Document ID: 31999D0798

DECISIÓN DE LA COMISIÓN
de 8 de julio de 1999
relativa a la solicitud danesa de un régimen transitorio con arreglo al artículo 24 de la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad
[notificada con el número C(1999) 1551/8]
(El texto en lengua danesa es el único auténtico)
(1999/798/CE)
LA COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS,
Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea,
Vista la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad(1) y, en particular, su artículo 24,
Tras informar a los Estados miembros de la solicitud danesa,
Considerando lo siguiente:
I. HECHOS
1. Procedimiento
(1) Mediante carta de 19 de febrero de 1998, el Ministerio danés de Medio Ambiente y Energía (Miljø- og Energiminsteriet) notificó a la Comisión una solicitud de régimen transitorio de conformidad con el artículo 24 de la Directiva 96/92/CE.
(2) El 25 de junio de 1998 tuvo lugar en Bruselas una reunión para tratar la mencionada solicitud, a la que asistieron los servicios de la Comisión y responsables del Ministerio danés de Medio Ambiente y Energía. Se pidió al Ministerio que proporcionaria información más detallada.
(3) Mediante carta de 16 de octubre de 1998, el Ministerio proporcionó la información solicitada.
2. Estructura y desarrollo del sector eléctrico en Dinamarca
(4) En 1997, la industria danesa de electricidad contaba con 111 empresas; 46 de ellas son propiedad de los municipios, que las gestionan directamente; 43 están organizadas como cooperativas de consumidores, 9 son sociedades colectivas, 11 son fundaciones privadas y 2 sociedades anónimas.
(5) La red de transmisión en Dinamarca está dividida en dos sistemas independientes, verticalmente integrados. Eltra (persona jurídica independiente y consejo de gestión y dirección independiente), que gestiona una red que cubre la parte occidental de Dinamarca (Jutlandia y Funen) y está conectado a la red UCPTE y Elkraft System (una organización interna de Elkraft con gestión independiente), que gestiona una red que cubre la parte oriental y está conectado a la red Nordel. Las empresas de distribución son responsables de la venta de electricidad a los consumidores, así como de la planificación, la explotación y el mantenimiento de la red de baja y media tensión.
(6) De la producción de electricidad se encargan ocho empresas propiedad de las empresas de distribución. Elsam (en la zona de Eltra) y Elkraft coordinan la producción y la venta de la electricidad a las empresas de distribución.
(7) Tres de las empresas de electricidad son tanto productoras como distribuidoras: Københavns belysningsvæsen (en el municipio de Copenhague), Østkraft en la isla de Bornholm, y el municipio de Randers.
(8) La electricad se produce principalmente en combinación con calor. El carbón es el combustible predominante en estas instalaciones, aunque está aumentando la importancia del gas natural. Las centrales eléctricas tradicionales, que solamente producen electricidad, se han reducido progresivamente durante los últimos años. Además, en la producción de electricidad aumenta la importancia de las fuentes de energía renovables como la biomasa y la energía eólica. La política danesa se orienta a lograr la continuidad de esta evolución.
(9) Históricamente, Dinamarca ha sido importador neto de electricidad, pero desde 1995 exporta un excedente.
3. La Ley de suministro de electricidad de Dinamarca y la aplicación de la Directiva 96/92/CE
(10) El mercado danés de electricidad se regula a través de la Ley de suministro de electricidad (Lov om elforsyning), que entró en vigor en 1977. Desde entonces, se han introducido varias modificaciones, pero su estructura permanece inalterada.
(11) La transición hacia un enfoque más basado en la dinámica del mercado comenzó con la adopción de una modificación a la Ley de suministro de electricidad por el Parlamento, en mayo de 1996. El objetivo de la modificación era introducir la competencia en Dinamarca, y asegurarse de que el sector eléctrico cumpliera con determinadas obligaciones impuestas a los servicios públicos en relación con la protección del medio ambiente, la seguridad del suministro y la protección del consumidor. La modificación entró en vigor el 1 de enero de 1998, después de que, el 3 de diciembre de 1997, la Comisión aprobara diversas partes de la propuesta (procedimiento de ayuda estatal)(2).
