title: 1999/791/CE: Decisión de la Comisión, de 8 de julio de 1999, relativa a la solicitud del Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte 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) 1551/1] (El texto en lengua inglesa es el único auténtico)

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text: 11. 12. 1999 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 319/1 II (Actos cuya publicaci(cid:243)n no es una condici(cid:243)n para su aplicabilidad) COMISI(cid:211)N DECISI(cid:211)N DE LA COMISI(cid:211)N de 8 de julio de 1999 relativa a la solicitud del Reino Unido de Gran Bretaæa e Irlanda del Norte de un rØgimen transitorio con arreglo al art(cid:237)culo 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 nœmero C(1999) 1551/1] (El texto en lengua inglesa es el œnico autØntico) (1999/791/CE) LA COMISI(cid:211)N DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS, (3) Mediante carta de 16 de octubre de 1998, el Gobierno del Reino Unido present(cid:243) informaci(cid:243)n complementaria. Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea, Vista la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Con- sejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad (1) y, en particular, su art(cid:237)- culo 24, Tras informar a los Estados miembros de la solicitud presen- tada por el Reino Unido de Gran Bretaæa e Irlanda del Norte, Considerando lo siguiente: I. HECHOS 1. Procedimiento 2. Estructura del sector elØctrico y aplicaci(cid:243)n de la Directiva 96/92/CE en Irlanda del Norte (4) La estructura actual del sector elØctrico en Irlanda del Norte tiene su origen en abril de 1992, cuando se reestructur(cid:243) y privatiz(cid:243) la industria del suministro de electricidad. La electricidad es generada principalmente por cuatro productores de energ(cid:237)a independientes, orga- nizados como sociedades an(cid:243)nimas Ballylumford Power Ltd, en la actualidad Premier Power Ltd, Belfast West Power Ltd, Coolkeeragh Power Ltd, Kilroot Power Ltd. (1) El 30 de enero de 1998, representantes del Department of Trade and Industry (Ministerio de Comercio e Indus- tria) del Reino Unido presentaron a la Comisi(cid:243)n un esbozo inicial del contenido de la solicitud de rØgimen transitorio para Irlanda del Norte. (2) Mediante carta de 18 de febrero de 1998, el Gobierno del Reino Unido solicit(cid:243) un rØgimen transitorio para Irlanda del Norte con arreglo a lo dispuesto en el art(cid:237)culo 24 de la Directiva. (1) DO L 27 de 30. 1. 1997, p. 20. (5) La capacidad total de estas instalaciones es de 2 063 MW. Dos de los cuatro generadores producen mÆs del 82 % de esta energ(cid:237)a. AdemÆs, hay algunos pequeæos generadores que producen electricidad a partir de fuentes de energ(cid:237)a renovables. (6) Otra empresa, la Northern Ireland Electricity plc (NIE), se encarga de gestionar la red de transmisi(cid:243)n y de distribu- ci(cid:243)n, as(cid:237) como del suministro y adquisici(cid:243)n de electrici- dad. Como responsable del suministro de electricidad, NIE estÆ obligada a comprar toda la electricidad generada por las principales centrales elØctricas independientes. NIE estÆ sujeta a la regulaci(cid:243)n de precios, mientras que los productores no. L 319/2 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 11. 12. 1999 (7) (8) La red elØctrica de Irlanda del Norte no estÆ conectada a la red de otras partes del Reino Unido, y estÆ unida a la de la Repœblica de Irlanda s(cid:243)lo por medio de una inter- conexi(cid:243)n. Esta interconexi(cid:243)n de 300 MW fue restaurada en 1995 tras veinte aæos de desuso, y suministra reserva rodante para ambas redes. Se espera que el uso de las interconexiones aumente en el futuro, cuando las redes comerciales de Irlanda del Norte y de Irlanda se desarro- llen. TambiØn estÆ prevista una interconexi(cid:243)n de 250 MW con Escocia. La Directiva 96/92/CE todav(cid:237)a no ha sido aplicada en Irlanda del Norte. No obstante, se prevØ introducir el acceso de terceros basÆndose en tarifas pœblicas. El grupo de clientes cualificados estarÆ formado por los clientes mÆs importantes necesarios para responder cada aæo a la apertura del mercado, es decir, a las condiciones m(cid:237)ni- mas necesarias para la apertura del mercado establecidas en los apartados 1 y 2 del art(cid:237)culo 19 de la Directiva 96/92/CE. 3. El rØgimen transitorio notificado por el Gobierno del Reino Unido (9) La solicitud, y la presente Decisi(cid:243)n, se limitan a un rØgi- men transitorio que s(cid:243)lo afecta al territorio de Irlanda del Norte. (10) (11) (12) electridad entre NIE y las La notificaci(cid:243)n se refiere a la existencia de acuerdos de adquisici(cid:243)n de cuatro principales empresas generadoras de electricidad antes mencionadas, establecidos en 1992, cuando el sector fue reestructurado y privatizado. En virtud de los contratos, NIE estÆ obligada a comprar la electricidad que necesita a las cuatro empresas generadoras. El pago consta de dos elementos: i) un pago de disponibilidad, basado en la dis- ponibilidad y en las caracter(cid:237)sticas de funcionamiento de las unidades generadoras y con el que se pretende contri- buir a la financiaci(cid:243)n de los gastos fijos, como costes financieros, salarios, rentabilidad de las inversiones, etc. ; y ii) un pago por energ(cid:237)a, que corresponde a los gastos de adquisici(cid:243)n y consumo del combustible y que se cal- cula en relaci(cid:243)n con el nivel contratado de cada unidad generadora, el nivel tØrmico y el coste del combustible. Los contratos vencen entre el 2001 y el 31 de marzo de los contratos 2024 como plazo mÆximo. No obstante, cuya fecha de vencimiento sea posterior a 2012 podrÆn rescindirse a partir del 1 de noviembre de 2010 si se cumplen ciertas condiciones. El problema que puede plantearse a NIE escriba en el hecho de que la base de su obligaci(cid:243)n de pago a las empresas generadoras permanece idØntica con las obliga- ciones actuales de adquisici(cid:243)n de electricidad, aunque el nœmero de consumidores a los que NIE suministra se reduzca. Dado que un elevado porcentaje de los pagos de NIE a los generadores es fijo, los costes deberÆn recu- perarse con una base de clientes mucho mÆs estrecha, formada principalmente por clientes no cualificados. El resultado ser(cid:237)a un aumento del precio de la electricidad para estos pequeæos consumidores. Estos costes adiciona- les han sido denominados «Franchise Customer Excess Costs». Dichos costes no s(cid:243)lo deber(cid:237)an facturarse a los clientes cautivos, sino a todos los clientes. (13) Los compromisos relativos a los acuerdos de adquisici(cid:243)n de energ(cid:237)a pueden subdividirse en los compromisos siguientes: Capacidad hundida (14) Con la aplicaci(cid:243)n de la Directiva 96/92/CE, los clientes cualificados podrÆn elegir su fuente de suministro. Si nuevos productores son autorizados a introducirse en el mercado y pueden