PROVÁDĚCÍ ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 24. dubna 2012
o vynětí výroby a velkoobchodního prodeje elektřiny z konvenčních zdrojů v Německu z použití směrnice Evropského parlamentu a Rady 2004/17/ES o koordinaci postupů při zadávání zakázek subjekty působícími v odvětví vodního hospodářství, energetiky, dopravy a poštovních služeb
(oznámeno pod číslem C(2012) 2426)
(Pouze německé znění je závazné)
(Text s významem pro EHP)
(2012/218/EU)
EVROPSKÁ KOMISE,
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie,
s ohledem na směrnici Evropského parlamentu a Rady 2004/17/ES ze dne 31. března 2004 o koordinaci postupů při zadávání zakázek subjekty působícími v odvětví vodního hospodářství, energetiky, dopravy a poštovních služeb (1), a zejména na čl. 30 odst. 5 a 6 uvedené směrnice,
s ohledem na žádost Spolkového svazu energetického a vodního hospodářství (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V.) (dále jen „BDEW“) zaslanou elektronickou poštou dne 26. října 2011,
vzhledem k těmto důvodům:
I. SKUTEČNOSTI
(1)
Dne 26. října 2011 podal BDEW Komisi elektronickou poštou žádost podle čl. 30 odst. 5 směrnice 2004/17/ES. Dne 11. listopadu 2011 Komise o této žádosti informovala německé orgány a rovněž požádala německé orgány dne 10. ledna 2012 a BDEW dne 21. prosince 2011 prostřednictvím elektronické pošty o další informace. Německé orgány poskytly další informace elektronickou poštou dne 14. prosince 2011 a BDEW tak učinil dne 17. ledna 2012, dne 26. ledna 2012 a dne 28. února 2012.
(2)
Žádost, kterou BDEW předložil jménem zadavatelů v daném odvětví, se týká - jak je v ní uvedeno - „výstavby, nákupu a provozu (včetně údržby) všech druhů zařízení na výrobu elektřiny, jakož i související podpůrné činnosti“ (2).
(3)
K žádosti je připojeno stanovisko Spolkového kartelového úřadu (Bundeskartellamt) ze dne 25. července 2011. Toto stanovisko (dále jen „stanovisko“) bylo vydáno na základě příslušných německých právních předpisů a týká se otázky, zda je činnost, na kterou se postup vztahuje, přímo vystavena hospodářské soutěži. Stanovisko je podloženo výsledky rozsáhlého odvětvového průzkumu příslušných trhů.
II. PRÁVNÍ RÁMEC
(4)
Článek 30 směrnice 2004/17/ES stanoví, že zakázky určené pro umožnění výkonu jedné z činností, na něž se uvedená směrnice vztahuje, se uvedenou směrnicí neřídí, pokud je v členském státě, ve kterém má být činnost vykonávána, přímo vystavena hospodářské soutěži na trzích, na které není omezen přístup. Přímé vystavení hospodářské soutěži se posuzuje na základě objektivních kritérií s přihlédnutím ke zvláštním rysům dotčeného odvětví. Přístup na trh se považuje za neomezený, pokud členský stát provedl a uplatňuje příslušné právní předpisy Společenství k otevření daného odvětví nebo jeho části. Tyto právní předpisy jsou uvedeny v příloze XI směrnice 2004/17/ES, která pro odvětví elektroenergetiky odkazuje na směrnici Evropského parlamentu a Rady 96/92/ES ze dne 19. prosince 1996 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou (3). Směrnice 96/92/ES byla nahrazena směrnicí Evropského parlamentu a Rady 2003/54/ES ze dne 26. června 2003 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 96/92/ES (4), která byla rovněž nahrazena směrnicí Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES (5).
(5)
Německo provedlo a uplatnilo nejen směrnici 96/92/ES, ale i směrnice 2003/54/ES a 2009/72/ES. Přístup na trh by proto v souladu s čl. 30 odst. 3 prvním pododstavcem měl být na celém území Německa považován za neomezený.
(6)
Přímé vystavení hospodářské soutěži by mělo být hodnoceno na základě různých ukazatelů, z nichž žádný není nutně sám o sobě rozhodující. Pokud jde o trhy dotčené tímto rozhodnutím, je jedním kritériem, které by mělo být vzato v úvahu, podíl hlavních účastníků na daném trhu. Dalším kritériem je stupeň koncentrace na těchto trzích. Vzhledem k charakteristice dotčených trhů by měla být vzata v úvahu i další kritéria, jako je fungování vyrovnávacího trhu, cenová konkurence a míra, v jaké zákazníci přecházejí k jiným dodavatelům.
(7)
Tímto rozhodnutím není dotčeno uplatňování pravidel hospodářské soutěže.
III. POSOUZENÍ
(8)
Německý trh s elektřinou se vyznačuje velkým počtem elektráren provozovaných velkým počtem účastníků trhu (6). Většina výrobní kapacity je v rukou čtyř velkých energetických společností: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG a Vattenfall Europe AG. Jelikož však dvě z těchto společností, konkrétně RWE a E.ON, jsou soukromé společnosti (tj. společnosti, které nepodléhají přímo ani nepřímo dominantnímu vlivu veřejných zadavatelů, jak je stanoveno v čl. 2 odst. 1 písm. b) směrnice 2004/17/ES), které v odvětví výroby elektřiny nepůsobí na základě zvláštních nebo výlučných práv ve smyslu čl. 2 odst. 3 směrnice 2004/17/ES, nejsou zadavateli ve smyslu směrnice 2004/17/ES. Z toho důvodu se na zadávání jejich zakázek na výrobu nebo prodej elektřiny ustanovení uvedené směrnice nevztahují; proto by, pokud jde o tyto činnosti, měly být považovány za konkurenty zadavatelů, na jejichž zadávání zakázek se uvedená směrnice vztahuje. Při zkoumání, zda je činnost na trzích, na které není omezen přístup, vystavena hospodářské soutěži, bude proto analýza v následujícím textu zaměřena na zadavatele.
(9)
Prodej elektřiny na velkoobchodní úrovni se uskutečňuje prostřednictvím burz, tj. spotových a termínovaných trhů Evropské energetické burzy (European Energy Exchange AG (EEX)) a Evropské burzy pro elektřinu (European Power Exchange S.E. (EPEX)), nebo prostřednictvím transakcí mimoburzovního trhu. Cena při burzovním prodeji elektřiny obvykle slouží jako referenční cena pro mimoburzovní transakce. Výrobní podniky optimalizují provoz svých elektráren podle výsledků burzovního obchodu na spotovém trhu. V zásadě jsou provozovány pouze elektrárny, jejichž mezní náklady jsou nižší než tržní cena.
(10)
Zákon o upřednostnění obnovitelných energií (Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien) (7) (dále jen „EEG“), stanoví pravidla pro elektřinu vyrobenou z obnovitelných zdrojů energie (8), která vedle elektřiny vyrobené z konvenčních zdrojů (9) hraje na německém trhu stále významnější roli. Novelou EEG, která vstoupila v platnost počátkem roku 2012, bylo stanoveno, že podíl obnovitelných zdrojů energie na výrobě elektřiny má do roku 2020 vzrůst na 35 %, do roku 2030 na 50 % a do roku 2050 na 80 %.
