9) oraz 2008/741/WE (Dz.U. L 251 z 19.9.2008, s. 35, motyw 9), sprawa COMP/M.3440 ENI/EDP/GDP z dnia 9.12.2004, ust. 23.
   
      (19)  Decyzja Komisji 2010/403/WE (Dz.U. L 186 z 20.7.2010, s. 44, motyw 9).
   
      (20)  Sprawa COMP/M.3268 SYDKRAFT/GRANINGE z dnia 30.10.2003, ust. 27, oraz COMP/M.3665 ENEL/SLOVENSKE ELEKTRARNE z dnia 26.4.2005, ust. 14.
   
      (21)  Decyzje Komisji 2009/47/WE (Dz.U. L 19 z 23.1.2009, s. 57); 2008/585/WE; 2008/741/WE; 2007/141/WE (Dz.U. L 62 z 1.3.2007, s. 23); 2007/706/WE (Dz.U. L 287 z 1.11.2007, s. 18); 2006/211/WE (Dz.U. L 76 z 15.3.2006, s. 6) oraz 2006/422/WE (Dz.U. L 168 z 21.6.2006, s. 33).
   
      (22)  Zgodnie z opinią Federalnego Urzędu Kartelowego (tłumaczenie na j. angielski) ust. 2 na stronie 7.
   
      (23)  Łączny udział w rynku pierwszych trzech producentów w Zjednoczonym Królestwie (39 %), Austrii (52 %) i Polsce (55 %) jest niższy, natomiast odpowiednie wartości dla Finlandii (73,6 %) i Szwecji (87 %) są wyższe.
   
      (24)  Produkcję oblicza się na podstawie elektrowni własnych, udziałów w elektrowniach pozostających we współwłasności oraz długoterminowej produkcji zagwarantowanej umownie (prawa ciągnienia).
   
      (25)  Zgodnie z opinią Federalnego Urzędu Kartelowego (tłumaczenie na j. angielski) ust. 3 na s. 7.
   
      (26)  http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/legislation/doc/20100609_internal_market_report_2009_2010.pdf
   
      (27)  Zob. s. 7, ust. 4 dokumentu roboczego służb Komisji.
   
      (28)  Tabela 3.1 załącznika technicznego, s. 12 załącznika technicznego do dokumentu roboczego służb Komisji „Sprawozdanie z postępów w tworzeniu wewnętrznego rynku gazu i energii elektrycznej 2009–2010” z czerwca 2011 r.
   
      (29)  Wskaźnik Herfindahla-Hirshmana: Jest on definiowany jako suma kwadratów udziałów w rynku poszczególnych firm. W związku z tym wskaźnik ten może przybierać wartości od niemal 0 do 10 000, oscylując między bardzo wysoką liczbą bardzo małych firm a jednym producentem o pozycji monopolistycznej. Spadki wartości HHI wskazują zwykle na nasilenie się konkurencji, natomiast wzrosty wskazują na tendencję przeciwną.
   
      (30)  Zgodnie z tabelą 2.1, s. 6 i tabelą 2.2, s. 7 załącznika technicznego do dokumentu roboczego służb Komisji „Sprawozdanie z postępów w tworzeniu wewnętrznego rynku gazu i energii elektrycznej 2009–2010” z czerwca 2011 r., w 2009 r. Niemcy miały wskaźnik przechodzenia klientów do innych dostawców dla dużych odbiorców przemysłowych w wysokości 10,7 % dla ilości oraz 15,6 % w stosunku do całkowitej liczby liczników dających taką możliwość.
   
      (31)  Według sprawozdania Monitoring Benchmark Report 2011 opracowanego przez Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, s. 28, niemiecki rynek hurtowy charakteryzuje się niezwykle wysoką płynnością. W 2010 r. wolumen obrotu w handlu hurtowym wyniósł szacunkowo 10 600 TWh, czyli ponad 17 razy więcej niż rzeczywiste zapotrzebowanie na energię elektryczną w Niemczech.
   
      (32)  Należy również, jako dodatkowy wskaźnik, uwzględnić istnienie mechanizmów bilansujących, mimo iż dotyczą one niewielkiej części całkowitej ilości energii elektrycznej produkowanej lub zużywanej w państwie członkowskim. Jest tak, gdyż jeżeli istnieje duża różnica między ceną, po której operatorzy systemów przesyłowych zapewniają bilansowanie, a ceną, po której skupują oni nadwyżkę produkcyjną, sytuacja ta może stanowić problem dla mniejszych uczestników rynku i utrudniać rozwój konkurencji.
   
      (33)  W rozumieniu tej decyzji oraz zgodnie z EEG „instalacja EEG” oznacza dowolny zakład wytwarzający energię z odnawialnych źródeł energii lub z gazu kopalnianego. Instalacje wytwarzające energię elektryczną z odnawialnych źródeł energii lub z gazu kopalnianego oznaczają również wszystkie te zakłady, które otrzymują energię tymczasowo składowaną i pochodzącą wyłącznie z odnawialnych źródeł energii lub z gazu kopalnianego i przekształcają ją w energię elektryczną; z kolei „operator instalacji EEG” oznacza dowolną osobę, bez względu na zagadnienia własności, która wykorzystuje instalację do wytwarzania energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii lub z gazu kopalnianego.
   
      (34)  Stawki opłat za energię elektryczną EEG regularnie przewyższają ceny giełdowe, a tym samym energia elektryczna EEG jest droższa niż energia elektryczna produkowana w sposób konwencjonalny. Te dodatkowe koszty muszą zostać poniesione przez odbiorców energii w postaci narzutu EEG (3,5 centa/kWh w 2011 r.).
   
      (35)  Zjawisko to określa się niekiedy jako „Grünstromprivileg”.
   
      (36)  Operatorzy systemu przesyłowego szacują udział sprzedaży bezpośredniej (§33b EEG (2012)) na 3,7 % w 2012 r.
   Zob. http://www.eeg-kwk.net/de/file/111115_Eckwerte_Einspeisung_final.pdf.
   
      (37)  Zob. http://www.eeg-kwk.net/de/file/111115_Eckwerte_Einspeisung_final.pdf.