Decyzja 2005/801/WE uznająca koncentrację za niezgodną z zasadami wspólnego rynku zgodnie z art. 8 ust. 3 rozporządzenia Rady (EWG) nr 4064/89 ("rozporządzenie w sprawie połączeń")

Dzienniki UE

Dz.U.UE.L.2005.302.69

Akt indywidualny

Wersja od: 19 listopada 2005 r.

DECYZJA KOMISJI

z dnia 9 grudnia 2004 r.

uznająca koncentrację za niezgodną z zasadami wspólnego rynku zgodnie z art. 8 ust. 3 rozporządzenia Rady (EWG) nr 4064/89 ("rozporządzenie w sprawie połączeń")

(Sprawa nr COMP/M.3440 - EDP/ENI/GDP)

(notyfikowana jako dokument nr C(2004) 4715)

(Jedynie tekst w języku angielskim jest autentyczny)

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

(2005/801/WE)

(Dz.U.UE L z dnia 19 listopada 2005 r.)

Dnia 9 grudnia 2004 r. Komisja przyjęła decyzję w sprawie łączenia przedsiębiorstw na mocy rozporządzenia Rady (EWG) nr 4064/89 z dnia 21 grudnia 1989 r. w sprawie kontroli koncentracji przedsiębiorstw⁽¹⁾, w szczególności art. 8 ust. 2 tego rozporządzenia. Wersja bez klauzuli poufności pełnego tekstu omawianej decyzji w oryginalnym języku postępowania oraz w językach roboczych Komisji znajduje się na stronie internetowej Dyrekcji Generalnej ds. Konkurencji pod adresem http://europa.eu.int/comm/competition/index_en.html

I.

STRONY

(1) Energias de Portugal SA ("EDP") to portugalski operator narodowy energii elektrycznej. Firma zajmuje się głównie wytwarzaniem, dystrybucją i dostawą energii elektrycznej w Portugalii. EDP kontroluje hiszpańską spółkę Hidrocantábrico, która działa w Hiszpanii w sektorach energii elektrycznej i gazu. EDP jest notowana na giełdzie Euronext Lizbona. Portugalski skarb państwa jest właścicielem - bezpośrednio lub pośrednio - około 30 % akcji firmy.

(2) ENI SpA ("ENI") zajmuje się wydobyciem i przetwórstwem ropy naftowej i gazu ziemnego na świecie. Działalność ENI obejmuje również dostawy, przesył, magazynowanie, dystrybucję i obrót gazem ziemnym. Ponadto ENI posiada udziały w firmach transportowych, które zajmują się eksploatacją międzynarodowych gazociągów służących do przesyłu gazu ziemnego.

(3) Gás de Portugal, SGPS, SA, ("GDP") to portugalski operator narodowy w dziedzinie gazownictwa. GDP jest w pełni zależny od portugalskiego przedsiębiorstwa Galp Energia, SGPS, SA ("GALP"), które jest obecnie kontrolowane łącznie przez portugalski skarb państwa i firmę ENI zainteresowaną zarówno sektorem ropy naftowej, jak i gazu ziemnego. Usługi oferowane przez GDP i jego podmioty zależne pokrywają wszystkie poziomy łańcucha dostaw gazu w Portugalii. GDP, poprzez swoje przedsiębiorstwo zależne, Transgás, importuje gaz ziemny do Portugalii poprzez gazociąg Maroko-Hiszpania- Portugalia oraz poprzez terminal LNG w Sines i odpowiada za przesył, magazynowanie, transport i dostawę gazu ziemnego poprzez portugalską sieć gazociągów wysokociśnieniowych ("sieć"). GDP zajmuje się również dostawą gazu ziemnego do dużych odbiorców przemysłowych, a także budową - a w przyszłości eksploatacją - pierwszych w Portugalii podziemnych instalacji do magazynowania gazu ziemnego. GDP, poprzez GDP Distribuição ("GDPD"), obecnie kontroluje również pięć z sześciu krajowych przedsiębiorstw zajmujących się dystrybucją gazu w Portugalii.

(4) Rede Eléctrica Nacional SA ("REN") nie jest stroną zgłaszającą w niniejszej koncentracji, jednak bierze udział w całej transakcji, w której skład wchodzi omawiana koncentracja. REN to portugalska spółka utworzona wskutek wydzielenia ogólnokrajowej sieci elektroenergetycznej z EDP w 1994 r. REN obecnie zarządza portugalską ogólnokrajową siecią elektroenergetyczną i ma status wyłącznego nabywcy, który kupuje energię elektryczną od producentów i odsprzedaje ją dystrybutorowi/ dostawcy, który dalej dostarcza energię odbiorcom nieuprawnionym. Portugalski skarb państwa kontroluje - bezpośrednio lub pośrednio - 70 % REN, natomiast pozostała część struktury własnościowej tej firmy należy do EDP.

II.

OPERACJA

(5) Niniejsza sprawa dotyczy koncentracji, w ramach której EDP i ENI ("strony") planują przejęcie wspólnej kontroli nad GDP. Operacja przewiduje, że sieć przesyłowa gazu ziemnego (z wyłączeniem terminalu LNG w Sines, gazociągu międzynarodowego i podziemnych instalacji do magazynowania gazu Carriço) zostanie przeniesiona, w określonym terminie, do firmy REN, portugalskiego operatora ogólnokrajowej sieci elektroenergetycznej. W okresie przejściowym EDP przejmie kontrolę nad siecią gazociągów, wraz z firmami ENI i REN.

(6) Zgodnie z drugą dyrektywą w sprawie gazu ziemnego⁽²⁾ oraz z odstępstwem przyznanym Portugalii, 33 % portugalskiego rynku gazu ziemnego zostanie zliberalizowane najpóźniej do 2007 r., rynek odbiorców niebędących gospodarstwami domowymi - najpóźniej do 2009 r., a rynek obejmujący wszystkie rodzaje odbiorców (włącznie z gospodarstwami domowymi) - najpóźniej do 2010 r. Rząd portugalski może zadecydować o wcześniejszym rozpoczęciu procesu liberalizacji.

III.

RYNEK WŁAŚCIWY

A.

WŁAŚCIWY RYNEK ENERGII ELEKTRYCZNEJ

1. WŁAŚCIWY RYNEK PRODUKTOWY

(7) Uwzględniając specyfikę rynków portugalskich, a także warunki konkurencji i ramy regulacyjne, Komisja ustaliła, iż należy wydzielić następujące rodzaje rynków w Portugalii:

i) rynek hurtowy dostaw energii elektrycznej;

ii) dostawa usług regulacji/bilansowania mocy⁽³⁾,

iii) sieć przesyłowa;

iv) sieć dystrybucyjna;

v) rynek detaliczny dostaw energii elektrycznej (duzi i mali odbiorcy).

(8) Krajowy system energii elektrycznej składa się z dwóch podsystemów: sieci publicznej, zwanej inaczej "systemem dostępu regulowanego" (Sistema Eléctrico de Serviço Público, "SEP"), oraz niezależnego systemu energii elektrycznej (Sistema Eléctrico Independente, "SEI"). Oba systemy wykorzystują ogólnokrajową sieć przesyłową, która jest eksploatowana na podstawie koncesji przez firmę Rede Eléctrica Nacional ("REN").

