a także mając na uwadze, co następuje:I. STAN FAKTYCZNY
(1) W dniu 24 stycznia 2012 r. Urząd otrzymał wniosek zgodnie z art. 30 ust. 5 dyrektywy 2004/17/WE od Akershus Energi Vannkraft AS, E-CO Energi AS, EB Kraftproduksjon AS oraz Østfold Energi AS o zatwierdzenie zastosowania art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE do produkcji i sprzedaży hurtowej energii hydroelektrycznej w Norwegii. Pismami z dnia 17 lutego 2012 r. Urząd zażądał dodatkowych informacji od władz norweskich (zdarzenie nr 624270) i od wnioskodawcy (zdarzenie nr 624258). Urząd otrzymał odpowiedź na to żądanie od władz norweskich pismem z dnia 20 marca 2012 r., a od wnioskodawców - pismem z dnia 22 marca 2012 r.
(2) Wniosek wnioskodawców, których należy uznać za przedsiębiorstwa publiczne w rozumieniu dyrektywy 2004/17/WE, dotyczy produkcji i sprzedaży hurtowej energii hydroelektrycznej, zgodnie z opisem zawartym we wniosku.
II. RAMY PRAWNE
(3) Artykuł 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE stanowi, że zamówienia mające na celu umożliwienie prowadzenia działalności wymienionej w art. 3-7 nie podlegają niniejszej dyrektywie, jeżeli w państwie EFTA, w którym ta działalność jest wykonywana, bezpośrednio podlega ona konkurencji na rynkach, do których dostęp nie jest ograniczony.
(4) Zgodnie z art. 30 ust. 5 dyrektywy 2004/17/WE podmiot zamawiający może wnioskować do Komisji o zgodę na zastosowanie art. 30 ust. 1 do danej działalności, jeśli ustawodawstwo danego państwa EOG przewiduje taką możliwość. Z art. 15-1, ust. 2 rozporządzenia nr 403 z dnia 7 kwietnia 2006 r. o zamówieniach publicznych w sektorze usług użyteczności publicznej (Forskrift nr. 403 av 7. April 2006 om innkjøp i forsyningssektorene) wynika, że podmiot zamawiający może wnioskować o zastosowanie art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE w odniesieniu do tego podmiotu, o ile uzyskał opinię od norweskiego właściwego organu ds. konkurencji.
(5) Wnioskodawcy otrzymali opinię od norweskiego właściwego organu ds. konkurencji w dniu 16 marca 2011 r., w której organ ten stwierdził, że odnośna działalność podlega bezpośrednio konkurencji na rynku, do którego dostęp nie jest ograniczony.
(6) Dostęp do rynku uznaje się za nieograniczony, jeśli dane państwo wdrożyło i stosuje właściwe przepisy prawa EOG, otwierające dany sektor lub jego część. Akty te wymieniono w załączniku XI do dyrektywy 2004/17/WE, w którym w odniesieniu do sektora energii elektrycznej wymienia się dyrektywę 96/92/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 19 grudnia 1996 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej(2). Dyrektywa 96/92/WE została zastąpiona dyrektywą 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 26 czerwca 2003 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającą dyrektywę 96/92/WE(3) ("dyrektywą 2003/54/WE"), którą włączono w pkt 22 załącznika IV Porozumienia EOG. Zatem dostęp do rynku uznaje się za nieograniczony, jeśli państwo norweskie wdrożyło i właściwie stosuje dyrektywę 2003/54/WE.
(7) Ocenę, czy działalność podlega konkurencji, należy przeprowadzić na podstawie różnych wskaźników, z których żaden sam w sobie nie ma decydującego znaczenia. W odniesieniu do rynków objętych niniejszą decyzją jednym z kryteriów, które należy uwzględnić, jest udział w rynku najważniejszych podmiotów działających na danym rynku. Innym kryterium jest stopień koncentracji na tych rynkach. Biorąc pod uwagę charakterystykę odnośnych rynków, należy uwzględnić również dodatkowe kryteria, takie jak funkcjonowanie rynkowego mechanizmu bilansującego, konkurencja cenowa oraz odsetek odbiorców zmieniających dostawcę.
III. OCENA
Definicja rynku
Rynek produktowy
(8) Właściwym rynkiem produktowym jest rynek produkcji i sprzedaży hurtowej energii elektrycznej(4). Rynek ten obejmuje zatem produkcję energii elektrycznej w elektrowniach oraz przywóz energii elektrycznej poprzez połączenia z innymi sieciami w celu jej sprzedaży bezpośrednio dużym odbiorcom przemysłowym lub odbiorcom detalicznym.
