Document ID: 31999D0798

DECISÃO DA COMISSÃO
de 8 de Julho de 1999
relativa ao pedido de regime transitório apresentado pela Dinamarca em conformidade com o artigo 24.o da Directiva 96/92/CE do Parlamento Europeu e do Conselho que estabelece regras comuns para o mercado interno da electricidade
[notificada com o número C(1999) 1551/8]
(Apenas faz fé o texto em língua dinamarquesa)
(1999/798/CE)
A COMISSÃO DAS COMUNIDADES EUROPEIAS,
Tendo em conta o Tratado que institui a Comunidade Europeia,
Tendo em conta a Directiva 96/92/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 19 de Dezembro de 1996, que estabelece regras comuns para o mercado interno da electricidade(1), e, nomeadamente, o seu artigo 24.o,
Tendo informado os Estados-Membros do pedido apresentado pelo Reino da Dinamarca,
Considerando o seguinte:
I. FACTOS
1. Procedimento
(1) Por carta de 19 de Fevereiro de 1998, o Ministro do Ambiente e da Energia da Dinamarca (Miljø- og Energiminiseriet) solicitou a aplicação de um regime transitório em conformidade com o artigo 24.o da directiva.
(2) Em 25 de Junho de 1998, realizou-se em Bruxelas uma reunião entre os serviços da Comissão e representantes do Ministério do Ambiente e da Energia da Dinamarca para examinar o pedido. O Ministério foi convidado a fornecer informações mais detelhadas.
(3) Por carta de 16 de Outubro de 1998, o Ministério forneceu as informações solicitadas.
2. Estrutura e evolução do sector da electricidade na Dinamarca
(4) Em 1997, a indústria de electricidade dinamarquesa contava com 111 companhias, 46 das quais detidas e exploradas pelos municípios, 43 organizadas sob a forma de cooperativas de consumidores, nove parcerias, 11 fundações privadas e duas sociedades por acções.
(5) A rede de transporte de electricidade da Dinamarca está dividida em duas redes distintas, verticalmente integradas. A Eltra (pessoa colectiva independente com gestão e administração próprias) explora uma rede que abrange a parte ocidental da Dinamarca (Jutlândia e Fiónia), e está associada à UCPTE, e a Elkraft System (organizada no âmbito da Elkraft mas com gestão separada) explora uma rede que abrange a parte oriental e está associada à rede Nordel. As empresas de distribuição são responsáveis pela venda de electricidade aos consumidores e pelo planeamento, exploração e manutenção da rede de baixa e média tensão.
(6) A produção de electricidade é realizada por oito empresas, detidas pelas empresas de distribuição. A produção de electricidade e a venda de electricidade às empresas de distribuição são coordenadas pela Elsam (na zona da Eltra) e pela Elkraft.
(7) Existem três empresas de electricidade que são simultaneamente produtores e distribuidores: Københavns Belysningsvæsen (município de Copenhaga), Østkraft, na ilha de Bornhold, e o município de Randers.
(8) A electricidade é principalmente produzida em combinação com a produção de calor. O carvão é o combustível predominante nestas instalações; todavia, o gás natural está a ganhar importância. As centrais eléctricas tradicionais que produziam apenas electricidade foram progressivamente encerradas nos últimos anos. Além disso, as fontes renováveis de energia, como a biomassa e a energia eólica, estão a tornar-se mais importantes na produção de electricidade. A política da Dinamarca consiste em prosseguir este desenvolvimento.
(9) Historicamente, a Dinamarca foi um importador líquido de electricidade mas, a partir de 1995, tem apresentado excedentes, que se destinam à exportação.
3. A lei relativa ao fornecimento de electricidade e a directiva relativa à electricidade
(10) O mercado de electricidade dinamarquês rege-se pela lei relativa ao fornecimento de electricidade, que entrou em vigor em 1977, Desde então, sofreu várias alterações, embora a estrutura tenha permanecido inalterada.
