(1)

Den 24. september 2021 indgav Konkurrence- og Forbrugerstyrelsen (»ansøgeren«) en anmodning til Kommissionen i henhold til artikel 35, stk. 1, i direktiv 2014/25/EU (»anmodningen«). Anmodningen er i overensstemmelse med artikel 1, stk. 1, i Kommissionens gennemførelsesafgørelse (EU) 2016/1804 (2).

(2)

Anmodningen vedrører produktion og engrossalg af elektricitet fra konventionelle og vedvarende energikilder i Danmark.

(3)

Anmodningen omfatter dog ikke følgende:

(4)

Produktion og engrossalg af elektricitet fra konventionelle og vedvarende kilder udgør en aktivitet i forbindelse med levering af elektricitet i overensstemmelse med artikel 9 i direktiv 2014/25/EU.

(5)

I henhold til punkt 1, litra a), i bilag IV til direktiv 2014/25/EU skal Kommissionen vedtage en gennemførelsesafgørelse om anmodningen inden for 90 arbejdsdage, i betragtning af at der ikke kan formodes at være fri adgang til markedet på grundlag af artikel 34, stk. 3, første afsnit, i nævnte direktiv.

(6)

I henhold til punkt 1, fjerde afsnit, i bilag IV til direktiv 2014/25/EU kan Kommissionen forlænge fristen efter aftale med dem, der har anmodet om undtagelse. Eftersom Konkurrence- og Forbrugerstyrelsen den 4. marts 2022 fremlagde supplerende oplysninger, fastsættes Kommissionens frist for at træffe afgørelse vedrørende denne anmodning hermed til den 31. juli 2022.

(7)

Direktiv 2014/25/EU finder anvendelse på indgåelse af kontrakter om udførelse af aktiviteter i forbindelse med levering af elektricitet til faste net til betjening af offentligheden i forbindelse med produktion, transport eller distribution af elektricitet, medmindre aktiviteten er fritaget i henhold til direktivets artikel 34.

(8)

I artikel 34 i direktiv 2014/25/EU fastslås det, at kontrakter, der indgås med henblik på at muliggøre udførelse af en af de aktiviteter, der er omhandlet i direktivet, ikke er underlagt nævnte direktiv, hvis den pågældende aktivitet i den medlemsstat, hvor den udøves, er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår på markeder, hvortil adgangen er fri. Spørgsmålet om, hvorvidt en given aktivitet er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår, fastslås på grundlag af objektive kriterier under hensyntagen til den pågældende sektors særlige kendetegn (3). Denne vurdering begrænses imidlertid af de korte frister, der gælder, og af behovet for at basere sig på de oplysninger, som Kommissionen har til rådighed, og som ikke kan suppleres med mere tidskrævende metoder, herunder navnlig offentlige undersøgelser rettet mod de berørte økonomiske aktører (4). Selv om spørgsmålet om, hvorvidt en aktivitet er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår, i denne sammenhæng skal afgøres på grundlag af kriterier, der er i overensstemmelse med konkurrencebestemmelserne i TEUF, kræves det ikke, at disse kriterier er nøjagtig de samme som dem, der er omhandlet i EU-konkurrencelovgivningens bestemmelser (5).

(9)

Adgangen til et marked betragtes som fri, hvis medlemsstaten har gennemført og anvender den relevante EU-lovgivning om åbning af en given sektor eller en del heraf til konkurrence. Lovgivningen er opført på listen i bilag III til direktiv 2014/25/EU. For så vidt angår produktion og engrossalg af elektricitet henvises der i bilaget til direktiv 2009/72/EF, som blev ophævet ved Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 (6) med virkning fra den 1. januar 2021. Ifølge ansøgeren har Danmark gennemført direktiv (EU) 2019/944 (7). I henhold til artikel 34, stk. 3, i direktiv 2014/25/EU kan der derfor antages at være fri adgang til markedet.

(10)

Spørgsmålet om, hvorvidt en given aktivitet er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår, bør bedømmes på grundlag af forskellige indikatorer, hvoraf ingen nødvendigvis er afgørende i sig selv. For så vidt angår det marked, der er berørt af denne afgørelse, er markedsandele et kriterium, der bør tages i betragtning sammen med andre kriterier, såsom konkurrencepresset fra producenter fra nabolande eller antallet af tilbudsgivere i udbud vedrørende kapacitet til vedvarende energi.

