natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The Commission received comments from the following interested parties:
Komisjon sai märkuseid järgmistelt huvitatud isikutelt:
the Government of Galicia (letter dated 23 March 2007), Céntrica (letters dated 26 March and 3 July 2007), ACIE — Association of Independent Energy Suppliers (letter dated 26 March 2007), Government of Asturias (letter dated 27 March 2007), AEGE — Association of Energy-Intensive Users (letter dated 2 April 2007), Asturiana de Zinc — AZSA (letter dated 3 April 2007), Ferroatlántica — a metal producer (letter dated 3 April 2007), Alcoa (letter dated 3 April 2007), UNESA — Spanish Electricity Industry Association (letter dated 25 April 2007), ENEL Viesgo (letter dated 26 April 2007), Iberdrola (letter dated 26 April 2007), Union Fenosa Distribución (letter dated 27 April 2007), Hidrocantábrico Distribución Electrica (letter dated 27 April 2007), Endesa Distribución Electrica (letter dated 27 April 2007).
Galicia piirkonna valitsus (23. märtsi 2007. aasta kiri), Céntrica (26. märtsi 2007. aasta ja 3. juuli 2007. aasta kirjad), ACIE — sõltumatute energiatarnijate ühendus (26. märtsi 2007. aasta kiri), Astuuria piirkonna valitsus (27. märtsi 2007. aasta kiri), AEGE — intensiivsete energiakasutajate ühendus (2. aprilli 2007. aasta kiri), Asturiana de Zinc — AZSA (3. aprilli 2007. aasta kiri), Ferroatlántica — metallitootja (3. aprilli 2007. aasta kiri), Alcoa (3. aprilli 2007. aasta kiri), UNESA — Hispaania elektritööstuse ühendus (25. aprilli 2007. aasta kiri), ENEL Viesgo (26. aprilli 2007. aasta kiri), Iberdrola (26. aprilli 2007. aasta kiri), Union Fenosa Distribución (27. aprilli 2007. aasta kiri), Hidrocantábrico Distribución Electrica (27. aprilli 2007. aasta kiri), Endesa Distribución Electrica (27. aprilli 2007. aasta kiri).
Further information was submitted by Céntrica by letters dated 1 June 2007, 28 August 2007, 4 February 2008 and 1 March 2008.
30. juuli 2009. aasta, 19. märtsi 2010. aasta, 6. oktoobri 2011. aasta, 12. aprilli 2012. aasta, 31. augusti 2012. aasta, 4. veebruari 2013. aasta ja 17. juuli 2013. aasta kirjades küsis komisjon Hispaania ametiasutustelt eelnimetatud meetme kohta täiendavaid selgitusi.
By letters dated 30 July 2009, 19 March 2010, 6 October 2011, 12 April 2012, 31 August 2012, 4 February 2013 and 17 July 2013, the Commission asked the Spanish authorities to provide further clarifications on the measure.
Ametiasutused vastasid 5. oktoobri 2009. aasta, 26. aprilli 2010. aasta, 7. detsembri 2011. aasta, 12. juuni 2012. aasta, 18. oktoobri 2012. aasta, 11. veebruari 2013. aasta ja 4. oktoobri 2013. aasta kirjadega.
The authorities replied by letters dated 5 October 2009, 26 April 2010, 7 December 2011, 12 June 2012, 18 October 2012, 11 February 2013 and 4 October 2013.
19. aprillil 2013 jagati juhtum kahte ossa:
On 19 April 2013 the case was split into two parts:
juhtum SA.21817 (C3/07, endine NN 66/06), mis käsitleb abi elektri lõppkasutajatele, ning juhtum SA.36559 (C3/07, endine NN 66/06), mis käsitleb abi elektri jaotusettevõtetele.
Case SA.21817 (C 3/07 ex NN 66/06), which concerns aid to electricity end-users, and Case SA.36559 (C 3/07 ex NN 66/06), which concerns aid to electricity distributors.
Käesolevas otsuses käsitletakse ainult abi elektri jaotusettevõtetele.
The present Decision deals only with aid to electricity distributors.
MEETME ÜKSKASJALIK KIRJELDUS
DETAILED DESCRIPTION OF THE MEASURE
HISPAANIA ELEKTRISÜSTEEM 2005.