(11)
Na konci roku 2010 bylo připojeno 160,5 GW výrobní kapacity k sítím provozovatelů přenosových soustav (77,6 GW) a provozovatelů distribučních soustav (82,9 GW). Ve srovnání s rokem 2009 (152,7 GW) to představuje nárůst o přibližně 7,8 GW. Obnovitelné zdroje energie se na celkové kapacitě podílejí 54,2 GW. Z toho jsou za zhruba 50,7 GW vypláceny výkupní ceny podle EEG. To znamená, že obnovitelné zdroje energie představují přibližně 34 % celkové kapacity (10).
(12)
Celkově bylo v roce 2010 dodáno do sítě 531,2 TWh elektrické energie, z toho 367,5 TWh do sítě provozovatelů přenosových soustav a 163,7 TWh do sítě provozovatelů distribučních soustav. Množství dodané elektrické energie z obnovitelných zdrojů činilo 93,7 TWh, z toho za 80,7 TWh byly provedeny platby podle EEG. To znamená, že podíl obnovitelných energií na celkovém množství elektrické energie dodané do sítě představuje zhruba 18 %, což je méně, než činí podíl obnovitelných zdrojů energie na celkové výrobní kapacitě, tj. 34 % (11). Tento rozdíl je způsoben tím, že období, kdy lze obnovitelné zdroje během roku využívat, je kratší než v případě konvenčních zdrojů.
(13)
Další specifikum německého trhu s elektřinou souvisí s tím, že se německé vnitrostátní orgány v návaznosti na jadernou katastrofu v Japonsku na jaře roku 2011 nedávno rozhodly uzavřít osm jaderných elektráren o celkové kapacitě 8 400 MW (12). Kromě toho bylo rozhodnuto, že do roku 2022 bude ukončen provoz všech ostatních jaderných elektráren v Německu. V krátkodobém horizontu toto rozhodnutí změnilo poměr dovozu a vývozu, takže se Německo z čistého vývozce elektřiny, kterým bylo do roku 2010, změnilo v roce 2011 na čistého dovozce.
(14)
Podle precedentů Komise (13) lze v odvětví elektrické energie rozlišovat tyto relevantní výrobkové trhy: i) výroba a velkoobchodní dodávky, ii) přenos, iii) distribuce a iv) maloobchodní dodávky. Zatímco některé tyto trhy lze dále rozčlenit, dle dosavadní praxe Komise (14) se nerozlišovalo mezi trhem výroby elektřiny a trhem velkoobchodních dodávek, neboť výroba jako taková představuje pouze první krok v hodnotovém řetězci, avšak objem vyrobené elektřiny je prodáván na velkoobchodního trhu.
(15)
Žádost BDEW se týká výroby elektřiny a velkoobchodu s elektřinou. Spolkový kartelový úřad ve svém stanovisku definuje výrobkový trh jako „primární trh pro prodej elektřiny“ (15), který zahrnuje první prodej vlastní výroby všech dodavatelů elektrické energie a čistý dovoz elektřiny, avšak nezahrnuje následné obchodování mezi účastníky trhu. Kromě toho je Spolkový kartelový úřad toho názoru, že výroba a prodej elektřiny, na kterou se vztahuje EEG (dále jen „elektřina podléhající EEG“), nejsou součástí tohoto trhu.
(16)
Spolkový kartelový úřad má za to, že trh s elektřinou podléhající EEG je samostatným trhem, pokud jde o první prodej této elektřiny. Elektřina podléhající EEG se obvykle neprodává přímo na velkoobchodním trhu, ale nejprve ji kupují provozovatelé přenosových sítí za zákonem stanovené výkupní ceny, kteří ji poté ve druhém kroku prodají na velkoobchodním trhu.
(17)
Spolkový kartelový úřad dospěl k závěru, že výroba a prodej elektřiny podléhající EEG neprobíhají na základě hospodářské soutěže a že tato elektřina je nezávislá na ukazatelích poptávky a cenových ukazatelích (16). Tento závěr vychází zejména z následujících skutečností:
(18)
Elektřina podléhající EEG se odebírá do sítě přednostně, a proto je její výroba zcela nezávislá na poptávce. Výroba a dodávky do sítě nezávisí ani na cenách, neboť provozovatelé mají nárok na zákonem stanovené platby. Provozovatelé přenosových soustav prodávají elektřinu podléhající EEG na spotovém trhu podle pravidel stanovených v zákoně, přičemž však nemají žádný manévrovací prostor.
(19)
Spolkový kartelový úřad rovněž konstatoval, že podle zákona může být elektřina podléhající EEG prodávána přímo, a určitá část provozovatelů této možnosti využívá. Podle EEG mohou provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG přecházet od přímého prodeje na prodej za zákonem stanovené výkupní ceny a naopak vždy k prvnímu dni v měsíci. Tito provozovatelé se tak mohou každý měsíc na základě předpovědí tržních cen a podle poptávky rozhodnout, který způsob prodeje pro ně bude výhodnější. Tento přímý prodej však bude mít v budoucnu jen okrajový význam.
(20)
Novelou EEG, která vstoupila v platnost počátkem roku 2012, bylo stanoveno, že provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG mohou - jak je uvedeno výše - elektřinu, kterou vyrobili, sami prodávat a navíc i získat tržní prémii. Tržní prémie má nahradit rozdíl mezi stanovenou výkupní cenou podle EEG a průměrnou měsíční cenou na burze stanovenou ex post. Využití možnosti získat tržní prémii je však volitelné, tzn. že provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG mohou v režimu zákonem stanovených výkupních cen zůstat nebo se do něj kdykoli na začátku měsíce vrátit. Předpokládá se však, že největší podíl elektřiny podléhající EEG bude prodáván prostřednictvím provozovatelů přenosových sítí. Kromě toho model tržní prémie nezmění nic na tom, že celková výše výkupních cen pro výrobce elektřiny z obnovitelných zdrojů není primárně určena tržními cenami (17).
(21)
Spolkový kartelový úřad proto konstatuje, že elektřina podléhající EEG sice vyvíjí konkurenční tlak na elektřinu vyráběnou z konvenčních zdrojů, avšak opačně to neplatí; z toho důvodu nelze elektřinu podléhající EEG zahrnout do stejného trhu jako konvenční elektřinu, neboť tržní podmínky převládající při prvním prodeji jsou u těchto dvou způsobů výroby značně odlišné. Navíc první prodej elektřiny podléhající EEG se ve většině případů uskutečňuje prostřednictvím provozovatelů přenosových sítí. Tento trh se tak od velkoobchodního trhu s konvenční elektřinou zjevně liší i z pohledu poptávky.
(22)
S ohledem na specifičnost německého trhu s elektřinou a aniž jsou dotčeny právní předpisy v oblasti hospodářské soutěže se pro účely posouzení podmínek stanovených v čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES vymezuje relevantní výrobkový trh jako trh pro výrobu a první prodej elektřiny vyrobené z konvenčních zdrojů. Výroba a první prodej elektřiny podléhající EEG nejsou z výše uvedených důvodů součástí tohoto trhu a budou dále posuzovány odděleně.
(23)
Žádost se týká činností na území Spolkové republiky Německo. Žadatel se zabývá otázkou, zda existuje širší trh, který by zahrnoval Německo a Rakousko, přičemž vychází z několika trendů souvisejících s vývojem regulačního rámce, objemem dovozu a vývozu elektřiny, propojováním trhů a postupy řízení přetížení, avšak nakonec dochází k závěru, že „žadatel nemůže vyvodit konečný závěr, zda je již v současnosti dosaženo dostatečného stupně integrace mezi německým velkoobchodním trhem s elektřinou a relevantními trhy v sousedních zemích, aby mohly být považovány za regionální trh.“
(24)
Spolkový kartelový úřad se na základě výsledků uskutečněného odvětvového průzkumu domnívá, že společný primární trh s elektřinou v Německu a Rakousku existuje. Tento závěr vychází ze skutečnosti, že u přeshraničních propojovacích vedení mezi Německem a Rakouskem nejsou žádná kapacitní omezení a že na Evropské burze pro elektřinu (EPEX) existuje standardní tržní a cenová oblast.
