CELEX:32023D1978: Decizia de punere în aplicare (UE) 2023/1978 a Comisiei din 21 septembrie 2023 privind aplicabilitatea articolului 34 din Directiva 2014/25/UE a Parlamentului European și a Consiliului în cazul atribuirii contractelor pentru activități legate de producerea și vânzarea angro a energiei electrice din surse regenerabile în Germania, cu excepția energiei electrice din surse regenerabile produse în instalații care au fost puse în funcțiune înainte de 1 august 2014 și care beneficiază în continuare de finanțare publică și a activităților legate de producerea și vânzarea cu ridicata a energiei electrice din parcurile eoliene offshore puse în funcțiune după 1 ianuarie 2012 și care fac obiectul Legii privind sursele regenerabile de energie din 2012 (Erneuerbare-Energien-Gesetz) din Germania [notificată cu numărul C(2023) 6271] (Text cu relevanță pentru SEE) (Numai textul în limba germană este autentic)

(1)

La 13 aprilie 2023, Asociația germană a industriilor energiei și apei (Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V., „BDEW” sau „solicitantul”) a prezentat Comisiei o cerere în temeiul articolului 35 alineatul (1) din Directiva 2014/25/UE („cererea”). Cererea este conformă cu cerințele formale prevăzute la articolul 1 alineatul (1) din Decizia de punere în aplicare (UE) 2016/1804 a Comisiei (2) și în anexa I la respectiva decizie de punere în aplicare.

(2)

BDEW este o asociație care reprezintă întreprinderile din sectorul energiei și al apei din Germania care sunt considerate entități contractante în sensul articolului 4 din Directiva 2014/25/UE. Cererea se referă la activitățile legate de producerea și vânzarea angro de energie electrică din surse regenerabile în Germania, cu excepția energiei electrice din surse regenerabile produse în instalații care au intrat în funcțiune înainte de 1 august 2014 și care beneficiază în continuare de finanțare publică.

(3)

Cererea a fost însoțită de o poziție motivată și argumentată a Oficiului Federal German al Concurenței (Bundeskartellamt, denumit în continuare „BKartA”) din 25 mai 2022. În această calitate, BKartA analizează în detaliu condiția aplicabilității articolului 34 alineatul (1) din Directiva 2014/25/UE la activitatea în cauză, în conformitate cu alineatele (2) și (3) ale articolului menționat.

(4)

În conformitate cu punctul 1 litera (a) din anexa IV la Directiva 2014/25/UE, având în vedere că accesul liber la piață poate fi prezumat în temeiul articolului 34 alineatul (3) primul paragraf din directiva respectivă, Comisia trebuie să adopte o decizie de punere în aplicare referitoare la cerere în termen de 90 de zile lucrătoare.

(5)

La 16 mai 2023, BDEW a prezentat argumente suplimentare, explicând motivul pentru care a considerat că anumite părți din analiza BKartA privind expunerea la concurență în Germania a unor părți din activitatea de producere a energiei electrice din surse regenerabile nu sunt pe deplin întemeiate.

(6)

La 15 iunie 2023, Ørsted A/S a prezentat Comisiei o cerere în temeiul articolului 35 alineatul (1) din Directiva 2014/25/UE. Această cerere se referă la producerea și vânzarea angro de energie electrică din parcurile eoliene offshore din Germania puse în funcțiune după 1 ianuarie 2012 și care fac obiectul Legii privind sursele regenerabile de energie (Erneuerbare-Energien-Gesetz, denumită în continuare „EEG”) din 2012. În conformitate cu articolul 35 alineatul (5) din Directiva 2014/25/UE, această cerere nu se consideră o nouă procedură și este tratată în contextul primei cereri. Comisia și BDEW au convenit ca, în urma acestei a doua cereri, termenul pentru adoptarea unui act de punere în aplicare de către Comisie să fie stabilit la 25 septembrie 2023.

(7)

Directiva 2014/25/UE se aplică atribuirii de contracte pentru desfășurarea activităților legate de producerea și vânzarea angro de energie electrică, menționate la articolul 9 alineatul (1) litera (b), cu excepția cazului în care această activitate este exceptată în temeiul articolului 34 din directiva menționată.

