(1)

El 24 de julio de 2024, las autoridades belgas presentaron una solicitud a la Comisión, de conformidad con el artículo 35, apartado 1, de la Directiva 2014/25/UE (en lo sucesivo, «la solicitud»), en nombre de Luminus, Norther y Ørsted (en lo sucesivo, «los solicitantes»), una solicitud relativa a la generación y venta al por mayor de electricidad en Bélgica, a excepción de la electricidad generada en las centrales nucleares Doel 4 y Tihange 3. La solicitud cumple los requisitos formales establecidos en el artículo 1, apartado 1, y en el anexo I de la Decisión de Ejecución (UE) 2016/1804 de la Comisión (2).

(2)

Luminus es propiedad al 68,63 % de Electricité de France (en lo sucesivo, «EDF») Belgium SA, filial de EDF Group, y opera principalmente en los mercados de la electricidad y los mercados de servicios de gas y energía de Francia y Bélgica.

(3)

Norther es propiedad al 50 % de Elnu NV, filial de Elicio SA-NV, propiedad al 100 % de Nethys SA-NV, y propiedad al 50 % de Boreas Wind Offshore NV, filial propiedad al 100 % de Eneco Wind Belgium NV. Eneco Wind Belgium NV es una filial de Eneco BV, productor y proveedor internacional de electricidad, gas natural y calefacción, Norther explota un parque eólico marino en el mar del Norte dentro de la zona económica exclusiva belga.

(4)

Ørsted forma parte de Ørsted Group, propiedad del Estado danés en un 50,12 %. Ørsted no tiene actualmente actividades de generación o comercio de energía en Bélgica, pero está estudiando la posibilidad de iniciar actividades relacionadas con las energías renovables en Bélgica.

(5)

La solicitud no iba acompañada de una posición motivada y justificada de la autoridad belga de competencia.

(6)

Con arreglo al anexo IV, punto 1, letra a), de la Directiva 2014/25/UE, dado que puede suponerse que el acceso al mercado no está limitado sobre la base del artículo 34, apartado 3, párrafo primero, de dicha Directiva, tal y como también se indica en el considerando 15 de la presente Decisión, la Comisión debe adoptar el acto de ejecución a que se refiere el artículo 35 de la Directiva 2014/25/UE en un plazo de ciento cinco días hábiles.

(7)

El 30 de julio de 2024, la Comisión solicitó a las autoridades belgas que confirmaran, en un plazo de diez días hábiles, la validez de los datos facilitados por los solicitantes relativos a las cuotas de mercado, aun cuando difirieran de los datos oficiales publicados por la CREG, el organismo regulador de la electricidad y el gas en Bélgica. La Comisión recibió la confirmación de la CREG el 2 de septiembre de 2024. El 28 de noviembre de 2024, la Comisión solicitó aclaraciones adicionales a las autoridades belgas, que las facilitaron el 27 de enero de 2025. De conformidad con el anexo IV, punto 2, de la Directiva 2014/25/UE, el plazo para la adopción de una decisión de ejecución se fija para el 6 de marzo de 2025.

(8)

La Directiva 2014/25/UE se aplica a la adjudicación de contratos para la realización de las actividades relacionadas con la generación y venta al por mayor de electricidad a que se refiere el artículo 9, apartado 1, letra b), de dicha Directiva, a menos que esta actividad esté exenta en virtud de su artículo 34.

(9)

La Directiva 2014/25/UE impone a los poderes públicos y a las empresas sujetas a control público de los sectores del agua, la energía, los transportes y los servicios postales una disciplina en materia de contratación para garantizar la libre circulación de mercancías, la libertad de establecimiento y la libre prestación de servicios, así como el respeto de los principios derivados de dichas libertades. Según el considerando 1 de la Directiva, esta opción legislativa se debe a que las autoridades nacionales siguen pudiendo influir en el comportamiento de estas entidades y al carácter cerrado de los mercados en que operan las entidades en dichos sectores.

(10)

Según lo dispuesto en el artículo 34, apartado 1, de la Directiva 2014/25/UE, esta no se aplica, a petición de un Estado miembro o de una entidad adjudicadora, a los contratos destinados a hacer posible la prestación de una actividad contemplada en ella, siempre que, en el Estado miembro en que se efectúe dicha actividad, esta esté sometida directamente a la competencia en mercados cuyo acceso no esté limitado.