(11) A transição para um sistema mais baseado no mercado iniciou-se em Maio de 1996, com a adopção, pelo Parlamento, de uma alteração à lei relativa ao fornecimento de electricidade. O objectivo da alteração consistiu em introduzir a concorrência na Dinamarca, garantindo simultaneamente que a indústria de electricidade respeitaria um certo número de obrigações de serviço público relacionadas com a protecção do ambiente, com a segurança do abastecimento e com a protecção dos consumidores. A alteração entrou em vigor em 1 de Janeiro de 1998, após a aprovação de certos elementos do projecto de lei pela Comissão, em 3 de Dezembro de 1997 (procedimento relativo aos auxílios estatais)(2).
(12) A partir de 1 de Janeiro de 1998, as empresas distribuidoras com um fornecimento anual de electricidade superior a 100 GWh e os consumidores finais com um consumo anual de electricidade superior a 100 GWh por local de consumo são considerados clientes admissíveis. O mercado de electricidade dinamarquês caracteriza-se por um pequeno número de grandes consumidores de electricidade. Na realidade, só sete consumidores ultrapassam o limiar de 100 GWh e a sua quota de mercado equivale a cerca de 5 % do consumo total na Dinamarca. Ao incluir os distribuidores, o mercado potencial envolvido indirectamente aumenta para cerca de 90 % do mercado.
(13) A Dinamarca optou por um acesso negociado de terceiros na actual legislação. Na prática, porém, a Eltra e a Elkraft System introduziram um acesso de terceiros com base em tarifas publicadas para acesso às redes de transporte. A rede de distribuição caracteriza-se ainda pelo acesso negociado de terceiros.
(14) Existe ainda um certo número de pormenores importantes que devem ser abrangidos pela nova legislação, por forma a respeitar integralmente a directiva. O Governo dinamarquês está a preparar legislação que irá, nomeadamente, abranger estes aspectos remanescentes.
4. O regime transitório notificado pelo Governo dinamarquês
4.1. Introdução
(15) O Governo dinamarquês notificou regimes transitórios para três tipos de compromissos:
1. Contratos de gás de compra obrigatória ("take-or-pay").
2. Encerramento de centrais eléctricas.
3. Obrigações de pensão.
4.2. Contratos de gás de compra obrigatória ("take-or-pay")
Natureza do compromisso
(16) Duas empresas dinamarquesas, a Elkfrat AmbA e a I/S Elsam, celebraram três contratos de gás de compra obrigatória com a Dangas A/S:
- contrato de 1991, em vigor desde 1996 até 2020, que exige que a Elkraft fique com, no mínimo, [...](3) milhões de Nm3 por ano,
- contrato de 1994, em vigor desde 1996 e até 2020, que exige que a Elsam fique com, no mínimo, [...](4) milhões de Nm3 por ano,
- contrato de 1995, em vigor desde 2001 e até 2020, que exige que a Elsam fique com, no mínimo, [...](5) milhões de Ñm3 por ano e que a Elkraft fique, no mínimo, com [...](6) milhões de Nm3 por ano.
(17) O preço do gás é [...](7).
(18) Os contratos incluem uma cláusula que [...](8).
(19) Os contratos são [...](9).
(20) O gás destina-se à utilização em quatro centrais de produção combinada de calor e electricidade (PCCE), que estão parcialmente cobertas pela "garantia PCCE" que existe na Dinamarca, segundo a qual as empresas distribuidoras dinamarquesas são obrigadas a comprar a electricidade ligada ao calor produzida por estas centrais a preços que cubram os custos, caso a electricidade não possa ser vendida sem prejuízo no mercado livre. Esta garantia foi analisada pela Comissão e aceite relativamente às disposições sobre auxílios estatais constantes do Tratado (ver nota 2). Também foi analisada quanto às disposições da directiva, tendo a Comissão, numa avaliação preliminar, concluído que o regime era compatível com a directiva. Esta avaliação foi transmitida ao Ministro do Ambiente e da Energia(10).