(11)

Formålet med nærværende afgørelse er at fastslå, hvorvidt de tjenester, der er omfattet af anmodningen, er undergivet almindelige konkurrencevilkår i et sådant omfang (på markeder, hvortil der er fri adgang, jf. artikel 34 i direktiv 2014/25/EU) — selv uden budgetdisciplin i henhold til de detaljerede EU-regler for offentlige indkøb i direktiv 2014/25/EU — at kontrakter vedrørende udøvelsen af de berørte aktiviteter vil blive indgået på en gennemsigtig og ikkediskriminerende måde, på grundlag af kriterier, der gør det muligt for køberne at finde den løsning, som samlet set er den økonomisk mest fordelagtige.

(12)

Denne afgørelse bygger på den retlige og faktuelle situation i september 2021, som den fremgår af de oplysninger, der er indgivet af ansøgeren samt offentligt tilgængelige oplysninger.

(13)

Adgangen til et marked betragtes som fri, hvis den pågældende medlemsstat har gennemført og anvender den relevante EU-lovgivning om åbning af en given sektor eller en del heraf for konkurrence. Danmark har gennemført direktiv (EU) 2019/944 ved hjælp af 29 nationale foranstaltninger ifølge ansøgeren. Dette blev bekræftet af Energistyrelsen (8). Kommissionen mener derfor, at betingelserne for retligt fri markedsadgang er opfyldt.

(14)

For så vidt angår den faktisk frie adgang, bemærker Kommissionen de fremskridt, der er gjort med liberaliseringen af det danske elproduktionsmarked, siden det blev åbnet for konkurrence i 1999. Danmarks deltagelse i Nord Pools elbørs og udviklingen af sammenkoblingskapacitet har spillet en betydelig rolle med hensyn til at fremme konkurrencepresset. Hvad angår produktion fra vedvarende energikilder, navnlig havvindmølleparker, har de danske myndigheders udbud tiltrukket et stigende antal deltagere.

(15)

Kommissionen konkluderer, at adgangen til markedet betragtes som retligt og faktisk fri på Danmarks område i forbindelse med denne afgørelse.

(16)

Ifølge Kommissionens fusionspraksis (9) kan der skelnes mellem følgende relevante produktmarkeder i elsektoren: i) produktion og engrossalg, ii) transmission, iii) distribution og iv) detailforsyning. Selv om nogle af disse markeder yderligere kan opdeles i underkategorier, har Kommissionens tidligere praksis (10) været at afvise en sondring mellem et elproduktionsmarked og et engrossalgsmarked, idet produktion blot er det første led i værdikæden, mens de producerede elektricitetsmængder sælges på engrossalgsmarkedet. Dette er blevet bekræftet mere specifikt for Nordics (11).

(17)

I sin fusionspraksis har Kommissionen desuden fundet, at det relevante produktmarked i den nordiske region omfattede elektricitet solgt både gennem bilaterale kontrakter og via Nord Pool-platformen, både på Elspot (day-ahead) og Elbas (intraday) (12).

(18)

Ansøgeren hævder, at erhvervskøbsaftaler bør være omfattet af det relevante marked. Sådanne aftaler er bilaterale kontrakter mellem en elproducent og en kunde (normalt en stor elbruger), hvorved brugeren køber elektricitet direkte fra elproducenten. Handelsselskaberne indgår elkøbsaftaler med producenter af både konventionel og vedvarende energi, der konkurrerer om indgåelsen af elkøbsaftaler.

(19)

Som for andre bilaterale transaktioner skal kunder, der indgår elkøbsaftaler, indgå en aftale med en balanceansvarlig part om håndtering af deres ubalancer. Med hensyn til balancering af produktion skal elproducenter (f.eks. ejere af havvindmølleparker) matche deres forventede elproduktion i realtid, dvs. tilpasse den forventede produktion til den faktiske produktion. Dette ansvar påvirkes ikke af, hvordan producenten vælger at sælge den producerede elektricitet, herunder ved hjælp af elkøbsaftaler.