(11)

La exposición directa a la competencia debe evaluarse con arreglo a criterios objetivos, tomando en consideración las características específicas del sector afectado. Sin embargo, esta evaluación se ve limitada por la brevedad de los plazos aplicables y por la necesidad de basarse en la información de que dispone la Comisión. Dicha información procede de fuentes ya existentes o de la información obtenida en el contexto de la solicitud con arreglo al artículo 35 de la Directiva 2014/25/UE y no puede complementarse con métodos que requieren más tiempo, en particular, entre otras cosas, consultas públicas dirigidas a los operadores económicos afectados (3).

(12)

La sujeción directa a la competencia en un determinado mercado debe evaluarse con arreglo a varios criterios, ninguno de los cuales es determinante por sí mismo.

(13)

A fin de evaluar si las actividades en cuestión están sometidas a competencia directa en los mercados objeto de la presente Decisión, deben tenerse en cuenta la cuota de mercado de los principales operadores, así como la existencia de ayuda a la generación y venta al por mayor de electricidad renovable en Bélgica a través de sistemas públicos, y su alcance.

(14)

Como recordó el Tribunal General (4), la carga de la prueba recae en el solicitante, que debe demostrar que se cumplen las condiciones establecidas en el artículo 34 de la Directiva 2014/25 y, por tanto, se beneficia de una exención de la aplicación de la Directiva 2014/25/UE. Esto implica que el solicitante debe acompañar su solicitud de pruebas exhaustivas que demuestren el cumplimiento de las condiciones para la exención.

(15)

A efectos de la aplicación del artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE, la presente Decisión debe determinar si las actividades a las que se refiere la solicitud están sometidas (en mercados cuyo acceso no esté limitado a efectos de dicho artículo) a un nivel de competencia tal que garantice que, incluso en ausencia de la disciplina introducida por las disposiciones pormenorizadas que establece en materia de contratación la Directiva 2014/25/UE, la contratación para el ejercicio de la actividad considerada se realice de forma transparente y no discriminatoria y sobre la base de unos criterios que permitan a los compradores encontrar la solución que, en conjunto, sea más ventajosa desde el punto de vista económico.

(16)

La presente Decisión se basa en la situación de hecho y de derecho en julio de 2024 y en la información presentada por los solicitantes y la información disponible públicamente. Podrá ser revisada si, como consecuencia de cambios significativos en la situación de hecho o de derecho, dejan de cumplirse las condiciones de aplicabilidad del artículo 34, apartado 1, de la Directiva 2014/25/UE.

(17)

Se considera que el acceso a un mercado no está limitado si el Estado miembro de que se trate ha incorporado a su legislación nacional y aplicado los actos jurídicos pertinentes de la Unión que figuran en el anexo III de la Directiva 2014/25/UE, que incluye, con respecto a la generación y venta al por mayor de electricidad, la Directiva (UE) 2019/944 del Parlamento Europeo y del Consejo (5).

(18)

Sobre la base de la información de que dispone la Comisión, Bélgica ha transpuesto y aplica la Directiva (UE) 2019/944 (6). Por consiguiente, se considera que el acceso al mercado de referencia no está limitado a efectos del artículo 34, apartado 3, de la Directiva 2014/25/UE.

(19)

Según los solicitantes, el mercado de producto de referencia es el mercado de generación y venta al por mayor de electricidad convencional y renovable. Esto se ajusta a la práctica decisoria de la Comisión en relación con las solicitudes de exención relativas a la generación y venta al por mayor de electricidad. La definición del mercado de producto que figure en la presente Decisión se entiende sin perjuicio de la aplicación de las normas de la Unión en materia de competencia.

(20)