Rynek geograficzny
(9) Norweski rynek sprzedaży hurtowej energii elektrycznej jest w dużym stopniu zintegrowany z rynkiem skandynawskim (Dania, Norwegia, Szwecja i Finlandia). Znaczna część produkcji energii elektrycznej w Skandynawii jest przedmiotem obrotu na wspólnej skandynawskiej giełdzie energii elektrycznej w formie umów dotyczących fizycznej dostawy energii elektrycznej, której operatorem jest Nord Pool Spot AS (Nord Pool). Skandynawska giełda energii elektrycznej Nord Pool obejmuje obecnie rynki sprzedaży hurtowej energii elektrycznej w Norwegii, Szwecji, Danii, Finlandii i Estonii.
(10) Nord Pool zarządza dwoma rynkami fizycznego handlu hurtowego energią elektryczną: rynkiem dnia następnego Elspot, na którym godzinne umowy na dostawę energii elektrycznej w systemie godzinowym są przedmiotem obrotu dziennego przy fizycznej dostawie w terminie 24 godzin dnia następnego, oraz rynkiem Elbas, który jest transgranicznym rynkiem ciągłego obrotu w ramach danego dnia i na którym dokonuje się korekt transakcji przeprowadzonych na rynku dnia następnego aż do godziny przed momentem dostawy. Łącznie oba te rynki obejmowały 74 % konsumpcji energii elektrycznej w Skandynawii w 2010 r., czyli w ujęciu ilościowym 307 TWh. Pozostała energia elektryczna będąca przedmiotem obrotu jest sprzedawana poprzez negocjacje dwustronne między dostawcą i odbiorcą.
(11) Rynek skandynawski jest podzielony na kilka obszarów ofert sprzedaży, powiązanych połączeniami między sieciami. Cena transakcyjna na rynku Elspot jest oparta na ofertach sprzedaży i ofertach kupna wszystkich uczestników rynku i jest ustalana tak, aby równoważyć podaż i popyt na rynku dla każdej godziny w okresie 24 godzin. Mechanizm cenowy na rynku Elspot dostosowuje przepływ energii elektrycznej przez połączenia między sieciami w ramach tego rynku do dostępnej do obrotu energii elektrycznej zgłaszanej przez operatorów skandynawskiego systemu przesyłowego.
(12) Ograniczenia ilości dostępnej do obrotu energii elektrycznej w Skandynawii mogą prowadzić do tymczasowego przeciążenia, dzielącego geograficznie region skandynawski na mniejsze rynki. Aby zmniejszyć przeciążenia sieci, na połączeniach między krajami skandynawskimi i na połączeniach wewnętrznych w Norwegii stosuje się mechanizmy cenowe polegające na wprowadzeniu różnych cen dla poszczególnych obszarów Elspot. Zatem w poszczególnych obszarach cenowych mogą występować różne ceny, które równoważą podaż i popyt w danym obszarze.
(13) W rezultacie właściwy rynek geograficzny może być różny w zależności od godziny. W przypadku przeciążenia właściwy rynek geograficzny jest węższy niż region Skandynawii i może być zawężony do krajowych obszarów podaży.
(14) Obecnie w Norwegii jest pięć obszarów podaży(5).
(15) Jednak odsetek godzin, w których występują różnice między cenami w poszczególnych obszarach w regionie Skandynawii, jest niewielki:
| Obszar cenowy |
Godziny wyodrębnienia (w proc.) |
| NO 1 - Oslo |
1,4 % |
| NO 2 - Kristiansand |
16,4 % |
| NO 3 - Trondheim |
6,2 % |
| NO 4 - Tromsø |
6,6 % |
| NO 5 - Bergen |
4,1 % |
| 15.3.2010-11.3.2011 |
Przez większość czasu obszary cenowe są połączone:
| Zestaw obszarów cenowych |
Godziny połączenia (w proc.) |
| NO 1 - NO 2 |
77,7 % |
| NO 1 - NO 3 |
48,0 % |
| NO 1 - NO 5 |
94,9 % |
| NO 2 - NO 5 |
76,6 % |
| NO 3 - NO 4 |
89,9 % |
| NO 1 - NO 2 - NO 5 |
75,7 % |
| NO 3 - NO 4 - Szwecja |
76,3 % |
| 15.3.2010-11.3.2011 |
Obszary cenowe Norwegii są zasadniczo zintegrowane ze Szwecją.
(16) Możliwość występowania przeciążeń może budzić obawy, że tymczasowe zatory będą prowadzić do nadużyć polegających na umocnieniu lokalnej pozycji rynkowej. W związku z tym norweskie organy ds. konkurencji ustaliły, że odnośny rynek geograficzny ma zasięg skandynawski w godzinach pozbawionych przeciążeń oraz mniejszy zasięg w godzinach przeciążeń(6).
(17) Kwestia, czy rynek powinien obejmować region Skandynawii, czy też jego zasięg powinien być węższy, pozostanie otwarta, ponieważ wyniki analizy są takie same niezależnie od zastosowania wąskiej lub szerszej definicji.
