28.3.2009   

ES

Diario Oficial de la Unión Europea

L 83/1

(1)

Mediante carta de 1 de marzo de 2005, con referencia WEH/1023/6-54/05, registrada con fecha 3 de marzo de 2005 (SG/2005/A/226), las autoridades polacas notificaron a la Comisión, con arreglo al artículo 88, apartado 3, del Tratado CE, el proyecto de ley sobre «las normas que rigen la cobertura de los costes soportados por las empresas en relación con la resolución anticipada de los contratos de adquisición de energía eléctrica a largo plazo» (en lo sucesivo, «el proyecto de ley»).

(2)

A raíz de una evaluación preliminar, la Comisión comprobó que la notificación era incompleta y, mediante carta de 27 de abril de 2005, solicitó a Polonia que facilitase información adicional sobre la medida antes mencionada.

(3)

Mediante carta de 1 de junio de 2005, registrada el 2 de junio de 2005, las autoridades polacas facilitaron parte de la información adicional requerida; la información restante fue comunicada mediante carta de 24 de junio de 2005, registrada el 28 de junio de 2005.

(4)

A instancias de Polonia, los días 28 y 29 de junio de 2005 tuvo lugar una reunión técnica para tratar del objeto de la notificación. En la reunión se señalaron los demás aspectos que las autoridades polacas aún tenían que aclarar por escrito con objeto de facilitar información completa a la Comisión para su evaluación.

(5)

Al no recibir una respuesta completa de las autoridades polacas, la Comisión les recordó mediante carta de 28 de julio de 2005 (D/55776) las aclaraciones solicitadas en la reunión de 28 de junio de 2005 y pidió a Polonia que le facilitase la información solicitada.

(6)

Mediante carta de 7 de septiembre de 2005, registrada el 9 de septiembre de 2005, las autoridades polacas informaron a la Comisión de que los trabajos relativos al proyecto de ley se habían interrumpido por haber finalizado la legislatura parlamentaria.

(7)

Mediante carta de 23 de noviembre de 2005, la Comisión informó a Polonia de que había decidido incoar el procedimiento contemplado en el artículo 88, apartado 2, del Tratado CE en relación con el proyecto de ley y con los contratos de adquisición de energía eléctrica a largo plazo («CAE») en el sector eléctrico polaco.

(8)

La Decisión de la Comisión de incoar el procedimiento de investigación formal fue publicada en el Diario Oficial de la Unión Europea  (2). La Comisión invitó a las partes interesadas a presentar sus observaciones.

(9)

Mediante carta de 16 de diciembre de 2005, las autoridades polacas solicitaron que no se revelara a terceros determinados datos incluidos en la decisión de incoar el procedimiento. La Comisión respondió a esta solicitud y, mediante carta de 25 de enero de 2006, presentó su propuesta de versión no confidencial de la decisión, que fue aceptada por las autoridades polacas por correo electrónico de 16 de febrero de 2006, registrado ese mismo día.

(10)

Las autoridades polacas facilitaron a la Comisión la primera parte de sus observaciones sobre la incoación del procedimiento en relación con el proyecto de ley relativa a la resolución anticipada de los contratos de adquisición de energía eléctrica mediante carta de 28 de diciembre de 2005, registrada en la Comisión el 4 de enero de 2006, en la que se describían las medidas tomadas para despejar las dudas manifestadas por la Comisión a propósito del proyecto de ley. En segundo lugar, a raíz de una solicitud de ampliación del plazo, que fue aceptada por la Comisión el 12 de enero de 2006, las autoridades polacas presentaron sus observaciones sobre la evaluación de la Comisión de los CAE mediante carta de 23 de enero de 2006, registrada por la Comisión el 26 de enero.

(11)

Como complemento a su carta de 23 de diciembre de 2005, las autoridades polacas facilitaron, mediante carta de 5 de abril de 2006, registrada el 6 de abril de 2006, una descripción adicional de las modificaciones previstas en el proyecto de ley relativa a la resolución de los contratos de adquisición de energía eléctrica con el fin de adaptarla a las normas sobre ayudas estatales pertinentes. Los anexos a esta carta se remitieron mediante escrito de 6 de abril de 2006, registrado el 10 de abril de 2006.

(12)

La Comisión recibió observaciones al respecto por parte de los interesados. Mediante carta de 20 de junio de 2006, la Comisión remitió estas observaciones a Polonia, a la que se brindó la oportunidad de expresar su punto de vista al respecto.

(13)

La decisión de incoar el procedimiento fue recurrida por una de las partes interesadas ante el Tribunal de Primera Instancia mediante recurso interpuesto el 12 de mayo de 2006, al que se asignó el número de referencia T-142/06.

(14)

A raíz de una solicitud de las autoridades polacas de 7 de julio de 2006, registrada el 12 de julio de 2006, la mayor parte de las observaciones se tradujeron al polaco y se remitieron a las autoridades polacas mediante carta de 23 de febrero de 2007. En respuesta a esta carta, las autoridades polacas informaron a la Comisión, mediante escrito de 12 de marzo de 2007, registrado ese mismo día, de que no era preciso traducir las observaciones restantes.

(15)

Posteriormente, las autoridades polacas expresaron su punto de vista sobre las observaciones de los interesados mediante carta de 28 de marzo de 2007, registrada por la Comisión ese mismo día.

(16)

En respuesta a la carta de los servicios de la Comisión de 28 de abril de 2006, las autoridades polacas enviaron información adicional sobre la medida mediante carta de 6 de junio de 2006, registrada el 8 de junio de 2006. Por carta de 13 de julio de 2006, registrada el 17 de julio de 2006, las autoridades polacas remitieron ejemplares en papel de los CAE con sus anexos y apéndices correspondientes (609 documentos en total).

(17)

Mediante carta registrada el 4 de mayo de 2006, las autoridades polacas solicitaron aclaraciones en relación con uno de los puntos de la Comunicación de la Comisión relativa a la metodología de análisis de las ayudas estatales vinculadas a costes de transición de la competencia (en lo sucesivo, «la metodología de los costes de transición a la competencia») (3).

(18)

Mediante carta de 27 de septiembre de 2006, la Comisión envió a las autoridades polacas una lista de puntos que eran de crucial importancia a la hora de redactar el proyecto de ley relativa a la resolución anticipada de los contratos de adquisición de energía eléctrica.

(19)

Mediante cartas registradas los días 17 de agosto de 2006, 5 de enero de 2007 y 28 de mayo 2007 y mediante correo electrónico registrado el 29 de mayo de 2007 (versión inglesa del proyecto de ley), se remitieron diferentes versiones del proyecto de ley relativa a la resolución anticipada de los contratos de adquisición de energía eléctrica en distintas fases del procedimiento legislativo polaco.

(20)

En el transcurso del procedimiento, Polonia facilitó información adicional sobre la medida mencionada mediante cartas registradas el 31 de enero de 2007 y el 4 de abril de 2007, mediante correos electrónicos de fecha 2, 4, 7 y 11 de mayo de 2007, y mediante carta registrada el 6 de junio de 2007.

(21)

Mediante carta de 3 de abril de 2007, la Comisión preguntó a las autoridades polacas sobre los avances en el trabajo legislativo del proyecto de ley relativa a la resolución anticipada de los contratos de adquisición de energía eléctrica y sobre las medidas tomadas por Polonia a raíz de las conversaciones llevadas a cabo con los servicios de la Comisión.

(22)

Además, en el marco del procedimiento de investigación formal, se celebraron reuniones con las autoridades polacas los días 5 de abril de 2006, 7 de septiembre de 2006, 26 de octubre de 2006, 2 de febrero de 2007, 22 de febrero de 2007, 26 de abril de 2007, 2 de mayo de 2007 y 14 de mayo de 2007.

(23)

Mediante carta de 9 de julio de 2007, Polonia remitió la versión definitiva de la Ley relativa a la resolución anticipada de los contratos de adquisición de energía eléctrica, que fue aprobada por el Parlamento polaco y entró en vigor el 4 de agosto de 2007. El 18 de julio de 2007, Polonia remitió la traducción inglesa de la Ley y una lista de las enmiendas introducidas por la Cámara Alta del Parlamento, el Senado, junto con una exposición de motivos.

(24)

A mediados de los años noventa, el Gobierno polaco decidió poner en marcha un programa concebido para modernizar el sector eléctrico del país y adaptarlo a las normas técnicas y medioambientales de Europa Occidental.

(25)

Para aplicar este programa, Polonia puso en marcha un procedimiento de licitación con vistas a seleccionar proyectos para la construcción o modernización de plantas de generación eléctrica. A estos proyectos se les otorgarían CAE a largo plazo para su capacidad de generación. La decisión de poner en marcha el procedimiento de licitación fue adoptada por el Ministerio de Industria y Comercio. El procedimiento fue organizado, bajo los auspicios del Ministerio, por Polskie Sieci Elektroenergetyczne SA (Red Electroenergética Polaca, «PSE»), el operador público polaco de la red eléctrica.

(26)

Los documentos técnicos y el pliego de condiciones del procedimiento de licitación se publicaron en agosto y septiembre de 1994. En los documentos se indicaban tres objetivos que debían cumplir los proyectos: el aprovisionamiento de electricidad barata, el mantenimiento de un nivel razonable de seguridad en el suministro y la mejora de las normas ambientales, amén de la prevención del deterioro ambiental, teniendo en cuneta las exigencias de la integración entre Polonia y Europa Occidental.

(27)

Entre los criterios utilizados para evaluar las ofertas se encuentran los siguientes: la eficiencia del proyecto, el volumen de gasto de capital, la acción a favor del medio ambiente y el empleo de tecnologías contrastadas y fuentes seguras y estables de combustible.

(28)

El plazo para la presentación de ofertas expiró el 5 de enero de 1995. De las 44 ofertas recibidas se eliminaron las menos atractivas. Con los restantes licitadores se entablaron negociaciones directas. Estas negociaciones culminaron en la celebración de CAE con varias empresas o grupos de empresas.

(29)

Los CAE se firmaron entre 1996 y 1998, con excepción de uno de los siete CAE con Południowy Koncern Energetyczny SA (en adelante «PKE»), que se firmó el 12 de abril de 1995, y el CAE con Elektrownią Turów, que se firmó el 26 de agosto de 1994. El CAE con esta última empresa no estaba incluido en la Decisión de incoar el procedimiento (4), por lo que no entra en su ámbito de aplicación. En el cuadro que figura a continuación se mencionan las empresas interesadas.

Cuadro 1

CAE en Polonia

(30)

La vigencia de los CAE oscila entre los 7 y los 20 años, calculada a partir de la fecha en que se inicia el funcionamiento de la central eléctrica. La mayoría de ellos se celebró por un período de más de 15 años. El último CAE expira en 2027.

(31)

Todos los CAE se fundamentan en los mismos principios básicos:

No obstante, habida cuenta de que el contenido final de los CAE es el resultado de un conjunto de negociaciones para cada proyecto, no todos son idénticos y los pormenores pueden variar de unos a otros.

(32)

Desde que se firmaron, algunos CAE han sido modificados y algunos incluso en varias ocasiones. Aunque estas modificaciones cambiaron algunos aspectos del contrato, siempre se respetaron los principios básicos antes descritos.

(33)

El proyecto de Ley en relación con el cual se adoptó la decisión de incoar el procedimiento establecía la posibilidad de que los productores de energía eléctrica enumerados en el cuadro 1 rescindiesen voluntariamente los CAE celebrados con PSE. Los productores eléctricos que optaran por este sistema tendrían derecho a compensaciones en las condiciones establecidas en el proyecto de Ley.

(34)

La compensación puede cubrir la diferencia entre los costes en que incurra una empresa a efectos de rescindir un CAE y la parte de los ingresos generados por la venta de electricidad que la empresa puede emplear para cubrir dichos costes. En lo sucesivo, esta diferencia recibirá el nombre de «diferencia compensable». Estos costes incluyen también los relacionados directamente con la resolución de los CAE, por ejemplo, los ocasionados por el reembolso anticipado de créditos.

(35)

La compensación consiste en un pago inicial, seguido de ajustes anuales hasta 2016 y un ajuste final ese año.

(36)

El pago inicial equivale a la diferencia compensable de 2006 a 2025 o al año en que debía expirar en un principio el CAE, si esta fecha fuera anterior, sobre la base de las tendencias estimadas de precios y las cuotas de mercado a lo largo de ese período.

(37)

Durante el período comprendido entre la entrada en vigor del proyecto de Ley y 2014, la cuantía de la diferencia compensable se volverá a calcular anualmente a partir de los datos económicos reales y se comparará con el importe calculado originalmente sobre la base de la previsión. Si el valor real difiriera de la previsión, se realizaría un ajuste positivo o negativo y daría lugar a un nuevo pago al beneficiario o a un reembolso por parte de este último, según corresponda. Por razones prácticas y especialmente en razón al tiempo necesario para recopilar y elaborar todos los datos, el cálculo de los ajustes se realizará dos años civiles después del año al que se refieran los datos económicos.

(38)

En 2016 se elaborará una nueva previsión de las tendencias de precios y cuotas de mercado que abarque el período 2015 a 2025 o al año en que en un principio debía expirar el CAE de que se trate, si esta fecha fuera anterior («el período restante»). El importe de la diferencia compensable a lo largo del período restante, calculado sobre la base de esta previsión, se comparará con el valor calculado utilizando la previsión original. Si estos importes difieren, se realizará un ajuste final que cubrirá la totalidad del período restante. Como los ajustes anteriores, el ajuste final puede ser positivo o negativo y dará pie a un nuevo pago al beneficiario o al reembolso por parte de este último, según proceda.

(39)

La compensación total pagada, ajustes incluidos, no podrá ser superior al importe máximo que figura a continuación. Este importe máximo se fija para las distintas empresas o, si estas pertenecen a un único grupo, para el grupo (6).

Cuadro 2

Compensación máxima establecida en la versión del proyecto de Ley analizado en la decisión de incoar el procedimiento

(40)

Este importe máximo es igual a la diferencia compensable calculada de 2006 a 2025 basándose en el supuesto de que los precios del mercado de la electricidad se incrementen de forma gradual aunque lenta desde un nivel aún inferior al actual hasta los niveles registrados en Europa Occidental. En esta hipótesis, los precios medios de la electricidad empiezan en torno a 22 EUR/MWh en 2006, se incrementan lentamente hasta 30 EUR/MWh en 2015, para luego aumentar de forma más acusada hasta unos 40 EUR/MWh en 2018 y estabilizarse en torno a esta cifra, con algunas fluctuaciones al alza o a la baja, hasta el final del período de referencia en 2025.

(41)

PSE o su filial de titularidad pública al 100 % abonará las compensaciones que se financiarán mediante la introducción de una exacción aplicada a los consumidores proporcional a su abono a la red eléctrica. Con objeto de financiar el cuantioso pago inicial, PSE y/o su filial titulizará los ingresos obtenidos de la exacción.

(42)

Con objeto de evaluar el proyecto de Ley notificado, la Comisión analizó, en su decisión de incoar el procedimiento, tanto el elemento de ayuda estatal de los propios CAE como el elemento de ayuda de la compensación abonada en caso de resolución de los CAE. Como se explica en el punto 3 de la decisión de incoar el procedimiento, estas dos medidas estaban estrechamente relacionadas entre sí.

(43)

En los puntos 3.1 y 3.2 se resumen las dudas planteadas en la decisión de incoar el procedimiento. Para una evaluación más detallada, la Comisión se remite al punto 3 de la decisión de incoar el procedimiento.

(44)

En su análisis preliminar, la Comisión consideró probable que los CAE ofreciesen una ventaja comparativa a los productores de energía eléctrica contratantes, lo que falsearía la competencia y afectaría al comercio entre los Estados miembros.

(45)

La Comisión manifestó la opinión de que los CAE no constituían ayudas existentes, ya que, de conformidad con lo dispuesto en el Tratado de adhesión, ninguno de ellos cumplía las condiciones para acogerse a alguna de las tres categorías de ayuda que, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 88, apartado 1, del Tratado CE (7), se consideraban ayuda existente a partir de la fecha de la adhesión.

(46)

En particular, en primer lugar, ninguno de los CAE (salvo el celebrado con Elektrociepłownią Turów) había entrado en vigor antes del 10 de diciembre de 1994. En segundo término, a la Comisión no le habían comunicado los CAE en el marco del denominado «procedimiento transitorio» y, en tercer lugar, ninguno de los CAE se había indicado en la lista de ayudas existentes aneja al Tratado de adhesión.

(47)

La Comisión afirmó que, habida cuenta de que los CAE no le habían sido notificados con arreglo al artículo 88, apartado 3, del Tratado CE, constituían ayuda ilegal de conformidad con lo dispuesto en el artículo 1, letra f), del Reglamento (CE) no 659/1999 del Consejo, de 22 de marzo de 1999, por el que se establecen disposiciones de aplicación del artículo 93 del Tratado CE (8).

(48)

La Comisión manifestó que las condiciones de los CAE colocaban a los productores eléctricos que fueran parte contratante de uno de ellos en una situación económica más ventajosa que a otros productores que no lo fueran. Otro tanto sucedía con las empresas de otros sectores comparables en los que estos contratos a largo plazo ni siquiera hubieran sido ofrecidos a los operadores del mercado. Por tanto, con carácter preliminar, se consideró que la medida confería una ventaja selectiva a dichos productores de energía eléctrica.

(49)

La Comisión señaló también que los mercados de la electricidad se habían abierto a la competencia y la electricidad había sido objeto de intercambios entre los Estados miembros al menos desde la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad (9). Por consiguiente, se consideró que las medidas que favorecen a las empresas del sector energético en un Estado miembro podían cercenar la posibilidad de que empresas de otros Estados miembros exportasen electricidad a dicho Estado miembro o favorecer las exportaciones de electricidad a esos otros Estados miembros.

(50)

La Comisión estimó también que esta ventaja conllevaba el uso de recursos públicos, puesto que la decisión de celebrar los CAE era consecuencia de una política estatal aplicada a través del operador de red PSE, de titularidad pública al 100 %. De conformidad con la jurisprudencia del Tribunal de Justicia de las Comunidades Europeas (en lo sucesivo, «Tribunal de Justicia»), cuando una empresa pública emplea sus fondos de forma que se pueda considerar que constituye una intervención estatal, se debe considerar que dichos fondos son recursos estatales con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE (10).

