13.9.2017   

PL

Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej

L 235/1

(1)

Pismem z dnia 7 stycznia 2015 r. Francja powiadomiła Komisję o przetargu na budowę i eksploatację elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym („CCG”) (2) w Bretanii. Francja przedstawiła Komisji informacje uzupełniające pismami z dnia 5 czerwca, z dnia 10 września i z dnia 17 września 2015 r.

(2)

Pismem z dnia 13 listopada 2015 r. Komisja poinformowała Francję o swojej decyzji w sprawie wszczęcia postępowania określonego w art. 108 ust. 2 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej („TFUE”) względem wyżej wspomnianego środka pomocy („decyzja o wszczęciu postępowania”).

(3)

Decyzję Komisji o wszczęciu postępowania opublikowano w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej  (3). Komisja wezwała zainteresowane strony do przedstawienia uwag dotyczących przedmiotowego środka.

(4)

Komisja otrzymała od zainteresowanych stron uwagi w tej sprawie. Przekazała je Francji, dając jej możliwość odniesienia się do nich, i otrzymała od niej uwagi w piśmie z dnia 8 czerwca 2016 r.

(5)

W dniach 12 maja i 5 września 2016 r. Komisja przesłała władzom francuskim listę pytań, na które władze francuskie odpowiedziały pismami odpowiednio z dnia 5 września i z dnia 5 października 2016 r. W dniu 5 września Komisja przesłała władzom francuskim nową listę pytań, na które władze francuskie odpowiedziały w dniu 5 października 2016 r.

(6)

Przetarg oraz okoliczności, które doprowadziły do jego ogłoszenia, opisano szczegółowo w decyzji o wszczęciu postępowania (motywy 4–29). W kolejnych sekcjach przedstawiono streszczenie tego uzasadnienia.

(7)

Władze francuskie uważają, że bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej Bretanii jest zagrożone z powodu niskich zdolności produkcji energii elektrycznej w tym regionie, ograniczenia sieci, wzrostu zużycia i wysokiej wrażliwości cieplnej.

(8)

W 2010 r. kilka francuskich organów podpisało bretoński pakt na rzecz energii elektrycznej, który opiera się na trzech następujących filarach: po pierwsze, na zarządzaniu popytem; po drugie, na wytwarzaniu energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych i zapewnieniu odpowiedniego zasilania; na trzeci filar z kolei składa się z jednej strony wzmacnianie i rozwijanie lokalnej sieci elektroenergetycznej, a z drugiej strony zbudowanie klasycznej elektrowni. Druga część trzeciego filaru stanowi właśnie przedmiot środka zgłoszonego przez Francję.

(9)

Przetarg opiera się na art. L. 311-10 kodeksu energetycznego. Ogłoszenie o zamówieniu nr 2011/S 120-198224 zostało opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej w dniu 25 czerwca 2011 r. przez ministra właściwego ds. energetyki. Minister ten wybrał następnie zwycięski projekt zgodnie z opinią Komisji Regulacji Energetyki („CRE”), która przeprowadziła postępowanie zgodnie z przepisami francuskimi (4).

(10)

Zgodnie ze specyfikacją istotnych warunków zamówienia elektrownia musi:

(11)

W ramach zgłoszonego przetargu przewidziano, że producent może umieścić całość wytworzonej energii elektrycznej na rynku lub sprzedać jej część nabywcy zobowiązanemu, Electricité de France S.A. („EDF”) w ramach umowy zakupu po cenie odpowiadającej 95 % ceny godzinowej na rynku EPEX SPOT.

(12)

Ponadto producent otrzyma stałą roczną premię PT, obliczaną jako iloczyn gwarantowanej mocy czynnej (6) (Pgar) i premii P wyrażanej w EUR/MW/rok.

(13)

Wypłata stałej premii zależy od utrzymania wszystkich pozwoleń na eksploatację i umów z operatorami systemu przesyłowego, jak również od utrzymania mocy gwarantowanej, którą sprawdza się poprzez współczynnik dostępności.

(14)

W ramach przetargu przewidziano również zastosowanie kar w przypadku niedokończenia budowy elektrowni w terminie.

(15)

Klasyfikacja ofert kandydatów opiera się na trzech następujących kryteriach, które zostały szczegółowo opisane w specyfikacji istotnych warunków zamówienia:

(16)

Władze francuskie uważają, że głównym celem środka jest zapewnienie odpowiedniego zasilania energią elektryczną w Bretanii. Chociaż zapotrzebowanie na energię elektryczną w Bretanii jest zasadniczo zapotrzebowaniem na moc (MW), istnieje również zapotrzebowanie na energię (MWh (7)). Konieczne jest zatem wybudowanie instalacji, która będzie działała w Bretanii przez wiele tysięcy godzin rocznie, a nie tylko w godzinach szczytu, jak to się dzieje w przypadku turbin spalinowych. Elektrownia gazowa pracująca w cyklu kombinowanym, działająca na zasadzie silnika reaktorowego, umożliwia wytwarzanie energii elektrycznej w zaledwie kilka minut. Technologia ta jest zatem szczególnie odpowiednia w celu zapewnienia równowagi między produkcją a zużyciem podczas kilkugodzinnych okresów zapotrzebowania szczytowego. Ta nowa instalacja przyczyniłaby się nie tylko do zapewnienia zdolności dostępnej podczas okresów szczytowych, lecz także do wprowadzenia mocy biernej tam, gdzie jest ona najskuteczniejsza, w celu utrzymania poziomu napięcia w całej sieci, co ułatwia włączenie do systemu odnawialnych źródeł energii o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji (usługi systemowe).

(17)

Z wyżej wymienionych powodów władze francuskie stwierdziły, że konieczna jest dodatkowa scentralizowana produkcja w północno-zachodniej części regionu, uruchamiana podczas okresów dużego zużycia, a nie tylko podczas zimowego szczytu zapotrzebowania związanego ze skrajną temperaturą. Taki zakład produkcji energii elektrycznej powinien uzupełniać wzmocnienie sieci oraz działania związane z zarządzaniem energią.

(18)

Środek pomocy ma również na celu zminimalizowanie kosztów tych działań dla społeczności oraz ich wpływu na środowisko. Z tego powodu w klasyfikacji kandydatów uwzględnia się wymaganą premię, adekwatność wyboru miejsca ze względu na środowisko oraz jakość i adekwatność środków towarzyszących (zapobieganie, ograniczenie lub wyrównywanie negatywnego wpływu na środowisko) projektowi i działań planowanych w celu monitorowania sytuacji pod względem środowiskowym.

(19)

Elektrownia eksploatowana przez konsorcjum Compagnie Electrique de Bretagne (zwane dalej „CEB”), będące beneficjentem środka, zapewni usługi bilansujące poprzez trzy możliwe działania. Po pierwsze, uruchomiona zostanie rezerwa pierwszego i drugiego rzędu (automatycznie uruchamiane usługi systemowe) oraz rezerwa trzeciego rzędu (ręcznie uruchamiane dostosowanie). Po drugie, jeżeli chodzi o usługi systemowe, podmiot eksploatujący elektrownię, konsorcjum CEB, będzie zobowiązany do posiadania odpowiednich warunków technicznych, aby zapewnić te usługi. Po trzecie, jeżeli chodzi o mechanizm dostosowania (rezerwy trzeciego rzędu) konsorcjum CEB będzie miało obowiązek dostaw swojej dostępnej mocy przedsiębiorstwu RTE (Réseau de Transport d'Electricité, przedsiębiorstwo zajmujące się utrzymaniem i rozwojem francuskiej publicznej sieci przesyłowej energii elektrycznej wysokiego i bardzo wysokiego napięcia, „RTE”). Wspomniane udostępnienie poza umowami na rezerwę będzie wiązało się z wynagrodzeniem jedynie w przypadku skorzystania z mechanizmu dostosowania. Przewiduje się, że maszyna będzie uruchomiona przez około 3 000 godzin rocznie, działając przy pełnej mocy od daty uruchomienia elektrowni. Biorąc pod uwagę moc instalacji (422 MW), taka długość działania przekłada się na roczną produkcję energii elektrycznej wynoszącą 1 250 GWh.

(20)

Kwota premii wypłacanej z tytułu udzielonego zamówienia wyniesie maksymalnie 94 000 EUR/MW/rok według wartości na dzień 31 listopada 2011 r. Premia będzie wypłacana przez 20 lat i będzie indeksowana w czasie trwania projektu, tak by uwzględniać w niej zmiany kosztów operacyjnych i kosztów utrzymania. Kwota premii wypłacanej z tytułu udzielonego zamówienia wyniesie maksymalnie 40 mln EUR rocznie.

(21)

Indeksacja premii wynosi 20 % w stosunku do ceny producenta, 20 % w stosunku do kosztów pracy, 50 % w stosunku do kosztów przesyłu w sieci regionalnej, 5 % w stosunku do kosztów przyłączenia do sieci elektroenergetycznej i 5 % w stosunku do kosztów przyłączenia do sieci gazowej.

(22)

Władzie francuskie wyjaśniły, że kwota proponowana przez zwycięskiego oferenta jest wynikiem uwzględnienia (i) warunku związanego z wartością zdolności wynoszącą [50 000–60 000]  (*1) EUR/MW/rok oraz trzech warunków związanych z położeniem geograficznym projektu, tj.: (ii) kosztów dodatkowych związanych z przesyłem gazu wynoszących [20 000–40 000] EUR/MW/rok, (iii) kosztów dodatkowych związanych z przyłączeniem wynoszących 6 000 EUR/MW/rok oraz (iv) kosztów dodatkowych związanych ze szczególnymi środkami ochrony środowiska wynoszących 2 000 EUR/MW/rok.

(23)

Warunek związany z wartością odpowiada kwocie uwzględnionej z tytułu kosztów dodatkowych związanych z planowanym terminem uruchomienia instalacji. Kandydaci obliczyli te koszty dodatkowe jako różnicę dochodów uzyskanych ze sprzedaży energii na rynku i kosztów związanych z szybkim uruchomieniem elektrowni. CRE zauważa, że: „biorąc pod uwagę obecne warunki na rynku i stan zapotrzebowania na energię elektryczną, eksploatacja elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym nie jest opłacalna z ekonomicznego punktu widzenia. Prawdopodobnie stanie się ona opłacalna dopiero za wiele lat. W związku z tym występuje utrata zysków przez kandydata, która wynika z wcześniejszego terminu uruchomienia instalacji i którą pokrywa ten element składowy premii”.

(24)

Do zasilania elektrowni konieczny jest nowy gazociąg o długości 111 km. Szacowane koszty tego projektu wynoszą około 100 mln EUR i będą prefinansowane przez GRTgaz (francuskie przedsiębiorstwo założone w 2005 r., zajmujące się zarządzaniem siecią gazociągów przesyłowych we Francji). Konsorcjum CEB przyczyni się do rentowności projektu poprzez uiszczanie opłat za przesył gazu.

(25)

W ustawie nr 2010-1488 z dnia 7 grudnia 2010 r. dotyczącej nowej organizacji rynku energii elektrycznej (tzw. „ustawa NOME”) ustanowiono mechanizm zdolności energetycznej, mający na celu zapewnienie odpowiedniego zasilania we Francji. (8) Instalacja wybrana w Bretanii w następstwie przetargu będzie musiała uczestniczyć w krajowym mechanizmie zdolności energetycznej. Wynagrodzenie uzyskane przez elektrownię w związku z tym mechanizmem zostanie w stosownych przypadkach odliczone od premii faktycznie wypłacanej z tytułu udzielonego zamówienia.

(26)

Premię przyznaje się na okres dwudziestu lat od dnia uruchomienia instalacji.

(27)

Minister właściwy ds. energetyki, kierując się opinią CRE, wybrał projekt położony w gminie Landivisieau i przedłożony przez Compagnie Electrique de Bretagne („CEB”), tj. konsorcjum Direct Energie–Siemens.

(28)

Zwycięski oferent jest producentem, który ma nieznaczny udział we francuskim rynku wytwarzania energii elektrycznej i nie posiada w Bretanii żadnego innego konwencjonalnego zakładu produkcji energii elektrycznej.

(29)

Gwarantowana moc instalacji proponowana przez konsorcjum CEB wynosi 422 MW. Zwycięski oferent zobowiązał się do uruchomienia działalności przemysłowej elektrowni najpóźniej […]. W piśmie z dnia 5 października 2016 r. władze francuskie opisują opóźnienia mające wpływ na projekt. Zaktualizowana planowana data uruchomienia zakładu to […].

(30)

Z danych przedłożonych CRE przez zwycięskiego oferenta wynika, że nie korzystał on ani nie korzysta z żadnej innej pomocy, która mogłaby kumulować się z pomocą przyznaną z tytułu udzielenia zamówienia. Ponadto premia wypłacana z tytułu udzielonego zamówienia zostanie pomniejszona o ewentualne przyszłe wynagrodzenie uzyskane przez elektrownię na rynku zdolności wytwórczych.

(31)

W celu uszczegółowienia oferty złożonej władzom francuskim konsorcjum CEB przedstawiło biznesplan. Zawarta w biznesplanie wewnętrzna stopa zwrotu z inwestycji („IRR”) po opodatkowaniu wynosi [5–10] %. Głównymi założeniami, na których opiera się ta stopa rentowności, są: wymiar godzinowy użytkowania wynoszący około [3 000–6 500] godzin rocznie; inwestycja wstępna w wysokości [400–500] mln EUR. Przychody opierają się z jednej strony na premii w wysokości […] EUR/MW/rok, a z drugiej strony na uzyskiwanym z tytułu umowy tollingowej wynagrodzeniu netto w wysokości […] EUR średnio rocznie.

(32)

Wspomniana umowa tollingowa stanowi umowę prawa prywatnego zawartą między konsorcjum CEB i podmiotem świadczącym usługi tollingowe (będącym kontrahentem umowy, np. grupą EDF), określającą nabywanie przez ten podmiot stałej ilości energii elektrycznej. Przychody uzyskane w związku z tą umową tollingową określono w taki sposób, aby odzwierciedlić w biznesplanie warunki, których uzyskania konsorcjum CEB mogło oczekiwać w czasie postępowania przetargowego. Kwotę opłaty tollingowej określono w oparciu o stochastyczny model prognozowania. Umowa ta opiera się na założeniu, że podmiot świadczący usługi tollingowe będzie sprzedawał na rynku energię wytwarzaną przez elektrownię za wstępną kwotę […] mln EUR rocznie w okresie od marca 2017 r. do października 2036 r. Wynagrodzenie konsorcjum CEB z tytułu umowy tollingowej zostało poddane analizie wrażliwości. W celu aktualizowania premii z tytułu zdolności wykorzystuje się wskaźnik dotacji ryczałtowej.