(9) SEP to system regulowany, który obejmuje wytwarzanie i dystrybucję energii elektrycznej. System ten obejmuje przedsiębiorstwa energetyczne i sieci dystrybucyjne posiadające regulowany dostęp. W ramach tego systemu REN ma status wyłącznego nabywcy energii elektrycznej na poziomie hurtowym. REN nabywa energię głównie od grupy elektrowni ("przedsiębiorstw energetycznych posiadających regulowany dostęp") na podstawie umów o zakup energii elektrycznej.

(10) W ramach umów o zakup energii elektrycznej przedsiębiorstwa energetyczne posiadające regulowany dostęp zobowiązują się do dostawy energii do sieci regulowanej (SEP) na zasadach wyłączności w okresie przekraczającym 20 lat, zgodnie z określoną formułą cenową⁽⁴⁾. Budowa omawianych przedsiębiorstw energetycznych posiadających regulowany dostęp nie została zliberalizowana i podlega regulacji przez państwo. Zgodnie z obowiązującym ustawodawstwem system regulowany obejmuje następujące przedsiębiorstwa: EDP (poprzez EDP Produção i Companhia Portuguesa de Electridade), Tejo Energia⁽⁵⁾ i Turbogás⁽⁶⁾. Większość energii elektrycznej w Portugalii (83 % w 2003 r.)⁽⁷⁾ jest dostarczana w ramach wspomnianych wyżej umów o zakup energii elektrycznej, zawartych na zasadach wyłączności przez REN i wytwórców energii.

(11) Energia elektryczna nabywana przez REN zostaje następnie odsprzedawana regulowanemu dystrybutorowi, spółce kontrolowanej przez EDP, w ramach regulowanego systemu taryfowego. Taryfy regulowane ustala portugalski regulator sektora energetyki, ERSE.

(12) SEI, niezależny system energii elektrycznej, obejmuje nieregulowaną sieć elektryczną (Sistema Eléctrico Não Vinculado, "SENV"), która funkcjonuje w warunkach wolnorynkowych (tj. większość energii w ramach tego systemu jest docelowo sprzedawana odbiorcom, którzy odłączyli się od sieci regulowanej), oraz wytwórców działających w ramach systemu specjalnego (Produtores em regime especial, PRE), którzy dostarczają firmie REN energię wytworzoną w skojarzonych źródłach energii, mini elektrowniach wodnych i innych odnawialnych źródłach energii (np. w elektrowniach wiatrowych) zgodnie z taryfami regulowanymi.

(13) Odbiorcy uprawnieni mają swobodę wyboru dostawcy energii i mogą kupować energię od SEP zgodnie z taryfami regulowanymi lub od SENV (w ostatnim przypadku energia jest dostarczana przez niezależnego dostawcę detalicznego na zasadach rynkowych). Na mocy dekretu z dnia 17 sierpnia 2004 r. wszyscy odbiorcy są ostatecznie uprawnieni⁽⁸⁾.

(14) Istniejące ramy regulacyjne są obecnie zmieniane.

Rynek hurtowy energii elektrycznej

(15) Rynek hurtowy energii elektrycznej obejmuje produkcję energii w elektrowniach oraz energię elektryczną fizycznie przesyłaną poprzez sieci międzysystemowe dla celów odsprzedaży dostawcom detalicznym. Podobnie jak w innych Państwach Członkowskich, niewielu bardzo dużych odbiorców energii elektrycznej może zadecydować o kupnie energii bezpośrednio na rynku hurtowym (w Hiszpanii taki zakup stanowi poniżej 5 % zakupów energii na rynku hurtowym).

(16) Komisja uważa, że od momentu wygaśnięcia umów o zakup energii elektrycznej powstanie w Portugalii rynek hurtowy obejmujący ofertę dawnych wytwórców posiadających regulowany dostęp, wytwórców nieposiadających regulowanego dostępu oraz import. Oszacowanie to oparto o rynek hurtowy bez uwzględnienia podziału na system zliberalizowany i regulowany.

Bilansowanie mocy i usługi pomocnicze

(17) Istnieje techniczne zapotrzebowanie na tego typu usługi, ponieważ operator systemu przesyłowego jest odpowiedzialny za utrzymywanie napięcia w sieci w obrębie bardzo wąskich szerokości pasma. W przypadku nadmiernego zużycia napięcie w sieci spada, co może spowodować pewnego rodzaju problemy ze stabilnością sieci. Również w przypadku niedostatecznego zużycia energii powstaje problem, ponieważ napięcie w sieci wzrasta powyżej dopuszczalnego poziomu tolerancji, a operator systemu przesyłowego musi wyłączyć pewną część mocy lub zapewnić dodatkowe zużycie energii.

(18) Usługi tego typu muszą być świadczone odpłatnie i zazwyczaj przewidziana jest "kara" za odstępstwo w przypadku kiedy zapotrzebowanie danego odbiorcy przekracza lub wypada poniżej określonego poziomu zużycia energii, który to poziom odpowiada ilości energii, jaką dostawca wcześniej zakupił na rynku hurtowym lub którą planuje wytworzyć własnymi siłami (a o zamiarze tym musi uprzednio poinformować operatora systemu przesyłowego).

(19) Obecnie w Portugalii usługi bilansowania mocy i inne usługi pomocnicze (w zakresie przeciążenia sieci) świadczy firma REN wszystkim podmiotom działającym w systemie. W Portugalii nie powstał jeszcze rynek tego typu usług. Jednak jest prawdopodobne, że taki rynek lub rynki wyłonią się po wygaśnięciu umów o zakup energii elektrycznej. Dla celów niniejszej decyzji dokładne wytyczenie tego rynku lub rynków pozostaje otwarte.

Przesył i dystrybucja

(20) Niniejsza decyzja nie wywiera wpływu na wspomniane rynki. W Portugalii sieć przesyłowa została już wydzielona i jest eksploatowana przez REN, portugalskiego operatora systemu przesyłowego. Sieci dystrybucyjne stanowią własność EDP i władz miejskich; zarządza nimi firma kontrolowana przez EDP, Distribuição Energia SA ("EDPD"). Dostęp do sieci przesyłowej i dystrybucyjnej podlega regulacji portugalskiego urzędu regulacji energetyki, ERSE.

Sprzedaż detaliczna energii elektrycznej

(21) Dla celów niniejszego oświadczenia rozważy się następujące rynki detaliczne energii elektrycznej: i) dostawa energii elektrycznej dla dużych odbiorców przemysłowych, którzy są podłączeni do sieci wysokoi średnionapięciowej ("HV" i "MV"); ii) dostawa energii elektrycznej do mniejszych odbiorców przemysłowych, komercyjnych i gospodarstw domowych, podłączonych do sieci niskonapięciowej ("LV").

(22) Istnieją duże różnice pomiędzy użytkownikami sieci HV/MV a użytkownikami sieci LV w zakresie konsumpcji energii i warunków, na podstawie których zakupują energię elektryczną. Również inna jest relacja handlowa w obu tych grupach odbiorców. Użytkownicy sieci MV i HV to w większości przypadków odbiorcy przemysłowi, dla których energia może stanowić znaczną część ponoszonych kosztów. Natomiast większość użytkowników sieci LV to mali odbiorcy przemysłowi, komercyjni lub gospodarstwa domowe, gdzie zużycie energii elektrycznej na użytkownika jest dość ograniczone.

2. GEOGRAFICZNE RYNKI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

(23) W poprzednich decyzjach Komisji ustalono, że właściwy rynek geograficzny hurtowej dostawy energii elektrycznej nie przekracza granic państwowych⁽⁹⁾. Dochodzenie przeprowadzone w niniejszej sprawie wykazało, iż rynki hurtowe i detaliczne energii elektrycznej wyraźnie obejmują swym zakresem obszar Portugalii i sytuacja ta nie zmieni się w przewidywalnej przyszłości.