(51)

Por consiguiente, la Comisión concluyó que los CAE constituían probablemente ayuda estatal a los productores de energía eléctrica en el sentido de lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(52)

La Comisión añadió que se debería emplear la metodología de los costes de transición a la competencia a la hora de analizar la ayuda estatal recibida por los productores de energía eléctrica. Habida cuenta de los documentos que obraban en su poder en aquel momento, la Comisión albergaba dudas de que los CAE fueran compatibles con los criterios establecidos en la metodología de los costes de transición a la competencia.

(53)

En primer lugar, la Comisión dudaba de que las propias disposiciones de los CAE por las que se excluía una parte significativa del mercado pudiesen considerarse compatibles con los objetivos fundamentales de la metodología de los costes de transición a la competencia, que no eran otros que acelerar el ritmo de la liberalización del sector mediante la concesión de la compensación oportuna a los operadores tradicionales que se enfrentaban a competencia desleal.

(54)

En segundo lugar, la Comisión albergaba dudas de que el elemento de ayuda incluido en los CAE fuera compatible con los criterios detallados de la metodología de los costes de transición a la competencia relativos al cálculo de los costes de transición a la competencia elegibles y la asignación de la compensación adecuada.

(55)

En la decisión por la que se incoa el procedimiento, la Comisión utilizó el mismo razonamiento expuesto anteriormente para determinar si los CAE incluían elementos de ayuda. Posteriormente, concluyó de forma provisional que también había elementos de ayuda en los casos de compensación por la resolución anticipada de los CAE (11).

(56)

Con posterioridad, la Comisión analizó la compatibilidad del elemento de ayuda de la compensación con los criterios establecidos en la metodología de los costes de transición a la competencia (CTC).

(57)

La Comisión tenía dudas de que la compensación fuera compatible con los criterios específicos de la metodología CTC por lo que respecta al cálculo de los costes de transición a la competencia elegibles y la concesión de la compensación adecuada.

(58)

Tras la publicación de la decisión de incoar el procedimiento y dentro del plazo correspondiente o, en algunos casos, tras una prórroga del plazo solicitada por los interesados, la Comisión recibió observaciones de:

(59)

Las observaciones presentadas a la Comisión por los interesados son muy similares entre sí, en ocasiones hasta casi idénticas. Por este motivo, en lugar de detallarlas individualmente, la Comisión las ha agrupado por categorías generales.

(60)

Las partes interesadas alegan que no se debería considerar que los CAE «siguen siendo aplicables tras la adhesión» en el sentido de lo dispuesto en el anexo IV, apartado 3, subapartado 1, letra c), del Acta de adhesión (14).

(61)

Las partes interesadas alegan que las medidas que se establecieran de conformidad con la legislación vigente antes de la adhesión no deberían ser verificadas por la Comisión después de la misma. Ello es conforme con el principio general de no retroactividad. Se supone que las normas comunitarias sobre ayudas estatales no eran de aplicación antes de que se produjera la adhesión a la UE.

(62)

Las partes interesadas se remiten a decisiones anteriores de la Comisión (15) en las que esta institución señaló que regímenes de ayuda que, en su opinión, eran similares a los CAE, no eran de aplicación tras la adhesión.

(63)

Los interesados consideran que toda ayuda en el marco de los CAE ha sido concedida con anterioridad a la adhesión. Aunque aún se habían de efectuar pagos anuales, no se deberían considerar como ayudas nuevas.

(64)

Los CAE fijaban el volumen de electricidad que tenía que adquirir PSE y su precio de compra en el período en cuestión. Al menos en determinados casos, los precios se calculaban de tal manera que no excedieran de un nivel previamente acordado entre las partes o se limitaran las fluctuaciones a un importe razonable comparado con los precios específicos de mercado, a saber, el estándar más objetivo posible. Además, los precios reales eran en ocasiones incluso más bajos, debido esencialmente a que el regulador polaco ejercía un control indirecto sobre ellos. Por ello, el riesgo máximo del Estado venía determinado claramente también por los CAE antes de la adhesión.

(65)

Los interesados arguyen que, aun en el supuesto de que se admita que los CAE constituyen ayuda estatal de conformidad con el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE, esta debería ser considerada como ayuda existente con arreglo a lo dispuesto en el artículo 1, letra b), del Reglamento (CE) no 659/1999.

(66)

Los interesados estiman que una decisión por la que se determina si las ayudas concedidas antes de la adhesión y continuadas después de la misma deberían ser consideradas como «ayudas nuevas» o «ayudas existentes» no debería basarse exclusivamente en el anexo IV del Acta de adhesión. En opinión de los interesados, si tales ayudas no cumplen las condiciones para ser consideradas ayudas existentes con arreglo al anexo IV del Acta de adhesión, deberán ser analizadas de conformidad con lo dispuesto en el artículo 1, letra b), incisos ii) a v), del Reglamento (CE) no 659/1999.

(67)

Los interesados alegan que el artículo 1, letra b), inciso v), del Reglamento (CE) no 659/1999 es de aplicación a los CAE y que, por tanto, estos contratos constituyen «ayuda existente».

(68)

Por otra parte, los interesados afirman que tres son las razones por las que el artículo 1, letra b), inciso v), última frase, del Reglamento (CE) no 659/1999 no se aplica a los CAE.

(69)

En primer lugar, en la sentencia Alzetta Mauro (17), el Tribunal de Justicia sostuvo que toda ayuda que se concediera en un determinado mercado que estuviera inicialmente cerrado a la competencia antes de su liberalización se ha de considerar ayuda existente desde el momento de la liberalización. Según los interesados, esta sentencia se basa directamente en una interpretación del artículo 88, apartado 1, del Tratado CE y, por tanto, por el principio de jerarquía normativa, prima sobre el Reglamento (CE) no 659/1999.

(70)

En segundo lugar, en cualquier caso, habida cuenta de que el Reglamento (CE) no 659/1999 aún no había entrado en vigor cuando se liberalizó el mercado de la electricidad al amparo de la Directiva 96/92/CE o cuando se firmaron los CAE, eran de aplicación las disposiciones establecidas en la sentencia Alzetta Mauro y no las del Reglamento (CE) no 659/1999.

(71)

En tercer lugar, la comparación de la definición de las distintas categorías que figuran en el artículo 1, letra b), del Reglamento (CE) no 659/1999 lleva a la conclusión de que el artículo 1, letra b), inciso v), solo se aplica a los regímenes de ayudas estatales, puesto que no se hacía mención explícita de las ayudas individuales.

(72)

En apoyo de esta aseveración, los interesados también señalan el hecho de que los CAE eran contratos de derecho privado y no medidas estatales. En opinión de los interesados, sería muy negativo que un contrato celebrado legalmente antes de la adhesión de Polonia a la UE pasase a ser ilegal después de la adhesión. Los interesados consideran que esta sería una interpretación expansiva y retroactiva de las normas sobre ayudas estatales del Tratado CE, incompatible con los principios internacionalmente reconocidos de seguridad jurídica y de expectativas legítimas.

(73)

Los bancos remitieron las observaciones que figuran a continuación.

(74)

Los bancos alegan que las medidas no pueden imputarse al Estado, sino a PSE. Teniendo en cuenta la situación del sector eléctrico polaco cuando se firmaron los CAE, la única opción de PSE era celebrar contratos de larga duración. Este también habría sido el caso si PSE hubiera sido un operador privado del mercado. Por tanto, interesaba tanto al Estado como a las partes en los contratos que se celebrasen los CAE, en lugar de que fuera el Estado el que impusiera una decisión estratégica a PSE.

(75)

La mayoría de los interesados argumentan que los CAE no confieren ventaja económica alguna.

(76)

Los interesados critican la conclusión preliminar de la Comisión según la cual los precios fijados al amparo de los CAE son superiores a los del mercado mayorista. En su opinión, en la decisión de incoar el procedimiento la Comisión no aclaró a qué mercados y a qué precios se refería la decisión. En particular, la Bolsa de la Energía polaca (Polska Giełda Energii) no se abrió hasta diciembre de 1999, cuando ya se habían celebrado muchos de los CAE. En opinión de los interesados, en aquel momento los interconectores entre Polonia y otros países se encontraban colapsados. La Comisión hizo referencia erróneamente a un precio registrado en Grecia en 2003, es decir, en un contexto geográfico y temporal completamente distinto.

(77)

La energía vendida al amparo de los CAE no puede compararse con la comercializada al margen de los mismos, ni siquiera en Polonia. En el primer caso se respetan las normas ambientales contemporáneas, mientras que en el segundo se genera electricidad en unidades menos respetuosas con el medio ambiente que «se quitan de encima» (19) su capacidad excedentaria a costes marginales, con arreglo a diversos mecanismos, ninguno de los cuales garantiza precios que cubran tantos los costes fijos como los variables. Los productores de energía eléctrica que operaban al margen de los CAE también estaban subvencionados y no estaban obligados a modernizar sus equipos, como lo estaban los productores con CAE. En cualquier caso, no fueron capaces de producir la suficiente energía eléctrica para cubrir la demanda total de Polonia, especialmente en 1997 y 1998.

(78)

Según los interesados, se debíerían analizar los CAE a la luz de las circunstancias reinantes en el momento en que se celebraron, a saber, un sistema de electricidad regulado y centralizado con un único cliente, en lugar de una sistema liberalizado con un mercado mayorista.

(79)

Los CAE eran la única forma de garantizar las inversiones que reunía los requisitos del sector eléctrico en Polonia (en particular, la modernización de todo el sistema, la protección ambiental y la seguridad de suministro). Los bancos exigieron a los CAE que sirvieran de garantías para sus créditos. Aplicar el principio del inversor privado implicaba tener en cuenta estos requisitos y la única forma de lograrlo era a través de los CAE. Los interesados señalan que los CAE exigen obligaciones de inversión y disponibilidad a los productores de energía eléctrica.

(80)

Los interesados alegan también que no se debería analizar el comportamiento de PSE al firmar los CAE en términos de si logró beneficios a corto plazo, sino si garantizó la rentabilidad de las inversiones a largo plazo y, desde la perspectiva de un operador de red, si garantizó una seguridad de suministro estable y si cumplió con sus obligaciones generales de servicio público. Los interesados afirman que los CAE se celebraron siguiendo un procedimiento de licitación transparente y abierto, llevado a cabo de forma no discriminatoria y que logró el precio más bajo posible. En su opinión, de la jurisprudencia del Tribunal de Justicia (20) se deduce que ello en sí mismo basta para que se descarte la concesión de una ventaja económica. Antes de poner en marcha el procedimiento de licitación relativo a los CAE, se llevó a cabo un análisis de los costes más bajos para determinar una lista de prioridades de inversión en el sector.

(81)

Los interesados arguyen también que, puesto que PSE operaba en un sistema de energía eléctrica regulado, su comportamiento no puede ser comparado con el de empresas que operan en condiciones normales de mercado. En consecuencia, el comportamiento de PSE debería ser evaluado en función de elementos objetivos y verificables que, según los interesados, son los costes en los que incurren los productores de energía eléctrica (21). El comportamiento de PSE es compatible con el principio del inversor privado, ya que los CAE cubren exclusivamente los costes fijos más los costes variables y un margen de beneficio razonable.

(82)

Se considera práctica universalmente aceptada el hecho de que los operadores del sector celebren contratos a largo plazo como los CAE. Se trata, según se alega, de una forma habitual de compartir riesgos entre el productor de energía eléctrica y el comprador. La larga duración de un contrato no debería ser interpretada como una ventaja en sí misma. Los interesados citan algunos ejemplos: un contrato entre Electricité de France y Péchiney en Francia, dos contratos entre Redes Energéticas Nacionais y Turbogás y Electricidade de Portugal y Pego en Portugal, y contratos celebrados por Northern Ireland Electricity en el Reino Unido. Los interesados se refieren también a un contrato «IASB», si bien las referencias facilitadas eran incorrectas y la Comisión no pudo encontrar el documento (22). Los interesados alegan que la Comisión no manifestó reservas sobre la vigencia de estos contratos, aunque se prolongaba hasta los 15 años como mínimo. Los interesados estiman que los contratos a largo plazo también constituyen una práctica universalmente aceptada en los Estados Unidos de América, pero no dan ejemplos concretos.

(83)

Los interesados alegan también que los CAE no garantizan la rentabilidad de la inversión. PSE y las autoridades reguladoras han mantenido los medios jurídicos para limitar la rentabilidad de la inversión. En particular, las autoridades reguladoras pueden modificar los precios y rechazar cargas excesivas o injustificadas. PSE no siempre utilizó la capacidad total de las centrales de generación e incorporó los beneficios resultantes de las mejoras en eficiencia a la hora de calcular los precios de la electricidad en los contratos. Los productores de energía eléctrica también soportan una serie de riesgos derivados, entre otras cosas, de la financiación, la construcción, la explotación y el mantenimiento.

(84)

Habida cuenta de que los CAE no ofrecían ventaja económica alguna, se alega que no constituyen ayuda estatal con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(85)

Los interesados que son de titularidad privada sostienen también que, aunque los CAE aportaran alguna ventaja económica, el valor de dicha ventaja se habría reflejado en el precio de venta pactado en el momento de la privatización de la central de generación. Los CAE eran necesarios para llevar a cabo la privatización, por tratarse de una de las condiciones previas esenciales de los acuerdos de privatización de estas centrales. Los interesados sostienen que, a la luz de las sentencias del Tribunal de Justicia en los asuntos Banks y Falck (23), las circunstancias descritas anteriormente descartan cualquier elemento de ventaja económica de los CAE.

(86)

Los interesados alegan que los productores de energía eléctrica que son parte en los CAE prestan servicios de interés económico general (en lo sucesivo, «SIEG»).

(87)

La posible ayuda estatal al amparo de los CAE reúne los cuatro criterios acumulativos establecidos por el Tribunal en su sentencia en el asunto Altmark (25).

(88)

En primer lugar, se confiará a los productores de energía eléctrica que son parte en los CAE la prestación de SIEG. Ello es consecuencia de lo dispuesto en el artículo 1, apartado 2, de la Ley polaca de la Energía de 1997, en la que se establece que el Estado ha de garantizar un suministro permanente e ininterrumpido de energía a los usuarios finales de manera técnica y económicamente justificable, teniendo debidamente en cuenta las normas de protección del medio ambiente. Los interesados asocian también las obligaciones de diversificación del suministro de combustible y de reducción de las emisiones de óxido de nitrógeno cercanas a zonas urbanas a los SIEG que están obligados a prestar. Los Estados miembros gozan de un amplio margen de discreción para determinar qué servicios constituyen SIEG. Más concretamente, la Directiva 96/92/CE permite que la seguridad de suministro sea considerada un SIEG, lo que confirma la práctica decisoria habitual de la Comisión. La protección del medio ambiente, incluida la mejora de la eficiencia energética y la lucha contra el cambio climático, también fue reconocida como un SIEG en la Directiva 2003/54/CE del Parlamento y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 96/92/CE (26). Por tanto, se considera que los CAE constituyen un instrumento jurídico utilizado por el Estado con el fin de confiar a los productores de energía eléctrica los SIEG anteriormente mencionados, como lo confirman los criterios de evaluación de las ofertas.

(89)

En segundo lugar, los CAE, incluidos sus anexos, establecen desde el principio normas precisas que regulan las compensaciones por los costes de los SIEG. Se trata de un elemento de negociación de los CAE. Aunque algunos de ellos se modificaron varias veces, incluso después de la adhesión de Polonia a la Unión Europea, ello no tuvo una incidencia significativa en las normas o en los importes de las compensaciones.

(90)

En tercer lugar, las compensaciones abonadas sobre la base de los CAE no exceden de los costes derivados de la prestación de estos servicios. Los CAE cubren exclusivamente los costes relacionados con la generación de la electricidad adquirida (por ejemplo, los costes de construcción, los costes de capital, los costes de explotación y mantenimiento fijos y variables, los costes generales) y un margen de beneficio razonable.

(91)

En cuarto lugar, la prestación de los SIEG se confió a empresas seleccionadas mediante un procedimiento de licitación abierto, competitivo y no discriminatorio destinado a celebrar los CAE.

(92)

Habida cuenta de todo lo anterior, los interesados concluyen que los CAE cumplen los cuatro criterios acumulativos mencionados en la sentencia Altmark y que se ha de considerar que no son constitutivos de ayuda con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(93)

Por otra parte, los interesados alegan que, aunque se considerase que los CAE no reúnen los cuatro criterios acumulativos de la sentencia Altmark, podrían ser declarados compatibles con el mercado común con arreglo al artículo 86, apartado 2, del Tratado CE.

(94)

Como ya se ha indicado en el considerando 88, los CAE confían a los productores de energía eléctrica la prestación de SIEG cuya naturaleza queda establecida en la normativa polaca. Además, se considera que los CAE son un medio necesario para garantizar la prestación de SIEG, dado que, sin ellos, no habría sido posible encontrar fuentes adecuadas de financiación para el desarrollo de las centrales de generación eléctrica. La ayuda concedida en el marco de los CAE es proporcional al objetivo de prestación de SIEG, ya que no cubre más que la totalidad de los costes de generación eléctrica, más un margen de beneficio razonable. En resumen, a la vista del escasísimo número de interconexiones existentes entre la red eléctrica polaca y otras redes de la Unión Europea, esta ayuda no puede afectar al desarrollo del comercio entre los Estados miembros en sentido contrario al interés común.

(95)

Los interesados estiman que el sistema de los CAE no consta de ningún elemento de selectividad.

(96)

En su opinión, no se puede suponer de forma automática que una medida que favorece a un solo sector de la economía es selectiva. En este contexto, alegan que la Comisión debería definir siempre el mercado geográfico y el mercado de productos de referencia. A continuación, la Comisión ha de identificar a los competidores de los beneficiarios de las medidas de ayuda en este mercado, con objeto de determinar si la medida es selectiva. En este caso concreto, el procedimiento de licitación para la selección de las partes en los CAE fue abierto, transparente y no discriminatorio, lo que implica que no existió selectividad.

(97)

Los interesados alegan también que las medidas sectoriales específicas pueden ser no selectivas si son meramente el resultado de las fuerzas del mercado. Las medidas analizadas por el Tribunal de Justicia en la sentencia Van der Kooy (28) constituyen un ejemplo típico de medidas no selectivas de este tipo.

(98)

Los interesados señalan también que la decisión de celebrar los CAE no fue tomada por el Estado, sino por PSE. El criterio de selectividad debe ser sustituido por el principio del inversor privado.