THE SPANISH ELECTRICITY SYSTEM IN 2005
AASTAL
Distinction between regulated and non-regulated activities.
Vahetegemine reguleeritud ja reguleerimata tegevuste vahel
In the legislative framework laid down by Law 54/1997 of 27 November 1997 (Ley del sector eléctrico — LSE) which is the cornerstone of the Spanish electricity system, a fundamental distinction is made between regulated and liberalised activities.
27. novembri 1997. aasta seadusega 54/1997 (Ley del Sector Eléctrico — „LSE”) kehtestatud õigusraamistikus, mis on Hispaania elektrisüsteemi alustala, tehakse põhimõtteliselt vahet reguleeritud ja liberaliseeritud tegevuste vahel.
The generation, import, export and retail supply of electricity are liberalised activities, i.e. activities which can be freely exercised by economic operators on market terms, and over which the State does not exercise strict regulatory control, for example by controlling prices and conditions of supply.
Elektri tootmine, import, eksport ja jaetarnimine on liberaliseeritud tegevused, s.o tegevused, millega ettevõtjad võivad vabalt turutingimustel tegeleda ning mille üle riik ei rakenda ranget regulatiivset kontrolli näiteks hindu või tarnetingimusi kontrollides.
By contrast, distribution, transport and the activities carried out by the Market Operator [3] and by the System Operator [4] are fully regulated by the State.
Sellele vastandina on jaotamine, transport ning turuoperaatori [3] ja süsteemioperaatori [4] tegevused täielikul riiklikult reguleeritud.
These activities are normally regulated by the State in any electricity system, since the operators which perform them hold de facto or de jure monopolies and, otherwise, the operators would not face any constraints in breaching the competition rules and would be able to charge monopolistic prices above the normal market price.
Need tegevused on tavaliselt igas elektrisüsteemis riiklikult reguleeritud, kuna operaatoritel, kes neid teostavad, on de facto ja de jure monopol ning ilma regulatsioonita puuduksid operaatoritel igasugused piirangud konkurentsieeskirjade rikkumisel ja nad saaksid küsida tavalisest turuhinnast kõrgemaid monopolistlikke hindu.
Pure distribution and supply at regulated tariffs
Ainult jaotamine ja tarnimine reguleeritud tariifidega
In 2005, distribution covered three types of regulated activity in the Spanish electricity system.
2005. aastal hõlmas jaotamine Hispaania elektrisüsteemis kolme liiki reguleeritud tegevust.
The first was pure distribution.
Esimene neist oli ainult jaotamine.
Pure distribution consists in the transmission of electricity to points of consumption over the distribution networks, and is a monopoly in the absence of alternative networks.
Ainult jaotamine hõlmab elektri edastamist jaotusvõrkude kaudu tarbimiskohtadesse ning on alternatiivsete võrkude puudumisel monopol.
The second includes certain commercial management activities closely related to distribution, such as reading meters, concluding contracts, invoicing, providing customer service, etc.
Teine tegevus hõlmab teatavaid jaotamisega tihedalt seotud kommertslikke haldustegevusi, näiteks arvestite lugemist, lepingute sõlmimist, arvete esitamist, klienditeeninduse pakkumist jmt.
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].
Kolmas reguleeritud tegevus 2005. aastal oli reguleeritud tariifiga tarnimine ning see oli antud seaduse alusel jaotusettevõtetele lisaks nende peamisele ettenähtud tegevusele (elektri jaotusvõrkude haldamine ja neile juurdepääsu pakkumine) [5].
After the reform completed in 2009, distributors no longer supply electricity at regulated tariffs.
Pärast 2009. aastal lõpuleviidud reformi ei tegele jaotusettevõtted enam reguleeritud tariifidega elektri tarnimisega.
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.
Jaotusettevõtetelt nõuti seadusega, et nad ostaksid reguleeritud klientide varustamiseks vajaliku elektri organiseeritud hulgiturul („börsil”) päevahinnaga (marginaalne süsteemi hind või „börsihind”) või otse taastuvenergia tootjatelt [6] ning müüksid seejärel elektrit kehtiva reguleeritud tariifiga lõpptarbijatele.
Role of distributors as financial intermediaries of the system
Jaotusettevõtete roll süsteemi finantsvahendajatena
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.