(24) Strony twierdzą, iż w najbliższej przyszłości na Półwyspie Iberyjskim powstanie jednolity iberyjski komercyjny rynek energii elektrycznej, MIBEL. Przewidywanie to nie zostało potwierdzone w pogłębionej analizie przeprowadzonej przez Komisję. Wydaje się, że: 1) obecny poziom połączeń sieciowych pomiędzy Hiszpanią i Portugalią nie jest wystarczający do tego, by mówić o istnieniu jednolitego rynku na Półwyspie Iberyjskim; oraz 2) jest wysoce nieprawdopodobne, że w najbliżej przyszłości rynek hurtowy energii elektrycznej będzie obejmował swym zasięgiem cały Półwysep Iberyjski, ponieważ:

i) należałoby usunąć wiele istotnych barier regulacyjnych, aby utworzyć MIBEL;

ii) jest prawdopodobne, że warunki funkcjonowania konkurencji w Hiszpanii i w Portugalii będą się znacznie różnić nawet po powstaniu rynku MIBEL;

iii) krajowe plany przydziału emisji CO₂ i krajowe plany kompensacji kosztów osieroconych prawdopodobnie spowodują utrzymanie lub nawet pogłębienie się tych różnic w warunkach funkcjonowania konkurencji;

iv) nie istnieje prawdopodobieństwo, że projektowany poziom połączeń sieciowych pomiędzy Hiszpanią a Portugalią pozwoli na skuteczną integrację obu rynków w przewidywalnej przyszłości.

B.

WŁAŚCIWE RYNKI GAZU ZIEMNEGO

1. RYNEK PRODUKTOWY

(25) Komisja wyodrębniła cztery rynki produktów gazowych, na które wywrze wpływ przedmiotowa operacja:

i) dostawa gazu do wytwórców energii elektrycznej (elektrowni cieplnych typu CCGT⁽¹⁰⁾);

ii) dostawa gazu do lokalnych przedsiębiorstw dystrybucyjnych;

iii) dostawa gazu do dużych odbiorców przemysłowych;

iv) dostawa gazu do małych odbiorców przemysłowych, komercyjnych i gospodarstw domowych.

(26) Sześć lokalnych przedsiębiorstw dystrybucyjnych dystrybuuje i dostarcza gaz do większości odbiorców końcowych poprzez sieci średnio- i niskociśnieniowe⁽¹¹⁾ i działa na podstawie koncesji w obszarach objętych wyłącznością.

(27) W Portugalii pierwszym zliberalizowanym rynkiem będzie rynek dostaw gazu do wytwórców energii. Strony twierdzą, że elektrownie cieplne typu CCGT i duzi odbiorcy przemysłowi powinni zostać potraktowani jako część jednolitego, szerszego rynku hurtowego. Komisja nie zgadza się z opinią przedstawioną przez strony. Wytwórcy energii elektrycznej mają bowiem jedyne w swoim rodzaju zapotrzebowanie w zakresie ilości i elastyczności dostaw. Elektrownie cieplne muszą więc mieć zapewnione zarówno umowy długoterminowe, które są niezbędne dla zagwarantowania podstawowej żywotności ekonomicznej i technicznej i zabezpieczenia dostaw, jak i umowy krótkoterminowe zawarte na krótsze okresy. Mają również inne marże, relacje z klientami i dynamikę wzrostu, a także inne są potrzeby handlowe podmiotów odsprzedających.

2. RYNEK GEOGRAFICZNY

(28) W odniesieniu do każdego z właściwych rynków gazu ziemnego zarówno Komisja, jak i strony zgadzają się, że dostawa gazu ziemnego w Portugalii ma zakres krajowy.

IV.

OCENA KONKURENCYJNOŚCI

A.

RYNKI ENERGII ELEKTRYCZNEJ

1. RYNEK HURTOWY

a) EDP ma dominującą pozycję na rynku hurtowym energii elektrycznej w Portugalii

(29) Z przeprowadzonej przez Komisję pogłębionej analizy wynika, że EDP zajmuje dominującą pozycję na rynku hurtowym w Portugalii, niezależnie od tego, czy jest rozważane w ramach obecnej struktury czy po wygaśnięciu umów o zakup energii elektrycznej.

(30) W 2003 r. na rynku hurtowym przedsiębiorstwo EDP posiadało 70 % mocy produkcyjnych, jego produkcja stanowiła 70 % wytworzonej energii i było ono największym importerem energii elektrycznej. Ponadto poziom energii produkowanej przez EDP pozostanie nienaruszony po wygaśnięciu umów o zakup energii elektrycznej. Po wygaśnięciu tych umów zostanie wdrożony plan kompensacji kosztów osieroconych, utworzony dla zrównoważenia ewentualnych strat rynkowych, jakie mogą ponieść w przyszłości istniejący wytwórcy energii. Wspomniany plan kompensacji faworyzuje operatorów narodowych (monopolistów). EDP ma otrzymać większość przewidzianych kompensacji, co umożliwi ochronę przedsiębiorstwa przed przyszłą konkurencją.

(31) Po stronie popytu EDP kontroluje prawie 100 % dystrybucji energii w Portugalii. Spółka zależna od EDP, EDP Distribuição, będzie pełniła w przyszłości funkcję dystrybutora detalicznego systemu regulowanego, co przyniesie istotne korzyści dla EDP.

(32) Po stronie podaży istotne znaczenie dla oferty EDP ma utworzenie nowej elektrowni cieplnej typu CCGT EDP ("TER"). W odniesieniu do możliwości produkcyjnych trzecich stron Komisja doszła do wniosku, że projekty budowy elektrowni cieplnych CCGT przez przedsiębiorstwa konkurencyjne są niepewne oraz że EDP ma wpływ na jedno z nich (Tejo Energia).

b) Operacja umocni dominującą pozycję firmy EDP z uwagi na skutki zarówno poziome, jak i pionowe

Skutki poziome: pozbycie się znaczącego przedsiębiorstwa konkurencyjnego

(33) W odniesieniu do skutków poziomych Komisja doszła do wniosku, że w przypadku gdyby nie doszło do planowanego połączenia, GDP najprawdopodobniej zostałaby głównym rywalem EDP na rynkach energii elektrycznej w Portugalii, zważywszy że: i) dostęp do konkurencyjnych zasobów gazu ziemnego przynosi znaczące korzyści w sektorze energii elektrycznej, ponieważ elektrownie cieplne typu CCGT stanowią obecnie najpopularniejszą metodę wytwarzania nowej energii: oraz ii) GDP, jako firma portugalska, mogłaby polegać na swojej marce i zaoferować swoim odbiorcom gazu łączną dostawę gazu ziemnego i energii elektrycznej.

(34) Po planowanym połączeniu GDP straciłaby status potencjalnego znaczącego rywala, co jednocześnie umocniłoby dominującą pozycję EDP.

Skutki pionowe: podniesienie kosztów przedsiębiorstwa konkurencyjnego

Uprzywilejowany i preferencyjny dostęp do portugalskiej infrastruktury gazu ziemnego (terminal LNG w Sines, gazociąg międzynarodowy oraz podziemne instalacje do magazynowania gazu Carriço)

(35) Po planowanej transakcji EDP miałoby możliwość i motywację do tego, by utrzymywać uprzywilejowany i preferencyjny dostęp do zasobów gazu ziemnego na niekorzyść spółek zajmujących się - w tym momencie lub w przyszłości - wytwarzaniem energii.