(33)

W wynagrodzeniu uzyskiwanym z tytułu umowy tollingowej uwzględnia się koszt konwersji gazu ziemnego w energię elektryczną oraz koszty użytkowania instalacji. Uwzględnia się w nim również część zmienną mającą na celu pokrycie kosztów wprowadzania mocy i kosztów utrzymania. Ponadto uwzględnia się w nim także część zmienną mającą na celu pokrycie stałych kosztów operacyjnych oraz kosztów finansowania i amortyzacji. Opłatę tollingową podzielono również na część nieindeksowaną i część indeksowaną. Część indeksowana ma na celu pokrycie stałych kosztów operacyjnych. Część nieindeksowana ma na celu pokrycie kosztów związanych z infrastrukturą, takich jak koszty finansowania projektu czy też amortyzacja zrealizowanych inwestycji. W modelu nie uwzględniono kosztów zakupu gazu, ze względu na istnienie umowy tollingowej. W biznesplanie uwzględniono bezpośrednio średnią marżę operacyjną przewidywaną na okres realizacji projektu.

(34)

Ponadto w biznesplanie przewidziano aktualizację szeregu założeń w czasie trwania projektu: wskaźnika kosztów pracy, wskaźnika ceny producenta, ostatecznych kosztów podłączenia do sieci. Aktualizację tę uzasadnia się długością okresu realizacji biznesplanu trwającego [15–20] lat. Premię z tytułu zdolności, również aktualizowaną, przyznaje się operatorowi, aby umożliwić mu urentownienie inwestycji. Premia ta zależy od faktycznej dostępności elektrowni. Premia stała zależy od współczynnika dostępności elektrowni. W biznesplanie nie przewiduje się udziału w mechanizmie zdolności wykraczającego poza wyrównanie. Jeżeli udział taki będzie miał miejsce, premia zostanie pomniejszona o związane z nim wynagrodzenie.

(35)

Stały koszt przesyłu gazu szacuje się na kwotę [10–20] mln EUR rocznie.

(36)

Zmienne koszty eksploatacji i utrzymania są iloczynem zmiennych kosztów eksploatacyjnych i odpowiedniej liczby godzin eksploatacji. Koszty eksploatacji i utrzymania pokryje na rzecz konsorcjum CEB podmiot świadczący usługi tollingowe.

(37)

Analizy wrażliwości dokonano również w oparciu o inne założenia, takie jak założenia dotyczące inflacji lub kosztów pracy.

(38)

Chociaż przyłączenie do sieci zostanie wykonane przez RTE i GRTgaz, zostanie ono sfinansowane przez konsorcjum CEB. Koszty przyłączenia szacuje się odpowiednio na kwotę [30–40] mln EUR i [20–30] mln EUR.

(39)

Z przyjętych założeń wynika, że na koniec okresu objętego biznesplanem koszty odsprzedaży istniejącego wyposażenia zostaną zrekompensowane przez koszty demontażu, przez co końcowa wartość zakładu będzie równa zero.

(40)

Uwzględniono obrót związany z działalnością dostosowującą. Władze francuskie opisały założenia waloryzacji (9). Dochód ten stanowi poniżej 1,5 % łącznych oczekiwanych przychodów.

(41)

W swoim piśmie z dnia 5 października 2016 r. Francja wyjaśnia, że roboty mogłyby rozpocząć się […], a uruchomienie eksploatacji przemysłowej odbyłoby się […].

(42)

Komisja uznała, że kryterium dotyczące możliwości przypisania pomocy państwu określone w art. 107 TFUE zostało spełnione. W niniejszej sprawie z jednej strony środek można przypisać państwu, ponieważ ogłoszenie o zamówieniu zostało opublikowane przez ministra właściwego ds. energetyki, który dokonał również wyboru projektu. Z drugiej strony wynagrodzenie wypłacane zwycięskiemu oferentowi zostanie uwzględnione w cenie detalicznej poprzez wkład na rzecz publicznych usług w zakresie energii elektrycznej (Contribution au Service Public de l'Electricité, CSPE). W decyzji w sprawie pomocy państwa SA.36511 (2014/C) Komisja stwierdziła jednak, że CSPE jest finansowana z zasobów państwa, ponieważ jest to „składka nałożona przez państwo, pobierana i zarządzana przez podmiot wyznaczony przez państwo w celu zarządzania systemem pomocy na zasadach określonych przez państwo” (10).

(43)

Odnośnie do istnienia korzyści dla przedsiębiorstw władze francuskie uznały, że kryterium to nie zostało spełnione ze względu na fakt, że przetarg jest zgodny z kryteriami określonymi w wyroku w sprawie Altmark  (11).

(44)

Komisja uznała jednak, że kryteria określone w wyroku w sprawie Altmark nie zostały spełnione. Aby możliwe było uniknięcie zakwalifikowania usługi publicznej jako pomocy państwa, muszą być spełnione cztery następujące łączne kryteria: (i) przedsiębiorstwo będące beneficjentem musi zostać formalnie obarczone wykonaniem zobowiązania z tytułu świadczenia usługi publicznej i zobowiązanie to musi być w sposób jasny zdefiniowane, (ii) parametry, na podstawie których oblicza się rekompensatę, muszą być wcześniej ustalone w obiektywny i przejrzysty sposób, (iii) rekompensata nie może przekraczać kwoty niezbędnej do pokrycia całości lub części kosztów poniesionych w związku z wykonywaniem zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych, przy uwzględnieniu związanych z nimi przychodów oraz rozsądnego zysku, oraz (iv) jeżeli przedsiębiorstwo zobowiązane do wykonywania zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych nie zostało wybrane w ramach przetargu, poziom rekompensaty musi zostać określony na podstawie analizy kosztów, jakie poniosłoby przeciętne przedsiębiorstwo, przy uwzględnieniu stosownych przychodów i rozsądnego zysku uzyskanego w związku z wykonywaniem takich zobowiązań. O ile Komisja stwierdziła, że drugie kryterium zostało spełnione, wyraziła ona jednak następujące wątpliwości dotyczące trzech pozostałych kryteriów:

(45)

Ze względu na wątpliwości wyrażone przez Komisję w odniesieniu do zgodności środka z wyrokiem w sprawie Altmark, Komisja uznała w swojej wstępnej analizie, że środek może stanowić korzyść dla zwycięskiego oferenta, oraz że korzyść ta jest selektywna, ponieważ przyznaje się ją jednemu przedsiębiorstwu, tj. konsorcjum CEB.

(46)

W odniesieniu do wpływu na konkurencję i wymianę handlową Komisja stwierdziła, że środek może mieć wpływ na wymianę handlową i na konkurencję, ponieważ zwycięski oferent, korzystając ze środka dającego mu przewagę, będzie konkurował z innymi zakładami produkcji energii elektrycznej i innymi dostawcami zdolności na rynkach otwartych na konkurencję (rynek sprzedaży energii elektrycznej, mechanizm dostosowania).

(47)

Komisja stwierdziła w swojej decyzji o wszczęciu postępowania, że środek należy ocenić pod względem zgodności z art. 107 TFUE, przy założeniu, że potwierdzają się jej wątpliwości co do łącznego spełnienia wszystkich kryteriów określonych w wyroku w sprawie Altmark. W takim przypadku środek należy poddać analizie pod względem wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią z 2014 r. (15), w których określa się warunki uznania pomocy na cele związane z energią za zgodną z rynkiem wewnętrznym w rozumieniu art. 107 TFUE.

(48)

Komisja zauważyła dodatkowo, że o ile jej wątpliwości wyrażone w stosunku do definicji zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych nie zostały potwierdzone, stosowne pozostaje przeprowadzenie badania zgodności w świetle komunikatu Komisji w sprawie ram Unii Europejskiej mających zastosowanie do pomocy państwa w formie rekompensaty z tytułu świadczenia usług publicznych (2011).

(49)

W odniesieniu do celu stanowiącego przedmiot wspólnego zainteresowania Komisja wyraziła wątpliwości, czy środek przyczynia się do realizacji celu stanowiącego przedmiot wspólnego zainteresowania polegającego na zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej: z jednej strony wydawało się jej, że cel środka nie jest określony wystarczająco wyraźnie (ogólny brak zdolności, okresy szczytowego zapotrzebowania), z drugiej zaś strony w perspektywie średniookresowej środek może nie przyczynić się do naprawy niedoskonałości przepisów i rynku, uniemożliwiając obecnie osiągnięcie wystarczającego poziomu inwestycji w Bretanii.

(50)

Konieczność środka nie została wystarczająco wykazana ze względu na brak wystarczającej kwantyfikacji brakujących zdolności w okresie szczytowego zapotrzebowania, w tym ze względu na porę roku. Konieczność zastosowania środka można zresztą podać w wątpliwość ze względu na możliwość wprowadzenia odpowiednich cen lokalnych, poprzez które wysyła się zachęcające do inwestycji sygnały cenowe, bez korzystania z pomocy.

(51)

Komisja nie była przekonana co do adekwatności środka. Z jednej strony wydaje się, że władze francuskie nie dokonały wystarczającej analizy środków alternatywnych (podziału strefy taryfowej, liczników połączonych, wzmocnienia systemu dystrybucji energii elektrycznej). Z drugiej strony wątpliwości wzbudził również ograniczający charakter środka, który ukierunkowano na określone rodzaje dostawców zdolności mogących uczestniczyć w przetargu (przetargu ograniczonym do jednego rodzaju technologii – turbin gazowych w cyklu kombinowanym). Ponadto środek nie stanowił zachęty do korzystania z ograniczania popytu.

(52)

Komisja wyraziła również wątpliwości w odniesieniu do proporcjonalności: ograniczający charakter przetargu mógłby uniemożliwić niektórym konkurentom wzięcie w nim udziału, przy czym ich udział umożliwiłby ograniczenie kwoty pomocy do minimum. Ponadto w ramach środka nie uwzględniono mechanizmu wyrównania w przypadku pojawienia się nieoczekiwanych zysków.

(53)

Komisja wyraziła ponadto wątpliwości co do tego, czy środek może zapobiec występowaniu niepożądanego negatywnego wpływu na konkurencję i na wymianę handlową między państwami członkowskimi. Po pierwsze, środek nie był neutralny pod względem technologicznym. Nie uwzględniono w nim bowiem środków, które również mogłyby rozwiązać problem wystarczalności zdolności: ograniczania popytu, połączeń wzajemnych, jak również innych technologii (turbin spalania). Po drugie, biorąc pod uwagę pozostawioną przedsiębiorstwu Direct Energie możliwość sprzedaży wytworzonej energii grupie EDF przy stopie dyskontowej wynoszącej 5 %, zamiast samodzielnego wprowadzania jej do obrotu, Komisja miała wątpliwości dotyczące ryzyka wzmocnienia pozycji grupy EDF na rynku dostaw energii.

(54)

Podczas okresu konsultacji w sprawie decyzji o wszczęciu postępowania Komisja otrzymała 58 odpowiedzi zainteresowanych stron innych niż państwo francuskie. Te różne odpowiedzi połączono poniżej w grupy tematyczne. Komisja odniesie się do nich w ocenie środka.

(55)

Trzydzieści dziewięć zainteresowanych stron uważa, że ryzyko wystąpienia przerw w dostawie energii elektrycznej jest przez władze francuskie wyolbrzymiane. Do przerw w dostawie energii elektrycznej nie doszło bowiem nawet podczas wyjątkowej fali mrozów w 2012 r. Przerwy w dostawie energii, do których doszło na terytorium Bretanii, były spowodowane czynnikami niezależnymi od działania sieci (np. upadającymi drzewami). W wyniku ostatniej poważnej awarii we Francji, do której doszło w 1978 r., trzy czwarte kraju było pozbawione energii elektrycznej podczas kilku godzin, ale taka sytuacja nigdy się już nie powtórzyła, ponieważ RTE podjęło konieczne środki, aby nie doszło do innego tego rodzaju zdarzenia.

(56)

W innych przekazanych przez zainteresowane strony uwagach podkreśla się z drugiej strony zgodność z celem stanowiącym przedmiot wspólnego zainteresowania. W około dwudziestu przypadkach stwierdzono, że bezpieczeństwo dostaw w Bretanii nie jest zapewnione. Szczególne położenie geograficzne Bretanii, na końcu linii przesyłowej, łączy się z niską lokalną produkcją energii elektrycznej, pokrywającą jedynie 13,3 % zużycia (16). Jej park produkcyjny charakteryzuje się brakiem elektrowni zapewniających podstawowe zaopatrzenie o zdolnościach wystarczających do samodzielnego zaspokojenia popytu, co uzasadniałoby stworzenie elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym. Chociaż bowiem w regionie tym wzrosła ilość energii wytwarzanej ze źródeł odnawialnych, ich nieprzewidywalny charakter sprawia, że konieczne jest stworzenie elektrowni zapewniającej podstawowe zaopatrzenie, aby zapobiec ewentualnej niezdolności zaspokojenia zapotrzebowania w okresach szczytowego zapotrzebowania.

(57)

Niektóre zainteresowane strony uzasadniają brak konieczności środka nieodpowiednimi warunkami projektowymi sieci w regionie. W północnej części Bretanii dochodzi do dużego przeciążenia linii przesyłowej o napięciu 225 kV. W związku z tym szereg zainteresowanych stron uważa, że przyszła budowa linii przesyłowej o napięciu 225 kV łączącej podstacje w Calan (departament Morbihan), Mûr-de-Bretagne i Plaine-Haute (departament Côtes d'Armor) zabezpieczy zasilanie w Bretanii, umożliwiając import dodatkowych 700 MW do Bretanii oraz ułatwiając odpowiedni przesył energii elektrycznej pochodzącej z instalacji zasilanych odnawialnymi źródłami energii w tym regionie (na lądzie i na morzu). Jej uruchomienie, przewidziane na listopad 2017 r., umożliwi uzupełnienie sieci elektroenergetycznej regionu i trwałe zabezpieczenie zasilania północnej i środkowej części Bretanii.

(58)

Zainteresowane strony stwierdzają, że inne regiony Francji również importują energię elektryczną; są to następujące regiony: Ile de France, Burgundia-Franche-Comté oraz, w mniejszym stopniu, Kraj Loary i Prowansja-Alpy-Lazurowe Wybrzeże. W regionach tych inwestycje we wzmocnienie sieci uzyskały priorytet w stosunku do tworzenia nowej elektrowni. Na przykład władze regionu Prowansja-Alpy-Lazurowe Wybrzeże zadecydowały o ustanowieniu siatki bezpieczeństwa złożonej z trzech podziemnych linii przesyłowych o napięciu 225 kV, co sprawia, że region ten posiada obecnie sieć zaopatrzenia w energię elektryczną, która jest równie wydajna i niezawodna co sieci w pozostałych regionach Francji (17).