(12) Desde el 1 de enero de 1998, se considera clientes cualificados a las empresas de distribución con un suministro anual de electricidad superior a 100 GWh y a los consumidores finales con un consumo anual de electricidad superior a 100 GWh por establecimiento de consumo. El mercado danés de la electricidad de caracteriza por un número reducido de grandes consumidores de electricidad. De hecho, sólo siete consumidores exceden el umbral de los 100 GWh y su cuota de mercado es aproximadamente un 5 % del consumo total en Dinamarca. Si se incluye a los distribuidores, el mercado potencial indirectamente implicado aumenta hasta aproximadamente un 90 % del mercado.
(13) En la actual legislación, Dinamarca ha optado por que el acceso de terceros a la red se regule a través de negociaciones. Sin embargo, en la práctica, Eltra y Elkraft han introducido un sistema de tarifas publicadas para el acceso de terceros a las redes de transmisión. Por otro lado, el acceso de terceros a la red de distribución sí es negociado.
(14) Todavía deben aprobarse nuevas normas para regular detalles pendientes, a fin de que la Directiva se aplique totalmente. El Gobierno danés está elaborando normas que, entre otras cosas, regularán estos aspectos pendientes.
4. Régimen transitorio notificado por el Gobierno danés
4.1. Introducción
(15) El Gobierno danés notificó regímenes transitorios para tres tipos de compromiso:
1) Contratos firmes de compra de gas.
2) Desmantelamiento de centrales eléctricas.
3) Obligaciones en materia de pensiones.
4.2. Contratos firmes de compra de gas
Compromisos
(16) Dos empresas danesas, Elkraft AmbA y I/S Elsam han concluido tres contratos firmes de compra de gas con Dangas A/S.
- En 1991, un contrato vigente desde 1996 a 2020, por el que Elkraft se compromete a adquirir un mínimo de [...](3) millones Nm3 al año.
- En 1994, un contrato vigente desde 1996 a 2020, por el que Elsam se compromete a adquirir un mínimo de [...](4) millones Nm3 al año.
- En 1995, un contrato vigente desde 1996 a 2020, por el que Elsam se compromete a adquirir un mínimo de [...](5) millones de Nm3 al año y Elkraft un mínimo de [...](6) millones de Nm3 al año.
(17) El precio del gas es [...](7).
(18) Los contratos incluyen una cláusula en la que [...](8).
(19) Los contratos son [...](9).
(20) El gas se destina a cuatro centrales combinadas de calor y electricidad, parcialmente cubiertas por una "garantía de cogeneración" existente en Dinamarca, con arreglo a la cual las empresas distribuidoras danesas están obligadas a comprar a precio de coste la electricidad producida con calor en estas centrales si la electricidad no puede venderse en el mercado libre sin sufrir pérdidas. La Comisión ha examinado esta garantía y la ha aceptado con arreglo a las disposiciones del Tratado sobre ayudas estatales (véase nota 2). También la ha analizado en relación con las disposiciones de la Directiva y, en una primera evaluación, la Comisión ha determinado que el esquema es compatible con la Directiva. Esta evaluación ha sido transmitida al Ministerio de Medio Ambiente y Energía(10).