(99)

Los interesados alegan que la Comisión debería haber analizado si, en el momento de su celebración, los CAE falsearon la competencia o afectaron al comercio entre Estados miembros.

(100)

Los CAE se firmaron en un momento en que no había competencia en el mercado polaco de la electricidad. Entonces la Directiva 96/92/CE no era aplicable a Polonia. El país se encontraba en una fase muy temprana de sus negociaciones de adhesión a la UE, ya que ni siquiera se había fijado la fecha definitiva para la integración. En ese momento los precios estaban totalmente regulados, incluidos los precios de los productores que no eran partes en los CAE. Por tanto, no se podía considerar que los CAE falsearan la competencia.

(101)

Los interesados señalan también que Polonia no era Estado miembro de la Unión Europea en el momento en que se firmaron los CAE. Además, la capacidad de conexión entre Polonia y sus vecinos era escasa y la energía eléctrica generada en el marco de los CAE era más cara que la producida al margen de tales contratos. Por tanto, no puede sostenerse que los CAE afectaran al comercio entre los Estados miembros en el momento en que se celebraron.

(102)

Los interesados alegan que, si los CAE constituyeran ayuda estatal, podrían ser declarados compatibles con el mercado común con arreglo al artículo 87, apartado 3, letra a), del Tratado CE.

(103)

Por otra parte, alegan que no se puede considerar que los CAE sean ayuda de funcionamiento. Las ayudas de funcionamiento (a diferencia de las ayudas a la inversión) son ayudas que «tienen por objeto liberar a las empresas beneficiarias total o parcialmente de los costes que normalmente hubieran debido soportar en el marco de su gestión corriente o de sus actividades normales». No se puede considerar que los pagos realizados en el marco de los CAE constituyan una ayuda de este tipo. Constituyen el precio que se ha de abonar por los bienes o servicios prestados en aplicación de un contrato comercial. Además, la finalidad de los CAE es ejecutar un proyecto de inversión, lo que demuestra que se trata de medidas de inversión (y no de ayudas de funcionamiento).

(104)

Los interesados opinan también que la Comisión debería reconocer la existencia de circunstancias excepcionales que podrían conducir a que se autorizase la ayuda de funcionamiento en este caso. Se debería analizar debidamente la situación del sector eléctrico polaco en la década de los noventa del pasado siglo. Es evidente que Polonia podría ser considerada una de las regiones a que se hace referencia en el artículo 87, apartado 3, letra a), del Tratado CE. Algunos de los productores de energía eléctrica en cuestión se encontraban en zonas en las que su cierre habría producido un impacto social muy significativo. Los CAE fomentaban también el desarrollo del sector eléctrico en Polonia y de la economía en su conjunto, dada la importancia de este sector.

(105)

Los interesados alegan que, si los CAE constituyeran ayuda estatal, podrían ser declarados compatibles con el mercado común con arreglo al artículo 87, apartado 3, letra b), del Tratado CE.

(106)

En su opinión, cuando los CAE se firmaron la situación del sector electroenergético polaco estaba ocasionando graves problemas a la economía polaca, problemas que los CAE podían contribuir a resolver.

(107)

Los interesados alegan que, si los CAE constituyeran ayuda estatal, podrían ser declarados compatibles con el mercado común con arreglo al artículo 87, apartado 3, letra c), del Tratado CE.

(108)

A este respecto, los interesados estiman que no se debería analizar los CAE a la luz de la metodología de los costes de transición a la competencia, puesto que no se concibieron para compensar este tipo de costes. Más bien, los CAE deberían ser analizados directamente a la luz del artículo 87, apartado 3, letra c).

(109)

Los interesados alegan que los CAE se concibieron para hacer posible el desarrollo del sector energético polaco mediante la atracción de inversión extranjera en centrales de generación modernas y respetuosas con el medio ambiente. En realidad, los CAE pretendían «facilitar el desarrollo de determinadas actividades económicas».

(110)

Los interesados sostienen también que los CAE tuvieron una incidencia escasa en los intercambios de energía eléctrica entre Estados miembros. Por razones técnicas, las interconexiones entre Polonia y otros países eran escasas. Las importaciones debían sortear barreras técnicas y el margen para exportar ya se había utilizado en su totalidad, por lo que no puede sostenerse que los CAE introdujeran restricciones en este ámbito. Según los interesados, en su informe inicial sobre el mercado de la energía (33), la Comisión no consideró que los CAE fuesen un obstáculo a la integración de los mercados europeos de la energía. Los interesados concluyen que los CAE no produjeron «efecto negativo alguno sobre las condiciones comerciales en sentido contrario al interés común».

(111)

Los interesados alegan también que se debería haber analizado los CAE a la luz de las Directrices comunitarias sobre ayudas estatales en favor del medio ambiente (34), habida cuenta de que se concibieron específicamente para que los productores polacos de energía eléctrica se ajustaran a las exigencias de la Directiva 2001/80/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23 de octubre de 2001, sobre limitación de emisiones a la atmósfera de determinados agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión (35).

(112)

Los interesados arguyen que los CAE deberían ser analizados en el marco del procedimiento de ayuda estatal PL 1/03 (37), que fue incoado por la Comisión en aplicación del procedimiento de medidas transitorias establecido en el Tratado de adhesión.

(113)

El asunto PL 1/03 se refería a la notificación por parte de Polonia de la versión inicial del proyecto de ley relativa a la resolución de los CAE. Los interesados estiman que, cuando analizó la notificación, la Comisión llegó probablemente a la misma conclusión a propósito de la relación entre los CAE y el proyecto de ley inicial, que a propósito de la relación entre los CAE y el proyecto de ley, a saber, que los CAE y el proyecto de ley se encuentran «estrechamente vinculados».

(114)

En su opinión, la conclusión lógica es que la Comisión debería haber analizado los CAE empleando el mismo procedimiento del que se sirvió para analizar el proyecto de ley inicial, es decir, el procedimiento PL 1/03, como ha hecho en el presente caso.

(115)

Los interesados señalan que la decisión de incoar el procedimiento deroga también la decisión de la Comisión en relación con el asunto PL 1/03. La Comisión justificó esta decisión de derogación alegando que Polonia no había llevado a la práctica el proyecto de ley inicial anterior a la adhesión y que, por tanto, no eran de aplicación los procedimientos establecidos en el Tratado de adhesión. Los interesados alegan que ello equivaldría a ignorar la relación intrínseca entre el proyecto de ley inicial y los CAE. A diferencia del proyecto de ley inicial, los CAE habrían quedado dentro del ámbito de aplicación de los procedimientos establecidos en el Tratado de adhesión. La Comisión debería haber seguido analizando los CAE mediante el procedimiento PL 1/03, es decir, conforme a los procedimientos del Tratado de adhesión y no debería haber incoado un nuevo procedimiento con arreglo al Tratado CE.

(116)

Los interesados argumentan que la resolución de los CAE conduce a la privación de sus derechos (39) (sin compensación adecuada) (40).

(117)

Solo ELCHO, los bancos y PAK presentaron observaciones en relación con el proyecto de ley.

(118)

Los interesados reiteran su opinión de que los CAE no constituyen una ventaja económica, como se ha aclarado anteriormente. En este contexto, alegan que, como consecuencia de ello, el pago de una compensación justa por su resolución tampoco puede constituir una ventaja. Los interesados remiten a la sentencia del Tribunal de Justicia en el asunto Asteris (41). Las compensaciones abonadas en aplicación del proyecto de ley son, en su opinión, en concepto de la reparación de daños y, además, están garantizadas en virtud del Derecho Internacional Privado y del artículo 10 del Tratado de la Carta de la Energía.

(119)

Los interesados argumentan también que el proyecto de ley no contempla el uso de recursos públicos, dado que la tasa parafiscal que servirá para financiar los pagos previstos por la ley no transitará por PSE, sino por una o más empresas u operadores privados.

(120)

Los interesados sostienen asimismo que se puede considerar que el proyecto de ley es compatible con el Tratado CE a la luz del artículo 87, apartado 3, letras a) a c), y del artículo 86, apartado 2. En este contexto, los interesados aducen los mismos argumentos empleados a la hora de determinar la compatibilidad de los CAE con estas disposiciones del Tratado.

(121)

En cuanto a la compatibilidad del proyecto de ley con la metodología de los costes de transición a la competencia, los bancos sostienen que este método fue concebido y adoptado en un contexto totalmente distinto. El objetivo de esta metodología era resolver el problema de cómo recuperar los costes de transición a la competencia tras la liberalización. En cambio, el proyecto de ley tenía en cuenta las circunstancias que se daban en Polonia cuando se firmaron los CAE. Los bancos critican el hecho de que, en su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión calificara de «ineficientes» determinadas centrales y tratara de analizar si el proyecto de ley tendría como resultado que se mantuviera el nivel de ingresos garantizado antes de la liberalización. En opinión de los bancos, si se aplica esta lógica implicaría que todas las centrales construidas antes de la adhesión a la UE de cualquier nuevo Estado miembro serían consideradas «ineficientes», con lo que automáticamente se consideraría que todo contrato celebrado con estas centrales es constitutivo de ayuda estatal. Ello conduciría, a su vez, a concluir que todos los contratos tendrían que rescindirse en la fecha de la adhesión y renegociarse posteriormente. Estas resoluciones no tendrían sentido desde un punto de vista jurídico y económico. Los bancos añaden que la Comisión no ha facilitado pruebas convincentes o concretas de que las centrales fueran ineficientes.

(122)

En resumen y en opinión de los bancos, la Comisión se equivocó al distinguir entre las centrales cuya construcción había finalizado o casi finalizado en el momento de la adhesión y las demás. De esta forma, la Comisión pasó por alto el hecho de que las compensaciones se han de calcular de acuerdo con las normas consagradas en el Derecho nacional e internacional. Los bancos estiman que el precio que un nuevo operador está dispuesto a pagar por introducirse en el mercado es irrelevante para estos cálculos.

(123)

Las autoridades polacas estiman que el Estado está obligado a garantizar la seguridad energética, lo que incluye garantizar el suministro energético teniendo debidamente en cuenta las exigencias de protección del medio ambiente.

(124)

Polonia alega que los CAE constituían el único método que permitía cumplir esta obligación en Polonia en el momento en que se firmaron. Para modernizar el mercado eléctrico polaco, era preciso realizar grandes inversiones y las compañías que operaban en el sector de la energía contaban con escasos recursos. Los bancos supeditaban la concesión de créditos a que se garantizase un determinado nivel de ingresos durante un período determinado. Los CAE se consideraban garantías para estos créditos.

(125)

PSE era la única entidad capaz de aplicar los CAE. A la hora de analizar el comportamiento de la empresa, se debería tener presente que la principal motivación del Estado no es generar beneficios sino cumplir con sus obligaciones de interés público.

(126)

Polonia alega que, dado que los CAE se celebraron mediante un procedimiento de licitación abierto, transparente y no discriminatorio, se debería considerar que la participación del Estado en ellos representa como una suerte de precio de mercado por cumplir con la obligación de interés público, lo que conduce a concluir que no existe elemento alguno de ayuda estatal. Ello es compatible con la idea de colaboración público-privada que trata de fomentar la Comisión.

(127)

En opinión de las autoridades polacas, los CAE se celebraron en condiciones de mercado y su forma reflejaba en particular las condiciones crediticias ofrecidas por las bancos a los productores de energía.

(128)

Además, las autoridades polacas alegan que, puesto que los conceptos de SIEG y de colaboración público-privada siempre se refieren a un sector específico, los CAE no pueden considerarse como instrumentos de una especificidad sectorial anormal.

(129)

Las autoridades polacas alegan también que, en aquellos casos en los que se han privatizado centrales eléctricas, los precios de venta tenían en cuenta el valor de los CAE. Ello excluye, por tanto, cualquier elemento de ventaja económica, que constituye uno de los elementos acumulativos para definir las ayudas estatales.

(130)

Las autoridades polacas estiman también que los CAE no constituyen ayuda que siga siendo aplicable tras la adhesión. Polonia considera que los CAE constituyen una ayuda individual y afirma que su ejecución, incluso después de la adhesión, no es más que el abono de una ayuda otorgada antes de la adhesión. Los CAE también indican claramente el nivel máximo de intervención del Estado.

(131)

En su argumentación, las autoridades polacas estiman que la metodología de los costes de transición a la competencia no puede aplicarse a los propios CAE. Solo será aplicable una vez que los CAE se hayan rescindido.

(132)

En conclusión, las autoridades polacas no están de acuerdo con la afirmación de que los CAE garantizan un precio determinado de la electricidad durante un período concreto. Las autoridades polacas alegan que, al contrario, los CAE garantizan la cobertura de los costes de generación de energía eléctrica y permiten la obtención de un pequeño margen de beneficios en la medida necesaria para reembolsar las deudas contraídas. Según las autoridades polacas, de conformidad con los principios de la economía de mercado, el precio de un producto o servicio debería reflejar siempre los costes del capital obtenido para financiar la inversión.

(133)

En respuesta a las dudas de la Comisión en relación con el proyecto de ley, expresadas en la decisión de incoar el procedimiento, Polonia propuso una versión modificada del mismo. El proyecto de ley entró en vigor el 4 de agosto de 2007 y en lo sucesivo recibirá el nombre de «la Ley».

(134)

En cuanto a los aspectos relacionados con la ayuda estatal, a continuación se ofrece una descripción de los elementos en que la nueva versión de la Ley se diferencia de la versión original descrita en la sección 2.2.

(135)

Se ha modificado la lista de beneficiarios de la ayuda y el importe máximo de compensación. A continuación figura la nueva lista de importes de compensación de los costes de transición a la competencia para los beneficiarios potenciales:

Cuadro 3

Importe de las compensaciones en la Ley modificada

(136)

Si se compara con la lista que figura en el cuadro 2, la lista modificada de beneficiarios:

(137)

Elektrociepłownia Kraków SA sigue reuniendo las condiciones para ser beneficiaria con arreglo a la Ley, aunque con un nivel máximo de compensación equivalente a cero.

(138)

Las normas principales por las que se rige el cálculo del importe máximo de compensación por los costes de transición a la competencia que figura en el anterior cuadro 3 se establecen en el artículo 27 de la Ley.

(139)

Los importes máximos de compensación se calcularon como la diferencia entre:

Este importe máximo se calculó para el período comprendido entre 2007 y la expiración de los CAE para cada central eléctrica.

(140)

Cuando se calcularon los importes de compensación, solo se tuvieron en consideración aquellas inversiones que se habían realizado o estaban a punto de realizarse en la fecha de la adhesión de Polonia a la Unión Europea. Por «inversiones a punto de realizarse» se entiende aquellas inversiones que resultaba más económico culminar y ejecutar que detener la construcción. Esta evaluación se llevó a cabo en la fecha de la adhesión de Polonia a la Unión Europea.

(141)

El valor de los flujos de tesorería futuros se calculó sobre la base del mismo tipo de previsiones de mercado descrito en la decisión de incoar el procedimiento. Las autoridades polacas explicaron sus previsiones.

(142)

La Ley no contempla un cuantioso pago inicial sino que, en su lugar, establece plazos anuales con un sistema de anticipos que tienen en consideración en particular el endeudamiento del productor de energía. La vigencia del mecanismo concebido para adaptar los importes de compensación a los cambios reales detectados en los precios de la electricidad se prorrogó hasta la resolución prevista inicialmente de cada CAE. Ello corresponde al período referido en el considerando 139, definido a efectos del cálculo del importe máximo de compensación concedido a cada empresa.

(143)

La Ley establece que los beneficiarios de las compensaciones no podrán recibir ayuda de salvamento o reestructuración durante un período de diez años después del último pago de compensación por los costes de transición a la competencia contemplado en la Ley.

(144)

La Ley contempla también otra categoría de CTC para los productores de energía eléctrica enumerados en el cuadro 3 que hayan celebrado contratos de compra de gas a largo plazo con una cláusula de compra obligatoria (take or pay) relativa a la explotación de las instalaciones para la ejecución de un CAE. Los contratos de compra obligatoria a largo plazo se caracterizan por que el comprador se compromete a adquirir, cada año durante la vigencia del contrato, una determinada cantidad de gas a un precio establecido aplicando una fórmula y, si no lo hace, debe abonar una sanción.

(145)

Las compensaciones máximas para estas categorías de CTC son equivalentes al volumen máximo de electricidad que un productor determinado puede producir a partir del gas adquirido con arreglo a un contrato de compra obligatoria, multiplicado por una estimación de la diferencia entre el precio por unidad de energía producida con este gas y el precio medio por unidad de energía producida con el carbón necesario para obtener la misma cantidad de electricidad y por un coeficiente que refleje la proporción entre el coste medio por unidad de energía obtenida con gas procedente de yacimientos polacos y el coste medio por unidad de energía obtenida con el gas utilizado por los productores que no empleen gas procedente de yacimientos polacos (si el productor en cuestión no utiliza gas polaco).

(146)

En el cuadro que figura a continuación se indican los importes máximos en concepto de compensación previstos por la Ley, relacionados con contratos de compra obligatoria:

Cuadro 4

Importes máximos de compensación en concepto de CTC relacionados con contratos de compra obligatoria

(147)

Se ha creado un mecanismo para actualizar la compensación real concedida cada año a cada uno de estos productores en concepto de CTC relacionados con contratos de compra obligatoria.

(148)

La compensación real en un año determinado consta de dos componentes:

(149)

Para cada productor, la cuantía de la compensación real anual calculada siguiendo la metodología establecida en el considerando 148 no puede exceder del importe máximo de compensación indicado en el cuadro 4. Si se superara este importe máximo, cesarían todos los pagos en concepto de compensación de los CTC relacionados con contratos de compra obligatoria. En cualquier caso, los pagos cesarían a más tardar cuando estuviera previsto que expirasen originalmente los CAE resueltos.

(150)

Las disposiciones anteriores solo se aplican a las cantidades de gas adquiridas al amparo de contratos de compra obligatoria que ya se hubieran celebrado en el momento de la adhesión de Polonia a la UE. Las cantidades adicionales de gas contratadas al amparo de tales contratos por el mismo productor tras la adhesión no reúnen los requisitos para recibir compensación. Por otra parte, si tras la adhesión se reduce la cantidad de gas adquirida al amparo de contratos de compra obligatoria, se tiene en cuenta para el abono de la compensación.

(151)

Las autoridades polacas estiman que la Comisión no debe considerar los CAE como ayuda estatal. No obstante, si estos contratos se considerasen ayuda estatal, deberían serlo en calidad de ayuda no aplicable tras la adhesión.