(59)

W związku z tym szereg zainteresowanych stron proponuje rozwiązanie „sieciowe”: uznają one, że stworzenie linii równoległej do linii o napięciu 400 kV Plaine Haute–Domloup lub wzmocnienie linii o napięciu 225 kV umożliwiłoby zwiększenie zdolności przesyłowych, a tym samym import energii elektrycznej na poziomie wystarczającym do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw. W związku z tą propozycją przedsiębiorstwo ENGIE zauważa, że stworzenie linii równoległej do linii o napięciu 400 kV zapewniłoby dodatkową zdolność przesyłową znacznie przewyższającą zapotrzebowanie, nawet w perspektywie długoterminowej, co sprawiłoby, że inwestycja ta byłaby niezbyt uzasadniona. Wzmocnienie linii o napięciu 225 kV byłoby więc lepiej dostosowane do faktycznych potrzeb, ale wiązałoby się z koniecznością wzmocnienia odcinka sieci o znacznej długości.

(60)

Szereg zainteresowanych stron uważa, że zmiany popytu sprawiają, iż środek nie jest konieczny, aby osiągnąć cel związany z bezpieczeństwem dostaw; wysuwają one następujące argumenty:

(61)

Niektóre zainteresowane strony wspierające projekt oparły swoje uwagi na przewidywaniach dotyczących wzrostu liczby ludności Bretanii, któremu towarzyszy duża wrażliwość cieplna, aby uzasadnić konieczność środka potrzebą zaspokojenia oczekiwanego wzrostu popytu.

(62)

Niektóre zainteresowane strony uważają, że rozwój produkcji nie powoduje konieczności środka; wysuwają następujące argumenty:

(63)

Dwadzieścia zainteresowanych stron uznaje natomiast, że zmiany w produkcji uzasadniają wprowadzenie środka. Pięć zainteresowanych stron popierających projekt wskazuje mianowicie, że jedynymi elektrowniami obecnie działającymi na terenie Bretanii są elektrownie z turbinami spalinowymi w Brennelis i w Dirinon. Uważają one, że środek jest tym bardziej konieczny, że wspomniane elektrownie z turbinami spalinowymi dobiegają końca cyklu, ponieważ będą one eksploatowane najpóźniej do 2023 r. Ich oczekiwane zamknięcie wpływa na konieczność znalezienia alternatywnego rozwiązania z odpowiednim wyprzedzeniem. Trzy zainteresowane strony popierające budowę elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym przypominają bowiem, że te turbiny zasilane olejem opałowym powinny zostać zamknięte najpóźniej w 2023 r. z powodów środowiskowych, a zatem stanowią one jedynie rozwiązanie krótkoterminowe, niewystarczające do osiągnięcia celu związanego z bezpieczeństwem dostaw w regionie.

(64)

Szereg zainteresowanych stron kwestionuje adekwatność środka; wysuwają następujące argumenty:

(65)

Zainteresowane strony popierające projekt wysuwają następujące argumenty:

(66)

Zgodnie z sekcją 3.2.4 wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią, efekt zachęty występuje, jeżeli pomoc skłania beneficjenta do zmiany zachowania w sposób poprawiający funkcjonowanie rynku energii. Do takiej zmiany nie doszłoby w przypadku braku pomocy.

(67)

Przedsiębiorstwo ENGIE ocenia, że efekt zachęty środka jest negatywny. Premia tworzy negatywny sygnał gospodarczy na rynku energii elektrycznej we Francji, ponieważ zachęca ona elektrownię do wytwarzania zbyt dużej ilości energii elektrycznej w stosunku do faktycznego zapotrzebowania na rynku oraz do zamykania w ten sposób dostępu innym uczestnikom rynku.

(68)

Szereg zainteresowanych stron podkreśla brak proporcjonalności; wysuwają one następujące argumenty:

(69)

Ponadto przedsiębiorstwo ENGIE podkreśla, że projekt elektrowni w Landivisieau korzysta z premii z tytułu przyłączenia do sieci gazowej w wysokości od 40 000 EUR/MW/rok do 50 000 EUR/MW/rok 2018, która ma rekompensować wcześniejszą inwestycję we wzmocnienie gazociągu wynoszącą 100 mln EUR. Wynagrodzenie to przekłada się na stopę zwrotu z inwestycji (IRR projektu) wynoszącą od 9,8 % (przy założeniu kwoty 40 000 EUR/MW/rok bez uwzględnienia inflacji cen) do 16,5 % (przy założeniu kwoty 50 000 EUR/MW/rok z uwzględnieniem inflacji cen). Przedsiębiorstwo ENGIE uważa, że taki poziom wynagrodzenia byłby zbyt wysoki w stosunku do niewielkiego poziomu ryzyka podejmowanego przez konsorcjum CEB, ponieważ premia z tytułu przyłączenia do sieci gazowej stanowi dochód gwarantowany przez państwo francuskie bez żadnego ryzyka poza ryzykiem związanym z dostępnością elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym w Landivisiau. Dla porównania w ramach postępowania o udzielenie zamówienia na morskie instalacje wiatrowe we Francji metropolitalnej rentowność przyłączenia przez RTE nie powinna przekroczyć stopy rentowności przed opodatkowaniem wynoszącej 7,25 % (tj. 5,5 % po opodatkowaniu). Rentowność projektu elektrowni w Landivisieau po opodatkowaniu, wynosząca 9,8–16,5 %, wyraźnie wykracza poza te wartości progowe (19). Według przedsiębiorstwa ENGIE premia z tytułu przyłączenia do sieci gazowej w wysokości 23 000 EUR/MW/rok bez uwzględnienia inflacji byłaby wystarczająca, aby zapewnić stopę rentowności przed opodatkowaniem na poziomie 7,25 %.

(70)

Zainteresowane strony opisują wpływ na konkurencję w dwóch perspektywach. Sprzeciwiają się one z jednej strony wpływowi pomocy na istniejącą konkurencję między producentami, a z drugiej strony jej wpływowi na konkurencję między technologiami, które wykorzystuje się ze szkodą dla mniej zanieczyszczających źródeł energii.

(71)

Jeżeli chodzi o możliwy skutek zakłócający konkurencję, przedsiębiorstwo ENGIE uznaje, że pomoc przyczyni się do wzmocnienia dominującej pozycji grupy EDF.

(72)

W swojej decyzji o wszczęciu postępowania Komisja przypomniała, że w wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią wymaga się, aby planowany środek pomocy nie wzmacniał nadmiernie dominującej pozycji rynkowej operatora zasiedziałego. Komisja przypomniała również, że we Francji „rynki wytwarzania i dostaw energii elektrycznej są w znacznej mierze skoncentrowane i zdominowane przez operatora zasiedziałego – grupę EDF – który kontroluje obecnie około 85 % rynku detalicznego i ponad 90 % rynku wytwarzania energii elektrycznej” (19). Wypłacenie dodatkowej opłaty w celu zrekompensowania braku rentowności elektrowni pracującej w cyklu kombinowanym we Francji pociągnie bowiem za sobą zakłócenie konkurencji wobec istniejących elektrowni pracujących w cyklu kombinowanym, które nie korzystają z dotacji. Stanowiłoby to ponadto barierę wejścia na rynek dla nowych producentów, którzy nie będą w stanie samodzielnie pokryć niezbędnych kosztów operacyjnych instalacji elektrycznych. Zniechęcając do podejmowania potencjalnych decyzji inwestycyjnych na rynku energii elektrycznej, przewidywane udzielenie zamówienia nie umożliwi skutecznego zaradzenia stwierdzonej niedoskonałości rynku, lecz przede wszystkim wzmocni dominującą pozycję grupy EDF, jedynego producenta, który może uniknąć czasowego zamknięcia swoich instalacji pomimo nieuniknionego przyszłego spadku ich rentowności. Ponadto przedsiębiorstwo ENGIE uważa, że dominująca pozycja grupy EDF zostanie jedynie wzmocniona poprzez narzucony jej mechanizm zobowiązania do zakupu energii elektrycznej. Konsorcjum CEB będzie zatem miało zachętę, aby sprzedawać wyprodukowaną energię elektryczną operatorowi zasiedziałemu, a nie innym operatorom na rynku.

(73)

Szereg zainteresowanych stron podkreśla natomiast fakt, że ponieważ korzyści ze środka osiągnie przedsiębiorstwo Direct Energie, dostawca alternatywny posiadający niewielki udział w rynku francuskim, wpływ środka na konkurencję będzie ograniczony.

(74)

Jeśli chodzi o możliwy zakłócający wpływ środka na rodzaj wykorzystywanej technologii, szereg stron krytykuje wybór technologii dokonany w ramach przetargu, w wyniku którego przyznaje się dotacje elektrowni zanieczyszczającej środowisko, co stanowi ryzyko zaszkodzenia rozwojowi energii ze źródeł odnawialnych.

(75)

Odpowiedzi władz francuskich na decyzję o wszczęciu postępowania dotyczą z jednej strony uznania usługi za usługę świadczoną w ogólnym interesie gospodarczym (UOIG), a z drugiej strony zgodności środka z wytycznymi w sprawie pomocy państwa w dziedzinie energii i środowiska.

(76)

Francja zauważa, że zagrożenie dla bezpieczeństwa zasilania w Bretanii zostało jasno określone w sprawozdaniu z monitorowania równowagi między podażą a popytem oraz przez operatora systemu (20) w jego prognozie bilansu równowagi między podażą i popytem. Wskazane czynniki ryzyka potwierdziły się mimo przypadków niepokrywania się badań wystarczalności z sytuacją faktyczną, które miały miejsce w przeszłości.

(77)

Według władz francuskich w Bretanii występują z jednej strony znaczne niedobory zdolności prowadzące do importu większości potrzebnej energii elektrycznej z innych regionów. Z drugiej strony zużycie energii elektrycznej w Bretanii wzrasta znacznie szybciej niż zużycie ogółem we Francji, ze względu na rozwój demograficzny tego regionu, co pociąga za sobą dużo większą wrażliwość zużycia w regionie podczas fali mrozów.

(78)

Ponadto geograficzne położenie Bretanii na półwyspie ogranicza możliwości przesyłu energii elektrycznej i utrudnia, według władz francuskich, utrzymanie napięcia w sieci. Napięcie stanowi jeden z głównych parametrów zapewniających bezpieczeństwo systemu energetycznego. Z powodu przesyłu energii elektrycznej do Bretanii na duże odległości (z Doliny Loary i ujścia Loary), przesył energii elektrycznej na linii powoduje spadek napięcia, które na końcu linii jest niższe niż na jej początku, co pociąga za sobą szereg konsekwencji: większe straty w trakcie przesyłu, spadek jakości fal lokalnych.

(79)

Władze francuskie podkreślają również niedoskonałości mające wpływ na decyzje eksploatacyjne i inwestycyjne, jak również na rynek energii elektrycznej Francji i Bretanii: brak systemu liczników umożliwiającego pilotowanie zużycia w czasie rzeczywistym; brak zróżnicowanych stref taryfowych odzwierciedlających ograniczenia sieci; sygnały cenowe niewystarczające, aby zachęcić do zróżnicowania zasilania przez inwestorów prywatnych; zdarzenia losowe mogące mieć wpływ na warunki finansowania inwestycji sektora prywatnego. Ponadto utworzenie w Bretanii strefy rynkowej byłoby sprzeczne, według władz francuskich, z normalnymi warunkami rynkowymi, ponieważ działanie to nie generowałoby sygnałów cenowych dla inwestorów prywatnych w strefach, w których zapotrzebowanie na napięcie jest najwyższe.

(80)

Francja zauważa, że zachowano zgodność z obowiązkiem niedyskryminacji ponieważ nie dotyczy on, według władz francuskich, technologii, lecz przedsiębiorstw.

(81)

W odniesieniu do wielkości zdolności władze francuskie zauważają, że niedobór zdolności pogłębi się w związku z przewidywanym zamknięciem elektrowni z turbinami spalinowymi w Brennelis i w Dirinon (320 MW) oraz z ograniczeniem zdolności elektrowni w Cordemais (1 400 MW łącznie z obu siłowni) ze względów środowiskowych. Niedobór w okresie 2017–2020 r. szacuje się na 200–600 MW. Do ich zatrzymania dojdzie na pewno najpóźniej w 2023 r.

(82)

Władze francuskie uznają, że przetarg nie będzie miał wpływu na decyzje inwestycyjne dotyczące innych technologii, ponieważ środek nie ma na celu zrekompensowania kosztów dodatkowych właściwych dla wykorzystanej technologii (zwłaszcza kosztów wzmocnienia sieci gazociągów) czy też ograniczeń związanych z czasem potrzebnym na budowę, które nie występują w przypadku innych technologii.

(83)

Z tych samych powodów Francja podkreśla, że przetarg nie przyczynia się do zwiększenia missing money w odniesieniu do innych zdolności, ponieważ nie ma on na celu zrekompensowania kosztów dodatkowych właściwych dla wykorzystanej technologii (turbiny gazowej w cyklu kombinowanym). Ponadto, ze względu na zamknięcie czterech turbin spalinowych do 2023 r., wpływ uruchomienia nowej elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym w Landivisiau na zjawisko missing money będzie ograniczony.

(84)

Wbrew stwierdzeniom zawartym w motywie 76 decyzji o wszczęciu postępowania Francja uważa, że środek nie jest dyskryminacyjny. Przyznała ona, że środek nie jest technologicznie neutralny, ponieważ w ramach przetargu narzuca się stosowanie technologii turbiny gazowej w cyklu kombinowanym. Francja uważa jednak, że zachowanie zgodności z obowiązkiem niedyskryminacji zawartym w dyrektywie 2009/72/WE nie zakłada zakazu wyboru konkretnej technologii, szczególnie w ramach przetargu na zdolności wytwórcze, o ile wszystkie przedsiębiorstwa mają dostęp do takiej technologii.

(85)

Inwestycje we wzmocnienie sieci gazociągów ułatwią ponadto utworzenie dodatkowych zakładów zasilanych gazem ziemnym.

(86)

Po pierwsze, według władz francuskich ustanowienie mechanizmu wyrównawczego zmniejszy oczekiwania związane z przewidywanymi przez kandydatów przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej na rynku i automatycznie skłoni ich do wymagania większej premii. Po drugie, władze francuskie podkreślają, że biorąc pod uwagę silną korelację, w przypadku technologii turbiny gazowej w cyklu kombinowanym, między produkcją i kosztami gazu, IRR projektu wykazuje stosunkowo małą elastyczność w stosunku do zmian obrotów. Ponadto władze francuskie wskazują na przyczyny praktyczne: trudno byłoby wprowadzić ten mechanizm a posteriori, a jego wprowadzenie mogłoby spowodować niepewność prawną.

