DÉCISION DE LA COMMISSION

du 8 juillet 1999

relative à la demande de régime transitoire introduite par le Danemark conformément à l'article 24 de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité

[notifiée sous le numéro C(1999) 1551/8]

(Le texte en langue danoise est le seul faisant foi)

(1999/798/CE)

LA COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES,

vu le traité instituant la Communauté européenne,

vu la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité(1), et notamment son article 24,

ayant informé les États membres de la demande introduite par le royaume de Danemark, et

considérant ce qui suit:

I. LES FAITS

1. Procédure

(1) Par lettre du 19 février 1998, le ministère danois de l'environnement et de l'énergie (Miljø- og Energiministeriet) a demandé à bénéficier d'un régime transitoire conformément à l'article 24 de la directive.

(2) Le 25 juin 1998, une réunion s'est tenue à Bruxelles entre les services de la Commission et des représentants du ministère danois de l'environnement et de l'énergie pour examiner la demande. Le ministère a été invité à fournir un complément d'information.

(3) Par lettre du 16 octobre 1998, le ministère a fourni ce complément d'information.

2. Structure et évolution du secteur de l'électricité au Danemark

(4) En 1997, l'industrie danoise de l'électricité comptait 111 sociétés, dont 46 sont détenues et exploitées directement par des municipalités, 43 sont organisées sous la forme de coopératives de consommateurs, 9 sont des partenariats, 11 des fondations privées et 2 des sociétés par actions.

(5) Au Danemark, le réseau de transmission est divisé en deux réseaux distincts à intégration verticale. Eltra (personne morale avec ses propres organes d'administration) gère un réseau qui couvre la partie occidentale du Danemark (le Jutland et la Fionie) et est reliée au réseau UCPTE, tandis qu'Elkraft System (organiquement intégrée à Elkraft mais dotée d'une direction séparée) gère un réseau qui couvre la partie orientale et est reliée au réseau Nordel. Les sociétés de distribution assurent la vente de l'electricité aux consommateurs, ainsi que l'organisation, l'exploitation et l'entretien du réseau de basse et moyenne tension.

(6) La production d'électricité est assurée par 8 sociétés détenues par les sociétés de distribution. La production d'électricité et la vente de l'électricité aux sociétés de distribution sont coordonnées par Elsam (dans la zone de l'Eltra) et par Elkraft.

(7) Parmi les entreprises d'électricité, trois sont à la fois producteurs et distributeurs: Københavns Belysningsvæsen (la municipalité de Copenhague), Østkraft sur l'île de Bornholm et la municipalité de Randers.

(8) La production d'électricité est le plus souvent combinée avec la production de chaleur. Dans la plupart des cas, les centrales de ce type fonctionnent au charbon, bien que le gaz naturel soit en progression. Les centrales classiques produisant uniquement de l'électricité ont été progressivement démantelées ces dernières années. De plus, les sources d'énergie renouvelables, comme la biomasse et l'énergie éolienne, gagnent en importance dans la production d'électricité. Le Danemark a l'intention de poursuivre dans ce sens.

(9) Historiquement, le Danemark est un importateur net d'électricité, mais depuis 1995 le pays présente un excédent qu'il destine à l'exportation.

3. Loi sur l'approvisionnement en électricité et la directive "marché intérieur de l'électricité"

(10) Le marché danois de l'électricité est régi par la loi sur l'approvisionnement en électricité, entrée en vigueur en 1977. Depuis lors, elle a subi plusieurs modifications, mais sa structure n'a pas changé.

(11) La transition vers un système davantage fondé sur les lois du marché a été inaugurée par l'adoption, en mai 1996, d'un amendement du Parlement à la loi sur l'approvisionnement en électricité. Cet amendement avait pour objet d'introduire la concurrence au Danemark, tout en prévoyant que l'industrie de l'électricité devrait respecter un certain nombre d'obligations de service public en matière de protection de l'environnement, de sécurite d'approvisionnement et de protection des consommateurs. L'amendement a pris effet le 1er janvier 1998, après approbation par la Commission de certains éléments du projet de loi le 3 décembre 1997 (procédure en matière d'aides de l'État)(2).