(36) Wysokociśnieniowa sieć gazowa: po połączeniu EDP miałoby możliwość wpływania na zarządzanie wysokociśnieniową siecią gazową: i) skutki krótkoterminowe: EDP przejmie tymczasowo⁽¹²⁾ łączną kontrolę nad firmą Transgás (włącznie z siecią gazową), tj. w okresie nieprzekraczającym 19,5 miesiąca. W tym okresie EDP może wywrzeć silny wpływ na strategię i zarządzanie siecią. Dzięki temu przejęciu kontroli EDP może uzyskać dogłębne informacje na temat funkcji eksploatacyjnych sieci, z których to informacji będzie mogła później wyciągnąć korzyści; ii) skutki długoterminowe: wskutek planowanego połączenia podmiotem eksploatującym wysokociśnieniową sieć gazową będzie REN.

(37) Międzynarodowy gazociąg GDP: spółka powstała w wyniku połączenia miałaby możliwość użytkowania pełnej przepustowości pierwszego istniejącego punktu dostępowego w Portugalii (gazociągu przebiegającego z Algierii do Portugalii poprzez Maroko i Hiszpanię, który wchodzi do Portugalii w Campo Maior), aby nie dopuścić do wykorzystania przez konkurencję żadnych uwolnionych przepustowości. Zatem jeżeli nawet zastosuje się zasadę dostępu trzeciej strony (TPA), ilość wolnej przepustowości oferowana trzecim stronom nie będzie na tyle wystarczająca, aby mogły importować gaz na zasadach permanentnych i przy minimalnym zabezpieczeniu poziomu importowanego przez nie gazu.

(38) Terminal GDP w Sines: terminal LNG, usytuowany w Sines, jest jedynym terminalem tego typu w Portugalii. Terminal ten, który został uruchomiony na początku 2004 r., stanowi własność GDP i jest eksploatowany przez tę firmę (poprzez Transgás, przedsiębiorstwo w pełni zależne od GDP). Maksymalna przepustowość importowa terminalu wynosi 5,3 bilionów m3 rocznie. Jako że sektor gazownictwa nie został dotychczas zliberalizowany, nie zastosowano żadnej zasady dostępu trzeciej strony (TPA) w odniesieniu do terminalu. Wskutek tego trzecie strony, które chciałyby mieć dostęp do terminalu, musiałyby skontaktować się z firmą GDP i wynegocjować z nią warunki tego dostępu.

(39) Podziemne instalacje do magazynowania gazu Carriço: po planowanym połączeniu EDP miałoby również możliwość eksploatacji podziemnej instalacji do magazynowania gazu Carriço, będącej własnością GDP. Jest to jedyna instalacja do magazynowania gazu ziemnego w Portugalii (poza terminalem LNG w Sines, który jest o wiele mniejszy). Dostęp do tej instalacji przyznany na zasadach niedyskryminujących i związana z tym elastyczność są niezwykle istotne dla rywalizujących ze sobą wytwórców energii elektrycznej, eksploatujących elektrownie cieplne typu CCGT. Badania rynkowe potwierdziły, że warunki dostępu są niewystarczające dla zapewnienia podmiotom konkurencyjnym pełnego dysponowania instalacją magazynującą, ponieważ EDP będzie miało możliwość ograniczenia dostępu z powodów technicznych.

(40) Po przeprowadzeniu planowanej operacji EDP przejęłoby znaczącą kontrolę nad punktami dostępowymi do sieci gazowej oraz nad instalacjami magazynującymi gaz ziemny. Operacja mogłaby zatem udostępnić firmie EDP wszystkie niezbędne środki i argumenty pozwalające na utrudnianie dostępu do sieci gazowej przedsiębiorstwom konkurencyjnym, nawet jeżeli po wydzieleniu własnościowym wysokociśnieniowa sieć gazowa w Portugalii ma przejść pod kontrolę REN.

Możliwość kontrolowania ograniczeń w dostawie gazu do elektrowni cieplnych na niekorzyść konkurencyjnych elektrowni cieplnych

(41) Zważywszy że skuteczne przekazanie firmie REN praw do infrastruktury i zasobów transportowych jest w dużym stopniu niepewne, nie ma gwarancji, że dostawy gazu do obecnych (np. Turbogás) i potencjalnych konkurencyjnych elektrowni cieplnych CCGT będą realizowane przez firmę inną niż przedsiębiorstwo powstałe w wyniku planowanego połączenia. W przypadku powstania w Portugalii ograniczeń w dostawie gazu GDP będzie musiało faworyzować elektrownie EDP na niekorzyść konkurencyjnych elektrowni cieplnych.

Możliwość i argumenty uzasadniające kontrolę cen gazu i podniesienie kosztów ponoszonych przez przedsiębiorstwa konkurencyjne, co pozwoliłoby na przejęcie obecnej i potencjalnej konkurencji i uniemożliwienie wejścia tych podmiotów na rynek

(42) Po planowanym połączeniu EDP miałoby możliwość i argumenty uzasadniające podniesienie cen gazu dostarczanego do obecnych firm konkurencyjnych (firmy Turbogás, w odniesieniu do zamówień krótkoterminowych). Taka możliwość mogłaby również zaistnieć w odniesieniu do potencjalnych podmiotów konkurencyjnych (obejmując wszystkie zamówienia), ponieważ tempo liberalizacji i niepewność korzystania z punktów dostępowych sprawiają, że dostawy gazu do ewentualnych przyszłych elektrowni cieplnych byłyby realizowane przez GDP.

Dostęp do zastrzeżonych prawnie informacji na temat kosztów ponoszonych przez firmy konkurencyjne wobec EDP, co przyniosłoby EDP znaczne korzyści

(43) Spółka powstała w wyniku planowanego połączenia posiadałaby wiedzę na temat kosztów inwestycyjnych jej obecnych rywali. Mogłaby więc narzucić takie ceny, które pozwoliłyby jej na przejęcie przedsiębiorstw konkurencyjnych. Taka korzyść strukturalna umocniłaby również dominującą pozycję firmy EDP i prawdopodobnie uniemożliwiłaby lub opóźniła wejście na rynek potencjalnych rywali planujących eksploatację nowych elektrowni cieplnych przy użyciu gazu ziemnego dostarczanego przez GDP.

Dostęp do informacji firm konkurencyjnych na temat planowanego dziennego zużycia gazu, co przyniosłoby EDP znaczne korzyści

(44) Po planowanym połączeniu przedsiębiorstw EDP będzie również miało dostęp do informacji o planowanym dziennym zużyciu gazu przez firmę Turbogás (i inne elektrownie cieplne CCGT, z których usług będzie ewentualnie korzystać GDP), tj. informacji otrzymywanych na dzień wcześniej o planowanym przez daną elektrownię cieplną zużyciu gazu na godzinę w następującym dniu. Dzięki temu EDP będzie wcześniej znać ilość energii, jaką Turbogás planuje wytworzyć następnego dnia. Zważywszy na zmienność rozmiaru produkcji elektrowni cieplnych, informacje te mają charakter strategiczny: wiedząc, na przykład, że Turbogás nie będzie produkować energii w określonych godzinach następnego dnia, EDP będzie miało możliwość podnieść ceny tak, aby przewyższały koszty zmienne ponoszone przez Turbogás, nie ponosząc jednocześnie ryzyka utraty klienta, jakim jest Turbogás.