2005. aastal kehtis lõppkasutajatele koguni 25 erinevat reguleeritud tariifi olenevalt tarbimise mahust, tarbimise profiilist ja/või tarbimise otstarbest ning võrguühenduse pingest.
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].
Samal ajal rakendati veel üheksat reguleeritud võrgule juurdepääsu tasu vabaturu lõppkasutajatele — samuti ühenduse pinge ja teiste omaduste alusel [7].
In the free market, network access charges were paid by end-users to suppliers, who passed them on to distributors.
Vabaturul maksid lõppkasutajad võrgule juurdepääsu tasusid tarnijatele, kes kandsid need edasi jaotusettevõtetele.
In the regulated market, network access charges were embedded in the all-inclusive regulated tariff paid by end-users to distributors (they were implicit).
Reguleeritud turul olid võrgule juurdepääsu tasud hõlmatud kõikehõlmava reguleeritud tariifiga, mida lõppkasutajad maksid jaotusettevõtetele (need olid sisse arvestatud).
Since 2005 Spain has introduced changes to the system of regulated tariffs.
Alates 2005. aastast on Hispaania teinud reguleeritud tariifide süsteemis muudatusi.
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.
Viimane muudatus tehti 2013. aastal, kui Hispaania võttis vastu uue elektrisektori õigusraamistiku (seadus 24/13), mis sisaldab muu hulgas jaeturuhindade reguleerimise reformi.
Spain announced that this new law and its implementing provisions would be applied during 2014.
Hispaania kuulutas välja, et kõnealust uut seadust ja selle rakendussätteid hakatakse kohaldama 2014. aastal.
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].
Integreeritud reguleeritud tariifide ja võrgule juurdepääsu tasude tasemeid otsustati korraga terveks aastaks ette, tavaliselt enne aasta N-1 lõppu, kuid neid võis ka aasta jooksul kohandada [8].
However, annual tariff increases were subject to a maximum cap [9].
Iga-aastaste tariifi tõstmiste suhtes kohaldati siiski ülempiiri [9].
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.
Põhimõtteliselt määrati kõikide tariifide ja tasude tasemed prognooside alusel eesmärgiga tagada sel viisil, et nende rakendamisest tulenevad reguleeritud tulud oleksid piisavad, et katta kõik elektrisüsteemi reguleeritud kulud.
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.
Kõnealused süsteemi reguleeritud kulud hõlmasid 2005. aastal integreeritud tariifidega elektritarne kulusid, elektri ostmise kulusid eritoetuskavadest (taastuvad energiaallikad, koostootmine jmt), transpordi- ja jaotamiskulusid, nõudluse haldamise meetmeid, täiendavaid elektritootmise kulusid Hispaania saartel, söetoetust, eelmiste aastate puudujääke jmt.
In the regulatory set-up in Spain, distributors were (and still are) the main financial intermediaries of the system.
Hispaania regulatsiooni ülesehituses olid jaotusettevõtted (ja on siiani) süsteemi peamised finantsvahendajad.
Distributors handled all the revenue from the regulated tariff system, i.e. the network access charges and the revenue from integral tariffs.
Jaotusettevõtted tegelesid kogu reguleeritud tariifisüsteemi tuluga, s.o võrgule juurdepääsu tasude ning integreeritud tariifide tuluga.
This revenue, collectively referred to as ‘payable revenue’ (ingresos liquidables), was used to cover all the regulated costs of the system.
Seda tulu, millele osutatakse ühiselt kui „makstav tulu” (ingresos liquidables), kasutati kõigi süsteemi reguleeritud kulude katmiseks.
There were no rules earmarking a particular category of revenue, or a proportion thereof, for a particular category of costs or proportion thereof.
Puudusid reeglid, millega oleks eraldatud mõni konkreetne tulude kategooria või selle osa mõnele konkreetsele kulude kategooriale või selle osale.
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.
Seega ei olnud näiteks võrgule juurdepääsu tasude tulud ei täielikult ega osaliselt eraldatud taastuvatest energiaallikatest saadud elektri või Hispaania saartel elektri tootmise suuremate kulude toetamisele.
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’).
Kontode kontrollimine ja heakskiitmine leidis aset Hispaania regulaatori Comisión Nacional de Energía (edaspidi „CNE”) otsese kontrolli all tehtava arveldusprotsessi raames.