(12) Depuis le 1er janvier 1998, les sociétés de distribution assurant une fourniture annuelle d'électricité supérieure à 100 GWh et les consommateurs finals dont la consommation annuelle d'électricité dépasse 100 GWh par site de consommation sont considérés comme clients éligibles. Le marché danois de l'électricité se caractérise par le fait qu'il ne comprend qu'un petit nombre de grands consommateurs d'électricité. Pratiquement, seuls 7 consommateurs dépassent le seuil de 100 GWh et leur part de marché équivaut à quelque 5 % de la consommation totale du Danemark. En incluant les distributeurs, le marché potentiellement concerné grimpe indirectement à environ 90 % du marché total.

(13) Le Danemark a opté pour la formule de l'accès négocié au réseau dans la législation en question. En pratique, Eltra et Elkraft System ont toutefois instauré un accès basé sur des tarifs publiés pour l'utilisation des réseaux de transport. Le réseau de distribution demeure caractérisé par le système de l'accès négocié.

(14) Il reste un certain nombre de points de détail à régler par de nouvelles mesures législatives pour assurer une mise en conformité complète avec la directive. Le gouvernement danois élabore actuellement une législation concernant notamment ces points en suspens.

4. Régime transitoire demandé par le gouvernement danois

4.1. Introduction

(15) Le gouvernement danois a notifié des régimes transitoires pour trois types d'engagements:

1) contrats d'achat de gaz take-or-pay;

2) fermeture de centrales;

3) obligations en matière de retraites.

4.2. Contrats d'achat de gaz take-or-pay

(consommation minimale facturée)

Nature de l'engagement

(16) Deux sociétés danoises, Elkraft A.m.b.A et I/S Elsam, ont passé trois contrats d'achat de gaz take-or-pay avec Dangas A/S:

- en 1991, un contrat conclu pour la période allant de 1996 à 2020 et prévoyant l'achat par Elkraft d'un minimum de [...](3) millions de Nm3 par an,

- en 1994, un contrat conclu pour la période allant de 1996 à 2020 et prévoyant l'achat par Elsam d'un minimum de [...](4) millions de Nm3 par an,

- en 1995, un contract conclu pour la période allant de 2001 à 2010 et prévoyant l'achat par Elsam d'un minimum de [...](5) millions de Nm3 par an et par Elkraft d'un minimum de [...](6) millions de Nm3 par an.

(17) Le prix du gaz est [...](7)

(18) Les contrats comprennent une clause qui [...](8)

(19) Les contrats sont [...](9)

(20) Le gaz est destiné à alimenter quatre centrales de production combinée de chaleur et d'électricité partiellement couvertes par une "garantie PCCH" qui existe au Danemark et aux termes de laquelle les sociétés danoises de distribution sont obligées d'acheter l'électricité produite à partir de chaleur par ces centrales à prix coûtant s'il s'avère impossible de vendre cette électricité sans perte sur le marché libre. Cette garantie a été examinée par la Commission et acceptée au regard des dispositions du traité en matière d'aides de l'État (note 2 de bas de page). Elle a également été évaluée au regard des dispositions de la directive et la Commission a estimé, en première analyse, que le régime était compatible avec la directive. Cette évaluation a été transmise au ministère de l'environnement et de l'énergie(10).

(21) La "garantie PCCH" produit ses effets jusqu'en 2006 et couvrira, pour trois centrales, à savoir H. C. Ørstedsværket, Svanemølleværket et Avedøreværkets Blok 2, l'essentiel de la production d'électricité, dans la mesure où elle est combinée avec la production de chaleur. Le gouvernement danois ne prévoit donc pas de problèmes avant 2006 en ce qui concerne les contrats take-or-pay pour ces centrales, la "garantie PCCH" garantissant que l'électricité produite par la chaleur de vaporisation peut être vendue à un prix qui couvre les coûts de production. En ce qui concerne la dernière des centrales citées, Skærbækværket, seule 30 % de la production d'électricité devrait relever de la "garantie PCCH" et, pour cette centrale, les contrats d'achat de gaz take-or-pay risquent de poser des difficultés liées aux fluctuations des prix du gaz pratiqués sur le marché par rapport aux prix fixés dans les contrats.