(45) Wymienione wyżej skutki poziome i pionowe, analizowane razem lub osobno, spowodują wzmocnienie dominującej pozycji EDP na rynku hurtowym energii elektrycznej.

2. USŁUGI POMOCNICZE

(46) Przedmiotowa operacja pozbawi GDP szans wejścia na rynek energii elektrycznej, a zatem również potencjalnych możliwości świadczenia usług pomocniczych. W oparciu o wszystkie argumenty uzyskane przy ocenie rynku hurtowego oraz zważywszy że jedynie nieliczne przedsiębiorstwa są dostawcami tego typu usług, wejście firmy GDP na rynek hurtowy osłabiłoby pozycję EDP jako dostawcy usług pomocniczych. Skutkiem koncentracji byłaby eliminacja tego potencjalnego konkurenta na rynku usług pomocniczych.

3. RYNKI DETALICZNE ENERGII ELEKTRYCZNEJ W PORTUGALII

a) EDP zajmuje pozycję dominującą na rynkach detalicznych energii elektrycznej w Portugalii

(47) Odbiorcy rynku dostaw energii elektrycznej dla dużych użytkowników przemysłowych (45 % całkowitego zużycia) mają status odbiorców w pełni kwalifikowanych. EDP ma 92 % udział w tym rynku w zakresie wielkości produkcji (i dużo większy w odniesieniu do liczby odbiorców).

(48) Rynek małych odbiorców otwarto dopiero w 2004 r. Udział EDP w tym rynku wynosi blisko 100 %. Doświadczenia innych Państw Członkowskich pokazują wyraźnie, że opłaty za przyłączenie, jakie ponoszą tego typu odbiorcy, są znacznie niższe niż opłaty, jakimi obciąża się odbiorców przemysłowych. Dzięki temu rywalizacja z dominującym EDP będzie przebiegała powoli.

b) Umocnienie dominującej pozycji EDP na rynku detalicznym energii elektrycznej w Portugalii

(49) Planowana operacja umocni dominującą pozycję EDP, ponieważ doprowadzi do eliminacji GDP jako potencjalnego znaczącego konkurenta. W trakcie przeprowadzonej przez Komisję ankiety respondenci potwierdzili, że GDP stałoby się najprawdopodobniejszym i mającym największe szanse nowym graczem na tych rynkach, w szczególności dzięki dużej bazie odbiorców gazu oferowanego przez GDP, znanej ogólnie marce krajowej, a także dzięki możliwości świadczenia dostawy energii elektrycznej i gazu jednocześnie.

(50) Ponadto planowane połączenie przedsiębiorstw spowoduje podniesienie barier wejścia na rynek, ponieważ powstała w wyniku koncentracji firma wykorzystałaby przywileje, jakie posiadają dwaj monopoliści: operatorzy narodowi w obszarze energii i gazownictwa, zmuszając dzięki temu swoją konkurencję do jednoczesnego wejścia na rynki gazu i energii elektrycznej i świadczenia łącznych dostaw energii i gazu.

B.

RYNKI GAZU ZIEMNEGO

1. GDP ZAJMUJE DOMINUJĄCĄ POZYCJĘ NA PORTUGALSKICH RYNKACH GAZU ZIEMNEGO

(51) Dzięki swojej obecnej pozycji monopolisty GDP zajmuje pozycję dominującą na wszystkich rynkach gazu ziemnego, z jedynym wyjątkiem rynku dystrybucji gazu ziemnego w obszarze Porto, gdzie działa Portgás, spółka, w której EDP ostatnio nabyło łączny pakiet kontrolny.

(52) GDP ma znaczną przewagę nad potencjalnymi nowymi graczami na rynkach gazu ziemnego, wynikającą z jego pozycji monopolistycznej - która to przewaga zostanie zachowana po zliberalizowaniu tych rynków. W szczególności, i) firma GDP zdobyła bogate doświadczenie i wiedzę w zakresie portugalskich rynków gazu ziemnego na każdym poziomie; ii) zyskała dużą bazę odbiorców swoich usług i osiągnęła znaczącą wielkość sprzedaży w kraju; iii) rozwinęła dobrze znane marki na rynkach lokalnych i ogólnokrajowych; iv) zdobyła jedyną w swoim rodzaju wiedzę na temat profilu swoich klientów (dotyczącą zakresu zużycia, wypłacalności, zdolności kredytowych) oraz potrzeb specyficznych dla danych odbiorców (takich jak zapotrzebowanie na usługi dodatkowe lub usługi specjalne); v) kontroluje, za pomocą zależnych od siebie lokalnych dystrybutorów, operatorów systemu dystrybucji.

2. UMOCNIENIE DOMINUJĄCEJ POZYCJI GDP NA PORTUGALSKICH RYNKACH GAZU ZIEMNEGO

a) Dostawa gazu do wytwórców energii (elektrowni cieplnych typu CCGT)

(53) W odniesieniu do dostawy gazu do elektrowni cieplnych, po przeprowadzeniu zgłoszonej operacji popyt na gaz ze strony elektrowni cieplnych (mianowicie zamówienia krótkoterminowe firm Turbogás⁽¹³⁾ i TER/Carrgado) zostanie przejęty przez przedsiębiorstwo powstałe wskutek połączenia. Gdyby nie doszło do operacji, odbiorcy ci mogliby zostać przejęci przez konkurencję GDP od momentu uznania elektrowni cieplnych za odbiorców uprawnionych. Operacja umocni więc dominującą pozycję GDP na rynku dostaw gazu ziemnego do elektrowni cieplnych.

b) Dostawa gazu do lokalnego dystrybutora

(54) Po przeprowadzeniu zgłoszonej operacji zamówienia na gaz ze strony Portgás, jedynego lokalnego dystrybutora, który nie jest zależny od GDP, zostaną przejęte przez przedsiębiorstwo powstałe wskutek połączenia. Po połączeniu przedsiębiorstwa konkurencyjne nie będą miały możliwości dostawy gazu do lokalnych dystrybutorów od momentu uznania tych ostatnich za odbiorców uprawnionych, co umocni dominującą pozycję GDP na ryku dostaw gazu do lokalnych dystrybutorów.

c) Dostawa gazu do dużych odbiorców przemysłowych

(55) Przeprowadzona analiza wykazała, że po liberalizacji tego rynku EDP zostałoby jedynym prawdopodobnym graczem na rynku dostaw gazu do dużych odbiorców przemysłowych.

(56) Wydaje się, iż EDP ma największe szanse wejścia na ten rynek, zważywszy że: i) eksploatuje elektrownię cieplną dla wytworzenia energii elektrycznej (ma więc dostęp do dużych ilości gazu), co stwarza silną zachętę do wejścia na rynek dostaw gazu; ii) może oprzeć planowaną sprzedaż o swoją bazę odbiorców energii elektrycznej (EDP kontroluje prawie 100 % dystrybucji energii elektrycznej w Portugalii), którym mogłoby zaoferować łączną dostawę gazu i energii elektrycznej; iii) może wykorzystać doświadczenie, reputację oraz bazę klientów dystrybutora Portgás. W wielu Państwach Członkowskich wejście operatorów narodowych energii elektrycznej na rynki gazu ziemnego zostało uwieńczone sukcesem.

(57) Eliminacja przez EDP potencjalnej konkurencji wzmocniłaby dominującą pozycję GDP na rynku dostaw gazu do dużych odbiorców przemysłowych.

d) Dostawa gazu do małych odbiorców

(58) Komisja doszła do wniosku, iż gdyby nie doszło do planowanego połączenia, EDP miałoby największe szanse wejścia na rynek dostaw gazu do małych odbiorców.

