natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Efter den reform, der blev gennemført i 2009, leverer distributionsselskaber ikke længere elektricitet til regulerede takster.
The third regulated activity in 2005 was supply at the regulated tariff, and it was assigned by law to distributors in addition to their main statutory task (managing and providing access to electricity distribution networks) [5].
Distributionsselskaberne var ved lov pålagt at købe den elektricitet, der var nødvendig for at forsyne regulerede kunder, på det organiserede engrosmarked (»puljen«) til dagspris (den marginale systempris eller »puljepris«) eller direkte fra producenter af vedvarende energi [6] og derefter videresælge elektriciteten til slutkunder til den gældende regulerede takst.
After the reform completed in 2009, distributors no longer supply electricity at regulated tariffs.
Distributionsselskabers rolle som finansielle formidlere i systemet
Distributors were required by law to purchase the electricity required to supply regulated customers in the organised wholesale market (the ‘pool’) at the daily price (the marginal system price or ‘pool price’) or directly from renewable energy producers [6] and then to resell the electricity to final consumers at the applicable regulated tariff.
I 2005 var der ikke færre end 25 forskellige regulerede takster for slutkunder, afhængigt af forbrugsniveau, forbrugsprofil, kunden og netspænding.
Role of distributors as financial intermediaries of the system
Samtidig fandt ni andre regulerede netafgifter anvendelse for slutkunder på det frie marked, også baseret på netspænding og andre karakteristika [7].
In 2005 there were no fewer than 25 different regulated tariffs for end-users, depending on the consumption level, the consumption profile and/or use of consumption and the network connection voltage.
På det frie marked betalte slutkunder tilslutningsafgifter til leverandører, der betalte dem videre til distributionsselskaber.
At the same time, 9 other regulated network access charges applied to end-users in the free market, also based on connection voltage and other characteristics [7].
På det regulerede marked indgik tilslutningsafgifterne i den samlede regulerede takst, som slutkunderne skulle betale til distributionsselskaberne (de var implicitte).
In the free market, network access charges were paid by end-users to suppliers, who passed them on to distributors.
Siden 2005 har Spanien indført en række ændringer af systemet for regulerede takster.
In the regulated market, network access charges were embedded in the all-inclusive regulated tariff paid by end-users to distributors (they were implicit).
Den seneste ændring blev gennemført i 2013, hvor Spanien vedtog en ny lovgivningsramme for elsektoren (lov 24/13), som bl.a. omfatter en reform af reguleringen af priserne på detailmarkedet.
Since 2005 Spain has introduced changes to the system of regulated tariffs.
Spanien bekendtgjorde, at denne nye lov og de tilhørende gennemførelsesbestemmelser ville træde i kraft i løbet af 2014.
The latest change dates from 2013, when Spain adopted a new legislative framework for the electricity sector (Law 24/13) which includes, among other measures, the reform of the regulation of retail market prices.
Niveauerne for de regulerede integrerede takster og de regulerede tilslutningsafgifter blev fastsat forud for et helt år, normalt inden udgangen af år N-1, men kunne justeres i løbet af året [8].
Spain announced that this new law and its implementing provisions would be applied during 2014.
De årlige takststigninger var dog underlagt et maksimumsloft [9].
The levels of the regulated integral tariffs and the regulated network access charges were decided ex ante once for the whole year, normally before N-1 year end, but could be adjusted in the course of the year [8].
I princippet blev alle takst- og afgiftsniveauer fastlagt på grundlag af prognoser, således at man sikrede, at den regulerede indtjening fra deres anvendelse var tilstrækkelig til at dække elsystemets samlede regulerede omkostninger.
However, annual tariff increases were subject to a maximum cap [9].
Systemets regulerede omkostninger omfattede i 2005 omkostninger til energiforsyning for integrerede takster, omkostninger til køb af energi fra særlige støtteordninger (vedvarende energikilder, kraftvarmeproduktion osv.), transport- og distributionsomkostninger, foranstaltninger vedrørende efterspørgselsstyring, yderligere elproduktionsomkostninger på de spanske øer, tidligere års underskud osv.
In principle, all tariff and charge levels were set, on the basis of forecasts, in such a way as to ensure that the regulated revenues resulting from their application would suffice to cover the electricity system's total regulated costs.
I det spanske lovbestemte system var distributionsselskaberne de vigtigste finansielle formidlere.
These regulated costs of the system included, in 2005, the costs of energy supply for integral tariffs, the costs of purchasing energy from special support schemes (renewable sources, cogeneration, etc.), transport and distribution costs, demand management measures, additional electricity generation costs in the Spanish islands, support for coal, previous years' deficits, etc.