Étendue des coûts échoués

(22) Le gouvernement danois a évalué l'engagement lié aux trois contrats take-or-pay à 8,9 milliards de couronnes danoises, soit l'équivalent du gaz naturel destiné à la production d'électricité qui n'est pas couverte par la garantie "PCCH", en supposant un prix stable du gaz naturel. Ce chiffre est calculé sur la base de l'hypothèse fondamentale selon laquelle le prix de l'électricité serait ramené à un montant quasiment nul.

(23) Le gouvernement estime toutefois qu'il est plus réaliste de supposer que le prix de l'électricité pratiqué sur le marché augmentera, passant du niveau actuel de 0,12 couronne danoise par kWh (prix actuel dans le Nordpool indiqué par le gouvernement danois dans sa lettre du 16 octobre 1998) à 0,15 couronne danoise par kWh en 2000. Ensuite, le gouvernement danois prévoit [...](11)

(24) En se fondant sur l'hypothèse visée ci-dessus d'une augmentation des prix du gaz et de l'électricité sur le marché, le gouvernement a estimé les coûts échoués liés aux contrats take-or-pay à 993 millions de couronnes danoises au total pour la période 1999-2020.

Mode de recouvrement de ces coûts

(25) Le gouvernement envisage de permettre aux entreprises d'électricité d'instituer un prélèvement sur la consommation d'électricité, qui sera facturé au consommateur final. Ce montant sera calculé ex post et ne pourra couvrir que les pertes effectives. En cas de surcompensation, les montants correspondants doivent être restitués aux consommateurs. Dans un souci de transparence et afin d'éviter les subventions croisées, les entreprises devront avoir un compte spécial pour les aides. Ce montant sera indiqué à part sur les factures d'électricité adressées aux consommateurs.

4.3. Fermeture de centrales

Nature de l'engagement

(26) Jusqu'à présent, au Danemark, les producteurs d'électricité n'étaient pas autorisés à faire des provisions pour les coûts liés à la fermeture et au démantèlement des centrales, ces derniers étant couverts au fur et à mesure en augmentant, selon les besoins, les tarifs de l'électricité.

(27) Dans un marché sans concurrence, cette méthode ne pose pas de problèmes aux producteurs dans la mesure où les coûts sont en définitive répercutés sur les consommateurs finals. Dans un marché en concurrence où les consommateurs peuvent s'approvisionner librement, il ne sera peut-être plus possible de répercuter les coûts de la sorte.

(28) Le gouvernement a fait savoir que la fermeteure et le démantèlement de 30 unités de production sont prévus au cours de la période 1999-2025 et que 6 unités de production ont récemment fermé leurs portes et sont en cours de démantèlement. La durée de vie normale d'une unité de production est estimée à trente ans. Dans certains cas, la fermeture et les démantèlements ont été ordonnés par l'Agence de l'énergie pour des raisons environnementales. Le démantèlement ne peut se faire qu'avec l'autorisation de l'Agence de l'énergie, conformément à l'article 5, paragraphe 1, de la loi sur l'approvisionnement en électricité.

Étendue des coûts échoués

(29) Le gouvernement a estimé que les coûts de démantèlement par unité de production se situent entrent 100 et 170 millions de couronnes danoises selon la taille de l'unité. Le coût de démantèlement d'une unité de 137 MW fermée en 1996 (Nordjyllandsværket Blok 1) a été estimé à 87 millions de couronnes danoises. Selon la notification danoise, ce coût est cependant inférieur au coût normal, une partie de l'unité n'étant pas démantelée pour être utilisée en liaison avec d'autres unités de la centrale.

