DECISIONE DELLA COMMISSIONE

dell'8 luglio 1999

relativa alla richiesta danese di regime transitorio ai sensi dell'articolo 24 della direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio concernente norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica

(notificata con il numero C(1999) 1551/8)

(Il testo in lingua danese è il solo facente fede)

(1999/798/CE)

LA COMMISSIONE DELLE COMUNITÀ EUROPEE,

visto il trattato che istituisce la Comunità europea,

vista la direttiva 96/92/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 19 dicembre 1996, concernente norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica(1), in particolare l'articolo 24,

informati gli Stati membri della richiesta presentata dal Regno di Danimarca,

considerando quanto segue:

I. LE CIRCOSTANZE FATTUALI

1. Procedura

(1) Con lettera del 19 febbraio 1998, il ministero dell'Ambiente e dell'Energia danese (Miljø- og Energiministeriet) ha richiesto un regime transitorio ai sensi dell'articolo 24 della direttiva.

(2) Il 25 giugno 1998, si è tenuta a Bruxelles una riunione tra i servizi della Commissione e i rappresentanti del ministero dell'Ambiente e dell'Energia danese per discutere la richiesta. Al ministero è stato chiesto di fornire informazioni più particolareggiate.

(3) Con lettera del 16 ottobre 1998, il ministero ha fornito tali informazioni.

2. Struttura e sviluppo del settore elettrico in Danimarca

(4) Nel 1997, l'industria dell'energia elettrica danese contava 111 società, di cui 46 possedute e gestite direttamente dai comuni, 43 organizzate sotto forma di cooperative di proprietà dei consumatori, 9 partnership, 11 fondazioni private e 2 società per azioni.

(5) La rete di trasmissione in Danimarca è suddivisa in due sistemi separati integrati verticalmente. Eltra (soggetto giuridico separato nonché gestione e consiglio di amministrazione separati) gestisce una rete che copre la parte occidentale della Danimarca (Jutland e Funen) ed è collegata alla rete UCPTE, e Elkraft System (organizzata all'interno di Elkraft, ma con gestione separata) gestisce una rete che copre la parte orientale ed è collegata alla rete Nordel. Le società di distribuzione sono responsabili della vendita dell'energia elettrica ai consumatori nonché della pianificazione, gestione e manutenzione della rete a bassa e media tensione.

(6) La generazione di energia elettrica è effettuata da 8 società che appartengono alle società di distribuzione. La generazione e la vendita di energia elettrica alle società di distribuzione sono coordinate da Elsam (nell'area Eltra) e da Elkraft.

(7) Sono presenti tre imprese elettriche che sono sia produttori che distributori: Københavns Belysningsvæsen (comune di Copenhagen), Østkraft sull'isola di Bornholm e il comune di Randers.

(8) L'energia elettrica viene prodotta principalmente in combinazione con il calore. Il carbone è il combustibile predominante in questi impianti; tuttavia, sta crescendo anche l'importanza del gas naturale. Le centrali tradizionali che producono solo energia elettrica sono state chiuse gradualmente nel corso degli ultimi anni. Inoltre, le fonti di energia rinnovabile, come la biomassa e l'energia eolica, stanno assumendo un'importanza crescente nella produzione di energia elettrica. La politica della Danimarca è di proseguire tale sviluppo.

(9) Storicamente, la Danimarca è stata un importatore netto di energia elettrica, ma dal 1995 ha un'eccedenza che viene esportata.

3. La legge sull'approvvigionamento di energia elettrica e l'attuazione della direttiva sul mercato dell'energia elettrica

(10) Il mercato danese dell'energia elettrica è regolamentato dalla legge sull'approvvigionamento di energia elettrica, entrata in vigore nel 1977. Da allora, essa è stata soggetta a diversi emendamenti, ma la struttura resta invariata.