(87)

Po drugie, władze francuskie uznają, że liczba kwalifikowalnych lokalizacji, w których możliwe jest przyjęcie kandydata, była wystarczająco duża, by nie wykluczać żadnego kandydata. Powierzchnię strefy kwalifikowalnej można oszacować na 2 000–4 000 km2 wolnych gruntów, przy czym do wybudowania elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym potrzeba 15 ha. Kandydaci mogli również wybrać inne lokalizacje, składając wniosek o zmianę lokalnego planu zagospodarowania przestrzennego w terminie zgodnym z terminami określonymi w ramach przetargu. Według władz francuskich żadnemu kandydatowi nie uniemożliwiono zatem uczestnictwa w przetargu ze względu na brak lokalizacji.

(88)

Francja przypisuje kryteriom środowiskowym względne znaczenie w ramach wyboru wykonawcy poprzez uwzględnienie różnorodnych możliwych działań, które kandydat mógł realizować, aby uzyskać zadowalającą ocenę w ramach kryterium środowiskowego. Władze francuskie wskazują ponadto, że wszystkie trzy oferty przedłożone Komisji Regulacji Energetyki otrzymały równoważne oceny pod względem tego kryterium środowiskowego.

(89)

W odniesieniu do potencjalnie dyskryminacyjnego charakteru wyboru technologii władze francuskie podkreślają najpierw rozpowszechnienie tej technologii w Europie i jej dostępność. Władze francuskie podkreślają następnie, że biorąc pod uwagę podobieństwa między rozpatrywanymi technologiami (OCG – turbina gazowa o obiegu otwartym (21), turbina gazowa w cyklu kombinowanym, turbina spalinowa), nie istnieje żaden kandydat, który specjalizowałby się wyłącznie w technologii elektrowni gazowej i który mógłby uznać, że środek jest wobec niego dyskryminacyjny. Zachowanie neutralności technologicznej nie zostało więc zakwestionowane.

(90)

Władze francuskie uważają, że głównym celem środka jest zapewnienie odpowiedniego zasilania w Bretanii na dwa sposoby: z jednej strony poprzez zapewnienie równowagi między podażą i popytem, z drugiej zaś poprzez zapewnienie utrzymania napięcia w sieci elektroenergetycznej.

(91)

Władze francuskie wyjaśniają, że środek zapewni równowagę między podażą i popytem, przyczyniając się do zwiększenia zdolności wytwórczych, które powinny być dostępne podczas szczytowego zapotrzebowania, szczególnie w zachodniej części regionu (adekwatność podaży do popytu mocy biernej).

(92)

Władze francuskie zauważają ponadto, że fakt, iż w przeszłości nie stwierdzono żadnego przypadku przerwy w zasilaniu nie uzasadnia braku przeciwdziałania ewentualnym i zidentyfikowanym zagrożeniom.

(93)

Po pierwsze, władze francuskie uzasadniają konieczność środka danymi liczbowymi. Szacuje się, że w przypadku zamknięcia czterech turbin spalinowych w Brennelis i w Dirinon oraz siłowni zasilanych olejem opałowym w zakładzie w Cordemais rezydualny niedobór zdolności wynosiłby 200–600 MW rocznie w okresie 2017–2023. Do zamknięcia tych elektrowni musi dojść najpóźniej w 2023 r.

(94)

Po drugie, Francja uzasadnia konieczność środka przez niedoskonałości rynku, których przykładem jest w szczególności brak inwestycji w Bretanii pomimo zapotrzebowania ze strony społeczności.

(95)

Po trzecie, władze francuskie uznają, że konieczność nie ma związku z ustanowieniem bretońskiej strefy taryfowej. Przede wszystkim strefa taka, obejmująca całą Bretanię, uniemożliwiałaby osiągnięcie celu utrzymania napięcia nawet wewnątrz tej strefy. Ponadto strefa taka, ograniczona do zachodniej części Bretanii, nie generowałaby wystarczająco silnego sygnału cenowego, aby uruchomić inwestycje, ze względu na brak przeciążenia linii przesyłowej łączącej ją z resztą Bretanii. Atrakcyjność takiej strefy jest według Francji ograniczona ze względu na jej rozmiar, zbyt mały, aby przyciągnąć niewielkich dostawców. Ze względu na niską częstotliwość występowania przeciążeń sieci elektroenergetycznej nie ma żadnej pewności, że strefa taryfowa będzie wskazywała na faktyczną wartość zakładu produkującego energię elektryczną w Bretanii i doprowadzi do inwestycji w taki zakład. Nie ma również żadnej pewności co do tego, że koszt takiej inwestycji będzie niższy dla społeczności w porównaniu z pojedynczym przetargiem. Ponadto władze podkreślają koszty stworzenia w Bretanii specjalnej strefy taryfowej związane z koniecznością dostosowania rynków hurtowych, przyznawaniem praw przesyłowych, wyrównywaniem cen (22), aby nie były one niekorzystne dla odbiorców bretońskich. Termin uruchomienia mógłby ponadto nie pokrywać się z bardziej krótkoterminowymi potrzebami w zakresie zapewnienia bezpieczeństwa zasilania systemu bretońskiego.

(96)

Po czwarte, władze francuskie zauważają, że energia wytwarzana w Bretanii pochodzi w większości ze źródeł odnawialnych dzięki wytwarzaniu energii wiatrowej. Zarządzanie nieprzewidywalnością charakterystyki produkcji staje się więc w Bretanii coraz większym wyzwaniem, wzmagając konieczność zapewnienia coraz większej dostępności środków elastycznych, takich jak elektrownia gazowa pracująca w cyklu kombinowanym w Landivisieau.

(97)

Po piąte, budowa elektrowni w Bretanii mogłaby być korzystna dla wszystkich francuskich odbiorców poza okresami przeciążenia sieci elektroenergetycznej, ponieważ ograniczyłaby ryzyko załamania napięcia, przyczyniając się tym samym do zmniejszenia strat na linii i do ogólnej poprawy poziomu wystarczalności zdolności.

(98)

Po szóste, Francja uznaje, że za koniecznością środka przemawia potrzeba unikania załamania napięcia w całej Bretanii, któremu nie można zapobiec jedynie poprzez budowę nowych linii przesyłowych.

(99)

Władze francuskie podkreślają ponadto, że biorąc pod uwagę zamknięcie turbin spalinowych w Brennelis i w Dirinon, zmiana zdolności grzewczej w regionie będzie niewielka, rzędu 100 MW. W tym kontekście wpływ na missing money będzie bardzo nieznaczny.

(100)

W odniesieniu do wynagrodzenia władze francuskie uważają, że jest ono odpowiednie, ponieważ jest to wynagrodzenie za zdolności, a co za tym idzie nie stanowi ono zachęty do wytwarzania.

(101)

Podział strefy taryfowej nie jest odpowiednim rozwiązaniem, zwłaszcza w celu zapewnienia utrzymania napięcia, jak wyjaśniono w motywie 95.

(102)

O ile władze francuskie nie kwestionują tego, że zgłoszony środek jest selektywny, uznają one jednak, że z jednej strony wybrana technologia jest najwłaściwsza, aby zaspokoić zidentyfikowaną potrzebę i że została ona wybrana w wyniku przetargu neutralnego pod względem technologicznym oraz z drugiej strony środek nie zastępuje zrównoważonego i sprawiedliwego rozwoju wszystkich technologii koniecznych do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw, w tym ograniczania popytu, połączeń wzajemnych i magazynowania.

(103)

Ponadto moc wynosząca 450 MW jest według Francji uzasadniona przez kryterium braku zdolności podczas okresów szczytowego zużycia (zob. prognozy RTE na 2012 r.).

(104)

Właściwy charakter technologii wykazują ponadto cechy techniczne wymagane w celu zaspokojenia szczególnych potrzeb: termin uruchamiania ofert wynoszący najwyżej piętnaście godzin (maszyna zatrzymana) lub dwie godziny (maszyna uruchomiona); maksymalny czas składania ofert dostosowawczych wynoszący najwyżej trzy godziny (maszyna uruchomiona) lub osiem godzin (maszyna zatrzymana). Nie określono obowiązkowego maksymalnego czasu trwania uruchomienia ofert dostosowawczych. Władze francuskie utrzymują, że inne technologie (obieg otwarty, turbina spalinowa) i ograniczanie popytu nie mogą w zadowalający sposób spełnić tych wymogów technicznych.

(105)

Według władz francuskich Francji nie można zarzucić, że nie uwzględniła ona w przetargu innych technologii niż turbina gazowa w cyklu kombinowanym (23). Władze francuskie powołują się na art. 194 TFUE, w którym określono, że środki podejmowane przez Unię Europejską nie mogą wpłynąć na prawo państwa członkowskiego do określenia ogólnej struktury jego zaopatrzenia w energię: wybór technologii elektrowni gazowej należy do kompetencji krajowych i nie może stanowić uzasadnienia niezgodności środka.

(106)

W odniesieniu do ograniczania popytu władze francuskie uważają, że jednym z celów środka jest utrzymanie lokalnego napięcia, co można zapewnić jedynie poprzez lokalne wprowadzanie energii elektrycznej, a tego nie da się zapewnić poprzez zdolności ograniczania popytu.

(107)

Wybór innych technologii nie byłby możliwy bez większej premii.

(108)

Wybór technologii turbiny gazowej w cyklu kombinowanym jest uzasadniony wysoką liczbą godzin pracy niezbędną w celu utrzymania poziomu napięcia. Turbiny spalinowe są konkurencyjne tylko w wymiarze około stu godzin. Wykorzystanie tej technologii uzasadnia również jej zapotrzebowanie na zasilanie gazem: turbina spalinowa wymaga większej o 50 % ilości gazu. Turbina gazowa o obiegu otwartym jest faktycznie tańsza od turbiny gazowej w cyklu kombinowanym, jednak wysokie koszty zaopatrzenia w gaz uzasadniają wykorzystanie maszyny o wyższej wydajności.

(109)

Technologia ograniczania popytu nie spełnia potrzeby funkcjonowania przez kilka tysięcy godzin. Nie umożliwia ona ponadto zapewnienia zapotrzebowania na produkcję energii. To samo stwierdzenie odnosi się do elektrowni wytwarzających energię z odnawialnych źródeł energii o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, gdyż charakter produkcji uniemożliwia zarządzanie zamówieniami. Zdecentralizowane technologie składowania pociągają za sobą zbyt wysokie koszty inwestycyjne, aby mogły konkurować z elektrownią gazową pracującą w cyklu kombinowanym. Nowe połączenie wzajemne nie mogłoby konkurować z technologią turbiny gazowej w cyklu kombinowanym ze względu na problemy związane z utrzymaniem napięcia.

(110)

Ponadto zdolności wytwórcze elektrowni wiatrowych i fotowoltaicznych są zbyt nieprzewidywalne, aby zaoferować zobowiązanie do dostępności po konkurencyjnej cenie. Istniejące zdolności elektrowni wodnych również są nieprzewidywalne. Istniejące zdolności wytwarzania energii termicznej ze źródeł odnawialnych już korzystają ze wsparcia publicznego i nie mogłyby uczestniczyć w przetargu. Zdolności wytwórcze energii termicznej z paliw kopalnych wymagałyby przeprowadzenia ogromnych inwestycji do 2023 r. Według władz francuskich argumenty te podkreślają adekwatność wybranej technologii.

(111)

Francja podkreśla, że rentowność projektu, mierzona za pomocą IRR wynoszącej [5–10] %, mieści się w dolnym zakresie analizy porównawczej rentowności wymaganej przez inwestorów w przypadku tego typu projektu.

(112)

Władze francuskie wyjaśniły w tej kwestii, że do ustanowienia mechanizmu wyrównawczego dochodzi zbyt późno i że jego wprowadzenie, skutkujące spadkiem przychodów, przełożyłoby się na wymaganie wyższej premii, a zatem jego wpływ na rentowność projektu zostałby zneutralizowany.

(113)

Z tych powodów Francja uważa, że zgłoszony środek jest proporcjonalny.

(114)

Według Francji środek nie zmniejsza zachęt do inwestowania w przepustowość połączeń wzajemnych, zwłaszcza między Francją a Irlandią.

(115)

Ponadto nie ma ryzyka, że środek wzmocni dominującą pozycję grupy EDF. W interesie zwycięskiego oferenta leżeć będzie bowiem samodzielne sprzedawanie energii elektrycznej na rynku. Wspomniana w motywie 53 sprzedaż energii elektrycznej grupie EDF ze zniżką wynoszącą 5 % jest mniej korzystna niż sprzedaż za 100 % ceny rynkowej. Jest to więc wariant możliwy pod względem prawnym, ale nieuzasadniony pod względem gospodarczym.

(116)

Władze francuskie uważają, że kwestionowanie projektu przez wiele zainteresowanych stron ze względu na mniejszy wzrost zużycia nie jest uzasadnione. Podkreślają one bowiem, że zużycie energii elektrycznej w Bretanii wzrosło o 9,9 % w latach 2006–2014, w porównaniu do średniego wzrostu we Francji wynoszącego tylko 2,9 %. Władze francuskie powołują się również na badanie, zgodnie z którym Bretania jest trzecim najbardziej dynamicznym regionem Francji pod względem wzrostu zużycia energii elektrycznej (24).

(117)

Tytułem uzupełnienia władze francuskie przypominają, że szczególna struktura zużycia energii elektrycznej w tym regionie, w której większy udział mają sektor mieszkaniowy i sektor usług, pociąga za sobą większą wrażliwość regionalnego zużycia na fale mrozów. Na Bretanię przypada zatem 6,3 % wzrostu szczytowego zapotrzebowania, podczas gdy jej udział w rocznym zużyciu energii elektrycznej wynosi tylko 4,4 %.

(118)

Spowolnienie koniunktury gospodarczej i postęp w zakresie efektywności energetycznej, spowodowany zmianami otoczenia regulacyjnego, ograniczają wzrost popytu, który po raz pierwszy ustabilizował się w 2014 r. Z drugiej strony wzrost liczby gospodarstw domowych napędzany dynamiką demograficzną, zmiana trybu życia związana z rozwojem technologii informacyjno-komunikacyjnych, początek rozpowszechniania pojazdów elektrycznych i rozwój parku pomp ciepła stymulują popyt. Według władz francuskich ostatnie prognozy wzrostu zużycia energii elektrycznej w Bretanii są w dalszym ciągu wyższe od średniej krajowej.

(119)

Władze francuskie zauważają ponadto, że porównań między prognozami bretońskiego paktu na rzecz energii elektrycznej a faktycznym zużyciem należy dokonywać w oparciu o te same dane. Prognozy bretońskiego paktu na rzecz energii elektrycznej uwzględniały zatem zużycie związane ze stratami w sieciach, czego nie uwzględniały systematycznie stowarzyszenia, które przekazały Komisji odpowiedzi po dokonaniu porównań. Władze francuskie uznają, że tego rodzaju błąd prowadzi do mylnego odczytu danych. Ponadto uznają one, że wiele stowarzyszeń opiera swoje opinie na błędnych ocenach, zwłaszcza pod względem dostępności odnawialnych źródeł energii o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji, którymi nie można zastąpić ocen dokonywanych przez RTE.