En decisiones anteriores, la Comisión constató que algunos regímenes de subvenciones no impedían concluir que la generación de electricidad que se beneficiaba de estos podría pertenecer al mercado de producto de referencia. En la Decisión de Ejecución (UE) 2018/71 de la Comisión (7) dirigida a los Países Bajos, la Comisión señaló en los considerandos 19 y 21 que la electricidad generada a partir de fuentes renovables se vendía directamente en el mercado, y que el sistema neerlandés Stimulering Duurzame Energieproductie (SDE+) fomentaba las ofertas competitivas, considerando que los competidores intentarían minimizar sus gastos (y, por tanto, la prima regulada que recibirían). Por lo tanto, la Comisión consideró que la electricidad generada a partir de fuentes renovables pertenecía al mismo mercado que la generación de electricidad convencional. En la Decisión de Ejecución (UE) 2020/1499 de la Comisión (8) dirigida a Italia, la Comisión destacó en los considerandos 37 y 38 que algunos sistemas de electricidad renovable estaban sometidos a un proceso de licitación con un elevado número de solicitantes. Por consiguiente, se constató que la generación de electricidad que se beneficiaba de estos sistemas formaba parte del mismo mercado que la generación de electricidad convencional. En la Decisión de Ejecución (UE) 2020/1500 de la Comisión (9) dirigida a Lituania, la Comisión declaró en el considerando 30 que la electricidad producida con arreglo al tercer sistema de apoyo recibió ayudas basadas en primas establecidas mediante un procedimiento de licitación competitivo y concluyó que formaba parte del mismo mercado que la generación de energía convencional. En la Decisión de Ejecución (UE) 2022/1376 de la Comisión (10) dirigida a Dinamarca, la Comisión constató en el considerando 29 que la asignación de financiación pública estaba sometida a la competencia mediante un proceso de licitación que regulaba el comportamiento de los productores de electricidad a partir de fuentes renovables respecto a su política de contratación. En consecuencia, concluyó que las instalaciones de generación de electricidad renovable objeto de la solicitud pertenecían al mismo mercado que la generación de electricidad convencional. En la Decisión de Ejecución (UE) 2023/1978 de la Comisión (11) dirigida a Alemania, la Comisión concluyó en el considerando 47 que la generación y venta al por mayor de electricidad renovable que no recibía subvenciones o que recibía subvenciones directamente vinculadas al precio de mercado estaban sometidas directamente a la competencia.

(21)

En general, la Comisión concluyó que se podía considerar que la generación de electricidad renovable competía con la generación de electricidad convencional si no recibía subvenciones o si las que recibía se concedían a través de un mecanismo que garantizara que el nivel de estas estuviera directamente vinculado a un precio de mercado. En una serie de casos, la Comisión constató que la existencia de un proceso de licitación garantizaba que las subvenciones estuvieran vinculadas a un precio de mercado.

(22)

La Comisión señala que en Bélgica la generación de electricidad está respaldada por tres categorías de sistemas con distintas características. Estos son el mecanismo de capacidad (en lo sucesivo, el «MC»), el régimen de subvenciones para las centrales nucleares Doel 4 y Tihange 3 prorrogado más allá de 2025 (12) y los regímenes de subvenciones para la electricidad renovable.

(23)

Los solicitantes describen la situación del siguiente modo. Bélgica tiene previsto cerrar todos los reactores nucleares de su territorio de aquí a 2025, a excepción de los dos reactores más recientes, situados uno en Doel y otro en Tihange. Según el gestor de red de transporte belga, Elia (13), este cierre requerirá la instalación de entre 2 y 4 GW de capacidad adicional de aquí a 2030. No obstante, el funcionamiento de los mercados mayoristas no ofrece suficientes incentivos para tal inversión. Aun así, para el sistema energético es esencial disponer de capacidad flexible. Desde el punto de vista de la demanda, las energías renovables, que son intermitentes y aleatorias, deben complementarse con medios de producción suficientemente flexibles.

(24)

Los solicitantes añaden que, por este motivo, Bélgica ha introducido el MC. Siempre que un productor pueda garantizar su disponibilidad, puede acogerse al mecanismo, que es neutral con respecto a la tecnología o a la fuente de la energía. El MC, que entró en vigor en marzo de 2021, fomenta la inversión al garantizar una rentabilidad suficiente a los proyectos que ofrezcan generación durante puntas de carga y mecanismos de balance. Funciona mediante subasta competitiva. Este mecanismo se aprobó en 2021 mediante la Decisión (UE) 2022/639 de la Comisión (14).

(25)

Según los solicitantes, las actividades que se benefician del MC pertenecen al mercado mayorista y de generación global, ya que: i) la electricidad se vende directamente en el mercado mayorista; ii) no se beneficia de prioridad de inyección; o iii) de la exención de la responsabilidad en materia de ajuste; iv) la subvención no ofrece cobertura frente a los riesgos del mercado; v) el importe de la subvención no cubre más que los costes netos adicionales asociados a los costes de construcción, mantenimiento y explotación de una central térmica explotada para garantizar la seguridad del suministro menos los ingresos de mercado pertinentes de esta central eléctrica. La Comisión comparte esta opinión.