(25)
Dle dosavadní praxe Komise byly trhy s elektřinou ve většině případů co do rozsahu definovány jako vnitrostátní (18) či ještě menší (19). V některých případech byla otázka, zda mohou existovat trhy větší než vnitrostátní, ponechána otevřená (20).
(26)
Komise se domnívá, že pro účely posouzení podmínek stanovených v čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES, a aniž jsou dotčeny právní předpisy v oblasti hospodářské soutěže, není nutné dospět k závěru o přesném rozsahu relevantního zeměpisného trhu pro výrobu a první prodej konvenční elektřiny, neboť výsledky posouzení by i při jakémkoli jiném alternativním vymezení trhu byly stejné.
(27)
Pokud jde o výrobu a první prodej elektřiny podléhající EEG, nemohl by zeměpisný rozsah tohoto trhu přesahovat území Německa, protože je založen na specifických právních podmínkách stanovených v německém EEG.
a) Podíly na trhu a koncentrace trhu
(28)
Jak vyplývá z ustálené praxe (21) ohledně rozhodnutí Komise podle článku 30, dospěla Komise k závěru, že pokud jde o výrobu elektřiny, „je jedním z ukazatelů míry hospodářské soutěže na vnitrostátních trzích celkový podíl na trhu tří největších výrobců“.
(29)
Podle stanoviska Spolkového kartelového úřadu (22) činil kumulativní podíl na trhu tří největších výrobců, pokud jde o množství elektřiny dodané do sítě, 74 % v roce 2007,73 % v roce 2008 a 70 % v roce 2010. Německý trh s elektřinou se tak ve srovnání s dřívějšími rozhodnutími o vynětí podle článku 30 směrnice 2004/17/ES řadí mezi trhy se střední koncentrací (23).
(30)
Je však třeba připomenout, že na první dva výrobce - společnosti RWE a E.ON -, jejichž podíl na trhu činí dohromady 58 % (24), se nevztahují ustanovení zákona o zadávání veřejných zakázek.
(31)
Cílem tohoto rozhodnutí je stanovit, zda výroba a velkoobchodní prodej elektřiny jsou vystaveny takové úrovni hospodářské soutěže (na trzích, na které je volný přístup), která zajistí, že i v případě neuplatňování podrobných pravidel pro zadávání veřejných zakázek stanovených ve směrnici 2004/17/ES bude zadávání veřejných zakázek pro výkon dotčených činností probíhat průhledným a nediskriminačním způsobem na základě kritérií, která umožní určit ekonomicky celkově nejvýhodnější řešení. V této souvislosti je třeba si uvědomit, že společnosti, na které se nevztahují postupy zadávání veřejných zakázek, (tedy RWE a E.ON) mají možnost vyvíjet na ostatní účastníky trhu konkurenční tlak, když na těchto trzích působí. Na tom se nic nezmění, ani kdyby do relevantního zeměpisného trhu bylo zahrnuto Rakousko, neboť tržní podíly těchto největších výrobců by se na trhu zahrnujícím Německo i Rakousko podle předpokladů zmenšily jen nepatrně (25).
(32)
Pokud jde o výrobu a velkoobchodní dodávky elektrické energie z konvenčních zdrojů, lze výše uvedené skutečnosti považovat za příznak přímého vystavení hospodářské soutěži v případě účastníků trhu, na něž se vztahují ustanovení zákona o zadávání veřejných zakázek.
(33)
Rovněž je třeba poznamenat, že pracovní dokument útvarů Komise nazvaný „Zpráva o pokroku při vytváření vnitřního trhu se zemním plynem a elektřinou za období 2009-2010“ z června 2011 (26) uvádí, že koncentrace trhu v Německu se ve srovnání s předchozími lety snížila (27), a řadí německý trh s elektřinou do kategorie „mírně koncentrovaných trhů“ (28), tzn. trhů, jejichž hodnota Herfindahl-Hirschmanova indexu (HHI) (29) (ve vztahu ke kapacitě) se pohybuje v rozmezí 750 až 1 800.
(34)
S ohledem na výše uvedené číselné údaje lze pro účely tohoto rozhodnutí, a aniž jsou dotčeny právní předpisy v oblasti hospodářské soutěže, ve vztahu k zadavatelům předpokládat, že stupeň koncentrace trhu lze považovat za příznak toho, že výroba a velkoobchodní prodej elektřiny z konvenčních zdrojů v Německu jsou do určité míry vystaveny hospodářské soutěži.
b) Další faktory
(35)
V posledních letech (až do března 2011) bylo Německo čistým vývozcem elektřiny. Avšak v důsledku rozhodnutí zastavit výrobu elektřiny v několika jaderných elektrárnách se Německo stalo čistým dovozcem. Proto v současné době na trhu existuje konkurenční tlak vyplývající z možnosti dovážet elektřinu do Německa ze zahraničí. Tím je zajištěno, že investice v odvětví elektrické energie v Německu nelze provádět bez ohledu na ostatní výrobce v okolních zemích. Tyto faktory by proto měly být vnímány tak, že nejsou v rozporu se závěrem, podle kterého jsou zadavatelé působící na německém trhu pro výrobu elektřiny z konvenčních zdrojů vystaveni hospodářské soutěži. Kromě toho analýza situace, pokud jde o přecházení zákazníků k jiným dodavatelům (30), a stupeň likvidity na velkoobchodním trhu (31) ukazují, že tyto faktory nejsou v rozporu se závěrem, podle kterého jsou zadavatelé působící na německém trhu pro výrobu elektřiny z konvenčních zdrojů vystaveni hospodářské soutěži. A konečně je třeba rovněž poznamenat, že ani německý vyrovnávací trh (32) a jeho hlavní charakteristiky (tržní určování cen a cenový rozdíl mezi pozitivní a negativní vyrovnávací energií) neodporují závěru, podle kterého jsou zadavatelé působící na německém trhu pro výrobu elektřiny z konvenčních zdrojů vystaveni hospodářské soutěži.
(36)
Elektřina podléhající EEG má prioritní napojení na síť a při dodávání do sítě má přednost před konvenční elektřinou, což znamená, že výroba elektřiny podléhající EEG je nezávislá na poptávce. Jelikož náklady spojené s výrobou elektřiny podléhající EEG jsou obecně vyšší než tržní cena, byl vytvořen systém, díky kterému se elektřině podléhající EEG dostává zvláštní podpory. Provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG (33) mají právo prodávat elektřinu provozovatelům přenosových sítí za zákonem stanovené výkupní ceny po dobu 20 let a navíc v roce uvedení zařízení do provozu. Výše těchto cen pokrývá jejich náklady, a je tedy vyšší než tržní cena. Mohou proto svou elektřinu do sítě dodávat bez ohledu na cenu na burze (34).
(37)
Elektřina podléhající EEG se obecně neprodává přímo na velkoobchodním trhu, ale nejprve ji kupují provozovatelé přenosových sítí za zákonem stanovené výkupní ceny. Provozovatelé přenosových soustav nesou odpovědnost za prodej elektřiny podléhající EEG na burzovním spotovém trhu s elektřinou, z čehož jim tak vzniká ztráta. Tyto náklady nakonec hradí koneční spotřebitelé elektřiny, kteří svým dodavatelům energie platí zvláštní poplatek podle EEG, který je pak dále přenesen na provozovatele přenosových sítí. Dodavatelé energie, kteří kupují více než 50 % elektřiny podléhající EEG, z čehož nejméně 20 % elektřiny vyrobené ze sluneční nebo větrné energie, platí snížený poplatek podle EEG.
