Decyzja 2014/456/UE w sprawie pomocy państwa nr SA.21817 (C 3/07) (ex NN 66/06) wdrożonej przez Hiszpanię Taryfy dla energii elektrycznej w Hiszpanii: konsumenci
Dz.U.UE.L.2014.205.25
Akt indywidualnyDECYZJA KOMISJI
z dnia 4 lutego 2014 r.
w sprawie pomocy państwa nr SA.21817 (C 3/07) (ex NN 66/06) wdrożonej przez Hiszpanię Taryfy dla energii elektrycznej w Hiszpanii: konsumenci
(Jedynie tekst w języku hiszpańskim jest autentyczny)
(Tekst mający znaczenie dla EOG)
(2014/456/UE)
(Dz.U.UE L z dnia 12 lipca 2014 r.)
KOMISJA EUROPEJSKA,
uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 108 ust. 2 akapit pierwszy,
uwzględniając Porozumienie o Europejskim Obszarze Gospodarczym, w szczególności jego art. 62 ust. 1 lit. a),
po wezwaniu zainteresowanych stron do przedstawienia uwag zgodnie z przywołanymi artykułami 1 i uwzględniając otrzymane odpowiedzi,
a także mając na uwadze, co następuje:
1. PROCEDURA
(1) Pismem z dnia 27 kwietnia 2006 r. przedsiębiorstwa Céntrica plc i Céntrica Energía S.L.U. (razem zwane dalej "Céntrica") skierowały do Komisji skargę dotyczącą systemu taryf regulowanych dla energii elektrycznej wdrożonego w Hiszpanii w 2005 r.
(2) W piśmie z dnia 27 lipca 2006 r. Komisja zwróciła się do władz hiszpańskich o przedstawienie informacji na temat powyższego środka. Komisja otrzymała te informacje w piśmie z dnia 22 sierpnia 2006 r.
(3) W dniu 12 października 2006 r. sprawę wpisano do rejestru pomocy niezgłoszonej (sprawa NN 66/06).
(4) W piśmie z dnia 9 listopada 2006 r. Komisja zwróciła się do władz hiszpańskich o przedstawienie dodatkowych objaśnień dotyczących danego środka. Władze hiszpańskie odpowiedziały pismem z dnia 12 grudnia 2006 r.
(5) W piśmie z dnia 24 stycznia 2007 r. Komisja poinformowała władze hiszpańskie, że podjęła decyzję o wszczęciu postępowania w sprawie przedmiotowego środka, przewidzianego w art. 108 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE).
(6) Decyzja Komisji została opublikowana w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej 2 . Komisja zwróciła się do zainteresowanych stron o przedstawienie uwag dotyczących przedmiotowego środka.
(7) Władze hiszpańskie przedstawiły swoje uwagi w piśmie z dnia 26 lutego 2007 r.
(8) Do Komisji wpłynęły uwagi od następujących zainteresowanych stron: regionalnego rządu Galicii (Xunta de Galicia) (pismo z dnia 23 marca 2007 r.), Céntrica (pisma z 26 marca 2007 r. i 3 lipca 2007 r.), ACIE - Stowarzyszenia Niezależnych Dostawców Energii (pismo z dnia 26 marca 2007 r.), rządu Asturii (pismo z dnia 27 marca 2007 r.), AEGE - Stowarzyszenia Sektorów Energochłonnych (pismo z dnia 2 kwietnia 2007 r. uzupełnione w dniu 21 listopada 2011 r.), Asturiana de Zinc - AZSA (pismo w dnia 3 kwietnia 2007 r.), Ferroatlántica - producenta metali (pismo z dnia 3 kwietnia 2007 r.), Alcoa (pismo z dnia 3 kwietnia 2007 r.), UNESA - Hiszpańskiego Stowarzyszenia Przemysłu Elektroenergetycznego (pismo z dnia 25 kwietnia 2007 r.), ENEL Viesgo (pismo z dnia 26 kwietnia 2007 r.), Iberdrola (pismo z dnia 26 kwietnia 2007 r.), Union Fenosa Distribución (pismo z dnia 27 kwietnia 2007 r.), Hidrocantábrico Distribución Electrica (pismo z dnia 27 kwietnia 2007 r.), Endesa Distribución Electrica (pismo z dnia 27 kwietnia 2007 r.).
(9) W pismach z dnia 15 maja 2007 r. i 6 lipca 2007 r. Komisja przesłała uwagi zainteresowanych stron władzom hiszpańskim, umożliwiając im ustosunkowanie się do tych uwag; w piśmie z dnia 2 sierpnia 2007 r. władze hiszpańskie przedstawiły swoje uwagi.
(10) Otrzymano też dodatkowe informacje od Céntrica w pismach z dnia 1 czerwca 2007 r., 28 sierpnia 2007 r., 4 lutego 2008 r. i 1 marca 2008 r., od AEGE w piśmie z dnia 21 listopada 2011 r. oraz od Ferroatlántica w piśmie z dnia 5 grudnia 2011 r.
(11) W pismach z dnia 30 lipca 2009 r., 19 marca 2010 r., 6 października 2011 r., 12 kwietnia 2012 r., 31 sierpnia 2012 r., 4 lutego 2013 r. i 17 lipca 2013 r. Komisja zwróciła się do władz hiszpańskich o przedstawienie dodatkowych objaśnień dotyczących przedmiotowego środka. Władze hiszpańskie odpowiedziały w pismach z dnia 5 października 2009 r., 26 kwietnia 2010 r., 7 grudnia 2011 r., 12 czerwca 2012 r., 18 października 2012 r., 11 lutego 2013 r. i 4 października 2013 r.
(12) W dniu 19 kwietnia 2013 r. akta podzielono na dwie części, obejmujące: niniejszą sprawę, tj. sprawę SA.21817 (C3/07, ex NN 66/06) dotyczącą pomocy dla odbiorców końcowych energii elektrycznej, oraz sprawę SA.36559 (C3a/07, ex NN 66/06), która dotyczy pomocy dla dystrybutorów energii elektrycznej. Niniejsza decyzja dotyczy wyłącznie możliwej pomocy dla odbiorców końcowych energii elektrycznej objętych zakresem postępowania, czyli z wykluczeniem gospodarstw domowych i małych przedsiębiorstw.
2. SZCZEGÓŁOWY OPIS ŚRODKA
HISZPAŃSKI SYSTEM ELEKTROENERGETYCZNY W 2005 R.
(13) Na podstawie ram prawnych w postaci ustawy 54/1997 z dnia 27 listopada 1997 r. (Ley del Sector Eléctrico, zwanej dalej "LSE"), obowiązującej w 2005 r., dostawę energii elektrycznej do odbiorców końcowych z zastosowaniem taryf regulowanych sklasyfikowano jako działalność regulowaną. Na mocy ustawy zadanie to powierzono dystrybutorom.
(14) W 2005 r. wszyscy odbiorcy końcowi energii elektrycznej na hiszpańskim rynku mogli wybrać, czy chcą negocjować umowy z niezależnymi dostawcami czy korzystać z dostaw energii według taryf regulowanych ustalonych przez państwo. Każdy odbiorca końcowy, który zdecydował się na dostawy w ramach rynku regulowanego, był uprawniony do dostaw od lokalnego dystrybutora według całościowej taryfy regulowanej (cena obejmująca wszystkie koszty), uwzględniającej jego profil i zużycie energii. Odbiorcy na wolnym rynku pokrywali nie tylko koszty dostaw energii, ale uiszczali też opłatę za dostęp do sieci, również regulowaną. Od czasu zakończenia reformy sektora elektroenergetycznego w 2009 r. dystrybutorzy nie dostarczają energii z zastosowaniem całościowych taryf regulowanych.
(15) Decyzja w sprawie poziomów całościowych taryf regulowanych i regulowanych opłat za dostęp do sieci na cały rok zapadała ex ante, zazwyczaj przed końcem roku N-1, ale w ciągu roku kwoty te mogły być korygowane 3 . Coroczny wzrost taryf był jednak ograniczony górnym pułapem 4 . Z zasady taryfy i opłaty ustalano w oparciu o prognozy, tak aby wynikające z nich regulowane przychody wystarczały na pokrycie wszystkich regulowanych kosztów systemu elektroenergetycznego. Takie regulowane koszty systemu obejmowały w 2005 r. koszty dostaw energii według taryf całościowych, koszty zakupu energii ze specjalnych systemów (odnawialne źródła energii, kogeneracja itd.), koszty przesyłu i dystrybucji, koszty środków zarządzania popytem, koszty wytwarzania dodatkowej energii elektrycznej na hiszpańskich wyspach, koszty wsparcia przemysłu wydobycia węgla, deficyt za poprzednie lata itd. Nie stosowano żadnych zasad przeznaczania konkretnych kategorii przychodów bądź ich części na określoną kategorię kosztów czy część tych kosztów. W związku z tym ani całych, ani częściowych przychodów z opłat za dostęp do sieci nie przeznaczano na przykład na finansowanie dotacji na wytwarzanie energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych czy na wytwarzanie energii elektrycznej na hiszpańskich wyspach.
(16) W 2005 r. było co najmniej 25 taryf regulowanych dla odbiorców końcowych, zależnie od poziomu zużycia, profilu zużycia, zamierzonego odbiorcy oraz napięcia przyłączeniowego. Jednocześnie na wolnym rynku stosowano wobec odbiorców końcowych dziewięć innych regulowanych opłat za dostęp do sieci, ustalanych również w oparciu o napięcie przyłączeniowe i inne właściwości.