(59) Przewaga EDP wynika z trzech grup korzyści: a) w zakresie zamówień, co wynika z pozycji EDP jako wytwórcy energii w elektrowniach cieplnych w Portugalii; b) wynikających z pozycji EDP jako monopolisty na rynku detalicznym energii i na rynku dystrybucji energii; c) wynikające z jego pozycji na rynku detalicznym gazownictwa oraz posiadanych przez niego informacji na temat tego rynku (Portgás oraz informacje na temat Lisboagás).

(60) O zamiarze EDP wejścia na rynki gazu ziemnego świadczy również fakt, iż ostatnio przedsiębiorstwo to przejęło kontrolę nad portugalskim dystrybutorem lokalnym, Portgás, oraz poczyniło zdecydowane kroki na rynkach gazownictwa w Hiszpanii (EDP przejęło kontrolę nad drugim największym przedsiębiorstwem gazownictwa w Hiszpanii, Naturcorp).

(61) W oparciu o wyżej wymienione argumenty koncentracja spowodowałaby eliminację głównego konkurenta GDP i podniesienie barier wejścia na rynek dostawy gazu do małych odbiorców. Wzmocniłaby więc dominującą pozycję GDP na rynku detalicznym gazu ziemnego w Portugalii.

V.

ZOBOWIĄZANIA ZAPROPONOWANE PRZEZ ZGŁASZAJĄCE STRONY

(62) Dnia 28 października 2004 r. strony złożyły zobowiązania, następnie - dnia 17 listopada 2004 r. - ich poprawioną wersję. Streszczenie poprawionej wersji zobowiązań z dnia 17 listopada 2004 r. przedstawione jest poniżej, zachowując numerację zastosowaną przez strony:

EDP.1: Redukcja udziałów EDP w firmie REN z 30 % do 5 %

EDP.2: Zbycie udziałów w Tejo Energia, jakie posiada EDP

EDP.3: Moratorium dotyczące budowy nowej elektrowni cieplnej podlega klauzuli rewizyjnej

EDP.4: Dzierżawa mocy produkcyjnej elektrowni TER przypadającej na jednostkę podlega klauzuli rewizyjnej

EDP.5: Zawieszenie niektórych praw EDP do głosowania w Turbogás oraz powołanie niezależnych członków zarządu w Turbogás

ENI.II: Sprzedaż terminalu LNG w Sines LNG firmie REN

ENI.III: Sprzedaż podziemnych instalacji do magazynowania gazu w Carriço firmie REN

ENI.IV: Wcześniejsza sprzedaż gazowej sieci wysokociśnieniowej firmie REN

ENI.V: Gwarancje dostępu do sieci w trakcie procedury sprzedaży sieci firmie REN

ENI.VI: Przekazanie firmie REN przepustowości w punkcie dostępowym w Campo Maior, która jest obecnie zarezerwowana przez Transgás, lecz nie jest użytkowana

ENI.VII: Zobowiązanie do zaprzestania dalszych rezerwacji przepustowości w punkcie dostępowym w Campo Maior

ENI.VIII: Zobowiązanie do zaprzestania dalszych rezerwacji przepustowości w gazociągu z Estremadury

ENI.IX: Zobowiązanie do udostępnienia przepustowości w gazociągu z Estremadury i/lub w punkcie dostępowym w Campo Maior zgodnie z określonymi warunkami

ENI.X: Pozbawienie GDP prawa pierwokupu w oparciu o mechanizm wyboru najlepszej oferty

ENI.XI: Przyjęcie środków zmierzających do wyeliminowania problemów związanych z ewentualnym uprzywilejowanym dostępem do informacji cenowych

ENI.XII: Przyjęcie środków zmierzających do skutecznej liberalizacji popytu ze strony dużych odbiorców przemysłowych

ENI.XIII: Zobowiązanie do wstrzymania oferty łącznej dostawy gazu ziemnego i energii elektrycznej dla dużych odbiorców przemysłowych i odbiorców detalicznych w Portugalii do momentu liberalizacji rynku dostaw gazu ziemnego do wymienionych grup odbiorców

ENI.XIV: Sprzedaż lokalnego dystrybutora Setgás

VI.

OCENA PRZEDSTAWIONYCH ZOBOWIĄZAŃ

A.

ZOBOWIĄZANIA W OBSZARZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ

1. RYNEK HURTOWY ENERGII ELEKTRYCZNEJ

a) Skutki poziome operacji (eliminacja GDP jako przedsiębiorstwa mającego największe szanse wejścia na rynek)

(63) Przedstawiona przez strony propozycja polega na wprowadzeniu środków mających na celu zapewnienie wejścia przedsiębiorstw konkurencyjnych na rynek przy jednoczesnym uniknięciu zbycia majątku elektrowni. Propozycja oparta jest głównie o moratorium dotyczące budowy nowej elektrowni cieplnej EDP i wydzierżawienie pewnych mocy produkcyjnych TER, elektrowni należącej do EDP, na czas określony.

(64) Respondenci, którzy przedstawili swoje opinie w ankietach rynkowych Komisji, uważają powyższe propozycje za zdecydowanie niewystarczające - jeżeli chodzi o skalę, zakres oraz okres obowiązywania proponowanych środków - dla zrekompensowania znacznych strat, jakie poniesie GDP jako potencjalny konkurent, ani dla skutecznego zagwarantowania terminowego wejścia na rynek potencjalnej konkurencji. Komisja podziela te obawy, przedstawione przez strony trzecie.

(65) Wydzierżawienie mocy produkcyjnych od TER dotyczy jedynie jednej trzeciej elektrowni i stanowiłoby tylko 4 % całkowitej mocy energii elektrycznej wytwarzanej w Portugalii. Umowa dzierżawy może automatycznie wygasnąć przy zaistnieniu kryteriów niezapewniających obecności nowych przedsiębiorstw konkurencyjnych ani ich faktycznego działania na rynku iberyjskim. Okres obowiązywania umowy dzierżawy może być krótki - 3 lata. EDP będzie znać w czasie rzeczywistym koszty i wielkość energii elektrycznej, którą dzierżawca będzie chciał sprzedać. Zważywszy wszystkie te czynniki, nie jest prawdopodobne, aby dzierżawca miał znaczący wpływ na rynek oraz by wywarł presję konkurencyjną na EDP.

(66) Zważywszy na klauzulę rewizyjną, dołączoną do proponowanego moratorium, moratorium prawdopodobnie niedługo wygaśnie, nie dając żadnej gwarancji, że nowe przedsiębiorstwa konkurencyjne faktycznie wejdą na rynek. Ponadto moratorium nie powstrzymuje EDP od rozpoczęcia projektów nowych elektrowni cieplnych (dotyczy wszystkich etapów z wyjątkiem samej budowy). Proponowane moratorium i propozycja nie są więc wystarczające dla wsparcia konkurencji tak, jak spowodowałoby to rozwiązanie strukturalne.

(67) Ponadto strony proponują zbycie 10 % udziałów EDP w Tejo Energia, przedsiębiorstwie konkurencyjnym. Mimo iż można uznać tę propozycję za pozytywną, w żadnym wypadku nie gwarantuje ona, że Tejo Energia faktycznie zbuduje elektrownię cieplną w przyszłości.