(21) A "garantia PCCE" está em vigor até 2006 e, em relação a três das centrais, H. C. Ørstedsværket, Svanemølleværket e Avedøreværkets Blok 2, a maior parte da produção de electricidade estaria abrangida por esta garantia, uma vez que é produzida em combinação com calor. O Governo dinamarquês não prevê, portanto, nenhuns problemas antes de 2006 no que respeita aos contratos de compra obrigatória destas três centrais, uma vez que a "garantia PCCE" assegura que a electricidade associada ao calor pode ser vendida a um preço que cubra os custos de produção. Quanto à última central, a Skærbækværket, espera-se que apenas 30 % da produção de electricidade sejam cobertos pela "garantia PCCE". No que diz respeito a esta central, os contratos de compra obrigatória de gás podem colocar dificuldades relacionadas com a evolução dos preços de mercado do gás relativamente aos preços fixados nos contratos.
Montante dos custos irrecuperáveis
(22) O Governo dinamarquês calculou o compromisso relacionado com os três contratos de compra obrigatória em 8,9 mil milhões de coroas dinamarquesas, o que corresponde ao valor do gás natural destinado à produção de electricidade, que não é abrangido pela "garantia PCCE", partindo-se do princípio de que o preço do gás natural permanece estável. Este valor foi calculado com base no pressuposto de que o preço da electricidade seria reduzido a zero.
(23) O Governo considera, porém, que é mais realista supor que o preço mercado da electricidade aumente, passando do actual nível de 0,12 coroas dinamarquesas por kWh (preço actual no pool de electricidade nórdico, tal como referido pelo Governo dinamarquês na carta de 16 de Outubro de 1998) para 0,15 coroas dinamarquesas por kWh em 2000. Assim, o Governo prevê [...](11).
(24) Com base nos pressupostos acima referidos de um aumento dos preços de mercado para a electricidade e o gás, o Governo estimou os custos irrecuperáveis relacionados com os contratos de compra obrigatória em 993 milhões de coroas dinamarquesas no total, no período compreendido entre 1999 e 2020.
Método de recuperação
(25) O Governo está a considerar a possibilidade de permitir que as empresas de electricidade imponham uma taxa ao consumo de electricidade. Esta será facturada ao nível do consumidor final. O montante será calculado ex post e só pode abranger prejuízos efectivos. No caso de sobrecompensação, os montantes excedentes terão de ser devolvidos aos consumidores. As empresas devem ter uma conta separada para os auxílios, por forma a evitar subsídios cruzados e para assegurar a transparência. O montante será indicado separadamente nas facturas de electricidade dos consumidores.
4.3. Encerramento de centrais eléctricas
Natureza do compromisso
(26) As empresas produtoras de electricidade na Dinamarca não tiveram até à data autorização para tomar disposições com vista aos futuros custos de encerramento e desmantelamento das instalações de produção. Assim, os custos de desmantelamento foram cobertos numa base de "como e quando" através das tarifas de electricidade, que, se necessário, podiam ser aumentadas para cobrir estes custos.
(27) Num mercado não concorrencial, este método não colocou nenhuns problemas às empresas produtoras, uma vez que os custos, no final, ficavam a cargo dos consumidores finais. Num mercado concorrencial, onde os consumidores têm liberdade de escolha, pode já não ser possível impor estes custos aos consumidores.
(28) O Governo dinamarquês informou que estavam previstos o desmantelamento e o encerramento de 30 unidades de produção no período compreendido entre 1999 e 2005 e que seis unidades de produção tinham sido recentemente encerradas, estando a ser desmanteladas. A duração normal de uma unidade de produção está estimada em 30 anos. Em certos casos, o encerramento e o desmantelamento foram ordenados pela Agência da Energia por questões ambientais. Só pode proceder-se ao desmantelamento com uma autorização da Agência da Energia (ver n.o 1 do artigo 5.o da lei relativa ao fornecimento de electricidade).