vender electricidad a clientes cualifica- dos, la capacidad de las empresas generadoras existentes podrÆ superar a la demanda de electricidad de Irlanda del Norte. La situaci(cid:243)n puede verse influida por la construc- ci(cid:243)n de una interconexi(cid:243)n entre Irlanda del Norte y Escocia, tal como estÆ previsto desde 1991. Costes adicionales relacionados con el contrato de gas (15) El 1 de abril de 1992, se celebr(cid:243) un contrato de conver- si(cid:243)n a gas entre NIE y Ballylumford Power Ltd, en la actualidad Premier Power Ltd, que estipula la conversi(cid:243)n a gas de las instalaciones de petr(cid:243)leo de la central elØc- trica de Ballylumford. La mayor parte del gas se adquiere mediante un contrato de tipo firme de compra (take and pay) denominado «Long Term Interruptible 3», celebrado en 1992 y que no vence hasta 2009. El contrato fija pre- cios que, superan en unos 20 millones de libras esterlinas anuales a los precios habituales del mercado. Los costes estimados superiores a los del mercado se cobran a NIE en virtud del acuerdo de adquisici(cid:243)n de electricidad. segœn la notificaci(cid:243)n, Coste del gasoducto (16) La introducci(cid:243)n de gas en Irlanda del Norte exigi(cid:243) la construcci(cid:243)n de un gasoducto desde Twyholm, Escocia, a travØs del Canal del Norte hasta Islandmagee y la conver- si(cid:243)n de las calderas de las centrales elØctricas de petr(cid:243)leo a gas. Los costes ascendieron a 130 millones de libras esterlinas para el gasoducto y 35 millones para la con- versi(cid:243)n de las calderas. Desulfuraci(cid:243)n de los gases de combusti(cid:243)n (17) Por œltimo, puede que haya costes derivados de los posi- bles cambios futuros de la legislaci(cid:243)n medioambiental, en particular la exigencia de equipo para desulfuraci(cid:243)n de los gases de combusti(cid:243)n. 11. 12. 1999 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 319/3 L a s d i m e n s i o n e s d e l o s c o s t e s h u n d i d o s clientes cualificados que no compran la electricidad a NIE. A partir de esta estimaci(cid:243)n se establecerÆ la cifra del canon. (18) La notificaci(cid:243)n incluye la estimaci(cid:243)n siguiente de los cos- tes hundidos anuales (en millones de libras esterlinas): Capacidad hundida Costes adicionales relacionados con el contrato de gas Coste del gasoducto Coste de la desulfuraci(cid:243)n de los gases de combusti(cid:243)n Costes totales 0-25 0-25 0-14 0-18 0-82 La duraci(cid:243)n del per(cid:237)odo durante el que podrÆn impo- nerse dichos gastos se extiende hasta la expiraci(cid:243)n del œltimo acuerdo de adquisici(cid:243)n de electricidad, en 2024. No obstante, en virtud de los tØrminos de diversas licen- cias emitidas a los generadores y a NIE, algunos de los acuerdos podrÆn cancelarse anticipadamente en 2010, a condici(cid:243)n de que se cumplan determinadas condiciones. Las condiciones de los acuerdos tambiØn podrÆn renego- ciarse al objeto de reducir los costes hundidos globales. El Gobierno del Reino Unido y el (cid:243)rgano regulador des- tacan en la notificaci(cid:243)n que los costes hundidos s(cid:243)lo pueden ser aceptados como cualificados para compensa- ci(cid:243)n si las renegociaciones han sido infructuosas. (23) Todos los consumidores deberÆn pagar el recargo, que serÆ cobrado por los proveedores, los cuales lo abonarÆn a la NIE. Su importe se basarÆ en la electricidad consu- mida en kwh y figurarÆ como un elemento aparte en la factura de electricidad del consumidor. (24) Al final de cada ejercicio presupuestario, NIE calcularÆ la cantidad recogida en exceso o en defecto y rectificarÆ el canon para el aæo siguiente, a fin de asegurarse de que la compensaci(cid:243)n no supere los Franchise Customer Excess Costs. II. AN`LISIS JUR˝DICO 1. Fundamento jur(cid:237)dico: apartados 1 y 2 del art(cid:237)culo 24 de la Directiva 96/92/CE (25) A tenor de lo dispuesto en el art(cid:237)culo 24 de la Directiva 96/92/CE, el Gobierno del Reino Unido notific(cid:243) una soli- citud de rØgimen transitorio en relaci(cid:243)n con supuestos compromisos y garant(cid:237)as de funcionamiento. M Ø t o d o d e r e c u p e r a c i (cid:243) n 2. Requisitos del art(cid:237)culo 24 La notificaci(cid:243)n ha sido redactada basÆndose en la hip(cid:243)te- sis de que los costes hundidos cualificados serÆn recupe- rados mediante la introducci(cid:243)n de un canon sobre el consumo final de electricidad. No obstante, el Gobierno del Reino Unido subraya que antes de adoptar cualquier decisi(cid:243)n final sobre la introducci(cid:243)n de tal canon debe analizarse cuidadosamente la posibilidad de un reparto de los costes entre los consumidores y la industria elØc- trica. La hip(cid:243)tesis de trabajo prevØ permitir que NIE recupere la parte de los costes hundidos que no pueden recupe- rarse debido a clientes cualificados que no compran la electricidad de NIE introduciendo un canon, un recargo competitivo Transition Charge), por el uso de la red elØctrica. Este sobreprecio se denomina Franchise Customer Excess Costs. (Competitive transici(cid:243)n de (22) Tres meses antes del fin de cada ejercicio presupuestario, NIE prepararÆ un cÆlculo de los costes adicionales corres- pondientes al cliente (Franchise Customer Excess Costs) para el siguiente ejercicio presupuestario, teniendo en cuenta factores como la capacidad prevista de produc- ci(cid:243)n disponible sujeta al acuerdo de adquisici(cid:243)n de elec- tricidad, la demanda global de la red y la demanda de (26) El art(cid:237)culo 24 de la Directiva 96/92/CE establece lo siguiente: Los Estados miembros en los que las autorizacio- «1. nes concedidas antes de la entrada en vigor de la presente Directiva prevean compromisos o garant(cid:237)as de funcionamiento cuyo incumplimiento sea posible a causa de lo dispuesto en la presente Directiva, podrÆn solicitar acogerse a un rØgimen transitorio, que les podrÆ ser con- cedido por la Comisi(cid:243)n, teniendo en cuenta, entre otras cosas, las dimensiones de la red de que se trate e igual- mente el nivel de interconexi(cid:243)n de la red y la estructura de su industria elØctrica. La Comisi(cid:243)n informarÆ a los Estados miembros de dichas solicitudes antes de tomar una decisi(cid:243)n, teniendo en cuenta el respeto a la confi- dencialidad. Dicha decisi(cid:243)n serÆ publicada en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas. 2. Dicho rØgimen transitorio estarÆ limitado en el tiempo y dependerÆ de la expiraci(cid:243)n de los compromisos o de las garant(cid:237)as a que se refiere el apartado 1. El rØgi- men transitorio podrÆ amparar excepciones a los cap(cid:237)tu- los IV, VI y VII de la presente Directiva. Los Estados miembros deberÆn notificar a la Comisi(cid:243)n las solicitudes de un rØgimen transitorio a mÆs tardar un aæo despuØs de la entrada en vigor de la presente Directiva. ». (19) (20) (21) L 319/4 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas 11. 