(120)

Niektóre zainteresowane strony uważają, jak wyjaśniono w motywie 68 pkt 2, że finansowanie środka jest niezgodne z prawem, szczególnie ze względu na to, że CSPE jest przeznaczony wyłącznie na finansowanie energii ze źródeł odnawialnych.

(121)

Władze francuskie kwestionują ten zarzut. W związku z tym przedstawiają następujące argumenty:

(122)

Ponadto według władz francuskich reforma CSPE, którą przeprowadzono w końcu 2015 r., nie zmieniła tych wskazań. Finansowanie środka zostanie zapewnione ze środków budżetowych.

(123)

Jak wyjaśniono w motywie 74, przedsiębiorstwo ENGIE uważa, że przetarg doprowadzi do wzmocnienia dominującej pozycji grupy EDF ze względu na to, że będzie ona jedynym producentem, który mógłby uniknąć czasowego zamknięcia swoich instalacji pomimo nieuniknionego przyszłego spadku ich rentowności. Władze francuskie uważają natomiast, że pojawienie się nowego podmiotu na rynku produkcji przyczynia się do rozwoju konkurencji.

(124)

Wiele zainteresowanych stron uznało, że przeprowadzona wokół projektu debata publiczna nie była wystarczająca. Władze francuskie uważają natomiast, że procedura, w ramach której odbywa się debata publiczna, jest zadowalająca. Mianowicie:

(125)

Władze francuskie uważają, że stwierdzenie zainteresowanej strony, zgodnie z którym przetarg nie był przejrzysty, gdyż nie określono wyraźnie przedmiotu premii, nie jest uzasadnione.

(126)

Według tej zainteresowanej strony, mimo że premia była przeznaczona jedynie na pokrycie kosztów dodatkowych związanych z położeniem instalacji, przesyłem gazu i przewidywaną datą uruchomienia, niektórzy kandydaci wymagali w swoich ofertach dodatkowej opłaty rekompensującej brak rentowności elektrowni. Tego rodzaju opłata jest niezgodna ze specyfikacją istotnych warunków zamówienia i powoduje zakłócenie konkurencji wobec istniejącego parku elektrowni pracujących w cyklu kombinowanym, miałaby więc szkodliwy wpływ.

(127)

Władze francuskie przypomniały, że wybranemu kandydatowi można wypłacać wynagrodzenie tylko w formie proponowanej kwoty premii. Każda oferta, w której wymaga się dopłat uzupełniających stałą premię, której przedmiot jest dokładnie opisany w specyfikacji istotnych warunków zamówienia, byłaby niedopuszczalna. Nie można więc przewidywać żadnej dodatkowej płatności („opłaty”), a zwłaszcza nie można jej uwzględniać w ramach oceny kryterium dotyczącego premii. Punkt ten przypomniała CRE w swojej odpowiedzi na pytanie zadane przez kandydata w ramach postępowania o udzielenie zamówienia.

(128)

Według władz francuskich punkt ten był przedmiotem trudności interpretacyjnych po stronie kandydatów, którzy złożyli ofertę. Kandydaci ci potrafili uwzględnić koszty dodatkowe związane z uruchomieniem instalacji w złej sytuacji gospodarczej panującej w czasie składania propozycji premii.

(129)

Pomoc państwa jest określona w art. 107 ust. 1 TFUE jako „wszelka pomoc przyznawana przez Państwo Członkowskie lub przy użyciu zasobów państwowych w jakiejkolwiek formie, która zakłóca lub grozi zakłóceniem konkurencji poprzez sprzyjanie niektórym przedsiębiorstwom lub produkcji niektórych towarów w zakresie, w jakim wpływa na wymianę handlową między Państwami Członkowskimi”.

(130)

Z poprzedniego motywu wynika, że zakwalifikowanie środka jako pomocy państwa zakłada, że spełnione są łącznie trzy następujące warunki: a) możliwe musi być przypisanie środka państwu i stwierdzenie jego finansowania przy użyciu zasobów państwowych; b) środek ustanawia selektywną korzyść sprzyjającą niektórym przedsiębiorstwom lub produkcji niektórych towarów; c) środek musi zakłócać konkurencję lub grozić jej zakłóceniem oraz musi istnieć możliwość wpływu tego środka na wymianę handlową między państwami członkowskimi.

(131)

Aby środek finansowy został uznany za pomoc państwa, musi istnieć możliwość przypisania go państwu i musi on być przyznany, bezpośrednio lub pośrednio, przy użyciu zasobów państwowych.

(132)

W niniejszej sprawie przewidziano, że wynagrodzenie wypłacane konsorcjum CEB zostanie uwzględnione w cenie detalicznej energii elektrycznej poprzez CSPE (zob. motyw 42).

(133)

Jak wyjaśniono w decyzji o wszczęciu postępowania, Komisja stwierdza, że CSPE stanowi zasoby państwowe, ponieważ jest to „składka nałożona przez państwo, pobierana i zarządzana przez podmiot wyznaczony przez państwo w celu zarządzania systemem pomocy na zasadach określonych przez państwo”. Jak orzekł Trybunał (25), fundusze zasilane ze składek obowiązkowych nakładanych przez ustawodawstwo państwa członkowskiego, zarządzane i przydzielane zgodnie z tym ustawodawstwem, można uznać za zasoby państwowe w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE, nawet jeśli zarządzają nimi podmioty publiczne lub prywatne odrębne od władz publicznych (26).

(134)

Ponadto środek można przypisać państwu, ponieważ ogłoszenie o zamówieniu opublikował oraz wyboru wykonawcy dokonał minister właściwy ds. energetyki.

(135)

Aby środek stanowił pomoc w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE, musi on stanowić korzyść dla przedsiębiorstwa, które z niego korzysta, co oznacza, że przedsiębiorstwo to nie osiągnęłoby takiej korzyści w normalnych warunkach rynkowych, tzn. w przypadku braku interwencji państwa.

(136)

Władze francuskie uważają, że środek nie stanowi korzyści gospodarczej, ponieważ spełnia on wszystkie kryteria wymienione w wyroku w sprawie Altmark  (27). W swojej decyzji o wszczęciu postępowania Komisja wyraziła wątpliwości co do tej oceny, w szczególności w odniesieniu do kwestii spełnienia pierwszego kryterium.

(137)

W świetle wyroku w sprawie Altmark  (27) należy ocenić, czy przedmiotowy środek stanowi przyznanie korzyści na rzecz konsorcjum CEB.

(138)

W wyroku Altmark Trybunał orzekł, że „w zakresie, w jakim interwencję państwa należy uznać za rekompensatę stanowiącą świadczenie wzajemne za świadczenia przedsiębiorstw będących beneficjentami w celu wykonania zobowiązań do świadczenia usług publicznych, tak że przedsiębiorstwa te w rzeczywistości nie uzyskują z tego tytułu korzyści finansowych, a zatem interwencja taka nie skutkuje uprzywilejowaniem tych przedsiębiorstw względem przedsiębiorstw konkurencyjnych, interwencja ta nie mieści się w zakresie stosowania art. 92 ust. 1 traktatu” (28).

(139)

Przypomina się, że władze francuskie uważają, iż środek nie stanowi korzyści gospodarczej, ponieważ spełnia on wszystkie kryteria wymienione w wyroku w sprawie Altmark.

(140)

Według Trybunału Sprawiedliwości (29), aby możliwe było uniknięcie zakwalifikowania rekompensaty z tytułu świadczenia usług publicznych jako pomocy państwa, muszą być spełnione cztery następujące łączne kryteria:

(141)

Odnośnie do pierwszego kryterium, o ile uznaje się, że państwa członkowskie posiadają dużą swobodę uznania w celu określenia, które usługi można uznać za objęte zobowiązaniem z tytułu świadczenia usług publicznych (30), Trybunał przypomniał ostatnio (31), że w przypadku gdy istnieją szczególne przepisy prawa Unii normujące definicję treści i zakresu UOIG, są one wiążące przy ocenie dokonywanej przez państwa członkowskie, zgodnie z pkt 46 komunikatu Komisji w sprawie stosowania reguł Unii Europejskiej w dziedzinie pomocy państwa w odniesieniu do rekompensaty z tytułu usług świadczonych w ogólnym interesie gospodarczym. Przepisy te mają zasadniczo na celu harmonizację ustawodawstw, aby usunąć przeszkody dla swobodnego przepływu i dla swobodnego świadczenia usług. Fakt, że są one przyjmowane na podstawie innych postanowień traktatu niż postanowienia dotyczące kontroli pomocy państwa i że ich głównym przedmiotem jest urzeczywistnienie rynku wewnętrznego, w żadnej mierze nie umniejsza ich adekwatności w odniesieniu do pierwszego z kryteriów określonych w wyroku w sprawie Altmark.

(142)

W związku z uwagami zainteresowanych stron i odpowiedziami przedstawionymi przez Francję (sekcja 5) Komisja uważa, że środek nie spełnia pierwszego kryterium określonego w wyroku w sprawie Altmark, dotyczącego uznania danej działalności za realizację zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych, w szczególności w sektorze energetycznym, z dwóch powodów.

(143)

Po pierwsze, jak wyjaśniła Komisja (32), nie jest właściwe uznawanie działalności, która jest już wykonywana lub może być wykonywana skutecznie na zwykłych warunkach rynkowych, za zobowiązanie do świadczenia usług publicznych. Z analizy tej wynika, że należy uwzględnić również możliwe udoskonalenia funkcjonowania rynku, które mogą zostać wprowadzone przez państwa członkowskie. Jeżeli bowiem zmiany takie są możliwe, niewłaściwe jest uznawanie danej działalności za realizację zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych. W niniejszej sprawie można uznać, że rynek nie funkcjonuje właściwie, ponieważ nie wysyła wystarczająco silnego sygnału cenowego, aby uruchomić inwestycje na poziomie lokalnym. Dzieje się tak zwłaszcza w przypadku rynków krótkoterminowych, takich jak rynki bilansujące, na których mechanizmy dostosowania nie powodują jeszcze na dzień przyjęcia projektu wystarczająco silnego sygnału cenowego.

(144)

Po drugie, istnienie dyskryminacji w odniesieniu do technologii uniemożliwia uznanie usługi za zobowiązanie z tytułu świadczenia usług publicznych. W szczególności w art. 3 ust. 2 dyrektywy dotyczącej wspólnych zasad wewnętrznego rynku energii elektrycznej (33) określa się szczegółowe warunki dotyczące możliwości wprowadzenia przez państwa członkowskie zobowiązań z tytułu świadczenia usług publicznych w zliberalizowanym sektorze energii elektrycznej. W art. 3 ust. 2 ogranicza się w szczególności możliwości państw członkowskich w zakresie wprowadzenia zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych w sektorze energii elektrycznej do konkretnych celów (34): „państwa członkowskie mogą w ogólnym interesie gospodarczym nałożyć na przedsiębiorstwa działające w sektorze elektroenergetycznym obowiązki użyteczności publicznej, które mogą odnosić się do bezpieczeństwa, w tym również do bezpieczeństwa dostaw, regularności, jakości i ceny dostaw, a także ochrony środowiska, w tym również do efektywności energetycznej, energii ze źródeł odnawialnych i ochrony klimatu.”. Ten sam art. 3 ust. 2 przewiduje ponadto, że zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych w sektorze energii elektrycznej muszą być „jasno określone, przejrzyste, niedyskryminacyjne, weryfikowalne i gwarantować wspólnotowym przedsiębiorstwom energetycznym równość dostępu do konsumentów krajowych”.

(145)

Komisja uważa, że kryterium dotyczące charakteru niedyskryminacyjnego, zbadane w kontekście istnienia zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych, należy interpretować w sposób ścisły. W przekazanym przez Francję zgłoszeniu wyjaśnia się szczegółowo, że przetarg dotyczy budowy i eksploatacji elektrowni stosującej włącznie technologię cyklu kombinowanego (35). Innymi słowy, przetarg ograniczono do jednej technologii (turbina gazowa w cyklu kombinowanym), wykluczając w szczególności technologie konwencjonalne takie jak turbina gazowa o obiegu otwartym lub turbina spalinowa, które również mogłyby służyć do świadczenia usług, których wymaga się od elektrowni będącej beneficjentem.

(146)

Jak wyjaśniono w motywach 84 i 89, władze francuskie uznają, że fakt, iż środek nie jest technologicznie neutralny, nie stanowi dyskryminacji w rozumieniu art. 3 ust. 2 dyrektywy 2009/72/WE, ponieważ wszystkie przedsiębiorstwa mają dostęp do technologii turbiny gazowej w cyklu kombinowanym, jak również do wszystkich innych technologii konwencjonalnych. Środki pomocy należy opracowywać w taki sposób, aby wszystkie zdolności wytwórcze, które mogą skutecznie przyczynić się do rozwiązania problemu wystarczalności zdolności wytwórczych, uczestniczyły we wspomnianych środkach, a w szczególności, by uczestniczyli w nich operatorzy wykorzystujący różne technologie. W związku z tym argument Francji, według którego wszystkie przedsiębiorstwa mają dostęp do technologii turbiny gazowej w cyklu kombinowanym, nie pozwala na wykluczenie dyskryminacyjnego charakteru środka.

(147)

Komisja zauważa ponadto, że przetarg miał na celu zwiększenie poziomu produkcji energii elektrycznej regionu, aby utrzymać bezpieczeństwo dostaw pomimo planowanego zamknięcia wielu elektrowni, oraz rozwiązanie powracającego w Bretanii problemu napięcia. Aby zrealizować ten podwójny cel, w specyfikacji istotnych warunków zamówienia wymieniono szereg wymogów, które musi spełniać elektrownia będąca przyszłym beneficjentem. Elektrownia taka musi mieć moc czynną wynoszącą około 450 MW (+/- 10 %), być położona w zachodniej części Bretanii i być dostępna w każdej chwili do uruchomienia przez RTE poprzez mechanizm dostosowania. W związku z tym ostatnim wymogiem w specyfikacji istotnych warunków zamówienia wskazano, że elektrownia musi być dostępna do uruchomienia przez RTE w terminie nieprzekraczającym piętnastu godzin, kiedy maszyna jest zatrzymana i dwóch godzin, kiedy maszyna jest uruchomiona, że nie mogą występować żadne ograniczenia maksymalnego czasu uruchamiania ofert dostosowawczych oraz że minimalny czas trwania ofert dostosowawczych musi wynosić najwyżej trzy godziny w przypadku maszyny uruchomionej i osiem godzin w przypadku maszyny zatrzymanej. Warunki te mają na celu zapewnienie reaktywności i elastyczności elektrowni, jak również zapewnienie, że RTE będzie mogło uruchamiać elektrownię, aby zaspokajać zapotrzebowanie niesystematyczne i czasowe, zapewniając jednocześnie utrzymanie lokalnego napięcia i lokalnej równowagi. Francja nie kwestionuje zawartego w motywach 107 i 108 stwierdzenia, że warunki te mogłyby spełniać wszystkie elektrownie konwencjonalne, tj. elektrownia gazowa pracująca w cyklu kombinowanym, elektrownia gazowa z turbiną o obiegu otwartym i elektrownia z turbiną spalinową.