(17) Dnia 30 grudnia 2004 r. władze hiszpańskie ustaliły taryfy dla energii elektrycznej na 2005 r. 5 , odpowiadające następującym kategoriom odbiorców:
TARYFY CAŁOŚCIOWE
Niskie napięcie
1.0. maksymalna moc elektryczna 770 kW
2.0. do użytku ogólnego, moc elektryczna nieprzekraczająca 15 kW
3.0. do użytku ogólnego
4.0. do użytku ogólnego, długoterminowego B.0 oświetlenie publiczne
R.0 na potrzeby nawadniania w rolnictwie
Wysokie napięcie
Taryfy ogólne
Wykorzystanie krótkoterminowe
1.1. do użytku ogólnego, nieprzekraczające 36 kV
1.2. do użytku ogólnego, powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
1.3. do użytku ogólnego, powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie
1.4. do użytku ogólnego, powyżej 145 kV
Wykorzystanie średnioterminowe
2.1. nieprzekraczające 36 kV
2.2. powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
2.3. powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie
2.4. powyżej 145 kV
Wykorzystanie długoterminowe
3.1. nieprzekraczające 36 kV
3.2. powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
3.3. powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie
3.4. powyżej 145 kV
Taryfy trakcyjne (Tarifas de tracción)
T.1 nieprzekraczające 36 kV
T.2 powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
T.3 powyżej 72,5 kV i 145 kV
Na potrzeby nawadniania w rolnictwie
R.1 nieprzekraczające 36 kV
R.2 powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie
R.3 powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie
G. Taryfa dla dużych odbiorców (G4)
Taryfy do celów sprzedaży dla dystrybutorów
D.1 nieprzekraczające 36 kV
D.2 powyżej 36 kV do 72,5 kV
D.3 powyżej 72,5 kV do 145 kV
D.4 powyżej 145 kV
TARYFY DOSTĘPOWE
Niskie napięcie
2,0 A zwykła taryfa dostępowa dla sieci niskiego napięcia
2,0 NA zwykła taryfa dostępowa dla sieci niskiego napięcia z podziałem na dzień i noc
3.0 A ogólna taryfa dostępowa dla sieci niskiego napięcia
Wysokie napięcie
3.1.A taryfa dostępowa dla sieci o napięciu nieprzekraczającym 36 kV (moc elektryczna nieprzekraczająca 450 kW)
6.1 taryfa dostępowa dla sieci o napięciu nieprzekraczającym 36 kV (moc elektryczna powyżej 450 kW)
6.2 taryfa dostępowa dla sieci o napięciu powyżej 36 kV do 72,5 kV włącznie (moc elektryczna powyżej 450 kW)
6.3 taryfa dostępowa dla sieci o napięciu powyżej 72,5 kV do 145 kV włącznie (moc elektryczna powyżej 450 kW)
6.4 taryfa dostępowa dla sieci o napięciu powyżej 145 kV (moc elektryczna powyżej 450 kW)
6.5 taryfa dostępowa do celów wymiany międzynarodowej
(18) Regulowane taryfy całościowe można podzielić na komponent przeznaczony na pokrycie kosztów przesyłu, dystrybucji i ogólnych kosztów systemu (opłata za dostęp do sieci) oraz na komponent odzwierciedlający koszty zakupu energii elektrycznej na hurtowym rynku energii (komponent energii). Ponadto stosowano system upustów od taryf całościowych w odniesieniu do usług zarządzania popytem (np. dopuszczalne przerwy w dostawach energii elektrycznej po zawiadomieniu lub zużycie skoncentrowane na okresach pozaszczytowych). Począwszy od 2005 r. Hiszpania wprowadziła zmiany w systemie taryf regulowanych. Ostatniej z nich dokonano w 2013 r., kiedy Hiszpania przyjęła nowe ramy legislacyjne dla sektora energii elektrycznej (ustawa 24/13), które między innymi obejmowały reformę regulacji cen na rynku sprzedaży detalicznej. Hiszpania zapowiedziała przygotowanie nowej ustawy i przepisów wykonawczych do niej w 2014 r. Poniżej przedstawiono niektóre z podstawowych taryf całościowych na najniższym poziomie taryfowym dla wymienionych wyżej kategorii (tj. nieprzekraczających 145 kV), mających zastosowanie od 1 stycznia 2005 r.:
Tabela 1
Podstawowe kwoty w całościowych taryfach regulowanych w 2005 r.
| A/komponent mocy elektrycznej | B/komponent energii | Taryfa całościowa (A+B) | ||||
| EUR/kW miesięcznie | EUR/kWh | EUR/MWh | ||||
| NISKIE NAPIĘCIE | ||||||
| 1.0 Moc elektryczna < 770 W | 0,277110 | 0,062287 | 62,67 | |||
| 3.0 Do użytku ogólnego | 1,430269 | 0,083728 | 85,71 | |||
| 4.0 Do użytku ogólnego, długoterminowego | 2,284634 | 0,076513 | 79,69 | |||
| WYSOKIE NAPIĘCIE | ||||||
| 1.4 Wykorzystanie krótkoterminowe, do użytku ogólnego > 145 kV | 1,759358 | 0,058412 | 60,86 | |||
| 2.4 Wykorzystanie średnioterminowe, do użytku ogólnego > 145 kV | 3,632629 | 0,053224 | 58,27 | |||
| 3.4 Wykorzystanie długoterminowe, do użytku ogólnego > 145 kV | 9,511921 | 0,042908 | 56,12 | |||
| G. Duzi odbiorcy G4 | 10,208070 | 0,011265 | 25,44 | |||
| Źródło: załącznik I do dekretu królewskiego 2392/2004, obliczenia Komisji. | ||||||
(19) Hiszpańska Krajowa Komisja Energetyki (Comisión Nacional de Energía - CNE), hiszpański organ regulacyjny, stwierdziła, że średnie taryfy całościowe w 2005 r. nie odzwierciedlały wszystkich kosztów dostaw, zwłaszcza kosztów zakupu energii na rynku sprzedaży hurtowej. W szczególności, jak pokazano na poniższym wykresie, tylko w ciągu pięciu miesięcy od stycznia do lutego 2005 r. i potem znowu od kwietnia do czerwca 2005 r. ceny określone w średnich całościowych taryfach regulowanych były niższe od średnich cen na rynku hurtowej sprzedaży energii elektrycznej. I na odwrót, od października 2006 r. do grudnia 2007 r. miała miejsce sytuacja przeciwna: w ciągu tych 14 miesięcy średnie ceny hurtowe gwałtownie spadły poniżej cen energii określonych w średnich całościowych taryfach regulowanych, dużo poniżej różnicy odnotowanej w okresie siedmiu miesięcy 2005 r., w którym ceny hurtowe były wyższe od cen określonych w taryfach całościowych.
Wykres 1
Średnia ważona cena hurtowa a cena energii określona w taryfie całościowej
Źródło: CNE - Sprawozdanie dotyczące rozwoju konkurencji na rynkach gazu i energii elektrycznej. Okres 2005-2007, s. 84.
DEFICYT TARYFOWY W 2005 R.
(20) Rozliczenie rachunków systemu elektroenergetycznego odbywało się raz w roku na podstawie faktycznych regulowanych przychodów i kosztów. W 2005 r. ustalony poziom taryf regulowanych i opłat za dostęp do sieci nie zapewnił wystarczających przychodów, które pozwoliłyby systemowi odzyskać wszystkie regulowane koszty udokumentowane ex post za cały rok. W wyniku ostatecznego rozliczenia za 2005 r., wykonanego przez CNE na koniec roku, stwierdzono deficyt w kwocie 3 811 mln EUR. Nie pierwszy raz proces rozliczenia zakończył się powstaniem deficytu, jednak wielkość deficytu za 2005 r. była bezprecedensowa. W latach 2000, 2001 i 2002 odnotowano mniejsze deficyty.
(21) Przede wszystkim rząd zbyt nisko oszacował faktyczne koszty zakupu energii elektrycznej. Chociaż zużycie energii elektrycznej przez odbiorców końcowych tak na rynku regulowanym, jak i wolnym w 2005 r. kształtowało się mniej więcej zgodnie z prognozami z grudnia 2004 r., szereg nieprzewidzianych wzrostów cen w ciągu roku spowodował, że ceny hurtowe wzrosły z kwoty 35,61 EUR/MWh w 2004 r. do kwoty 62,4 EUR/MWh w 2005 r., w związku z czym średnia cena hurtowa w 2005 r. wyniosła 59,47 EUR/MWh. Do przyczyn takiego wzrostu zalicza się niespotykanie suchy rok, który spowodował spadek produkcji energii hydroelektrycznej o 55 %, wzrost cen ropy, skutki ceny rynkowej uprawnień do emisji CO2 przyznanych nieodpłatnie w ramach systemu handlu emisjami oraz wzrost popytu na energię wyższy od wzrostu PKB.
(22) Innym ważnym czynnikiem, który przyczynił się do wzrostu ogólnych kosztów systemu, był wysoki poziom pomocy na wytwarzanie energii ze źródeł odnawialnych. W szczególności producenci energii ze źródeł odnawialnych mogli wybrać między bezpośrednim uczestnictwem na rynku hurtowej sprzedaży energii elektrycznej a "giełdą". W 2005 r. opcja ta była szczególnie atrakcyjna, w związku z czym w giełdzie uczestniczyło więcej producentów energii ze źródeł odnawialnych niż przewidywano, co spowodowało wyższe koszty dla systemu. Ponadto bezpośrednia pomoc na koszty energii elektrycznej w ramach specjalnego systemu (odnawialne źródła energii, kogeneracja), zaksięgowana jako koszty regulowane, w 2005 r. wyniosła 2 701 mln EUR. Dla ilustracji, koszty systemu z tytułu przesyłu i dystrybucji w 2005 r. wyniosły 4 410 mln EUR.
Mechanizm przyjęty na potrzeby wstępnego finansowania deficytu
(23) Wzrost deficytu nie przeszedł niezauważony. Już w marcu 2005 r., kiedy okazało się jasne, że deficyt taryfowy rośnie, na podstawie art. 24 dekretu królewskiego z mocą ustawy 5/2005 6 władze hiszpańskie postanowiły, że fundusze wymagane do wyeliminowania luki między kosztami a przychodami systemu elektroenergetycznego dostarczy pięć hiszpańskich największych "uprawnionych przedsiębiorstw elektroenergetycznych", które były uprawnione do otrzymania rekompensaty za koszty osierocone 7 , według następującego podziału procentowego:
- Iberdrola, SA: 35,01 %
- Unión Eléctrica Fenosa, SA: 12,84 %
- Hidroeléctrica del Cantábrico; S.A: 6,08 %
- Endesa, SA: 44,16 %
- Elcogas, SA: 1,91 %
(24) Dekret królewski z mocą ustawy 5/2005 stanowił, że przyszły deficyt zostanie przypisany wymienionym wyżej pięciu spółkom jako ujemne saldo na istniejącym rachunku depozytowym, wykorzystywanego przez CNE do wypłaty kosztów osieroconych na rzecz tych spółek. W praktyce zobowiązywało to te przedsiębiorstwa do dokonywania zaliczkowych płatności. Ujemne saldo na rachunku kosztów osieroconych skutkowałoby prawami poboru, dając przedsiębiorstwom w przyszłości prawo do pobierania przychodów od odbiorców energii elektrycznej. Przedsiębiorstwa mogłyby te prawa sekurytyzować i sprzedawać na rynku. Przyznane tym przedsiębiorstwom prawa poboru przyniosły minimalną stopę procentową (równą trzymiesięcznej stopie EURIBOR, obliczonej jako średnia stóp EURIBOR za listopad poprzedniego roku, bez spreadu).
Mechanizm przyjęty w celu pokrycia deficytu przy pomocy środków uzyskanych od odbiorców końcowych
(25) W czerwcu 2006 r. władze hiszpańskie podjęły decyzję dotyczącą sposobu pokrycia deficytu z 2005 r. przy pomocy środków uzyskanych od odbiorców energii elektrycznej za sprawą taryf regulowanych. Na podstawie dekretu królewskiego 809/2006 8 władze hiszpańskie ustanowiły, że deficyt z 2007 r. (lub dokładniej - prawa poboru przyznane przedsiębiorstwom) zostanie pokryty ze środków uzyskanych od odbiorców energii za pośrednictwem specjalnej opłaty dodatkowej mającej zastosowanie zarówno do taryf całościowych, jak i taryf dostępowych, w okresie obejmującym czternaście i pół roku. Ustalono, że opłata dodatkowa, obliczona jako roczna kwota wymagana do liniowego pokrycia bieżącej wartości netto deficytu za 2005 r. w okresie 14,5 roku, wyniesie 1,378 % taryfy całościowej oraz 3,975 % taryfy dostępowej na 2006 r. Stopa procentowa mająca zastosowanie była równa trzymiesięcznej stopie EURIBOR.
(2001) D/290869 z dnia 6 sierpnia 2001 r. Komisja zezwoliła na przyznanie pomocy wyrównawczej w celu pokrycia takich strat na podstawie kryteriów podanych w "Metodologii kosztów osieroconych" (komunikat Komisji dotyczący metody analizowania pomocy państwa związanej z kosztami osieroconymi). Na podstawie decyzji SG
(2001) D/290553 z dnia 25 lipca 2001 r. w sprawie NN 49/99 Komisja zezwoliła Hiszpanii na przyznawanie do 2008 r. rekompensaty za koszty osierocone przedsiębiorstwom, do których zwrócono się o wstępne finansowanie deficytu z 2005 r.