12. 1999 (27) Por lo tanto, a la luz del Tratado CE, el apartado 1 y el apartado 2 del art(cid:237)culo 24 de la Directiva 96/92/CE exi- gen que la Comisi(cid:243)n, para considerar cualquier solicitud de rØgimen transitorio, examine los elementos siguientes. (28) A. Requisitos los garant(cid:237)as de funcionamiento en cuesti(cid:243)n: sobre la naturaleza de compromisos o 1) Debe demostrarse la existencia de un compro- miso o garant(cid:237)a de funcionamiento. 2) El compromiso o las garant(cid:237)as de funcionamiento deben haberse concedido antes del 20 de febrero de 1997. 3) Debe establecerse un v(cid:237)nculo de causalidad entre la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE y la imposibilidad de cumplir el compromiso. (29) B. Requisitos en relaci(cid:243)n con las medidas propuestas para alcanzar los objetivos en cuesti(cid:243)n: 1) Las medidas del rØgimen transitorio deben entrar dentro del Æmbito de excepciones a los cap(cid:237)tulos IV, VI y VII de la Directiva 96/92/CE. 2) El rØgimen transitorio estarÆ limitado en el tiempo y dependerÆ de la expiraci(cid:243)n de los com- promisos o de las garant(cid:237)as de funcionamiento en cuesti(cid:243)n. los objetivos, 3) El rØgimen transitorio debe aplicar las medidas menos restrictivas necesarias, dentro de lo razo- nable, para alcanzar los cuales deberÆn ser leg(cid:237)timos en s(cid:237) mismos. A la hora de decidir sobre estas cuestiones, la Comisi(cid:243)n debe tener en cuenta, entre otras cosas, las dimensio- nes de la red de que se trate e igualmente el nivel de interconexi(cid:243)n de la red y la estructura de su industria elØctrica. (32) (33) (34) Las medidas consideradas se basan en un sencillo rØgi- men de compensaci(cid:243)n, es decir, un sistema de tarifas o gravÆmenes aplicados por un Estado miembro para com- pensar los costes hundidos originados por la aplicaci(cid:243)n de la Directiva 96/92/CE. La aplicaci(cid:243)n de dichos gravÆmenes en el presente caso no requiere una excepci(cid:243)n a los cap(cid:237)tulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE y, por consiguiente, no puede con- siderarse como un rØgimen transitorio en el sentido del art(cid:237)culo 24. El hecho de que medidas tales como las consideradas en este caso puedan dar lugar a distorsiones significativas del mercado interior de la electricidad no afecta a esta conclusi(cid:243)n. Evidentemente, la Comisi(cid:243)n reconoce que el pago de dichos gravÆmenes puede tener repercusiones econ(cid:243)micas muy similares a las derivadas de una excep- ci(cid:243)n total o parcial con respecto a algunas de las obliga- ciones establecidas en los cap(cid:237)tulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE. No obstante, estas distorsiones, por su propia naturaleza, no se derivan de una excepci(cid:243)n espec(cid:237)fica como la prevista por la Directiva. Por consi- guiente, la transferencia de un pago compensatorio a determinados productores de electricidad, financiado por medio de una tarifa o gravamen que serÆ facturado a los consumidores, no constituye una medida contemplada directamente en la Directiva, sino una medida que debe ser examinada segœn las normas que rigen la competen- cia y, en particular, con arreglo a la letra c) del apartado 3 del art(cid:237)culo 87 del Tratado CE. Se entiende que medi- das de efecto econ(cid:243)mico similar serÆn tratadas de forma coherente, con independencia del procedimiento perti- nente en cada caso. (35) En consecuencia, dada la inaplicabilidad del art(cid:237)culo 24 de la Directiva 96/92/CE, no es necesario evaluar los requisitos antes citados A. 1), A. 2), A. 3) y B. 2), B. 3). 3. Evaluaci(cid:243)n del rØgimen transitorio del Reino Unido 4. Conclusi(cid:243)n (30) En el presente caso, por lo que respecta al rØgimen tran- sitorio tal como se ha notificado, no es necesario deter- minar si se satisfacen los requisitos A. 1), A. 2) y A. 3) o B. 2) y B. 3), ya que las medidas del rØgimen transitorio no exigen una excepci(cid:243)n a los cap(cid:237)tulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE y, por consiguiente, no cumplen el citado requisito B. 1). (36) (31) Como se indica mÆs arriba, para establecer un rØgimen transitorio con arreglo a lo dispuesto en el art(cid:237)culo 24 de la Directiva 96/92/CE, el sistema elegido por el Estado miembro debe prever una excepci(cid:243)n a los requisitos establecidos en los cap(cid:237)tulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE. La solicitud de un rØgimen transitorio notificada por el Gobierno del Reino Unido de conformidad con el art(cid:237)- culo 24 de la Directiva 96/92/CE se ha evaluado de acuerdo con los apartados 1 y 2 del art(cid:237)culo 24 de la Directiva. La Comisi(cid:243)n llega a la conclusi(cid:243)n de que no puede aprobarse un rØgimen transitorio con arreglo al art(cid:237)culo 24, ni resulta necesario, ya que las medidas pre- vistas no constituyen excepciones a los cap(cid:237)tulos IV, VI y VII de dicha Directiva. el rØgimen incluye transferencias de pagos compensatorios a determinados productores de electricidad, financiados mediante una recaudaci(cid:243)n o una carga a los consumidores. Tales medidas no se contem- plan directamente en la Directiva 96/92/CE, sino que requieren examinarse de conformidad con las reglas sobre ayudas estatales y, en particular, con arreglo a la letra c) del apartado 3 del art(cid:237)culo 87 del Tratado CE, 11. 12. 1999 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 319/5 HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISI(cid:211)N: Art(cid:237)culo 1 excepci(cid:243)n a los cap(cid:237)tulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE, tal como se define en el apartado 2 de su art(cid:237)culo 24. Por con- siguiente, el art(cid:237)culo 24 no se aplica al rØgimen transitorio notificado por el Gobierno del Reino Unido. La presente Decisi(cid:243)n se refiere a la solicitud del Reino Unido de un rØgimen transitorio de conformidad con el art(cid:237)culo 24 de la Directiva 96/92/CE, notificada a la Comisi(cid:243)n el 18 de febrero de 1998 y completada el 16 de octubre de 1998. Dicha notificaci(cid:243)n se refiere a lo siguiente a los acuerdos de adquisici(cid:243)n de electricidad celebrados entre NIE y Ballylumford Power Ltd (actualmente llamada Premier Power Ltd), Belfast West Power Ltd, Coolkearagh Power Ltd y Kilroot Power Ltd. Art(cid:237)culo 2 El rØgimen transitorio notificado por el Gobierno del Reino Unido no contiene ninguna medida que pueda constituir Art(cid:237)culo 3 El destinatario de la presente Decisi(cid:243)n serÆ el Reino Unido de Gran Bretaæa e Irlanda del Norte. Hecho en Bruselas, el 8 de julio de 1999. Por la Comisi(cid:243)n Christos PAPOUTSIS Miembro de la Comisi(cid:243)n


title: 1999/797/CE: Décision de la Commission, du 8 juillet 1999, relative à la demande de régime transitoire introduite par le gouvernement espagnol conformément à l'article 24 de la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité [notifiée sous le numéro C(1999) 1551/7] (Le texte en langue espagnole est le seul faisant foi)