(26)

Los solicitantes propusieron agrupar en las siguientes categorías los regímenes de subvenciones aplicables a la generación de electricidad renovable en Bélgica.

(27)

Esta categoría incluye: Los parques eólicos marinos C-Power, Belwind, Northwind y Nobelwind, el primer sistema de certificados verdes («GC», por sus siglas en inglés, de «green certificates») de la región de Bruselas (instalaciones instaladas entre 2004 y junio de 2011), el primer y segundo sistema de GC de la región valona (instalaciones instaladas entre 2002 y julio de 2014), el primer sistema de GC de la región flamenca (instalaciones instaladas entre 2009 y 2012).

(28)

Los solicitantes alegan que estos parques eólicos marinos deberían considerarse parte del mercado mayorista y de generación global, ya que las subvenciones recibidas solo cubren los costes netos adicionales de los proyectos. No obstante, en las Decisiones mencionadas en el considerando 18, la Comisión ha considerado reiteradamente que las instalaciones beneficiarias de subvenciones fijas no formaban parte del mercado global de generación y venta al por mayor de electricidad. Para la Comisión, estas subvenciones protegen a los beneficiarios de la competencia al ofrecer unos niveles de ingresos garantizados. La Comisión no ve razón alguna para apartarse de este enfoque.

(29)

Esta categoría incluye: el segundo sistema de GC de la región de Bruselas (instalaciones instaladas a partir de julio de 2011), el tercer sistema de GC de la región valona (instalaciones instaladas a partir de julio de 2014), el primer sistema de GC de la región flamenca (instalaciones instaladas a partir de 2013), y los parques eólicos marinos Norther, Rentel, Seamade y Northwester II.

(30)

En el caso de los sistemas regionales, se reevalúan anualmente los costes del proyecto, y el coste estimado de los proyectos instalados se indexa para tener en cuenta las variaciones en los gastos de explotación. En el caso de los parques eólicos marinos, la subvención está sujeta a una indexación mensual específica del proyecto basada en un índice de precios de consumo.

(31)

Los solicitantes alegan que las instalaciones que reciben subvenciones vinculadas al precio de mercado de la electricidad con una prima legalmente definida forman parte del mercado global de generación y venta al por mayor de electricidad. La Comisión comparte esta opinión, ya que estas subvenciones están vinculadas a un precio de mercado.

(32)

En esta categoría figuran los proyectos de la zona Princess Elisabeth. Los solicitantes alegan que, dado que las futuras instalaciones en el marco de dicho sistema recibirán subvenciones definidas a través de un proceso de subasta competitiva, deben formar parte del mercado mayorista y de generación global. La Comisión comparte esta opinión, ya que estas subvenciones están vinculadas a un precio de mercado.

(33)

En esta categoría figuran los proyectos de energía solar y eólica terrestre de pequeña y mediana potencia instalados en Flandes entre 2021 y 2023. Los solicitantes alegan que, dado que dichas instalaciones reciben subvenciones definidas a través de un proceso de subasta competitiva, deben formar parte del mercado global de generación y venta al por mayor de electricidad. La Comisión comparte esta opinión, ya que estas subvenciones están vinculadas a un precio de mercado.

(34)

Los solicitantes alegan que las instalaciones que han dejado de recibir subvenciones deben formar parte del mercado mayorista y de generación global. La Comisión comparte esta opinión, ya que estas instalaciones no reciben ninguna subvención y venden su producción únicamente al precio de mercado de la electricidad. Esto está en consonancia con el enfoque adoptado en anteriores decisiones de exención, como la Decisión de Ejecución (UE) 2023/1978 relativa a Alemania.

(35)

La Comisión considera que el mercado global de generación y venta al por mayor de electricidad está compuesto por la generación y venta al por mayor de electricidad convencional, la generación y venta al por mayor de electricidad apoyada por el MC y la generación y venta al por mayor de electricidad renovable que recibe subvenciones basadas en los precios de mercado. La generación y venta al por mayor de electricidad procedente de fuentes renovables que recibe primas fijas y legalmente definidas constituyen un mercado independiente.

(36)

Según los solicitantes, y sobre la base de la práctica decisoria de la Comisión, el mercado geográfico de referencia debe definirse como nacional, es decir, el mercado que comprende el territorio de Bélgica (15). Los solicitantes destacan que Bélgica mantiene fuertes vínculos con los demás países de la región de Europa central y occidental (Bélgica, Alemania, Francia, Luxemburgo, Países Bajos y Austria).