(26) Wspomnianą opłatę dodatkową traktowano jak "wkład o specjalnym przeznaczeniu" (cuota con destino específico). Władze hiszpańskie ustaliły, że przychody z wkładu na finansowanie deficytu z 2005 r. będą gromadzone na rachunku depozytowym zarządzanym przez CNE. Następnie CNE przekaże fundusze właścicielom praw poboru, czyli wytwórcom energii, którzy sfinansowali deficyt lub podmiotom, które odkupiły następnie od nich prawa poboru, według udziału w finansowaniu deficytu przez każdego z nich.
Skutki deficytu taryfowego dla hiszpańskiego rynku
(27) W 2005 r. 37,49 % zapotrzebowania na energię elektryczną w Hiszpanii zaspokajano energią kupowaną na wolnym rynku. Ilość ta dotyczy stosunkowo nielicznej grupy odbiorców; zaledwie 8,5 % odbiorców kupowało energię na wolnym rynku, podczas gdy 91,5 % pozostało przy taryfach regulowanych (spadek w stosunku do 2004 r., w którym było ich 97 %). Podstawową kategorią odbiorców na wolnym rynku byli odbiorcy, których instalacje zasilane są z sieci wysokiego napięcia (przede wszystkim odbiorcy przemysłowi); 38,9 % z nich skorzystało z przysługującej im opcji i zakupiona przez nich energia stanowiła 29 % całkowitego zużycia energii elektrycznej w kontynentalnej Hiszpanii w 2005 r. Znaczna większość gospodarstw domowych i odbiorców niskiego napięcia, którzy mogli korzystać z opcji wolnego rynku od 2003 r. 9 , pozostała przy taryfach regulowanych; w 2005 r. znaczna ich część wybrała jednak wolny rynek. Na dzień 31 grudnia 2005 r. ponad 2 mln odbiorców korzystało z wolnego rynku (w porównaniu z 1,3 mln w 2004 r.).
(28) Średnią korzyść cenową wynikającą z taryf regulowanych w 2005 r. należy jednak rozpatrywać łącznie z powrotem konsumentów na rynek regulowany, aczkolwiek z pewnym opóźnieniem. Jak pokazuje poniższa tabela 2, liczba odbiorców na wolnym rynku wzrastała w 2005 r., ale w 2006 r. spadła, osiągając wartość procentową (8,15 %) równą poziomowi z pierwszego półrocza 2005 r. Podobnie w pierwszym kwartale 2005 r. utrzymywał się widoczny w grudniu 2004 r. spadek ilości energii dostarczanej do odbiorców końcowych na wolnym rynku. Chociaż między czerwcem a wrześniem 2005 r. spadek ten zatrzymał się, nadal występował w grudniu 2004 r. i przez cały rok 2006.
Tabela 2
Udział miejsc dostarczania i energii na wolnym rynku (w ujęciu procentowym w stosunku do całego rynku) w latach 2004-2006
| Energia elektryczna | 2004 | 2005 | 2006 | |||||||||
| Marzec | Czerwiec | Wrzesień | Grudzień | Marzec | Czerwiec | Wrzesień | Grudzień | Marzec | Czerwiec | Wrzesień | Grudzień | |
| % miejsc dostarczania | 1,53 | 2,82 | 4,21 | 5,73 | 7,42 | 9,42 | 10,37 | 10,66 | 10,20 | 9,28 | 8,86 | 8,15 |
| % energii | 29,30 | 33,60 | 36,19 | 33,57 | 33,15 | 35,34 | 41,39 | 37,41 | 29,38 | 27,10 | 25,74 | 24,87 |
| Źródło: Sprawozdanie CNE Nota Informativa sobre los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados, actualización 31 de diciembre de 2006. | ||||||||||||
(29) Chociaż skutki strat poniesionych przez dostawców zaczęły być odczuwalne w połowie 2005 r., kiedy ceny hurtowe zaczęły dynamicznie rosnąć, umów o dostawy nie można było rozwiązać w trybie natychmiastowym. W konsekwencji dostawcy na wolnym rynku, zwłaszcza ci, którzy nie posiadali mocy wytwórczych, ale musieli kupować energię elektryczną na rynku hurtowym, zmuszeni byli oferować energię w warunkach wolnego rynku z zastosowaniem taryf regulowanych, ryzykując poniesieniem strat, lub pobierać wyższe opłaty, odzwierciedlające faktyczne koszty zakupu, tracąc tym samym udział w rynku.
3. DECYZJA O WSZCZĘCIU POSTĘPOWANIA NA PODSTAWIE ART. 108 UST. 2 TFUE
(30) Komisja zdecydowała o wszczęciu formalnego postępowania wyjaśniającego, obejmującego porównanie taryf regulowanych płaconych przez różne kategorie odbiorców końcowych z szacunkowymi cenami, które byliby zobowiązani płacić na wolnym rynku w przypadku braku tych taryf. Szacunkowe ceny rynkowe obliczono na podstawie ceny energii elektrycznej na rynku hurtowym, opłat za dostęp do sieci oraz średniej marży handlowej oszacowanej na kwotę 10 EUR/MWh, zgodnie z informacjami przedstawionymi przez Céntrica.
Tabela 3
Porównanie cen według kategorii odbiorców
| Kategoria odbiorców | Taryfa regulowana (EUR/MWh) | Szacunkowa cena rynkowa (wyłącznie cena hurtowa plus taryfa dostępowa) (EUR/MWh) | Szacunkowa cena rynkowa (+ 10 EUR marża handlowa) |
| 1. Duzi odbiorcy przemysłowi podłączeni do sieci wysokiego napięcia (taryfa G4) | 23,9 | 61,17 | 71,17 |
| 2. Duzi odbiorcy przemysłowi z dostawami przerywalnymi | 27,0 | 73,87-76,47 | 83,87-86,47 |
| 3. Odbiorcy podłączeni do sieci wysokiego napięcia | 76,2 | 81,57 | 91,57 |
| 4. Gospodarstwa domowe | 101,2 | 107,75 | 117,75 |
| 5. Drobni odbiorcy przemysłowi lub przedsiębiorstwa usługowe podłączone do sieci niskiego napięcia | 103,9 | 101,07 | 111,07 |
| Źródło: Céntrica. | |||
(31) Tabela wskazuje na znaczną korzyść na rzecz dwóch pierwszych kategorii (duzi odbiorcy przemysłowi). W przypadku pozostałych kategorii odbiorców końcowych porównanie jest mniej rozstrzygające, chociaż nadal można zauważyć niewielką korzyść.
(32) W decyzji uznano, że korzyść ta została przyznana w sposób selektywny, ponieważ sztucznie zaniżone ceny regulowane sprzyjały przedsiębiorstwom korzystającym z energii elektrycznej, a nie na przykład z gazu jako źródła energii. Ponadto odnotowano występowanie selektywności de facto i de iure, ponieważ korzyść była nieproporcjonalnie większa w przypadku dużych przemysłowych odbiorców końcowych, którzy w niektórych przypadkach korzystali z cen całościowych o ponad połowę niższych niż komponent energii szacunkowych cen wolnorynkowych.
(33) W decyzji o wszczęciu postępowania wskazano, że zachęcając odbiorców końcowych do powrotu na rynek regulowany, system mógł również przynosić korzyści dystrybutorom, którzy korzystali z gwarantowanej marży zysku z działalności regulowanej.
(34) W decyzji stwierdzono też, że system obejmował transfer środków państwowych, ponieważ stosowana w cenie dodatkowa opłata przeznaczona na pokrycie deficytu stanowi opłatę parafiskalną, z której dochody, zanim zostaną skierowane do beneficjentów końcowych, trafiają najpierw na rachunek hiszpańskiego organu regulacyjnego CNE (organ sektora publicznego). W decyzji uznano, że w świetle orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości w tej kwestii fundusze te należy uznać za zasoby państwowe.
(35) Mając na uwadze, że odbiorcy końcowi funkcjonują na rynkach, które z zasady są otwarte dla konkurencji i obrotu handlowego wewnątrz UE, w decyzji o wszczęciu postępowania Komisja doszła do wniosku, że spełniono wszystkie kryteria ustanowione w art. 107 ust. 1, a środek stanowił pomoc państwa z korzyścią dla odbiorców końcowych.
(36) Po stwierdzeniu, że żadne z odstępstw przewidzianych w art. 107 TFUE zdaje się nie mieć zastosowania, w decyzji o wszczęciu postępowania oceniano, czy dostarczanie energii elektrycznej z zastosowaniem taryf regulowanych można uznać za usługę świadczoną w ogólnym interesie gospodarczym, korzystającą z odstępstwa przewidzianego w art. 106 ust. 2 TFUE. W decyzji stwierdzono, że w sektorze elektroenergetycznym margines swobody państw członkowskich w zakresie ustalania świadczeń związanych z usługą publiczną ograniczają przepisy dyrektywy 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczącej wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającej dyrektywę 96/92/WE 10 ("dyrektywa w sprawie energii elektrycznej"). Dyrektywa ta zobowiązuje państwa członkowskie do ustanowienia obowiązku w zakresie usługi publicznej (w tym przede wszystkim prawa do dostaw energii elektrycznej w rozsądnych cenach) tylko na rzecz gospodarstw domowych i małych przedsiębiorstw 11 . W decyzji stwierdzono, że w świetle dyrektywy w sprawie energii elektrycznej dostarczania energii elektrycznej średnim lub dużym przedsiębiorstwom z zastosowaniem taryf regulowanych nie można uznać za usługę świadczoną w ogólnym interesie gospodarczym w ścisłym znaczeniu tego terminu.
(37) Komisja wyraziła zatem poważne wątpliwości, czy elementy pomocy w taryfach regulowanych, które stosowano wobec przedsiębiorstw innych niż małe przedsiębiorstwa, można uznać za zgodne z rynkiem wewnętrznym.
(38) W decyzji o wszczęciu postępowania stwierdzono, że możliwe jest, iż dystrybutorzy energii elektrycznej otrzymali pomoc państwa. Ta część sprawy podlega odrębnej decyzji (sprawa C 3a/07).
4. UWAGI ZAINTERESOWANYCH STRON
(39) Na wystosowane przez Komisję zaproszenie do składania uwag dotyczących decyzji o wszczęciu szczegółowego postępowania wyjaśniającego odpowiedziało wiele dużych odbiorców przemysłowych, dystrybutorów, niezależnych dostawców oraz organów rządowych hiszpańskich wspólnot autonomicznych. Niniejszym podsumowane zostaną wyłącznie uwagi mające związek z domniemaną pomocą państwa na rzecz odbiorców końcowych energii elektrycznej.
UWAGI NIEZALEŻNYCH DOSTAWCÓW
(40) Otrzymano uwagi od Céntrica i ACIE - Stowarzyszenia Niezależnych Dostawców Energii. Przedstawione argumenty i wnioski w dużym stopniu pokrywają się.
Uwagi Céntrica i ACIE
(41) W swoich uwagach Céntrica skoncentrowała się na domniemanej korzyści dystrybutorów energii elektrycznej. Przedstawione przez spółkę dane liczbowe i argumenty wskazują jednak na występowanie pomocy państwa na rzecz odbiorców końcowych energii elektrycznej.
(42) Zdaniem Céntrica współistnienie wolnego i regulowanego rynku, zwłaszcza zapewnienie odbiorcom końcowym swobody przechodzenia z jednego rynku na drugi, oznacza, że taryfy regulowane stanowiły odniesienie cenowe lub de facto próg dla cen na wolnym rynku. Dostawcy nie mogli pobierać opłat wyższych od taryf regulowanych, gdyż w przeciwnym razie straciliby odbiorców i nie zdołaliby pozyskać nowych.