The remuneration of distributors (for the activities related to pure distribution) was also drawn from the payable revenue, after deduction of all other costs.
Ka jaotusettevõtete hüvitamine (ainult jaotamisega seotud tegevuste eest) tuletati makstavast tulust pärast kõigi teiste kulude mahaarvestamist.
Distributors v suppliers and respective prices
Jaotusettevõtted vs tarnijad ja vastavad hinnad
Therefore, in 2005 two distinct categories of operator were active in the retail electricity market in Spain:
Seega tegutses Hispaania elektri jaeturul 2005. aastal kaht eristatavat tüüpi ettevõtteid:
distributors, who were obliged to sell at regulated tariffs, and suppliers, who sold on freely negotiated terms.
jaotusettevõtted, kes olid kohustatud reguleeritud tariifidega müüma, ning tarnijad, kes müüsid vabalt läbiräägitavatel tingimustel.
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.
Ajaloolistel põhjustel on Hispaania jaotusettevõtted osa vertikaalselt integreeritud kontsernidest (turgu valitsevad operaatorid), mis on traditsiooniliselt käitanud jaotusvõrke konkreetsetes geograafilistes piirkondades ning on vahetunud ainult tulenevalt varasematest ühinemistest ja konsolideerimistest.
In the regulated market, distributors charged integral tariffs which did not distinguish between the costs of energy procurement and network access costs.
Reguleeritud turul müüsid jaotusettevõtted integreeritud tariifidega, milles ei tehtud vahet energia hanke ja võrgule juurdepääsu kuludel.
Suppliers can either belong to vertically integrated groups (which typically have separate generation, distribution and supply divisions) or be new market entrants.
Tarnijad võivad kuuluda kas vertikaalselt integreeritud kontsernidesse (millel on tüüpiliselt eraldiseisvad tootmis-, jaotus- ja tarneüksused) või olla uued turulesisenejad.
New entrants often do not own generation capacity and are active only in the retail market.
Uued turulesisenejad ei oma sageli enda tootmisvõimsust ning tegutsevad ainult jaeturul.
Céntrica is one such new entrant.
Üks selline uus tulija on Céntrica.
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.
Vabaturul müüsid tarnijad hindadega, mis pidid katma võrgule juurdepääsu tasu (mida makstakse jaotusettevõtetele), energia hankimise kulud (energia hankimise kulud hulgiturul või vertikaalselt integreeritud äriühingu puhul enda tootmiskulud) ja „turustusmarginaali”, mis hõlmab muid kulusid (turustuskulud, IT-süsteemid, arvete esitamine jmt), ning investeeritud kapitali tasu.
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.
2005. aastal tähendas vaba ja reguleeritud turu kooseksisteerimine ning eriti lõppkasutajate võimalus nende kahe vahel vabalt ümber lülituda seda, et reguleeritud tariifid toimisid võrdlushinnana (või de facto ülempiirina) vabaturu hindade jaoks.
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.
Seega võiks tarnija tegutseda konkreetses turusegmendis kasumlikult ainult juhul, kui seal on olemas „positiivne turustusmarginaal” ehk teiste sõnadega teatav ruum jaehinna — käesoleval juhul reguleeritud tariifi, millele tarbijal õigus on — ning tarbijate teenindamisel tekkivate üldkulude vahel.
The 2005 tariff deficit
2005. aasta tariifi puudujääk
In 2005, the level at which the regulated tariffs and the network access charges were set did not generate sufficient revenues to enable the system to recover all costs documented ex post for the entire year.
2005. aastal ei loonud kehtestatud reguleeritud tariifide ja võrgule juurdepääsu tasude tase piisavalt tulusid, et võimaldada süsteemil nõuda sisse kõik tagantjärele terve aasta kohta dokumenteeritud kulud.
The final settlement process for 2005, carried out by the CNE at year-end, established a deficit of EUR 3811 million.
2005. aasta lõplikul arveldamisel, mida CNE viib läbi aasta lõpus, tuvastati 3811 miljoni euro suurune puudujääk.
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.
See ei olnud esimene kord, kui arveldamine näitas puudujääki, kuigi 2005. aasta puudujäägi suurus oli pretsedenditu.