(38)
Provozovatelé zařízení na výrobu elektřiny podléhající EEG mají rovněž možnost „přímého prodeje“ vyrobené elektřiny. To znamená, že se mohou rozhodnout, že elektřinu nebudou prodávat za zákonem stanovené výkupní ceny, nýbrž přímo na spotovém trhu. Vzhledem k vysokým výrobním nákladům elektřiny podléhající EEG nepředstavuje zpravidla přímý prodej, který není zákonem regulován, schůdné řešení. V minulosti byl tento způsob využíván v omezené míře hlavně v případech, kdy kupující mohli uplatnit osvobození od zvláštního poplatku podle EEG, když s konvenční elektřinou zkombinovali určité množství elektřiny podléhající EEG odebrané přímo od výrobce (35). Novelou EEG, která vstoupila v platnost počátkem roku 2012, byla možnost uplatnění této zvláštní výjimky omezena, což dle předpokladů povede k tomu, že tato forma přímého prodeje bude využívána v menší míře (36).
(39)
Novelizovaný zákon přináší novou možnost „přímého prodeje“, která však stanoví, že výrobcům elektřiny podléhající EEG bude placena tzv. „tržní prémie“, která pokryje rozdíl mezi jejich vyššími náklady a průměrnou tržní cenou (dále jen „model tržní prémie“). Provozovatelé přenosových soustav odhadují, že v roce 2012 bude prostřednictvím modelu tržní prémie prodáno 15 % celkového množství všech druhů obnovitelných energií (37). Lze tak soudit, že v současnosti i blízké budoucnosti se zdaleka největší část elektřiny podléhající EEG bude prodávat za zákonem stanovené výkupní ceny a prostřednictvím provozovatelů přenosových sítí. Nedotovaný přímý prodej bude hrát jen okrajovou roli.
(40)
Z výše uvedených důvodů jsou výroba a první prodej elektřiny podléhající EEG součástí regulovaného systému, kde výrobci prodávají elektřinu za zákonem stanovené ceny. Tito výrobci nejsou vystaveni hospodářské soutěži, neboť mohou elektřinu podléhající EEG, kterou vyrobili, dodávat do sítě bez ohledu na běžnou tržní cenu. Díky přednostnímu právu dodávat elektřinu do sítě rovněž mohou prodat veškeré množství energie, které vyrobí. Z toho důvodu nelze vyvodit, že činnost výrobců elektřiny podléhající EEG je vystavena hospodářské soutěži. Vzhledem k výše uvedeným skutečnostem není třeba posuzovat žádné další ukazatele, jako jsou například ukazatele uvedené v 6. bodě odůvodnění.
IV. ZÁVĚRY
(41)
S ohledem na výše zkoumané faktory by podmínka přímého vystavení hospodářské soutěži stanovená v čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES měla být se zřetelem k zadavatelům považována za splněnou, pokud jde o výrobu a velkoobchodní dodávky elektřiny z konvenčních zdrojů v Německu.
(42)
Dále by se směrnice 2004/17/ES, vzhledem k tomu, že se podmínka neomezeného přístupu na trh považuje za splněnou, neměla použít ani v případě, kdy zadavatelé udělují zakázky, které mají umožnit výrobu a velkoobchodní dodávky elektřiny z konvenčních zdrojů v Německu, ani v případě, kdy zadavatelé pořádají veřejné soutěže na výkon této činnosti v této zeměpisné oblasti.
(43)
Nicméně podmínka přímého vystavení hospodářské soutěži stanovená v čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES by měla být se zřetelem k zadavatelům považována za nesplněnou, pokud jde o výrobu a první prodej elektřiny podléhající EEG v Německu.
(44)
Jelikož se na výrobu a první prodej elektřiny podléhající EEG nadále vztahují ustanovení směrnice 2004/17/ES, je třeba připomenout, že veřejné zakázky zahrnující více činností se řídí článkem 9 směrnice 2004/17/ES. To znamená, že zadává-li zadavatel „smíšenou“ zakázku, tedy zakázku určenou k vykonávání jak činností vyňatých z oblasti působnosti směrnice 2004/17/ES, tak činností, které vyňaty nejsou, přihlíží se k tomu, které činnosti mají být hlavním předmětem zakázky. Ustanovení směrnice 2004/17/ES se použijí v případě smíšené zakázky, jejímž hlavním účelem je podpora výroby a velkoobchodního prodeje elektřiny podléhající EEG. Není-li objektivně možné určit, která činnost má být hlavním předmětem zakázky, zadává se v souladu s pravidly uvedenými v čl. 9 odst. 2 a 3 směrnice 2004/17/ES. Toto rozhodnutí je založeno na právním a skutkovém stavu z října 2011 až února 2012, jak se jeví na základě informací, které předložil BDEW a německé orgány. Může být revidováno, pokud by v případě významných změn právního či skutkového stavu došlo k tomu, že podmínky pro použití čl. 30 odst. 1 směrnice 2004/17/ES, pokud jde o výrobu a velkoobchodní dodávky elektřiny z konvenčních zdrojů, již nejsou splněny.
(45)
Opatření stanovená tímto rozhodnutím jsou v souladu se stanoviskem Poradního výboru pro veřejné zakázky,
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Směrnice 2004/17/ES se nevztahuje na zakázky zadané zadavateli, které mají umožnit výrobu a první prodej elektřiny vyrobené z konvenčních zdrojů a mají být provedeny v Německu.
Pro účely tohoto rozhodnutí se elektřinou vyrobenou z konvenčních zdrojů rozumí elektřina, která nespadá do oblasti působnosti EEG. Kromě toho, ve smyslu EEG a za podmínek v něm stanovených, se „obnovitelnými zdroji energie“ rozumí vodní energie, včetně energie vln, energie přílivu, energie gradientu soli, energie proudění, větrné energie, energie slunečního záření, geotermální energie, energie z biomasy, včetně bioplynu, biometanu, skládkového plynu a plynu z čistíren odpadních vod, jakož i biologicky rozložitelné části komunálního a průmyslového odpadu.
Článek 2
Toto rozhodnutí je určeno Spolkové republice Německo.
V Bruselu dne 24. dubna 2012.
DURCHFÜHRUNGSBESCHLUSS DER KOMMISSION
vom 24. April 2012
zur Freistellung der Erzeugung und des Großhandels von Strom aus konventionellen Quellen in Deutschland von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste
(Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2012) 2426)
(Nur der deutsche Text ist verbindlich)
(Text von Bedeutung für den EWR)
(2012/218/EU)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie 2004/17/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 31. März 2004 zur Koordinierung der Zuschlagserteilung durch Auftraggeber im Bereich der Wasser-, Energie- und Verkehrsversorgung sowie der Postdienste (1), insbesondere auf Artikel 30 Absätze 5 und 6,
gestützt auf den Antrag, der vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (im Folgenden „BDEW“) am 26. Oktober 2011 per E-Mail übermittelt wurde,
in Erwägung nachstehender Gründe:
I. SACHLAGE
(1)
Am 26. Oktober 2011 übermittelte der BDEW der Kommission per E-Mail einen Antrag gemäß Artikel 30 Absatz 5 der Richtlinie 2004/17/EG. Die Kommission unterrichtete die deutschen Behörden am 11. November 2011 über den Antrag und forderte ferner von den deutschen Behörden per E-Mail vom 10. Januar 2012 sowie vom BDEW per E-Mail vom 21. Dezember 2011 weitere Informationen an. Zusätzliche Informationen wurden von den deutschen Behörden per E-Mail vom 14. Dezember 2011 sowie vom BDEW am 17. Januar 2012, am 26. Januar 2012 und am 28. Februar 2012 übermittelt.