(8)

În conformitate cu articolul 34 alineatul (1) din Directiva 2014/25/UE, contractele destinate să permită desfășurarea unei activități cărora li se aplică directiva menționată, la cererea unui stat membru sau a unei entități contractante, nu fac obiectul directivei menționate dacă, în statul membru în care este desfășurată, activitatea este expusă direct concurenței pe piețe la care accesul nu este restricționat.

(9)

Expunerea directă la concurență trebuie evaluată pe baza unor criterii obiective, ținându-se seama de caracteristicile specifice ale sectorului în cauză. Evaluarea respectivă este însă limitată de termenele scurte aplicabile și de necesitatea de a se baza pe informațiile de care dispune Comisia. Aceste informații provin fie din surse deja disponibile, fie din informațiile obținute în contextul cererii formulate în temeiul articolului 35 din Directiva 2014/25/UE și nu pot fi completate prin metode care ar necesita mai mult timp, cum ar fi, în particular, anchetele publice vizându-i pe operatorii economici în cauză.

(10)

Expunerea directă la concurență pe o anumită piață ar trebui evaluată pe baza mai multor criterii, dintre care niciunul nu este decisiv în sine.

(11)

Pentru a evalua dacă activitățile relevante sunt expuse concurenței directe pe piețele vizate de prezenta decizie, trebuie să se țină seama de cota de piață a principalilor actori, precum și de existența și amploarea sprijinului acordat producerii și vânzării angro de energie electrică din surse regenerabile în Germania prin intermediul sistemelor.

(12)

Scopul prezentei decizii este de a stabili dacă activitățile la care se referă cererea sunt expuse, pe piețe la care accesul nu este restricționat în sensul articolului 34 din Directiva 2014/25/UE, unui nivel de concurență care asigură, chiar și în absența disciplinei achizițiilor publice impuse de normele detaliate privind achizițiile publice stabilite de Directiva 2014/25/UE, că achizițiile publice necesare pentru desfășurarea activității respective vor fi efectuate în mod transparent și nediscriminatoriu, pe baza unor criterii care să permită achizitorilor să identifice soluția cea mai avantajoasă, în ansamblu, din punct de vedere economic.

(13)

Prezenta decizie se bazează pe situația de fapt și de drept din lunile aprilie și, respectiv, iunie 2023, precum și pe informațiile transmise de BDEW, Ørsted, autoritățile germane și pe informațiile aflate la dispoziția publicului. Aceasta poate fi revizuită dacă, în urma unor modificări semnificative ale situației de drept sau de fapt, condițiile de aplicabilitate a articolului 34 alineatul (1) din Directiva 2014/25/UE nu mai sunt îndeplinite.

(14)

Accesul la o piață se consideră nerestricționat în cazul în care statul membru în cauză a pus în practică și a aplicat actele juridice relevante ale Uniunii, enumerate în anexa III la Directiva 2014/25/UE, incluzând, în ceea ce privește producerea și vânzarea angro de energie electrică, Directiva (UE) 2019/944 a Parlamentului European și a Consiliului (3).

(15)

Pe baza informațiilor de care dispune Comisia, Germania a transpus și aplică Directiva (UE) 2019/944. În consecință, se consideră că accesul la piața relevantă este nerestricționat în conformitate cu articolul 34 alineatul (3) din Directiva 2014/25/UE.

(16)

Potrivit BDEW, piața relevantă a produsului este constituită din producerea de energie electrică din surse regenerabile și producerea de energie electrică prin metode convenționale, precum și din vânzarea angro aferentă, cu excepția energiei electrice produse din surse regenerabile în instalații care au intrat în funcțiune înainte de 1 august 2014 și care beneficiază în continuare de finanțare publică. Potrivit Ørsted, piața relevantă include producerea și vânzarea angro de energie electrică care face obiectul opțiunii de comercializare directă începând din 2012 sau al obligației de comercializare directă începând din 2014.