(30) À l'avenir, les sociétés d'électricité pourront constituer des provisions pour couvrir ces coûts. Le gouvernement a dès lors notifié des coûts pour les seules unités de production faisant ou devant faire l'objet d'une autorisation de démantèlement au cours de la période du 1er janvier 1998 au 31 décembre 2007. Les sociétés possédant des centrales dont la fermeture est prévue après cette date devront constituer, dès à présent et jusqu'à la fermeture, des provisions suffisantes pour assurer le démantèlement. À ce titre, le régime des coûts échoués se propose de financer ou de contribuer à financer les installations à fermer avant cette date. Ces installations ne disposent pas encore de provisions pour faire face aux coûts du démantèlement et il ne reste pas assez de temps pour en constituer suffisamment avent la fermeture. Au total, 21 unités et 6 centrales actuellement en cours de démantèlement sont concernées.

(31) Le gouvernement estime le total des coûts échoués à 2,75 milliards de couronnes danoises. Ce montant se répartit de la façon suivante

- Sjællandske Kraftværker (partie de la zone Elkraft): 800 millions de couronnes danoises pour 8 unités de production,

- Københavns Belysningsvæsen (partie de la zone Elkraft): 600 millions de couronnes danoises pour 6 unités de production,

- Elsam: 1350 millions de couronnes danoises pour 7 unités de production et pour couvrir les coûts de 6 centrales en cours de fermeture.

(32) Le gouvernement envisage une aide maximale de 170 millions de couronnes danoises par unité dont pourraient bénéficier les unités pour lesquelles une demande d'autorisation de démantèlement a été soumise à l'Agence de l'énergie avant le 1er janvier 2001. La subvention maximale sera progressivement réduite pour les demandes introduites après cette date. En 2001, le montant maximal s'élèvera à 102 millions de couronnes danoises et sera réduit de 17 millions chaque année. Le démantèlement doit commencer au plus tard un an après l'octroi de l'autorisation.

(33) Le gouvernement a estimé le montant cumulé des régimes de subvention à 2300 millions de couronnes danoises.

Mode de recouvrement de ces coûts

(34) Le gouvernement envisage d'instaurer deux régimes distincts pour financer la subvention, l'un pour Elsam, l'autre pour Elkraft. Les deux entreprises seront autorisées à établir une redevance sur la consommation d'électricité, facturée séparément aux consommateurs finals dans la zone qu'elles desservent, si bien que les coûts seront payés à la fois par les consommateurs de l'électricité produite par Elsam et Elkraft et par les consommateurs de l'électricité achetée par le biais de contrats conclus avec des tiers.

(35) En cas de surcompensation, les montants correspondants doivent être restitués aux consommateurs. Dans un souci de transparence et afin d'éviter les subventions croisées, les entreprises seront tenues de publier des comptes séparés pour le soutien. Le montant sera indiqué à part sur les factures d'électricité adressées aux consommateurs.

4.4. Obligations en matière de pensions

Nature de l'engagement

(36) Les entreprises municipales du secteur de l'électricité emploient traditionellement un pourcentage important de fonctionnaires. À ce titre, elles sont tenues de verser des pensions à leurs employés qui partent en retraite. Il n'a été prévu aucune provision pour couvrir les frais de pension actuels et futurs. La méthode utilisée consiste à les inclure, à mesure qu'ils se présentent, dans le prix de l'électricité.

(37) Depuis le 1er janvier 1997, les nouveaux employés sont engagés sur une base contractuelle et les entreprises versent les cotisations de pension pendant toute la durée de la relation de travail. Du fait de cette modification de la forme des contrats d'emploi, le statut de fonctionnaire étant progressivement abandonné au profit de contrats d'emploi, les entreprises municipales devront, pendant plusieurs années, verser aussi bien des cotisations de pension pour le personnel qu'elles emploient actuellement que des pensions aux retraités, pour lesquelles aucune provision n'est constituée.