(11) La transizione verso un sistema maggiormente basato sul mercato è iniziata dall'adozione di un emendamento all'ESA da parte del Parlamento, nel maggio 1996. Lo scopo dell'emendamento era di introdurre la concorrenza in Danimarca, garantendo al contempo che l'industria dell'energia elettrica soddisfacesse ad una serie di obblighi di servizio pubblico relativamente alla tutela dell'ambiente, alla sicurezza di approvvigionamento e alla protezione dei consumatori. L'emendamento è entrato in vigore il 1o gennaio 1998, in seguito all'approvazione di alcuni elementi del progetto di legge da parte della Commissione il 3 dicembre 1997 (procedura relativa all'aiuto di stato)(2).

(12) Dal 1o gennaio 1998, le società di distribuzione con una fornitura annua di energia elettrica superiore a 100 GWh e i consumatori finali con un consumo annuo di energia elettrica superiore a 100 GWh per località di consumo sono stati considerati clienti idonei. Il mercato danese dell'energia elettrica è caratterizzato da pochi grandi consumatori di energia elettrica. In effetti, solo 7 consumatori superano la soglia di 100 GWh e la loro quota di mercato è pari al 5 % circa del consumo totale danese. Se si considerano i distributori, il mercato potenziale coinvolto indirettamente aumenta al 90 % circa.

(13) Nell'attuale legislazione, la Danimarca ha optato per un accesso negoziato da parte di terzi. In pratica, tuttavia, Eltra e Elkraft System hanno introdotto l'accesso da parte di terzi sulla base di tariffe pubblicate per l'accesso alla rete di trasmissione. La rete di distribuzione è ancora caratterizzata da un accesso negoziato da parte di terzi.

(14) Vi è ancora una serie di importanti questioni aperte da affrontare con la nuova legislazione per adempiere completamente alla direttiva. Il governo danese sta preparando alcune leggi che riguardano, inter alia, le questioni ancora in sospeso.

4. Il regime transitorio notificato dal governo danese

4.1. Introduzione

(15) Il governo danese ha notificato regimi transitori per tre tipi di impegni:

1) Contratti "prendi o paga".

2) Chiusura delle centrali.

3) Obblighi pensionistici.

4.2. Contratti "prendi o paga"

L'impegno

(16) Due imprese danesi, Elkraft AmbA e I/S Elsam, hanno stipulato tre contratti "prendi o paga" relativi al gas con Dangas A/S:

- contratto del 1991, con decorrenza dal 1996 al 2020, che richiede che Elkraft ritiri almeno [...](3) milioni di Nm3 all'anno;

- contratto del 1994, con decorrenza dal 1996 al 2020, che richiede che Elsam ritiri almeno [...](4) milioni di Nm3 all'anno;

- contratto del 1995, con decorrenza dal 2001 al 2010, che richiede che Elsam ritiri almeno [...](5) milioni di Nm3 all'anno e Elkraft ritiri almeno [...](6) milioni di Nm3 all'anno.

(17) Il prezzo del gas è [...](7)

(18) I contratti prevedono una clausola che [...](8)

(19) I contratti sono [...](9)

(20) Il gas è destinato a essere utilizzato in quattro principali centrali termoelettriche combinate, che sono in parte coperte da una "garanzia CHP" esistente in Danimarca, in base alla quale le società di distribuzione danesi sono obbligate ad acquistare l'energia termoelettrica prodotta da tali centrali ad un costo pari ai prezzi, qualora l'energia elettrica non possa essere venduta senza subire perdite sul mercato libero. Questa garanzia è stata esaminata dalla Commissione ed accettata in relazione alle disposizioni del trattato sull'aiuto di stato (cfr. nota n. 2). Essa è stata inoltre analizzata in rapporto alle disposizioni della direttiva e la Commissione, in una valutazione preliminare, ha riscontrato che il regime è compatabile con la direttiva. Tale valutazione è stata trasmessa al ministero dell'Ambiente e dell'Energia(10).