(17)

BDEW remarcă faptul că (4), pentru toate instalațiile puse în funcțiune după 1 august 2014, comercializarea directă obligatorie este forma standard de comercializare. Instalațiile care fac obiectul obligației de comercializare directă pot opta pentru comercializarea directă cu subvenții de comercializare și comercializarea directă fără sprijin (așa-numitele alte activități de comercializare directă). O excepție de la obligația de comercializare directă există numai pentru instalațiile mici. În cazul instalațiilor puse în funcțiune înainte de 1 ianuarie 2016, acestea sunt instalații cu o capacitate mai mică de 500 kW, în timp ce în cazul instalațiilor puse în funcțiune la 1 ianuarie 2016, acestea sunt instalații cu o capacitate mai mică sau egală cu 100 kW. Aceste instalații cu capacitate mică pot decide să opteze fie pentru modelul cu tarif fix, fie pentru comercializare directă.

(18)

În ceea ce privește instalațiile care încă beneficiază de finanțare publică, BDEW indică faptul că instalațiile „post-sprijin” sunt cele care sunt excluse sau care vor fi excluse de la sprijin după douăzeci de ani de sprijin începând cu 1 ianuarie 2021. Instalațiile „post-sprijin” cu o capacitate electrică instalată mai mare de 100 kW trebuie să comercializeze energia electrică în mod direct, fără niciun sprijin (alte activități de comercializare directă). Instalațiile cu o capacitate electrică instalată mai mică sau egală cu 100 kW au posibilitatea de a alege între alte activități de comercializare directă (care nu beneficiază de sprijin) și vânzarea către operatorul de rețea în schimbul plății unui tarif fix. Totuși, acest tarif fix reprezintă în prezent doar „valoarea de piață anuală” minus costurile medii de comercializare ale operatorilor de sisteme de transport pentru energia electrică vândută operatorului de rețea (5). Prin urmare, atât legiuitorul german, cât și Comisia tratează această plată ca pe un sprijin exclusiv bazat pe piață („element tranzitoriu”), așadar nu ca pe un ajutor de stat („niciun ajutor”) (6). Cu excepția centralelor de mici dimensiuni, alte tipuri de comercializare directă obligatorie se aplică instalațiilor „post-sprijin”.

(19)

Într-o decizie anterioară referitoare la producerea de energie electrică în Germania (7), Comisia a făcut o distincție între piața producerii de energie electrică prin mijloace convenționale și piața producerii de energie electrică din surse regenerabile. Comisia a considerat că producerea și comercializarea energiei electrice, reglementate de EEG, nu făceau parte din piața pentru producerea și prima vânzare a energiei electrice produse din surse convenționale, deoarece energia electrică produsă din surse regenerabile nu era, de obicei, vândută direct pe piața angro, ci era mai întâi cumpărată de operatorii de sisteme de transport la un tarif fixat prin lege.

(20)

În deciziile ulterioare, Comisia a constatat că producerea de energie electrică din surse convenționale și (cel puțin parțial) din surse regenerabile făcea parte din aceeași piață. În decizia sa privind Țările de Jos (8), Comisia a observat că energia electrică produsă din surse regenerabile a fost vândută direct pe piață și că sistemul neerlandez SDE+ a încurajat ofertele competitive, în timp ce concurenții ar încerca să își reducă la minimum costurile (de unde și subvenția de alimentare pe care ar primi-o). În decizia sa privind Italia (9), Comisia a remarcat că schemele mai recente privind energia electrică din surse regenerabile au făcut obiectul unei proceduri de ofertare cu un număr mare de solicitanți. În decizia sa referitoare la Lituania (10), Comisia a arătat că energia electrică produsă în cadrul celei de a treia scheme de sprijin a primit sprijin bazat pe prime stabilit printr-o procedură de ofertare competitivă și a constatat că aceasta făcea parte din aceeași piață ca și producerea de energie electrică convențională. În 2022, în ceea ce privește Danemarca (11), Comisia a constatat că alocarea finanțării publice era expusă concurenței printr-o procedură de ofertare care disciplinează comportamentul producătorilor de energie electrică din surse regenerabile în ceea ce privește politica lor în domeniul achizițiilor publice. Prin urmare, Comisia a concluzionat că instalațiile de producere a energiei electrice din surse regenerabile, care fac obiectul cererii, aparțineau aceleiași piețe ca și producerea de energie electrică convențională.