(20)

Hvad angår spørgsmålet om, hvorvidt konventionel og vedvarende elektricitet tilhører det samme produktmarked, er Kommissionen nået frem til forskellige konklusioner afhængigt af den faktiske situation. Den fandt, at konventionel og vedvarende elproduktion i Tyskland (13) og Italien (14) bør betragtes som forskellige produktmarkeder.

(21)

I Nederlandenes tilfælde (15) fandt Kommissionen imidlertid, at produktion og engrossalg af elektricitet fra konventionelle og vedvarende energikilder var en del af det samme relevante produktmarked. For den nordiske region har Kommissionen i sin fusionspraksis anset elektricitetskilden for at være irrelevant for produktdefinitionen (16).

(22)

Ansøgeren har gjort gældende, at situationen i Danmark adskiller sig fra situationen i Tyskland og Italien, der er nævnt i ovennævnte beslutning, og at den svarer til situationen i Nederlandene. Ansøgeren fremlagde tabeller med en detaljeret beskrivelse af lighederne og forskellene mellem henholdsvis den danske og den tyske, den italienske og den nederlandske sag. Ansøgeren har anført, at de væsentligste forskelle i forhold til situationen i Tyskland og Italien er, at der ikke findes en lovbestemt afregningssats, at der ikke er nogen tilførselsprioritet, og at vedvarende elektricitet sælges på engrosmarkedet til samme pris som konventionel elektricitet.

(23)

I sin fusionsafgørelse Fortum/Uniper (17) mindede Kommissionen om, at det relevante produktmarked i den nordiske region omfattede både produktion og engrossalg af elektricitet, uanset produktionskilder og handelskanaler, og at det omfattede elektricitet solgt gennem bilaterale kontrakter og på den nordiske elbørs Nord Pool.

(24)

Med hensyn til elektricitet produceret fra vedvarende energikilder omfatter anmodningen havvindmølleparkerne Horns Rev 3, Vesterhav Syd, Vesterhav Nord og Kriegers Flak samt de kommende vindmølleparker, herunder havvindmølleparken Thor. Alle de pågældende støtteordninger var genstand for kommissionsafgørelser, der bekræftede, at de var forenelige med EU's statsstøtteregler (18).

(25)

Desuden er de pristillæg, der betales for vindproduktion, faldet til et minimum takket være øget konkurrence om produktion. For alle ovennævnte vindmølleparker afholdt Energistyrelsen et offentligt udbud om produktion af elektricitet fra vedvarende energikilder. Horns Rev 3 (400 MW), der blev afholdt i 2015, havde fire tilbudsgivere, Kriegers Flak (600 MW), der blev afholdt i 2016, syv og Vesterhav Nord/Syd (350 MW), der blev afholdt i 2016, tre.

(26)

Der foretages risikoafdækning forud for udbudsprocedurerne, og de danske myndigheder har nu en bedre forståelse af markedet og har etableret en reel markedsdialog.

(27)

De samlede omkostninger ved vedvarende teknologier som f.eks. havvindmøller og solcelleanlæg er også faldet betydeligt. Derfor var det vindende bud i 2010 på Anholt Havmøllepark et pristillæg på 105 øre/kWh, mens det vindende bud i 2016 på Kriegers Havmøllepark var et pristillæg på 37 øre/kWh.

(28)

Danmark har også til hensigt at lancere tre nye store havvindmølleparker. Den første havvindmøllepark skal have en kapacitet på ca. 800 MW, mens de resterende havvindmølleparker skal have en kapacitet på mindst 800 MW. Energistyrelsen vil indkalde tilbud i udbudsordninger for hver fremtidig havvindmøllepark.

(29)

Som Kommissionen gjorde i sin gennemførelsesafgørelse (EU) 2018/71 (19) om fritagelse vedrørende produktion og engrossalg af elektricitet i Nederlandene, bemærker den, at tildelingen af subsidier er udsat for konkurrence gennem en udbudsprocedure, der disciplinerer adfærden hos producenterne af vedvarende energi med hensyn til deres indkøbspolitik. Dette stiller konventionel og vedvarende elproduktion (for de havvindmølleparker, der er omfattet af anmodningen) på lige fod i Danmark.