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text: 11. 12. 1999 FR Journal officiel des CommunautØs europØennes L 319/41 D(cid:201)CISION DE LA COMMISSION du 8 juillet 1999 la demande de rØgime transitoire introduite par le gouvernement espagnol relative (cid:224) conformØment (cid:224) l’article 24 de la directive 96/92/CE du Parlement europØen et du Conseil concernant des rŁgles communes pour le marchØ intØrieur de l’ØlectricitØ [notifiØe sous le numØro C(1999) 1551/7] (Le texte en langue espagnole est le seul faisant foi) (1999/797/CE) LA COMMISSION DES COMMUNAUT(cid:201)S EUROP(cid:201)ENNES, (4) vu le traitØ instituant la CommunautØ europØenne, vu la directive 96/92/CE du Parlement europØen et du Conseil du 19 dØcembre 1996 concernant des rŁgles communes pour le marchØ intØrieur de l’ØlectricitØ (1), et notamment son article 24, aprŁs avoir informØ les (cid:201)tats membres de la demande intro- duite par le gouvernement espagnol, considØrant ce qui suit: I. LES FAITS 1. ProcØdure (1) Par lettre du 18 fØvrier 1998, le ministŁre espagnol de l’industrie de l’Ønergie a notifiØ (cid:224) la Commission une demande de rØgime transitoire conformØment (cid:224) l’article 24 de la directive 96/92/CE. La demande se rØfØrait (cid:224) la loi espagnole 54/1997 sur l’ØlectricitØ du 27 novembre 1997, notifiØe conformØment (cid:224) l’article 27 de la directive par lettre du 20 janvier, et notamment (cid:224) deux volets de cette loi: 1) les dispositions relatives aux coßts de transi- tion vers un systŁme concurrentiel (Costes de Transici(cid:243)n a la Competencia, ci-aprŁs dØnommØs «CTC») et 2) les dispo- sitions relatives aux systŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØninsule IbØrique. (2) Le 3 juin 1998, les services de la Commission se sont rendus (cid:224) Madrid en mission d’Øtude pour y rencontrer les responsables du ministŁre espagnol de l’industrie et de l’Ønergie et de la Comisi(cid:243)n Nacional del Sistema ElØctrico (CNSE). (3) Par lettre du 16 octobre 1998, le ministŁre espagnol de l’industrie et de l’Ønergie a fourni un complØment d’infor- mation (cid:224) la Commission. Par lettre du 28 janvier 1999, le gouvernement espagnol a notifiØ le rØgime transitoire (qui avait auparavant ØtØ notifiØ conformØment (cid:224) l’article 24 de la directive), avec certaines modifications, conformØment (cid:224) l’article 88 du traitØ. Cette derniŁre notification n’est pas l’objet de la prØsente dØcision mais l’objet d’une procØdure est parallŁle suivant l’article 88 du traitØ. (5) (6) (7) 2. Secteur espagnol de l’ØlectricitØ et mise en (cid:156)uvre de la directive 96/92/CE L’Espagne a transposØ la directive 96/92/CE au moyen de la loi 54/1997, entrØe en vigueur le 1er janvier 1998. Cette loi prØvoit l’accŁs rØglementØ au rØseau pour tous les clients dont la consommation annuelle est supØrieure (cid:224) 15 GWh. Cela reprØsente environ 30 % de la consom- mation totale (cid:224) la fin de 1998 (2). La loi et son amende- ment, qui est entrØ en vigueur le 1er janvier 1999, prØ- voient ensuite d’autres Øtapes dans l’ouverture progres- sive des marchØs jusqu’a l’ouverture totale en 2007. La loi espagnole a Øgalement instaurØ la fonction de ges- tionnaire de rØseau indØpendant et de gestionnaire de marchØ indØpendant, isolØs des autres compagnies d’Ølec- tricitØ par leur statut juridique et la structure de leur actionnariat (aucun actionnaire ne peut dØtenir plus de 10 % des parts de ces sociØtØs et la somme des actionnai- res qui ont des activitØs dans le secteur de l’ØlectricitØ ne peut excØder 40 %). L’arrŒtØ royal no 2019/1997 a dØsi- gnØ la SA Red ElØctrica de Espaæa (REE) comme gestion- naire de rØseau et la SA Compaæia Operadora del Mer- cado Espaæol de Electricidad (OMEL) comme gestion- naire de marchØ. Le gestionnaire de marchØ (OMEL) assure la coordination de l’offre et de la demande sur le marchØ au comptant. Tous les producteurs dont la production dØpasse 50 MW doivent prØsenter des offres (cid:224) titre pØriodique sur le mar- chØ comptant et peuvent, de mŒme, vendre leur Ølectri- citØ en concluant des contrats bilatØraux. Tous les distri- buteurs, fournisseurs et clients Øligibles peuvent Œtre acheteurs sur le marchØ au comptant. Ainsi, les clients Øligibles disposent actuellement de trois possibilitØs: 1) garder leur fournisseur/distributeur appliquant des tarifs de distribution rØglementØs, 2) acheter directement sur le (1) JO L 27 du 30. 1. 1997, p. 20. (2) La directive 96/92/CE impose une ouverture minimale de marchØs de 26,48 % (cid:224) partir du 19 fØvrier 1999. L 319/42 FR Journal officiel des CommunautØs europØennes 11. 12. 1999 marchØ au comptant et 3) acheter par contrat bilatØral avec un producteur ou un fournisseur particuliers. 3. 2. ModalitØs du rØgime CTC (8) Les principales compagnies productrices d’ØlectricitØ, qui ont Øgalement des activitØs de distribution et d’approvi- sionnement, sont les groupe Endesa, la SA Iberdrola, la SA Uni(cid:243)n ElØctrica Fenosa et la SA HidroelØctrica del CatÆbrico, tous du secteur privØ. 3. RØgimes transitoires notifiØs par le gouvernement espagnol 3. 1. Introduction (9) L’Espagne a notifiØ deux rØgimes conformØment (cid:224) l’article 24 de la directive. (10) O b j e c t i f s Le rØgime CTC vise, sur une pØriode maximale de dix ans, (cid:224) indemniser chaque producteur d’ØlectricitØ espa- gnol pour la baisse prØvue du prix de l’ØlectricitØ sur le marchØ au comptant de gros par suite de l’introduction de la concurrence. Pour les besoins du calcul du rØgime CTC, on a estimØ que le prix de l’ØlectricitØ peut tomber jusqu’(cid:224) 6 ESP/kWh. La compensation maximale calculØe ex ante a ØtØ fixØe (cid:224) 1 988 milliards d’ESP (environ 12 milliards d’euros). La majeure partie de cette somme (1 693 milliards d’ESP ou 85 %) est destinØe (cid:224) couvrir la perte de revenus des onze sociØtØs productrices d’Ølectri- citØ par suite de la diminution des prix rØsultant de l’in- troduction de la concurrence. Une autre partie, plus modeste (295 milliards d’ESP, soit 15 %), est destinØe (cid:224) couvrir une prime fixe d’une ESP par kWh d’ØlectricitØ produite (cid:224) partir de charbon espagnol. 1. RØgime CTC (Costes de Transici(cid:243)n a la Compentencia) (11) M o d e d e c a l c u l La dØfinition du rØgime CTC est inscrite dans la sixiŁme disposition transitoire de la loi espagnole 54/1997, modifiØe par la loi 50/1998 du 30 dØcem- bre 1998 entrØe en vigueur le 1er janvier 1999. Ce rØgime se fonde par les garanties donnØes par l’(cid:201)tat espagnol (cid:224) toutes les centrales Ølectriques au titre des arrŒtØs royaux 40/1994 et 1538/1987, qui dØtermi- nent les modalitØs de tarification de l’ØlectricitØ avant la libØralisation. Dans ce rØgime, la couverture des coßts des centrales Ølectriques construites en Espagne Øtait garantie par le tarif de l’ØlectricitØ calculØ pour chaque centrale Ølectrique au moyen de mØthodes normalisØes de calcul des coßts. La nouvelle loi no 54/1997 Øtablit un rØgime transitoire appelØ «Costes de Transici(cid:243)n a la Competencia» [coßts de transition vers un systŁme concurrentiel (CTC)], en vertu les compagnies productrices re(cid:231)oivent une duquel compensation partielle pour la perte de revenus qui provient de l’Øcart entre le tarif de l’ØlectricitØ prØcØ- dement garanti et le prix attendu du marchØ libØra- lisØ de l’ØlectricitØ. 2. SystŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØninsule IbØrique les systŁmes, l’exploitation de ces sociØtØs Pour Unelco ((cid:238)les Canaries), GESA (BalØares) et Endesa (Ceuta et Melilla) ont recours (cid:224) des dØrogations spØci- fiques aux rŁgles qui rØgissent le marchØ de l’Ølectri- citØ dans la pØninsule jusqu’au 31 dØcembre 2000. Ces dØrogations sont dØfinies dans la quinziŁme dis- position transitoire de la loi no 54/1997, modifiØe par la dix-septiŁme disposition additionelle de la loi 34/1998 du 7 octobre 1997 sur le secteur des la loi 54/1997 prØvoit hydrocarbures. Par ailleurs, que les coßts de production et de distribution d’Ølec- tricitØ relativement plus ØlevØs dans ces systŁmes sont redistribuØs sous la forme d’une redevance spØcifique intØgrØe dans les tarifs de l’ØlectricitØ et les tarifs de transport pratiquØs dans la pØnisule. La programmation des coßts de chaque installation a fait l’objet d’une Øvaluation distincte et indØpendante dans le cadre des exercices antØrieurs de fixation des tarifs. Sur la base de ces coßts, on a dØterminØ le temps d’exploita- tion annuel moyen par technologie. La «compensation technologique» est l’Øcart actualisØ entre les coßts de pro- duction standardisØs et le prix supputØ du kWh sur le marchØ (6 ESP). Le taux d’actualisation utilisØ est de 5 %. La diffØrence obtenue reprØsentait 2 508 milliards d’ESP (3). Le montant a ensuite ØtØ rØduit de 32,5 % soit 815 milliards d’ESP, pour tenir compte des Øventuels gains de productivitØ. Le rØsultat de l’opØration est le chiffre citØ prØcØdemment de 1 693 milliards d’ESP, auquel s’ajoute 295 milliards d’ESP (cid:224) titre de compensa- tion pour la production (cid:224) partir de charbon espagnol. Les coßts ØchouØs donnent lieu (cid:224) des paiements compen- satoires annuels aux propriØtaires de centrales. (12) M o d e d e c o m p e n s a t i o n 50 % environ de l’ensemble de la compensation technolo- gique CTC vont au secteur du nuclØaire, 31 % aux instal- lations thermiques classiques et 19 % au secteur hydro- Ølectrique. Le montant maximal de la compensation est dØterminØ par le calcul ex ante de 1 988 milliards d’ESP. La compensation annuelle effective est calculØe sur la base de l’Øvolution rØelle des prix du marchØ au comp- le prix du marchØ reste plus ØlevØ que les tant. Si les paiements compensatoires 6 ESP/kWh supputØes, seront rØduits en consØquence. Si le prix du marchØ chute en de(cid:231)(cid:224) de 6 ESP/kWh, la compensation annuelle (3) Dans la notification du 28 janvier, conformØment (cid:224) l’article 88 du traitØ, la diffØrence initiale entre le coßt de production standardisØ et le prix actuel du marchØ s’Ølevait (cid:224) 3 074 milliards de pesetas espagnoles (ESP), montant auquel une rØduction de 565 milliards d’ESP a ØtØ appliquØe. 11. 12. 1999 FR Journal officiel des CommunautØs europØennes L 319/43 sera accrue, mais pas la compensation totale. En d’autres termes, la pØriode de transition s’achŁvera avant les dix annØes prØvues, (cid:224) savoir lorsque la compensation maxi- male aura ØtØ entiŁrement utilisØe. (cid:151) une demande de dØrogation pour ses petits rØseaux isolØs au sens du paragraphe 3 de l’article 24. (13) M o d e d e r e c o u v r e m e n t 2. RØgime CTC Le coßt du rØgime CTC est rØcupØrØ sur une base annuelle au moyen des tarifs rØglementØs et des redevan- ces de transport. Les montants correspondants sont per- (cid:231)us par les distributeurs et reversØs aux producteurs sous le contr(cid:244)le de l’autoritØ de rØgulation (la CNSE). La modification de la loi sur l’ØlectricitØ, entrØe en vigueur le 1er janvier 1999, a changØ les modes de com- pensation et de recouvrement dans la mesure oø elle a introduit un ØlØment fixe de 4,5 % dans le tarif destinØ (cid:224) financer les paiements compensatoires dus aux entrepri- ses Ølectriques. Cela prØpare la possibilitØ d’une Øven- tuelle titrisation des paiements compensatoires d’environ 1 000 milliards par les entreprises recevantes. Cette pos- sibilitØ a ØtØ introduite en Øchange d’une rØduction du montant total des CTC d’environ 250 milliards d’ESP. Il reste une part d’environ 320 milliards d’ESP, qui sera compensØe initialement prØvue, dØcrite ci-dessus. Cette modification n’affecte pas les 295 milliards d’ESP destinØs aux primes au charbon indi- gŁne de 1 ESP/kWh qui continueront (cid:224) Œtre financØes par les tarifs. selon la mØthode 3. 3. CaractØristiques des systŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØninsule IbØrique (14) La notification ne comprend pas de demandes de dØroga- tions spØcifiques (cid:224) la directive 96/92/CE. Le soutien financier, qui consiste (cid:224) redistribuer les surcoßts de l’Ølec- tricitØ dans ces systŁmes isolØs en les rØpercutant sur l’ensemble du rØseau espagnol, est rØcupØrØ par une tech- nique analogue (cid:224) celle dØcrite dans le rØgime CTC. II. BASE JURIDIQUE 1 Article 24 de la directive 96/92/CE 2. 1. Dispositions des paragraphes 1 et 2 de l’article 24 (16) L’article 24 de la directive 96/92/CE dispose ce que suit: avant l’entrØe Les (cid:201)tats membres ou des engagements ou des «(1) garanties d’exploitation, en accordØs vigueur de la prØsente directive, risquent de ne pas pou- voir Œtre honorØs en raison des dispositions de la prØ- sente directive pourront demander (cid:224) bØnØficier d’un rØgime transitoire; celui-ci pourra leur Œtre accordØ par la Commission, en tenant compte, entre autres, de la taille et du niveau d’interconnexion du rØseau concernØ ainsi que de la structure de son industrie de l’ØlectricitØ. La Commission informe les (cid:201)tats membres de ces demandes avant de prendre une dØcision, dans le respect de la confidentialitØ. Cette dØcision est publiØe au Journal offi- ciel des CommunautØs europØennes. 2. Le rØgime transitoire est limitØ dans de temps et il est liØ (cid:224) l’expiration des engagements ou des garanties mentionnØs au paragraphe 1. Le rØgime transitoire peut comporter des dØrogations aux chapitres IV, VI et VII de la prØsente directive. Les demandes de rØgime transitoire doivent Œtre notifiØes (cid:224) la Commission au plus tard un an aprŁs l’entrØe en vigueur de la prØsente directive. » Par consØquent, au terme des paragraphes 1 et 2 de l’ar- ticle 24 de la directive, la Commission est tenue d’Øvaluer toute une sØrie d’ØlØments (cid:224) la lumiŁre des dispositions lorsqu’elle examine une demande de rØgime du traitØ, transitoire. (17) A. Exigences concernant la nature des engagements ou des garanties d’exploitation en question 1) L’existence d’un engagement ou d’une garantie d’exploitation doit Œtre prouvØe. 