(37)

En decisiones anteriores (16), la Comisión consideró que el mercado de generación y venta al por mayor de electricidad tiene un alcance nacional. La posición del solicitante está en consonancia con la práctica de la Comisión.

(38)

A falta de indicación de un ámbito de aplicación distinto del mercado geográfico, a efectos de la evaluación con arreglo a la presente Decisión y sin perjuicio de lo dispuesto en las normas de la Unión en materia de competencia, puede considerarse que el ámbito geográfico de la generación y venta al por mayor de electricidad procedente de fuentes convencionales y renovables está formado por el territorio de Bélgica.

(39)

La Comisión pretende evaluar en esta fase si las actividades a las que se refiere a la solicitud están o no sometidas a un nivel de competencia suficiente para garantizar que no se requiere la disciplina en materia de contratación de la Directiva 2014/25/UE. En el presente caso, los factores que deben tenerse en cuenta para llevar a cabo esta evaluación son las cuotas de mercado, los niveles de concentración y la influencia de las importaciones de electricidad sobre la competencia en el mercado belga de generación y venta al por mayor de electricidad.

(40)

En consonancia con las decisiones previas a las que se refiere el considerando 18, la Comisión considera en el presente caso que las subvenciones fijas y legalmente definidas para la generación de electricidad renovable no garantizan que las instalaciones que se benefician de dichas subvenciones estén sometidas directamente a la competencia.

(41)

Por consiguiente, dado que no se cumplen las condiciones establecidas en el artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE, esta debe seguir aplicándose a los contratos destinados a hacer posible la generación de electricidad renovable que recibe primas fijas y legalmente definidas en Bélgica.

(42)

Los solicitantes facilitan la siguiente visión general de las cuotas de mercado en el mercado de generación y venta al por mayor de electricidad durante el período 2019-2023.

(43)

La disminución de la cuota de mercado de Engie en 2022 y 2023 puede atribuirse principalmente al cierre de los reactores nucleares Doel 3 (septiembre de 2022) y Tihange 2 (marzo de 2023).

(44)

Se prevé que la cuota de mercado de Engie siga disminuyendo a partir de 2025, debido al cierre de otros tres reactores, Doel 1, Doel 2 y Tihange 1. Tras el acuerdo alcanzado entre el Gobierno belga y Engie, los reactores nucleares restantes, Doel 4 y Tihange 3, estarán en funcionamiento hasta 2035.

(45)

Según los solicitantes, la cuota de mercado de Engie en generación y venta al por mayor de electricidad en Bélgica sería del 52 % en 2023, del 44 % en 2024 y del 32 % en 2025. Esto se debe a que, a partir de 2025, la producción de los dos reactores nucleares restantes se considera dividida entre Engie y el Estado belga, ya que los reactores serán explotados por BE-NUC, una empresa conjunta de la que Engie y el Estado belga poseen cada uno el 50 %.

(46)

El índice Herfindahl-Hirschman (IHH), que mide la concentración del mercado, se sitúa en los siguientes niveles (muy alto o alto) en el mercado de generación y venta al por mayor de electricidad en Bélgica:

Se prevé que disminuya significativamente (2 253) en 2025 y posteriormente, ya que la generación a partir de reactores nucleares se mantendrá estable, al tiempo que aumentará la generación a partir de fuentes renovables.

(47)

La cuota de mercado de las tres mayores empresas del mercado de generación y venta al por mayor de electricidad ha disminuido del 79 % en 2019 al 72 % en 2023.

(48)

La Comisión señala que el mercado belga de generación y venta al por mayor de electricidad ha estado muy concentrado hasta ahora. La concentración debería reducirse a partir de 2025 tras el cierre previsto de otros tres reactores nucleares.

(49)

Los solicitantes explican que, si bien la concentración del mercado es elevada, las importaciones de electricidad ejercen una presión competitiva significativa.

(50)

La Comisión reconoce que las importaciones de electricidad ejercen cierta presión competitiva. No obstante, la Comisión también señala que, en los diez últimos años, Bélgica se ha dedicado principalmente a exportar electricidad a países vecinos. Según las cifras facilitadas por los solicitantes (17), en 2023, Bélgica fue un importador neto de electricidad, pero entre 2018 y 2022 era un exportador neto. En los próximos años, es probable que Bélgica importe más electricidad como consecuencia del cierre de los reactores nucleares.