(38) D'après le gouvernement danois, cet engagement ne posera de problèmes qu'aux installations de production, étant donné que les sociétés de distribution continueront de bénéficier d'un monopole dans la zone qu'elles desservent et que les coûts des retraites pourront donc être recouvrés en les intégrant dans les tarifs de distribution. Une seule entreprise de production, Københavns Belysningsvæsen, également distributeur, aura besoin d'un régime transitoire. Depuis le 1er janvier 1997, c'est-à-dire avant l'entrée en vigueur de la directive, Københavns Belysningsvæsen n'engage plus de fonctionnaires.

Étendue des coûts échoués

(39) Assurandørgruppen (groupement d'assureurs) a calculé la valeur actualisée des obligations de retraite qui incombent à Københavns Belysningsvæsen, les situant entre 600 et 700 millions de couronnes danoises (fin 1997), suivant l'hypothèse adoptée quant à l'âge de départ en retraite des employés concernés par cette obligation.

(40) En ce qui concerne les futurs droits à pension des employés ayant un statut de fonctionnaire, Københavns Belysningsvæsen versera, pour en couvrir le coût, une cotisation de pension équivalente à 15 % du traitement.

Mode de recouvrement de ces coûts

(41) Le gouvernement danois envisage, à titre de régime transitoire, d'autoriser Københavns Belysningsvæsen à percevoir , sur une période de dix ans, 700 millions de couronnes danoises auprès des consommateurs d'électricité. La notification ne contient pas d'autres précisions sur les modalités de ce régime.

(42) En cas de surcompensation, les montants correspondants doivent être restitués aux consommateurs. Dans un souci de transparence et afin d'éviter les subventions croisées, les entreprises seront tenues de publier des comptes séparés pour le soutien. Le montant sera indiqué à part sur les factures d'électricité adressées aux consommateurs.

II. ÉVALUATION JURIDIQUE

1. Base juridique: article 24 de la directive 96/92/CE

(43) Dans sa notification, le gouvernement danois demande expressément à bénéficier d'un régime transitoire au sens de l'article 24 de la directive 96/92/CE.

2. Dispositions de l'article 24

(44) Aux termes de l'article 24, paragraphes 1 et 2, de la directive 96/92/EC et au titre du traité, la Commission est tenue, lorsqu'elle examine une demande de régime transitoire, de prendre en considération les éléments suivants.

A. Exigences concernant la nature des engagements ou des garanties d'exploitation en question

1) L'existence d'un engagement ou d'une garantie d'exploitation doit être prouvée.

2) L'engagement ou les garanties d'exploitation doivent être antérieurs au 20 février 1997.

3) Il doit y avoir un lien de causalité entre l'adoption de la directive et l'incapacité de respecter l'engagement.

B. Exigences concernant les mesures proposées pour réaliser les objectifs en question

1) Les mesures du régime transitoire doivent relever de dérogations aux chapitres IV, VI et VII de la directive 96/92/CE.

2) Le régime transitoire doit être limité dans le temps et lié à l'expiration des engagements ou des garanties d'exploitation en question.

3) Le régime transitoire doit appliquer les mesures les moins restrictives raisonnablement nécessaires pour atteindre les objectifs poursuivis, qui doivent eux-mêmes être légitimes. Dans sa décision, la Commission doit tenir compte, entre autres, de la taille et du niveau d'interconnexion du réseau concerné, ainsi que de la structure de son industrie de l'électricité.

3. Évaluation de la notification

(45) Dans le cas présent, en ce qui concerne le régime transitoire tel qu'il a été notifié, il n'est pas nécessaire de déterminer si les exigences des points A 1, 2, 3 ou B 2, 3 ont été remplies, dès lors que les mesures en question ne dérogent pas aux chapitres IV, VI ou VII de la directive 96/92/CE et, partant, ne répondent pas à l'exigence visée au point B 1.