2) L’engagement ou les garanties d’exploitation doi- vent Œtre antØrieurs au 20 fØvrier 1997. 3) Il doit y avoir un lien de causalitØ entre l’entrØe en vigueur de la directive et l’incapacitØ de res- pecter l’engagement. (15) Le gouvernement espagnol a notifiØ une demande conformØment (cid:224) l’article 24 de la directive 96/92/CE. La notification s’articule en deux volets qui demandent une analyse sØparØe: (18) B. Exigences concernant les mesures proposØes pour atteindre les objectifs en question (cid:151) une demande de rØgime transitoire au sens des para- graphes 1 et 2 de l’article 24, 1) Les mesures du rØgime transitoire doivent relever de dØrogations aux chapitres IV, VI et VII de la directive 96/92/CE. L 319/44 FR Journal officiel des CommunautØs europØennes 11. 12. 1999 2) Le rØgime transitoire doit Œtre limitØ dans le temps et liØ (cid:224) l’expiration des engagements ou des garanties d’exploitation en question. rente, indØpendamment de la procØdure applicable dans chaque cas. 3) Le rØgime transitoire doit appliquer les mesures les moins restrictives raisonnablement nØcessaires pour atteindre les objectifs poursuivis par ce rØgime, qui doivent eux-mŒmes Œtre lØgitimes. Dans tenir compte, entre autres, de la taille et du niveau d’interconnexion du rØseau concernØ, ainsi que de la structure de son industrie de l’ØlectricitØ. la Commission doit sa dØcision, 2. 2. 3. (cid:201)valuation du rØgime CTC (19) En ce qui concerne le rØgime CTC, il n’y a pas lieu de dØterminer si les exigences visØes aux points A. 1, A. 2 et A. 3 ou B. 2 et B. 3 des considØrants 17 et 18 sont respec- tØes, dŁs lors que les mesures du rØgime transitoire en question ne comportent pas de dØrogations aux chapitres IV, VI et VII de la directive 96/92/CE et, partant, ne rØpondent pas (cid:224) l’exigence visØe au point B. 1. (20) Comme il ressort de ce qui prØcŁde, pour constituer un rØgime transitoire au sens de l’article 24 de la directive 96/92/CE, le systŁme choisi par l’(cid:201)tat membre doit com- porter une dØrogation aux exigences prØvues par la directive dans ses chapitres IV, VI ou VII. (21) (22) Les mesures envisagØes se fondent sur un simple rØgime de compensation, c’est-(cid:224)-dire un systŁme de prØlŁ- vements et de charges, instituØ par un (cid:201)tat membre afin de compenser des coßts ØchouØs entra(cid:238)nØs par l’application de la directive 96/92/CE. L’application de tels prØlŁ- vements dans le cas prØsent ne requiert pas de dØroga- tion aux chapitres susmentionnØs de la directive et ne peut, de ce fait, Œtre considØrØe comme un rØgime transi- toire au sens de l’article 24 de la directive. Le fait que des mesures telles que celles considØrØes dans le cas prØsent peuvent donner lieu (cid:224) des distorsions considØrables du marchØ intØrieur de l’ØlectricitØ ne remet pas en cause cette conclusion. En effet, la Commis- sion reconna(cid:238)t que le paiement de tels prØlŁvements peut engendrer des consØquences Øconomiques substantielle- ment similaires (cid:224) celles qui rØsultent d’une dØrogation totale ou partielle (cid:224) certaines obligations contenues dans les chapitres IV, VI ou VII de la directive 96/92/CE. NØanmoins, ces distorsions, de par leur nature, ne sont pas le rØsultat d’une dØrogation spØcifique envisagØe par la directive. Le transfert d’un paiement compensatoire (cid:224) certains producteurs d’ØlectricitØ, financØ par un prØlŁ- vement ou une charge imposØs aux consommateurs, est par consØquent une mesure qui n’est pas directement visØe par la directive mais qu’il convient d’examiner (cid:224) la lumiŁre des rŁgles rØgissant la concurrence, et notam- ment l’article 87, paragraphe 3, point c), du traitØ. Dans cette hypothŁse, il est entendu que des mesures d’effet Øconomique semblable seront traitØes de maniŁre cohØ- (23) Toutefois, et bien que dans la notification du 18 fØvrier 1998, le gouvernement espagnol se soit lui-mŒme inter- rogØ sur la nØcessitØ de demander (cid:224) bØnØficier d’un rØgime transitoire en vertu de l’article 24 de la directive 96/92/CE, puisque, «bien que les CTC s’inscrivent dans les dispositions de l’article 24, paragraphe 1, ce rØgime ne relŁve pas de l’article 24, paragraphe 2, dŁs lors qu’il ne suppose pas de dØrogations (cid:224) la mise en (cid:156)uvre de la directive en ce qui concerne les dispositions des chapitres IV, VI et VII», le gouvernement espagnol fait valoir, dans le complØment d’information communiquØ (cid:224) la Commis- sion par lettre du 16 octobre 1998, que le rØgime espa- gnol des CTC constitue bel et bien une dØrogation au chapitre IV, article 8, de la directive. (24) (25) (26) Selon les autoritØs espagnoles, la rØglementation des prix en vigueur en Espagne avant la libØralisation (arrŒtØ no 1583/1987) constitue une garantie d’exploitation et d’amortissement intØgral pour chacune des centrales. Depuis la libØralisation, le marchØ fonctionne suivant un systŁme basØ sur un ordre de prioritØ, conformØment (cid:224) l’article 8 de la directive 96/92/CE, qui ne garantit pas l’appel des installations de production aux prix garantis par l’arriŒtØ no 1583/1987. Dans sa lettre du 16 octobre 1998, le gouvernement espagnol conclut que «l’absence de ces coßts ØchouØs (CTC) induirait un ordre de prioritØ diffØrent de celui qui caractØrise le marchØ actuel de la production basØ sur la concurrence [(cid:147)la ausencia de estos costes hundidos (Costes de Transici(cid:243)n a la Competencia) dar(cid:237)a lugar a una precedencia econ(cid:243)mica diferente a la que estÆ resultando en el actual mercado competitivo de generaci(cid:243)n(cid:148)]». En d’autres termes, les autoritØs espagnoles allŁguent que l’introduction des paiements CTC permet aux bØnØficiai- res d’utiliser ces fonds pour vendre de l’ØlectricitØ (cid:224) des prix infØrieurs (cid:224) ceux qui seraient pratiquØs en l’absence de ce rØgime transitoire. Cette situation engendrera elle- mŒme une modification de l’ordre de prioritØ basØ sim- plement sur des critŁres Øconomiques, principe fonda- mental de la condition prØvue (cid:224) l’article 8 de la directive 96/92/CE. Par consØquent, selon les autoritØs espagnoles, les paie- ments compensatoires du rØgime CTC placent les exploi- tants de centrales dans la mŒme situation que s’ils bØnØfi- ciaient encore d’une garantie d’appel (cid:224) des prix permet- tant l’amortissement des coßts et si l’article 8, paragraphe 2, de la directive 96/92/CE n’Øtait pas d’application. En ce sens, le rØgime CTC a permis (cid:224) l’Espagne d’opter pour une ouverture accØlØrØe du marchØ, en rØduisant en mŒme temps les tarifs de l’ØlectricitØ pour la clientŁle captive, au lieu d’une ouverture diffØrØe du marchØ, situation qui aurait pu se produire si l’Espagne avait optØ pour une dØrogation au chapitre VII conformØment aux dispositions de l’article 24 de la directive. (27) La Commission estime nØanmoins que ce type de com- pensation, qui vise (cid:224) «neutraliser», d’un point de vue Øco- nomique et pour une pØriode limitØe, les effets de l’appli- cation des dispositions de la directive 96/92/CE, ne sau- 11. 