(51)

Los solicitantes comparan la situación de Bélgica con la de Lituania, en la que la Comisión reconoció la importancia de las importaciones de electricidad (18). No obstante, estos casos son diferentes, ya que en Lituania las importaciones representaban el 80 % de la demanda de electricidad en 2018, mientras que en Bélgica las importaciones supondrían entre el 20 y el 40 % de la demanda de electricidad durante los próximos diez años según un estudio de la CREG mencionado en la solicitud (19).

(52)

Por lo tanto, la Comisión no comparte la opinión de los solicitantes de que la importancia de las importaciones en los casos belga y lituano sea comparable. Habida cuenta de las diferencias expuestas en los considerandos 46 y 47, la Comisión concluye que las importaciones de electricidad no pueden considerarse un factor decisivo para medir la exposición a la competencia en el mercado belga de generación y venta al por mayor de electricidad.

(53)

No obstante, la Comisión reconoce que las importaciones de electricidad pueden ejercer una presión competitiva en la generación futura de electricidad ya que la capacidad de Bélgica se reducirá con el cierre previsto de tres reactores nucleares en 2025. Esta tendencia aún no se ha materializado, ya que en los últimos cinco años, Bélgica ha sido un exportador neto.

(54)

Los solicitantes explican que Luminus es una entidad adjudicadora, dado que es propiedad al 68,63 % de EDF Belgium SA, filial al 100 % de EDF Group, sociedad anónima francesa propiedad del Estado francés.

(55)

Los solicitantes consideran que Norther es una entidad adjudicadora, ya que es propiedad al 50 % de Nethys, a su vez filial al 100 % de Enodia, una agrupación de municipios (intercommunale) propiedad de la provincia de Lieja, de 74 comunas de la región de Lieja y la región valona. La Comisión está de acuerdo en que Norther debe considerarse una entidad adjudicadora. Además de Norther, Nethys controla a través de su filial Elicio una serie de filiales en Bélgica (20) dedicadas a la generación y venta al por mayor de electricidad renovable (en lo sucesivo, «las demás filiales de Nethys»), que la Comisión considera entidades adjudicadoras.

(56)

Según los solicitantes, las entidades adjudicadoras (grupo en el que los solicitantes incluyen a Luminus y Norther, pero aún no a Ørsted, puesto que aún no opera en Bélgica) tienen unas cuotas de mercado combinadas en el mercado global de generación y venta al por mayor de electricidad en Bélgica de entre el 20 y el 30 % en capacidad y entre el 15 y el 20 % en generación durante el período 2019-2023 (21).

(57)

A pesar de que los solicitantes indican que Engie es propiedad al 23,64 % del Estado francés, que controla el 33,97 % de los derechos de voto, afirman que Engie no opera en las plataformas europeas de contratación pública, ya que, en su opinión, no está sujeta a la Directiva (22).

(58)

La Caisse des Dépôts et Consignations (Caja de Depósitos y Consignaciones, «CDC»), una institución pública francesa, posee el 3,63 % de las participaciones y el 3,53 % de los derechos de voto (23). Los accionistas públicos franceses, con el 27,27 % de las participaciones y el 38,03 % de los derechos de voto, tienen una minoría de bloqueo.

(59)

Los restantes accionistas significativos de Engie son The Capital Group Companies (6,37 % de participaciones, 5,05 % de los derechos de voto), Blackrock (4,51 % de participaciones y 3,44 % de los derechos de voto) y los trabajadores de Engie (3,49 % de participaciones y 4,18 % de los derechos de voto). Por lo tanto, los poderes adjudicadores franceses son, con diferencia, el mayor accionista de Engie.

(60)

En las últimas cinco asambleas generales anuales (AGA) de los accionistas de Engie, el Estado francés y la CDC han concentrado más de la mitad de los votos efectivamente emitidos por los accionistas. Sobre la base de las actas de votación de la AGA disponibles en el sitio web de Engie (24), la Comisión realiza el siguiente cálculo sobre el ejercicio de los derechos de voto:

(61)

Con arreglo al Derecho francés (25), el Estado francés también tiene la posibilidad de convertir una participación ordinaria de Engie en una acción de oro mediante decreto si están en juego intereses nacionales esenciales, en particular en materia de continuidad y seguridad del suministro. Esta acción de oro confiere derechos específicos al Estado, como la oposición a la venta de activos estratégicos a un tercero o el condicionamiento de la entrada de nuevos accionistas en el capital de la sociedad, a partir de un umbral determinado, a la autorización del ministro de Economía.