(2)
Der Antrag des BDEW bezieht sich auf „die Errichtung, den Kauf und den Betrieb (einschließlich Wartung) von Stromerzeugungsanlagen gleich welcher Art sowie die damit zusammenhängenden Hilfstätigkeiten“ (2).
(3)
Dem Antrag liegt eine Stellungnahme des Bundeskartellamts vom 25. Juli 2011 bei. Diese Stellungnahme (im Folgenden „die Stellungnahme“) wurde auf der Grundlage der einschlägigen deutschen Rechtsvorschriften erstellt und betrifft die Frage, ob die verfahrensgegenständliche Tätigkeit unmittelbarem Wettbewerb ausgesetzt ist. Der Stellungnahme liegt eine umfassende Sektoruntersuchung der relevanten Märkte zugrunde.
II. RECHTLICHER RAHMEN
(4)
Nach Maßgabe des Artikels 30 der Richtlinie 2004/17/EG fallen Aufträge, die die Ausübung einer der Tätigkeiten, auf die die Richtlinie Anwendung findet, ermöglichen sollen, nicht unter die Richtlinie, wenn die Tätigkeit in dem Mitgliedstaat, in dem sie ausgeübt wird, auf Märkten mit freiem Zugang unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist. Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, wird unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale des betreffenden Sektors anhand objektiver Kriterien ermittelt. Der Zugang zu einem Markt gilt als frei, wenn der betreffende Mitgliedstaat die einschlägigen Vorschriften des EU-Rechts, durch die ein bestimmter Sektor oder ein Teil davon für den Wettbewerb geöffnet wird, umgesetzt hat und anwendet. Diese Rechtsvorschriften sind in Anhang XI der Richtlinie 2004/17/EG aufgeführt und beziehen sich für den Stromsektor auf die Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (3). Die Richtlinie 96/92/EG wurde von der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 26. Juni 2003 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 96/92/EG (4) abgelöst, die wiederum durch die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (5) ersetzt wurde.
(5)
Deutschland hat nicht nur die Richtlinie 96/92/EG, sondern auch die Richtlinien 2003/54/EG und 2009/72/EG umgesetzt und wendet sie an. Daher sollte gemäß Artikel 30 Absatz 3 Unterabsatz 1 der Zugang zum Markt im gesamten Hoheitsgebiet Deutschlands als nicht eingeschränkt gelten.
(6)
Ob eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, sollte anhand verschiedener Indikatoren beurteilt werden, von denen keiner für sich genommen notwendigerweise den Ausschlag gibt. Hinsichtlich der Märkte, die dieser Beschluss betrifft, ist der Marktanteil der Hauptakteure auf einem bestimmten Markt ein Kriterium, das berücksichtigt werden sollte. Ein weiteres Kriterium ist der Konzentrationsgrad auf diesen Märkten. Angesichts der Merkmale der betrachteten Märkte sollten zusätzliche Kriterien berücksichtigt werden, z. B. das Funktionieren des Ausgleichsmarktes, der Preiswettbewerb und das Ausmaß, in dem Kunden den Versorger wechseln.
(7)
Dieser Beschluss lässt die Anwendung der Wettbewerbsvorschriften unberührt.
III. WÜRDIGUNG
(8)
Der deutsche Strommarkt ist durch eine große Zahl von Kraftwerken gekennzeichnet, die von einer Vielzahl von Marktakteuren betrieben werden (6). Der Großteil der Erzeugungskapazitäten befindet sich in den Händen von vier großen Energieunternehmen: RWE AG, E.ON AG, EnBW AG und Vattenfall Europe AG. Da zwei dieser Unternehmen, nämlich RWE und E.ON, private Unternehmen sind (d. h. Unternehmen, die nicht unmittelbar oder mittelbar einem beherrschenden Einfluss von Auftraggebern gemäß Artikel 2 Absatz 1 Buchstabe b der Richtlinie 2004/17/EG ausgesetzt sind), die nicht aufgrund besonderer oder ausschließlicher Rechte im Sinne von Artikel 2 Absatz 3 der Richtlinie 2004/17/EG im Stromerzeugungssektor tätig sind, handelt es sich bei ihnen nicht um Auftraggeber im Sinne der Richtlinie 2004/17/EG. Ihre Auftragsvergabe zum Zweck der Erzeugung oder des Verkaufs von Strom unterliegt daher nicht den Bestimmungen dieser Richtlinie. Daher sollten sie hinsichtlich dieser Tätigkeiten als Wettbewerber der Auftraggeber betrachtet werden, deren Auftragsvergabe Gegenstand dieser Richtlinie ist. Die Analyse wird sich daher im Folgenden bei der Prüfung der Frage, ob die Tätigkeit dem Wettbewerb auf frei zugänglichen Märkten ausgesetzt ist, auf die Auftraggeber konzentrieren.
(9)
Die Vermarktung von Strom auf der Großhandelsebene erfolgt über die Börse, d. h. an den Spot- und Terminmärkten der European Energy Exchange AG (EEX) und der European Power Exchange S.E. (EPEX), oder außerbörslich im Zuge von Over-the Counter-Geschäften (OTC). Der sich an der Strombörse einstellende Preis dient in der Regel als Referenzpreis bei außerbörslichen Geschäften. Die Erzeugungsunternehmen optimieren den Einsatz ihrer Kraftwerke entsprechend den Ergebnissen des börslichen Spotmarkthandels. Grundsätzlich werden nur diejenigen Kraftwerke eingesetzt, deren Grenzkosten unterhalb des Marktpreises liegen.
(10)
Im Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (7) (im Folgenden „EEG“) sind die Regeln für Strom aus erneuerbaren Energien (8) festgelegt, der neben dem aus konventionellen Quellen erzeugten Strom (9) eine immer größere Rolle auf dem deutschen Markt spielt. Die EEG-Novelle, die Anfang 2012 in Kraft trat, sieht vor, dass bis 202035 %, bis 203050 % und bis 205080 % der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien erfolgen soll.
(11)
Ende 2010 waren 160,5 GW Erzeugungskapazitäten an die Netze der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) (77,6 GW) und Verteilungsnetzbetreiber (VNB) (82,9 GW) angeschlossen. Gegenüber 2009 (152,7 GW) war dies ein Zuwachs um ca. 7,8 GW. Die erneuerbaren Energien machten 54,2 GW der Gesamtkapazitäten aus. Hiervon wurden 50,7 GW nach dem EEG vergütet. Dies bedeutet, dass die erneuerbaren Energien einen Anteil von ca. 34 % an der Gesamtkapazität haben (10).
(12)
Insgesamt wurde 2010 eine Menge von 531,2 TWh in die Netze der ÜNB (367,5 TWh) und VNB (163,7 TWh) eingespeist. Durch erneuerbare Energieträger wurden 93,7 TWh eingespeist, wovon 80,7 TWh nach dem EEG vergütet wurden. Hieraus ergibt sich ein Einspeiseanteil der erneuerbaren Energien von ca. 18 % an der Gesamteinspeisung, der damit unter dem Leistungsanteil von 34 % bezogen auf die gesamten Erzeugungskapazitäten liegt (11). Der Grund dafür ist, dass die Nutzungsdauer von erneuerbaren Energieträgern pro Jahr geringer als die von konventionellen Energieträgern ist.