12. 1999 FR Journal officiel des CommunautØs europØennes L 319/45 rait Œtre considØrØ comme une «dØrogation» (cid:224) la directive au sens de son article 24. Il est manifeste que le systŁme espagnol, fondØ sur un gestionnaire de marchØ indØpen- dant et un marchØ au comptant transparent, applique et respecte les conditions Øtablies par l’article 8 de la direc- tive. Le rØgime CTC ne constitue pas une dØrogation spØ- cifique (cid:224) l’article 8. En ce sens, la nature de la mesure notifiØe est plus significative que son objet. Par sa nature mŒme, la transfert d’un paiement compensatoire (cid:224) cer- tains producteurs d’ØlectricitØ, financØ par une charge ou une redevance imposØes aux consommateurs, est une mesure qui, comme il ressort de ce qui prØcŁde, ne relŁve pas directement de la directive mais doit s’exami- ner conformØment aux rŁgles rØgissant la concurrence, et notamment l’article 87, paragraphe 3, point c), du traitØ CE. (28) Vu la non-applicabilitØ de l’article 24 de la directive 96/92/CE, il n’est pas nØcessaire de procØder (cid:224) une Øva- luation des autres exigences prØvues aux points 2 et 3 du considØrant 18. 3. RØgime applicable aux systŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØninsule IbØrique 3. 1. Dispositions de l’article 24, paragraphe 3, de la directive 96/92/CE (29) L’article 24, paragraphe 3, de la directive dispose ce qui suit: «Les (cid:201)tats membres qui, aprŁs l’entrØe en vigueur de la prØsente directive, peuvent prouver que des problŁmes importants se posent pour l’exploitation de leurs petits rØseaux isolØs peuvent demander (cid:224) bØnØficier de dØroga- tions aux dispositions pertinentes des chapitres IV, V, VI et VII, qui pourront leur Œtre accordØes par la Commis- sion. Celle-ci informe les (cid:201)tats membres de ces demandes avant de prendre une dØcision dans le respect de la confidentialitØ. Cette dØcision est publiØe au Journal offi- ciel des CommunautØs europØennes. Le prØsent paragraphe est aussi applicable au Luxembourg. » (30) ConformØment (cid:224) cette disposition, la Commission est donc tenue de prendre en compte les ØlØments suivants lorsqu’elle examine une demande de rØgime transitoire en pareil cas. 1) En gØnØral, l’article 24, paragraphe 3, de la directive 96/92/CE s’applique uniquement aux petits rØseaux isolØs. Aux termes de l’article 2, point 23, de la direc- faut entendre par «petit rØseau isolØ» tout tive, il rØseau qui (cid:224) 2 500 gigawatts par heure en 1996, et qui peut Œtre interconnectØ avec d’autres rØseaux pour une quan- titØ infØrieure (cid:224) 5 % de sa consommation annuelle. consommation infØrieure a une 4) En statuant sur chaque demande, la Commission applique le critŁre de proportionnalitØ, en veillant (cid:224) ce que la mØthode proposØe soit la moins restrictive raisonnablement nØcessaire sur le plan des Øchanges commerciaux et de la concurrence pour atteindre les objectifs en question, qui doivent eux-mŒmes Œtre lØgitimes. 3. 2. (cid:201)valuation de la demande de l’Espagne (31) Par analogie avec l’Øvaluation du rØgime CTC prØsentØe plus haut, Øgalement valable pour le rØgime applicable aux systŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØnin- sule IbØrique, il n’est pas nØcesaire de dØterminer si les exigences 1, 2 et 4 du considØrant 30 sont respectØes, dŁs lors que les mesures du rØgime transitoire en ques- tion ne renferment pas de dØrogations aux chapitres IV, VI et VII de la directive 96/92/CE et, partant, ne rØpon- dent pas (cid:224) l’exigence mentionnØe au point 3 de ce consi- dØrant. (32) Dans sa notification proprement dite, l’Espagne ne demande pas (cid:224) bØnØficier d’une dØrogation prØcise (cid:224) la directive. Dans la mesure oø le rØgime applicable aux systŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØninsule IbØrique est constituØ d’une aide financiŁre (cid:224) ces systŁ- mes, rØcupØrØe sous la forme d’une charge ou d’une redevance sur la consommation d’ØlectricitØ, les argu- ments ØvoquØs plus haut s’appliquent par analogie. En conclusion, ce rØgime doit Œtre examinØ conformØment aux rŁgles rØgissant les aides d’(cid:201)tat, et notamment l’arti- cle 87, paragraphe 3, point c), du traitØ. Dans cette hypothŁse, comme il a ØtØ prØcisØ au point 2. 2. 3, il est entendu que des mesures d’effet Øconomique semblable seront traitØes de maniŁre cohØrente, indØpendamment de la procØdure applicable dans chaque cas. (33) Dans l’hypothŁse oø une dØrogation s’avØrerait nØcessaire (cid:224) l’avenir conformØment (cid:224) l’article 24, paragraphe 3, de la directive 96/92/CE pour Øviter une violation des cha- pitres IV, V, VI ou VII de la directive, en ce qui concerne les rŁgles particuliŁres applicables aux systŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØninsule IbØrique, le gouver- nement espagnol pourra soumettre (cid:224) tout moment une demande dans ce sens, le dØlai de demande prØvu (cid:224) l’arti- cle 24, paragraphe 2, ne s’appliquant pas au paragraphe 3 de ce mŒme article. 4. Conclusion (34) La demande notifiØe par l’Espagne conformØment (cid:224) l’arti- cle 24 de la directive 96/92/CE s’articule en deux volets. 2) Les (cid:201)tats membres doivent prouver, aprŁs l’entrØe en vigueur de la directive, que des problŁmes importants se posent pour l’exploitation de leurs petits rØseaux isolØs 3) Les mesures du rØgime transitoire doivent relever de dØrogations aux chapitres IV, V, VI et VII de la direc- tive. D’une part le rØgime CTC, ØvaluØ sur la base de l’article 24, paragraphes 1 et 2, de la directive et, d’autre part, le rØgime applicable aux systŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØninsule IbØrique, ØvaluØ sur la base de l’arti- cle 24, paragraphe 3, de la directive. (35) Dans les deux cas, la Commission conclut qu’il ne saurait Œtre question d’approuver un rØgime transitoire confor- L 319/46 FR Journal officiel des CommunautØs europØennes 11. 12. 