(148)

Podobnie, z analizy adekwatności różnych technologii w stosunku do celów przetargu wynika, że wszystkie trzy technologie konwencjonalne (turbina gazowa w cyklu kombinowanym, turbina gazowa o obiegu otwartym, turbina spalinowa) mogłyby zaspokoić określone przez władze francuskie potrzeby, chociaż w różnych warunkach efektywności. W ramach przetargu przewidziano jednak wyłącznie budowę elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym. Komisja stwierdza zatem, że przetarg ma charakter dyskryminacyjny.

(149)

Jak przypomniano w motywie 144, zobowiązanie z tytułu świadczenia usług publicznych musi mieć charakter niedyskryminacyjny. Dyskryminacja stwierdzona w stosunku do niektórych technologii konwencjonalnych wyklucza zatem zakwalifikowanie środka jako zobowiązania z tytułu świadczenia usług publicznych.

(150)

W związku z tym nie można uznać argumentów Francji przedstawionych w motywie 84, zgodnie z którymi środek nie wykazuje charakteru dyskryminacyjnego wobec innych rodzajów technologii konwencjonalnych. Komisja stwierdza zatem, że środka nie można uznać za zobowiązanie z tytułu świadczenia usług publicznych. W związku z tym pierwsze kryterium określone w wyroku w sprawie Altmark nie zostało spełnione.

(151)

Środek stanowi zatem korzyść. W rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE korzyść oznacza bowiem każdą korzyść gospodarczą, której dane przedsiębiorstwo nie mogłoby uzyskać w normalnych warunkach rynkowych, tj. bez interwencji państwa. W przedmiotowej sprawie konsorcjum skorzysta z premii, której nie przyznaje się w normalnych warunkach rynkowych, a która jest wynikiem dotacji publicznej. W związku z tym środek można uznać za korzyść przyznaną zwycięskiemu oferentowi w ramach przetargu.

(152)

Po drugie, aby środek został uznany za selektywny w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE, musi on sprzyjać „niektórym przedsiębiorstwom lub produkcji niektórych towarów”. W przedmiotowej sprawie środek przyznano w sposób wyłączny zwycięskiemu oferentowi, a zatem środek ten uznaje się za selektywny.

(153)

W związku z tym Komisja uznaje, że środek stanowi selektywną korzyść w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE.

(154)

Pomoc publiczna dla przedsiębiorstw w rozumieniu art. 107 ust. 1 wpływa na konkurencję, wyłącznie jeżeli „zakłóca lub grozi zakłóceniem konkurencji poprzez sprzyjanie niektórym przedsiębiorstwom lub produkcji niektórych towarów” i w zakresie, w jakim „wpływa na wymianę handlową między państwami członkowskimi”. Jeżeli środek przyznany przez państwo wzmacnia pozycję konkurencyjną beneficjenta względem innych konkurencyjnych przedsiębiorstw, uznaje się go za środek zakłócający konkurencję lub grożący jej zakłóceniem (36). W praktyce zakłócenie w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE stwierdza się na ogół, gdy państwo przyznaje korzyść finansową przedsiębiorstwu w sektorze, w którym istnieje konkurencja (37). W przedmiotowej sprawie środek wzmacnia pozycję konkurencyjną konsorcjum CEB względem innych przedsiębiorstw, umożliwiając mu zwiększenie jego zdolności wytwórczych energii elektrycznej w porównaniu do pozostałych konkurentów.

(155)

Pomoc publiczna na rzecz przedsiębiorstw stanowi pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE, tylko jeżeli „wpływa na wymianę handlową między państwami członkowskimi”. Można uznać, że pomoc publiczna może wpływać na wymianę handlową między państwami członkowskimi, nawet jeżeli beneficjent nie uczestniczy bezpośrednio w handlu transgranicznym. Ponadto stosunkowo niewielkie znaczenie pomocy lub stosunkowo niewielki rozmiar przedsiębiorstwa będącego beneficjentem pomocy nie wykluczają bowiem a priori ewentualnego wpływu na wymianę handlową między państwami członkowskimi (38). W niniejszej sprawie beneficjent uzyska korzyść, której nie będą mogli uzyskać jego zagraniczni konkurenci, ze względu na selektywność pomocy.

(156)

Ponadto wpływ pomocy na konkurencję i na wymianę handlową między państwami członkowskimi można stwierdzić, gdy środek przynosi korzyść przedsiębiorstwu prowadzącemu działalność w sektorze będącym przedmiotem liberalizacji na szczeblu europejskim (39). W niniejszej sprawie sektor energetyczny jest przedmiotem takiej liberalizacji.

(157)

W związku z tym środek wpłynie na konkurencję i wymianę handlową między państwami członkowskimi.

(158)

Z wyżej określonych powodów Komisja podtrzymuje, że środek stanowi pomoc państwa w rozumieniu art. 107 ust. 1 TFUE.

(159)

Środek nie wszedł jeszcze w życie. Będzie on przedmiotem płatności od momentu uruchomienia elektrowni, tj. od […]. Środek zostanie więc wdrożony po przyjęciu niniejszej decyzji. Nie można zatem uznać go za niezgodny z prawem.

(160)

Usługi nie można uznać za zobowiązanie z tytułu świadczenia usług publicznych, jak wyjaśniono w motywach 144–147. Komunikat Komisji regulujący UOIG nie ma zatem zastosowania w niniejszej sprawie.

(161)

W związku z tym Komisja ocenia zgodność środka w odniesieniu do sekcji 3.9 wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią. W punktach 19–34 wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią wystarczalność mocy wytwórczych określa się jako (i) poziom produkcji uważany za odpowiedni do zaspokojenia zapotrzebowania w państwie członkowskim w każdym okresie, (ii) określony na podstawie konwencjonalnego wskaźnika statystycznego stosowanego przez organizacje uznawane za odgrywające istotną rolę [np. europejska sieć operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej („ENTSO-E”)].

(162)

W odniesieniu do pierwszego kryterium Komisja uważa, że środek dotyczy ustanowienia poziomu produkcji wystarczającego w celu zaspokojenia zapotrzebowania w Bretanii, zarówno z punktu widzenia ilościowego (zob. motyw 166), jak i jakościowego (motyw 174).

(163)

W odniesieniu do drugiego kryterium Komisja uważa, że wskaźniki, na których opiera się wystarczający charakter reakcji elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym, są zobiektywizowane w wystarczającym stopniu (zob. motyw 168).

(164)

Komisja uważa, że środek przyczynia się do realizacji celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania oraz jest on konieczny, zgodnie z sekcjami 3.9.1 i 3.9.2 wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią, jeżeli spełnia następujące warunki: (i) problem wystarczalności mocy wytwórczych musi zostać określony za pomocą wskaźnika ilościowego, a wyniki muszą być spójne z analizą sporządzoną przez ENTSO-E; (ii) środek musi realizować wyraźnie określony cel; (iii) środek musi uwzględniać charakter i przyczyny problemu, w szczególności niedoskonałość rynku, która uniemożliwia ustanowienie wymaganego poziomu zdolności; oraz (iv) państwo członkowskie musi uprzednio uwzględnić inne warianty mające na celu rozwiązanie problemu.

(165)

Problem wystarczalności mocy wytwórczej został wyraźnie zidentyfikowany i określony ilościowo. Zamknięcie czterech turbin spalinowych w Brennelis i w Dirinon oraz siłowni zasilanych olejem opałowym w elektrowni w Cordemais, przewidziane na 2017 r. ze względu na brak inwestycji w zdolności, wpłynęłoby na powstanie niedoboru rezydualnego szacowanego na 200-600 MW rocznie w latach 2017–2020, jak przedstawiono w motywie 81. Nawet jeżeli przewidywano by przedłużenie długości życia tych elektrowni, muszą one zostać zatrzymane najpóźniej do 2023 r. W związku z tym Komisja zauważa niski poziom własnej produkcji energii elektrycznej w Bretanii, odpowiadający 13,3 % zużycia w 2014 r., w tym 11,8 % stanowi energia ze źródeł odnawialnych, co ujawnia mało znaczący udział energii wytwarzanej ze źródeł innych niż źródła o nieprzewidywalnej charakterystyce produkcji. Elementy te podważają argumenty wysunięte przez niektóre zainteresowane strony (zob. motyw 55). Potwierdzają natomiast argumentację zainteresowanych stron przedstawioną w motywach 61, 63 i 81.

(166)

Komisja uważa ponadto, że władze francuskie w sposób zadowalający zobiektywizowały ryzyko związane z utrzymaniem napięcia. RTE zadecydowało bowiem o uruchomieniu, czterokrotnie w ciągu 2012 r., specjalnego mechanizmu przeciwdziałania wszystkim incydentom związanym z załamaniem napięcia w Bretanii. Mechanizm ten polega na systemie włączania ograniczeń zużycia, uruchamianym podczas najbardziej krytycznych okresów.

(167)

Konieczność środka zgłoszonego przez władze francuskie opiera się na danych ilościowych pochodzących z badań przeprowadzonych przez RTE w ramach jego corocznych publikacji (40).

(168)

Z jednej strony zastosowana metoda jest zgodna z metodą zastosowaną w prognozie bilansu sporządzonej przez RTE. Metoda ta opiera się na podejściu probabilistycznym, polegającym na zestawieniu poziomu podaży i popytu w ramach symulacji funkcjonowania europejskiego systemu energetycznego z godziny na godzinę podczas całego roku. Niektóre parametry, takie jak dostępność parku elektrowni, określono w oparciu o parametry referencyjne zaczerpnięte z badań przeprowadzonych przez ENTSO-E.

(169)

Z drugiej strony, co do istoty sprawy, zgłoszone dane są oparte na elementach bilansu potwierdzających (i) dynamikę zużycia 2,7 razy większą niż dynamika wynikająca z tendencji krajowej w latach 2006–2012 (średni wzrost zużycia wynoszący 1,6 % w ciągu sześciu ostatnich lat w Bretanii), (ii) okresy szczytowego zużycia w dalszym ciągu wrażliwe na warunki klimatyczne i wykazujące większą wrażliwość niż średnia we Francji, co znajduje wyjaśnienie przede wszystkim w strukturze zużycia w tym regionie, gdzie ważne miejsce zajmują sektor mieszkaniowy i sektor usług, (iii) niewystarczające lokalne środki produkcji, ponieważ elektrownie położone w Bretanii dostarczają jedynie 13 % energii elektrycznej zużywanej w tym regionie (zob. motyw 166) oraz (iv) udoskonalenia sieci rozwiązujące w sposób częściowy problem wystarczalności. Brak równowagi między energią produkowaną i energią zużywaną zwiększa bowiem wrażliwość bezpieczeństwa dostaw w regionie, a w szczególności w następujących punktach o szczególnej wrażliwości: w północnej części Bretanii, obejmującej większą część departamentu Côtes d'Armor i aglomeracje Saint-Malo i Dinard, której zasilanie zostałoby przerwane w przypadku niedostępności linii o napięciu 44 kV Domloup-Plaine Haute, oraz na całym terytorium Bretanii narażonym na ryzyko załamania napięcia związane z oddaleniem między elektrowniami a centrami zużycia. RTE dokonało wielu inwestycji, w szczególności inwestycji w ustanowienie w latach 2011–2013 środków wyrównawczych rozciągniętych na całą zachodnią część regionu, o łącznej zdolności 1 150 MVAR (megawolt amper reaktancyjny), aby zapewnić poziom mocy konieczny podczas okresów mrozu. Według RTE te środki wyrównawcze muszą zostać uzupełnione przez przyłączenie elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym w Landivisiau, aby osiągnąć niezbędny margines bezpieczeństwa w obliczu ryzyka załamania napięcia i stworzyć tym samym wystarczająco mocną „siatkę bezpieczeństwa” (41).

(170)

Środek służy również realizacji dobrze określonego celu polegającego na zaradzeniu niedoskonałościom rynku, tzn. brakowi inwestycji pomimo ich konieczności w Bretanii, aby uniknąć załamania napięcia w całym regionie, któremu nie można zapobiec jedynie poprzez budowę nowych linii przesyłowych, jak wyjaśniono w motywie 98. Komisja uznaje argumenty, zgodnie z którymi Bretania narażona jest na występowanie zjawiska missing money, co przejawia się przez niewystarczający wzrost cen w kontekście niedoboru energii elektrycznej w Bretanii i czemu, jak wyjaśniono w motywach 101 i 95, nie można zaradzić poprzez podzielenie strefy taryfowej. Ponadto mechanizm zdolności energetycznej nie umożliwia też zaspokojenia szczególnych potrzeb tego regionu (zob. motyw 177).

(171)

Według Komisji elementy te stanowią zadowalające wyjaśnienie braku inwestycji w nowe zdolności bez publicznego wsparcia finansowego.

(172)

Środek ma na celu zajęcie się przyczynami zidentyfikowanego problemu, w szczególności niedoskonałością rynku, która uniemożliwia zapewnienie wymaganych zdolności, na dwóch poziomach. Po pierwsze, wybór technologii turbiny gazowej w cyklu kombinowanym umożliwia zaspokojenie zarazem zapotrzebowania na moc i zapotrzebowania na dostępność na poziomie określonym w bretońskim pakcie na rzecz energii elektrycznej. Elektrownia gazowa pracująca w cyklu kombinowanym umożliwia zapewnienie bezpieczeństwa dostaw i przyczynia się do utrzymania napięcia w strefie. Kwestię tę rozwinięto w motywie 104 i następnych. Po drugie, część produkcji, która nie ma charakteru nieprzewidywalnego i jest dostępna w czasie zimowych szczytowych okresów zapotrzebowania jest bardzo niewielka, co pociąga za sobą ryzyko.