(21) La "garanzia CHP" sarà valida sino al 2006 per tre centrali, H. C. Ørstedsværket, Svanemølleværket e Avedøreværkets Blok 2; la parte principale della produzione di energia elettrica verrebbe coperta dalla garanzia, se prodotta in combinazione con il calore. Il governo danese non prevede pertanto problemi prima del 2006 per quanto riguarda i contratti "prendi o paga" relativi a tali impianti, poiché la "garanzia CHP" assicura che l'energia termoelettrica possa essere venduta ad un prezzo pari ai costi di produzione. Per quanto riguarda l'ultimo impianto Skærbækværket, si prevede che solo il 30 % della produzione di energia elettrica sia coperto dalla "garanzia CHP" e, per questo impianto, i contratti "prendi o paga" relativi al gas potrebbero presentare alcune difficoltà a seconda dell'andamento dei prezzi del mercato del gas rispetto a quelli fissi stabiliti nei contratti.

Entità dei costi non recuperabili

(22) Il governo danese ha calcolato che l'impegno relativo ai tre contratti "prendi o paga" è pari a 8,9 miliardi di corone danesi, corrispondenti al valore del gas naturale destinato alla produzione di energia elettrica non coperta dalla "garanzia CHP", e ipotizzando che il prezzo del gas naturale rimanga stabile. Tale cifra è calcolata in base all'ipotesi di fondo che il prezzo dell'energia elettrica diminuisca fino a zero.

(23) Il governo ritiene tuttavia più realistico che il prezzo di mercato dell'energia elettrica aumenti dall'attuale livello di 0,12 DKK/kWh (prezzo attuale del consorzio elettrico Nordel, secondo quanto riportato dal governo danese nella nota del 16 ottobre 1998) a 0,15 DKK/kWh nel 2000. In seguito, il governo prevede [...](11)

(24) Alla luce delle precedenti ipotesi di aumento dei prezzi di mercato dell'energia elettrica e del gas, il governo ha stimato che i costi non recuperabili legati ai contratti "prendi o paga" saranno pari a 993 milioni di DKK in totale, nel periodo 1999-2020.

Metodo di recupero

(25) Il governo considera di permettere alle imprese elettriche di imporre una sovrattassa sul consumo di energia elettrica, che verrà imposta a livello del consumatore finale. Tale sovrattassa verrà calcolata ex post e potrà coprire solo le perdite reali. In caso di sovracompensazione, l'eccedenza verrà restituita ai consumatori. Le imprese devono tenere contabilità separate per il sostegno, al fine di evitare sovvenzionamenti trasversali e garantire la trasparenza. L'importo verrà indicato separatamente sulla bolletta elettrica dei consumatori.

4.3. Rottamazione delle centrali

L'impegno

(26) Le società di generazione di energia elettrica in Danimarca non hanno finora potuto effettuare accantonamenti in ordine ai costi futuri per la chiusura e lo smantellamento degli impianti di produzione. Pertanto, i costi di smantellamento sono stati coperti su base "come e quando", attraverso le tariffe elettriche che, ove necessario, potevano essere aumentate per coprire tali costi.

(27) In un mercato non competitivo, ciò non ha pertanto posto alcun problema alle società di produzione, poiché i costi, in ultima analisi, sono stati sostenuti dai consumatori finali. In un mercato competitivo, dove i consumatori non hanno più vincoli, potrebbe non essere più possibile imporre tali costi ai consumatori.

(28) Il governo danese ha comunicato che, nel periodo 1999-2025, sono previsti la chiusura e lo smantellamento di 30 unità di produzione e che 6 unità di produzione sono state chiuse recentemente o sono in fase di smantellamento. Si stima che la durata normale di un'unità di produzione sia di 30 anni. In alcuni casi, la chiusura e lo smantellamento sono stati ordinati dall'Agenzia per l'energia per motivi ambientali. Lo smantellamento può essere eseguito solo previa licenza dell'Agenzia per l'energia ai sensi dell'articolo 5, paragrafo 1, della legge sull'approvvigionamento di energia elettrica.

Entità dei costi non recuperabili

(29) Il governo ha stimato che i costi di smantellamento per unità di produzione ammontano a 100-170 milioni di DKK, in funzione della dimensione dell'unità. Si è stimato che i costi di smantellamento relativi a un'unità di 137 MW chiusa nel 1996 (Nordjyllandsværket Blok 1) sono pari a 87 milioni di DKK. Tuttavia, tali costi, secondo la notifica danese, sono inferiori ai costi normali, in quanto parte dell'unità non verrà smantellata e verrà utilizzata unitamente alle altre unità di tale impianto.