(13)
Ein weiteres Merkmal des deutschen Strommarkts betrifft die jüngste Entscheidung der deutschen Regierung, 8 Kernkraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 8 400 MW stillzulegen (12), die nach der nuklearen Katastrophe Anfang 2011 in Japan getroffen wurde. Ferner wurde beschlossen, die in Deutschland verbleibenden Kernkraftwerke bis 2022 stillzulegen. Dies hat kurzfristig das Verhältnis zwischen Importen und Exporten geändert mit der Folge, dass Deutschland, das bis 2010 ein Nettoexporteur von Strom war, 2011 zum Nettoimporteur wurde.
(14)
Gemäß früheren Kommissionsentscheidungen (13) könnten im Stromsektor die folgenden einschlägigen Produktmärkte unterschieden werden: i) Erzeugung und Großhandel; ii) Übertragung; iii) Verteilung und iv) Einzelhandel. Während einige dieser Märkte weiter unterteilt werden können, wurde in der bisherigen Entscheidungspraxis der Kommission (14) keine Unterscheidung zwischen einem Stromerzeugungsmarkt und einem Großhandelsmarkt vorgenommen, da die Erzeugung als solche nur eine erste Stufe der Wertschöpfungskette ist, wobei die erzeugten Strommengen über den Großhandelsmarkt vermarktet werden.
(15)
Der Antrag des BDEW bezieht sich auf die Stromerzeugung und den Stromgroßhandel. In seiner Stellungnahme definiert das Bundeskartellamt den Produktmarkt als „einen Markt für den Erstabsatz von Elektrizität“ (15), der den erstmaligen Absatz aller Elektrizitätsversorger aus eigener Erzeugung sowie die Netto-Importe von Elektrizität umfasst, nicht jedoch das anschließende Zweitgeschäft der Marktteilnehmer mit Elektrizität. Außerdem ist das Bundeskartellamt der Auffassung, dass die Erzeugung und Vermarktung von Strom, der dem EEG unterliegt (im Folgenden EEG-Strom), nicht Teil dieses Marktes ist.
(16)
Nach Auffassung des Bundeskartellamts ist der Markt für EEG-Strom in Bezug auf den Erstabsatz ein separater Markt. EEG-Strom wird in der Regel nicht direkt auf dem Großhandelsmarkt abgesetzt, sondern zuerst von den Übertragsnetzbetreibern zu einem gesetzlich festgelegten Vergütungssatz abgenommen. Danach verkaufen sie den EEG-Strom auf dem Großhandelsmarkt.
(17)
Das Bundeskartellamt kommt zu dem Schluss, dass die Erzeugung und Vermarktung von EEG-Strom nicht wettbewerblich organisiert ist, sondern unabhängig von Nachfrage- und Preissignalen erfolgt (16). Diese Schlussfolgerung stützt sich insbesondere auf folgende Fakten:
(18)
EEG-Strom genießt Einspeisevorrang. Die Erzeugung von EEG-Strom erfolgt daher völlig losgelöst von der Nachfrage. Die Erzeugung und Einspeisung sind ebenfalls unabhängig von den Preisen, da die Betreiber Anspruch auf eine gesetzlich festgelegte Vergütung haben. Die ÜNB vermarkten den EEG-Strom nach rechtlichen Vorgaben auf dem Spot-Markt, dabei haben sie jedoch keinen Gestaltungsspielraum.
(19)
Ferner stellte das Bundeskartellamt fest, dass nach dem Gesetz EEG-Strom direkt vermarktet werden kann und ein bestimmter Prozentsatz der Betreiber diese Möglichkeit nutzt. Nach dem EEG können Betreiber von EEG-Anlagen am ersten Kalendertag eines Monats zwischen der Direktvermarktung und der Vergütung nach dem EEG wechseln. Je nach Marktpreisprognose und in Abhängigkeit von der Nachfrage können EEG-Anlagenbetreiber somit jeden Monat entscheiden, welche Form der Vermarktung für sie die beste ist. Die Direktvermarktung wird jedoch künftig nur von marginaler Bedeutung sein.
(20)
Nach der EEG-Novelle, die Anfang 2012 in Kraft trat, haben EEG-Anlagenbetreiber, wie oben dargestellt, die Möglichkeit, den von ihnen erzeugten Strom selbst zu vermarkten und zusätzlich eine Marktprämie zu erhalten. Die Marktprämie soll die Differenz zwischen der EEG-Festvergütung und dem monatlich ex-post ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis ersetzen. Die Inanspruchnahme der Marktprämie ist jedoch optional, d. h. die Betreiber von EEG-Anlagen können in der Festvergütung bleiben oder monatlich in diese zurückkehren. Der größte Anteil des EEG-Stroms wird jedoch voraussichtlich über die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet werden. Überdies ändert das Marktprämienmodell nichts an der Tatsache, dass die Gesamtvergütungshöhe für EEG-Erzeuger nicht primär durch Marktpreise bestimmt wird (17).
(21)
Das Bundeskartellamt stellt daher fest, dass von der EEG-Erzeugung zwar ein gewisser Wettbewerbsdruck auf die konventionelle Erzeugung ausgeht, das Umgekehrte jedoch nicht zutrifft. Daher kann EEG-Strom nicht demselben Markt wie konventioneller Strom zugeordnet werden, da bei den für die Erstvermarktung vorherrschenden Marktbedingungen erhebliche Unterschiede zwischen diesen beiden Erzeugungsformen bestehen. Der Erstabsatz von EEG-Strom erfolgt überdies überwiegend durch die Übertragungsnetzbetreiber. Der Markt unterscheidet sich daher offensichtlich auch von der Nachfrageseite her betrachtet vom Großhandelsmarkt für konventionellen Strom.
(22)
Unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale des deutschen Strommarkts wird für eine Prüfung der Bedingungen des Artikels 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG und unbeschadet des Wettbewerbsrechts der relevante Produktmarkt als Markt für die Erzeugung und den Erstabsatz von konventionellem Strom definiert. Die Erzeugung und der Erstabsatz von EEG-Strom sind aus den oben dargelegten Gründen nicht Teil dieses Marktes und werden später getrennt beurteilt.
(23)
Der Antrag bezieht sich auf Tätigkeiten im Gebiet der Bundesrepublik Deutschland. Der Antragsteller geht der Frage nach, ob es einen umfassenderen Markt gibt, der Deutschland und Österreich umfasst, und geht dabei von mehreren Tendenzen bei der Entwicklung des Regulierungsrahmens, dem Umfang der Stromimporte und -exporte, der Marktkopplung und Engpassmanagementverfahren aus, gelangt aber zu dem Schluss, dass „dem Antragsteller eine abschließende Beurteilung darüber, ob dadurch bereits heute ein hinreichender Grad der Marktintegration zwischen dem deutschen Stromgroßhandelsmarkt und den entsprechenden Märkten der Nachbarstaaten erreicht ist, um einen derartigen Regionalmarkt anzunehmen, nicht ohne Weiteres möglich“ ist.
(24)
Seit der Sektorunteruntersuchung geht das Bundeskartellamt von einem gemeinsamen Primärmarkt für Strom in Deutschland und Österreich aus. Diese Schlussfolgerung ergibt sich daraus, dass es keine Engpässe an den Grenzkuppelstellen zwischen Deutschland und Österreich und ein einheitliches Markt- und Preisgebiet an der European Power Exchange S.E. (EPEX) gibt.