(173)

Odnośnie do uzasadnienia konieczności utrzymania stałego poziomu napięcia Komisja zauważa istnienie zidentyfikowanej przez RTE wrażliwości energetycznej w północnej części Bretanii. Północną część Bretanii zasila linia przesyłowa o pojedynczym obwodzie 400 kV i dwie linie o napięciu 225 kV biegnące w części zachodniej od podstacji w La Martyre. W przypadku przerwania przesyłu na linii przesyłowej między Rennes i Saint-Brieuc, na obu liniach o napięciu 225 kV doszłoby do przeciążeń, dodatkowo pogorszonych przez spadek napięcia w strefie Rance. Taka sytuacja pociągałaby za sobą ryzyko utraty całości zasilania w tej strefie ze względu na brak systemu ograniczeń zużycia w północnej części Bretanii. Ponadto w przypadku wysokiego zużycia w całej strefie zachodniej, przy pewnej niedostępności elektrowni lub incydentów w sieci, cała Bretania narażona jest na ryzyko punktowej przerwy w zasilaniu, lecz także na ryzyko ogólnego załamania napięcia w całym regionie.

(174)

Państwo członkowskie uzasadniło niestosowanie rozwiązań opartych na innych technologiach (np. energii ze źródeł odnawialnych), na ograniczaniu popytu, na tworzeniu strefy taryfowej lub budowie linii połączeń wzajemnych. Według Komisji żaden ze środków zaradczych zastosowany indywidualnie nie byłby w stanie w pełni zaradzić wskazanym czynnikom ryzyka, a zwłaszcza ryzyka spadków napięcia, jak wyjaśniono w motywie 16.

(175)

W odniesieniu do uzasadnienia braku wyłącznego wykorzystania linii połączeń wzajemnych Komisja zauważa, że położenie Bretanii na końcu linii przesyłowych nie stanowi sytuacji porównywalnej z sytuacją innych regionów Francji o podobnych cechach charakterystycznych (Prowansja-Alpy-Lazurowe Wybrzeże, Franche Comté, Kraj Loary, Korsyka). Zasilanie tych regionów zapewnia wiele połączeń wzajemnych z innymi regionami. Utrzymanie napięcia nie stanowi problemu. Ponadto regiony te, w przeciwieństwie do Bretanii, nie są położone „na końcu sieci”. Korsyka, mająca niewiele połączeń wzajemnych (42), posiada z kolei duże zdolności na swoim terytorium.

(176)

Komisja zatwierdziła w dniu 8 listopada 2016 r. francuski projekt mechanizmu zdolności energetycznej (43). Udział elektrowni w mechanizmie zdolności energetycznej przewidziano głównie poprzez bilansowanie, które będzie stanowiło jedynie marginalną część łącznych przychodów elektrowni (łącznie około 1,5 % rocznie), a więc zarówno wpływ tego mechanizmu na projekt, jak i jego uwzględnienie w ocenie środka są ograniczone. W biznesplanie nie przewiduje się żadnego udziału w mechanizmie zdolności energetycznej wykraczającego poza bilansowanie. Jeżeli udział taki będzie miał miejsce, premia zostanie pomniejszona o związane z nim wynagrodzenie.

(177)

Ponadto w swoim sprawozdaniu końcowym z badania sektorowego dotyczącego mechanizmów zapewniających zdolności wytwórcze (44) Komisja uznała, że w przypadku pojawienia się lokalnego problemu związanego z wystarczalnością zdolności wytwórczych wybór skorzystania z mechanizmu zdolności energetycznej zależy od szczególnych cech charakterystycznych danego rynku (45). W niniejszej sprawie istnienie lokalnego popytu w Bretanii nie przekłada się bezpośrednio na pojawienie się podaży umiejscowionej w Bretanii. Francuski rynek energii elektrycznej nie jest bowiem w stanie zaspokoić istniejącego popytu za pomocą zdolności lokalnych. Brakowi zdolności, który ma charakter zdecydowanie lokalny, nie można obecnie zaradzić jedynie poprzez mechanizm zdolności energetycznej stosowany we Francji od niedawna.

(178)

Z tych przyczyn Komisja uznaje, że środek, który służy realizacji celu stanowiącego przedmiot wspólnego zainteresowania polegającego na zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, faktycznie jest we Francji konieczny.

(179)

W sekcji 3.9.3 wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią wymaga się, aby środek był instrumentem polityki adekwatnym do osiągnięcia celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania. Aby pomoc została uznana za adekwatną, musi ona zatem spełniać następujące warunki: (i) pomoc może rekompensować wyłącznie świadczenie usług w zakresie dostępności zdolności; (ii) środek musi zapewniać odpowiednie zachęty zarówno dla istniejących, jak i dla przyszłych wytwórców, a także dla operatorów zastępowanych technologii, takich jak rozwiązania w zakresie reagowania na zapotrzebowanie lub magazynowania; oraz (iii) pomoc musi uwzględniać stopień, w jakim przepustowość połączeń wzajemnych może rozwiązać wszelkie ewentualne problemy związane z wystarczalnością mocy wytwórczych.

(180)

Po pierwsze Komisja zauważa, że z premii wyłączono jakiekolwiek wynagrodzenie z tytułu sprzedaży energii elektrycznej. Premia ta wynika bowiem z uwzględnienia (i) warunku związanego z wartością zdolności wynoszącą [50 000-60 000] EUR/MW/rok oraz trzech warunków związanych z położeniem geograficznym projektu, tj.: (ii) kosztów dodatkowych związanych z przesyłem gazu wynoszących [20 000-40 000] EUR/MW/rok, (iii) kosztów dodatkowych związanych z przyłączeniem wynoszących 6 000 EUR/MW/rok i (iv) kosztów dodatkowych związanych ze szczególnymi środkami ochrony środowiska wynoszących 2 000 EUR/MW/rok. W związku z tym premia wiąże się z wynagrodzeniem z tytułu zdolności i wyklucza jakiekolwiek wynagrodzenie związane ze sprzedażą energii elektrycznej.

(181)

Po drugie, chociaż Komisja uważa, że pomoc przyznano w ramach przetargu o charakterze dyskryminacyjnym (zob. motyw 145), uznaje ona, że dopuszczenie przez władze francuskie do przetargu wyłącznie elektrowni gazowych pracujących w cyklu kombinowanym jest uzasadnione. Ograniczenie to można bowiem wytłumaczyć specjalną potrzebą utrzymania napięcia w zadowalających warunkach energetycznych i środowiskowych. Wśród różnych elektrociepłowni, a więc w porównaniu z elektrowniami węglowymi i technologiami opartymi na oleju opałowym, elektrownie gazowe produkują najmniej zanieczyszczeń (zob. motyw 102). Wybór elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym w porównaniu z wyborem innych typów elektrowni gazowych, w szczególności elektrowni gazowej z turbiną o obiegu otwartym, jest korzystniejszy z punktu widzenia środowiska, gdyż jest to metoda produkcji o dużej efektywności energetycznej zasilana wyłącznie gazem ziemnym, paliwem kopalnym o najniższych emisjach CO2, która umożliwia również osiągnięcie elastyczności i reaktywności koniecznych, aby zareagować na zidentyfikowane niedoskonałości rynku.

(182)

Po trzecie, środek pomocy uwzględnia zdolności w zakresie połączeń wzajemnych, jednak wariant ten nie umożliwia spełnienia wymogu dotyczącego utrzymania poziomu napięcia w zadowalający sposób. Ponadto budowa połączeń wzajemnych wynika z wizji długoterminowej. W przygotowaniu są już projekty połączeń wzajemnych mające na celu zwiększenie przepustowości połączeń wzajemnych między Francją i Zjednoczonym Królestwem, między Bretanią i Irlandią. Komisja zauważa zresztą, że środek nie stoi w sprzeczności ze zwiększeniem przepływu przechodzącego przez Bretanię w ramach stworzenia połączenia wzajemnego.

(183)

Ponadto szereg środków alternatywnych cechuje się nieadekwatnością:

(184)

Komisja uznaje ponadto, że art. 194 TFUE, na który powołują się władze francuskie (zob. motyw 105), nie zwalnia ich z zachowania zgodności z obowiązującymi przepisami dotyczącymi pomocy państwa, gdy pomoc tę przyznaje się producentowi energii elektrycznej.

(185)

Z powyższych ustaleń wynika, że środek jest adekwatny w odniesieniu do osiągnięcia zidentyfikowanego celu będącego przedmiotem wspólnego zainteresowania.

(186)

Efekt zachęty pomocy zostanie zbadany w oparciu o warunki określone w sekcji 3.2.4 wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią. Efekt taki występuje, jeżeli pomoc skłania beneficjenta do zmiany zachowania w sposób poprawiający funkcjonowanie rynku energii, przy czym nie dokonałby on takiej zmiany zachowania w przypadku braku pomocy.

(187)

Komisja zauważa, że premia umożliwia dokonywanie inwestycji w nowe zdolności, których nie dokonano by w przypadku braku pomocy ze względu na specyfikę rynku bretońskiego. Bez premii projekt nie osiągnąłby wystarczającej rentowności (motyw 23). W związku z tym Komisja odrzuca argumenty zainteresowanych stron przedstawione w motywach 67 i 68.

(188)

W związku z powyższym Komisja stwierdza, że środek wywołuje wymagany efekt zachęty.

(189)

Komisja ocenia proporcjonalność środka zgodnie z sekcją 3.9.5 wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią. Środek jest proporcjonalny, gdy spełnia następujące warunki: (i) rekompensata umożliwia beneficjentom uzyskanie rozsądnej stopy zwrotu (zakładanej w przypadku procedury przetargowej w trybie konkurencyjnym opartej na jasnych, przejrzystych i niedyskryminacyjnych kryteriach) oraz (ii) obejmuje wewnętrzne mechanizmy uniemożliwiające wystąpienie wyjątkowych zysków.

(190)

Oceny tych warunków dokonuje się w świetle zgłoszonego biznesplanu. Założenia biznesplanu opisano w sekcji 2.6 niniejszej decyzji.

(191)

Po pierwsze, Komisja zauważa, że czas trwania wynoszący 20 lat jest niezbędny, aby osiągnąć rozsądną IRR wynoszącą [5–10 %] względem średniego ważonego kosztu kapitału (zob. następny motyw). Krótszy czas trwania projektu przełożyłby się na niższą IRR, co nie jest konieczne biorąc pod uwagę IRR, którą Komisja już uznała za dopuszczalną. Argument ten oddala założenie przedstawione w motywie (68)(1).

(192)

Komisja zauważa następnie, że IRR projektu wynosi [5–10] %. Proporcjonalność IRR ocenia się w stosunku do średniego ważonego kosztu kapitału. Średni ważony koszt kapitału projektu odzwierciedla szczególne nierozróżnialne czynniki ryzyka związane z projektem. Komisja uważa, że oceny IRR można dokonać poprzez porównanie ze średnim ważonym kosztem kapitału zbioru porównywalnych przedsiębiorstw, wynoszącym średnio 6,6 % w latach 2007–2016, co jest wartością zbliżoną do IRR projektu. Komisja zauważa zatem zbieżność IRR i widełek szacowanego odpowiedniego średniego ważonego kosztu kapitału, co pozwala na pozytywną ocenę proporcjonalności środka.

(193)

Proporcjonalność tę uwiarygodniają proponowane badania wrażliwości. Badania te wykonano bowiem z uwzględnieniem ewentualnych kar za zwłokę, inflacji i ewentualnej wartości końcowej. Uwzględniono także szereg założeń cenowych, aby oszacować wpływ umowy tollingowej na biznesplan.

(194)

W odniesieniu do zapobiegania ryzyku wystąpienia wyjątkowych zysków Komisja zauważa, że struktura biznesplanu przedstawionego przez konsorcjum uniemożliwia wystąpienie wyjątkowych zysków. Wśród dwóch głównych elementów składowych premii znajduje się z jednej strony otrzymywana premia zależna od dostępności elektrowni, negocjowana w ramach umowy, a zatem uniemożliwiająca wystąpienie wyjątkowych korzyści. Z drugiej strony wynagrodzenie z tytułu umowy tollingowej również jest negocjowane w ramach umowy i nie daje konsorcjum możliwości uzyskania wyjątkowych zysków.

(195)

Komisja zauważa ponadto, że konsorcjum będzie miało możliwość uczestniczenia w mechanizmie zdolności energetycznej zgodnie z warunkami przedstawionymi w motywie 25. Premia zostanie jednak pomniejszona o wynagrodzenie z tytułu uczestnictwa w mechanizmie zdolności energetycznej w stosownych przypadkach. Brak podwójnego wynagrodzenia jest więc, jak się wydaje, czynnikiem wspierającym proporcjonalność środka.

(196)

Komisja stwierdza zatem, że mechanizm jest proporcjonalny w odniesieniu do jego celu.

(197)

Zgodnie z pkt 3.9.6. wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią, aby pomoc mogła zostać uznana za zgodną, musi ona spełniać następujące warunki: (i) być dostępna dla wszystkich przydatnych dostawców zdolności, gdy jest to technicznie i fizycznie możliwe; (ii) nie ograniczać zachęt do inwestowania w połączenia wzajemne i nie utrudniać łączenia rynków; (iii) nie podważać decyzji inwestycyjnych podjętych przed wprowadzeniem środka; (iv) nie wzmacniać nadmiernie pozycji dominującej; oraz (v) w przypadku równoważnych parametrów technicznych i ekonomicznych zapewniać preferencyjne traktowanie wytwórcom niskoemisyjnym.

(198)

Odnośnie do pierwszego kryterium w pkt 232 wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią określono w stosunku do mechanizmów zdolności wytwórczych, że „ograniczenie uczestnictwa może być uzasadnione tylko niewystarczającymi parametrami technicznymi w stosunku do parametrów niezbędnych dla rozwiązania problemu z wystarczalnością mocy wytwórczych” (47). W przedmiotowej sprawie Komisja uważa, że parametry techniczne niektórych zdolności wytwórczych, w szczególności turbiny gazowej w cyklu kombinowanym, są wyraźnie bardziej odpowiednie, aby skutecznie rozwiązać problem wystarczalności zdolności wytwórczych, niż inne, w szczególności turbiny gazowe o obiegu otwartym i turbiny spalinowe. W szczególności właściwości techniczne tych ostatnich nie umożliwiają optymalizacji sprawności energetycznej ani efektywności ekonomicznej projektu inwestycyjnego, biorąc pod uwagę warunki i czas funkcjonowania elektrowni planowanej przez władze francuskie, w celu rozwiązania zidentyfikowanego problemu wystarczalności zdolności wytwórczych.

(199)

W przedmiotowej sprawie Komisja zauważa bowiem, że nie wszystkie technologie konwencjonalne posiadają równoważne zdolności techniczne, aby w sposób wystarczająco efektywny i rentowny zaspokoić wszystkie potrzeby określone w pkt 3.3 specyfikacji istotnych warunków zamówienia.