(152)

Polonia llama la atención de la Comisión sobre el hecho de que la supresión de la obligación de remitir las tarifas al Presidente de la Autoridad de Reglamentación en el Sector de la Energía para su aprobación pretendía animar a los productores de energía eléctrica a comportarse como operadores de mercado y a limitar sus costes de generación energética.

(153)

Polonia subraya que la celebración de los CAE vino precedida por un procedimiento de licitación abierto, no discriminatorio y dirigido a todos los productores (tanto públicos como privados). Asimismo, se llama la atención de la Comisión sobre el hecho de que algunos CAE estaban relacionados con una privatización y de que se había tenido en cuenta su existencia para determinar el precio de la empresa privatizada.

(154)

En caso de que la Comisión considere que los CAE son constitutivos de ayuda estatal, Polonia estima que la ayuda no debería ser considerada como ayuda de funcionamiento, dado que, en la práctica, estaba relacionada con el cumplimiento de obligaciones de servicio público confiadas a los productores de energía eléctrica. Los CAE se concibieron para garantizar la seguridad de suministro.

(155)

Polonia volvió a reiterar su opinión de que no se debían evaluar los CAE a la luz de la metodología para el cálculo de los CTC, ya que esta metodología solo debía emplearse para los costes que se generan cuando un Estado miembro no cumple con sus obligaciones y garantías para con los productores.

(156)

Como se menciona en el considerando 133, las autoridades polacas han remitido la Ley a la Comisión en el marco del presente procedimiento para que la evalúe al amparo de las normas aplicables en materia de ayudas estatales. La Ley contempla la concesión de compensaciones en relación con la resolución anticipada de los CAE, por lo que no puede disociarse de los propios contratos. En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión expresó sus dudas a propósito de la existencia de posibles elementos de ayuda y de la compatibilidad de los CAE con la normativa en materia de ayudas estatales. Los CAE siguen en vigor en la fecha de publicación de la presente Decisión. Por consiguiente, la Comisión tiene la obligación de evaluar los CAE que figuran en el anexo 1 de la Ley.

(157)

A continuación la Comisión analiza cada uno de los cuatro criterios acumulativos de que consta la definición de ayuda estatal con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE: la implicación de recursos públicos, la existencia de una ventaja económica, su naturaleza selectiva y la incidencia en el comercio.

(158)

Es importante que en este análisis se indique el momento en que se analizan estos criterios y cuáles serán tenidos en consideración a la hora de evaluar si los CAE constituyen ayuda estatal.

(159)

En sus observaciones, los interesados alegaron (en relación con varios criterios de evaluación) que la Comisión solo debía considerar la situación imperante en el momento en que se celebraron los CAE. A continuación se ampliarían las conclusiones de este análisis a toda la vigencia de cada uno de los CAE, al menos hasta que fueron modificados sustancialmente.

(160)

Es cierto que, a efectos de determinar la existencia de ayuda en un caso determinado, la Comisión ha de evaluar las condiciones imperantes en el momento de la entrada en vigor de la medida en cuestión.

(161)

Eso no quiere decir, sin embargo, que se deba limitar la evaluación de los cuatro criterios establecidos en la definición de ayuda estatal al preciso momento en que se concediera la ayuda. Si, desde un principio, la ayuda se concedió para un período largo en forma de pagos sucesivos, en lugar de en un pago único, la Comisión ha de determinar si los criterios se cumplieron a lo largo de toda la duración prevista de la medida.

(162)

En el presente caso, la Comisión ha llegado a la conclusión de que las conclusiones de la evaluación eran idénticas independientemente de que se considerase o no que los CAE eran constitutivos de ayuda estatal cuando se celebraron. Si la Comisión concluyera que se reunían los cuatro criterios para la existencia de ayuda cuando se celebraron los CAE, la medida debería ser evaluada con arreglo al Tratado de adhesión. Como resultado de esta evaluación (punto 7.1.2), la medida constituiría ayuda nueva a partir del 1 de mayo de 2004 y se debería evaluar su compatibilidad con el mercado común a partir de tal fecha. De concluirse, sin embargo, que los CAE no constituían ayuda estatal cuando se firmaron, la Comisión estima que devinieron en ayuda estatal en el momento de la adhesión, a más tardar en la fecha de la adhesión de Polonia a la UE (punto 7.1.2.). Sobre la base del Tratado de adhesión y de conformidad con el artículo 1, letra b), inciso v), del Reglamento (CE) no 659/1999, la Comisión concluiría que la medida constituye ayuda nueva a partir del 1 de mayo de 2004 y que a partir de esa fecha se ha de evaluar su compatibilidad con la normativa aplicable en materia de ayudas estatales (punto 7.1.2).

(163)

Por consiguiente, la Comisión está evaluando si, en el día en que Polonia se adhirió a la Unión Europea y a partir de esa fecha, la medida reúne todas las condiciones para que sea considerada ayuda estatal.

(164)

En este contexto, la Comisión desea responder a las observaciones presentadas por los interesados según las cuales los contratos de derecho privado no pueden ser declarados nulos de forma automática como consecuencia de la adhesión y la liberalización, puesto que, en opinión de los interesados, iría en contra de los principios de seguridad jurídica y expectativas legítimas.

(165)

La Comisión rechaza este argumento. El Acuerdo Europeo por el que se establece una asociación entre las Comunidades Europeas y sus Estados miembros, por una parte, y la República de Polonia, por otra, se firmó el 16 de diciembre de 1991. Cuando las partes celebraron estos contratos, era evidente que Polonia se integraría en la UE y, en la mayoría de ellos, también estaba claro que la adhesión se produciría antes de la fecha de expiración de los CAE.

(166)

La República de Polonia firmó el Tratado de adhesión el 16 de abril de 2003 y este entró en vigor el 1 de mayo de 2004. A partir del día de la adhesión, las disposiciones de los Tratados y del Derecho derivado entraron en vigor en Polonia, de conformidad con el artículo 2 del Acta de adhesión (42). En consecuencia, el denominado acervo comunitario es de aplicación a todas las relaciones contractuales en los nuevos Estados miembros y toda excepción a esta regla solo puede emanar del propio Tratado de adhesión. El Acta de adhesión aneja al Tratado y sus anexos no contemplan excepción alguna en el marco de las normas en materia de ayudas estatales que dejen a los CAE o al sector energético al margen de la aplicación directa de la legislación en materia de ayudas estatales de la UE.

(167)

La Comisión está obligada a aplicar a Polonia la normativa comunitaria de competencia del mismo modo que a cualquier otro Estado miembro, tanto en el sector de la energía como en todos los demás sectores de la economía polaca. La Comisión señala que la forma de ayuda (en este caso, un contrato de derecho privado) no es relevante desde la perspectiva de las ayudas estatales, ya que solo el efecto de la medida es pertinente para el análisis de la Comisión. Por tanto, la Comisión no encontró argumentos válidos en las observaciones de los interesados que expliquen por qué el presente procedimiento sería incompatible con los principios de seguridad jurídica y expectativas legítimas.

(168)

La garantía de rentabilidad, que es la base de los CAE, se traduce en la práctica en el compromiso suscrito por PSE de adquirir electricidad a un precio que cubra los costes de funcionamiento e inversión, más un cierto margen de beneficio. PSE, empresa propiedad del Tesoro en su integridad, asume la totalidad del precio de compra.

(169)

Los interesados han alegado que la decisión de rescindir los CAE fue adoptada por PSE.

(170)

En cuanto a la utilización de recursos públicos, la Comisión también ha considerado la aplicación de la sentencia PreussenElektra (43), en la que el Tribunal de Justicia analizó un mecanismo por el que empresas de titularidad privada se vieron obligadas por el Estado a adquirir electricidad a determinados productores a precios por él fijados y superiores a los de mercado. En este asunto, el Tribunal de Justicia sostuvo que no había transferencia de fondos públicos ni, por tanto, ayuda estatal.

(171)

La situación polaca difiere claramente del sistema analizado por el Tribunal de Justicia en la sentencia anterior. La diferencia radica esencialmente en la estructura de propiedad de las empresas a las que se aplica la obligación de adquirir la electricidad.

(172)

En el asunto PreussenElektra, la empresa a la que el Estado impuso la obligación de adquirir la electricidad era privada, mientras que PSE es propiedad al 100 % del Estado. PSE se encuentra bajo control estatal de acuerdo con la definición establecida en la Directiva 2006/111/CE de la Comisión, de 16 de noviembre de 2006, relativa a la transparencia de las relaciones financieras entre los Estados miembros y las empresas públicas, así como a la transparencia financiera de determinadas empresas (44). Por tanto, los recursos empleados pertenecen a una empresa de titularidad pública al 100 %.

(173)

En el asunto PreussenElektra, cuando se sigue el rastro de los fondos desde el beneficiario hasta la fuente, se observa que en ningún momento se encontraron bajo control directo o indirecto del Estado.

(174)

A diferencia de lo que sucede en la situación descrita en la sentencia PreussenElektra, en el caso que nos ocupa los fondos están bajo control público porque se transfieren a una empresa pública (PSE), por lo que procede considerarlos recursos públicos.

(175)

Sobre la base de la evaluación de la medida y a la luz de la sentencia anterior, la Comisión concluye que los CAE constan de recursos públicos.

(176)

Por lo que se refiere a la posibilidad de imputar los recursos públicos, en la sentencia Stardust (45) el Tribunal de Justicia sostuvo que los recursos asignados a empresas controladas por el Estado son recursos públicos. No obstante, el Tribunal añadió que es también necesario examinar si el uso de tales recursos es imputable al Estado de forma concreta.

(177)

De conformidad con la sentencia del Tribunal de Justicia en el asunto Stardust, cuando una empresa pública utiliza sus fondos de forma que deje suponer que se trata de una intervención estatal, se debe considerar que dichos fondos son recursos estatales con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(178)

De las observaciones remitidas por las autoridades polacas y los interesados se deduce claramente que la decisión de poner en marcha un programa para atraer inversores al sector de la generación eléctrica se concibió con el fin de fomentar la modernización del sector, renovar las instalaciones de generación para adaptarlas a los estándares de la UE y velar por que los suministros energéticos cubriesen plenamente la demanda. Los objetivos que se acaban de mencionar demuestran que PSE no celebró los CAE con fines comerciales sino, como las propias autoridades polacas han reconocido, con objeto de alcanzar una serie de importantes objetivos estratégicos.

(179)

El control del Estado sobre la adjudicación de los CAE se plasma en el hecho de que fue el Ministerio de Industria y Comercio polaco quien envió a los participantes las convocatorias para la presentación de ofertas. Además, en aplicación del Código de Comercio polaco, el Ministro de Hacienda que representa al Tesoro Público goza de autoridad plena de la Junta General de Accionistas.

(180)

El principio fundamental que subyace a la fijación de precios en los CAE es la conveniencia de que cubran los costes de funcionamiento e inversión y garanticen un cierto margen de beneficio. Este marco tiene por objeto garantizar las inversiones necesarias y refleja también una decisión adoptada por el Estado y ejecutada por PSE.

(181)

A la luz de la evaluación anterior, la Comisión estima que los elementos precedentes constituyen un conjunto de indicadores que, de acuerdo con los criterios establecidos por el Tribunal de Justicia en la sentencia Stardust, llevan a la conclusión de que el uso de fondos de PSE en los CAE es imputable al Estado y que, por tanto, a la vista de los argumentos esgrimidos, se debería considerar que, a efectos de la evaluación, los CAE se financian con recursos públicos.

(182)

A la Comisión le resulta evidente que hubo intervención pública en la celebración de los CAE y en la definición de las normas básicas por las que se rigen estos contratos.

(183)

La forma legal de un CAE es un contrato celebrado entre dos partes: PSE y los productores de energía eléctrica. Como se explica en el considerando 172, PSE es una empresa de titularidad pública al 100 %.

(184)

Para determinar si los CAE aportan una ventaja económica a los productores de electricidad, la Comisión ha de evaluar si, a través de los CAE, los productores gozan de ventajas económicas de las que no gozarían en el mercado.

(185)

Los CAE ofrecen una ventaja a los productores elegibles si las partes en estos contratos se sitúan en una posición económica más ventajosa que la de otras empresas.

(186)

A pesar de que los distintos CAE pueden diferir en cuestiones de detalle, todos ellos se estructuran en torno a un principio central invariable: la obligación impuesta a PSE de adquirir la mayor parte de la electricidad generada por las empresas en cuestión (a veces toda) a un precio revisado periódicamente de acuerdo con el principio según el cual la totalidad de los costes (fijos y variables) de la generación de electricidad, más un margen de beneficios, se repercuten al consumidor.

(187)

El regulador polaco de la electricidad, URE, se reserva indirectamente el derecho a verificar si los costes que ha de asumir PSE son justificados y razonables, si bien, en la práctica, URE solo ejerce esta facultad para comprobar si los costes están realmente relacionados con la generación de electricidad. Por otra parte, las verificaciones de URE solo son indirectas, ya que su finalidad es comprobar la estructura de costes de PSE con vistas a definir sus ingresos procedentes de clientes cautivos. En el caso poco probable de que URE considere injustificados algunos de los costes facturados a PSE en concepto de los CAE, solo puede prohibir a PSE que los repercuta a sus clientes cautivos. Ello puede hacer más difícil que PSE cumpla con las obligaciones que le imponen los CAE, aunque no significaría la anulación jurídica de estos contratos.

(188)

El principio básico antes mencionado es de aplicación durante toda la vigencia de los CAE, que oscila entre los 7 y los 20 años contados desde el inicio de la explotación de las centrales eléctricas de que se trate, es decir, entre 10 y 31 años después de la celebración de los CAE y, en la mayoría de los casos, más de 15 años.

(189)

Esto significa que, durante este período, el riesgo comercial que implica la explotación de las centrales eléctricas lo asume el comprador de la electricidad, es decir, PSE. Aquí se incluye el riesgo asociado a las fluctuaciones de los costes de generación de electricidad y especialmente los costes de combustible, el riesgo asociado a las fluctuaciones del precio de la electricidad facturado al usuario final y a la fluctuación de la demanda de electricidad por parte de los usuarios finales. Todos estos son los riesgos habituales que corre cualquier productor de energía eléctrica que no disponga de un CAE.

(190)

Quiere ello decir que las centrales eléctricas que han celebrado CAE (siempre que se gestionen correctamente desde un punto de vista técnico) tienen beneficios garantizados a lo largo de un período muy amplio, equivalente al ciclo de vida habitual de los activos de que se trate o su amortización. Cuanto más prolongado sea el período, mayor será el valor de la garantía, ya que protege frente a un riesgo cuya existencia es cada vez más impredecible.

(191)

La Comisión considera que esta garantía, que es un elemento esencial de los CAE, confiere a los beneficiarios de estos contratos una situación económica más ventajosa que la de otras empresas del mercado y, por tanto, constituye una ventaja para las centrales eléctricas en cuestión.

(192)

Según las autoridades polacas y los interesados, los bancos exigían que se celebraran los CAE como condición previa para proceder a la concesión de créditos destinados a financiar los activos. Electrabel afirma que «las instituciones financieras no estaban dispuestas a financiar nuevas inversiones en el sector eléctrico polaco sin gozar de una garantía especial de que el prestatario lograría un determinado volumen de negocios durante el período de devolución del crédito» (46). De estos requisitos fijados por los bancos se deduce que las garantías otorgadas como parte de los CAE tenían un valor positivo en el mercado. Por tanto, los CAE eran la condición de la que dependía que las instituciones financieras aceptasen financiar las inversiones.

(193)

De las consideraciones anteriores se deduce que los CAE no constituyen una forma tradicional de garantía sino que simplemente contemplan el pago por parte de PSE, empresa pública y controlada por el Estado, de los costes de inversión y los costes de funcionamiento más importantes (si no todos) de las centrales eléctricas que son partes en tales contratos. En la práctica, esta «garantía» implica que, a lo largo de aproximadamente todo el período de amortización o el período de explotación previsto de una central eléctrica, e independientemente de cualquier cambio en las condiciones que se obtengan en el mercado, PSE adquiere una cantidad fija de electricidad a un precio que debe garantizar la rentabilidad de la central eléctrica.

(194)

Con vistas a determinar si existe una ventaja económica, la Comisión analiza algunos otros aspectos en los considerandos siguientes.

(195)

En primer lugar, la Comisión señala que en Polonia los CAE solo se celebraron con productores seleccionados. Ya en el momento en que se firmaron, había otros productores de energía eléctrica que no se beneficiaron de estos contratos. En años posteriores se construyeron nuevas centrales y en la actualidad se están llevando a cabo nuevas inversiones sin ayuda de los CAE.

(196)

En los primeros años de funcionamiento de los CAE, los productores de energía eléctrica sin este tipo de contratos podían vender su electricidad a precios controlados por el Estado a través del URE. A partir del 28 de junio de 2001 se empezó a desmantelar este mecanismo y los productores comenzaron a vender su electricidad a precios libres fijados en el mercado.

(197)

Como han indicado los interesados, ninguno de estos mecanismos (precio controlado por el Estado o precio libre fijado por el mercado) permitía a los productores sin CAE cubrir todos sus costes. Estos venden su electricidad al precio marginal, es decir, un precio que solo garantiza la cobertura de sus costes variables.

(198)

Los interesados han sugerido que la electricidad generada por los productores que no cuentan con CAE no es tan respetuosa con el medio ambiente como lo es la generada por los beneficiarios de este tipo de contratos y que ello justificaría que los primeros recibieran un precio inferior por su electricidad. La Comisión rechaza este argumento. En primer lugar, no es seguro que todas las centrales sin CAE generen electricidad «sucia». Las centrales más recientes de Polonia (sin CAE) producen electricidad empleando tecnología de vanguardia. Además, desde una perspectiva económica, no hay razón alguna para que la electricidad menos respetuosa con el medio ambiente tenga un valor de mercado inferior a aquella producida de forma más respetuosa con el entorno. Estas dos clases de energía son totalmente intercambiables (incluso resulta imposible distinguir físicamente los dos tipos) y su valor para el cliente es exactamente el mismo (47).