Montante dos custos irrecuperáveis
(29) O Governo calculou que os custos de desmantelamento por unidade de produção ascendiam a um montante compreendido entre 100 milhões de 170 milhões de coroas dinamarquesas, dependendo da dimensão da unidade. Os custos de desmantelamento de uma unidade de 137 MW, em 1996 (Nordjyllandsværkets Blok 1), foram estimados em 87 milhões de coroas dinamarquesas. Todavia, de acordo com a notificação dinamarquesa, estes custos estão abaixo dos custos normais, uma vez que parte da unidade não será desmantelada, mas sim utilizada em ligação com outras unidades desta central eléctrica.
(30) Na sequência da adopção da nova lei relativa ao fornecimento de electricidade (previsto para 1999), as empresas de electricidade poderão tomar disposições para cobrir esses custos. Consequentemente, o Governo notificou unicamente os custos relativos às unidades de produção para as quais foi concedida, ou se espera que venha a ser concedida uma licença de desmantelamento no período compreendido entre 1 de Janeiro de 1998 e 31 de Dezembro de 2007. As empresas com centrais cujo encerramento esteja previsto para depois desta data deverão tomar disposições adequadas para a desactivação, entre o período actual e a data do encerramento. O regime de custos irrecuperáveis pretende financiar, ou contribuir para financiar, as instalações que irão encerrar antes desta data. Para estas instalações ainda não foram tomadas disposições, não restando tempo suficiente para constituir reservas adequadas antes do encerramento. Serão abrangidas, no total, 21 unidades e seis instalações que estão actualmente a ser desactivadas.
(31) O Governo estima os custos irrecuperáveis totais em 2750 milhões de coroas dinamarquesas, repartidas do seguinte modo
- Sjællandske Kraftværker (parte da área da Elkraft): 800 milhões de coroas dinamarquesas, respeitantes a oito unidades de produção,
- Københavns Belysningsvæsen (parte da área da Elkraft): 600 milhões de coroas dinamarquesas, respeitantes a seis unidades de produção,
- Elsam: 1350 milhões de coroas dinamarquesas, respeitantes a sete unidades de produção e custos de seis instalações que estão actualmente a ser desactivadas.
(32) O Governo prevê conceder um subsídio num montante máximo de 170 milhões de coroas dinamarquesas por unidade, para o qual seja apresentado um pedido de licença de desactivação à Agência de Energia até 1 de Janeiro de 2001. O subsídio máximo será reduzido no caso de pedidos apresentados depois desta data. Em 2001, o montante máximo será de 102 milhões de coroas dinamarquesas, sofrendo uma redução de 17 milhões de coroas dinamarquesas por cada ano seguinte. A desactivação deve iniciar-se, no máximo, um ano após a emissão da licença.
(33) O Governo dinamarquês calculou os custos agregados dos regimes de subídio em 2300 milhões de coroas dinamarquesas.
Método de recuperação
(34) O Governo está a considerar a introdução de dois regimes distintos para financiar o subsídio: um para a Elsam e outro para a Elkraft. Ser-lhes-á autorizado aplicar uma taxa suplementar ao consumo de electricidade, que será facturada separadamente aos consumidores finais das respectivas áreas. Os custos serão, portanto, pagos tanto pelos consumidores da electricidade produzida pelas próprias empresas como pelos consumidores de electricidade adquirida ao abrigo de contratos celebrados com terceiros.
(35) Em caso de sobrecompensação, os montantes excedentes terão de ser devolvidos aos consumidores. As empresas devem ter uma conta separada para os auxílios, a fim de evitar subídios cruzados e assegurar a transparência. O montante será indicado separadamente nas facturas de electricidade dos consumidores.
4.4. Obrigações em matéria de pensões
Natureza do compromisso
(36) As empresas municipais do sector da electricidade empregaram habitualmente um grande número de pessoas na qualidade de funcionários públicos. As suas condições de emprego obrigam as empresas municipais a proceder ao pagamento periódico de pensões aos funcionários reformados. Não se reservaram fundos para cobrir os custos actuais e futuros relacionados com o pagamento de pensões. Em vez disso, os custos foram incluídos no preço da electricidade numa base de "como e quando" eles ocorrerem.