(21)

În poziția sa, BKartA arată că (12), între începutul anului 2012 și sfârșitul anului 2020, a fost instalată o capacitate de producție de aproximativ 65 GW care beneficiază de sprijin în temeiul EEG, ceea ce reprezintă jumătate din capacitatea sprijinită în temeiul EEG și un sfert din capacitatea totală de producție din Germania. În 2020, energia electrică sprijinită în temeiul EEG s-a ridicat la aproximativ 20 % din energia electrică totală produsă în Germania. Plățile în temeiul EEG au crescut doar moderat, deoarece un număr din ce în ce mai mare de instalații de producție au decis să își vândă producția pe piață („comercializare directă”) în loc să primească o subvenție fixă. În ceea ce privește definiția pieței produsului, BKartA a considerat în mod repetat, în practica sa decizională antitrust, că energia electrică în temeiul EEG este o piață separată (13).

(22)

Comisia ia notă de faptul că producerea de energie electrică din surse regenerabile în Germania este sprijinită de o serie de scheme cu caracteristici diferite.

(23)

Având în vedere diversitatea schemelor de sprijin al producției de energie electrică din surse regenerabile în Germania, piața va fi divizată, în scopul analizei din aceste considerente, între, pe de o parte, instalațiile care pot primi o plată independentă de prețurile pieței (tarif fix, suprataxă pentru energia electrică a chiriașului) și, pe de altă parte, instalațiile care primesc o subvenție corelată cu prețurile pieței (comercializare directă cu o valoare determinată legal aplicabilă, comercializare directă cu valoarea aplicabilă determinată prin licitații, centrale vechi subvenționate ulterior și alte activități de comercializare directă). Această abordare este în conformitate cu Decizia 2012/218/UE de derogare, în ceea ce privește producerea și vânzarea angro de energie electrică din surse convenționale în Germania, în care Comisia a constatat că existența unei plăți prevăzute prin lege a fost un element-cheie în analiza expunerii la concurență a energiei electrice în temeiul EEG.

(24)

Potrivit BDEW, pe baza practicii decizionale a Comisiei, piața geografică relevantă ar trebui definită ca piața națională, care cuprinde teritoriul Republicii Federale Germania (14).

(25)

În ceea ce privește piața geografică, în practica sa anterioară (15), Comisia a considerat că piața producerii de energie electrică are o dimensiune națională. Poziția solicitantului este conformă cu practica adoptată de Comisie.

(26)

În absența oricărei indicații privind un domeniu de aplicare diferit al pieței geografice, în scopul evaluării în temeiul prezentei decizii și fără a aduce atingere dreptului concurenței, se poate considera că domeniul de aplicare geografic al producerii și vânzării angro a energiei electrice din surse regenerabile acoperă teritoriul Germaniei.

(27)

Comisia va efectua o analiză a pieței producerii și vânzării angro de energie electrică din Germania pe baza datelor disponibile pentru producerea de energie electrică din surse convenționale și, respectiv, din surse regenerabile.

(28)

BKartA oferă o imagine de ansamblu a cotelor de piață în raportul său anual de piață pentru producerea de energie electrică din surse convenționale. În perioada 2019-2021, cotele de piață anuale ale celor mai mari cinci producători de energie electrică din surse convenționale s-au menținut la un nivel destul de stabil: RWE (26 %, 25,3 %, 26,1 %), LEAG (16,2 %, 14,9 %, 15,7 %), EnBW (12,7 %, 9,9 %, 11,4 %), EON (8,8 %, 9,6 %, 9,2 %) și Vattenfall (6,4 %, 5,6 %, 4,5 %). Numai două dintre aceste societăți, EnBW și Vattenfall, sunt entități contractante. Ørsted a obținut o cotă de piață mai mică de 1 % pentru piața combinată a producerii de energie electrică din surse convenționale și din surse regenerabile în 2020, 2021 și 2022 (16).

(29)

Denumirile și cotele de piață ale celor mai mari trei producători de energie electrică din surse regenerabile nu sunt puse la dispoziția publicului. Acest lucru se datorează, în parte, numărului mare de actori activi pe piața energiei electrice din surse regenerabile.

(30)

BKartA a stabilit că, în ceea ce privește volumul producției sprijinit în temeiul EEG pentru zona de piață Germania în 2021, cotele de piață ale celor cinci societăți menționate mai sus, cu cele mai mari vânzări în domeniul producerii de energie electrică din surse convenționale, se ridicau împreună la aproximativ 6,4 % (17).