Distributionsselskaberne håndterede hele indtjeningen fra det regulerede takstsystem, dvs. tilslutningsafgifterne og indtjeningen fra de integrerede takster.
In the regulatory set-up in Spain, distributors were (and still are) the main financial intermediaries of the system.
Denne indtjening, der samlet betegnes som »forfalden indtjening« (ingresos liquidables), blev anvendt til at dække alle systemets regulerede omkostninger.
Distributors handled all the revenue from the regulated tariff system, i.e. the network access charges and the revenue from integral tariffs.
Der var ingen regler, der øremærkede en bestemt kategori af indtjeningen eller en del heraf til en særlig kategori af omkostninger eller en del heraf.
This revenue, collectively referred to as ‘payable revenue’ (ingresos liquidables), was used to cover all the regulated costs of the system.
Det betød, at indtjeningen fra tilslutningsafgifter ikke — hverken helt eller delvist — var øremærket til at finansiere de højere omkostninger, der var forbundet med støtte til elektricitet fra vedvarende energikilder eller elproduktionen på de spanske øer.
There were no rules earmarking a particular category of revenue, or a proportion thereof, for a particular category of costs or proportion thereof.
Regnskabsafslutningen fandt sted inden for rammerne af en afregningsproces, som var direkte kontrolleret af den spanske tilsynsmyndighed Comisión Nacional de Energía (herefter: »CNE«).
As a result, revenues from network access charges were not earmarked in whole or in part to finance the higher costs of support for electricity generated from renewable sources or the costs of generation in the Spanish islands.
Vederlaget til distributionsselskaberne (for deres aktiviteter i forbindelse med ren distribution) blev også trukket fra den forfaldne indtjening efter fradrag af alle andre omkostninger.
The clearance of accounts took place within the framework of a settlement process carried out under the direct control of the Spanish regulator, the Comisión Nacional de Energía (hereinafter: ‘CNE’).
Distributionsselskaber over for leverandører og deres respektive priser
The remuneration of distributors (for the activities related to pure distribution) was also drawn from the payable revenue, after deduction of all other costs.
I 2005 var der således to separate kategorier af operatører, der var aktive på detailmarkedet for elektricitet i Spanien:
Distributors v suppliers and respective prices
distributionsselskaber, som var forpligtede til at sælge til regulerede takster, og leverandører, der kunne sælge på frit forhandlede vilkår.
Therefore, in 2005 two distinct categories of operator were active in the retail electricity market in Spain:
Af historiske årsager er distributionsselskaber i Spanien en del af vertikalt integrerede foretagender (etablerede operatører), som traditionelt har drevet distributionsnet i bestemte geografiske områder, og som kun er ændret som følge af fusioner og konsolideringer.
distributors, who were obliged to sell at regulated tariffs, and suppliers, who sold on freely negotiated terms.
På det regulerede marked opkrævede distributionsselskaberne integrerede takster, hvor man ikke skelnede mellem omkostningerne til køb af energi og omkostningerne til tilslutning.
For historical reasons, distributors in Spain are part of vertically integrated groups (incumbent operators) which have traditionally operated distribution networks in specific geographic areas, and which have changed only owing to past mergers and consolidations.
Leverandører kan tilhøre vertikalt integrerede foretagender (som typisk har separate produktions-, distributions- og forsyningsdivisioner) eller være nye aktører på markedet.
In the regulated market, distributors charged integral tariffs which did not distinguish between the costs of energy procurement and network access costs.
I mange tilfælde ejer nye aktører på markedet ikke produktionskapacitet og er kun aktive på detailmarkedet.
Suppliers can either belong to vertically integrated groups (which typically have separate generation, distribution and supply divisions) or be new market entrants.
Céntrica er en sådan ny aktør.
New entrants often do not own generation capacity and are active only in the retail market.
På det frie marked opkrævede leverandører priser, der skulle dække tilslutningsafgiften (som skulle betales til distributionsselskaberne), omkostningerne til køb af energi (omkostninger til køb af energi på engrosmarkedet eller egne produktionsomkostninger for et vertikalt integreret selskab) og en »markedsføringsmargen«, der dækkede andre omkostninger (markedsføringsomkostninger, IT-systemer, fakturering osv.) samt afkast af den investerede kapital.
Céntrica is one such new entrant.
I 2005 betød sameksistensen mellem det frie og det regulerede marked og navnlig slutkundernes mulighed for frit at skifte mellem de to, at de regulerede takster fungerede som en prisreference (eller et de facto-loft) for priserne på det frie marked.