(37) A partir de 1 de Janeiro de 1997, os novos funcionários foram admitidos numa base contratual e as empresas pagam contribuições durante todo o período de duração do contrato. A mudança na contratação do pessoal, de funcionários públicos para trabalhadores com contrato, implica que as empresas municipais terão de pagar, durante alguns anos, contribuições para pensões relativamente aos actuais trabalhadores e aos anteriores trabalhadores, para os quais não foram tomadas quaisquer disposições.
(38) O Governo dinamarquês considera que esta situação colocará problemas apenas às empresas de produção de electricidade, uma vez que as empresas distribuidoras continuarão a ter o monopólio do fornecimento na sua zona de distribuição e poderão sempre recuperar os custos das pensões através das tarifas de distribuição. Só uma empresa de produção, que também é distribuidora, a Københavns Belysningsvæsen necessitará de um regime transitório. A empresa não admitiu nenhum trabalhador na qualidade de funcionário público desde 1 de Janeiro de 1997, ou seja, antes da entrada em vigor da directiva.
Montante dos custos irrecuperáveis
(39) O Assurandøgruppen (grupo de seguradoras) calculou em 600-700 milhões de coroas dinamarquesas (em finais de 1997) o valor do capital das obrigações em matéria de pensões da Københavns Belysningsvæsen, com base nos pressupostos da idade de reforma dos trabalhadores abrangidos pela obrigação.
(40) Relativamente aos futuros direitos a pensão dos trabalhadores com estatuto de funcionários públicos, a Københavns Belysningsvæsen pagará uma contribuição para pensões igual a 15 % do salário, por forma a cobrir estes custos.
Método de recuperação
(41) O Governo está a ponderar a hipótese de um regime transitório em que a Københavns Belysningsvæsen, durante um período de 10 anos, teria direito a cobrar 700 milhões de coroas dinamarquesas aos consumidores de electricidade. A notificação não contém nenhuma outra descrição sobre as modalidades deste regime.
(42) Em caso de sobrecompensação, os montantes excedentes terão de ser devolvidos aos consumidores. As empresas devem ter uma conta separada para os auxílios, a fim de evitar subídios cruzados e assegurar a transparência. O montante será indicado separadamente nas facturas de electricidade dos consumidores.
II. ANÁLISE JURÍDICA
1. Base jurídica: artigo 24.o da Directiva 96/92/CE
(43) A notificação dinamarquesa solicita explicitamente a aplicação de um regime transitório na acepção do artigo 24.o da Directiva 96/92/CE.
2. Requisitos do artigo 24.o
(44) À luz do Tratado CE, os n.os 1 e 2 do artigo 24.o da directiva exigem que a Comissão, ao avaliar um pedido de regime transitório, examine os seguintes elementos:
A. Requisitos relativos à natureza dos compromissos ou garantias de funcionamento em questão
1. Deve provar-se a existência de um compromisso ou garantia de funcionamento.
2. O compromisso ou as garantias de funcionamento devem ter sido concedidos antes de 20 de Fevereiro de 1997.
3. Deve estabelecer-se um nexo de causalidade entre a entrada em vigor da directiva e a incapacidade para respeitar o compromisso.
B. Requisitos relativos às medidas propostas para atingir os objectivos em questão
1. As medidas do regime transitório têm que constituir derrogações aos capítulos IV, VI e VII da directiva.
2. O regime transitório tem de ter uma duração limitada e estar ligado ao termo dos compromissos ou garantias de funcionamento em questão.
3. O regime transitório deve aplicar as medidas menos restritivas que sejam razoavelmente necessárias para atingir os objectivos em questão, os quais têm igualmente que ser objectivos legítimos. Ao decidir sobre estas questões, a Comissão deve ter em conta, nomeademente, a dimensão da rede em causa, o seu nível de interligação, assim como a estrutura da sua indústria de electricidade.