(31)

Potrivit BDEW, se poate presupune că cotele de piață ale producătorilor de energie electrică din surse regenerabile sunt relativ mici și că niciunul dintre aceștia nu deține o cotă de piață mai mare de 10 %.

(32)

BKartA afirmă în poziția sa (18) că presiunea concurențială efectivă predomină pe piața generală de vânzare angro de energie electrică din Germania și că semnalele de preț pentru vânzare angro sunt rezultatul unei concurențe efective. Prin urmare, Comisia recunoaște existența unei presiuni concurențiale exercitate de producerea și vânzarea angro de energie electrică din surse convenționale asupra producerii și vânzării angro de energie electrică din surse regenerabile, sub rezerva unei analize mai detaliate a schemelor de sprijin pentru energia electrică din surse regenerabile.

(33)

Instalațiile de producere a energiei electrice din surse regenerabile puse în funcțiune între 1 ianuarie 2012 și 1 august 2014 sunt scutite de obligația de comercializare directă și pot opta pentru tariful fix. Potrivit BKartA, aceste instalații primesc un tarif fix de la un operator din afara pieței (operatorii de rețele de transport) și nu sunt implicate în nicio activitate de piață. În conformitate cu analiza efectuată de Comisie în decizia sa din 2012 privind producerea și vânzarea angro de energie electrică în Germania, astfel de centrale nu pot fi considerate ca fiind expuse concurenței.

(34)

Centralele mici puse în funcțiune la 1 august 2014 sau după această dată (și anume centralele < 100 kW sau, dacă au fost puse în funcțiune până la sfârșitul anului 2015, < 500 kW) sunt scutite de obligația de comercializare directă și pot utiliza opțiunea tarifului fix pentru alimentarea în rețea. Potrivit BKartA, aceste instalații primesc un tarif fix de la un operator din afara pieței și nu sunt implicate în nicio activitate de piață. În conformitate cu analiza efectuată de Comisie în Decizia sa din 2012 privind producerea și vânzarea angro de energie electrică în Germania, astfel de centrale nu pot fi considerate ca fiind expuse concurenței.

(35)

În ceea ce privește „suprataxa pe energia electrică a chiriașului” sau energia electrică pe care operatorul centralei nu o vinde chiriașilor săi, potrivit BKartA, operatorul instalației va opta pentru suprataxa pe energia electrică a chiriașului numai dacă aceasta prezintă beneficii financiare suplimentare. Prin urmare, aceasta este, în mod implicit, o opțiune mai subvenționată. BKartA concluzionează că centralele de producere a energiei electrice din surse regenerabile care fac obiectul „suprataxei pe energia electrică a chiriașului” nu sunt expuse direct concurenței. Comisia nu identifică elemente care ar permite devierea de la această concluzie.

(36)

În sensul prezentei decizii și fără a aduce atingere dreptului concurenței, factorii descriși mai sus ar trebui să fie considerați un indiciu al absenței expunerii la concurență a activităților de producere și vânzare angro de energie electrică din surse regenerabile care fac obiectul tarifelor fixe și suprataxei practicate în Germania pentru energia electrică a chiriașului. În consecință, deoarece condițiile prevăzute la articolul 34 din Directiva 2014/25/UE nu sunt îndeplinite, ar trebui să se stabilească faptul că Directiva 2014/25/UE ar trebui să se aplice în continuare în cazul contractelor prevăzute să permită desfășurarea acestei activități în Germania.

(37)

Operatorii de centrale în temeiul EEG care fac obiectul comercializării directe cu o valoare stabilită legal generează venituri din:

(38)