(30)

Med henblik på at vurdere betingelserne i artikel 34, stk. 1, i direktiv 2014/25/EU, og uden at det berører anvendelsen af konkurrencelovgivningen, finder Kommissionen, at det relevante produktmarked er markedet for produktion og engrossalg af elektricitet, herunder elkøbsaftaler, der er produceret af konventionelle vindmølleparker såvel som havvindmølleparker, som er genstand for ansøgningen om fritagelse.

(31)

I 2006 definerede Kommissionen i en fusionsbeslutning (20) to særskilte geografiske markeder for engrossalg af elektricitet: Østdanmark (»DK2«) og Vestdanmark (»DK1«), da der på daværende tidspunkt ikke var nogen direkte sammenkobling mellem de to danske bud- (eller pris-) områder. Kommissionen nåede frem til samme konklusion i DE/DK Interconnector-beslutningen i 2018 (21).

(32)

Konkurrencerådet undersøgte i 2014 markedet for produktion og engrossalg af elektricitet i Danmark i sin beslutning om et virtuelt kraftværk (22). Ved denne beslutning ophævede Konkurrencerådet Elsam A/S' tidligere tilsagn i forbindelse med en fusion mellem Elsam A/S og Nesa A/S i 2004. Konkurrencerådet støttede delvist et større geografisk marked end DK1. DK1 er forbundet til Norge, Sverige og Tyskland via transmissionsforbindelser. Engrosprisen for fysisk elektricitet i DK1 var forskellig fra alle de forbundne priszoner i mindre end 10 % af timerne i 2013. I de fleste timer havde DK1 en engrospris svarende til mindst en af de forbundne priszoner, hvilket støttede et større geografisk marked end Vestdanmark. Det forblev imidlertid uafklaret, om der var et større geografisk marked end Vestdanmark. Konkurrencerådet (23) anførte i 2019, at markedet for produktion og engrossalg af elektricitet var nationalt, men lod det være uafklaret, om der skulle defineres enten en bredere eller en snævrere geografisk markedsafgrænsning. Denne konklusion var baseret på følgende tidligere sager: 1) M.8660 Fortum/Uniper-beslutningen, hvori Kommissionen konkluderede, at der fandtes et nationalt marked i Sverige, 2) M.3268 Sydkraft og Graninge-beslutningen, hvori Kommissionen fastslog, at Sverige kun udgjorde et særskilt marked i forhold til Finland og Danmark inden for et ubetydeligt antal timer, hvilket viste, at engrosmarkedet for elektricitet var bredere end nationalt, og 3) Konkurrencerådets VPP-beslutning, hvori det fandt indikationer på et større geografisk marked end DK1 på grund af udviklingen på markedet for produktion og engrossalg af elektricitet i Danmark. Sammenkoblingskapaciteten mellem Danmark og nabolandene er blevet udvidet betydeligt siden 2006. Navnlig er forbindelserne mellem Skagerrak (med Norge), Kontiskan (med Sverige) og Kontek (med Tyskland) blevet taget i brug eller udvidet. Cobra-kablet (med Nederlandene) blev taget i brug i 2019. I Danmark forbinder Storebælt nu Vest- og Østdanmark.

(33)

Ansøgerens dokumentation (24) viser en stigende priskorrelation mellem Øst- og Vestdanmark samt med nærliggende priszoner i Sverige, Norge og Tyskland (SE3, SE4, NO2 og DE). F.eks. havde DK1 samme pris som et af de andre områder (DK2, SE3, SE4, NO2 og DE) for 91,7 % i 2013 og 96,3 % i 2018, for DK2 var tallene 97,8 % i 2013 og 98,6 % i 2018. Omvendt faldt de timer, hvor DK1-området havde en anden pris end de øvrige områder fra 8,3 % til 3,7 % fra 2013 til 2018, for DK2 faldt procentsatsen fra 2,2 % til 1,4 %.

(34)

Ifølge Energinet har Danmark en meget stor kapacitet på samkøringslinjerne til nabolandene, hvilket svarer til ca. 90 % af landets indenlandske spidsbelastningsefterspørgsel. Den tætte integration med Danmarks nabolande indebærer, at Danmark kun har en særskilt spotmarkedspris for elektricitet i ca. 10 % af tiden. I den resterende periode er engrosprisen den samme som i Norge, Sverige eller Tyskland.