(200)

Po pierwsze, jeśli chodzi o porównanie z turbinami gazowymi o obiegu otwartym, badanie Agencji Energii Jądrowej Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE-NEA) „Projected Costs of Generating Electricity 2015 Edition” wykazuje, że elektrownia gazowa pracująca w cyklu kombinowanym stanowi wyraźnie bardziej ekonomiczny środek produkcji energii elektrycznej w przypadkach znacznego okresu funkcjonowania. Koszty referencyjne produkcji energii elektrycznej przedstawione w tym badaniu wykazują, że uśredniony koszt energii elektrycznej (48) w elektrowni gazowej z turbiną o obiegu otwartym wybudowanej w Belgii lub w Niemczech (49) znacznie przewyższa koszt wyprodukowania energii elektrycznej w belgijskiej lub niemieckiej elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym. Zarówno koszty inwestycji, jak i koszty eksploatacji i utrzymania, wyrażone w EUR/MW, są wyższe w przypadku turbiny gazowej o obiegu otwartym niż w przypadku turbiny gazowej w cyklu kombinowanym. Wnioski z tego badania przestawiono w tabeli poniżej.

Łączny uśredniony koszt produkcji energii elektrycznej

Table 3.9: Levelised cost of electricity for natural gas plants

(dalszy ciąg tabeli – prawa strona)

(201)

W oparciu o czas funkcjonowania szacowany na [3 000–6 500] godzin rocznie i roczną produkcję wynoszącą około 1 600 GWh (52) Komisja uznaje, że parametry techniczne turbin gazowych o obiegu otwartym wiązałyby się, w identycznych warunkach i z uwzględnieniem wielkości pomocy otrzymanej przez konsorcjum CEB, z kosztami produkcji energii elektrycznej wynoszącymi od około 60 mln EUR do około 190 mln EUR, przy rocznych obrotach wynoszących około 90 mln EUR. Skorzystanie z turbiny gazowej o obiegu otwartym zaburzyłoby zatem w sposób nadmierny równowagę ekonomiczną projektu i podważyłoby jego rentowność. Komisja może więc jedynie stwierdzić niewystarczalność parametrów technicznych turbin gazowych o obiegu otwartym, które nie umożliwiają zapewnienia rentowności projektu, a tym samym nie pozwalałyby na rozwiązanie problemu wygenerowania zdolności.

(202)

Poza tym badaniem Komisja zauważa, że wyższe koszty produkcji turbin gazowych o obiegu otwartym można wyjaśnić niższą efektywnością energetyczną. Efektywność energetyczna turbiny gazowej o obiegu otwartym jest o 40 %, a nawet o 55 % mniejsza niż efektywność elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym. Turbina gazowa o obiegu otwartym wymagałaby więc przesyłu gazu w ilości o co najmniej 40 % większej niż elektrownia gazowa pracująca w cyklu kombinowanym o tej samej mocy (53).

(203)

Po drugie, jeśli chodzi o porównanie z turbinami spalinowymi, Komisja zauważa, że krańcowe koszty operacyjne tej technologii, podobnie jak w przypadku turbin gazowych o obiegu otwartym, są nieznacznie wyższe od krańcowych kosztów operacyjnych elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym. Przy czasie uruchomienia turbiny spalinowej przekraczającym 200 godzin rocznie (1 000 godzin w przypadku turbiny gazowej o obiegu otwartym) technologia ta staje się bardziej kosztowna niż technologia elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym. Turbina spalinowa jest zatem mniej efektywna niż turbina gazowa o obiegu otwartym w przypadku czasu uruchomienia przekraczającego 1 000 godzin, jak ma to miejsce w niniejszej sprawie. Komisja stwierdziła już, że zastosowanie turbiny gazowej o obiegu otwartym w warunkach funkcjonowania określonych w niniejszej sprawie podważyłoby rentowność projektu, a zatem przy równoważności wszystkich pozostałych czynników, zastosowanie turbiny spalinowej może jedynie tym bardziej podważyć rentowność projektu.

(204)

Ponadto w przypadku zgłoszonego środka należy również uwzględnić wpływ efektywności energetycznej na łączne koszty projektu. Większa wydajność pozwala bowiem na zmniejszenie ilości gazu przesyłanego do instalacji, przy utrzymaniu danej mocy na tym samym poziomie. Jako że efektywność energetyczna turbiny gazowej o obiegu otwartym jest mniejsza o 40 %, a w porównaniu z nowymi elektrowniami gazowymi pracującymi w cyklu kombinowanym nawet o ponad 55 %, turbina gazowa o obiegu otwartym wymagałaby przesyłu gazu w ilości o co najmniej 40 % większej niż elektrownia gazowa pracująca w cyklu kombinowanym o tej samej mocy. Punkt ten ma zasadnicze znaczenie w przypadku przetargu w Bretanii, gdzie przewidziano wzmocnienie sieci gazociągów, co odpowiada części kosztów uzasadniających przyznanie pomocy państwa. Tytułem przypomnienia, część premii odpowiadająca przesyłowi gazu stanowi 33 % łącznej kwoty premii wypłacanej zwycięskiemu oferentowi. Większa efektywność energetyczna elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym umożliwia zatem zmniejszenie koniecznych zdolności przesyłowych gazu, a więc zmniejszenie kosztów projektu, który wymaga wzmocnienia sieci przesyłu gazu w Bretanii.

(205)

Środek jest zatem dostępny dla dostawców zdolności mogących efektywnie rozwiązać problem wystarczalności zdolności zidentyfikowany przez Francję.

(206)

Odnośnie do drugiego kryterium Komisja zauważa, że środek nie ogranicza zachęt do inwestowania w połączenia wzajemne i nie utrudnia łączenia rynków. Na etapie badań są już bowiem projekty ustanowienia połączeń wzajemnych mające na celu zwiększenie przepustowości połączeń wzajemnych między Francją i Zjednoczonym Królestwem w 2022 r. oraz między Bretanią i Irlandią w 2025 r. Środek umożliwi zwiększenie przepływu przechodzącego przez Bretanię w ramach utworzenia połączenia wzajemnego.

(207)

Komisja zauważa ponadto, że warunki przetargu opracowano tak, aby uniknąć jakichkolwiek zakłóceń udziału elektrowni gazowej pracującej w cyklu kombinowanym w różnych rynkach. Nie ma konieczności, aby część mocy instalacji rezerwowano na potrzeby mechanizmu dostosowania. Jeżeli elektrownia będzie sprzedawać całość swojej mocy docelowej na rynku energii elektrycznej i produkować z wykorzystaniem pełnej mocy, nie będzie musiała składać ofert w ramach mechanizmu dostosowania w odpowiednim okresie.

(208)

Ponadto Komisja zauważa, że przychody projektu przeznaczone na bilansowanie są nieznaczne (około 1,5 % przychodów rocznych) i w związku z tym nie można uznać, że stanowią one znaczne ryzyko dla rynku dostosowania.

(209)

Odnośnie do trzeciego kryterium Komisja zauważa, że chociaż elektrownia w cyklu kombinowanym, do której skierowana jest pomoc, nie jest jedyną technologią umożliwiającą utrzymanie napięcia przez długi okres, to pozostaje ona jedyną technologią zapewniającą utrzymanie napięcia na najbardziej akceptowalnych warunkach efektywności, jak wyjaśniono w motywach 199 do 204.

(210)

Odnośnie do czwartego kryterium Komisja zauważa, że przedsiębiorstwa wchodzące w skład konsorcjum CEB nie są dominującymi podmiotami na francuskim rynku energii elektrycznej. Środek nie przyczyni się zatem do wzmocnienia pozycji bezpośredniego beneficjenta pomocy. Środek przyczynia się bowiem do konkurencji we Francji ze względu na pozycję na rynku przedsiębiorstwa Direct Energie, alternatywnego dostawcy i producenta. Potwierdzają to ponadto argumenty przedstawione w motywie 73.

(211)

Komisja zauważa następnie, że środek wiąże się z ryzykiem wzmocnienia pozycji rynkowej operatora dominującego.

(212)

Komisja zauważa, że grupa EDF, operator dominujący, posiada we Francji znaczne udziały w rynku. Grupa EDF posiada 83,5 % łącznej produkcji energii elektrycznej i 89,4 % łącznej zainstalowanej mocy we Francji (54). Grupa EDF posiada największy park produkcyjny we Francji z punktu widzenia zarówno jego wielkości, jak i zróżnicowania. Dotyczy to przede wszystkim produkcji energii jądrowej i wodnej.

(213)

Konsorcjum CEB będzie jednak miało dwie opcje. Będzie ono mogło sprzedawać wyprodukowaną energię elektryczną dominującemu operatorowi rynkowemu za cenę wynoszącą 95 % ceny rynkowej (zob. motyw 11) albo sprzedawać energię elektryczną w ramach umowy tollingowej na warunkach określonych w motywie 32.

(214)

Opcje te, o ile zostałyby uruchomione, mogłyby wzmocnić pozycję rynkową operatora zasiedziałego poprzez udostępnianie mu wolumenów energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrownię.

(215)

Po pierwsze, kontrolowanie wytwarzania energii elektrycznej przez jeden podmiot na rynku przyczynia się do braku płynności rynków hurtowych i działa na niekorzyść dostawców alternatywnych. Grupa EDF kontroluje ponad 80 % energii elektrycznej wytwarzanej we Francji. W niniejszym przypadku kontrola ta zostałaby wzmocniona, zakładając zawarcie umowy z konsorcjum CEB, niezależnie od tego, czy byłaby to umowa tollingowa, czy długoterminowa umowa na zakup energii elektrycznej. Taka wzmocniona pozycja konkurencyjna grupy EDF wywarłaby wpływ na zdolność dostawców alternatywnych do zaopatrywania się na rynkach hurtowych na konkurencyjnych warunkach, narażając ich zarówno na ryzyko niepłynności, jak i na ryzyko zmienności cenowej. W tym kontekście dostępność własnych zdolności wytwórczych dostawców alternatywnych sprawiłaby, że nie byliby oni narażeni na takie ryzyko. W związku z tym należy im zapewnić taką dostępność własnych zdolności wytwórczych.

(216)

Po drugie, dominująca pozycja podmiotu zintegrowanego pionowo w zakresie produkcji daje mu również znaczną przewagę konkurencyjną w zakresie dostaw energii elektrycznej. Biorąc pod uwagę wysoki udział kosztów produkcji w łącznych kosztach dostaw, kontrolowanie wytwarzania ma wpływ na dostawy detaliczne. Konkurenci grupy EDF posiadają jedynie niewielką zdolność wytwórczą wystarczającą do zapewnienia podstawowych dostaw energii elektrycznej przy zmiennych kosztach produkcji równie niskich jak koszty, które zapewnia park będący w posiadaniu grupy EDF, lub nie posiadają wcale takiej zdolności. Grupa EDF posiada obecnie około 86 % udziałów w rynku detalicznym (55). Możliwość stania się przez grupę EDF stroną umowy tollingowej lub wykupienia całości energii elektrycznej wytwarzanej przez elektrownię dzięki długoterminowej umowie na zakup zwiększyłaby zatem jej zdolność do zaspokajania popytu na rynku detalicznym. Dostęp dostawców alternatywnych do własnych zdolności wytwórczych pozwoliłby więc również na uniknięcie wzmocnienia dominującej pozycji operatora zasiedziałego na rynku detalicznym.

(217)

Komisja uważa, że takie ryzyko wzmocnienia dominującej pozycji grupy EDF na rynku hurtowym i detalicznym mogłoby zostać zniesione poprzez nałożenie na władze francuskie obowiązku podjęcia koniecznych środków w celu zapewnienia, aby beneficjent pomocy nie mógł zawrzeć – w ramach żadnego z dwóch mechanizmów opartych na umowie – umowy z operatorem, który posiadałby na rynku francuskim ponad 40 % zdolności wytwórczych energii elektrycznej.

(218)

Biorąc pod uwagę szczególną charakterystykę francuskiego rynku energii elektrycznej, ograniczenie tego warunku do 40 % jest proporcjonalne. Pozwala ono bowiem na uniknięcie wzmocnienia pozycji rynkowej operatora dominującego, które mogłoby być pośrednim skutkiem środka pomocy poprzez mechanizmy oparte na umowach, o których mowa w motywie 214.

(219)

Biorąc pod uwagę elementy przedstawione w niniejszej sekcji, i o ile warunek opisany w motywie 218 jest spełniony, Komisja stwierdza, że środek nie stanowi zagrożenia dla konkurencji ani dla wymiany handlowej między państwami członkowskimi w sposób, który podważałby osiągnięcie celu stanowiącego przedmiot wspólnego zainteresowania.

(220)

W związku z powyższym, biorąc pod uwagę proponowane przez Francję środki naprawcze, Komisja stwierdza, że nie ma ryzyka, aby środek zakłócił nadmiernie konkurencję lub wymianę handlową między państwami członkowskimi.

(221)

Władze muszą zapewnić opublikowanie tekstu programu pomocy oraz informacji dotyczących organu lub organów przyznających pomoc, beneficjenta, formy i kwoty przyznanej pomocy, daty przyznania, rodzaju zainteresowanego przedsiębiorstwa, regionu, w którym zlokalizowany jest beneficjent oraz głównego sektora gospodarki, w którym prowadzi on działalność.

(222)

W niniejszej sprawie władze francuskie wywiązały się z obowiązku zapewnienia przejrzystości określonego w wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią. Opublikowane informacje dotyczą decyzji o przyznaniu pomocy i przepisów wykonawczych, organu przyznającego pomoc, beneficjenta, formy i kwoty przyznanej pomocy, rodzaju zainteresowanego przedsiębiorstwa, regionu, w którym beneficjent jest zlokalizowany oraz głównego sektora gospodarki, w którym prowadzi on działalność.

(223)

Ponadto na stronie http://www.europe-en-france.gouv.fr/Centre-de-ressources/Aides-d-Etat/Regimes-d-aides wskazano wszystkie istniejące we Francji programy pomocy zatwierdzone przez Komisję Europejską, w tym niniejszy przetarg. Roczne kwoty pomocy przyznanej przedsiębiorstwu będą ponadto publikowane co roku na tej samej stronie.

(224)

W związku z tym warunki przejrzystości określone w wytycznych w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią są dochowane.

(225)

Środek przyznany przez Francję na rzecz konsorcjum CEB stanowi pomoc.

(226)

Środek będzie zgodny z wytycznymi dotyczącymi pomocy państwa na ochronę środowiska z 2014 r., gdy władze francuskie podejmą niezbędne środki w celu zapewnienia, aby beneficjent pomocy przez cały okres trwania pomocy nie czerpał korzyści z dostaw energii elektrycznej wyprodukowanej w elektrowni na rzecz operatora, który posiadałby na rynku francuskim ponad 40 % zdolności wytwórczych energii elektrycznej w ramach umowy tollingowej lub w ramach długoterminowej umowy sprzedaży energii wytworzonej w elektrowni po cenie wynoszącej 95 % ceny rynkowej,

13.9.2017   

PL

Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej

L 235/32