(30) In seguito all'adozione della nuova legge sull'approvvigionamento di energia elettrica (prevista per il 1999), le società elettriche potranno provvedere a coprire tali costi. Pertanto, il governo ha notificato solo i costi relativi alle unità per cui è stata concessa, o si prevede verrà concessa, una licenza di smantellamento nel periodo dal 1o gennaio 1998 al 31 dicembre 2007. Le società dotate di impianti la cui chiusura è prevista dopo tale data saranno costrette a prendere i provvedimenti necessari per la disattivazione tra oggi e la data di chiusura. Pertanto, il regime dei costi non recuperabili mira a finanziare o a contribuire al finanziamento degli impianti che chiuderanno prima di tale data. Per tali impianti, non sono stati ancora presi provvedimenti in relazione ai costi di disattivazione ed il tempo che resta non è sufficiente per prendere provvedimenti adeguati prima della chiusura. In totale, verranno coperte 21 unità e 6 impianti attualmente in fase di smantellamento.

(31) Il governo prevede che i costi non recuperabili totali saranno pari a 2750 milioni di DKK, distribuiti come segue:

- Sjællandske Kraftværker (che rientra nella zona Elkraft): 800 milioni di DKK relativi a 8 unità;

- Københavns Belysningsvæsen (che rientra nella zona Elkraft): 600 milioni di DKK relativi a 6 unità;

- Elsam: 1350 milioni di DKK relativi a 7 unità e ai costi di 8 impianti attualmente in fase di smantellamento.

(32) Il governo prevede di concedere una sovvenzione di 170 milioni di DKK cadauna alle unità per le quali sia stata presentata all'Agenzia per l'energia una richiesta di licenza di smantellamento entro il 1o gennaio 2001. La sovvenzione massima verrà ridotta per le richieste presentate oltre tale data. Nel 2001, l'importo massimo sarà pari a 102 milioni di DKK e verrà ridotto a 17 milioni di DKK per ogni anno successivo. Lo smantellamento dovrà iniziare al più tardi un anno dopo la concessione della licenza.

(33) I costi aggregati dei regimi di sovvenzione calcolati dal governo danese ammontano a 2300 milioni di DKK.

Metodo di recupero

(34) Il governo considera di introdurre due regimi separati per finanziare la sovvenzione, uno per Elsam e uno per Elkraft. Ad esse sarà consentito di imporre una sovrattassa sul consumo di energia elettrica attraverso un addebito separato a carico dei consumatori finali nel rispettivo settore e i costi verranno pertanto pagati sia dai consumatori dell'energia elettrica generata in proprio sia dai consumatori di energia elettrica acquistata in virtù di contratti con terzi.

(35) In caso di sovracompensazione, l'eccedenza verrà restituita ai consumatori. Le imprese devono tenere contabilità separate per il sostegno, al fine di evitare sovvenzionamenti trasversali e garantire la trasparenza. L'importo verrà indicato separatamente nella bolletta elettrica dei consumatori.

4.4. Obblighi pensionistici

L'impegno

(36) Le aziende municipali che operano nel settore elettrico hanno assunto tradizionalmente un gran numero di dipendenti in qualità di impiegati pubblici. Le condizioni di assunzione obbligano le aziende municipali ad effettuare pagamenti regolari delle pensioni agli impiegati in pensione. I fondi necessari a coprire i costi presenti e futuri relativi ai pagamenti delle pensioni non sono stati accantonati, ma sono stati inclusi all'occorrenza nel prezzo dell'energia elettrica su base "come e quando".

(37) Dal 1o gennaio 1997, nuovo personale è stato assunto su base contrattuale e le imprese pagano i contributi pensionistici durante il periodo di assunzione. Il passaggio dall'assunzione di personale in qualità di impiegati pubblici all'assunzione su base contrattuale implica che le aziende municipali per alcuni anni dovranno pagare i contributi pensionistici agli attuali dipendenti, nonché le pensioni agli ex dipendenti per i quali non è stato effettuato alcun accantonamento.