În poziția sa, BKartA remarcă faptul că, în ceea ce privește consecințele practice și economice concrete, este decisiv ca subvențiile de comercializare să compenseze diferența dintre valoarea aplicabilă specifică centralelor și valoarea de piață a tehnologiei respective. Deoarece nu pot deveni negative, subvențiile de comercializare au un efect din ce în ce mai mare asupra profiturilor operatorului centralei dacă sunt pozitive, adică dacă valoarea aplicabilă specifică centralei este mai mare decât valoarea de piață corespunzătoare. BKartA a efectuat o analiză a celor două valori pe o perioadă de 23 de luni, în perioada cuprinsă între mai 2020 și aprilie 2022. Începând cu 1 ianuarie 2021, valorile aplicabile au fost stabilite prin lege și descresc în timp, la o rată cuprinsă între 0,5 % și 1,5 % pe an. Cel puțin până la mijlocul anului 2021, valorile aplicabile au fost în cea mai mare parte cu mult peste valorile de piață respective din ultimele douăsprezece luni. Această situație a fost rezultatul unor plăți de subvenții de comercializare cu o valoare la fel de mare, care a izolat centralele de producere a energiei din surse regenerabile în cauză de piața efectivă și de forțele concurențiale ale altor mijloace de producere a energiei electrice. Prin urmare, în opinia BKartA, centralele a căror valoare aplicabilă specifică centralelor depășește valoarea de piață normală și care, prin urmare, sunt sprijinite prin subvenții de comercializare stabilite în mod legal nu sunt expuse direct concurenței exercitate de alte centrale de producere a energiei electrice.

(39)

În ceea ce privește tehnologiile specifice, BKartA a observat că, până la jumătatea anului 2021, doar valorile aplicabile specifice fiecărei centrale noi pentru energia hidroelectrică și gazele de depozit au fost cu mult sub valoarea pieței EPEX în unele luni. Acest lucru era valabil pentru energia hidroelectrică cu o capacitate mai mare de 50 MW în septembrie 2020 și, începând din noiembrie 2020, pentru energia hidroelectrică cu o capacitate cuprinsă între 20 MW și 50 MW în septembrie 2020 și începând din decembrie 2020 și pentru energia hidroelectrică cu o capacitate cuprinsă între 10 MW și 20 MW în ianuarie și aprilie 2021. Acest lucru a afectat, de asemenea, centralele pentru gazele de depozit, cu o capacitate cuprinsă între 1 MW și 5 MW în septembrie 2020 și începând din decembrie 2020, precum și pe cele pentru gazele de depozit cu o capacitate de 5 MW sau mai mare în noiembrie 2020. Același lucru este valabil și pentru instalațiile eoliene offshore. De la jumătatea anului 2021, un număr mare de valori aplicabile au scăzut sub valorile lunare de piață relevante, iar de la sfârșitul anului 2021 acest lucru a afectat marea majoritate a valorilor aplicabile.

(40)

Potrivit BKartA, dacă această tendință s-ar stabiliza, prima de risc de piață pentru aceste centrale nu ar mai avea niciun impact economic; prin urmare, acestea ar funcționa fără restricții pe o piață concurențială și ar fi expuse unei concurențe efective. Cu toate acestea, BKartA ar presupune o astfel de tendință stabilă numai dacă valoarea aplicabilă specifică centralei ar scădea sub valoarea de piață (sau un indice corespunzător, dar prospectiv al contractului de achiziție de energie electrică) pentru o perioadă de timp adecvată. O astfel de perioadă ar fi de 12 luni consecutive. Comisia este de acord cu BKartA că este oportun ca expunerea directă la concurență a acestei activități să fie corelată cu faptul că valoarea aplicabilă specifică centralei a scăzut sub valoarea de piață (sau un indice corespunzător, dar prospectiv, al contractelor de achiziție de energie electrică) timp de 12 luni consecutive.

(41)

În ceea ce privește comercializarea directă cu valoarea aplicabilă stabilită prin intermediul procedurilor de ofertare, unele caracteristici sunt comune tuturor procedurilor de ofertare, potrivit BKartA. Procedurile de ofertare în temeiul EEG se caracterizează printr-o structură de ofertare la scară mică. Dimensiunea ofertelor individuale este mică în comparație cu cererea din cadrul procedurii de ofertare respective și departe de pragul prezumției de poziție dominantă pe piață în temeiul dreptului german privind cartelurile. În spatele acestor oferte există o structură a furnizorilor la scară suficient de mică, care, în cazul energiei eoliene onshore și al energiei solare, este aproape insesizabilă. Organismul public ofertant este Republica Federală Germania, care nu acționează în calitate de ofertant.