(35)

I 2019 har den internationale forbindelse mellem Østdanmark (DK2) og Tyskland en tilgængelig handelskapacitet på 90 % af samkøringslinjens samlede kapacitet i eksportretningen og på 95 % i importretningen. De resterende udenlandske forbindelser havde en tilgængelig handelskapacitet i eksportretningen på mellem 60 og 88 % af samkøringslinjens samlede kapacitet. Handelskapaciteten var lavere mellem Vestdanmark (DK1) og Norge og Sverige i 2019 sammenlignet med 2018. På den anden side var handelskapaciteten over for Tyskland højere for begge danske budområder. Cobra-forbindelsen havde en disponibel handelskapacitet i eksport- og importretningen på 87 % af samkøringslinjens samlede kapacitet i 2019.

(36)

Kommissionen bemærker, at der findes prisbegrænsninger i begge zoner udefra: DK1 har de samme priser som andre områder 89,3 % af timerne og DK2 i 98,4 % af timerne. Til orientering konkluderede Kommissionen i punkt 28 i beslutningen om fusionsafgørelsen Fortum/Uniper, at de fire svenske budområder udgjorde et enkelt geografisk marked, fordi de havde en fælles pris i 89,7 % af timerne. Kommissionen har endvidere anført, at de fire største aktører med markedsandele på over 10 % ifølge ansøgeren er til stede i både DK1 og DK2.

(37)

Med henblik på at vurdere betingelserne i artikel 34, stk. 1, i direktiv 2014/25/EU, og uden at det berører anvendelsen af konkurrencelovgivningen, finder Kommissionen, at det relevante geografiske marked for produktion og engrossalg af elektricitet, herunder aftaler om køb af el, der er produceret af konventionelle såvel som de vedvarende kilder, og som er genstand for ansøgningen, kan forblive åbent enten i tilfælde af et særskilt marked for DK1 og DK2 eller i tilfælde af et enkelt nationalt dansk marked.

(38)

Alle beregninger af markedsandele og indikationer vedrørende andelen af elproduktion er baseret på input fra ansøgeren.

(39)

Kommissionen har i sin analyse taget hensyn til flere faktorer. Selv om markedsandele er et vigtigt aspekt, tages der også hensyn til konkurrencepresset fra producenter fra nabolande og antallet af tilbudsgivere i udbud vedrørende kapacitet til vedvarende energi.

(40)

På markedet for produktion og engrossalg af elektricitet i Danmark er der på nuværende tidspunkt tre primære markedsaktører, der er omfattet af reglerne om offentlige indkøb i henhold til direktiv 2014/25/EU. De er Ørsted (»Ørsted«) (50,1 % ejet af den danske stat), det danske datterselskab af Vattenfall AB (»Vattenfall«) (100 % ejet af den svenske stat) og HOFOR Energiproduktion (»HOFOR«), som i sidste ende ejes af Københavns Kommune.

(41)

Der er i øjeblikket 18 danske virksomheder, der driver virksomhed på Nord Pool. Størstedelen af disse virksomheder, f.eks. Danske Commodities og Centrica Energy Trading, er ikke offentlige virksomheder i henhold til direktiv 2014/25/EU.

(42)

I 2018 og 2019 udgjorde Ørsteds markedsandel på det kombinerede marked DK1-DK2 (produktion) henholdsvis [20-30] % og [10-20] %, Vattenfall havde en markedsandel på henholdsvis [5-10] % og [10-20] % og HOFOR's markedsandel var på henholdsvis [0-5] % og [0-5] %. De største konkurrenter til disse virksomheder, som ikke er omfattet af reglerne om offentlige udbud, er Vindenergi Danmark (markedsandele på [40-50] % og [40-50] %) og Energi Danmark ([10-20] % og [10-20] %). Markedsandelene på markederne DK1 og DK2 lå stort set inden for samme interval (Ørsted [20-30] % i DK1 og [10-20] % i DK2 i 2018, [20-30] % i DK1 og [10-20] % i DK2 i 2019, Vattenfall [5-10] % i DK1 og [0-5] % i DK2 i 2018, [10-20] % i DK1 og [0-5] % i DK2 i 2019, HOFOR [0-5] % i DK1 og [5-10] % i DK2 i 2019). Hvis det relevante geografiske marked er større end Danmark, vil disse markedsandele være mindre.