(62)

La Comisión ofreció a Engie la oportunidad de presentar observaciones sobre este punto concreto, cosa que hizo el 24 de diciembre de 2024. Engie alega que el Estado y la CDC no deben considerarse un único poder adjudicador y que, aun suponiendo que lo fueran, no puede presumirse su influencia dominante sobre Engie. Engie añade que el Estado francés solo nombra a tres de los catorce miembros de su consejo de administración.

(63)

Engie alega que, con arreglo al artículo 4, apartado 2, letra b), de la Directiva, solo resulta pertinente la mayoría de los votos correspondientes a las participaciones emitidas por la empresa, y no el porcentaje de votos emitidos en las asambleas generales de accionistas. No obstante, la definición de empresa pública que figura en el artículo 4, apartado 2, primera frase, de la Directiva incluye la influencia dominante ejercida por los poderes adjudicadores a través de la mayoría de los votos emitidos en las asambleas generales de accionistas. La influencia dominante ejercida a través del control de la mayoría de los votos correspondientes a las participaciones emitidas por la empresa, tal como se contempla en el artículo 4, apartado 2, letra b), es uno de los casos en los que se presume dicha influencia dominante; esto no excluye la influencia dominante en otras situaciones.

(64)

La Comisión considera que, a la luz de los elementos descritos en los considerandos 57 a 63, los poderes adjudicadores ejercen una influencia dominante en Engie en el sentido del artículo 4, apartado 2, de la Directiva 2014/25/UE. Por consiguiente, debe considerarse que Engie es una entidad adjudicadora con arreglo a dicho artículo.

(65)

La Comisión considera que la situación de competencia de Engie y Luminus, por una parte, y Norther, las demás filiales de Nethys y Ørsted, por otra, es muy distinta. Engie y Luminus tienen desde hace mucho tiempo una fuerte presencia en el mercado belga de generación y venta al por mayor de electricidad. En 2019, sus cuotas de mercado fueron del 64 % y del 13,7 %, respectivamente, y en 2023 fueron del 52,2 % y del 14,1 % (26). Incluso a partir de 2025, y sobre la base de las previsiones de los solicitantes, Engie y Luminus mantendrían una posición muy sólida en el mercado belga de generación y venta al por mayor de electricidad, ya que se prevé que sigan siendo, con diferencia, los principales operadores del mercado hasta, al menos, 2034 (27).

(66)

Las posiciones sólidas acumuladas de Engie y Luminus en el mercado belga de generación y venta al por mayor de electricidad se ven reforzadas por la diversificación de sus carteras de generación. Estas incluyen la producción a partir de centrales nucleares situadas en Bélgica (28), que les da acceso a una fuente de generación flexible de electricidad de carga base estable y competitiva (gracias a su bajo coste marginal). También explotan centrales hidroeléctricas y de gas en Bélgica, que ofrecen una generación flexible durante las puntas de carga.

(67)

Además, el índice IHH, mencionado en el considerando 46, muestra unos niveles elevados de concentración del mercado y, en relación con las cuotas de mercado, evidencia el hecho de que los competidores tardan mucho tiempo en cuestionar la posición dominante de los operadores bien establecidos. De hecho, se prevé que la concentración del mercado solo disminuya significativamente con el cierre previsto de reactores nucleares en Bélgica, y no como consecuencia de entradas en el mercado o de la expansión de este.

(68)

No obstante, la situación de las entidades adjudicadoras Norther, las demás filiales de Nethys y Ørsted, es diferente. Actualmente, Norther solo explota un parque eólico. La generación de electricidad a partir de energía eólica no es flexible y depende de las condiciones meteorológicas. Ørsted aún no está presente en el mercado belga de generación y venta al por mayor de electricidad. Incluso en los próximos diez años, no se prevé que estas dos empresas se conviertan en operadores importantes en Bélgica (29). Ambas se enfrentan a la competencia de los principales operadores, Engie y Luminus. De ello se deduce que las actividades de Norther y Ørsted en el mercado de generación y venta al por mayor de electricidad en Bélgica deben considerarse sometidas directamente a la competencia.