(38) Il governo danese prevede che ciò comporterà dei problemi per le società di generazione, poiché le società di distribuzione continueranno ad avere il monopolio della fornitura nella propria zona di distribuzione e potranno pertanto sempre recuperare i costi trasferendo i costi pensionistici sulle tariffe di distribuzione. Solo una società di generazione, che è anche un distributore, Københavns Belysningsvæsen, avrà bisogno di un regime transitorio. La società non assume nuovo personale in qualità di impiegati pubblici dal 1o gennaio 1997, cioè prima che la direttiva entrasse in vigore.

Entità dei costi non recuperabili

(39) L'Assurandørgruppen (il gruppo di assicuratori) ha calcolato che il potenziale valore dell'obbligo pensionistico per Københavns Belysningsvæsen è pari a 600-700 milioni di DKK (fine del 1997) in base alla presunzione dell'età pensionistica dei dipendenti oggetto dell'obbligo.

(40) Per quanto riguarda i diritti pensionistici futuri per i dipendenti assunti in qualità di impiegati pubblici, Københavns Belysningsvæsen corrisponderà un contributo pensionistico pari al 15 % del salario a copertura di tali costi.

Metodo di recupero

(41) Il governo considera un regime transitorio in cui Københavns Belysningsvæsen abbia diritto, per un periodo di 10 anni, a raccogliere 700 milioni di corone danesi dai consumatori di energia elettrica. La notifica non contiene ulteriori spiegazioni dei modi in cui sarà strutturato il programma.

(42) In caso di sovracompensazione, l'eccedenza verrà restituita ai consumatori. Le imprese devono tenere contabilità separate per il sostegno al fine di evitare sovvenzionamenti trasversali e garantire la trasparenza. L'importo verrà indicato separatamente nella bolletta elettrica dei consumatori.

II. VALUTAZIONE GIURIDICA

1. Base giuridica: articolo 24 della direttiva 96/92/CE

(43) La notifica del governo danese fa espressa richiesta di regime transitorio ai sensi dell'articolo 24 della direttiva 96/92/CE.

2. Requisiti di cui all'articolo 24

(44) Gli articoli 24, paragrafi 1 e 2, della direttiva 96/92/CE, alla luce del trattato che istituisce la Comunità europea, prevedono che la Commissione esamini i seguenti elementi in sede di valutazione di una richiesta di regime transitorio.

A. Requisiti concernenti la natura dei relativi impegni o garanzie di gestione

1) Deve essere provata l'esistenza di un impegno o di gestione.

2) L'impegno o le garanzie di gestione devono essere forniti entro e non oltre il 20 febbraio 1997.

3) Deve essere stabilito un legame di causalità tra l'entrata in vigore della direttiva e l'incapacità di rispettare l'impegno.

B. Requisiti concernenti le misure proposte per raggiungere gli obiettivi in questione

1. Le misure del regime transitorio costituiscono deroghe ai capitoli IV, VI e VII della direttiva 96/92/CE.

2. Il regime transitorio deve essere limitato nel tempo e vincolato allo scadere degli impegni o delle garanzie di gestione in questione.

3. Il regime transitorio deve applicare le misure meno restrittive ragionevolmente necessarie per raggiungere gli obiettivi che devono essere di per sé legittimi. Nel decidere su questi temi, la Commissione deve tener conto, tra l'altro, della dimensione del sistema in questione, del livello di interconnessione della rete e della struttura della sua industria elettrica.

3. Valutazione della notifica

(45) Nella fattispecie, per quanto riguarda il regime transitorio notificato, non è necessario determinare se i requisiti A.1, A.2 e A.3 o B.2 e B.3 siano soddisfatti, poiché le misure del regime transitorio in questione non costituiscono deroghe ai capitoli IV, VI o VII della direttiva 96/92/CE e quindi non soddisfano al requisito B.1 sopra citato.