In the free market, suppliers charged prices which had to cover the network access charge (payable to distributors), energy procurement costs (energy procurement costs in the wholesale market or own-generation costs in the case of a vertically integrated company) and a ‘commercialisation margin’, covering other costs (commercialisation costs, IT systems, billing, etc.) as well as a return on invested capital.
En leverandør kunne derfor kun drive rentabel virksomhed inden for et bestemt markedssegment, hvis der var en positiv markedsføringsmargen, dvs. luft mellem detailprisen — i dette tilfælde den regulerede takst, som kunden har ret til — og de samlede omkostninger til betjening af kunderne.
In 2005, the coexistence between the free and regulated markets, and in particular the possibility for end-users to switch freely between the two, meant that the regulated tariffs acted as a price reference (or de facto cap) on free-market prices.
Takstunderskuddet i 2005
Therefore, a supplier could operate profitably in a given market segment only if there was a positive commercialisation margin, i.e. some headroom between the retail price — in this case the regulated tariff, to which the customer was entitled — and the overall costs incurred in serving customers.
I 2005 sikrede det niveau, som de regulerede takster og tilslutningsafgifterne blev fastsat på, ikke tilstrækkelig indtjening til, at systemet kunne få dækket alle de omkostninger, der efterfølgende blev dokumenteret for hele året.
The 2005 tariff deficit
Den spanske tilsynsmyndighed, CNE, påpegede, at de gennemsnitlige integrerede takster i 2005 ikke afspejlede alle omkostningerne til forsyning og navnlig omkostningerne til køb af energi på engrosmarkedet.
It was not the first time that the settlement process had given rise to a deficit, although the size of the 2005 deficit was unprecedented.
Kilde:
Whereas, in general terms, electricity consumption by end-users in both the regulated and the free market developed in 2005 roughly as predicted in December 2004, the unforeseen price increases during the year set wholesale prices at EUR 62,4/MWh in 2005 compared with EUR 35,61/MWh in 2004, bringing the average wholesale price in 2005 to EUR 59,47/MWh.
Periodo 2005/2007, s. 84.
The causes of this increase include an unusually dry year, which reduced hydroelectric power production by 55 %, a rise in oil prices, the passing on of the market price of CO2 emission allowances received free of charge under the Emissions Trading System and an increase in the demand for energy higher than GDP growth.
Producenter af vedvarende energi kunne f.eks. vælge direkte deltagelse i »puljen«.
However, the opposite was true between October 2006 and December 2007: during this 14-month period, average wholesale prices fell sharply below the energy prices implicit in the average regulated integral tariffs, well in excess of the difference observed in the seven months of 2005 when wholesale prices were above those implicit in the integral tariffs.
I 2005 var denne option særlig attraktiv, og det betød, at flere producenter af vedvarende energi end forventet deltog i puljen, hvilket medførte højere omkostninger for systemet.
Graph 1:
Allerede i marts 2005, da det stod klart, at et takstunderskud var under udvikling, bestemte de spanske myndigheder ved artikel 24 i kongeligt lovdekret nr. 5/2005 [10], at de midler, der var nødvendige for at lukke hullet mellem elsystemets omkostninger og indtægter, skulle komme fra Spaniens fem største »berettigede elselskaber«, som var de selskaber, der havde ret til at modtage kompensation for strandede omkostninger [11], på grundlag af følgende procentdele:
Precio medio ponderado final mercado mayorista
Unión Eléctrica Fenosa, S.A.:
CNE — Informe sobre la evolución de la competencia en los mercados de gas y electricidad.
Endesa, S.A.:
Periodo 2005/2007, p. 84.
Elcogás, S.A.:
An important factor which also contributed to increasing the general costs of the system was the high level of support for the production of renewable energy.
Den negative saldo på kontoen for strandede omkostninger ville skabe inddrivelsesrettigheder, dvs. at selskaberne ville få ret til senere at inddrive indtjening fra elkunder.
In particular, renewable producers could opt for direct participation in the ‘pool’.
Disse selskaber er — med undtagelse af Elcogás S.A. — moderselskaber i vertikalt integrerede foretagender, som normalt driver virksomhed i elproduktionssektoren og i distributionssektoren via distributionsdivisioner.
In addition, direct support for the energy costs of electricity from the special scheme (renewables, cogeneration) not sold to the pool, which was entered in the accounts as a regulated cost, amounted to EUR 2701 million in 2005, an increase of 5,75 % over 2004.