Dostęp do rynku
(18) Na podstawie dostępnych obecnie informacji i uwzględniając obecne cele wydaje się, że Norwegia w pełni wdrożyła i stosuje dyrektywę 2003/54/WE. W rezultacie, i zgodnie z art. 30 ust. 3 akapit pierwszy, dostęp do rynku na całym terytorium Norwegii należy uznać za nieograniczony.
Stopień konkurencji
(19) Zgodnie z ustaleniami Komisji Europejskiej(7) Urząd przeanalizuje udziały rynkowe trzech głównych producentów, stopień koncentracji rynku oraz stopień płynności rynku.
(20) Komisja uznaje, iż w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej "jednym ze wskaźników poziomu konkurencji na rynkach krajowych jest łączny udział w rynku trzech największych producentów (energii elektrycznej)"(8).
(21) Łączny udział rynkowy pod względem zdolności produkcyjnych trzech największych producentów w regionie Skandynawii w 2010 r. wynosił 45,1 % (Vattenfall 18,8 %, Statkraft 13,3 % i Fortum 13 %), co jest dopuszczalnym poziomem.
(22) Stopień koncentracji rynku w Norwegii mierzony wskaźnikiem HirschmanaHerfindahla (HHI) na podstawie zdolności produkcyjnych wynosił 1 826 w 2008 r.(9).
(23) Skandynawski rynek hurtowy energii elektrycznej należy uznać za konkurencyjny. Przejście do otwartego rynku w regionie Skandynawii zakończyło się pełnym sukcesem. Od momentu otwarcia w 1996 r. wspólnego rynku norwesko-szwedzkiego w późniejszym okresie zintegrowano z tym rynkiem pozostałe kraje skandynawskie: Finlandię w 1998 r., Danię w 1999/2000 r. i Estonię w 2010 r. Około 74 % zużycia energii elektrycznej w regionie Skandynawii w 2010 r. było przedmiotem obrotu na wspomnianej giełdzie. Na giełdzie tej zarejestrowanych jest ponad 300 podmiotów dokonujących obrotu.
(24) Jak opisano powyżej, zatory spowodowane przeciążeniami występują rzadko i mają charakter tymczasowy. Istnieje zatem ciągła presja konkurencyjna wynikająca z możliwości pozyskania energii elektrycznej spoza terytorium Norwegii. Między krajami skandynawskimi nie jest naliczana opłata przesyłowa. Połączenia między Norwegią a innymi obszarami cenowymi rzadko są przeciążone, co gwarantuje, że inwestycje w sektorze energii elektrycznej na terytorium Norwegii nie mogą być przeprowadzane bez uwzględnienia innych producentów na rynku skandynawskim. Ponadto ceny hurtowe energii elektrycznej są ustalane przez Nord Pool, który prowadzi wysoce płynną platformę obrotu handlowego.
(25) Ponadto funkcjonowanie rynkowych mechanizmów bilansowania należy również uznać za wskaźnik nie tylko w odniesieniu do produkcji, lecz również w odniesieniu do rynków hurtowych. W istocie każdy uczestnik rynku, który nie jest w stanie łatwo dostosować swojego portfela działalności wytwórczej do cech swoich odbiorców, może być narażony na skutki różnicy między stosowaną przez operatora systemu przesyłowego (OSP) ceną rozliczeniową odchyleń a ceną, po której OSP ponownie skupi nadwyżkę wytworzonej energii. Ceny te mogą być narzucone OSP bezpośrednio przez regulatora lub kształtować się w oparciu o mechanizm rynkowy, w którym cena ustalana jest na podstawie zgłaszanych przez różnych wytwórców ofert przyrostowych lub redukcyjnych. W regionie skandynawskim istnieje niemal całkowicie zintegrowany rynkowy mechanizm bilansowania dla dostarczania zbilansowanej energii, a jego główne cechy - ustalanie cen na zasadach rynkowych oraz stosunkowo niska rozpiętość cenowa między ceną kupna od OSP a ceną odsprzedaży - sprawiają, że należy go uznać za wskaźnik bezpośredniego podlegania konkurencji.
(26) Czynniki te należy zatem uznać za wskazujące na bezpośrednie podleganie konkurencji właściwego rynku będącego przedmiotem oceny, niezależnie od tego, czy zakres geograficzny tego rynku obejmuje cały region Skandynawii, czy jest węższy.