1999 mØment (cid:224) l’article 24, dŁs lors que les mesures choisies ne constituent pas des dØrogations aux chapitres IV, V (uniquement en ce qui concerne l’article 24, paragraphe 3), VI et VII de la directive. (36) Enfin, il est admis que le rØgime CTC et le rØgime appli- cable aux systŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØninsule IbØrique prØvoient tous deux le transfert de paiements compensatoires (cid:224) certains producteurs d’Ølec- tricitØ, financØ par un prØlŁvement ou une charge impo- sØs aux consommateurs. Ces mesures ne sont pas directe- ment visØes par la directive mais doivent Œtre examinØes (cid:224) la lumiŁre des rŁgles rØgissant les aides d’(cid:201)tat, et notamment l’article 87, paragraphe 3, point c), du traitØ, A ARR˚T(cid:201) LA PR(cid:201)SENTE D(cid:201)CISION: Article premier La prØsente dØcision concerne la demande, prØsentØe par le gouvernement espagnol, de bØnØficier d’un rØgime transitoire conformØment (cid:224) l’article 24 de la directive 96/92/CE, notifiØe (cid:224) la Commission le 18 fØvrier 1998. Cette notification porte sur: a) b) le rØgime des coßts de la transition vers un systŁme «Costes de Transici(cid:243)n a la Competencia», concurrentiel dØfini dans la sixiŁme disposition transitoire de la loi espa- gnole sur le secteur de l’ØlectricitØ no 54/1997 du 27 novembre 1997; le rØgime applicable aux systŁmes pratiquØs dans les (cid:238)les et hors de la pØnsinsule IbØrique «Sistemas insulares y extra- peninsulares», dØfinis dans la quinziŁme disposition transi- toire de la loi espagnole sur le secteur de l’ØlectricitØ no 54/1997 du 27 novembre 1997. Article 2 Le rØgime transitoire des «Costes de Transici(cid:243)n a la Competen- cia», dØfini dans la sixiŁme disposition transitoire de la loi espa- gnole sur le secteur de l’ØlectricitØ no 54/1997 du 27 novembre 1997, ne contient aucune mesure susceptible de constituer des dØrogations aux chapitres IV, VI ou VII de la directive 96/92/CE, au sens de l’article 24, paragraphe 2, de la directive. L’article 24 de la directive n’est, de ce fait, pas applicable (cid:224) ce volet du rØgime transitoire notifiØ par le gouvernement espa- gnol. Article 3 Le rØgime transitoire applicable aux «Sistemas insulares y extra- peninsulares», tel qu’il a ØtØ notifiØ par le gouvernement espa- gnol, ne contient aucune mesure susceptible de constituer des dØrogations aux chapitres IV, V, VI ou VII de la directive 96/92/CE, au sens de l’article 24, paragraphe 3, de la directive 96/92/CE. L’article 24 de la directive n’est de ce fait pas appli- cable (cid:224) ce volet du rØgime transitoire notifiØ par les autoritØs espagnoles. Article 4 L’Espagne est destinataire de la prØsente dØcision. Fait (cid:224) Bruxelles, le 8 juillet 1999. Par la Commission Christos PAPOUTSIS Membre de la Commission


title: 99/512/CE: Décision de la Commission, du 8 juillet 1999, modifiant la décision 96/233/CE fixant la liste des exploitations piscicoles agréées au Danemark [notifiée sous le numéro C(1999) 2036] (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

eurovoc_concepts:
Denmark
animal disease
fish farming
health control
veterinary inspection

text: 28. 7. 1999 FR Journal officiel des Communaut(cid:130)s europ(cid:130)ennes L 195/37 D(cid:144)CISION DE LA COMMISSION du 8 juillet 1999 modifiant la d(cid:130)cision 96/233/CE fixant la liste des exploitations piscicoles agr(cid:130)(cid:130)es au Danemark [notifi(cid:130)e sous le num(cid:130)ro C(1999) 2036] (Texte pr(cid:130)sentant de l’int(cid:130)r(cid:136)t pour l’EEE) (1999/512/CE) LA COMMISSION DES COMMUNAUT(cid:144)S EUROP(cid:144)ENNES, vu le trait(cid:130) instituant la Communaut(cid:130) europ(cid:130)enne, vu la directive 91/67/CEE du Conseil du 28 janvier 1991 relative aux conditions de police sanitaire r(cid:130)gissant la mise sur le march(cid:130) d’animaux et de produits de l’aquaculture (1), modi- fi(cid:130)e en dernier lieu par la directive 98/45/CE (2), et notamment son article 6, paragraphe 2; (1) (2) (3) (4) (5) consid(cid:130)rant que le Danemark a obtenu le statut de zone agr(cid:130)(cid:130)e indemne de la n(cid:130)crose h(cid:130)matopo(cid:139)(cid:130)tique infec- tieuse (NHI) pour tout son territoire par la d(cid:130)cision 93/74/CE de la Commission (3), modifi(cid:130)e en dernier lieu par la d(cid:130)cision 96/218/CE (4); consid(cid:130)rant que les (cid:144)tats membres peuvent obtenir pour les exploitations piscicoles situ(cid:130)es dans une zone non agr(cid:130)(cid:130)e en ce qui concerne la septic(cid:130)mie h(cid:130)morragique virale (SHV) le statut d’exploitation agr(cid:130)(cid:130)e indemne desdites maladies; consid(cid:130)rant que la liste des exploitations agr(cid:130)(cid:130)es au Danemark a (cid:130)t(cid:130) fix(cid:130)e par la d(cid:130)cision 96/233/CEE de la Commission (5), modifi(cid:130)e en dernier lieu par la d(cid:130)cision 97/234/CE (6); consid(cid:130)rant que le Danemark a soumis (cid:133) la Commision les justifications relatives (cid:133) l’octroi, en ce qui concerne la SHV, du statut d’exploitation agr(cid:130)(cid:130)e situ(cid:130)e dans une zone non agr(cid:130)(cid:130)e pour d’autres exploitations ainsi que les dispositions nationales garantissant le respect des r(cid:138)gles relatives au maintien de l’agr(cid:130)ment; consid(cid:130)rant que la Commission et les (cid:144)tats membres ont proc(cid:130)d(cid:130) (cid:133) l’examen des justifications transmises par le Danemark pour ces exploitations; (6) (7) (8) (9) consid(cid:130)rant qu’il r(cid:130)sulte de l’examen de ces donn(cid:130)es que ces exploitations r(cid:130)pondent aux exigences pr(cid:130)vues (cid:133) l’ar- ticle 6 de la Directive 91/67/CEE; consid(cid:130)rant que, d(cid:138)s lors, ces exploitations peuvent b(cid:130)n(cid:130)ficier du statut d’exploitation agr(cid:130)(cid:130)e dans une zone non agr(cid:130)(cid:130)e; consid(cid:130)rant qu’il convient d’ajouter ces exploitations (cid:133) la liste des exploitations d(cid:130)j(cid:133) agr(cid:130)(cid:130)es; consid(cid:130)rant que les mesures pr(cid:130)vues (cid:133) la pr(cid:130)sente d(cid:130)ci- sion sont conformes (cid:133) l’avis du comit(cid:130) v(cid:130)t(cid:130)rinaire permanent, A ARR(cid:219)T(cid:144) LA PR(cid:144)SENTE D(cid:144)CISION: Article premier L’annexe de la d(cid:130)cision 96/233/CE est remplac(cid:130)e par l’annexe de la pr(cid:130)sente d(cid:130)cision. Article 2 Les (cid:144)tats membres sont destinataires de la pr(cid:130)sente d(cid:130)cision. Fait (cid:133) Bruxelles, le 8 juillet 1999. Par la Commission Franz FISCHLER Membre de la Commission (1) JO L 46 du 19. 2. 1991, p. 1. (2) JO L 189 du 3. 7. 1998, p. 12. (3) JO L 27 du 4. 2. 1993, p. 35. (4) JO L 72 du 21. 3. 1996, p. 39. (5) JO L 77 du 27. 3. 1996, p. 33. (6) JO L 94 du 9. 4. 1997, p. 15. L 195/38 FR Journal officiel des Communaut(cid:130)s europ(cid:130)ennes 28. 7. 1999 EXPLOITATIONS PISCICOLES AU DANEMARK AGR(cid:144)(cid:144)ES EN CE QUI CONCERNE LA SHV ANNEXE 1. Værum Mølle Dambrug DK-8900 Randers 2. Trehøje Klækkeri DK-8766 Nr. Snede 3. Hallesøhus Dambrug DK-8766 Nr. Snede 4. Løvet Dambrug DK-8654 Bryrup 5 Hallesø Dambrug DK-8766 Nr. Snede 6. Sillerupvæld Dambrug DK-7470 Karup 7. Skade Dambrug DK-8765 Klovborg 8. Vork Dambrug DK-6040 Egtved 9. Egebæk Dambrug DK-6880 Tarm 10. Søstremosegaard DK-4400 Kalundborg 11. Bækkelund Dambrug DK-6950 Ringkøbing 12. Kjeldbæk Fiskeri DK-7441 Bording 13. Sangild Dambrug DK-7470 Karup 14. Lysbro Dambrug DK-8600 Silkeborg 15. Borups Geddeopdræt DK-6950 Ringkøbing 16. Bornholms Lakseklækkeri DK-3730 Nexø 17. Langes Dambrug DK-6940 Lem St