(21) La "garantía de cogeneración" se aplica hasta 2006; la mayor parte de la producción de electricidad de las tres centrales, H. C. Ørstedsværket, Svanemølleværket y Avedøreværkets Blok 2, quedará cubierta por la garantía, puesto que se produce en combinación con calor. Por tanto, el Gobierno danés cree que, antes de 2006 no surgirán problemas en relación con los contratos firmes de compra de gas para estas centrales, puesto que la "garantía de cogeneración" asegura que la electricidad producida a base de calor pueda venderse a un precio que cubra los costes de producción. Por lo que respecta a la última central, Skærbækværket, se calcula que sólo un 30 % de la producción quedará cubierta por la "garantía de cogeneración", por lo que en este caso, y dependiendo de las oscilaciones de los precios del mercado del gas en comparación con los precios establecidos en los contratos, pueden aparecer dificultades en relación con los contratos firmes de compra de gas.
Importe de los costes hundidos
(22) El gobierno danés ha calculado que, en relación con los contratos firmes de compra, el compromiso asciende a 8900 millones de coronas danesas, que equivale al valor del gas natural destinado a la producción de electricidad que no queda cubierto por la "garantía de cogeneración", si se asume que el precio del gas natural es invariable. Este importe se calcula sobre la premisa básica de que el precio de la electricidad se reducirá a cero.
(23) Sin embargo, el Gobierno asume que es más realista pensar que el precio de la electricidad en el mercado incrementará, pasando del nivel actual de 0,12 coronas danesas por kWh (precio actual del consorcio de electricidad Nordic notificado por el Gobierno danés en su nota de 16 de octubre de 1998) a 0,15 coronas danesas por kWh en el año 2000. El Gobierno calcula [...](11).
(24) Asumiendo los cálculos mencionados sobre el incremento de los precios del gas y la electricidad en el mercado, el Gobierno calcula que los costes hundidos relativos a los contratos firmes de compra ascenderán a un total de 993 millones de coronas danesas para el período 1999-2020.
Método de recuperación
(25) El Gobierno considera la posibilidad de permitir que las empresas de electricidad introduzcan una exacción sobre el consumo eléctrico que repercutirá en el consumidor final. Este importe será objeto de un cálculo ex-post y sólo cubrirá pérdidas reales. En caso de que la compensación sea excesiva, se devolverá el superávit a los consumidores. Las empresas deben disponer de cuentas independientes para estas ayudas, a fin de evitar los subsidios cruzados y garantizar la transparencia. El importe se notificará por separado a los consumidores en la factura de la electricidad.
4.3. Desmantelamiento de centrales eléctricas
Compromisos
(26) Hasta ahora, a las empresas productoras de electricidad de Dinamarca no se les permitía reservar un importe para futuros costes de cierre y desmantelamiento de las centrales de producción. Por tanto, los costes de desmantelamiento se amortizaban como y cuando se producían, mediante las tarifas de electricidad, que podían aumentarse en caso necesario a fin de paliar estos costes.
(27) En un mercado no competitivo, esto no planteó ningún problema a las empresas productoras de electricidad, que cargaban los costes a los consumidores finales. Sin embargo, en un mercado competitivo, sin consumidores cautivos, los costes no se pueden cargar a los consumidores.
(28) El Gobierno danés notificó que se calcula que, en el período 1999-2025, se cerrarán y desmantelarán 30 unidades de producción, y que recientemente se habían cerrado seis unidades, que se estaban desmantelando actualmente. El tiempo normal de vida de una unidad de producción se calcula en treinta años. En algunas ocasiones, la Agencia de Energía ha ordenado el cierre y desmantelamiento por motivos medioambientales. De conformidad con el apartado 1 del artículo 5 de la Ley de suministro de electricidad, la Agencia de Energía debe autorizar el desmantelamiento.
Importe de los costes hundidos
(29) El gobierno calcula que los costes de desmantelamiento por unidad de producción serán de entre 100 millones de coronas danesas y 170 millones, dependiendo del tamaño de la unidad. Se calcula que los costes de desmantelamiento de una unidad de 137 MW cerrada en 1996 (Nordjyllandsværket Blok 1) ascienden a 87 millones de coronas danesas. Sin embargo, con arreglo a la notificación danesa, estos costes están por debajo de los normales, puesto que parte de la unidad no se desmantelará, sino que se utilizará combinada con otras unidades de esta central eléctrica.