(46) L'articolo 24, paragrafi 1 e 2, della direttiva 96/92/CE recita come segue: "1. Gli Stati membri, i cui impegni o garanzie di gestione, accordati prima dell'entrata in vigore della presente direttiva, possono non poter essere adempiuti a causa delle disposizioni della presente direttiva, possono richiedere un regime transitorio, che può essere loro concesso dalla Commissione tenuto conto, tra l'altro, della struttura della sua industria elettrica. Prima di prendere una decisione, la Commissione informa gli Stati membri di tale richiesta, tenuto conto del rispetto della riservatezza. La decisione è pubblicata nella Gazzetta ufficiale delle Comunità europee.

2. Il regime transitorio è limitato nel tempo ed è vincolato allo scadere degli impegni o delle garanzie di cui al paragrafo 1. Il regime transitorio può includere deroghe ai capitoli IV, VI e VII della presente direttiva. Le richieste di regime transitorio devono essere notificate alla Commissione entro e non oltre un anno dopo l'entrata in vigore della presente direttiva."

(47) È chiaro pertanto che, per costituire un regime transitorio conformemente all'articolo 24, il sistema prescelto dallo Stato membro deve costituire una deroga ai requisiti stabiliti dalla direttiva ai relativi capitoli IV, VI o VII.

(48) Pertanto, un puro regime di compensazione, cioè un sistema di oneri o imposte attuato da uno Stato membro per compensare i costi non recuperabili derivanti dall'applicazione della direttiva, non può essere considerato un regime transitorio nei termini dell'articolo 24 della direttiva 96/92/CE. L'applicazione di tali imposte non comporterebbe una deroga ai suddetti capitoli della direttiva.

(49) Il fatto che misure come quelle in esame nel presente caso possano tradursi in distorsioni molto significative del mercato unico dell'energia elettrica non rileva ai fini della presente conclusione. Infatti, la Commissione riconosce che il pagamento di tali imposte può avere conseguenze economiche sostanzialmente simili a quelle derivanti da una deroga totale o parziale ad alcuni degli obblighi di cui ai capitoli IV, VI o VII della direttiva 96/92/CE. Tuttavia tali distorsioni, per loro stessa natura, non derivano da una tale deroga specifica secondo quanto previsto dalla direttiva. Il trasferimento di un pagamento compensativo a taluni produttori di energia elettrica, finanziato attraverso un'imposta o un onere a carico dei consumatori, rappresenta pertanto una misura non direttamente prevista dalla direttiva, ma che deve essere esaminata in virtù delle norme sulla concorrenza, in particolare l'articolo 87, paragrafo 3, lettera c), del trattato che istituisce la Comunità europea. In connessione con tale ipotesi, si presume che misure di un simile effetto economico saranno trattate in maniera coerente, indipendentemente dalla procedura applicata in ogni singolo caso.

(50) Alla luce della non applicabilità dell'articolo 24 della direttiva 96/92/CE, non è pertanto necessario valutare i succitati ulteriori requisiti 2 e 3,

HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:

Articolo 1

Il regime transitorio proposto riguarda gli impegni assunti dalle imprese elettriche danesi in relazione ai contratti "prendi o paga" relativi al gas, alla chiusura delle centrali e agli obblighi pensionistici notificati dal governo danese con lettera del 19 febbraio 1998.

Articolo 2

Il regime transitorio notificato dal governo danese non contiene misure che costituirebbero deroghe ai capitoli IV, VI o VII della direttiva 96/92/CE, secondo quanto definito dall'articolo 24, paragrafo 2, della direttiva stessa. Pertanto, l'articolo 24 della direttiva non è applicabile al regime transitorio notificato dal governo danese.

Articolo 3

Il Regno di Danimarca è destinatario della presente decisione.

Fatto a Bruxelles, l' 8 luglio 1999.

Per la Commissione

Christos PAPOUTSIS

Membro della Commissione

(1) GU L 27 del 30.1.1997, pag. 20.

(2) Aiuto di stato n. 305/96 - Danimarca - Misure a favore degli impianti centrali di produzione di energia elettrica.

(3) Segreto professionale.

(4) Segreto professionale.

(5) Segreto professionale.

(6) Segreto professionale.

(7) Segreto professionale.

(8) Segreto professionale.

(9) Segreto professionale.

(10) Lettera del 31 ottobre 1997 della DG XVII della Commissione al ministero dell'Ambiente e dell'Energia.

(11) Segreto professionale.