(25)
In der bisherigen Kommissionspraxis wurden Strommärkte meistens als nationale Märkte (18) oder sogar als Märkte von noch kleinerem Umfang (19) definiert. Gelegentlich wurde offen gelassen, ob größere Märkte als nationale Märkte möglich sind (20).
(26)
Nach Auffassung der Kommission ist für eine Prüfung der Bedingungen des Artikels 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG und unbeschadet des Wettbewerbsrechts eine abschließende Feststellung des genauen Umfangs des relevanten geografischen Markts für die Erzeugung und den Erstabsatz konventionellen Stroms nicht notwendig, da auch bei einer anderen Marktdefinition die Ergebnisse der Beurteilung dieselben wären.
(27)
Was die Erzeugung und den Erstabsatz von EEG-Strom betrifft, so könnte der geografische Umfang dieses Markts nicht über das Gebiet Deutschlands hinausgehen, da er auf den besonderen, im deutschen EEG festgelegten Bedingungen beruht.
a) Marktanteile und Marktkonzentration
(28)
Ausgehend von ihrer ständigen Praxis (21) bei Entscheidungen gemäß Artikel 30 kam die Kommission im Hinblick auf die Stromerzeugung zu dem Schluss: „Ein Indikator für den Grad des Wettbewerbs auf den nationalen Märkten ist der Gesamtmarktanteil der drei größten Erzeuger“.
(29)
Laut Stellungnahme des Bundeskartellamts (22) betrug der kumulierte Marktanteil (bezogen auf die Einspeisung) der drei größten Erzeuger 74 % (2007) bzw. 73 % (2008) und 70 % (2010). Damit liegt der deutsche Strommarkt gegenüber früheren Freistellungsentscheidungen nach Artikel 30 der Richtlinie 2004/17/EG im Mittelfeld (23).
(30)
Allerdings wird daran erinnert, dass die beiden größten Erzeuger, RWE und E.ON, die zusammen einen kumulierten Marktanteil von 58 % haben (24), nicht dem Vergaberecht unterliegen.
(31)
Mit diesem Beschluss soll festgestellt werden, ob die Erzeugung und der Erstabsatz von Strom auf Märkten mit freiem Zugang dem Wettbewerb bis zu einem Grad ausgesetzt sind, der gewährleistet, dass auch ohne die Disziplin, die durch die in der Richtlinie 2004/17/EG festgelegten detaillierten Vorschriften für die Auftragsvergabe bewirkt wird, die Auftragsvergabe für die in Rede stehenden Tätigkeiten transparent und diskriminierungsfrei auf der Grundlage von Kriterien durchgeführt wird, anhand deren die wirtschaftlich günstigste Lösung ermittelt werden kann. In diesem Zusammenhang ist zu beachten, dass Unternehmen, die nicht den Vergabeverfahren unterliegen (d. h. RWE und E.ON), die Möglichkeit haben, Wettbewerbsdruck auf die anderen Marktakteure auszuüben, wenn sie auf diesen Märkten tätig sind. Daran ändert sich nichts, selbst wenn Österreich in den relevanten geografischen Markt einbezogen wird, da zu erwarten ist, dass in einem gemeinsamen Markt für Deutschland und Österreich die Marktanteile der größten Erzeuger nur etwas geringer ausfallen (25).
(32)
Der vorstehend genannte Sachverhalt kann hinsichtlich der Erzeugung und des Großhandels von konventionellem Strom als Indikator dafür gewertet werden, dass die dem Vergaberecht unterliegenden Marktakteure dem direkten Wettbewerb ausgesetzt sind.
(33)
Es sei auch darauf hingewiesen, dass im Arbeitspapier der Kommissionsdienststellen „2009-2010 Report on Progress in Creating the Internal Gas and Electricity Market“ (Bericht 2009-2010 über Fortschritte im Gas- und Strombinnenmarkt vom Juni 2011) (26) ein Rückgang der Marktkonzentration in Deutschland (27) gegenüber den Vorjahren festgestellt wurde und der deutsche Strommarkt in die Kategorie der „mäßig konzentrierten Märkte“ (28) eingereiht wurde, d. h. in die Kategorie der Märkte mit einem Herfindahl-Hirchman-Index (HHI) (29) (kapazitätsbezogen) von 750 bis 1 800.
(34)
Gestützt auf die oben angegebenen Zahlen kann für diesen Beschluss und unbeschadet des Wettbewerbsrechts hinsichtlich der Auftraggeber davon ausgegangen werden, dass der Marktkonzentrationsgrad als ein Indikator dafür angesehen werden kann, dass die Erzeugung und der Großhandel von konventionellem Strom in Deutschland einem gewissen Wettbewerbsdruck ausgesetzt sind.
b) Sonstige Faktoren
(35)
In den vergangenen Jahren (bis März 2011) war Deutschland ein Nettostromexporteur. Infolge der Entscheidung, die Stromerzeugung mehrerer Kernkraftwerke nach und nach einzustellen, wurde Deutschland zum Nettoimporteur. Daher besteht derzeit ein Wettbewerbsdruck auf dem Markt aufgrund der Möglichkeit, Strom von außerhalb Deutschlands zu importieren. Dadurch wird sichergestellt, dass Investitionen in den deutschen Stromsektor nicht getätigt werden können, ohne andere Erzeuger in den umliegenden Ländern zu berücksichtigen. Diese Faktoren sollten daher so betrachtet werden, dass sie der abschließenden Feststellung nicht entgegenstehen, wonach Auftraggeber, die auf dem deutschen Markt für die Erzeugung konventionellen Stroms tätig sind, dem Wettbewerb ausgesetzt sind. Ferner zeigt eine Analyse der Situation in Bezug auf den Lieferantenwechsel (30) durch die Verbraucher und die Liquidität auf dem Großhandelsmarkt (31), dass diese Faktoren der Schlussfolgerung nicht entgegenstehen, wonach Auftraggeber, die auf dem deutschen Markt für die Erzeugung konventionellen Stroms tätig sind, dem Wettbewerb ausgesetzt sind. Schließlich ist auch zu beachten, dass der deutsche Ausgleichsmarkt (32) und dessen Hauptmerkmale (marktbasierte Preise und Preisdifferenz zwischen positiver und negativer Regelenergie) ebenfalls der abschließenden Feststellung nicht entgegenstehen, wonach Auftraggeber, die auf dem deutschen Markt für die Erzeugung konventionellen Stroms tätig sind, dem Wettbewerb ausgesetzt sind.
(36)
EEG-Strom wird vorrangig an das Netz angeschlossen und hat bei der Netzeinspeisung Vorrang gegenüber konventionellem Strom; dies bedeutet, dass die EEG-Stromerzeugung unabhängig von der Nachfrage erfolgt. Da EEG-Strom in der Regel zu über dem Marktpreis liegenden Kosten erzeugt wird, wurde ein System eingeführt, in dem EEG-Strom besonders gefördert wird. EEG-Anlagenbetreiber (33) sind berechtigt, einen gesetzlich festgelegten Vergütungssatz vom Übertragungsnetzbetreiber für einen Zeitraum von 20 Jahren und für das Jahr der Inbetriebnahme zu erhalten. Diese Vergütung dient zur Deckung ihrer Kosten und liegt daher über dem Marktpreis. Sie können daher den von ihnen erzeugten Strom unabhängig vom Börsenpreis in das Netz einspeisen (34).