(42)

BKartA adaugă că, în cazul tuturor surselor regenerabile de energie, din motive de politică climatică și în contextul obiectivelor și specificațiilor politice de extindere corespunzătoare, regimul de ofertare vizează extinderea ofertei de energie electrică din surse regenerabile de energie și, în consecință, creșterea cererii de proiecte eligibile. Pe de altă parte, oferta reală și potențială a ofertanților în contextul licitației depinde, printre altele, de disponibilitatea terenului corespunzător pentru proiecte noi. Ofertele care vizează centralele existente sunt în prezent relevante din punct de vedere practic numai în sectorul biomasei. În cazul energiei eoliene onshore, există deja oferte pentru instalații substanțial modernizate din punct de vedere tehnic pe același amplasament (retehnologizare). Procedura de ofertare pentru centralele noi este posibilă pe tot parcursul procesului și reprezintă cel mai important caz în practică. Accesul pe piață este facilitat și de faptul că furnizarea de energie electrică din surse regenerabile nu se caracterizează prin utilizarea intensivă a personalului de la nivel local. În plus, concurența pentru valorile aplicabile pentru sprijinirea producției de energie electrică din surse regenerabile de energie nu reprezintă o concurență pentru piață. Atribuirea unui contract nu conferă un monopol sau o poziție dominantă pe piața din aval, întrucât vânzarea energiei electrice produse pe piața angro are loc într-un mediu concurențial la prețuri stabilite de mecanismele pieței.

(43)

În deciziile anterioare (25), Comisia a considerat că existența procedurilor de ofertare pentru stabilirea nivelului de sprijin pentru sistemele de energie electrică din surse regenerabile a fost un factor important pentru determinarea expunerii directe la concurență. În cazul de față referitor la Germania, deși recunoaște practica decizională a Comisiei, BKartA sugerează introducerea unui criteriu suplimentar care să permită diferențierea în funcție de intensitatea concurenței pentru subvenție în cadrul procedurii de ofertare individuale. Acest criteriu ar putea consta într-o suprasubscriere cu cel puțin 25 % din capacitatea licitată. BDEW pune sub semnul întrebării fezabilitatea aplicării unui astfel de criteriu, întrucât suprasubscrierea poate fi măsurată numai după licitație, în timp ce entitățile contractante trebuie să își organizeze propriile achiziții înainte de a participa la astfel de licitații. Acest lucru ar face ca o derogare să devină nulă de facto.

(44)

În deciziile sale anterioare, Comisia a considerat că o procedură de ofertare pentru subvențiile pentru producerea de energie electrică din surse regenerabile a reprezentat un indiciu al expunerii la concurență. De exemplu, în decizia sa privind Țările de Jos, Comisia a precizat (26) că „alocarea subvenției SDE+ este expusă concurenței printr-un proces de licitație care disciplinează comportamentul producătorilor de energie electrică din surse regenerabile în ceea ce privește politica lor în domeniul achizițiilor”. În mod similar, în Decizia 2020/1499 privind Italia (27), Comisia a observat că sistemele de subvenții mai recente funcționau într-un mediu concurențial, având în vedere numărul mare de solicitanți și de oferte din cadrul licitațiilor respective. În Decizia 2020/1500 privind Lituania, Comisia a menționat (28) că energia electrică produsă în cadrul celei de a treia scheme primește sprijin bazat pe prime stabilit în urma unei proceduri concurențiale de licitație și a constatat că aceasta era expusă concurenței. În cele din urmă, în decizia sa privind Danemarca, Comisia a observat (29) că alocarea finanțării publice este expusă concurenței printr-un proces de ofertare. Prin urmare, în conformitate cu aceste decizii anterioare, Comisia consideră că centralele de producere a energiei electrice din surse regenerabile, care fac obiectul comercializării directe, cu valoarea aplicabilă stabilită prin intermediul licitațiilor, sunt expuse direct concurenței.

(45)

BKartA este de părere că centralele subvenționate ulterior sunt expuse direct concurenței în măsura în care acestea primesc de la operatorul de rețea un tarif fix care se ridică la valoarea de piață minus costurile de comercializare la rate forfetare. Comisia este de acord cu această analiză.