Som det fastsættes i artikel 24 i kongeligt lovdekret 5/2005, er udpegelsen af disse fem selskaber — og ikke andre selskaber, der driver virksomhed på det spanske elmarked — til at præfinansiere takstunderskuddet for 2005 motiveret ved og betinget af deres ret til at modtage kompensation for strandede omkostninger snarere end deres aktiviteter i f.eks. distributionssektoren.
By way of illustration, the system's transport and distribution costs amounted to EUR 4142 in 2004, EUR 4410 million in 2005 and EUR 4567 million in 2006.
Elcogás S.A. var og er stadig et selskab, der alene producerer elektricitet [12].
Mechanism adopted to prefinance the deficit
Med henblik på at præfinansiere elsystemets underskud i de senere år har Spanien ligeledes udpeget enten moderselskabet i koncernen (f.eks. Endesa S.A. og Iberdrola S.A.) ellers dets produktionsdivision (Endesa Generación S.A. og Iberdrola Generación S.A. i kongeligt lovdekret 6/2009), men aldrig distributionsdivisionen (dvs. Endesa Distribución Eléctrica, S.L., et 100 % ejet datterselskab med ansvar for distribution af elektricitet i systemet for regulerede takster i 2005).
The development of the deficit did not go unnoticed.
I juni 2006 traf de spanske myndigheder en beslutning vedrørende ordningen for at inddrive underskuddet for 2005 fra elkunderne via de regulerede takster.
Already in March 2005, when it became clear that a tariff deficit was developing, by Article 24 of Royal Decree-Law 5/2005 [10] the Spanish authorities stipulated that the funds required to bridge the gap between the costs and revenues of the electricity system would be provided by Spain's five biggest ‘entitled electricity utilities’, which were those entitled to receive compensation for stranded costs [11], on the basis of the following percentages:
Ekstraafgiften blev betragtet som »et specifikt øremærket bidrag« (cuota con destino espécifico).
Unión Eléctrica Fenosa, SA:
De spanske myndigheder fastslog, at indtjeningen fra bidraget til at finansiere underskuddet for 2005 skulle indsættes på en depotkonto forvaltet af CNE.
12,84 %, Hidroeléctrica del Cantábrico SA:
CNE skulle så overføre midlerne til ejerne af inddrivelsesrettighederne, dvs. de forsyningsselskaber, der finansierede underskuddet, eller de enheder, der efterfølgende havde købt inddrivelsesrettighederne fra dem, ud fra den andel af underskuddet, de hver især havde finansieres.
Endesa, SA:
Virkninger af takstunderskuddet på det spanske marked
Elcogás, SA:
I 2005 blev 37,49 % af elforbruget i Spanien indkøbt på det frie marked.
The negative balance on the stranded costs account would give rise to collection rights, consisting in the right for the companies to collect revenue from electricity consumers in the future.
Denne mængde svarer til relativt få kunder.
The companies could securitise these rights and sell them in the market.
Den 31. december 2005 var der over 2 millioner kunder på det frie marked (sammenlignet med 1,3 millioner i 2004).
These companies, with the exception of Elcogás SA, are parent companies of vertically integrated groups which usually operate in the electricity generation sector, and in the distribution sector through distribution divisions.
Den prisfordel, som de regulerede takster i gennemsnit gav i 2005, skulle dog ses parallelt med kundernes tilbagevenden til det regulerede marked, om end med en vis forsinkelse.
As Article 24 of Royal Decree-Law 5/2005 lays down, the motives and criteria governing the designation of these five companies for the purposes of prefinancing the 2005 tariff deficit — and not other companies operating in the Spanish electricity market — appears to be their right to receive compensation for stranded costs and not, for example, their activity in the distribution sector.
Tabel 2
Elcogás SA was and continues to be a company solely active in electricity generation [12].
Andel af forsyningssteder og energi på det frie marked (som en procentdel af hele markedet) 2004-2006
In the same way, for the purposes of prefinancing the deficit in the electricity system in later years, Spain has designated either the parent company of the group (e.g. Endesa SA, Iberdrola SA) or its generation division (Endesa Generación SA, Iberdrola Generación SA in Royal Decree-Law 6/2009), but never the distribution division (i.e. Endesa Distribución Eléctrica, S.L., a wholly owned subsidiary responsible for distributing electricity under the system of regulated tariffs in 2005).
Som en % af forsyningssteder
By Royal Decree 809/2006 [13], the Spanish authorities laid down that the 2005 deficit (or, more precisely, the collection rights granted to the five selected utilities) would be repaid by consumers over 14,5 years by means of a special surcharge applied to both integral and access tariffs.