(43) Zazwyczaj cena energii elektrycznej dla odbiorców końcowych na wolnym rynku składa się z dwóch komponentów: z opłaty za dostęp do sieci i "komponentu dostawy", który wynika z mechanizmów rynkowych i przechodzi na dostawcę detalicznego. Rentowność w dostawach detalicznych zależy od tego, czy "komponent dostawy", za który płacą odbiorcy, obejmuje koszty dostawcy (tj. koszty zakupu energii na rynku hurtowym lub własne koszty wytwarzania w przypadku przedsiębiorstwa zintegrowanego pionowo) oraz tzw. "marżę handlową", która z kolei obejmuje pozostałe koszty dostawy (koszty marketingu, systemów informatycznych, fakturowania itd.) oraz zwrot z zainwestowanego kapitału. Dostawca na wolnym rynku mógł zatem prowadzić w danym segmencie rynku działalność przynoszącą zyski wyłącznie w przypadku występowania "dodatniej marży handlowej", czyli różnicy między ogólnymi kosztami dostawcy związanymi z obsługą odbiorców a taryfą regulowaną.
(44) Céntrica udokumentowała występowanie niekorzystnej sytuacji konkurencyjnej dla dostawców na wolnym rynku przy pomocy obliczeń dowodzących braku marży handlowych w 2005 r. w przypadku wszystkich kategorii odbiorców 12 (lub stopniowe zmniejszanie w trakcie roku ewentualnych marż, które istniały na początku roku). Oznacza to, że regulowane taryfy ustalono na zbyt niskim poziomie, aby niezależni dostawcy mogli konkurować, generując przy tym zyski. Według Céntrica w przypadku niektórych kategorii odbiorców końcowych (zwłaszcza odbiorców energochłonnych objętych taryfą G4 oraz innych dużych odbiorców przemysłowych) nie było możliwości konkurowania, ponieważ taryfy całościowe nigdy nie pozostawiały marginesu, który umożliwiałby konkurowanie. Sugerowana przez Céntrica niekorzystna sytuacja konkurencyjna miała przede wszystkim miejsce w przypadku kategorii odbiorców, do których zalicza się przedsiębiorstwa usługowe i podmioty przemysłu drobnego podłączone do sieci niskiego napięcia, jak również segment gospodarstw domowych.
(45) Komisja uwzględniła w swojej decyzji o wszczęciu postępowania przedstawione przez Céntrica dane liczbowe, zwłaszcza porównanie taryf regulowanych i szacunkowych cen rynkowych (zob. motyw 30 i tabela 3).
(46) Zdaniem Céntrica system naruszał przepisy dyrektywy w sprawie energii elektrycznej nie tylko ze względu na dyskryminacyjny charakter systemu pokrycia deficytu (obejmującego rekompensatę strat poniesionych przez dystrybutorów, jednak nie przez dostawców), lecz również z powodu pozbawienia odbiorców prawa do przejrzystych cen i taryf 13 . Ponieważ część ceny za energię elektryczną należnej za 2005 r. przeniesiono na kolejne lata, ostateczne ceny stosowane wobec odbiorców nie były dla nich przejrzyste.
(47) Poza tym Céntrica stwierdziła, że mechanizm pokrycia deficytu nie był zbilansowany z dwóch powodów: po pierwsze deficyt byłby pokrywany w większości ze środków wpłacanych przez odbiorców końcowych niskiego napięcia, mimo że to duzi odbiorcy końcowi wysokiego napięcia najbardziej przyczynili się do jego powstania. Po drugie odbiorcy końcowi na wolnym rynku byli zobowiązani płacić za deficyt, który powstał bez ich udziału.
(48) Céntrica poparła wstępną opinię Komisji, że hiszpański system pokrycia deficytu obejmował transfer zasobów państwowych. Céntrica podtrzymywała też, że rząd hiszpański podjął decyzję dotyczącą zasobów państwowych z myślą o umożliwieniu wytwórcom sekurytyzacji ich praw poboru.
(49) Według szacunków ACIE - Stowarzyszenia Niezależnych Dostawców Energii, koszty zakupu energii przyjęte za podstawę dla taryf regulowanych w 2005 r. były o 68 % niższe od faktycznych kosztów, jakie dostawcy ponoszą, kupując energię na rynku hurtowym. ACIE uwydatniło poważne następstwa deficytu taryfowego w 2005 r. dla niezależnych dostawców. Według ACIE dostawcy na wolnym rynku ponosili podobne koszty zakupu jak dystrybutorzy. Ponadto byli oni de facto zobligowani dostosować poziom ustalonej przez rząd taryfy całościowej do każdej kategorii odbiorców, ponieważ w przeciwnym razie straciliby odbiorców i nie zdołaliby pozyskać nowych. Przede wszystkim ACIE zaznacza, że na początku 2005 r. jego członkowie zawarli umowy w oparciu o prognozowane przez rząd ceny hurtowe i potem zobowiązani byli przestrzegać tych umów, mimo że przestały one przynosić zyski. Wskutek tego niezależni dostawcy ponieśli straty. Céntrica szacuje, że jej straty w 2005 r. wyniosły 10 mln EUR. Według ACIE kilku dostawców, w tym Saltea Comercial, Electranorte, CYD Energia i RWE, zostało wypartych z rynku.
UWAGI ODBIORCÓW ENERGOCHŁONNYCH
(50) Odbiorców energochłonnych reprezentowało w postępowaniu stowarzyszenie AEGE (Asociación de Empresas con Gran Consumo de Energia). Niektórzy z nich (Asturiana de Zinc, Ferroatlántica i Alcoa) wzięli też udział indywidualnie. Alcoa to producent aluminium posiadający w Hiszpanii trzy zakłady produkcyjne, w San Ciprián, La Coruña i Avilés. W 2005 r. korzystał on z taryfy całościowej G4 (taryfa dla dostaw przerywalnych zarezerwowana dla odbiorców energochłonnych). Ferroatlántica to producent stopów aluminium i żelaza, który korzystał z taryfy 3.4 dla dostaw przerywalnych. Asturiana de Zinc jest producentem cynku, który na potrzeby swojego zakładu w San Juan de Nieva korzystał z taryfy G4.
(51) W swoich uwagach odbiorcy energochłonni kwestionują stwierdzenie Komisji, jakoby taryfy przemysłowe (G4 i inne taryfy dla dostaw przerywalnych) stanowiły pomoc państwa, argumentując swoje stanowisko tym, że taryfy te nie skutkowały korzyścią gospodarczą, nie angażowały zasobów państwowych i nie wpływały ujemnie na konkurencję i obrót handlowy między państwami członkowskimi.
Brak korzyści gospodarczej
(52) Odbiorcy energochłonni twierdzą, że w decyzji o wszczęciu postępowania zastosowano nieprawidłową wartość odniesienia, aby ustalić występowanie korzyści. Komisja porównała taryfy przemysłowe ze średnią ceną na rynku hurtowym (ceną giełdową), którą uznano za reprezentatywną w stosunku do kosztów, które przedsiębiorstwa te musiałyby ponieść w normalnych warunkach na rynku. Ponieważ stwierdzono, że taryfy przemysłowe są niższe od ceny giełdowej, w decyzji o wszczęciu postępowania uznano, że skutkowały one korzyścią gospodarczą dla ich beneficjentów.
(53) Odbiorcy energochłonni twierdzą, że giełda to rynek transakcji natychmiastowych, na którym w każdej godzinie odbywa się obrót energią elektryczną na następny dzień. Zdaniem odbiorców energochłonnych giełda cierpi z powodu pewnych braków, które osłabiają jej efektywność i konkurencyjność. W konsekwencji ceny giełdowe nie odzwierciedlają dokładnie kosztów krańcowych wytwarzania, w związku z czym nie odzwierciedlają też warunków idealnej konkurencji. Duzi odbiorcy końcowi zużywający dużo energii elektrycznej i posiadający jednolity profil zużycia energii nie dokonują zakupów na giełdzie, ale zazwyczaj zawierają dwustronne umowy z dostawcami energii elektrycznej. Potwierdza to sprawozdanie OMEL za 2005 r., które wskazuje, że zaledwie siedmiu kwalifikujących się odbiorców, kupujących 5 % znajdującej się w obrocie handlowym energii elektrycznej, nabywało tę energię bezpośrednio na giełdzie.
(54) W każdym wypadku, nawet zakładając poprawność cen odnotowanych na giełdzie jako wartości odniesienia, nie należałoby stosować średniej ceny rynkowej z 2005 r., jak uczyniła to Komisja, ponieważ ta średnia cena odzwierciedla popyt na energię elektryczną ze strony dostawców, którzy obsługiwali zróżnicowany portfel odbiorców końcowych, w tym gospodarstwa domowe i małe przedsiębiorstwa. Zdaniem AEGE, Ferroatlántica i Asturiana de Zinc właściwą wartością odniesienia byłaby najniższa cena odnotowana na giełdzie w 2005 r., czyli 18,6 EUR/MWh, gdyż cena ta odzwierciedlałaby najbardziej konkurencyjne warunki rynkowe na giełdzie (gdzie wytwórcy oferują energię elektryczną w cenie równoważnej ich kosztom krańcowym). Sytuacja dużych odbiorców przemysłowych nie jest porównywalna z sytuacją innych odbiorców końcowych, zwłaszcza gospodarstw domowych. W związku z tym średnia cena giełdowa nie jest właściwą wartością odniesienia. Zdaniem Alcoa Komisja powinna zamiast tego porównać kwestionowane taryfy z cenami przewidzianymi w dwustronnych umowach dużych odbiorców końcowych.
(55) Spółka Alcoa przedstawiła jeden przykład ceny rynkowej będącej przedmiotem dwustronnej umowy i zaznaczyła, że jej trzy huty aluminium zawsze korzystały z taryfy G4. Alcoa posiada jednak też zakład produkcji tlenku glinu (Alúmina Española), dla którego zawarto dwustronną umowę z dostawcą pod koniec 2004 r. Umowa została zawarta na dwa lata z możliwością przedłużenia o dodatkowy rok. Trzy huty aluminium mają tak samo jednolity profil zużycia energii jak zakład produkcji tlenku glinu. Zakład ten zużywa jednak znacznie mniejszą ilość energii elektrycznej (0,35 TWh, przy czym dla porównania huty Avilés i La Coruña 1,3 TWh, a San Ciprián 3,4 TWh). Średnia cena uzgodniona na podstawie tej umowy wynosiła 34,45 EUR/MWh (łącznie z kosztami moratorium na elektrownie jądrowe, dostępu do sieci i innymi kosztami dodatkowymi). Cenę otrzymano na podstawie konkurencyjnej oferty, a różnice między ofertami poszczególnych dostawców wahały się w granicach 5 EUR.
(56) Zdaniem Alcoa różnicę między tą uzgodnioną dwustronnie ceną (34,45 EUR/MWh) a taryfą G4 (23,9 EUR/MWh) można wyjaśnić czynnikami obiektywnymi. Przede wszystkim odbiorcy objęci taryfą G4 podlegają ograniczeniom regulacyjnym, które nie mają zastosowania do umów dwustronnych, takim jak obowiązek wykorzystania całej zakontraktowanej mocy w ramach taryfy G4 (pod rygorem kar), wymóg posiadania urządzenia do kontrolowania napięcia oraz wymóg uiszczenia płatności w terminie 20 dni (umowy dwustronne przewidują natomiast bardziej korzystne warunki płatności).