(46)

Potrivit BKartA, alte instalații subvenționate ulterior în temeiul EEG nu au niciun drept la plată în temeiul EEG. Acestea fac obiectul altor activități de comercializare directă în temeiul secțiunii 21a din EEG. Toate instalațiile în temeiul EEG care desfășoară alte activități de marketing direct în temeiul secțiunii 21a din EEG participă la vânzarea inițială a energiei electrice în același mod ca orice alt sistem de producere a energiei electrice care nu beneficiază de sprijin în temeiul EEG. Între timp, această categorie de tarifare este deja relevantă pentru centralele nou construite, cum ar fi centralele fotovoltaice instalate la sol. Aceste centrale sunt expuse unor forțe concurențiale generale. Comisia împărtășește opinia potrivit căreia centralele de producere a energiei electrice din surse regenerabile, care fac obiectul altor activități de comercializare directă, sunt expuse direct concurenței.

(47)

În sensul prezentei decizii și fără a aduce atingere dreptului concurenței, factorii enumerați mai sus ar trebui să fie considerați un indiciu al expunerii la concurență a centralelor de producere a energiei electrice din surse regenerabile care fac obiectul comercializării directe cu o valoare aplicabilă stabilită prin lege, a comercializării directe cu valoarea aplicabilă stabilită prin licitații, a centralelor vechi de producere a energiei electrice din surse regenerabile subvenționate ulterior și a centralelor de producere a energiei electrice din surse regenerabile care fac obiectul altor forme de comercializare directă în Germania. În consecință, deoarece condițiile prevăzute la articolul 34 din Directiva 2014/25/UE sunt îndeplinite, ar trebui să se stabilească faptul că Directiva 2014/25/UE nu se aplică în cazul contractelor prevăzute să permită desfășurarea activităților respective în Germania.

(48)

Având în vedere factorii examinați mai sus, ar trebui să se considere că condiția expunerii directe la concurență, prevăzută la articolul 34 alineatul (1) din Directiva 2014/25/UE, nu este îndeplinită în Germania în ceea ce privește activitățile legate de producerea și vânzarea angro de energie electrică din surse regenerabile care face obiectul tarifelor fixe și al suprataxei pentru energia electrică a chiriașului.

(49)

Prin urmare, Directiva 2014/25/UE ar trebui să se aplice în continuare atunci când entitățile contractante atribuie contracte destinate să permită desfășurarea activităților respective sau atunci când sunt organizate concursuri de proiecte pentru desfășurarea unor astfel de activități în zona geografică respectivă.

(50)

Având în vedere factorii examinați mai sus, condiția expunerii directe la concurență, prevăzută la articolul 34 alineatul (1) din Directiva 2014/25/UE, ar trebui să se considere îndeplinită în Germania în ceea ce privește activitățile legate de producerea și vânzarea angro de energie electrică care fac obiectul comercializării directe cu valoare aplicabilă stabilită în mod legal [atunci când valoarea aplicabilă specifică a centralei scade sub valoarea de piață (sau un indice corespunzător, dar prospectiv, al contractului de achiziție de energie electrică) timp de 12 luni consecutive], al comercializării directe cu valoare aplicabilă determinată prin licitații, al altor tipuri de comercializare directă, precum și centralele vechi de producere a energiei electrice din surse regenerabile, subvenționate ulterior.

(51)

Din moment ce condiția accesului nerestricționat pe piață este considerată îndeplinită, Directiva 2014/25/UE nu trebuie să se aplice în cazul în care entitățile contractante acordă contracte destinate să permită desfășurarea, în Germania, a respectivelor activități și nici în cazul în care se organizează concursuri de proiecte în vederea exercitării unei astfel de activități în regiunea geografică respectivă.

(52)

Prezenta decizie nu aduce atingere aplicării normelor Uniunii în materie de concurență și dispozițiilor din alte domenii ale legislației Uniunii. În special, criteriile și metodologia utilizate pentru evaluarea expunerii directe la concurență în temeiul articolului 34 din Directiva 2014/25/UE nu sunt neapărat identice cu cele utilizate pentru efectuarea unei evaluări în temeiul articolului 101 sau al articolului 102 din Tratat ori în temeiul Regulamentului (CE) nr. 139/2004 al Consiliului (30), după cum a confirmat Tribunalul Uniunii Europene (31),