IV. WNIOSKI
(27) W świetle powyższych ustaleń należy uznać, że warunek bezpośredniego podlegania konkurencji, określony w art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE, jest spełniony w odniesieniu do produkcji i sprzedaży hurtowej energii elektrycznej w Norwegii. Ponadto, jak wskazano powyżej w motywie 18, za spełniony należy uznać także warunek swobodnego dostępu do działalności. W związku z tym nie należy stosować dyrektywy 2004/17/WE w odniesieniu do udzielania przez podmioty zamawiające zamówień mających umożliwić wytwarzanie lub sprzedaż hurtową energii elektrycznej na wymienionych obszarach geograficznych; dyrektywy tej nie należy stosować także w odniesieniu do organizowania przez podmioty zamawiające przetargów na prowadzenie takiej działalności na tych obszarach.
(28) Niniejsza decyzja opiera się na sytuacji prawnej i faktycznej na dzień 24 stycznia 2012 r., ustalonej na podstawie informacji przedłożonych przez wnioskodawcę. Decyzja ta może ulec zmianie, jeżeli nastąpią istotne zmiany stanu prawnego i faktycznego, które spowodują, że nie będą już spełnione warunki stosowania art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE.
(29) Niniejszą decyzję przyjmuje się wyłącznie w celu przyznania zwolnienia na mocy art. 30 dyrektywy 2004/17/WE, bez uszczerbku dla stosowania przepisów dotyczących konkurencji.
(30) Niniejsza decyzja ma zastosowanie do produkcji i sprzedaży hurtowej energii elektrycznej w Norwegii i nie dotyczy ona działalności dotyczącej przesyłu, dystrybucji i dostaw detalicznych energii elektrycznej w Norwegii.
(31) Środki przewidziane w niniejszej decyzji są zgodne z opinią Komitetu ds. Zamówień Publicznych EFTA wspierającego Urząd Nadzoru EFTA,
PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ:
______(1) Dz.U. L 134 z 30.4.2004, s. 1.
(2) Dz.U. L 27 z 30.1.1997, s. 20.
(3) Dz.U. L 176 z 15.7.2003, s. 37. Dyrektywę 2003/54/WE włączono do Porozumienia EOG decyzją Wspólnego Komitetu EOG nr 146/2005 z dnia 2 grudnia 2005 r. (Dz.U. L 53 z 23.2.2006, s. 43); weszła ona w życie w odniesieniu do państw EOG w dniu 1 czerwca 2007 r.
(4) Zob. decyzje Komisji Europejskiej: z dnia 26 stycznia 2011 r. w sprawie COMP/M.5978 - GDF Suez/International Power, z dnia 22 grudnia 2008 r. w sprawie COMP/M.5224 - EDF/British Energy, z dnia 14 listopada 2006 r. w sprawie COMP/M.4180 - Gaz de France/Suez, z dnia 9 grudnia 2004 r. w sprawie COMP/M.3440 -EDP/ENI/GDP. Zob. również przyjęte przez Komisję decyzje wyłączające produkcję i sprzedaż energii elektrycznej w Szwecji i Finlandii z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE; decyzję z dnia 19 czerwca 2006 r. stanowiącą, że art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE stosuje się do wytwarzania i sprzedaży energii elektrycznej w Finlandii z wyłączeniem Wysp Alandzkich oraz decyzję z dnia 29 października 2007 r. wyłączającą produkcję i sprzedaż energii elektrycznej w Szwecji z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE.
(5) Oslo - NO 1, Kristiansand - NO 2, Trondheim - NO 3, Tromsø -NO 4 i Bergen - NO 5. W dniu 5 września 2011 r. granica między obszarem podaży NO 2 i NO 5 została przesunięta na północ w związku z uruchomieniem nowego połączenia między sieciami. Podane we wniosku dane nie uwzględniają tej zmiany.
(6) Zob. decyzje Ministerstwa Administracji Rządowej z dnia 14 października 2002 r. Statkraft - Agder Energi oraz z dnia 7 lutego 2003 r. Statkraft - Trondheim Energiverk.
(7) Decyzja z dnia 19 czerwca 2006 r. stanowiąca, że art. 30 ust. 1 dyrektywy 2004/17/WE stosuje się do wytwarzania i sprzedaży energii elektrycznej w Finlandii z wyłączeniem Wysp Alandzkich oraz decyzja z dnia 29 października 2007 r. wyłączająca produkcję i sprzedaż energii elektrycznej w Szwecji z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE, pkt 7-13.
(8) Zob. sprawozdanie z postępów w tworzeniu wewnętrznego rynku gazu i energii elektrycznej, COM(2005) 568 wersja ostateczna z 15.11.2005, decyzja z dnia 29 października 2007 r. wyłączająca produkcję i sprzedaż energii elektrycznej w Szwecji z zakresu stosowania dyrektywy 2004/17/WE.
(9) Zob. dokument roboczy służb Komisji, załącznik techniczny do komunikatu Komisji do Rady i Parlamentu Europejskiego "Sprawozdanie z postępów w tworzeniu wewnętrznego rynku gazu i energii elektrycznej", COM(2010) 84 wersja ostateczna, s. 12.