Lower deficits had already been recorded in 2000, 2001 and 2002.
Väiksemaid puudujääke oli registreeritud 2000., 2001. ja 2002. aastal.
Among other things, the Government underestimated actual electricity procurement costs.
Muu hulgas alahindas valitsus elektri tegelikke hankekulusid.
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.
Kui üldjoontes arenes lõppkasutajate elektritarbimine nii reguleeritud kui ka vabaturul 2005. aastal nii, nagu detsembris 2004 ennustati, viisid rida ettenägematuid hinnatõuse aasta jooksul hulgimüügi hinnad 2005. aastal tasemele EUR 62,4/MWh, võrreldes 2004. aasta EUR 35,61/MWh-ga, mille tulemusel 2005. aasta keskmine hulgimüügi hind oli EUR 59,47/MWh.
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.
Kõnealuse hinnatõusu põhjuste seas on ebatavaliselt kuiv aasta, mis vähendas hüdroelektri tootmist 55 %, naftahindade tõus, heitkogustega kauplemise süsteemist tasuta saadud CO2 heitkoguste turuhinna mõju edasikandumine, ning SKP kasvu ületav energianõudluse kasv.
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.
Nimelt olid, nagu alljärgneval graafikul näidatud, ainult viiel kuul 2005. aasta jaanuarist veebruarini ja seejärel taas 2005. aasta aprillist juunini keskmistesse integreeritud reguleeritud tariifidesse arvestatud energiahinnad alla elektri hulgituru keskmiste hindade.
Graph 1:
Graafik 1
Precio medio ponderado final mercado mayorista
Periodo 2005/2007, lk 84.
CNE — Informe sobre la evolución de la competencia en los mercados de gas y electricidad.
Nimelt võisid taastuvenergia tootjad valida otsese osaluse elektri börsil (pool).
Periodo 2005/2007, p. 84.
2005. aastal oli see võimalus eriti atraktiivne ning seetõttu osales börsil oodatust rohkem taastuvenergia tootjaid, mis suurendas süsteemi kulusid.
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.
Puudujäägi eelrahastamiseks vastu võetud mehhanism
In particular, renewable producers could opt for direct participation in the ‘pool’.
Puudujäägi kujunemine ei jäänud märkamata.
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.
Iberdrola, S.A.:
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.
Unión Eléctrica Fenosa, S.A.:
Mechanism adopted to prefinance the deficit
Endesa, S.A.:
The development of the deficit did not go unnoticed.
Elcogás, S.A.:
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:
Negatiivne bilanss luhtunud kulude kontol annaks sissenõudmisõiguse, mis tähendaks äriühingute õigust nõuda tulevikus tulusid elektritarbijatelt.
Unión Eléctrica Fenosa, SA:
Kõnealused äriühingud, välja arvatud Elcogás S.A., on vertikaalselt integreeritud kontsernide emaettevõtjad, mis tavaliselt tegutsevad elektri tootmissektoris, ning jaotusüksuste kaudu jaotussektoris.
12,84 %, Hidroeléctrica del Cantábrico SA:
Kuningliku dekreetseaduse 5/2005 artiklis 24 sätestatu kohaselt näivad kõnealuse viie äriühingu — ja mitte teiste Hispaania elektriturul tegutsevate äriühingute — 2005. aasta tariifi puudujäägi eelrahastamiseks määramise aluseks olnud motiivid ja kriteeriumid olevat nende õigus saada luhtunud kulude hüvitust, mitte aga näiteks nende tegevus jaotussektoris.
Endesa, SA:
Elcogás S.A. oli ja on jätkuvalt ainult elektri tootmisega tegelev äriühing [12].
Elcogás, SA:
Sarnaselt on Hispaania hilisemate aastate elektrisüsteemi puudujäägi eelrahastamiseks määranud kas kontserni emaettevõtja (nt Endesa S.A., Iberdrola S.A.) või selle tootmisüksuse (Endesa Generación S.A., Iberdrola Generación S.A. kuningliku dekreetseadusega 6/2009), kuid mitte kunagi jaotusüksuse (s.o Endesa Distribución Eléctrica, S.L., mis on 2005. aasta reguleeritud tariifide süsteemi raames elektri jaotamise eest vastutanud täielikult teise ettevõtja omanduses olnud tütarettevõtja).