CNE-rapport »Nota Informativa sobre los suministros de electricidad y gas natural en los mercados liberalizados, actualización 31 de diciembre de 2006«.
The applicable interest rate was the 3-month Euribor.
Selv om virkningen af de tab, som leverandørerne havde pådraget sig, begyndte at slå igennem i midten af 2005, hvor engrospriserne begyndte at stige markant, kunne forsyningskontrakterne ikke opsiges omgående.
The surcharge was regarded as a ‘specifically earmarked contribution’ (cuota con destino espécifico).
Som følge deraf var leverandørerne på det frie marked, især de leverandører, der ikke havde produktionskapacitet, men som måtte købe elektricitet på engrosmarkedet, tvunget til at vælge mellem tilbud, der var underlagt det frie markeds betingelser, som matchede den regulerede takst, selv om de derved risikerede tab, og opkrævning af højere priser, der afspejlede de faktiske indkøbsomkostninger, men som betød, at de ville tabe markedsandele.
The Spanish authorities established that the revenues from the contribution to finance the 2005 deficit would accrue in the deposit account managed by the CNE.
AFGØRELSE OM AT INDLEDE PROCEDUREN I HENHOLD TIL ARTIKEL 108, STK.
The CNE would then transfer the funds to the owners of the collection rights, i.e. the utilities that financed the deficit or the entities that had subsequently purchased the collection rights from them, according to the share of the deficit financed by each of them.
I afgørelsen sammenlignede Kommissionen de regulerede takster, som de forskellige slutkundekategorier betalte, med de priser, de skønsmæssigt skulle have betalt på det frie marked, hvis taksterne ikke havde eksisteret, og den fandt, at de fleste kundekategorier sandsynligvis opnåede en fordel.
This quantity corresponds to a relatively small number of consumers;
Den påståede støtte til fordel for slutkunder er genstand for en separat afgørelse i sag SA.21817 — Regulerede eltakster:
only 8,5 % of consumers purchased in the free market, whereas 91,5 % remained on regulated tariffs (down from 97 % in 2004).
Med hensyn til distributionsselskaber blev det i indledningsafgørelsen anført, at systemet ved at opmuntre slutkunder til at gå tilbage til det regulerede marked kan have gavnet distributionsselskaberne, der tilsyneladende har fået en garanteret fortjenstmargen på deres regulerede aktiviteter.
38,9 % of them had exercised their option and their purchases accounted for 29 % of total electricity consumption in mainland Spain in 2005.
Denne fordel blev tilsyneladende givet selektivt til distributionsselskaber, da de var de eneste markedsoperatører, der havde tilladelse til at sælge elektricitet til regulerede takster.
The vast majority of households and small low-voltage consumers, which could opt for the free market from 2003 [14], were still on regulated tariffs; however, in 2005 a large number of them also opted for the free market.
I afgørelsen blev det også konstateret, at systemet indebar overførsel af statsmidler, eftersom den ekstraafgift, der blev anvendt til at dække underskuddet, udgør en parafiskal afgift, hvis udbytte går gennem den spanske tilsynsmyndighed CNE, inden de kanaliseres til de endelige modtagere.
On 31 December 2005, over 2 million consumers were in the free market (compared with 1,3 million in 2004).
I henhold til elektricitetsdirektivet skal medlemsstaterne kun definere offentlige serviceforpligtelser (herunder navnlig retten til at få leveret elektricitet til rimelige priser) for privatkunder og mindre virksomheder [16].
Table 2 —
På baggrund af ovennævnte direktiv konkluderede Kommissionen i afgørelsen, at leveringen af elektricitet til regulerede takster til mellemstore og store virksomheder, i modsætning til privatkunder og mindre virksomheder, ikke kan betragtes som en tjenesteydelse af almen økonomisk interesse i ordets egentlige betydning.
Share of supply sites and energy in the free market (as a percentage of the whole market) 2004-2006
Kommissionen udtrykte derfor alvorlig tvivl om, hvorvidt de elementer af støtte i de regulerede takster, der gjaldt for andre virksomheder end små virksomheder og for distributionsselskaber, kunne betragtes som forenelige med det indre marked.
Electricity
BEMÆRKNINGER FRA INTERESSEREDE PARTER
Mar
Kommissionens opfordring til at indgive bemærkninger til afgørelsen om at indlede en dybdegående undersøgelse resulterede i adskillige bidrag fra store industrikunder, distributionsselskaber, uafhængige leverandører og regeringer i Spaniens selvstyrende områder.
Jun
Kun de bemærkninger, der er relevante for distributionsselskabernes stilling, gennemgås her.
Sep