(199)

La Bolsa de la Energía polaca empezó a operar en 1999. Desde 2001 el precio medio de la electricidad en la Bolsa de la Energía polaca se ha mantenido estable y ha fluctuado dentro de una horquilla de 110 a 125 PLN/MWh (48). En 2004, el precio medio del mercado fluctuó en torno a 115 PLN/MWh; en 2005 en torno a 115-120 PLN/MWh; en 2006 se mantuvo más bien estable en torno a 125 PLN/MWh y en 2007 (hasta el 31 de julio de 2007) fluctuó entre 110 y 122 PLN/MWh. A modo de comparación, la información facilitada por las autoridades polacas permitió a la Comisión calcular como sigue la totalidad de los costes soportados en 2005 por las centrales eléctricas con derecho a compensación con arreglo a lo dispuesto en la Ley.

Cuadro 5

Estimación de los costes totales de generación eléctrica en las centrales que celebraron un CAE en 2005

(200)

Las cifras que figuran en el cuadro 5 ponen de manifiesto lo poco probable que resulta que los precios de mercado, es decir, lo que se abona en el mercado a los productores sin CAE por su electricidad, basten para ofrecer el mismo tipo de garantía de beneficios que la ofrecida por los CAE.

(201)

El de la Bolsa de la Energía polaca no es un ejemplo aislado. Otros Estados miembros también han liberalizado sus mercados de la electricidad y establecido bolsas de la energía en las que compradores y vendedores negocian la electricidad en condiciones de mercado.

(202)

En su estudio sectorial sobre los mercados de la electricidad (50), la Comisión analizó pormenorizadamente las condiciones que rigen los intercambios de electricidad en los mercados mayoristas europeos. Los datos recopilados en el marco de este estudio muestran que ningún mercado liberalizado garantiza a los productores la cobertura de todos sus costes a largo plazo. En realidad, la mayor parte de las operaciones se realizan a tres años vista.

(203)

El comercio de la electricidad en las bolsas se realiza siempre sobre la base de precios marginales, que solo garantizan la cobertura de los costes marginales a corto plazo (51). Por otra parte, la vigencia de los contratos en estos mercados es más corta que en el caso de los CAE. Por ejemplo, en la actualidad los contratos más largos tienen una vigencia de: cuatro años en el caso de NordPool (países escandinavos), tres años en el de Powernext (Francia), cinco años en el de UKPX (Reino Unido) y seis años en el de EEX (Alemania). En algunas bolsas, como OMEL en España, no se han celebrado contratos a término. Desde el 1 de abril de 2006 tampoco se han celebrado contratos a término en la Bolsa de la Energía polaca.

(204)

En los mercados liberalizados, los intercambios de electricidad también pueden llevarse a cabo mediante contratos bilaterales (over the counter o mercado no oficial o secundario). El estudio sectorial ha puesto de manifiesto que, como consecuencia de la posibilidad de arbitraje entre las bolsas de electricidad y los contratos bilaterales, las condiciones de intercambio en el mercado no oficial (en espacial, los precios y la vigencia de los contratos) son similares a las existentes en las bolsas de la energía.

(205)

En los CAE, PSE se comprometió a adquirir un volumen mínimo fijo de electricidad a los productores a un precio que cubriera todos sus costes hasta 2007 para los CAE más breves y, hasta 2027, para los más prolongados.

(206)

Esta decisión fue impuesta a PSE por el Gobierno polaco. Como indica ELCHO en sus observaciones, «el Ministro polaco de Comercio e Industria llevó a la práctica los objetivos estratégicos de garantizar la seguridad de suministro y mejorar los estándares ambientales de la generación eléctrica a través de PSE» (52).

(207)

El simple hecho de que haya sido el Gobierno polaco, y no PSE, quien haya tenido que decidir que se realizarían nuevas inversiones y que se acogerían a los CAE, muestra bien a las claras que esta decisión se fundamentó esencialmente en criterios que no tenían nada que ver con las motivaciones que guiarían a un inversor privado en el mercado.

(208)

Dos son las razones principales por las que PSE no habría tenido ningún interés económico en adoptar esta decisión sin intervención del Gobierno.

(209)

En primer lugar, PSE adquirió tal cantidad de energía que ya en el momento de la compra era consciente de que podía superar sus necesidades.

(210)

Al celebrar los CAE, PSE se comprometió a adquirir una cantidad fija y significativa de electricidad [en torno al 50 % de la producción polaca de 2005 (53) y hasta el 70 % en el período en cuestión].

(211)

En un principio (los primeros años de vigencia de los CAE), PSE era el único proveedor del sistema eléctrico polaco, por lo que podía vender toda la electricidad generada a sus consumidores finales. Sin embargo, desde el principio, era evidente que PSE pronto dejaría de ser el único proveedor del país. Los CAE se firmaron entre 1996 y 1998, con excepción de uno de los seis CAE de PKE, que se firmó el 12 de abril de 1995. Ya en aquel momento estaba claro que, con toda probabilidad, Polonia ingresaría en la Unión estando vigentes la mayor parte de los CAE, si no todos (en realidad, la adhesión se produjo antes de que expirara el primero y 23 años antes de que expirara el más prolongado). Precisamente durante el proceso de preadhesión, en diciembre de 1991, el Gobierno polaco había firmado el Acuerdo Europeo, que constituía un vínculo de asociación entre la CE y la República de Polonia. Posteriormente, en 1994, Polonia presentó oficialmente su solicitud de ingreso en la UE. Las negociaciones de adhesión se iniciaron en 1998 y finalizaron en 2002, cuando el Consejo Europeo de Copenhague estimó que Polonia cumplía los criterios de adhesión.

(212)

En realidad, los propios interesados señalaron que uno de los objetivos de los CAE era velar por que los productores polacos cumplieran determinadas directivas comunitarias sobre contaminación del aire, especialmente las relativas a las emisiones procedentes de grandes instalaciones de combustión (54), lo que vuelve a poner de manifiesto que estas partes sabían que Polonia pasaría a integrase en breve en la Unión Europea.

(213)

Sabido era que la adhesión de Polonia a la Unión Europea iba a implicar su integración en el mercado interior de la electricidad, cuya liberalización comenzó con la Directiva 95/92/CE (55). Ello implicaba la apertura del mercado a otros proveedores que competirían con PSE y, en consecuencia, que cabría la posibilidad de que PSE no necesitara toda la electricidad contemplada en los CAE, habida cuenta de la evolución del mercado de la electricidad.

(214)

Polonia aplicó muy rápidamente los planes de liberalización, por lo que los primeros clientes ya se beneficiaron de la apertura del mercado en 1999. Ese mismo año abrió sus puertas la Bolsa de la Energía polaca. Se produjeron nuevos cambios con motivo de la entrada en vigor el 26 de junio de 2003 de la Directiva 2003/54/CE. Esta Directiva establece la liberalización del mercado para todos los consumidores industriales antes del 1 de julio de 2004 y, para todos los consumidores, el 1 de julio de 2007, con lo que se reduce gradualmente a cero la cuota de mercado monopolizada por PSE.

(215)

En segundo lugar, incluso para la cuota de electricidad que PSE necesitaba realmente, no tenía sentido que la empresa, en su calidad de comprador, se comprometiese a abonar a las centrales eléctricas la totalidad de los costes de generación, más un margen de beneficio fijado, con tanto adelanto, a pesar de que ya se sabía que la liberalización le permitiría elegir entre diferentes tecnologías y precios, incluidos los ofertados por los nuevos operadores de mercado que utilizaban tecnologías más eficientes.

(216)

A los compradores solo les resulta interesante celebrar contratos a largo plazo si estos les ofrecen la posibilidad de buscar refugio frente a las fluctuaciones del mercado eléctrico, especialmente frente a los cambios debidos a las fluctuaciones en los costes de combustible. Por este motivo, un comprador solo tendría un interés económico en un contrato a largo plazo si el vendedor le ofreciese asumir una parte del riesgo derivado de las fluctuaciones registradas en los costes de combustible o si la tecnología de generación garantizase costes de combustible estables, como es el caso de las centrales hidráulicas y, en determinadas condiciones, de las nucleares.

(217)

Esta lógica económica la confirma el hecho de que no parece que haya ningún ejemplo de compradores privados que celebren contratos a largo plazo sin intervención del Estado con productores que utilicen combustibles fósiles y que cubran todos los costes de producción durante un período idéntico al de los CAE (superior a 10 años). La Comisión no encontró ninguno en su estudio sobre el sector energético y, a pesar de sus alegaciones en sentido contrario, ninguno de los interesados presentó a la Comisión ejemplo alguno de este tipo de contratos, a pesar de haber afirmado que se celebraron y del hecho de que algunos interesados pertenecen a grandes grupos muy importantes con actividades en varios países.

(218)

Los únicos ejemplos aducidos por los interesados no son adecuados por las razones que se ofrecen a continuación:

(219)

Por último, la Comisión señala que, a pesar de las alegaciones de los interesados, no es cierto que el hecho de que los CAE se celebraran de resultas de un procedimiento de licitación baste para considerar que no constituyen ayuda. Este razonamiento es válido cuando un Estado miembro adquiere bienes o servicios para su propio uso. En el caso que nos ocupa, con el procedimiento de licitación se perseguían objetivos estratégicos tales como el fomento de la inversión extranjera en Polonia, la protección del medio ambiente y mejoras en la seguridad de suministro, y no la adquisición de bienes y servicios necesarios para el Estado. En estos casos, el hecho de que se siguiera un procedimiento de licitación solo puede llevar a la conclusión de que la ayuda se circunscribe al mínimo necesario para alcanzar los objetivos estratégicos; ello no basta, sin embargo, para descartar la existencia de ayuda estatal.

(220)

Los productores de energía eléctrica que pertenecen a grupos privados han alegado que toda ayuda estatal en el marco de los CAE habría sido eliminada por el proceso de privatización porque el precio pagado por las empresas que adquiriesen las centrales habría tenido en cuenta el valor de los CAE.

(221)

La Comisión considera que estos argumentos no se aplican al presente caso, dado que la privatización de las centrales adoptó en realidad la forma de compra de acciones.

(222)

El Tribunal de Justicia ya ha analizado de qué forma un cambio en la estructura de propiedad de una empresa durante un acuerdo de compra de acciones podía afectar a la existencia de ayuda y al beneficiario de ayuda ilegal concedida a la empresa. El Tribunal sostuvo que la ayuda ilegal permanece en la empresa beneficiaria, a pesar del cambio en su estructura de propiedad (57). La cesión de acciones a precios de mercado solo garantiza que el comprador tampoco se benefició de la ayuda estatal.

(223)

En el caso que nos ocupa, esto quiere decir que el cambio en la propiedad de las centrales que se acogieron a los CAE no alteró el hecho de que estos contratos constituyen ayuda estatal a las centrales. En realidad, las centrales se beneficiaron de las ventajas incluidas en los CAE, independientemente de su estructura de propiedad.

(224)

Todos los elementos anteriormente mencionados en relación con la ventaja económica y los argumentos esgrimidos se refieren al período en que Polonia ingresó en la UE y siguen siendo válidos hasta la fecha de la presente Decisión (en el caso de los CAE que expiraron antes de la fecha de la presente Decisión, hasta la fecha de su expiración).

(225)

Habida cuenta de lo expuesto anteriormente, la Comisión concluye que los CAE ofrecen una ventaja económica a sus beneficiarios.

(226)

Los interesados han alegado que se debería considerar que los CAE permiten la prestación de SIEG destinados a garantizar el suministro eléctrico y la protección ambiental. De esta forma, los CAE reúnen los criterios establecidos en la sentencia Altmark, en virtud de los cuales no constituyen ayuda en el sentido de lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(227)

La Comisión ha analizado estos argumentos y ha llegado a la conclusión de que no puede suscribirlos por las razones siguientes:

(228)

Los Estados miembros disponen de un amplio margen de discreción para definir el alcance de los SIEG. Sin embargo, eso no significa que cualquier intervención pública que tenga una motivación política pueda ser calificada de SIEG. Así por ejemplo, en la sentencia Merci convenzionali porto di Genova (58), el Tribunal rechazó la posibilidad de aplicar el artículo 86, apartado 2, del Tratado CE porque no se deduce que las operaciones revistan un interés económico general que presente características especiales con relación al interés económico general de otras actividades económicas. La Comisión estima también que el amplio margen de discreción de que gozan los Estados miembros a la hora de definir el alcance de los SIEG se circunscribe a los ámbitos en los que existe legislación comunitaria.

(229)

Los interesados han señalado que uno de los SIEG que han de prestar los CAE es la protección del medio ambiente. Más concretamente, se suponía que los CAE tenían que contribuir a la inversión destinada a que las centrales polacas pudieran adaptarse a las normas ambientales de la UE.

(230)

La Comisión estima que la obligación de cumplir las normas de protección del medio ambiente no difiere en nada de las demás limitaciones que se imponen a todas las empresas que operan en el sector industrial. Además, considerar que el cumplimiento de las normas ambientales es un SIEG iría directamente en contra del principio de «quien contamina paga», que es uno de los principios básicos del Derecho comunitario en este ámbito, consagrado en el Derecho primario por el artículo 174, apartado 2, del Tratado CE.

(231)

La Comisión recoge el argumento de los interesados de que la protección ambiental figura en el artículo 3 de la Directiva 96/92/CE como uno de los posibles ámbitos para las obligaciones de servicio público. No obstante, la Comisión considera que ello no cuestiona la posición expresada anteriormente. El hecho de que la Directiva establezca que puede haber obligaciones de servicio público en el campo de la protección ambiental no implica que el contenido de estas obligaciones de servicio público no esté sujeto a ciertas exigencias. En particular, eso no cambia el hecho de que estas obligaciones han de diferenciarse de las condiciones normales de funcionamiento de las empresas del sector en cuestión y no pueden ser incompatibles con los principios que informan la política comunitaria de protección ambiental (el principio de «quien contamina paga», por ejemplo).

(232)

La Comisión señala también que cuatro de las centrales afectadas por los CAE (Turów, Pątnów, Bełchatów y Jaworzno) figuran en la lista de WWF entre las 30 más contaminantes de Europa (59), lo que contradice aún más la afirmación de que cumplen una misión de servicio público en materia de protección ambiental.

(233)

Los interesados también invocan la seguridad de suministro como uno de los SIEG que prestan los CAE.

(234)

En las decisiones que ha adoptado hasta la fecha (60), la Comisión ha considerado que la seguridad de suministro podía ser un SIEG, sin perjuicio de las restricciones contempladas en el artículo 8, apartado 4, de la Directiva 96/92/CE (que corresponde al artículo 11, apartado 4, de la Directiva 2003/54/CE), esto es, siempre que los productores de que se trate utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas y que el volumen total de energía no supere, en el curso de un año civil, el 15 % de la cantidad total de energía primaria necesaria para producir la electricidad que se consuma en el Estado miembro de que se trate.

(235)

En el caso que nos ocupa, los CAE se refieren a cantidades de energía que superan ampliamente el 15 % a que se hace referencia en el considerando 234. Además, no solo se refieren a productores que utilicen fuentes de combustión de energía primaria autóctonas.

(236)

La Comisión señala que las centrales eléctricas con CAE no presentan características particulares que permitan considerarlas especialmente útiles para la realización de los objetivos de seguridad de suministro. De hecho, no son más que centrales clásicas conectadas a la red y contribuyen a la seguridad general de suministro en Polonia, exactamente igual que cualquier otra central eléctrica del sector.

(237)

Habida cuenta de lo anterior, la Comisión estima que no hay razón para apartarse de su práctica habitual en este ámbito. Por tanto, debe rechazar el argumento de que los CAE prestan un SIEG en materia de seguridad de suministro. En cualquier caso, hasta la fecha Polonia no ha definido ningún SIEG en este contexto.

(238)

Habida cuenta de lo anterior, la Comisión concluye que las disposiciones del Tratado en materia de SIEG no pueden aplicarse a los CAE.

(239)

La Comisión señala también que los CAE no reunirían todos los criterios establecidos en la sentencia Altmark.

(240)

En primer lugar, la sentencia Altmark exige que la empresa beneficiaria esté obligada a prestar servicios de interés público y que estas obligaciones hayan de estar claramente definidas.

(241)

En el caso que nos ocupa, las supuestas obligaciones de servicio público no han sido claramente definidas. Los interesados hacen referencia a la protección ambiental y a la seguridad de suministro, pero estos objetivos son de naturaleza muy general. Además, se puede pensar que, en cierta medida, cualquier productor de energía eléctrica contribuye a la realización de estos objetivos. Los interesados no presentaron documento alguno que ofreciese una definición más tangible del tipo de SIEG encomendado a los distintos productores, ni mucho menos ningún acto jurídico que estableciese estas obligaciones.

(242)

Asimismo se invocó el artículo 1, apartado 2, de la Ley polaca de la Energía (61). En este artículo se indica que el Estado ha de garantizar un suministro permanente e ininterrumpido de energía a los consumidores finales de manera que sea técnica y económicamente viable y tenga debidamente en cuenta las exigencias de protección ambiental. No obstante, este artículo de la Ley no confía obligaciones de servicio público a ninguna empresa en particular. Solo el Estado ha de cumplir con este tipo de obligaciones.

(243)

Por último, los interesados alegan que los CAE son documentos que encomiendan SIEG a los productores. Sin embargo, en los CAE no figura una definición concreta de SIEG, ni remiten a estas obligaciones o a disposiciones jurídicas sobre la base de las cuales el Estado podría delegarles la prestación de SIEG.

(244)

En segundo lugar, los parámetros sobre los cuales se calcula la compensación han de haberse fijado de antemano de forma objetiva y transparente y la compensación no debe exceder de lo necesario para cubrir la totalidad o una parte de los costes incurridos en el cumplimiento de obligaciones de servicio público, teniendo en cuenta los ingresos correspondientes y un margen razonable de beneficio en concepto del cumplimiento de estas obligaciones (62).

(245)

A falta de una definición clara de SIEG, que, entre otras cosas, distinga claramente entre el servicio que se ha de prestar y el funcionamiento comercial normal de las centrales, resulta imposible establecer parámetros para la compensación o determinar si esta excede del importe necesario para cubrir los costes incurridos en el cumplimiento de estas obligaciones. Ni siquiera es posible definir con exactitud qué se entiende por compensación.

(246)

Que existan determinados indicadores para determinar los precios en el marco de los CAE no significa que haya parámetros precisos para calcular la compensación en concepto de SIEG, dado que el precio no es igual a la compensación. Además, el hecho de que el precio solo cubra los costes de generación de electricidad más un margen de beneficio, no significa que no constituya una compensación excesiva, en la medida en que muchos de los costes de generación de electricidad pueden ser costes normales a los que debe hacer frente cualquier productor de electricidad, al contrario que los costes adicionales asociados a los SIEG.