(30) Tras la adopción (prevista para 1999) de la Ley de suministro de electricidad, las empresas eléctricas podrán crear reservas para cubrir estos costes. Por tanto, el Gobierno sólo ha notificado los costes relativos a las unidades de producción para las que se ha concedido un permiso de desmantelamiento, o está prevista su concesión, en el período comprendido entre el 1 de enero de 1998 y el 31 de diciembre de 2007. Las empresas propietarias de centrales cuyo cierre está previsto para después de esta fecha tendrán que tomar las medidas adecuadas para el cierre definitivo de aquí a la fecha de cierre. Por tanto, el régimen de costes hundidos debe financiar el cierre de las centrales previsto antes de esta fecha, o contribuir a la financiación del mismo, ya que no se han tomado medidas para cubrir los costes del cierre definitivo de estas centrales y ahora no queda tiempo para crear suficientes reservas. En total, se cubrirá el cierre de 21 unidades y de seis centrales, que se están desmantelando en la actualidad.
(31) El Gobierno calcula que el total de los costes hundidos asciende a 2750 millones de coronas danesas, distribuidos como sigue:
- Sjællandske Kraftværker (parte de la zona de Elkraft): 800 millones de coronas danesas para 8 unidades de producción;
- Københavns Belysningsvæsen (parte de la zona de Elkraft): 600 millones de coronas danesas para 6 unidades de producción;
- Elsam: 1350 millones de coronas danesas para 7 unidades de producción y el coste de 6 centrales que se están desmantelando actualmente.
(32) El Gobierno considera conceder una subvención de hasta 170 millones de coronas danesas por unidad a las unidades en relación a las que se haya presentado una solicitud de permiso de desmantelamiento ante la Agencia de Energía antes del 1 de enero de 2001. Para las solicitudes posteriores a esta fecha, se reducirá el subsidio máximo. En 2001, el importe máximo ascenderá a 102 millones de coronas danesas, y se reducirá cada año en 17 millones de coronas danesas durante los años siguientes. El desmantelamiento debe comenzar a más tardar un año después de la concesión del permiso.
(33) El Gobierno danés ha calculado que el coste global de los programas de subvención ascenderá a 2300 millones de coronas danesas.
Método de recuperación
(34) El Gobierno considera la posibilidad de establecer dos programas independientes para financiar las subvenciones, uno para Elsam y otro para Elkraft que podrán aplicar una sobretasa sobre el consumo de electricidad, facturada por separado a los consumidores finales de su zona; de esta forma, los costes estarán financiados tanto por los consumidores de la electricidad generada por ellos mismos como por los consumidores de la electricidad que compran por medio de contratos a terceros.
(35) En caso de compensación excesiva, se devolverá el superávit a los consumidores. Las empresas deben disponer de cuentas independientes para estas ayudas, a fin de evitar los subsidios cruzados y garantizar la transparencia. El importe se notificará por separado a los consumidores en la factura de la electricidad.
4.4. Obligaciones en materia de pensiones
Compromisos
(36) La mayor parte del personal de las empresas municipales que operan en el sector de la electricidad estaba contratado en calidad de funcionario. Las condiciones de trabajo en el sector público obligan a las empresas municipales a pagar una pensión a los empleados jubilados, pero no se ha reservado capital para cubrir los costes presentes y futuros relacionados con los pagos de las pensiones, sino que los costes se han incluido en el precio de la electricidad en el momento y en la medida en que se producían estos costes.
(37) Desde el 1 de enero de 1997, se emplea al nuevo personal sobre una base contractual, y las empresas pagan contribuciones a las pensiones a lo largo de todo el periodo de empleo. La transición entre el contrato de funcionarios y el reclutamiento sobre una base contractual implica que, durante algunos años, las empresas municipales deberán pagar tanto las contribuciones de pensión de sus empleados actuales como las pensiones de sus antiguos empleados, para los que no se crearon reservas.