(46) L'article 24, les paragraphes 1 et 2, de la directive 96/92/CE disposent que: "1. Les États membres où des engagements ou des garanties d'exploitation, accordés avant l'entrée en vigueur de la présente directive, risquent de ne pas pouvoir être honorés en raison des dispositions de la présente directive pourront demander à bénéficier d'un régime transitoire; celui-ci pourra leur être accordé par la Commission, en tenant compte, entre autres, de la taille et du niveau d'interconnexion du réseau concerné, ainsi que de la structure de son industrie de l'électricité. La Commission informe les États membres de ces demandes avant de prendre une décision, dans le respect de la confidentialité. Cette décision est publiée au Journal officiel des Communautés européennes.

2. Le régime transitoire est limité dans le temps et il est lié à l'expiration des engagements ou des garanties mentionnés au paragraphe 1. Le régime transitoire peut comporter des dérogations aux chapitres IV, VI et VII de la présente directive. Les demandes de régime transitoire doivent être notifiées à la Commission au plus tard un an après l'entrée en vigueur de la présente directive."

(47) Il apparaît clairement, dès lors, que pour constituer un régime transitoire au sens de l'article 24 de la directive 96/92/CE, le système choisi par l'État membre doit déroger aux exigences prévues par la directive dans son chapitre IV, VI ou VII.

(48) Un simple régime de compensation, c'est-à-dire un système de prélèvements institué par un État membre afin de compenser des coûts échoués résultant de l'application de la directive, ne peut, de ce fait, être considéré comme un régime transitoire au sens de l'article 24 de la directive 96/92/CE. L'instauration de tels prélèvements ne requiert pas de dérogation aux chapitres susmentionnés de la directive.

(49) Le fait que des mesures telles que celles considérées dans le cas présent puissent donner lieu à des distorsions importantes du marché intérieur de l'électricité ne remet pas en cause cette conclusion. En effet, la Commission reconnaît que le paiement de tels prélèvements peut engendrer des conséquences économiques largement similaires à celles qui résultent d'une dérogation effective ou potentielle à certaines obligations contenues dans les chapitres IV, VI ou VII de la directive 96/92/CE. Néanmoins, ces distorsions, de par leur nature, ne sont pas le résultat d'une dérogation spécifique envisagée par la directive. Le versement d'un montant compensatoire à certains producteurs d'électricité, financé par un prélèvement imposé aux consommateurs est, par conséquent, une mesure qui n'est pas directement visé par la directive mais qu'il convient d'examiner à la lumière de l'article 87, paragraphe 3, point c), du traité. Dans cette hypothèse, il est entendu que des mesures d'effet économique semblable seront traitées de la même façon, indépendamment de la procédure applicable dans chaque cas.

(50) Vu la non-applicabilité de l'article 24 de la directive 96/92/CE, il n'est pas nécessaire de procéder à une évaluation des autres exigences des 2 et 3 mentionnées ci-dessus,

A ARRÊTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:

Article premier

Le régime transitoire proposé concerne les engagements incombant aux entreprises danoises d'électricité en matière de contrats d'achat de gaz take-or-pay, de fermeture de centrales et de pensions, tels qu'ils ont été notifiés par le gouvernement danois dans sa lettre du 19 février 1998.

Article 2

Le régime transitoire notifié par le gouvernement danois ne comporte pas de mesures qui constitueraient des dérogations aux chapitres IV, VI et VII de la directive 96/92/CE. L'article 24 de la directive n'est, de ce fait, pas applicable à ce régime transitoire.

Article 3

Le royaume de Danemark est destinataire de la présente décision.

Fait à Bruxelles, le 8 juillet 1999.

Par la Commission

Christos PAPOUTSIS

Membre de la Commission

(1) JO L 27 du 30.1.1997, p. 20.

(2) Aides de l'État N 305/96 - Danemark - Mesures en faveur d'installations centralisées de production d'électricité.

(3) Secret d'affaires.

(4) Secret d'affaires.

(5) Secret d'affaires.

(6) Secret d'affaires.

(7) Secret d'affaires.

(8) Secret d'affaires.

(9) Secret d'affaires.

(10) Lettre du 31 octobre 1997 de la DG XVII de la Commission au ministère de l'environnement et de l'énergie.

(11) Secret d'affaires.