(247)

En tercer lugar, si la empresa no ha sido seleccionada de resultas de un procedimiento de contratación pública, el importe de la compensación final se ha de calcular partiendo de un análisis de los costes en los que habría incurrido una empresa normal, bien administrada y dotada de los medios de producción adecuados para satisfacer los requisitos de servicio público, a la hora de cumplir con estas obligaciones, teniendo en cuenta los ingresos correspondientes y un margen razonable por el cumplimiento de sus obligaciones.

(248)

Los interesados alegan que se debería considerar que estos criterios se reúnen automáticamente porque la celebración de los CAE es el resultado de un procedimiento de licitación transparente y no discriminatorio. No obstante, la Comisión señala que en el procedimiento de licitación se aplicaron diversos criterios, no solo el de precio u otros relacionados con los objetivos estratégicos antes mencionados (protección ambiental, seguridad de suministro). La Comisión estima que la aplicación de estos otros criterios no relacionados con el precio o con los objetivos estratégicos hace que sea imposible concluir automáticamente que el nivel de la compensación es correcto. Por otra parte, el hecho de que se utilizaran muchos criterios diferentes a la hora de evaluar las ofertas y de que no se definieran objetivos tangibles para los SIEG pone de manifiesto lo difícil que resulta incluso evaluar si los supuestos SIEG se están prestando realmente. Así por ejemplo, mezclar los criterios de precio con los ambientales puede dar como resultado que se opte por un licitador que proponga generar electricidad a un precio muy bajo con menor protección ambiental frente a otro que ofrezca generarla a un precio más elevado, aunque con una mayor calidad ambiental. Este hecho plantea dudas sobre si los productores prestan realmente un SIEG y, en cualquier caso, hace más difícil determinar el alcance de los SIEG prestados.

(249)

En otro orden de cosas, ni las autoridades polacas ni los interesados facilitaron análisis de los costes de los productores en cuestión en apoyo de la alegación de que concuerdan con los costes en que incurre una empresa de tipo medio. En realidad, las estimaciones facilitadas por las autoridades polacas con arreglo a lo dispuesto en la Ley con el fin de calcular la compensación que se ha de otorgar a los distintos productores ponen de manifiesto que sus costes son netamente superiores a los de un operador nuevo de tipo medio en Polonia.

(250)

Por último, la Comisión subraya que no se organizó ningún procedimiento de licitación en el caso del CAE con EC Kraków.

(251)

Los interesados alegaron que el artículo 86, apartado 2, del Tratado CE podría aplicarse a los CAE aún en el caso de que no cumplan los criterios de la sentencia Altmark.

(252)

La Comisión opina que las observaciones anteriores conducen a la conclusión de que el artículo 86, apartado 2, no puede aplicarse a los CAE.

(253)

El artículo 86, aparado 2, solo puede aplicarse en el caso de empresas a las que se ha confiado la prestación de verdaderos SIEG, lo que no sucede en el caso que nos ocupa, como se demuestra en los considerandos 228 a 238. Si se han de prestar SIEG, han de confiarse a empresas específicas, lo que no sucede en este caso concreto, como se demuestra en los considerandos 240 a 243. Por lo demás, la compensación en concepto de la prestación de SIEG ha de ser proporcional a los costes incurridos; dicho de otro modo, ha de ser posible evaluar el alcance de los SIEG para calcular los costes que implican. En el caso que nos ocupa no se cumple esta condición, como se demuestra en los considerandos 245 y 246.

(254)

Es evidente que los CAE son selectivos porque se celebraron con un número reducido de empresas. Ya en el momento de su celebración, hubo empresas del sector eléctrico que no se beneficiaron de ellos.

(255)

El argumento esgrimido por los interesados, a saber, la necesidad de definir los mercados de referencia, es incorrecto. El concepto de selectividad incluye las medidas que benefician a todo un sector, aun cuando constituyan una ventaja para todas las empresas de dicho sector (lo que no sucedía en este caso, ya que algunas empresas del sector no se beneficiaron de los CAE).

(256)

En cuanto a la referencia a la sentencia Van der Kooy, la Comisión recuerda que en ella el Tribunal de Justicia no puso en tela de juicio la selectividad de la medida de ayuda. Aunque la evaluación en la que se basan los interesados en sus observaciones se refiere a la existencia de una ventaja, no permite saber si el Tribunal de Justicia estimó, o habría estimado, que la medida no reunía los criterios de selectividad.

(257)

Por otra parte, en respuesta a las alegaciones de los interesados según las cuales el criterio de selectividad debería ser sustituido por el criterio del inversor privado para las medidas que no decide el Estado, la Comisión señala que este principio es una prueba para verificar la existencia de alguna ventaja, no la selectividad.

(258)

Los interesados alegan que la Comisión debería haber analizado si los CAE falseaban la competencia o afectaban al comercio entre Estados miembros en el momento en que se celebraron. Como se ha explicado anteriormente, la Comisión estima que determinar si los CAE constituían ayuda estatal en el momento de su celebración no influye en el resultado del presente procedimiento. Con vistas a su adhesión a la UE, Polonia abrió su mercado muy pronto: los primeros clientes pudieron cambiar de suministrador eléctrico en 1999 y la Bolsa de la Energía polaca abrió sus puertas ese mismo año. El 1 de mayo de 2004 Polonia se unió al mercado interior liberalizado. La existencia de contratos a largo plazo celebrados con PSE, empresa perteneciente al Tesoro Público, acompañados de garantías de adquisición de electricidad a un precio que cubre los costes soportados por las centrales eléctricas, más un margen de beneficio, puede falsear la competencia.

(259)

Las medidas que favorecen a las empresas del sector energético en un Estado miembro pueden incidir negativamente en la posibilidad de que empresas de otros Estados miembros exporten electricidad a dicho Estado miembro, o pueden favorecer las exportaciones de electricidad a los demás Estados miembros. Esto es especialmente cierto en el caso de Polonia, situada en el centro de Europa y conectada o fácilmente conectable a varios Estados miembros actuales y futuros.

(260)

El mercado de la electricidad en Polonia (la Bolsa de la Energía polaca) se creó en 1999; ese mismo año PSE pasó a ser miembro de la UCTE (63).

(261)

Por otra parte, cuando se firmaron los CAE, no cabe duda de que había comercio de electricidad entre Polonia y sus países vecinos. La capacidad de transporte de los interconectores no era muy grande (2 000 MW, según los interesados), pero se utilizaba en su totalidad, en su mayor parte para la exportación.

(262)

En 2005, Polonia exportó 14,3 TWh de electricidad e importó 3,1 TWh, con unos niveles de consumo interno de 144,8 TWH (64); la mayor parte del comercio se realizó con la República Checa, Alemania y Eslovaquia (los interconectores con Ucrania y Bielorrusia o tienen muy poca capacidad o no funcionan).

(263)

De lo anteriormente expuesto se deduce que los CAE podían falsear la competencia incluso antes de la adhesión de Polonia a la UE. No obstante, por definición el criterio de la incidencia en el comercio entre los Estados miembros solo puede cumplirse después de la adhesión. Habida cuenta de que la adhesión y la liberalización del sector de la energía tuvieron lugar en Polonia el mismo día (el 1 de mayo de 2004), la Comisión concluye que, a más tardar en la fecha de la adhesión de Polonia a la UE, las ventajas derivadas de los CAE podían falsear la competencia y afectar al comercio entre los Estados miembros. Estas ventajas mantuvieron su potencial durante toda la vigencia de los CAE.

(264)

Por consiguiente, la Comisión concluye que los CAE constituyen ayuda estatal con arreglo a lo dispuesto en el artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(265)

De conformidad con el anexo IV, capítulo 3, del Acta de adhesión, la Comisión era competente para evaluar las medidas que constituyesen ayuda estatal (medidas de ayuda individuales y regímenes de ayudas), que hubieran entrado en vigor antes de la adhesión y siguieran en vigor después de esa fecha.

(266)

En primer lugar, habida cuenta de que los CAE se celebraron entre 1994 y 1998, es decir, antes de que Polonia se integrara en la UE, reúnen la condición de haber entrado en vigor antes de la adhesión. A este respecto, la Comisión subraya que la presente Decisión solo se refiere a los CAE que estaban en vigor en la fecha en que Polonia se adhirió a la UE (1 de mayo de 2004). No abarca ningún CAE que se rescindiera antes de esa fecha.

(267)

En segundo lugar, los CAE son aplicables después de la adhesión, ya que expiran entre 2006 y 2027. En la fecha de la adhesión se desconocía el nivel exacto de intervención del Estado en concepto de los CAE.

(268)

En este contexto, la Comisión estima de manera general que las siguientes medidas de ayuda son aplicables después de la adhesión y constituyen una ayuda nueva (65):

(269)

Los CAE servían para garantizar la rentabilidad de las centrales eléctricas. Sin embargo, no constituyen una forma clásica de garantía: los CAE prevén el rendimiento a largo plazo sobre la inversión y la rentabilidad mediante una compra garantizada de energía a un precio garantizado (aunque variable) durante un plazo garantizado, independientemente de las condiciones de mercado.

(270)

El nivel máximo de la intervención económica asumida por el Estado en el marco de los CAE no se fijó antes de la adhesión, como tampoco se concedió ayuda de forma definitiva e incondicional a los productores.

(271)

Antes al contrario, la aportación económica asumida por el Estado en el marco de los CAE depende de parámetros cuya evolución futura en el momento de la adhesión resultaba desconocida. Además, los CAE garantizaban a los productores una protección frente a las fluctuaciones de los costes que no tenían relación con operaciones o acontecimientos anteriores a la adhesión pero sí con acontecimientos futuros, y, por tanto, se desconocían en la fecha de la adhesión.

(272)

En particular, las circunstancias que se exponen a continuación dan fe de que en la fecha de la adhesión no se conocía la aportación asumida por el Estado en el marco de los CAE y de que el Estado seguía siendo responsable tras la adhesión.

(273)

En primer lugar, los precios a los que los productores vendían la electricidad a PSE no se establecían en los distintos CAE. Estos precios son el resultado de cálculos efectuados empleando una fórmula que consta de una serie de parámetros que fluctúan de forma imprevisible.

(274)

Estas fórmulas incluyen, por ejemplo, parámetros tales como los índices de precios de consumo en Polonia o los EE.UU., los precios del petróleo o el carbón en los mercados mundiales, los salarios medios en Polonia o el tipo de cambio USD/PLN. Obviamente, las fluctuaciones que se pueden producir en todos estos parámetros no están condicionadas exclusivamente por hechos que se produjeron antes de la adhesión. Los cálculos de precios y en ocasiones las propias fórmulas cambian continuamente en virtud de una serie de cláusulas adicionales introducidas en los CAE, en ocasiones con carácter anual o incluso con mayor frecuencia.

(275)

Habida cuenta de todo lo anterior, la Comisión estima que la existencia de la fórmula para fijar los precios no constituye un límite suficiente para la aportación económica asumida por el Estado. La propia existencia de un número de parámetros variables en la fórmula hace imposible determinar con la precisión suficiente el nivel potencial de la intervención del Estado.

(276)

Además, a diferencia de las garantías clásicas, los CAE cubren los costes de funcionamiento de los beneficiarios. Por otra parte, contemplan la adquisición permanente de una cantidad garantizada de electricidad por parte de PSE y la asunción ininterrumpida de los costes de funcionamiento fijos o variables según las fórmulas de precios indicadas.

(277)

La Comisión también ha tenido en cuenta el hecho de que, a la vista del elevado número de parámetros incluidos en las fórmulas de precios, no puede descartarse que el propio beneficiario de la ayuda pueda influir en el precio final (mediante elementos de costes de funcionamiento, como por ejemplo, los salarios de los empleados y los directivos).

(278)

Como argumento complementario, la aportación financiera de PSE en el marco de los CAE depende en gran medida de la demanda. Es equivalente a la diferencia entre el precio de compra con arreglo a los CAE y los ingresos que puede generar PSE mediante la venta de electricidad a los consumidores finales. El precio al que PSE vende su electricidad a los consumidores finales no puede preverse. Es el Estado el que fija cada año el precio de la electricidad en el mercado cautivo, mientras que en el mercado libre los precios fluctúan de forma imprevisible. Ello aumenta la imprevisibilidad de la aportación del Estado en el marco de los CAE. Hasta podría suceder que la adquisición fija mínima obligatoria del volumen de energía establecida en los CAE superara las necesidades reales de PSE, especialmente después de que culminara la liberalización del mercado de la energía en 2007. Un excedente de electricidad podría conducir incluso a costes desconocidos más elevados, lo que incrementaría aún más la imprevisibilidad de la aportación del Estado en el marco de los CAE.

(279)

Por consiguiente, los pagos de PSE a los productores de energía eléctrica tras la adhesión no constituyen la distribución normal de los importes concedidos anteriormente a partir de un máximo fijo global definido antes de la adhesión. Además, desde la fecha en que se firmaron los contratos iniciales los CAE han sido revisados por cláusulas adicionales sucesivas.

(280)

La Comisión señala que, en los casos relevantes, a la hora de evaluar la compatibilidad de las medidas con el mercado común, se ha de tener debidamente en cuenta la ayuda concedida antes de que el Estado miembro se adhiriera a la Unión Europea y aplicable tras la adhesión.

(281)

De conformidad con las disposiciones anteriormente mencionadas del Tratado de adhesión, todas las medidas que entraran en vigor antes de la adhesión, sigan siendo aplicables después de esa fecha, constituyan ayuda estatal y no se encuadren dentro de una de las categorías enumeradas más adelante se considerarán, a partir de la adhesión, como ayuda nueva en el sentido del artículo 88, apartado 3, del Tratado CE.

(282)

Las tres categorías de ayuda existente a que se hace referencia en el Tratado de adhesión son las siguientes:

(283)

Habida cuenta de que ningún CAE concreto pertenece a ninguna de las categorías de ayuda existente enumeradas en el Tratado, estos contratos constituyen ayuda nueva a partir de la fecha de adhesión.

(284)

La Comisión señala que esta clasificación es también conforme con lo dispuesto en el artículo 1, letra b), inciso v), última frase, del Reglamento (CE) no 659/1999. En ella se establece que, cuando determinadas medidas pasen a ser ayudas tras la liberalización de una determinada actividad por la legislación comunitaria (en este caso, la liberalización del mercado energético con arreglo a la Directiva 96/92/CE, que entró en vigor en Polonia cuando el país ingresó en la Unión Europea), dichas medidas no se considerarán ayudas existentes tras la fecha fijada para la liberalización, lo que quiere decir que se considerarán ayuda nueva.

(285)

Con relación a las observaciones de los interesados referidas en el considerando 71, la Comisión señala que, por los motivos expuestos en el considerando 31, considera que los CAE constituyen un régimen de ayudas. También tiene en cuenta el hecho de que el denominador común de todos los CAE es la decisión adoptada por el Estado de proponer a los inversores contratos de adquisición de electricidad a largo plazo que garanticen su rentabilidad durante la vigencia de los contratos.

(286)

Los interesados alegan que los CAE no constituían ayuda estatal cuando se celebraron, por lo que no pueden ser considerados ayuda nueva. En este contexto, invocan la sentencia Alzetta Mauro (67), alegando que la ayuda concedida en un mercado que estuviera inicialmente cerrado a la competencia antes de su liberalización se había de considerar ayuda existente desde el momento de la liberalización. Independientemente de lo anterior, el artículo 1, letra b), inciso v), del Reglamento (CE) no 659/1999 se refiere tanto a los regímenes de ayudas como a las medidas de ayuda individuales.

(287)

La Comisión rechaza este argumento. Se ha demostrado que en la fecha de adhesión de Polonia a la UE no se reunían todos los criterios que determinan la existencia de ayuda estatal. Se ha demostrado, en particular, que en aquel momento hubo intercambios de energía entre Polonia y sus países vecinos y que la Bolsa de la Energía polaca ha venido operando desde 1999. En cualquier caso, no cabía la menor duda de que, en la fecha de la adhesión, Polonia se integraría inmediatamente en un sector que se había abierto a la competencia. En opinión de la Comisión, lo que se pretendía con las disposiciones sobre ayudas estatales incluidas en el Tratado de adhesión era precisamente garantizar que se revisaran las medidas que podían falsear la competencia entre los Estados miembros a partir de la fecha de adhesión. A diferencia de los tratados de adhesión anteriores al 1 de mayo de 2004, el Tratado de adhesión firmado por Polonia y otros nueve países se concibió para restringir las medidas consideradas constitutivas de ayudas existentes a los tres casos específicos descritos anteriormente. La sentencia Alzetta Mauro no se refiere a una medida abarcada por el ámbito de aplicación del Tratado de adhesión, por lo que no puede ser considerada aplicable a los CAE que están siendo evaluados. Por último, la Comisión también estima que la sentencia Alzetta Mauro se refiere realmente a la situación descrita en la decisión de la Comisión fechada con anterioridad a la entrada en vigor del Reglamento (CE) no 659/1999.

(288)

Por consiguiente, y sobre la base de lo dispuesto en el Tratado de adhesión, la Comisión concluye que los CAE constituyen ayuda nueva.

(289)

Dado que los CAE no se notificaron a la Comisión de conformidad con las normas de procedimiento de las ayudas estatales, la Comisión estima que constituyen ayuda ilegal.

(290)

Los interesados han alegado que la Comisión debería haber analizado los CAE a la luz del mecanismo de medidas transitorias del Tratado de adhesión, en relación con el asunto de ayuda estatal PL 1/03 (68).

(291)

La Comisión rechaza esta aseveración.

(292)

De conformidad con el mecanismo de medidas transitorias del Tratado de adhesión, los poderes de la Comisión se limitaban a avalar o a oponerse a las decisiones adoptadas por las autoridades de competencia de los países adherentes en relación con medidas que habían entrado en vigor y seguían siendo aplicables tras la adhesión. El asunto PL 1/03 se refería a una decisión adoptada por la autoridad de competencia polaca relativa al proyecto de Ley sobre la compensación estatal por la resolución de los CAE. No abarcaba una ayuda en el marco de los propios CAE que las autoridades polacas no procedieron a notificar al amparo del procedimiento transitorio, como tampoco abarca los distintos CAE la decisión del Servicio de Defensa de la Competencia y Protección de los Consumidores. La Comisión no estaba facultada para tomar unilateralmente la decisión de ampliar el alcance del asunto sobre la base del procedimiento transitorio.