(37)
EEG-Strom wird in der Regel nicht direkt auf dem Großhandelsmarkt abgesetzt, sondern zuerst von den Übertragsnetzbetreibern zu einem gesetzlich festgelegten Vergütungssatz abgenommen. Die Übertragungsnetzbetreiber sind für die Vermarktung von EEG-Strom auf dem Börsenspotmarkt verantwortlich, woraus ihnen ein Verlust entsteht. Diese Kosten werden letztlich von den Stromletztverbrauchern getragen, die ihren Stromversorgungsunternehmen eine besondere EEG-Umlage zahlen, die danach an die Übertragungsnetzbetreiber weitergegeben wird. Stromversorgungsunternehmen, die mehr als 50 % EEG-Strom abnehmen, wobei mindestens 20 % des Stroms aus solarer Strahlungsenergie oder Windenergie stammt, zahlen eine niedrigere EEG-Umlage.
(38)
Die Betreiber von EEG-Anlagen haben auch die Möglichkeit der „Direktvermarktung“ des erzeugten Stroms. Dies bedeutet, dass ein EEG-Anlagenbetreiber auf die gesetzlich festgelegte Vergütung verzichten und sich dafür entscheiden kann, den Strom direkt auf dem Spotmarkt zu verkaufen. Wegen der hohen Erzeugungskosten von EEG-Strom ist die Direktvermarktung außerhalb der gesetzlich festgelegten Bedingungen in der Regel keine gangbare Option. In der Vergangenheit wurde dieses Verfahren hauptsächlich in begrenztem Umfang dann genutzt, wenn die Abnehmer eine Ausnahme von der zusätzlichen EEG-Umlage erhalten konnten, indem sie eine bestimmte, direkt vom Erzeuger bezogene EEG-Strommenge mit konventionellem Strom kombinierten (35). Mit dem neuen EEG-Gesetz, das Anfang 2012 in Kraft trat, wurde die Möglichkeit dieser besonderen Ausnahme begrenzt, weshalb mit einem Rückgang dieser Form der Direktvermarktung gerechnet wird (36).
(39)
Das neue Gesetz sieht eine neue Möglichkeit der Direktvermarktung vor: Diese beinhaltet jedoch die Zahlung einer Marktprämie an die EEG-Stromerzeuger, die die Differenz zwischen ihren höheren Kosten und dem durchschnittlichen Marktpreis deckt (im Folgenden „Marktprämienmodell“). Die Übertragungsnetzbetreiber schätzen, dass 201215 % aller verkauften erneuerbaren Energien zusammengenommen über das Marktprämienmodell verkauft werden (37). Daraus kann der Schluss gezogen werden, dass jetzt und in naher Zukunft der bei weitem größte Teil des EEG-Stroms nach dem Regime der gesetzlich festgelegten Vergütungen und über die Übertragungsnetzbetreiber vermarktet wird. Eine nicht subventionierte Direktvermarktung wird nur eine marginale Rolle spielen.
(40)
Aus den oben genannten Gründen sind die Erzeugung und der Erstabsatz von EEG-Strom Teil eines regulierten Systems, in dem die Erzeuger eine Vergütung auf der Basis einer gesetzlich festgelegten Zahlung erhalten. Sie sind dem Wettbewerb nicht ausgesetzt, da sie ihren EEG-Strom unabhängig vom vorherrschenden Marktpreis einspeisen können. Aufgrund des Einspeisevorrangs können sie außerdem alle von ihnen erzeugten Mengen absetzen. Daher kann nicht der Schluss gezogen werden, dass die Tätigkeit von EEG-Stromerzeugern dem Wettbewerb ausgesetzt ist. Folglich müssen keine weiteren Indikatoren, etwa die in Erwägungsgrund 6 genannten, bewertet werden.
IV. FAZIT
(41)
Angesichts des vorstehend untersuchten Sachverhalts sollte davon ausgegangen werden, dass die in Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG festgelegte Bedingung, dass eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, hinsichtlich der Auftraggeber für die Erzeugung und den Großhandel von konventionellem Strom in Deutschland erfüllt ist.
(42)
Ferner sollte, da die Bedingung des freien Zugangs zum Markt als erfüllt gilt, die Richtlinie 2004/17/EG weder gelten, wenn Auftraggeber Aufträge vergeben, die die Erzeugung und den Großhandel von konventionellem Strom in Deutschland ermöglichen sollen, noch wenn sie Wettbewerbe für die Ausübung einer solchen Tätigkeit in diesem geografischen Bereich durchführen.
(43)
Allerdings sollte davon ausgegangen werden, dass die in Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG festgelegte Bedingung, dass eine Tätigkeit unmittelbar dem Wettbewerb ausgesetzt ist, hinsichtlich der Auftraggeber für die Erzeugung und den Erstabsatz von EEG-Strom in Deutschland nicht erfüllt ist.
(44)
Da die Erzeugung und der Erstabsatz von EEG-Strom weiterhin den Bestimmungen der Richtlinie 2004/17/EG unterliegen, sei daran erinnert, dass Aufträge, die mehrere Tätigkeiten betreffen, gemäß Artikel 9 der Richtlinie 2004/17/EG zu behandeln sind. Dies bedeutet, dass wenn ein Auftraggeber „gemischte“ Aufträge vergibt, d. h. Aufträge für die Durchführung sowohl von Tätigkeiten, die von der Anwendung der Richtlinie 2004/17/EG freigestellt sind, als auch von Tätigkeiten, die nicht freigestellt sind, darauf zu achten ist, welche Tätigkeit Hauptgegenstand des Auftrags ist. Bei solchen gemischten Aufträgen ist, wenn der Auftrag in erster Line die Förderung der Erzeugung und des Großhandels von EEG-Strom betrifft, die Richtlinie 2004/17/EG anzuwenden. Lässt sich objektiv nicht feststellen, welche Tätigkeit der Hauptgegenstand des Auftrags ist, ist der Auftrag nach Maßgabe von Artikel 9 Absätze 2 und 3 der Richtlinie 2004/17/EG zu vergeben. Dieser Beschluss beruht auf der Rechts- und Sachlage von Oktober 2011 bis Februar 2012, wie sie aus den vom BDEW und den deutschen Behörden vorgelegten Informationen hervorgeht. Er kann geändert werden, falls signifikante Änderungen der Rechts- oder der Sachlage dazu führen, dass die Bedingungen für die Anwendbarkeit von Artikel 30 Absatz 1 der Richtlinie 2004/17/EG hinsichtlich der Erzeugung und des Großhandels von konventionellem Strom nicht mehr erfüllt sind.
(45)
Die in diesem Beschluss vorgesehenen Maßnahmen stehen im Einklang mit der Stellungnahme des Beratenden Ausschusses für das öffentliche Auftragswesen -
HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:
Artikel 1
Die Richtlinie 2004/17/EG gilt nicht für Aufträge, die von Auftraggebern vergeben werden und die Erzeugung und den Erstabsatz von aus konventionellen Quellen erzeugtem Strom in Deutschland ermöglichen sollen.
Für diesen Beschluss bedeutet „aus konventionellen Quellen erzeugter Strom“ Strom, der nicht unter das EEG fällt. Ferner bezeichnet der Begriff „erneuerbare Energien“ im Sinne des EEG und zu den darin festgelegten Bedingungen Wasserkraft einschließlich der Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie, Windenergie, solare Strahlungsenergie, Geothermie, Energie aus Biomasse einschließlich Biogas, Biomethan, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und Industrie.
Artikel 2
Dieser Beschluss ist an die Bundesrepublik Deutschland gerichtet.
Brüssel, den 24. April 2012