(69)

Si bien a la luz de las circunstancias pertinentes, la exención prevista en los artículos 34 y 35 de la Directiva 2014/25/UE ha sido concedida o denegada hasta ahora con respecto a la actividad en el mercado de referencia en su conjunto, el presente asunto presenta características que harían que tal enfoque fuera incompatible con el objetivo perseguido por esta Directiva, a saber, garantizar el respeto de las libertades del mercado interior en la contratación de entidades bajo control público que operan en la red sin sobrecargar innecesariamente las actividades sometidas directamente a la competencia.

(70)

Los sectores económicos cubiertos por la Directiva 2014/25/UE se caracterizan por la presencia de antiguos monopolios estatales, aún controlados o influidos por los poderes públicos, que pueden enfrentarse a distintos niveles de competencia y cuyas cuotas de mercado, aunque a la baja, siguen siendo elevadas. La influencia de los poderes públicos sobre las entidades adjudicadoras entraña el riesgo de que, ante la falta de aplicabilidad de la Directiva sobre contratación pública, se favorezca a los proveedores nacionales en la contratación de la entidad adjudicadora de que se trate. No obstante, esto no se da en el caso concreto, ya que algunos de los solicitantes son entidades adjudicadoras con una cuota de mercado reducida y, en ocasiones, solo son un competidor potencial o un nuevo operador en el mercado de referencia. De ello se desprende que, si bien puede considerarse que la actividad de algunos de los solicitantes está sometida directamente a la competencia, en particular por parte de las autoridades adjudicadoras establecidas con cuotas de mercado importantes, no puede concederse una exención a todos los solicitantes, ni a la actividad considerada en su conjunto en el mercado de generación y venta al por mayor de electricidad en Bélgica y realizada por todas las entidades que operan en él. No obstante, denegar la exención a aquellos solicitantes cuyas actividades están sometidas directamente a la competencia porque las actividades de otros grandes operadores del mercado no están sometidas directamente a la competencia sería contrario al objetivo del artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE. Por consiguiente, y a la luz de las características del mercado en este caso, la Comisión considera apropiado conceder la exención únicamente a algunos solicitantes.

(71)

Dado que no se cumplen las condiciones para la exención establecidas en el artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE, esta debe seguir aplicándose a los contratos destinados a hacer posible la generación de electricidad renovable que recibe primas fijas y legalmente definidas en Bélgica.

(72)

En vista de los factores examinados en los considerandos 40 a 70, debe considerarse que la condición de exposición directa a la competencia que establece el artículo 34, apartado 1, de la Directiva 2014/25/UE no se cumple en Bélgica en lo que respecta a las actividades de Engie y Luminus relacionadas con el mercado global de generación y venta al por mayor de electricidad en Bélgica.

(73)

Por lo tanto, debe seguir aplicándose la Directiva 2014/25/UE cuando Engie y Luminus adjudiquen contratos destinados a hacer posibles dichas actividades o cuando se organicen concursos de proyectos, tal como se definen en el artículo 2, punto 17, de la Directiva 2014/25/UE para el ejercicio de dichas actividades en esa zona geográfica.

(74)

En vista de los factores examinados en los considerandos 40 a 70, debe considerarse que la condición de sometimiento directo a la competencia que establece el artículo 34, apartado 1, de la Directiva 2014/25/UE se cumple en Bélgica en lo que respecta a las actividades de Norther, las demás filiales de Nethys y Ørsted relacionadas con el mercado global de generación y venta al por mayor de electricidad en Bélgica.

(75)

Por el contrario, la Directiva 2014/25/UE no debe aplicarse cuando Norther, las demás filiales de Nethys y Ørsted adjudiquen contratos destinados a hacer posibles dichas actividades o cuando se organicen concursos de proyectos, tal como se definen en el artículo 2, punto 17, de la Directiva 2014/25/UE para el ejercicio de dichas actividades en esa zona geográfica.

(76)

La presente Decisión se entiende sin perjuicio de la aplicación de las normas de la Unión en materia de competencia y de las disposiciones en otros ámbitos del Derecho de la Unión. En particular, los criterios y métodos utilizados para evaluar la exposición directa a la competencia de conformidad con el artículo 34 de la Directiva 2014/25/UE no son necesariamente idénticos a los utilizados para realizar una evaluación con arreglo a los artículos 101 o 102 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea o al Reglamento (CE) n.o 139/2004 del Consejo (30), como ha confirmado el Tribunal General de la Unión Europea (31).