(293)

Además, aunque la Comisión hubiera estado facultada para ampliar unilateralmente el alcance de asuntos similares, no habría sido posible en este caso concreto porque la ley revisada en el marco del procedimiento transitorio contemplaba la resolución obligatoria de todos los CAE antes de la adhesión de Polonia a la UE. Habida cuenta de que la revisión de la Comisión solo podía abordar medidas de ayuda estatal que fueran aplicables después de la adhesión, los CAE no podrían haber sido incluidos en su ámbito de aplicación.

(294)

En cuanto a los demás tratados bilaterales o a la Carta de la Energía, la Comisión señala que no prohíben la resolución de tales contratos sino que recomiendan la concesión de una compensación adecuada que no altere la naturaleza de ayuda estatal de los CAE. Estos tratados pretenden garantizar un equilibrio entre los objetivos de liberalización y la obligación de mantener las inversiones. Por lo que respecta a las observaciones de los interesados sobre la privación de derechos, la Comisión estima que, si los CAE constituyesen ayuda estatal ilegal e incompatible, serían ilegales. En consecuencia, no se puede considerar que la resolución de estos contratos sea constitutiva de privación de derechos. Si se considerase que esta resolución constituye privación de derechos, la Comisión estima que se puede conceder una compensación y que las condiciones establecidas en la metodología sobre CTC garantizarán que dicha compensación es justa.

(295)

El artículo 87, apartado 1, del Tratado CE establece la prohibición general de las ayudas estatales en el territorio de la Comunidad.

(296)

El artículo 87, apartados 2 y 3, del Tratado CE contempla excepciones a la norma general de incompatibilidad de estas ayudas con el mercado común, establecida en el artículo 87, apartado 1.

(297)

Las excepciones contempladas en el artículo 87, apartado 2, del Tratado CE no son de aplicación en el presente caso porque esta medida no tiene carácter social, no se ha concedido a consumidores individuales, no se ha otorgado para reparar los perjuicios causados por desastres naturales o por otros acontecimientos de carácter excepcional y no se ha concedido para favorecer la economía de determinadas regiones de la República Federal de Alemania, afectadas por la división de dicho país.

(298)

En el artículo 87, apartado 3, del Tratado CE se establecen otras excepciones.

(299)

El artículo 87, apartado 3, letra a), establece que «las ayudas destinadas a favorecer el desarrollo económico de regiones en las que el nivel de vida sea anormalmente bajo o en las que exista una grave situación de subempleo» pueden ser consideradas compatibles con el mercado común. La mayor parte, si no la totalidad, de Polonia puede ser considerada como una de estas regiones.

(300)

La Comisión ha adoptado directrices para la evaluación de este tipo de ayudas. Cuando Polonia se adhirió a la UE, estaban en vigor las Directrices sobre las ayudas estatales de finalidad regional (69) (en adelante, «las Directrices regionales»). Estas Directrices regían también la evaluación de las ayudas regionales a la luz del artículo 87, apartado 3, letra c), del Tratado CE.

(301)

De conformidad con las Directrices regionales, solo pueden tomarse en consideración las ayudas estatales destinadas a cubrir los costes de inversión. Por regla general, quedan prohibidas las ayudas de funcionamiento (punto 4.15 de las Directrices regionales), si bien podrían autorizarse excepcionalmente en determinadas regiones, siempre que se limitaran en el tiempo y se redujeran progresivamente (70).

(302)

La ayuda no puede ser considerada ayuda a la inversión. Esta se definió sobre la base de una lista de costes potencialmente elegibles que se indican en los puntos 4.5 y 4.6 de las Directrices regionales. Es evidente que los pagos realizados al amparo de los CAE también cubren otros costes. El ejemplo más llamativo a este respecto es el hecho de que los CAE garantizan la asunción de los costes de combustible relacionados con el funcionamientos de las centrales eléctricas. Los CAE también cubren los costes de personal. Es evidente que estos costes no se incluyen en la lista de gastos que pueden acogerse a una ayuda a la inversión. Antes al contrario, corresponden a los gastos corrientes de un operador y, como tales, han de ser considerados costes de funcionamiento como se definen en el punto 4.15 de las Directrices regionales.

(303)

Las ayudas concedidas al amparo de los CAE no se inscriben en un marco temporal razonable. Los CAE se celebran por períodos muy prolongados, similares a la vida útil prevista de una central eléctrica de tipo medio. Además, los CAE no incluyen disposiciones que establezcan una reducción progresiva del importe de la ayuda. Los volúmenes garantizados de compra de electricidad no disminuyen y los precios se encuentran indizados, lo que significa que, en lugar de disminuir, se incrementan. Ni la garantía de beneficios ni su plazo temporal se reducen con el tiempo.

(304)

Habida cuenta de lo anterior, la Comisión concluye que la ayuda no puede acogerse a la excepción contemplada en el artículo 87, apartado 3, letra a), del Tratado CE.

(305)

El artículo 87, apartado 3, letra b), del Tratado CE establece que «las ayudas para fomentar la realización de un proyecto importante de interés común europeo o destinadas a poner remedio a una grave perturbación en la economía de un Estado miembro pueden ser declaradas compatibles con el mercado común».

(306)

La Comisión señala que la ayuda en cuestión no se destina a fomentar la realización de un proyecto importante de interés común europeo.

(307)

La Comisión tampoco ha encontrado prueba alguna de que se destine a poner remedio a una grave perturbación en la economía polaca. La Comisión reconoce que la electricidad es un producto importante para la economía de cualquier Estado miembro y que en los años noventa era necesario modernizar este sector de la economía polaca.

(308)

No obstante, considera que el concepto de «grave perturbación de la economía» se refiere a casos mucho más graves. Una mera referencia a las consecuencias potenciales para la economía de un Estado miembro efectuada por los interesados no basta para considerar que las disposiciones del Tratado antes mencionadas son aplicables a una medida determinada. A tal efecto, sería necesario realizar una descripción más detallada y un análisis de la probabilidad de que se produzca dicha perturbación, así como de la magnitud de sus consecuencias.

(309)

Por último, la Comisión señala que este concepto incluye una cierta noción de urgencia que es incompatible con el ciclo de licitación y negociación de los CAE, que lleva mucho tiempo.

(310)

Habida cuenta de lo anterior, la Comisión concluye que la ayuda no puede acogerse a la excepción contemplada en el artículo 87, apartado 3, letra b), del Tratado CE.

(311)

El artículo 87, apartado 3, letra d), del Tratado CE establece que las ayudas destinadas a promover la cultura y la conservación del patrimonio, cuando no alteren las condiciones de los intercambios y de la competencia en la Comunidad en contra del interés común pueden ser declaradas compatibles con el Tratado CE. Obviamente, esta disposición no se aplica a los CAE.

(312)

El artículo 87, apartado 3, letra c), autoriza las ayudas estatales destinadas a facilitar el desarrollo de determinadas actividades o de determinadas regiones económicas, siempre que no alteren las condiciones de los intercambios en forma contraria al interés común. La Comisión ha desarrollado diversas directrices y comunicaciones que explican de qué forma tiene la intención de aplicar la excepción contemplada en este artículo.

(313)

Los interesados han aducido la aplicación de las Directrices regionales y las Directrices relativas a las ayudas estatales destinadas a la protección del medio ambiente (en adelante las «Directrices Medioambientales»).

(314)

En los considerandos 300 a 304 se exponen las razones por las que las ayudas no pueden ser consideradas compatibles con el mercado común, en aplicación de las Directrices regionales (71).

(315)

La Comisión observa que, al igual que las Directrices regionales, las Directrices Medioambientales autorizan ante todo las ayudas a la inversión. Las ayudas de funcionamiento se circunscriben a determinados objetivos. Las primeras son ayudas para la gestión de residuos y el ahorro energético (sección E.3.1), que se limitan a una duración máxima de 5 años. Las segundas son ayudas concedidas en forma de reducciones o exenciones fiscales (sección E.3.2). Las terceras son ayudas destinadas a fuentes renovables de energía (sección E.3.3). Es evidente que ninguna de estas disposiciones son de aplicación en el presente caso.

(316)

El cuarto y último tipo de ayudas de funcionamiento que puede autorizarse son las destinadas a la producción combinada de electricidad y calor (sección E.3.4). Algunos de los productores en cuestión producen calor y electricidad. No obstante, ni Polonia ni ninguno de los productores han demostrado que estas instalaciones cumplan plenamente los criterios de eficiencia establecidos en las Directrices medioambientales. Además, Polonia ha facilitado a la Comisión datos que ponen de manifiesto que solo podría considerarse que una parte limitada de la producción reúne los criterios de eficiencia. Ello implica, en opinión de la Comisión, que, sobre la base de estas disposiciones, no pueden autorizarse las ayudas que abarcan a toda la producción de las instalaciones en cuestión.

(317)

De los documentos a que se hace referencia en el considerando 312, el único que podría aplicarse al presente caso es la metodología de los costes de transición a la competencia. La metodología CTC se refiere a la ayuda otorgada a los operadores tradicionales que construyeron las centrales antes de la liberalización del sector eléctrico y que podrían tener dificultades para gestionarlas en un mercado liberalizado.

(318)

En su decisión de incoar el procedimiento, la Comisión planteó una serie de dudas en relación con la posibilidad de que los CAE se autorizasen sobre la base de la metodología CTC.

(319)

Una de estas dudas surgía del hecho de que la metodología CTC contempla que la Comisión manifieste el mayor de los recelos a propósito de las ayudas que tienen por objeto mantener la totalidad o parte de los ingresos anteriores a la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE, sin tener estrictamente en cuenta los costes de transición a la competencia elegibles que podrían resultar de la introducción de la competencia (72).

(320)

Los CAE se concibieron precisamente para mantener la mayor parte de los ingresos anteriores a la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE obtenidos por los productores eléctricos y las instalaciones de que se trata. Por otra parte, se referían a centrales con una cuota de mercado muy elevada y gozaban de una vigencia muy prolongada, que excedía ampliamente del tiempo necesario para lograr una transición razonable a los principios del mercado.

(321)

A la luz de lo anterior, la Comisión concluye que los CAE son incompatibles con los criterios establecidos en la metodología CTC. Los CAE van en contra de sus principios fundamentales, que se concibieron para permitir una transición progresiva, aunque genuina, al mercado.

(322)

Los interesados han alegado que los CAE podrían autorizarse directamente al amparo del artículo 87, apartado 3, letra c), del Tratado CE. Asimismo han indicado que los CAE han facilitado el desarrollo del sector energético polaco al atraer inversión extranjera en capacidad de generación eléctrica moderna y respetuosa con el medio ambiente. En realidad, los CAE pretendían «facilitar el desarrollo de determinadas actividades económicas».

(323)

La Comisión señala que los dos objetivos estratégicos antes mencionados, a saber, atraer inversión extranjera y fomentar la capacidad de generación eléctrica respetuosa con el medio ambiente, son precisamente los objetivos estratégicos que se contemplan en las Directrices regionales y las Directrices Medioambientales. La Comisión ya ha analizado los CAE a la luz de estas dos Directrices y ha concluido que no son compatibles con sus disposiciones. La Comisión estima que se ha agotado la posibilidad de invocar lo dispuesto en el artículo 87, apartado 3, letra c), para autorizar los CAE.

(324)

En consecuencia, la Comisión concluye que los CAE son incompatibles con el mercado común.

(325)

El CAE celebrado con Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o. fue rescindido por PSE el 17 de mayo de 2006 (73), antes de que las obras de construcción de la central llegasen a una fase avanzada. Dado que la central no era operativa en ese momento, la empresa no gozó de la posibilidad de beneficiarse de la ventaja conferida por el CAE. Por tanto, no se benefició de ayuda estatal alguna.

(326)

En consecuencia, la Comisión opina que este CAE no ofreció ayuda alguna a Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o.

(327)

La Comisión analiza a continuación los cuatro criterios acumulativos que permiten determinar la existencia de ayuda estatal con arreglo al artículo 87, apartado 1, del Tratado CE.

(328)

La Comisión ha analizado el origen de los fondos utilizados para efectuar los pagos previstos en la Ley y ha concluido que estos fondos procederían de una tasa parafiscal establecida en la propia Ley.

(329)

La Ley impone esta tasa a todos los consumidores (artículo 8 de la Ley), dependiendo su importe de la potencia y de las características de su conexión a la red (artículos 10 y 11). URE establece el importe de la tasa (artículo 12). El producto recaudado por los proveedores se ingresa en una cuenta a nombre de Zarządca Rozliczeń SA Se trata de una empresa con fines específicos, propiedad al 100 % del Estado y bajo su control, fundada al amparo del capítulo 7 de la Ley. Zarządca Rozliczeń SA utiliza estos recursos para efectuar los pagos a los productores elegibles con arreglo al capítulo 4 de la Ley, bajo la supervisión administrativa de URE.

(330)

La Comisión ha analizado las características de esta tasa a la luz de su práctica decisoria (74) y de la jurisprudencia del Tribunal de Justicia en este contexto (75) y formula las observaciones siguientes.

(331)

En primer lugar, la tasa es una contribución obligatoria que el Estado impone a todos los consumidores.

(332)

En segundo lugar, el producto de la tasa se ingresa en una cuenta a nombre de Zarządca Rozliczeń SA, empresa propiedad al 100 % del Estado. De los siete miembros de la Junta de Supervisión de Zarządca Rozliczeń SA, cuatro, incluido el presidente, son designados por los ministros, dos por los presidentes de entes públicos (URE y el Servicio de Defensa de la Competencia y Protección de los Consumidores) y uno por la Junta General de Accionistas, es decir, por PSE. La Comisión concluye que Zarządca Rozliczeń SA está totalmente bajo control del Estado. Esta conclusión se ve corroborada por el hecho de que Zarządca Rozliczeń SA opera bajo la tutela de URE, que es una entidad pública. Por tanto, el producto de la tasa está gestionado por una entidad controlada al 100 % por el Estado.

(333)

En tercer lugar, Zarządca Rozliczeń SA utiliza los fondos recaudados para realizar pagos en beneficio de determinados productores, de conformidad con las disposiciones adoptadas por el Estado en la Ley. De conformidad con la misma, Zarządca Rozliczeń SA entrega los fondos a los productores de electricidad para cubrir los CTC, en forma de anticipos en concepto de tales costes para un año determinado y de correcciones anuales.

(334)

Habida cuenta de las tres observaciones anteriores, la Comisión concluye que el producto de la tasa es constitutivo de recursos estatales.

(335)

La Ley contempla el pago de determinados importes a las centrales que opten por aplicar el mecanismo que ella establece. Estas centrales eléctricas recibirán los pagos a cambio de rescindir su CAE con PSE.

(336)

Los pagos previstos por la Ley permiten aligerar la carga que representan los costes en que incurren las centrales eléctricas elegibles. La fórmula para calcular estos pagos incluye, entre otras cosas, la asunción por parte del Estado de las pérdidas derivadas de determinados tipos de coste, así como de los costes de amortización y combustible, si los ingresos obtenidos en el mercado no bastan a tal efecto, siempre que se cumplan determinadas condiciones que es probable que se satisfagan en un entorno económico normal. Ello implica que, en estas condiciones, los pagos del Estado cubren los costes sufragados habitualmente por los productores eléctricos en condiciones normales de mercado. Estos pagos les confieren, por tanto, una ventaja económica.

(337)

Los interesados sostienen que los pagos no constituyen una ventaja porque no son más que una compensación justa por la resolución de los CAE. Este razonamiento se basa en la premisa de que los propios CAE no constituyen una ventaja económica, lo que no es el caso, como se explica en el punto 7.1.1.

(338)

Dado que los beneficiarios de la Ley son las mismas centrales eléctricas que se benefician de los CAE, es de aplicación la misma argumentación seguida en los considerandos 254 a 257.

(339)

La Ley ofrece una ventaja a muchas empresas que operan en el mercado de la generación eléctrica, mercado que está liberalizado en la UE. Las medidas que favorecen a empresas del sector energético en un Estado miembro pueden menoscabar la posibilidad de que empresas de otros Estados miembros exporten electricidad al primero, o de favorecer las exportaciones de electricidad a los anteriores Estados miembros. Esta aseveración es especialmente cierta en el caso de Polonia, que ocupa un lugar central en Europa y está conectada a varios Estados miembros o puede conectarse fácilmente con ellos.

(340)

La ventaja competitiva derivada de la Ley puede falsear y afectar al comercio entre Estados miembros.

(341)

A la luz de lo anterior, la Comisión estima que el mecanismo de compensación establecido en la Ley es constitutivo de ayuda estatal.

(342)

La Ley entró en vigor el 4 de agosto de 2007. En este contexto, la Comisión opina que, de conformidad con el artículo 6, apartado 1, de la Ley, los productores de energía eléctrica que deciden acogerse al régimen solo reciben fondos para cubrir los CTC una vez celebrado el acuerdo de rescisión. Además, de conformidad con el artículo 22, apartado 4, de la Ley, el primer plazo del anticipo destinado a cubrir los CTC se hace efectivo a los productores a más tardar el quinto día del mes siguiente a que haya transcurrido un período de 120 días, contado a partir del día en que tenga lugar la resolución anticipada de los CAE en virtud de un acuerdo de rescisión. A la luz de lo anterior, no se puede considerar que la fecha de entrada en vigor de la Ley sea la fecha en que se concede la ayuda a los productores, es decir, la fecha en que el beneficiario reciba una autorización de ayuda legalmente vinculante. Por tanto, la Comisión no considera que la entrada en vigor de la Ley con anterioridad a la adopción de la presente Decisión constituya un incumplimiento de la obligación mencionada en el artículo 88, apartado 3, del Tratado CE.

(343)

El artículo 87, apartado 1, del Tratado CE establece la prohibición general de la concesión de ayudas estatales en el territorio de la Comunidad.

(344)

El artículo 87, apartado 3, letra c), autoriza las ayudas destinadas a facilitar el desarrollo de determinados sectores económicos, siempre que no alteren las condiciones de los intercambios en forma contraria al interés común. La Comisión ha desarrollado varias directrices y comunicaciones que explican de qué forma aplicará la excepción prevista en este artículo.

(345)

La metodología CTC pretende analizar las ayudas concedidas a los operadores históricos del sector eléctrico en un contexto en el que determinadas decisiones tomadas por estos operadores antes de la liberalización ya no tienen sentido, desde una perspectiva económica, tras la liberalización.