(38) El Gobierno danés calcula que esto sólo planteará problemas a las empresas productoras, puesto que las empresas distribuidoras conservarán un monopolio de suministro en su zona de distribución, por lo que siempre podrán recuperar los costes derivados del pago de pensiones a través de gravámenes en las tarifas de distribución. Sólo una de las empresas productoras, Københavns Belysningsvæsen, también distribuidora, necesitará un régimen transitorio. La empresa no ha contratado a ninguna persona en calidad de funcionario desde el 1 de enero de 1997, antes de la entrada en vigor de la Directiva.
Importe de los costes hundidos
(39) Assurandørgruppen ("El grupo de aseguradoras") ha calculado que el importe líquido de las obligaciones en materia de pensión de Københavns Belysningsvæsen asciende a 600-700 millones de coronas danesas (a finales de 1997), en función de las hipótesis en relación con la edad de jubilación de los trabajadores cubiertos por el plan de pensiones.
(40) Por lo que se refiere a futuros derechos de pensión de los trabajadores en régimen funcionarial, Københavns Belysningsvæsen pagará una contribución equivalente al 15 % del salario para cubrir estos costes.
Método de recuperación
(41) El Gobierno considera un régimen transitorio en el que, durante diez años, Københavns Belysningsvæsen tendrá derecho a recaudar 700 millones de coronas danesas con cargo a los consumidores de electricidad. La notificación no contiene más detalles relativos al diseño del plan.
(42) En caso de compensación excesiva, se devolverá el superávit a los consumidores. Las empresas deben ingresar estas ayudas en cuentas separadas, a fin de evitar los subsidios cruzados y garantizar la transparencia. El importe se notificará por separado a los consumidores en la factura de la electricidad.
II. FUNDAMENTOS DE DERECHO
1. Fundamento jurídico: artículo 24 de la Directiva 96/92/CE
(43) En su notificación, Gobierno danés solicita de forma explícita un régimen transitorio con arreglo al artículo 24 de la Directiva 96/92/CE.
2. Requisitos del artículo 24
(44) Los apartados 1 y 2 del artículo 24 de la Directiva 96/92/CE exigen que, al examinar cualquier solicitud de régimen transitorio, la Comisión evalúe toda una serie de elementos con respecto a las disposiciones del Tratado CE.
A. Requisitos sobre la naturaleza de los compromisos o garantías de funcionamiento en cuestión
1) Debe demostrarse la existencia de un compromiso o garantía de funcionamiento.
2) El compromiso o garantías de funcionamiento deben haberse concedido antes del 20 de febrero de 1997.
3) Debe establecerse un vínculo de causalidad entre la entrada en vigor de la Directiva y la imposibilidad de cumplir el compromiso.
B. Requisitos en relación con las medidas propuestas para alcanzar dichos objetivos
1) Las medidas del régimen transitorio deben entrar dentro del ámbito de excepciones a los capítulos IV, VI y VII de la Directiva 96/92/CE.
2) El régimen transitorio estará limitado en el tiempo y dependerá de la expiración de los compromisos o de las garantías de funcionamiento en cuestión.
3) El régimen transitorio debe aplicar las medidas menos restrictivas que se consideren necesarias, dentro de lo razonable, para alcanzar los objetivos previstos por el régimen transitorio, que deberán ser legítimos. A la hora de decidir sobre estas cuestiones, la Comisión debe tener en cuenta, entre otras cosas, las dimensiones de la red de que se trate, así como el nivel de interconexión de la red y la estructura de su industria eléctrica.
3. Evaluación de la notificación
(45) En este caso, no es necesario determinar en relación con el régimen transitorio notificado, si se satisfacen los requisitos A.1), A.2) y A.3) o B.2), B.3), ya que las medidas en cuestión no entran dentro del ámbito de excepciones a los requisitos establecidos en los capítulos IV, VI y VII de la Directiva 96/92/CE y, por consiguiente, no cumplen el requisito B.1) citado.