(68) Strony zaproponowały również zawieszenie praw do głosowania w Turbogás, jakie posiada EDP. Okres tego zawieszenia jest ograniczony do trzech lat i do dwóch obszarów decyzyjnych. EDP ostatnio nabyło również opcję zakupu 20 % dodatkowych udziałów w Turbogás i zarządzania całością produkcji tej firmy. Jest zatem dość wątpliwe, aby podjęte przez strony zobowiązania powstrzymały EDP od wywarcia wpływu na Turbogás w zakresie strategii dostaw gazu i przyszłych projektów.

b) Skutki pionowe (podniesienie kosztów konkurencji)

EDP ma uprzywilejowany i preferencyjny dostęp do portugalskiej infrastruktury gazu ziemnego

(69) Sprzedaż terminalu LNG w Sines i podziemnych instalacji do magazynowania gazu w Carriço operatorowi wysokociśnieniowej sieci gazu ziemnego, tj. wydzielenie własnościowe, jest propozycją pozytywną, którą Komisja popiera. Jednak warunki tych operacji nie zapewniają, że strony trzecie będą miały dostęp do wystarczającej przepustowości. W szczególności, proponowane środki jednoznacznie pozwalają firmom Union Fenosa Gas i Naturcorp, zależnym od stron niniejszej propozycji, prowadzącym działalność na rynkach gazownictwa w Hiszpanii, rezerwować większe ilości przepustowości przed proponowanym transferem, jak również stronom - po zrealizowaniu transferu.

(70) Strony zaproponowały udostępnienie przepustowości w hiszpańsko-portugalskim gazociągu w punkcie dostępowym po stronie portugalskiej (w Campo Maior). Według odpowiedzi uzyskanych w ankietach rynkowych proponowana przepustowość jest o wiele za niska (stanowi poniżej 10 % przepustowości tego gazociągu, co nie wystarcza dla zaspokojenia dostawy do jednego zakładu elektrowni cieplnej 400 MW) i nie jest zagwarantowana dla dostaw gazu do granicy Portugalii z sieci gazociągów kopalnianych (gazociągu z Estremadury). Opracowano mechanizm zapewniający dodatkową przepustowość, lecz warunki tego dostępu do dodatkowej przepustowości, zaproponowane dla stron trzecich, sprawiają, że w rzeczywistości nie jest on wykonalny czasowo ani ekonomicznie, nie jest też zagwarantowana jego długotrwałość.

(71) Pozytywny skutek, jaki mogą wywrzeć przedstawione zobowiązania w zakresie infrastruktury gazu ziemnego na rynki energii elektrycznej i gazu, będzie więc bardzo ograniczony.

Inne pionowe skutki proponowanego połączenia przedsiębiorstw

(72) W odniesieniu do innych zastrzeżeń⁽¹⁴⁾, dotyczących pionowych skutków proponowanej operacji, zobowiązania proponują jedynie wprowadzenie wewnętrznych barier organizacyjnych ograniczających przepływ informacji pomiędzy GDP a EDP. Z ankiet rynkowych wyraźnie wynika, że w obecnym przypadku takie środki są niewystarczające dla rozwiązania tego typu problemów.

2. RYNEK USŁUG POMOCNICZYCH

(73) Wydzierżawienie mocy produkcyjnych, na zasadach określonych w zaproponowanych zobowiązaniach, nie pozwala dzierżawcy na prowadzenie działalności na rynku usług bilansowania mocy, co wymaga dostosowania produkcji danej elektrowni w czasie rzeczywistym.

(74) Zgodnie z przedstawionymi wyżej argumentami zobowiązania nie zapewniają wystarczającej gwarancji, że podmioty konkurencyjne będą mogły zbudować nowe elektrownie w Portugalii w przewidywalnej przyszłości. W związku z powyższym proponowane środki nie zapobiegają umocnieniu dominującej pozycji EDP na tym rynku.

3. DOSTAWA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA RYNKACH DETALICZNYCH

(75) Jedyny środek zaradczy, który nawiązuje bezpośrednio do dostawy energii elektrycznej na rynku detalicznym, to "wstrzymanie oferty łącznej dostawy gazu ziemnego i energii elektrycznej dla odbiorców detalicznych w Portugalii do momentu liberalizacji rynku dostaw gazu ziemnego do wymienionych grup odbiorców". Zobowiązanie byłoby ograniczone w czasie i w żadnym wypadku nie zapewniłoby pojawienia się konkurencji równoważącej stratę, jaką poniesie GDP.

(76) Inne z proponowanych środków mogą pośrednio pozytywnie wpłynąć na rynek detaliczny energii elektrycznej, jednak nie zapewniają skutecznego i szybkiego wejścia konkurencji na rynek dostaw energii dla odbiorców detalicznych w Portugalii na dużą skalę - tak, by zrekompensować straty poniesione przez przyszłą konkurencję GDP.

B.

RYNKI GAZU ZIEMNEGO

1. DOSTAWA GAZU DO WYTWÓRCÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ (PRZEJĘCIE ODBIORCÓW)

(77) Trzy zobowiązania nawiązują bezpośrednio do tego zagadnienia: i) pozbawienie GDP prawa pierwokupu przy dostawie gazu do elektrowni TER; ii) zawieszenie niektórych praw EDP do głosowania w Turbogás na okres trzech lat; iii) częściowe wydzierżawienie elektrowni TER.

(78) i) Gracze rynkowi podkreślili, że pozbawienie GDP prawa pierwokupu przy dostawie gazu do TER nie pozbawia EDP argumentów skłaniających do kupowania dostaw gazu od GDP; ii) samo zawieszenie niektórych praw do głosowania na czas ograniczony nie wyklucza możliwości wywierania przez EDP wpływu na Turbogás w zakresie strategii dostaw gazu; iii) dzierżawa dotyczy jedynie jednej trzeciej zasobów elektrowni TER i dzierżawca będzie musiał kupować większość swojego gazu od GDP. Komisja uważa więc, że przedstawione przez strony zobowiązania są niewystarczające dla rozwiązania problemu umocnienia dominującej pozycji GDP na rynku dostaw gazu dla przedsiębiorstw energetycznych.

2. DOSTAWA GAZU DLA LOKALNYCH DYSTRYBUTORÓW (PRZEJĘCIE ODBIORCÓW)

(79) Proponowana operacja spowoduje przejęcie odbiorców firmy Portgás, jedynego dystrybutora niezależnego od GDP. Zużycie gazu przez Setgás, lokalnego dystrybutora, który ma zostać sprzedany, jest czterokrotnie niższe niż konsumpcja Portgás. Zobowiązanie nie zapobiega zatem umocnieniu dominującej pozycji GDP na rynku dostaw gazu do lokalnych dystrybutorów.

3. DOSTAWA GAZU DLA DUŻYCH ODBIORCÓW PRZEMYSŁOWYCH

(80) Jedyne z proponowanych środków, które bezpośrednio dotyczą problemów tego rynku, to zobowiązanie do nieoferowania łącznych dostaw gazu i energii elektrycznej przed liberalizacją rynku dostaw gazu dla dużych odbiorców przemysłowych oraz zobowiązanie do umożliwienia dużym odbiorcom przemysłowym odnawiania co roku swoich umów o dostawę gazu. Oba proponowane środki są niewystarczające dla zapewnienia wejścia nowych przedsiębiorstw na rynek dostaw gazu dla dużych odbiorców przemysłowych.