(43)

Import og eksport er et meget vigtigt træk ved det danske elmarked. I 2018 og 2019 lå elforbruget på ca. 33,5 TWh. Importen udgjorde ca. 45,6 % af det samlede forbrug i 2018, mens den nationale produktion tegnede sig for 41 % af forbruget i 2018 og 48 % i 2019. Eksporten er også betydelig, idet den udgjorde 73 % og 62 % af den danske elproduktion i 2018 og 2019.

(44)

Dette viser omfanget af integrationen af det danske elmarked på et større geografisk marked og som følge heraf det konkurrencepres, som elproducenter fra, vigtigst af alt, men ikke udelukkende, nabolandene udøver på danske producenter via grænseoverskridende samkøringslinjer.

(45)

Hvad angår engrospriserne, fastsættes de nordiske priser på Nord Pool-børsen. Den gennemsnitlige timepris på spotmarkedet for DK1 og DK2 var henholdsvis 38,50 og 39,84 EUR i 2019, hvilket er et fald på 13 % i begge områder fra 2018. Systemprisen var 38,94 EUR/MWh i 2019. Prisen for det nordiske system er den fiktive spotpris, der ville være forekommet, hvis hele det nordiske område var ét budområde. DK1 har generelt lavere priser end DK2 på grund af den relativt store installerede vindmøllekapacitet i DK1, hvilket bidrager til at presse priserne ned. Den gennemsnitlige spotpris i 2019 var 39,28 EUR/MWh i Norge, 37,68 EUR/MWh i Tyskland og 38,79 EUR/MWh i Sverige, hvilket i høj grad svarede til prisen i DK1 og DK2.

(46)

I Danmark handles ca. 6 % af elektriciteten på det fælles europæiske intraday-marked XBID. Intraday-markedet er baseret på løbende handel med handler udformet som pay-as-bid i modsætning til day-ahead-markedet, som er auktionsbaseret med en fælles afviklingspris. Intraday-markedet anvendes til at justere forbrugs- og produktionsplaner med hensyn til bl.a. retablering af porteføljebalancer. Det betyder, at prisen på intraday-markedet for hver time starter ved spotprisen og derefter stiger eller falder, hvis der opstår uforudsete begivenheder i løbet af handelsvinduet. Den årlige gennemsnitspris for intraday-markedet i DK1 var 35,1 EUR/MWh i 2019. I DK2 var den 36,7 EUR/MWh. I 2018 var gennemsnitsprisen i DK1 40,4 EUR/MWh og 41,9 EUR/MWh i DK2.

(47)

Yderligere beregninger i ansøgningen (25) viser, at priserne i DK1 og DK2 er de samme som en eller flere tilgrænsende priszoner langt størstedelen af tiden. I 2018 og 2019 var priserne i DK1 de samme som i et andet prisfastsættelsesområde i regionen (DK2, SE3, SE4, NO2 og DE) 94,8 % og 96,3 % af tiden. Priserne i DK2 var de samme som i et andet prisfastsættelsesområde i regionen (DK1, SE3, SE4, NO2 og DE) 98,8 % og 98,6 % af tiden. Desuden er korrelationen mellem de to danske zoner og det nordiske system og den tyske engrospris temmelig høj og lå på mellem 64 % og 83 % i perioden 2017-2018.

(48)

Danmark har en meget stor kapacitet på samkøringslinjerne til nabolandene, hvilket svarer til ca. 90 % af landets indenlandske spidsbelastningsefterspørgsel. Den tætte integration med Danmarks nabolande indebærer, at Danmark kun har en særskilt spotmarkedspris for elektricitet i DK1 og DK2 i ca. 10 % af tiden. I den resterende periode er engrosprisen i DK1 og DK2 den samme som i Norge, Sverige eller Tyskland.

(49)

Kommissionen mener, at disse elementer viser en meget stærk konvergens mellem elpriserne i Danmark og priserne i landene i den nordiske region og i Tyskland.