(57) Alcoa twierdzi zatem, że hipotetyczna cena rynkowa dla posiadanych przez nią trzech hut aluminium wynosiłaby sporo poniżej 34,45 EUR/MWh z uwagi na większe zużycie energii. Ponadto jeżeli uwzględniono by średnią marżę handlową w wysokości 10 EUR/MWh, koszt dostaw netto do zakładu produkcji tlenku glinu wyniósłby 24,25 EUR/MWh, czyli byłby bardzo zbliżony do taryfy całościowej G4.
(58) Spółka Ferroatlántica zaznaczyła, że w decyzji o wszczęciu postępowania wypaczono taryfę regulowaną 3.4, mającą zastosowanie w 2005 r., niesłusznie uwzględniając w podstawowej taryfie upusty i przyrównując ją do opłaty dostępowej dziesięciokrotnie wyższej niż opłata, która miała zastosowanie (i to do bardzo dużych odbiorców). Ferroatlántica przedstawiła również dowód, że chociaż miesięczna cena rynkowa w 2004 r. dla terminowych umów o dostawę energii elektrycznej w 2005 r. wynosiła 31,68 EUR/MWh, to w grudniu 2004 r. cena ta wynosiła 31,05 EUR/MWh. Wynikałoby z tego, że spółka uzyskała swoje podstawowe dostawy energii elektrycznej w 2005 r. w cenie, która miała zastosowanie w czasie ustalania taryf regulowanych. Po uwzględnieniu "dodatkowych usług" (3,92 EUR/MWh) oraz stosownej taryfy dostępowej (1,70 EUR/MWh) cena dla odbiorcy przemysłowego na rynku wyniosłaby 36,67 EUR/MWh, czyli mniej niż 56,11 EUR/MWh w ramach taryfy 3.4 stosowanej dla odbiorców energochłonnych.
(59) W rzeczywistości inne upusty przy tej taryfie wynagradzały zdolność do świadczenia usług zarządzania popytem oraz zgodę na te usługi z korzyścią dla systemu. W tej kwestii Ferroatlántica dodaje, że upust przy taryfie był odzwierciedleniem różnych świadczonych usług, a mianowicie dyskryminacji ze względu na porę (przy zużyciu nocą oraz w weekendy), przerywalności (akceptacja dostawy na żądanie operatora sieci), sezonowości (koncentracja dostaw w miesiącach niskiego zapotrzebowania) oraz zarządzania energią bierną. To właśnie te upusty, które były zmienne i ustalone rozporządzeniem z 1995 r., a nie poziom taryfy regulowanej, wyjaśniają oraz, w opinii spółki Ferroatlántica, uzasadniają niższą średnią cenę energii elektrycznej w 2005 r.
(60) Odbiorcy energochłonni kwestionują zawarte w decyzji o wszczęciu postępowania stwierdzenie, że korzyść była nieproporcjonalna do zużytych ilości energii i rosła w przypadku dużych odbiorców. W tej kwestii odbiorcy energochłonni twierdzą na przykład, że sama CNE przyznała, iż poziom taryfy G4 powinien być jeszcze niższy. Odbiorcy energochłonni zwracają uwagę na fakt, że duzi odbiorcy korzystający z taryfy G4 lub 3.4 zużywali kilka tysięcy razy więcej energii elektrycznej niż przeciętni odbiorcy wysokiego napięcia, natomiast płacili trzy razy mniej od nich.
(61) Ponadto duzi odbiorcy powinni otrzymać wyższy upust jednostkowy od ceny. Na tej podstawie odbiorcy energochłonni uważają za sporne stwierdzenie, że taryfy przemysłowe wiązały się z korzyścią. Zaznaczają, że tak czy inaczej Komisja jest zobowiązana przedstawić ostateczny dowód, który by potwierdzał występowanie takiej korzyści.
(62) Alcoa zwróciła również uwagę na fakt, że płacona przez nią w Hiszpanii cena była niemalże równa średniej ważonej cenie, jaką płaciły huty aluminium w UE, a nawet wyższa od średniej ważonej ceny w EOG.
Brak zaangażowania zasobów państwowych
(63) Odbiorcy energochłonni utrzymują, że to oni płacili stawki taryf przemysłowych bezpośrednio dystrybutorom, bez żadnego zaangażowania funduszy podlegających kontroli państwa, wobec czego zgodnie z orzecznictwem w sprawie PreussenElektra system ten funkcjonował bez udziału zasobów państwowych.
(64) Odbiorcy energochłonni zwracają uwagę na czas, jaki upłynął od ustalenia taryf pod koniec 2004 r. do przyjęcia mechanizmu mającego na celu pokrycie deficytu przy pomocy środków uzyskanych od odbiorców, co nastąpiło nie wcześniej niż w czerwcu 2006 r. W decyzji o wszczęciu postępowania Komisja stwierdziła, że zaangażowanie zasobów państwowych wynikało z wprowadzenia opłaty dodatkowej w rachunkach dla odbiorców, sklasyfikowanej jako opłata parafiskalna. Odbiorcy energochłonni podnoszą, że gdyby przyjąć taką hipotezę, środek, który w 2005 r. nie stanowił pomocy, zyskałby status pomocy (ex post) w 2006 r. Byłoby to sprzeczne z podstawowymi zasadami prawa UE, takimi jak pewność prawa i uzasadnione oczekiwania. Odbiorcy energochłonni zaznaczają, że sklasyfikowanie środka jako pomoc zależy wyłącznie od sytuacji w chwili jego przyjęcia i nie może być uzależnione od przyszłych wydarzeń, zwłaszcza gdy nie można ich racjonalnie przewidzieć. Cytują słowa rzecznika generalnego Jacobsa w sprawie Van Calster 14 : "sytuację należy oceniać na dzień wprowadzenia opłat po raz pierwszy i nie można jej zmieniać z mocą wsteczną".
(65) Odbiorcy energochłonni twierdzą, że regulowane taryfy w 2005 r. nie stanowiły pomocy państwa w 2005 r. Spółki zaznaczają, że w tej sytuacji analiza mechanizmu finansowania jest bezprzedmiotowa, gdyż został on wprowadzony dopiero w 2006 r. Ocena sposobu finansowania byłaby celowa tylko wówczas, gdyby dany środek stanowił pomoc państwa od samego początku. Ponieważ taryfy nie obejmowały pomocy, odbiorcy energochłonni uważają, że Komisja nie może powoływać się na dodatkową opłatę, aby dojść do przeciwnego wniosku.
(66) Odbiorcy energochłonni twierdzą, że w przypadku opłat parafiskalnych sposób finansowania środka ma tak czy inaczej znaczenie dla oceny pomocy państwa tylko wtedy, gdy podatek jest "przeznaczony na pomoc", tj. kiedy istnieje bezpośredni i natychmiastowy związek między danym środkiem a jego finansowaniem 15 . Odbiorcy energochłonni zaprzeczają istnieniu takiego związku, ponieważ opłata dodatkowa była przeznaczona na pokrycie deficytu, który pojawił się w trakcie rozliczania działań podlegających regulacjom, uwzględniającego nie tylko dostarczanie energii według taryf regulowanych, lecz również inne koszty systemu. Opłata dodatkowa nie była zatem konkretnie przeznaczona na pokrycie strat wynikających z dostaw według taryf regulowanych. Po drugie nie było żadnego bezpośredniego ani pośredniego związku między poziomem taryf a zastosowaną opłatą dodatkową, ponieważ taryfy ustalone w roku 2004 były bezwarunkowe (niepodlegające korektom w kolejnych latach).
(67) Odbiorcy energochłonni uważają też, że opłata dodatkowa nie stanowiła opłaty parafiskalnej ani podatku, ponieważ zgodnie z hiszpańskim prawem nie miała fiskalnego charakteru. Środki fiskalne wykorzystuje się do finansowania wydatków publicznych, natomiast w tej sytuacji opłata dodatkowa miała na celu pokrycie deficytu prywatnych podmiotów gospodarczych (dystrybutorów), którzy prowadzili w ramach systemu elektroenergetycznego działalność podlegającą regulacjom. Zgodnie z hiszpańską konstytucją nowy środek fiskalny można wprowadzić jedynie na podstawie ustawy (a nie dekretu królewskiego). Ponadto dochody z opłaty dodatkowej nigdy nie należą do państwa, ani też państwo nie może nimi dysponować według własnego uznania; fundusze te są przekazywane na rachunek depozytowy zarządzany przez CNE i państwo nie może ich rozdysponować. Proces rozliczenia przebiega w pełni automatycznie i CNE nie ma żadnego marginesu swobody, autonomii ani kontroli nad przeznaczeniem czy kwotą funduszy, które mają być rozliczone na rzecz różnych podmiotów.
(68) Zdaniem odbiorców energochłonnych Komisja potwierdziła to w swojej decyzji w sprawie hiszpańskich kosztów osieroconych 16 , w której stwierdziła, że "przekazywanie kwot za pośrednictwem CNE służy zasadniczo do celów rachunkowych" i nie uznała, jakoby dany środek miał wiązać się z zasobami państwowymi.
(69) Odbiorcy energochłonni uważają, że sytuacja jest taka sama jak scenariusz dotyczący "kosztów osieroconych", ponieważ w obu przypadkach rząd wprowadził opłatę dodatkową mającą na celu zrekompensowanie stałych kosztów systemu. Sprawa dotycząca Zjednoczonego Królestwa zdaje się potwierdzać ten tok rozumowania 17 .
Brak wpływu na konkurencję i handel
(70) Asturiana de Zinc i Alcoa twierdzą, że za sprawą specyfiki rynków aluminium i cynku środek dotyczący ceny energii elektrycznej wykorzystywanej do produkcji tych metali nie może wpływać na handel w UE, ponieważ metale to towary i ich cena ustalana jest na poziomie światowym na Londyńskiej Giełdzie Metali. W tej sytuacji zmiany w kosztach produkcji lokalnej nie przekładają się na różnice w cenach światowych.
(71) Obie spółki utrzymują, że w UE występuje coraz większy deficyt produkcji aluminium i cynku, a popyt w coraz większym stopniu jest zaspokajany przy pomocy eksportu z państw trzecich.
(72) Jeżeli w Hiszpanii zniknąłby sektor aluminium i cynku, nie wkroczyłby do niej żaden nowy podmiot z UE, ponieważ unijne huty (aluminium) wykorzystują już swoje pełne moce produkcyjne i żaden nowy lub funkcjonujący producent nie ma motywacji, by zwiększać tę moc, mając na uwadze długoterminowe prognozy nacechowane niepewnością co do dostępności mocy elektrycznej po przystępnych cenach w przyszłości. Deficyt trzeba by zatem pokrywać wyłącznie przy pomocy importu.
(73) Ponadto Alcoa utrzymuje, że taryfy nie zagrażają interesom innych producentów europejskich, ponieważ oferują one energię elektryczną w cenie równej średniej cenie, jaką płacą inni producenci aluminium w UE-25.
Nawet jeżeli przemysłowe taryfy dla dostaw przerywalnych stanowiłyby pomoc, byłaby to "pomoc istniejąca"
(74) Zdaniem odbiorców energochłonnych kwestionowane taryfy istniały już przed przystąpieniem Hiszpanii do UE.
(75) Choć określenie "taryfa G4" zostało wprowadzone formalnie rozporządzeniem ministerialnym z dnia 6 marca 1986 r., de facto istniała ona już przed 1 stycznia 1986 r., czyli przed datą przystąpienia Hiszpanii do UE, ponieważ odpowiada ona byłej "taryfie przemysłowej I dla długotrwałego zużycia", ustanowionej rozporządzeniem ministerialnym z dnia 14 października 1983 r., czyli przed przystąpieniem Hiszpanii do UE. Wszyscy odbiorcy końcowi energii elektrycznej korzystający z taryfy przemysłowej I zostali automatycznie przełączeni na taryfę G4, która de facto była tą samą taryfą, tylko z inną nazwą.