(46) El artículo 24 de la Directiva 96/92/CE establece lo siguiente: "1. Los Estados miembros en los que las autorizaciones concedidas antes de la entrada en vigor de la presente Directiva prevean compromisos o garantías de funcionamiento cuyo incumplimiento sea posible a causa de lo dispuesto en la presente Directiva, podrán solicitar acogerse a un régimen transitorio, que les podrá ser concedido por la Comisión, teniendo en cuenta, entre otras cosas, las dimensiones de la red de que se trate e igualmente el nivel de interconexión de la red y la estructura de su industria eléctrica. La Comisión informará a los Estados miembros de dichas solicitudes antes de tomar una decisión, teniendo en cuenta el respeto a la confidencialidad. Dicha decisión será publicada en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas.
2. Dicho régimen transitorio estará limitado en el tiempo y dependerá de la expiración de los compromisos o de las garantías a que se refiere el apartado 1. El régimen transitorio podrá amparar excepciones a los capítulos IV, VI y VII de la presente Directiva. Los Estados miembros deberán notificar a la Comisión las solicitudes de un régimen transitorio a más tardar un año después de la entrada en vigor de la presente Directiva."
(47) Como se indica más arriba, para establecer un régimen transitorio con arreglo a lo dispuesto en el artículo 24, el sistema elegido por el Estado miembro debe prever una excepción a los requisitos establecidos en los capítulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE.
(48) Por tanto, un programa estrictamente de compensación, es decir, un sistema de tarifas o gravámenes aplicado por un Estado miembro para compensar los costes hundidos originados por la aplicación de la Directiva, no puede considerarse un régimen transitorio a los efectos del artículo 24 de la Directiva 96/92/CE. La aplicación de este tipo de gravámenes no exige una excepción a los mencionados capítulos de la Directiva.
(49) El hecho de que medidas tales como las consideradas en este caso puedan distorsionar de forma significativa el mercado interior de la electricidad no afecta a esta conclusión. Evidentemente, la Comisión reconoce que el pago de dichos gravámenes puede tener repercusiones económicas muy similares a las derivadas de una excepción total o parcial con respecto a algunas obligaciones establecidas en los capítulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE. No obstante, tales distorsiones, por su propia naturaleza, no se derivan de una excepción específica, tal y como se prevé en la Directiva. Por consiguiente, la transferencia de un pago compensatorio a determinadas productores de electricidad, financiado por medio de una tarifa o gravamen que será facturado a los consumidores, no constituye una medida contemplada directamente en la Directiva, sino una medida que requiere examinarse de conformidad con arreglo a la letra c) del apartado 3 del artículo 87 del Tratado CE. Sobre la base de esta hipótesis, se entiende que medidas con un efecto económico similar serán tratadas de forma coherente, independientemente del procedimiento aplicable en cada caso.
(50) Dada la inaplicabilidad del artículo 24 de la Directiva 96/92/CE, no es necesario evaluar los requisitos previstos en los apartados 2 y 3 citados,
HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:
Artículo 1
El régimen transitorio propuesto hace referencia a compromisos contraídos por las compañías eléctricas de Dinamarca en relación con contratos firmes de compra de gas, con el cierre de centrales eléctricas y con obligaciones en materia de pensiones, de conformidad con la notificación del Gobierno danés en su carta de 19 de febrero de 1998.
Artículo 2
El régimen transitorio notificado por el Gobierno danés no contiene ninguna medida que pueda constituir excepción a los capítulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE. Por consiguiente, el artículo 24 de la citada Directiva no es de aplicación al régimen transitorio notificado por el Gobierno danés.
Artículo 3
El destinatario de la presente Decisión será el Reino de Dinamarca.
Hecho en Bruselas, el 8 de julio de 1999.

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