(50)

Ordregivere har en begrænset markedsandel på markedet for produktion og engrossalg af elektricitet i Danmark, der er omfattet af anmodningen.

(51)

Den store import og eksport af elektricitet sammenlignet med dansk elproduktion kombineret med sammenkoblingskapaciteten med nabolandene viser, at el- og engrosmarkedet i Danmark i vid udstrækning er integreret i et bredere, tværnationalt marked. Selv om det geografiske marked ikke nødvendigvis er tværnationalt, udøver import af elektricitet til Danmark under alle omstændigheder konkurrencepres på de danske engrospriser på elektricitet i et betydeligt antal timer hvert år.

(52)

Dette bekræftes yderligere af de oplysninger om engrospriser, som ansøgeren har fremlagt, og som viser, at de danske priser i høj grad svarer til Nord Pools priser og priser i Tyskland.

(53)

Målet med denne afgørelse er at fastslå, om aktiviteterne i forbindelse med produktion og engrossalg af elektricitet er undergivet konkurrencevilkår i et sådant omfang (på markeder, hvortil der er fri adgang), at det også ved fravær af de disciplinerende detaljerede regler om kontraktindgåelse i direktiv 2014/25/EU sikres, at kontrakter vedrørende udøvelsen af de her berørte aktiviteter vil blive indgået på en gennemsigtig, ikke-diskriminerende måde på grundlag af kriterier, der gør det muligt for den ordregivende myndighed at finde den løsning, som generelt er den økonomisk mest fordelagtige.

(54)

På baggrund af de faktorer, der er gennemgået ovenfor, kan Kommissionen konkludere, at aktiviteten med produktion og engrossalg af elektricitet fra konventionelle kilder og fra havvindmølleparker, der er genstand for en udbudsprocedure i Danmark, er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår på et marked, hvortil adgangen er fri, jf. artikel 34, stk. 1, i direktiv 2014/25/EU.

(55)

Med henblik på denne afgørelse, og uden at det berører anvendelsen af konkurrencelovgivningen, fremgår det af betragtning 11-53, at produktion og engrossalg af elektricitet fra konventionelle kilder og fra havvindmølleparker, der er genstand for en udbudsprocedure i Danmark, er undergivet almindelige konkurrencevilkår på et marked, hvortil adgangen er fri, jf. artikel 34 i direktiv 2014/25/EU. Det følger derfor, at direktiv 2014/25/EU ikke længere bør finde anvendelse på kontrakter, der indgås med henblik på at muliggøre udøvelse af denne aktivitet i Danmark.

(56)

Direktiv 2014/25/EU bør fortsat finde anvendelse på kontrakter, der har til formål at muliggøre udøvelsen af aktiviteter, der specifikt er udelukket fra anmodningen.

(57)

Denne afgørelse bygger på den retlige og faktuelle situation i tidsrummet oktober 2021 til marts 2022, som den fremgår af de oplysninger, der er indgivet af ansøgerne. Den kan ændres, hvis betydelige ændringer af de retlige og faktiske forhold medfører, at betingelserne for at anvende artikel 34 i direktiv 2014/25/EU ikke længere er opfyldt.

(58)

Det skal erindres, at artikel 16 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2014/23/EU (26) indeholder en undtagelse fra direktivets anvendelse for koncessioner, som tildeles af ordregivende enheder, hvis det i medfør af artikel 35 i direktiv 2014/25/EU er fastlagt, at aktiviteten er direkte undergivet almindelige konkurrencevilkår i den medlemsstat, hvor koncessionen skal gennemføres i overensstemmelse med artikel 34 i samme direktiv. Da det blev konkluderet, at den aktivitet inden for produktion og engrossalg af elektricitet, der er omfattet af anmodningen, er undergivet almindelige konkurrencevilkår på et marked, hvortil adgangen er fri, vil koncessionskontrakter, der har til formål at muliggøre udøvelsen af disse aktiviteter i Danmark, blive udelukket fra anvendelsesområdet for direktiv 2014/23/EU.

(59)

Foranstaltningerne i denne afgørelse er i overensstemmelse med udtalelse fra Det Rådgivende Udvalg for Offentlige Aftaler —