(346)

En el punto 3, primer párrafo, de la metodología CTC se explica que los costes de transición a la competencia«pueden de hecho adoptar diversas formas: contratos de compra a largo plazo, inversiones realizadas con una garantía implícita o explícita de mercados, inversiones fuera de la actividad normal, etc.». En el caso que nos ocupa, la ayuda está destinada a inversiones en la modernización o ampliación de centrales eléctricas, para las cuales los CAE desempeñan una función de garantía explícita de venta. Esta metodología se aplica también a las consecuencias de los contratos de adquisición de gas a largo plazo celebrados por los productores de centrales de gas. Por tanto, la Comisión estima que la ayuda se encuadra dentro del campo de aplicación de la metodología CTC. En consecuencia, analizó la ayuda a la luz de la misma.

(347)

La metodología CTC contempla una evaluación en dos etapas de la ayuda destinada a compensar los CTC. La primera, descrita en el punto 3 de la metodología, se refiere a la definición de costes elegibles, lo que implica entre otras cosas calcular la compensación máxima que se puede conceder. La segunda etapa, recogida en el punto 4 de la metodología, se refiere al mecanismo para calcular la compensación real que se ha de abonar en concepto de CTC, teniendo en cuenta el desarrollo de una verdadera competencia en el mercado.

(348)

En primer lugar, la Comisión analizó si la ayuda reunía las condiciones establecidas en los puntos 3.1 a 3.12 de la metodología CTC.

(349)

Con arreglo al punto 3.1 de la metodología CTC, los pagos en concepto de compensación máxima solo toman en consideración las inversiones completadas antes de la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE en Polonia, es decir, la fecha en que Polonia se adhirió a la UE, y el volumen de gas contratado antes de esa fecha con arreglo a contratos de compra obligatoria. En casos excepcionales, también se tomaron en consideración las inversiones decididas antes de la adhesión de Polonia y aún no finalizadas en esa fecha, pero solo en la medida en que Polonia hubiera podido demostrar a la Comisión que llevar a término estas inversiones e iniciar su explotación permitiría reducir más los costes de transición a la competencia inferiores que se si se detuvieran las obras.

(350)

De acuerdo con el punto 3.2 de la metodología CTC, no se discute la existencia y validez de las garantías concedidas a los productores de energía eléctrica, dado que se mencionan explícitamente en los CAE.

(351)

De conformidad con el punto 3.3 de la metodología CTC, las inversiones en cuestión son muy significativas y pueden generar pérdidas cuantiosas. Ello también se aplica a los contratos de compra obligatoria a largo plazo. La Comisión opina que, si no se compensaran estas pérdidas de alguna manera, su magnitud podría poner en peligro el funcionamiento continuado de las empresas en cuestión. Esta conclusión se ve reforzada también por la reacción de las instituciones que financiaron las inversiones, que informaron a la Comisión de que se podría considerar que la falta de una compensación adecuada constituía un incumplimiento de los acuerdos de financiación, habida cuenta de los elevados riesgos de insolvencia a que se enfrentaba la empresa en cuestión.

(352)

La Comisión también tiene en cuenta el hecho de que el impacto de los CTC se calcula con referencia a grupos consolidados. Ello permite que se tomen debidamente en consideración todos los efectos de la liberalización sobre el grupo, tanto positivos como negativos. Este mecanismo descarta nuevas inversiones si no se trata claramente de inversiones de sustitución. Por otra parte, la Comisión estima que la nuevas inversiones en el sector revisten una importancia capital para el buen funcionamiento del mercado y que no pueden detenerse en razón de las compensaciones en concepto de los CTC.

(353)

Con arreglo al punto 3.4 de la metodología CTC, los importes reservados por los beneficiarios para las inversiones en cuestión se comprometen de forma irrevocable. La única forma de recuperar los costes de inversión en una central eléctrica es proceder a su explotación o venderla a un precio que no puede exceder de los ingresos generados por la planta mediante la venta de su electricidad en el mercado. Los contratos de compra obligatoria tampoco pueden ser rescindidos unilateralmente por los productores de energía eléctrica.

(354)

Con arreglo al punto 3.5 de la metodología CTC, los costes de transición a la competencia asociados a inversiones en centrales eléctricas no están vinculados a acuerdos bilaterales. En este contexto, no tiene sentido, por tanto, verificar si estos CTC se derivan de garantías que vinculen a dos empresas del mismo grupo. Los CTC asociados a contratos de compra obligatoria no vinculan a las empresas que pertenecen a un mismo grupo.

(355)

De conformidad con el punto 3.6 de la metodología CTC, las autoridades polacas han facilitado a la Comisión la lista de los costes que se han de cubrir mediante las compensaciones cuando los ingresos de una central eléctrica sean insuficientes a tal efecto. Una vez analizadas estas categorías de costes, la Comisión ha llegado a la conclusión de que las compensaciones no excederán de lo necesario para cubrir la carencia de rendimiento de la inversión a lo largo del período de explotación de los nuevos activos, incluyendo, en caso necesario, un margen de beneficios razonable. El cálculo del valor máximo de la compensación se basa en una serie de hipótesis económicas, incluido en particular un precio de mercado básico equivalente al precio que estaría dispuesto a ofrecer un nuevo operador en el mercado polaco. Se parte de la base de que la fuente de energía primaria de este operador recién llegado sería el carbón. La Comisión ha verificado que esta hipótesis sobre la fuente de energía coincide con las tendencias actuales de las nuevas inversiones en Polonia y que las reservas hulleras polacas son suficientes para que esta tendencia continúe en el futuro. Si el precio de mercado actual es inferior al precio de mercado básico previsto, se tendrá en cuenta este último a efectos de calcular la compensación. La Comisión opina que esta fórmula de cálculo de los CTC, idéntica a la utilizada en su práctica habitual (76), toma en consideración los costes económicos, que corresponden a las cantidades invertidas realmente. Las compensaciones en concepto de contratos de compra obligatoria se calcularon sobre la base de los volúmenes reales contratados y de las mejores estimaciones posibles relativas a la fluctuación de los precios en los contratos.

(356)

De acuerdo con el punto 3.7 de la metodología CTC, el método empleado para calcular las compensaciones tiene en cuenta los ingresos generados por los activos en cuestión. El importe máximo de compensación es la cuantía resultante de la deducción de los ingresos generados por los activos en el pasado y de la que se dispone para cubrir los costes de inversión, así como los flujos financieros de la central eléctrica entre 2007 y la fecha de expiración de los CAE, disponibles para cubrir los costes de inversión. Todos estos ingresos se tienen en cuenta a partir del día en que se celebraran los CAE y en los importes deducidos se incluyen todas las ayudas estatales recibidas desde el 1 de mayo de 2004.

(357)

Con arreglo al punto 3.8 de la metodología CTC, se ha deducido de la compensación máxima el valor de las ayudas concedidas anteriormente para los activos en cuestión, especialmente las ayudas a la inversión.

(358)

Con arreglo al punto 3.9 de la metodología CTC, el método empleado para calcular los costes de transición a la competencia toma debidamente en consideración las tendencias reales en los precios de la electricidad. El ajuste periódico de la compensación tendrá en cuenta la diferencia entre el precio previsto de la electricidad empleado para calcular el importe máximo de la compensación y el precio real de la electricidad. Los pagos de compensación en concepto de contratos de compra obligatoria tendrán en cuenta no solo el consumo real de gas y sus precios reales, sino también el precio real al que se vendió la electricidad generada por las empresas.

(359)

De conformidad con el punto 3.10 de la metodología CTC, la compensación máxima se calcula con referencia a los costes amortizados antes de la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE en Polonia.

(360)

Con arreglo al punto 3.11 de la metodología CTC, las compensaciones se han calculado sobre la base de la solución menos onerosa para el Estado. Para los activos cuya construcción se iniciara antes de que Polonia se adhiriera a la Unión Europea pero no finalizara antes de la adhesión, Polonia ha demostrado que la compensación máxima se calculó sobre la base de la más barata de estas dos hipótesis: culminar la construcción y explotar los nuevos activos para generar ingresos o detener las obras de construcción. Asimismo, el mecanismo de compensación para los CTC asociados con contratos de compra obligatoria se concibió de tal forma que constituyera un incentivo para que los productores de electricidad explotasen las centrales eléctricas para reducir los importe totales de los CTC en lugar de detener la producción y asumir todas las sanciones, lo que produciría CTC más elevados. La Comisión analizó varias hipótesis presentadas por Polonia con el fin de determinar si este mecanismo contribuye a reducir el importe total de las compensaciones. Por último, en caso de que el volumen de gas solicitado en el marco de un contrato de compra obligatoria se renegociara y se redujera en aplicación del mecanismo de compensación, se reducirá en proporción el importe real de los pagos en concepto de compensaciones.

(361)

De conformidad con el punto 3.12 de la metodología CTC, el plazo de pago de las compensaciones se prolonga hasta 2027. En el punto 3.12 de la metodología CTC se establece que «los costes de determinadas empresas más allá del horizonte previsto en el artículo 26 de la Directiva 96/92/CE (18 de febrero de 2006) no pueden constituir, en principio, costes de transición a la competencia elegibles en virtud de la presente metodología». No obstante, en la nota 5 de la metodología CTC la Comisión afirma lo siguiente: «Entendiéndose que las inversiones no recuperables o no viables económicamente por la liberalización del mercado interior de la electricidad pueden constituir costes de transición a la competencia de acuerdo con la presente metodología, incluso cuando su duración deba extenderse, en principio, después de 2006. Además, los compromisos o garantías que haya que seguir satisfaciendo imperativamente después del 18 de febrero de 2006 por riesgos importantes para la protección del medio ambiente, la seguridad de las personas, la protección social de los trabajadores y la seguridad de la red eléctrica podrán considerarse, siempre que esté debidamente justificado, costes de transición a la competencia elegibles según la presente metodología».

(362)

Los CTC referidos en la Ley están estrechamente ligados a inversiones en centrales que no pueden recuperarse como consecuencia de la liberalización del mercado interior de la electricidad. Ello también se aplica a los contratos de compra obligatoria concluidos con el fin de suministrar a las centrales acogidas a los CAE de forma acorde con el volumen de electricidad abarcado por los CAE. Habida cuenta de la ya mencionada nota 5, la Comisión puede autorizar la prórroga de las compensaciones más allá del plazo límite, si lo estima oportuno a la luz de las circunstancias del caso.

(363)

La Comisión señala que las inversiones en cuestión son inversiones en centrales eléctricas. Se trata esencialmente de inversiones a largo plazo (de 15 a incluso 30 años), muy sensibles a las tendencias en los precios de la electricidad, que resultan muy difíciles de prever, especialmente durante la transición a un mercado plenamente liberalizado. Los costes de estas inversiones no pueden recuperarse cuando los precios de la electricidad son más bajos que los previstos cuando se construyeron las centrales.

(364)

En estas circunstancias y como ya hizo en casos anteriores relativos a Grecia (77) y Portugal (78), la Comisión estima que la nota 5 de la metodología CTC se aplica a estos CTC específicos y justifica la concesión de compensaciones después de 2006 y hasta el término de los CAE originales.

(365)

A la luz de lo anterior, la Comisión estima que la Ley cumple los criterios enunciados en los puntos 3.1 a 3.12 de la metodología CTC. Las compensaciones máximas en concepto de CTC no exceden del nivel permitido por dicha metodología. Por tanto, estos costes deberán ser considerados elegibles en el sentido de lo dispuesto en la metodología.

(366)

La Comisión analizó si las ayudas cumplían las condiciones establecidas en los puntos 4.1 a 4.6 de la metodología CTC.

(367)

De conformidad con el punto 4.1 de la metodología CTC, los importes máximos de compensación se calcularon para centrales eléctricas y contratos de compra obligatoria claramente definidos e individualizados. Las compensaciones abonadas realmente no excederán de estos importes máximos.

(368)

Con arreglo al punto 4.2 de la metodología CTC, el importe de las compensaciones abonadas realmente tendrá en cuenta la evolución real en los datos económicos fundamentales, especialmente los precios de la electricidad y los volúmenes de gas adquiridos en el marco de contratos de compra obligatoria. Así por ejemplo, en caso de que los precios reales de la electricidad difieran del precio básico de mercado mencionado en el considerando 355, el importe de las compensaciones reales se modificará en consecuencia. De modo análogo, los importes de las compensaciones reales en concepto de contratos de compra obligatoria tendrán en cuenta las condiciones reales en las que los productores de energía eléctrica de que se trata adquieren gas y venden electricidad en el mercado.

(369)

Con arreglo al punto 4.3 de la metodología CTC, las autoridades polacas se han comprometido a presentar a la Comisión un informe anual sobre la aplicación de la Ley.

(370)

De conformidad con el punto 4.4 de la metodología CTC, el precio básico de mercado a que se hace referencia en el considerando 355 se incrementa significativamente con el tiempo, como consecuencia de lo cual el importe de las compensaciones abonadas disminuirá en cierta medida, lo que la Comisión considera favorable.

(371)

Con arreglo al punto 4.5 de la metodología CTC, el importe máximo de compensación que se ha de abonar a una empresa determinada se fija por adelantado y tiene en cuenta los resultados futuros de los beneficiarios que se obtendrán merced a los aumentos de productividad. En la notificación se especificaba, entre otras cosas, cómo los cálculos de los CTC tendrán en cuenta los cambios producidos en diversos factores económicos (como precios, cuotas de mercado u otros factores de relevancia indicados por los Estados miembros y mencionados en la metodología).

(372)

De conformidad con el punto 4.6 de la metodología CTC, las autoridades polacas se han comprometido a no conceder ayudas de salvamento o reestructuración a empresas que se beneficien de la Ley durante un período de diez años tras el último pago efectuado a las mismas. Este período, que se prolonga hasta 2037 para algunas empresas, es compatible con el principio de «primera y última vez», tal como lo interpreta la Comisión en el punto 73 de las Directrices comunitarias sobre ayudas estatales de salvamento y reestructuración de empresas en crisis (79). La Comisión considera que esta solución garantiza también que no se producirá una acumulación indebida de ayudas en el marco de la metodología CTC.

(373)

Habida cuenta de lo anteriormente expuesto, la Comisión concluye que la Ley cumple los criterios establecidos en los puntos 4.1 a 4.6 de la Metodología CTC. Por tanto, el método para el desembolso de los importes reales de compensación en concepto de los CTC es compatible con la metodología CTC.

(374)

Por consiguiente, la Comisión concluye que la Ley es compatible con la metodología CTC. Las ayudas destinadas a compensar los CTC elegibles cumplen los criterios establecidos en la metodología y, por tanto, pueden ser declaradas compatibles con el mercado común.

(375)

Los productores de energía eléctrica beneficiarios de la Ley fueron autorizados a recibir ayudas de conformidad con la metodología CTC a partir del 1 de mayo de 2004. La Ley establece un sistema de compensaciones para el futuro, si bien, cuando se calculan los importes máximos de compensación, también se toman en consideración los importes de ayuda recibidos anteriormente por los productores. De conformidad con el anexo 2 de la Ley, el importe máximo de compensación es el importe resultante de la deducción de los ingresos generados en el pasado por los activos y disponibles para cubrir los costes de inversión. Como se señala en el considerando 356, todas las ayudas recibidas a partir del 1 de mayo de 2004 se incluyen en los ingresos deducidos. Al considerar que la Ley es compatible con el mercado común, la Comisión concluye que también las ayudas recibidas por los beneficiarios desde el 1 de mayo de 2004 son compatibles con el mercado común.

(376)

Los dos CAE celebrados con Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni SA y Electrabel Połaniec SA expiraron el 31 de diciembre de 2006. Por este motivo, la Ley no se aplica a estos dos productores de energía eléctrica. Como ninguno de estos dos CAE entra en el ámbito de aplicación de la Ley, tampoco entra en el de la presente Decisión y la Comisión adoptará una decisión separada en relación con las dos empresas en cuestión.

(377)

La Comisión concluye que:

(378)

Como se explica en el punto 7.1.1, la ayuda estatal de que constan los CAE reside esencialmente en el hecho de que garantizan la adquisición por parte de PSE de un determinado volumen de electricidad a un precio que cubre todos los costes de generación.

(379)

Habida cuenta de que la ayuda estatal es incompatible con el Tratado CE, es preciso poner término a su concesión. Dado que las disposiciones relativas a la garantía de ingresos y la garantía de cobertura de costes constituyen una parte esencial de los CAE, la Comisión concluye que la única forma de terminar con la ayuda estatal es poniendo fin a los propios CAE.

(380)

La Comisión estima que la resolución de los CAE conllevará un trabajo significativo para las partes, especialmente por lo que se refiere a determinar sus condiciones de rescisión. La Comisión opina que es necesario dar un plazo razonable para llevar a cabo este proceso, con objeto de garantizar un nivel adecuado de seguridad de suministro de electricidad y que la transición a un mercado plenamente liberalizado se desarrolla en buenas condiciones. Estos objetivos también revierten en interés de la Comunidad.

(381)

Durante la elaboración de la Ley en el marco del procedimiento legislativo nacional, Polonia consultó a todos los interesados a propósito de las cuestiones técnicas relacionadas con la resolución voluntaria de los CAE. Como consecuencia de ello, el plazo establecido en la Ley para la celebración de los acuerdos de resolución de los CAE es de 150 días a partir de la entrada en vigor de la Ley, es decir, el 1 de enero de 2008. La Comisión estima que este período es también adecuado para la resolución de los CAE contemplada por la presente Decisión. La Comisión considera que, con arreglo al artículo 5 de la Ley, la resolución efectiva de los CAE tendrá lugar el primer día del mes siguiente a que haya transcurrido un período de 210 días contado a partir del día de entrada en vigor de la Ley (es decir, el 1 de abril de 2008).

(382)

En consecuencia, como se indica en los considerandos 356 y 375, los importes de ayuda percibidos por los beneficiarios después del 1 de mayo de 2004 entran dentro del ámbito de aplicación de la Ley y, por tanto, se consideran compatibles con el mercado común.

(383)

En el caso específico de Żarnowiecka Elektrownia Gazowa Sp. z o.o. La Comisión concluye que la central eléctrica no se benefició de ayudas al amparo de su CAE.

(384)

Los dos CAE celebrados con Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni SA y Electrabel Połaniec SA no entran en el ámbito de aplicación de la presente Decisión. La Comisión se ocupará de estas dos empresas en una decisión separada.

Fuente

:

Estimaciones de la Comisión basadas en datos facilitados por Polonia. En el caso de Pątnów II, el valor indicado se refiere a 2008, primer año en que la central será operativa.