(76) Pozostałe taryfy dla dostaw przerywalnych zostały również jednoznacznie uregulowane w rozporządzeniu ministerialnym z 1983 r.
(77) Ponadto zdaniem odbiorców energochłonnych środek stanowiłby istniejącą pomoc na podstawie art. 15 rozporządzenia Rady (WE) nr 659/1999 z dnia 22 marca 1999 r. ustanawiającego szczegółowe zasady stosowania art. 108 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej 18 w związku z upływem dziesięcioletniego terminu przedawnienia.
Odzyskanie środków uniemożliwiłyby uzasadnione oczekiwania
(78) Odbiorcy energochłonni twierdzą, że nawet zakładając, iż taryf tych nie można uznać za istniejącą pomoc, odzyskanie środków uniemożliwiłaby zasada uzasadnionych oczekiwań. Przez cały 2005 r. taryfy były przedmiotem bezpośrednich płatności między prywatnymi podmiotami gospodarczymi. Odbiorcy nie mogli przewidzieć, że taryfy ustalone w grudniu 2004 r. zostaną uznane za pomoc na podstawie środka przyjętego przez rząd w czerwcu 2006 r. Żaden podmiot gospodarczy, jakkolwiek rozważny, nie mógł spodziewać się takiej zmiany swojej sytuacji prawnej. W związku z tym odbiorcy mieli uzasadnione oczekiwania, że stosowane wobec nich taryfy nie obejmują pomocy państwa.
UWAGI REGIONALNYCH RZĄDÓW GALICII I ASTURII
(79) W kwestii możliwej pomocy dla odbiorców energochłonnych regionalny rząd Galicii uważa, że Komisja niesłusznie zastosowała cenę giełdową jako substytut ceny rynkowej, ponieważ odbiorcy energochłonni zawierają zazwyczaj długoterminowe umowy na znacznie korzystniejszych warunkach.
(80) Mając na uwadze, że liberalizacja hiszpańskiego rynku nie została jeszcze zakończona, w szczególności uwzględniając brak dwustronnych umów między producentami i dużymi odbiorcami, regionalny rząd Galicii uważa, że sensowne byłoby zastosowanie jako wartości odniesienia faktycznych kosztów, jakie producenci ponoszą, dostarczając energię tym odbiorcom. Alternatywnie cenę odniesienia można by otrzymać w oparciu o literaturę techniczną (Wilson, 1993 19 i Castro-Rodriguez 20 , 1999), uwzględniając koszt najefektywniejszej technologii spełniającej konkretne potrzeby odbiorców energochłonnych lub średni koszt energii elektrycznej w różnych porach dnia. Różnica między uzyskaną w ten sposób ceną odniesienia a taryfą regulowaną stosowaną w 2005 r. byłaby dużo mniejsza. Ponadto regionalny rząd Galicii twierdzi, że w każdym wypadku wszyscy hiszpańscy odbiorcy, w tym odbiorcy energochłonni, z czasem spłacą deficyt spowodowany niższymi taryfami stosowanymi w 2005 r.
(81) Regionalny rząd Galicii uważa też, że system taryf w kształcie z 2005 r. z punktu widzenia prawa nie był selektywny, ponieważ państwo nie zamierzało przyznawać korzyści odbiorcom końcowym, lecz jedynie popełniło błędy w swoich prognozach dotyczących tendencji i cen rynkowych podczas ustalania taryf w 2004 r. Regionalny rząd Galicii kwestionuje również stwierdzenie, że system wpływał na handel w UE.
(82) Uwagi regionalnego rządu Asturii są podobne do uwag rządu hiszpańskiego i do nich nawiązują.
UWAGI PRZEDSTAWIONE PRZEZ HISZPANIĘ
(83) Hiszpania utrzymuje, że system taryf regulowanych w 2005 r. nie wiązał się z pomocą ani dla odbiorców końcowych, ani dla dystrybutorów.
Brak związku przyczynowego między działaniem państwa a deficytem; deficytu nie można przypisać działaniu państwa
(84) Hiszpania twierdzi, że deficytu nie można przypisać działaniu państwa, ponieważ powstał on wskutek nieprzewidywalnej sytuacji zewnętrznej, a nie w wyniku zamierzenia państwa, aby dotować niektóre formy działalności.
(85) Hiszpania utrzymuje, że prawo UE nie uniemożliwiało w 2005 r. dostaw według taryf regulowanych ustalonych przez państwo. Interwencja regulacyjna państwa była więc zgodna z prawem, ponieważ była przejawem krajowej suwerenności. Jedną z tych suwerennych prerogatyw jest ustalanie taryf, tak aby planowane koszty były dostosowane do przewidywanego popytu.
(86) Hiszpania twierdzi, że deficyt w 2005 r. wynikał z rozbieżności między sporządzonymi przez rząd prognozami dotyczącymi hurtowych cen energii elektrycznej a faktycznymi cenami odnotowanymi na giełdzie. U podłoża niespotykanie wysokich cen w 2005 r. leżą nieprzewidywalne przyczyny w postaci siły wyższej.
(87) Z uwagi na fakt, że wydarzeniem, które spowodowało domniemaną pomoc był wyższy niż prognozowany wzrost cen hurtowych, domniemanej korzyści nie można przypisać żadnemu aktowi prawnemu. Zakładając nawet istnienie takiej korzyści (co nie miało miejsca), mogła ona wynikać z okoliczności niezwiązanych z zamiarami państwa. Zdaniem Hiszpanii występowanie siły wyższej przełamuje związek przyczynowy między decyzją administracyjną ustalającą poziom taryf a konkurencyjną przewagą skutkującą pomocą państwa. Nawet zakładając spełnienie obiektywnego warunku tego związku przyczynowego (co nie ma miejsca), nie byłby spełniony subiektywny warunek intencjonalności (przyczynowości) po stronie państwa.
Brak zaangażowania zasobów państwowych
(88) Hiszpania utrzymuje, że taryfy nie angażowały funduszy publicznych. Po pierwsze Hiszpania uważa w tej kwestii, że opłata dodatkowa nie jest "opłatą" w rozumieniu orzecznictwa Trybunału Sprawiedliwości w sprawie opłat parafiskalnych, ponieważ nie jest pobierana przez państwo i nie odpowiada opłacie fiskalnej. Według Hiszpanii opłata dodatkowa stanowi nieodłączną część taryfy i sama w sobie ma charakter taryfy. Taryfa jest zatem kosztem prywatnym.
(89) Po drugie państwo nie pobiera środków finansowych ani środki te nie wpływają na fundusz wyznaczony przez państwo. Płatności na podstawie taryf są pobierane przez dystrybutorów, a nie przez państwo, w związku z czym są to koszty prywatne, które zapewniają podmiotom godziwe wynagrodzenie (jak ustanowiono w LSE). Nie są podatkami ani kosztami publicznymi. Państwo nic tu nie wynagradza, ponieważ to system zapewniał wynagrodzenie z racji sił rynkowych, które oddziaływały na działalność niepodlegającą regulacjom, jak również z tytułu taryf dostępowych ustalonych przez państwo w zakresie działalności regulowanej. Z uwagi na fakt, że system taki nie skutkuje obciążeniami dla państwa, zgodnie z orzecznictwem w sprawie Sloman Neptune 21 nie ma mowy o zaangażowaniu zasobów państwowych. Ponadto fundusze te nigdy nie trafiają do kasy państwa, nie są wymienione w ustawach budżetowych, nie podlegają weryfikacji przez Trybunał Obrachunkowy i nie można ich odzyskiwać od dłużników w trybie administracyjnych procedur windykacji. Długi wobec systemu elektroenergetycznego nie podlegają oprocentowaniu, jakie ma zastosowanie do zadłużenia wobec państwa.
(90) Hiszpania podtrzymuje, że funduszami zajmuje się hiszpański organ regulacyjny CNE, występujący wyłącznie w roli pośrednika w zakresie rachunkowości. Hiszpania zaznacza, że w decyzji z 2001 r. w sprawie hiszpańskich kosztów osieroconych (SA NN 49/99) Komisja ustaliła już, iż "przepływ funduszy przez CNE ma zasadniczo charakter rachunkowy. Fundusze przekazywane na rachunek CNE nigdy nie stanowiły własności tego organu i były niezwłocznie wypłacane beneficjentom w ustalonej wcześniej kwocie, której CNE nie mogła w żaden sposób zmieniać". Na podstawie tych rozważań Komisja doszła do wniosku, że "nie jest w stanie określić, czy dochody z opłaty ustalonej w ramach systemu kosztów osieroconych stanowią zasoby państwowe".
Brak korzyści
(91) Hiszpania nie podziela zdania Komisji, że regulowane taryfy skutkują korzyścią gospodarczą dla odbiorców końcowych (lub dystrybutorów).
(92) Jeśli chodzi o odbiorców końcowych, po powtórzeniu, że deficyt jest skutkiem siły wyższej, Hiszpania twierdzi, że deficyt nie przyniósł korzyści dużym odbiorcom, ponieważ został przeniesiony do taryf na kolejne lata z odsetkami. W związku z tym domniemana korzyść gospodarcza wynikająca z niższej ceny energii elektrycznej jest tylko pozorna, ponieważ różnicę w stosunku do cen na wolnym rynku pokrywają wraz z odsetkami odbiorcy.
Dostawa według taryf regulowanych to usługa świadczona w ogólnym interesie gospodarczym
(93) Hiszpania utrzymuje, że istnienie w 2005 r. taryf regulowanych nie było sprzeczne z prawem UE, ponieważ ostateczny termin otwarcia rynku dla wszystkich odbiorców, łącznie z gospodarstwami domowymi, upływał 1 lipca 2007 r.
(94) Przede wszystkim władze hiszpańskie uważają, że dostawa energii elektrycznej to usługa świadczona w interesie ogólnym i państwo musi interweniować, aby zapobiec nadużywaniu pozycji dominującej w związku z istnieniem jednej sieci (monopol naturalny).
(95) Parametry na potrzeby ustalenia taryf były dobrane w sposób obiektywny i przejrzysty. Zdaniem Hiszpanii złożone ramy regulacyjne na potrzeby ustalania taryf oraz procedury rozliczenia dowodzą, że system taryf opracowano na podstawie dokładnej analizy jego kosztów i uzyskiwanych z niego przychodów oraz analizy popytu na energię elektryczną.
Zobowiązanie ze strony Hiszpanii
(96) Jak zaznaczono w motywach 25 i 26, deficyt powstały w 2005 r. jest spłacany w rocznych ratach, które generują stopę procentową ustaloną według stopy EURIBOR, bez spreadu. Bez uszczerbku dla swoich uwag, Hiszpania zobowiązała się podwyższyć stopę procentową z mocą wsteczną w stosunku do odbiorców biznesowych z przyłączeniem powyżej 1 kV. Podwyżka ta będzie ustalona proporcjonalnie do wkładu w pokrycie deficytu z 2005 r. przez odbiorców biznesowych objętych obecnym postępowaniem, którzy otrzymywali dostawy według całościowych taryf regulowanych. Będzie wynikała z zastosowania spreadu wynoszącego 65 punktów bazowych do stopy referencyjnej EURIBOR, w związku z czym zostanie w dużym stopniu dostosowana do stopy mającej zastosowanie do deficytu w następnych latach.