3. Avaliação da notificação
(45) Neste caso, relativo ao regime transitório tal como notificado, não é necessário determinar se os requisitos A.1, A.2 e A.3 ou B.2 e B.3 são cumpridos, pois as medidas do regime transitório em questão não exigem uma derrogação aos capítulos IV, VI ou VII da directiva e, por conseguinte, não cumprem o requisito B.1 supra.
(46) Os n.os 1 e 2 do artigo 24.o da Directiva 96/92/CE determinam o seguinte: "1. Os Estados-Membros em que os compromissos ou garantias de funcionamento concedidos antes da entrada em vigor da presente directiva não possam ser cumpridos em virtude das disposições desta poderão solicitar a aplicação de um regime transitório que lhes poderá ser concedido pela Comissão, tendo nomeademente em conta a dimensão e o nível de interligação da rede em causa, assim como a estrutura da sua indústria da electricidade. Esta instituição informará os Estados-Membros desses pedidos antes de tomar uma decisão, no respeito pelo princípio da confidencialidade. Essa decisão será publicada no Jornal Oficial das Comunidades Europeias.
2. Este regime transitório terá uma duração limitada e estará ligado ao termo dos compromissos ou garantias a que se refere o n.o 1. O regime transitório pode abranger derrogações aos capítulos IV, VI e VII da presente directiva. Os pedidos de aplicação do regime transitório deverão ser notificados à Comissão, o mais tardar um ano após a data de entrada em vigor da presente directiva nos Estados-Membros."
(47) É evidente, portanto, que, para constituir um regime transitório na acepção do artigo 24.o, o sistema escolhido pelo Estado-Membro deve prever uma derrogação aos requisitos estabelecidos na directiva nos seus capítulos IV, VI ou VII.
(48) Assim, um simples regime de compensações, ou seja, um sistema de taxas ou imposições aplicadas por um Estado-Membro a fim de compensar custos irrecuperáveis causados pela aplicação da directiva, não pode ser considerado um regime transitório na acepção do artigo 24.o da Directiva 96/92/CE. A aplicação dessas imposições não exige uma derrogação aos capítulos da directiva acima mencionados.
(49) Esta conclusão não é afectada pelo facto de medidas como estas poderem resultar em grandes distorções do mercado único da electricidade. De facto, a Comissão reconhece que o pagamento dessas imposições pode ter consequências económicas essencialmente semelhantes às que resultam de uma derrogação total ou parcial de algumas das obrigações contidas nos capítulos IV, VI ou VII da Directiva 96/92/CE. Contudo, tais distorções, dada a sua natureza, não resultam de uma derrogação específica prevista na directiva. A transferência de um pagamento compensatório a certos produtores de electricidade, financiado através de uma imposição ou de uma taxa cobradas aos consumidores é, por conseguinte uma medida que não é directamente abordada pela directiva mas que necessita antes de ser examinada nos termos do n.o 3, alínea c), do artigo 87.o do Tratado CE. Nesta hipótese, é óbvio que as medidas de efeito económico semelhante serão tratadas de forma coerente, independentemente do procedimento relevante em cada caso particular.
(50) Tendo em conta a não aplicabilidade do artigo 25.o da Directiva 96/92/CE, não é pois necessário avaliar os requisitos suplementares 2 e 3 acima mencionados,
ADOPTOU A PRESENTE DECISÃO:
Artigo 1.o
O regime transitório proposto está relacionado com os compromissos assumidos pelas empresas de electricidade dinamarquesas no que respeita aos contratos de gás de compra obrigatória, ao encerramento de centrais eléctricas e às obrigações em matéria de pensões, conforme notificado pelo Governo dinamarquês em carta de 19 de Fevereiro de 1998.
Artigo 2.o
O regime transitório notificado pelo Governo dinamarquês não contém quaisquer medidas que constituam derrogações aos capítulos IV, VI ou VII da Directiva 96/92/CE. Por conseguinte, o artigo 24.o da directiva não é aplicável ao regime transitório notificado pelo Governo dinamarquês.
Artigo 3.o
O Reino da Dinamarca é o destinatário da presente decisão.
Feito em Bruxelas, em 8 de Julho de 1999.

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