(81) Niemniej jednak przeanalizowano również środki, które mogą wywrzeć pośredni wpływ na tę dziedzinę. W odniesieniu do infrastruktury importu gazu, jest wysoce niepewne, czy zostaną udostępnione wystarczające przepustowości. Ponadto firma Setgás, która ma zostać sprzedana, obsługuje poniżej 10 % odbiorców gazu w Portugalii. Dla przedsiębiorstw wchodzących na rynek dużych odbiorców przemysłowych stanowiłaby bardzo ograniczony punkt wyjścia w porównaniu z odbiorcami energii elektrycznej oferowanej przez EDP i gazu dostarczanego przez Portgás.

4. DOSTAWA GAZU DLA MAŁYCH ODBIORCÓW

(82) Zbycie przedsiębiorstwa Setgás stanowi rozwiązanie strukturalne, jednak nie rekompensuje strat, jakie poniesie przyszła konkurencja EDP/Portgás na rynku detalicznym gazu ziemnego: sprzedaż firmy Setgás stanowi 8 % całości sprzedaży detalicznej tego rynku w Portugalii, natomiast Portgás ma 30 % udział rynkowy. Zobowiązanie do nieoferowania łącznych dostaw gazu i energii detalicznym odbiorcom gazu, którzy jeszcze nie mają statusu odbiorców uprawnionych w dziedzinie gazu i energii elektrycznej, jest bardzo ograniczone czasowo i przyniesie bardzo ograniczone skutki. Nie zaproponowano żadnego innego środka w celu zrekompensowania strat poniesionych przez potencjalną konkurencję, która będzie musiała stawić czoła EDP posiadającej takie atuty, jak dotychczasowa ogólnokrajowa baza odbiorców energii elektrycznej, znana marka i możliwości oferowania łącznych dostaw energii elektrycznej i gazu.

VII.

ŚRODKI ZAPROPONOWANE W TERMINIE PÓŹNIEJSZYM

(83) Dnia 26 listopada 2004 r., po upływie terminu składania propozycji środków⁽¹⁵⁾, strony przedstawiły dokumenty z propozycjami zmian zgłoszonych wcześniej środków, które to zmiany uwzględniały zastrzeżenia Komisji. Jednak z rozwiązań tych nie wynika jednoznacznie, że zidentyfikowane przez Komisję bariery, jakim musi sprostać konkurencja, zostaną w pełni zniesione.

(84) Dnia 3 grudnia 2004 r., w piątkowy wieczór, strony przedstawiły nowy zestaw "zobowiązań gazowych" mający na celu wdrożenie rozwiązań proponowanych w dokumencie przekazanym Komisji dnia 26 listopada 2004 r. Zważywszy że zobowiązania te przedstawiono w bardzo późnym etapie postępowania (jedynie trzy dni robocze przed datą planowanego posiedzenia Komisji, tj. 9 grudnia 2004 r., w czasie którego miała zapaść decyzja końcowa - termin zbyt krótki na ocenę proponowanych rozwiązań zgodnie z wymogami proceduralnymi), a także biorąc pod uwagę fakt, iż celem tej propozycji jest jedynie wdrożenie rozwiązań zawartych w dokumencie z dnia 26 listopada 2004 r., najnowszy zestaw zobowiązań nie może być potraktowany jako podstawa do podjęcia decyzji przez Komisję.

VII.

WNIOSEK

(85) W związku z powyższymi argumentami, rozważanymi osobno lub łącznie, Komisja dnia 9 grudnia 2004 r. wydała decyzję, która uznaje proponowaną koncentrację za niezgodną z regułami wspólnego rynku, na podstawie art. 8 ust. 3 rozporządzenia w sprawie kontroli łączenia przedsiębiorstw, ponieważ wzmocniłaby pozycje dominujące na różnych rynkach gazu ziemnego i energii elektrycznej w Portugalii, co spowodowałoby zahamowanie skutecznej konkurencji w dużej części wspólnego rynku.

______

⁽¹⁾ Dz.U. L 395 z 30.12.1989, str. 1. Rozporządzenie ostatnio zmienione rozporządzeniem (WE) nr 1310/97 (Dz.U. L 180 z 9.7.1997, str. 1).

⁽²⁾ Dyrektywa 2003/55/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 98/30/WE (Dz.U. L 176 z 15.7.2003, str. 57).

⁽³⁾ Patrz: sprawa COMP/M.3268-Sydkraft/Graninge.

⁽⁴⁾ Formuła cenowa gwarantuje przede wszystkim płatność za moc (co pociąga za sobą określoną stopę zwrotu zainwestowanego kapitału dla elektrowni) oraz za energię (w oparciu o koszty).

⁽⁵⁾ Tejo Energia jest spółką kontrolowaną przez brytyjskie przedsiębiorstwo International Power, które posiada 45 % udziałów, oraz hiszpańskie przedsiębiorstwo Endesa, będące właścicielem 35 % udziałów. EDP i Electrcité de France posiadają jedynie pakiet mniejszościowy - każde z nich ma po 10 % udziałów - co najwyraźniej nie pozwala żadnemu z tych przedsiębiorstw na przejęcie łącznej kontroli nad spółką.

⁽⁶⁾ W momencie zgłoszenia Turbogás był spółką zależną niemieckiego przedsiębiorstwa energetycznego RWE. EDP posiada 20 % udział w Turbogás, co najwyraźniej nie pozwala na przejęcie łącznej kontroli nad spółką. RWE od tego czasu zawarła umowę sprzedaży z firmą International Power. Zakup przez International Power został zatwierdzony przez portugalski urząd ochrony konkurencji.

⁽⁷⁾ 35 TWh z całkowitej dostawy wynoszącej 43 TWh w 2003 r.

⁽⁸⁾ Portugalia zatem wyprzedzi przepisy dotyczące wdrożenia dyrektywy 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (Dz.U. L 176 z 15.7.2003, str. 37), które nakładają obowiązek pełnego otwarcia rynków detalicznych energii elektrycznej od dnia 1 lipca 2007 r.

⁽⁹⁾ Patrz np.: sprawa M.2434 - Grupo Villar MIR/ENBW/Hidrocantabrico.

⁽¹⁰⁾ Elektrownie cieplne typu CCGT (combined cycle gas turbine) - elektrownie o cyklu kombinowanym z turbinami gazowymi.

⁽¹¹⁾ Odpowiednio pomiędzy 4 i 20 bary oraz poniżej 4 barów.

⁽¹²⁾ Komisja musi również ocenić pośrednie etapy ewolucji struktury rynku, w szczególności dlatego że sytuacja, nawet jeżeli będzie tymczasowa, może wywrzeć mocno niekorzystny wpływ na konkurencję i ewentualnie spowodować długotrwałe skutki.

⁽¹³⁾ Posiadane przez EDP 20 % udziałów w Turbogás przyznaje przedsiębiorstwu pewne prawa do blokowania decyzji.

⁽¹⁴⁾ To znaczy: i) zastrzeżenia co do możliwości i argumentów, jakie ma EDP, aby kontrolować ceny gazu i podnieść koszty ponoszone przez konkurencję, przejmując w ten sposób swoją obecną i potencjalną konkurencję i uniemożliwiając wejście tych podmiotów na rynek; ii) możliwości EDP w zakresie ograniczania dostaw gazu do elektrowni cieplnych na niekorzyść elektrowni konkurencyjnych; iii) dostęp EDP do zastrzeżonych prawnie informacji o kosztach ponoszonych przez konkurencję, dziennym zużyciu gazu, co przyniosłoby EDP znaczne korzyści.

⁽¹⁵⁾ Termin składania propozycji środków upłynął dnia 17 listopada 2004 r.