(97) Odbiorcy biznesowi będą obciążani odpowiednią kwotą w następujący sposób: w odniesieniu do rocznych rat, które zostały już wpłacone w ramach pokrycia deficytu z 2005 r. zastosowana zostanie jednorazowa podwyżka taryf dostępowych; jeśli chodzi o kwoty pozostające do zwrócenia, do każdej rocznej kwoty zostanie bezpośrednio zastosowana podwyższona stopa procentowa, ponownie w formie wyższych taryf dostępowych.
5. OCENA ŚRODKA
Występowanie pomocy państwa na podstawie art. 107 ust. 1 TFUE
(98) Środek stanowi pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE, jeżeli spełnione są następujące warunki: środek a) skutkuje korzyścią gospodarczą dla beneficjenta; b) jest przyznany przez państwo lub przy użyciu zasobów państwowych; c) jest selektywny; d) wpływa na wewnątrzunijną wymianę handlową i może zakłócać konkurencję w UE. Ponieważ wszystkie te warunki muszą być spełnione, Komisja ograniczy swoją ocenę do występowania korzyści gospodarczej dla beneficjentów.
Występowanie korzyści gospodarczej
(99) W rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE pomoc sprzyja przedsiębiorstwom, jeżeli przysparza im korzyść gospodarczą, której nie uzyskałby w normalnych warunkach rynkowych. Przeprowadzając ocenę w rozpoznawanej sprawie i mając również na uwadze spłatę deficytu systemu elektroenergetycznego z 2005 r., trzeba ustalić, czy występowała pozytywna różnica między taryfami regulowanymi ustalonymi w 2005 r. a cenami rynkowymi, które potencjalni beneficjenci musieliby płacić za energię elektryczną i usługi dostarczane w ramach systemu taryf mającego do nich zastosowanie. Ewentualną korzyść w odniesieniu do warunków rynkowych trzeba ustalić przez odniesienie do faktycznych cen rynkowych. Obie kwestie, tj. występowanie pozytywnej różnicy - lub jej brak - między cenami giełdowymi energii elektrycznej, cenami rynkowymi i taryfami regulowanymi, jak również spłatę deficytu, przeanalizowano po kolei poniżej.
Porównanie ze średnimi cenami energii elektrycznej na giełdzie
(100) Średnie ceny energii elektrycznej na giełdzie wskazują ogólny poziom cen na rynku hurtowym. Ta średnia cena odniesienia w całym 2005 r. wynosiła 59,47 EUR/MWh. Jak wskazano i zobrazowano w motywie 19 (wykres 1), w siedmiu nienastępujących po sobie miesiącach w 2005 r. średnie ceny hurtowe były wyższe od cen energii elektrycznej przewidzianych w całościowych taryf regulowanych stosowanych wobec wszystkich odbiorców końcowych. W związku z tym wydaje się, że średni poziom taryf ustanowiony dekretem 2392/2004 doprowadził do wystąpienia pozytywnej różnicy z korzyścią dla wszystkich odbiorców końcowych, którzy wybrali taryfy regulowane, co najmniej przez większość miesięcy 2005 r.
(101) W miesięcznych okresach nieprzekraczających jednego roku różnica ta nie występowała jednak przez pięć miesięcy w okresie od stycznia do maja 2005 r. Nie było zatem żadnej korzyści dla całego systemu taryf regulowanych. Jeżeli dokonane zostanie porównanie okresów dłuższych niż jeden rok, np. do 30 grudnia 2007 r., możliwa zakumulowana korzyść z czerwca 2005 r. jest bardziej niż wyrównana przez ostry spadek średnich cen giełdowych do kwoty 37 EUR/MWh, który miał miejsce w marcu 2007 r., podczas gdy ceny przewidziane w całościowych taryfach regulowanych wynosiły w tym samym okresie 68 EUR/MWh. W rzeczywistości od października 2006 r. ceny przewidziane w taryfach całościowych były dużo wyższe od hurtowych cen dostaw (zob. wykres 1). W konsekwencji korzyści i korzyści gospodarcze dla odbiorców korzystających z dostaw według taryf regulowanych, w przypadku gdy ceny giełdowe są wyższe od dorozumianych kosztów energii elektrycznej w taryfach regulowanych, można unieważnić, jeżeli ceny giełdowe są niższe od kosztu dorozumianego energii elektrycznej.
(102) Wynika z tego, że w miesięcznych okresach nieprzekraczających jednego roku w 2005 r. oraz w dwuletnich okresach obejmujących częściowo rok 2005 ceny energii określone w taryfach regulowanych mających zastosowanie w 2005 r. najwyraźniej nie przynosiły korzyści grupie odbiorców korzystających z dostaw według taryf regulowanych, w porównaniu z cenami hurtowymi energii elektrycznej na giełdzie. Faktem jest jednak, że przychody z opłat za dostęp i taryf regulowanych dla całego systemu elektroenergetycznego nie były wystarczające, by pokryć regulowane koszty systemu w 2005 r. Trzeba zatem rozważyć, czy stosowany mechanizm jest wystarczający, by zagwarantować spłatę deficytu.
Spłata deficytu systemu elektroenergetycznego z 2005 r.
(103) Jak opisano w motywach 15 i 20-22 powyżej, rachunki systemu elektroenergetycznego w 2005 r. obejmowały wszystkie koszty regulowane i przychody regulowane systemu, przy czym konkretnych przychodów nie przypisywano do konkretnych kosztów. Na przykład kosztów przesyłu i dystrybucji (4 410 mln EUR) czy kosztów kogeneracji i wsparcia na rzecz energii ze źródeł odnawialnych (2 701 mln EUR) nie dzielono odpowiednio na regulowane przychody z taryf całościowych na rynku regulowanym i/lub przychody z regulowanych opłat za dostęp na wolnym rynku, tak jak nie różnicowano ich według tych dwóch rodzajów przychodu przy ich finansowaniu. W rzeczywistości wszyscy użytkownicy systemu odnoszą zysk i można oczekiwać, że pokryją koszty wsparcia skutecznych form kogeneracji i energii ze źródeł odnawialnych czy usług przesyłu i dystrybucji. W tym systemie kosztów nieskumulowanych dla każdej taryfy nie można obiektywnie dokonać ex post rozłożenia kosztów na odbiorców na wolnym rynku i tych korzystających z taryf regulowanych, a w tej drugiej kategorii na 25 różnych planów taryfowych, które stosowano w 2005 r. W konsekwencji właściwą metodą jest zbadanie możliwych korzyści lub ich braku w odniesieniu do deficytu całego systemu elektroenergetycznego z 2005 r.
(104) W tej kwestii Hiszpania wprowadziła mechanizm mający na celu pokrycie całego deficytu z 2005 r. Jest on spójny ze wspomnianym uniwersalnym charakterem rachunków w ramach systemu w tym okresie. Problem niedoboru regulowanych przychodów z systemu elektroenergetycznego w celu pokrycia kosztów systemu rozwiązano przy pomocy zastrzyku ze środków zgromadzonych za sprawą "wkładu o specjalnym przeznaczeniu", przewidzianego w dekrecie królewskim 809/2006. Proces odzyskania środków rozpoczęto w połowie 2006 r. przez wprowadzenie opłaty dodatkowej wynoszącej 1,378 % do całościowych taryf regulowanych i 3,975 % do opłat za dostęp; opłaty dodatkowe musiały zapewnić odzyskanie kwoty 3,8 mld EUR wraz z odsetkami w okresie 14,5 roku, kończącym się w 2020 r. (zob. motywy 25 i 26 powyżej).
(105) Wynika z tego, że przychody z wkładu o specjalnym przeznaczeniu na finansowanie deficytu z 2005 r. umożliwiają użytkownikom systemu opłacanie rachunków obejmujących podwyżkę konieczną do zbilansowania rachunków systemu za 2005 r. na zasadzie ex post ze znacznym opóźnieniem.
(106) W tej sytuacji jedynym spornym aspektem metody wybranej w 2006 r. w celu spłaty deficytu systemu elektroenergetycznego z 2005 r. i zbilansowania rachunków jest niska stopa procentowa, którą początkowo zastosowano do rocznych spłat, czyli stopa referencyjna EURIBOR bez spreadu. Jak opisano dokładniej w motywach 96 i 97 Hiszpania zobowiązała się podwyższyć stopę procentową dla odbiorców biznesowych objętych obecnym postępowaniem. Hiszpania podejmuje się zastosować do stopy referencyjnej spread wynoszący 65 punktów bazowych.
(107) Wprowadzenie tej zmiany wobec środka zastosowanego początkowo w celu spłaty deficytu z 2005 r., nieobejmującego gospodarstw domowych i małych przedsiębiorstw, które płaciły rachunki według najwyższych taryf regulowanych w ramach mechanizmu korekcyjnego, przekreśla jakąkolwiek hipotetyczną korzyść, którą przedsiębiorstwa mogły odnieść wskutek odroczenia płatności z 2006 r. Ponadto zastosowanie opłaty dodatkowej do taryf oznacza, że łączna odzyskana kwota w przypadku każdego przedsiębiorstwa jest wprost proporcjonalna do jego zużycia energii. Opłata dodatkowa rośnie wraz ze wzrostem ilości zużytej energii elektrycznej.
Porównanie z cenami rynkowymi energii elektrycznej
(108) Po drugie, jak zauważyły niektóre zainteresowane strony, ceny odnotowane na giełdzie energii elektrycznej nie stanowią właściwej wartości odniesienia do celów porównania cen energii elektrycznej dla dużych konsumentów w ramach taryf regulowanych z cenami rynkowymi. W rzeczywistości opierając się na dowodach przedstawionych w sprawozdaniu z 2005 r. sporządzonym przez operatora rynku energii elektrycznej OMEL, spośród setek przemysłowych i dużych odbiorców biznesowych zaledwie siedmiu odbiorców końcowych kupowało energię elektryczną bezpośrednio na giełdzie w ilości odpowiadającej 5 % popytu. Odbiorcy przemysłowi i inni duzi odbiorcy, zwłaszcza odbiorcy energochłonni, dla których energia stanowi pokaźną część ich kosztów produkcji (standardowo 30-40 % w przypadku produkcji aluminium), wymagają przewidywalnej ceny oraz warunków dostaw i otrzymują je. Warunki te są ustalane w umowach, które obowiązują dłużej niż w wymiarze dnia następnego. Ceny notowane co godzinę na rynku dnia następnego, takim jak giełda energii elektrycznej, obrazują średnie ceny rynkowe dla dostawców obsługujących zróżnicowany portfel odbiorców, w tym gospodarstwa domowe. Nie stanowią one jednak odpowiedniej wartości odniesienia w celu określenia cen, w jakich odbiorcy energochłonni powinni nabywać energię na wolnym rynku na podstawie umów zawierających warunki obowiązujące dłużej niż w wymiarze dnia następnego. W przeciwieństwie do opinii wyrażonej w decyzji o wszczęciu postępowania, postępowanie wyjaśniające wykazało, że taryfy regulowane niższe od średnich cen giełdowych niekoniecznie oznaczają dla odbiorców przemysłowych korzyść w stosunku do warunków rynkowych, ponieważ ceny giełdowe dla większości tych odbiorców nie są cenami rynkowymi. To rozwiewa wyrażone w tej kwestii wątpliwości.
(109) Ponadto w 2005 r. możliwość przejścia na wolny rynek nie była w Hiszpanii nieodwracalna. Konsumenci mogli cały czas wybierać między najatrakcyjniejszymi ofertami na rynku regulowanym i w ramach wolnego rynku, co doprowadziło do pewnej równowagi cenowej. Odwracalność opcji dostaw nierozerwalnie wiąże się ze spadkiem cen na rynku detalicznym w sytuacjach wzrostu cen hurtowych, jak miało to miejsce w Hiszpanii w kwietniu 2005 r., natomiast w odwrotnej sytuacji pojawia się przeciwległy bodziec do podniesienia cen na wolnym rynku w celu lepszego dostosowania ich do najwyższych poziomów taryf regulowanych.
(110) Jak potwierdziło stowarzyszenie niezależnych dostawców (motywy 42-49), dostawcy na wolnym rynku musieli w 2005 r. przestrzegać swoich umów lub mogli je jednostronnie rozwiązać, jeżeli istniała taka możliwość, bądź renegocjować ceny i je korygować je w górę, ryzykując utratą swoich odbiorców na rzecz rynku regulowanego. Wielkość strat operacyjnych, o których mówią dostawcy na wolnym rynku, wskazuje na to, że ceny na wolnym rynku w 2005 r., zwłaszcza w przypadku umów rocznych, których przestrzegano, były nadal zbliżone do odpowiednich poziomów taryf regulowanych i w związku z tym taryfy regulowane nie skutkowały de facto korzyścią gospodarczą w porównaniu z faktycznymi cenami na wolnym rynku.
(111) Implikuje to zatem, że dwóch hipotetycznych konkurujących ze sobą odbiorców przemysłowych, z których jeden funkcjonował na podstawie rocznej wolnorynkowej umowy o dostawę energii elektrycznej od stycznia do grudnia 2005 r., a drugi korzystał z dostaw według taryf regulowanych, ponosiło podobne koszty energii elektrycznej, przy zachowaniu innych tych samych warunków. W rzeczywistości jedynym skutkiem, jaki poziom taryf regulowanych w 2005 r. wywarł na ceny na wolnym rynku, było przeniesienie na odbiorców na wolnym rynku pośredniej korzyści w postaci ograniczenia wzrostu cen, nawet przy założeniu, że wzrosty takie były umownie możliwe w ciągu roku lub, w dłuższej perspektywie czasowej, w całym 2005 r. Faktyczna czy potencjalna konkurencja między przemysłowymi odbiorcami energii elektrycznej na rynkach wolnym i regulowanym nie mogła zakłócić taryf regulowanych.
(112) Po trzecie, w swojej decyzji o wszczęciu postępowania Komisja nawiązała w szczególności do niskich poziomów taryf regulowanych wynoszących 23,9 EUR/MWh i 27,0 EUR/MWh, stosowanych w 2005 r. odpowiednio wobec dużych odbiorców przemysłowych (taryfa G4) oraz dużych odbiorców przemysłowych z dostawami przerywalnymi (np. taryfa 3.4), jak pokazano w tabeli 3 przedstawionej w motywie 30. Jak wskazały niektóre strony trzecie, poziomy taryf regulowanych kwestionowane w decyzji o wszczęciu postępowania nie są taryfami, lecz średnimi cenami po odjęciu upustu. Podstawowe poziomy taryf ustanowione dekretem 2392/2004, przedstawione w tabeli 1, bez upustów wynosiłyby odpowiednio 56,12 EUR/MWh (taryfa 3.4) i 25,44 EUR/MWh (taryfa G4).
(113) W tej kwestii formalne dochodzenie dostarczyło przedstawionego poniżej dowodu, potwierdzającego że taryfy regulowane mające zastosowanie do odbiorców przemysłowych, o których mowa w decyzji o wszczęciu postępowania, pozostawały na poziomie cen rynkowych mających zastosowanie przez cały okres od stycznia do grudnia 2005 r.
(114) Po pierwsze dostarczono dowodu na występowanie dwustronnych cen rynkowych w wysokości 34,45 EUR/MWh, które w 2005 r. były stosowane wobec odbiorców energochłonnych na wolnym rynku (motywy 55-57). Przy marży handlowej niższej niż średnia marża w wysokości 10 EUR dodana w decyzji o wszczęciu formalnego postępowania wyjaśniającego, ta cena rynkowa wskazuje na koszt dostawy zbliżony do 25,44 EUR/MWh najniższej (G4) taryfy regulowanej (23,9 EUR/MWh średniej ceny ex post). Uwzględniając obiektywne różnice dotyczące dostaw w ramach taryfy regulowanej, takie jak 9,7 raza większe wolumeny dostaw, inwestycje w urządzenia do kontrolowania i terminy płatności, nie wydaje się, aby niższa taryfa regulowana przyniosła beneficjentom nienależną korzyść gospodarczą.
(115) Po drugie, dostępne dowody wskazują, że w grudniu 2004 r. mogły być zawarte roczne umowy o dostawy w celu pokrycia obciążenia podstawowego na okres od stycznia do grudnia 2005 r., w oparciu o ceny na rynku terminowym w wysokości 31,05 EUR/MWh. Ostateczna cena rynkowa (z dodatkowymi usługami i taryfą dostępową) w wysokości 36,67 EUR/MWh, niższa od odpowiedniego podstawowego poziomu taryfowego (taryfa 3.4), była dostępna dla odbiorców przemysłowych korzystających z dostaw przerywalnych o dużym zakresie modulacji obciążenia (zob. motywy 16, 18 i 58 powyżej).
(116) Dodatkowe upusty stosowane w ramach taryf regulowanych w odniesieniu do zarządzania popytem (np. modulacja obciążenia, przerywalność) umożliwiły obniżkę średnich cen na rynku regulowanym dla użytkowników świadczących te usługi 22 . Upusty te, nieuwzględnione konkretnie w decyzji o wszczęciu postępowania, wynagradzały wartościowe dla sieci usługi zarządzania popytem, wymagające dostosowań, inwestycji lub wprowadzania ograniczeń w procesach komercyjnych lub przemysłowych. Modulacja obciążenia wymaga energochłonnych procesów przemysłowych lub komercyjnych, które przeprowadza się raczej w okresach pozaszczytowego, a nie szczytowego zapotrzebowania na energię w celu ograniczenia zużycia i napięcia w sieci elektrycznej. Tak samo przydatne z ekonomicznego punktu widzenia są świadczone na rzecz sieci usługi związane z przerywalnością, ponieważ dla omawianego odbiorcy przemysłowego oznaczają możliwość niezwłocznego (w ciągu kilku sekund, maksymalnie do dwóch godzin) przerwania na dłużej (od godziny do dwunastu godzin) dostaw przez operatora systemu, co miało miejsce w przypadku odpowiednich taryf regulowanych w Hiszpanii.
(117) Korzyści wynikające ze świadczenia tych usług w kategoriach zapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznej potwierdza prawodawstwo UE. Dyrektywa 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r. dotycząca działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i inwestycji infrastrukturalnych 23 zobowiązuje państwa członkowskie do uwzględnienia technologii zarządzania popytem i podjęcia działań ukierunkowanych na usunięcie barier w stosowaniu umów o dostawy przerywalne w celu utrzymania równowagi pomiędzy zapotrzebowaniem na energię elektryczną a dostępnością mocy wytwórczych. Usługi te uzupełniają i mogą nawet zastąpić inne środki regulacji, stosowane przez operatora sieci w celu dostosowania popytu na energię elektryczną z sieci do mocy wytwórczych, i pozwalają uniknąć przerw w dostawach i zaników napięcia, które ze społecznego i ekonomicznego punktu widzenia są kosztowne i mogą skutkować sankcjami lub zobowiązaniami płatniczymi.
(118) Usługi te były w 2005 r. w Hiszpanii szczególnie cenne ze względu na brak znaczących połączeń międzysystemowych z innymi państwami członkowskimi i dość liczne przerwy w zasilaniu ze źródeł energii odnawialnej. Ich ekonomiczną wartość oraz koszty, których można uniknąć w systemie elektroenergetycznym można zobrazować kosztami, jakie hiszpański operator sieci Red. Eléctrica de España poniósł na zakup usług bilansujących. W 2005 r. spółka Red. Eléctrica de España zapłaciła średnio 65 EUR/MWh za usługi regulacji wtórnej w celu zwiększenia mocy wytwórczych (dodatkowa energia wprowadzona do sieci na czas od 15 sekund do 15 minut w celu zbilansowania sieci); średnia cena za usługi regulacji trzeciorzędnej w celu zwiększenia mocy wytwórczych (dodatkowa energia wprowadzona do sieci na czas od 15 minut do 2 godzin w celu przywrócenia rezerwy energii z regulacji wtórnej) w 2005 r. wyniosła 78 EUR/MWh, sięgając poziomu 600 EUR/MWh 24 . Za sprawą wyrównania popytu i wyeliminowania go w okresach szczytowego obciążenia (modulacja obciążenia) lub zapewnienia możliwości ograniczenia go w sytuacjach krytycznych (przerywalność dostaw), upusty w ramach odpowiednich taryf regulowanych (np. około 32 EUR/MWh w taryfie 3.4) wydają się być ekonomicznie uzasadnione.
(119) W przypadku braku takich środków zarządzania popytem, taryfy regulowane dla użytkowników podłączonych do sieci wysokiego napięcia (taryfy 1.4 i 2.4) byłyby dużo wyższe, wynosząc między 58 a 61 EUR/MWh w przypadku taryfy podstawowej oraz 76,2 EUR/MWh w przypadku średniej ceny faktycznej. Dokonując porównania z cenami na rynku terminowym, wynoszącymi 31,05 EUR/MWh w okresie między styczniem a grudniem 2005 r., cen rynkowych nie można uznać za wyższe od taryf regulowanych mających zastosowanie do zdecydowanej większości przemysłowych i komercyjnych odbiorców energochłonnych.
(120) Wynika z tego, że chociaż ceny odnotowane na giełdzie energii elektrycznej nie stanowią odpowiedniej wartości odniesienia na potrzeby porównania z cenami za energię elektryczną dla dużych odbiorców przemysłowych i komercyjnych, faktyczne ceny rynkowe mające zastosowanie do dostaw energii elektrycznej dla odbiorców końcowych, którzy w 2005 r. podlegali taryfom regulowanym, pokrywały się z odpowiednimi poziomami taryf regulowanych.
6. WNIOSKI DOTYCZĄCE DANEGO ŚRODKA
(121) W świetle powyższych ustaleń Komisja uważa, że po pierwsze udowodniono brak korzyści wynikających z całościowych taryf regulowanych dla przedsiębiorstw będących odbiorcami energii elektrycznej z zastosowaniem tych taryf, a po drugie, uwzględniając zobowiązanie Hiszpanii do zmiany danego środka, dowiedziono, iż niektóre przedsiębiorstwa zostaną obciążone odpowiednimi odsetkami za zwłokę w zapłacie części swoich rachunków za energię elektryczną z 2005 r.
(122) W związku z tym dany środek nie przynosi korzyści gospodarczej odbiorcom biznesowym. Z uwagi na fakt, że kryteria ustanowione w art. 107 ust. 1 TFUE mają charakter łączny, nie ma konieczności dochodzenia, czy spełnione są pozostałe kryteria.
(123) Komisja zatem stwierdza, że mając na uwadze zastosowany przez Hiszpanię mechanizm odzyskania od odbiorców końcowych kwoty zadłużenia wobec systemu elektroenergetycznego, system taryf regulowanych wdrożony w 2005 r. nie skutkował pomocą państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE. Wniosek ten dotyczy sytuacji i okresu, do których odnosi się skarga, bez uszczerbku dla ewentualnej oceny Komisji w odniesieniu do działań podjętych przez Hiszpanię po roku 2005,
PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ: