31999D0791

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)

(1999/791/CE)

LA COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS,

Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea,

Vista la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de diciembre de 1996, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad(1) y, en particular, su artículo 24,

Tras informar a los Estados miembros de la solicitud presentada por el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte,

Considerando lo siguiente:

I. HECHOS

1. Procedimiento

(1) El 30 de enero de 1998, representantes del Department of Trade and Industry (Ministerio de Comercio e Industria) del Reino Unido presentaron a la Comisión un esbozo inicial del contenido de la solicitud de régimen transitorio para Irlanda del Norte.

(2) Mediante carta de 18 de febrero de 1998, el Gobierno del Reino Unido solicitó un régimen transitorio para Irlanda del Norte con arreglo a lo dispuesto en el artículo 24 de la Directiva.

(3) Mediante carta de 16 de octubre de 1998, el Gobierno del Reino Unido presentó información complementaria.

2. Estructura del sector eléctrico y aplicación de la Directiva 96/92/CE en Irlanda del Norte

(4) La estructura actual del sector eléctrico en Irlanda del Norte tiene su origen en abril de 1992, cuando se reestructuró y privatizó la industria del suministro de electricidad. La electricidad es generada principalmente por cuatro productores de energía independientes, organizados como sociedades anónimas

Ballylumford Power Ltd, en la actualidad Premier Power Ltd,

Belfast West Power Ltd,

Coolkeeragh Power Ltd,

Kilroot Power Ltd.

(5) La capacidad total de estas instalaciones es de 2063 MW. Dos de los cuatro generadores producen más del 82 % de esta energía. Además, hay algunos pequeños generadores que producen electricidad a partir de fuentes de energía renovables.

(6) Otra empresa, la Northern Ireland Electricity plc (NIE), se encarga de gestionar la red de transmisión y de distribución, así como del suministro y adquisición de electricidad. Como responsable del suministro de electricidad, NIE está obligada a comprar toda la electricidad generada por las principales centrales eléctricas independientes. NIE está sujeta a la regulación de precios, mientras que los productores no.

(7) La red eléctrica de Irlanda del Norte no está conectada a la red de otras partes del Reino Unido, y está unida a la de la República de Irlanda sólo por medio de una interconexión. Esta interconexión de 300 MW fue restaurada en 1995 tras veinte años 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 desarrollen. También está prevista una interconexión de 250 MW con Escocia.

(8) La Directiva 96/92/CE todavía no ha sido aplicada en Irlanda del Norte. No obstante, se prevé introducir el acceso de terceros basándose en tarifas públicas. El grupo de clientes cualificados estará formado por los clientes más importantes necesarios para responder cada año a la apertura del mercado, es decir, a las condiciones mínimas necesarias para la apertura del mercado establecidas en los apartados 1 y 2 del artículo 19 de la Directiva 96/92/CE.

3. El régimen transitorio notificado por el Gobierno del Reino Unido

(9) La solicitud, y la presente Decisión, se limitan a un régimen transitorio que sólo afecta al territorio de Irlanda del Norte.

(10) La notificación se refiere a la existencia de acuerdos de adquisición de electridad entre NIE y las cuatro principales empresas generadoras de electricidad antes mencionadas, establecidos en 1992, cuando el sector fue reestructurado y privatizado. En virtud de los contratos, NIE está 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 disponibilidad y en las características de funcionamiento de las unidades generadoras y con el que se pretende contribuir a la financiación de los gastos fijos, como costes financieros, salarios, rentabilidad de las inversiones, etc.; y ii) un pago por energía, que corresponde a los gastos de adquisición y consumo del combustible y que se calcula en relación con el nivel contratado de cada unidad generadora, el nivel térmico y el coste del combustible.

(11) Los contratos vencen entre el 2001 y el 31 de marzo de 2024 como plazo máximo. No obstante, los contratos cuya fecha de vencimiento sea posterior a 2012 podrán rescindirse a partir del 1 de noviembre de 2010 si se cumplen ciertas condiciones.

(12) El problema que puede plantearse a NIE escriba en el hecho de que la base de su obligación de pago a las empresas generadoras permanece idéntica con las obligaciones actuales de adquisición de electricidad, aunque el número 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 deberán recuperarse con una base de clientes mucho más estrecha, formada principalmente por clientes no cualificados. El resultado sería un aumento del precio de la electricidad para estos pequeños consumidores. Estos costes adicionales han sido denominados "Franchise Customer Excess Costs". Dichos costes no sólo deberían facturarse a los clientes cautivos, sino a todos los clientes.

(13) Los compromisos relativos a los acuerdos de adquisición de energía pueden subdividirse en los compromisos siguientes:

Capacidad hundida

(14) Con la aplicación de la Directiva 96/92/CE, los clientes cualificados podrán elegir su fuente de suministro. Si nuevos productores son autorizados a introducirse en el mercado y pueden vender electricidad a clientes cualificados, la capacidad de las empresas generadoras existentes podrá superar a la demanda de electricidad de Irlanda del Norte. La situación puede verse influida por la construcción de una interconexión entre Irlanda del Norte y Escocia, tal como está previsto desde 1991.

Costes adicionales relacionados con el contrato de gas

(15) El 1 de abril de 1992, se celebró un contrato de conversión a gas entre NIE y Ballylumford Power Ltd, en la actualidad Premier Power Ltd, que estipula la conversión a gas de las instalaciones de petróleo de la central eléctrica 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 precios que, según la notificación, 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 adquisición de electricidad.

Coste del gasoducto

(16) La introducción de gas en Irlanda del Norte exigió la construcción de un gasoducto desde Twyholm, Escocia, a través del Canal del Norte hasta Islandmagee y la conversión de las calderas de las centrales eléctricas de petróleo a gas. Los costes ascendieron a 130 millones de libras esterlinas para el gasoducto y 35 millones para la conversión de las calderas.

Desulfuración de los gases de combustión

(17) Por último, puede que haya costes derivados de los posibles cambios futuros de la legislación medioambiental, en particular la exigencia de equipo para desulfuración de los gases de combustión.

Las dimensiones de los costes hundidos

(18)

>SITIO PARA UN CUADRO>

(19) La duración del período durante el que podrán imponerse dichos gastos se extiende hasta la expiración del último acuerdo de adquisición de electricidad, en 2024. No obstante, en virtud de los términos de diversas licencias emitidas a los generadores y a NIE, algunos de los acuerdos podrán cancelarse anticipadamente en 2010, a condición de que se cumplan determinadas condiciones. Las condiciones de los acuerdos también podrán renegociarse al objeto de reducir los costes hundidos globales. El Gobierno del Reino Unido y el órgano regulador destacan en la notificación que los costes hundidos sólo pueden ser aceptados como cualificados para compensación si las renegociaciones han sido infructuosas.

Método de recuperación

(20) La notificación ha sido redactada basándose en la hipótesis de que los costes hundidos cualificados serán recuperados mediante la introducción de un canon sobre el consumo final de electricidad. No obstante, el Gobierno del Reino Unido subraya que antes de adoptar cualquier decisión final sobre la introducción de tal canon debe analizarse cuidadosamente la posibilidad de un reparto de los costes entre los consumidores y la industria eléctrica.

(21) La hipótesis de trabajo prevé permitir que NIE recupere la parte de los costes hundidos que no pueden recuperarse debido a clientes cualificados que no compran la electricidad de NIE introduciendo un canon, un recargo competitivo de transición (Competitive Transition Charge), por el uso de la red eléctrica. Este sobreprecio se denomina Franchise Customer Excess Costs.

(22) Tres meses antes del fin de cada ejercicio presupuestario, NIE preparará un cálculo de los costes adicionales correspondientes al cliente (Franchise Customer Excess Costs) para el siguiente ejercicio presupuestario, teniendo en cuenta factores como la capacidad prevista de producción disponible sujeta al acuerdo de adquisición de electricidad, la demanda global de la red y la demanda de clientes cualificados que no compran la electricidad a NIE. A partir de esta estimación se establecerá la cifra del canon.

(23) Todos los consumidores deberán pagar el recargo, que será cobrado por los proveedores, los cuales lo abonarán a la NIE. Su importe se basará en la electricidad consumida en kwh y figurará como un elemento aparte en la factura de electricidad del consumidor.

(24) Al final de cada ejercicio presupuestario, NIE calculará la cantidad recogida en exceso o en defecto y rectificará el canon para el año siguiente, a fin de asegurarse de que la compensación no supere los Franchise Customer Excess Costs.

II. ANÁLISIS JURÍDICO

1. Fundamento jurídico: apartados 1 y 2 del artículo 24 de la Directiva 96/92/CE

(25) A tenor de lo dispuesto en el artículo 24 de la Directiva 96/92/CE, el Gobierno del Reino Unido notificó una solicitud de régimen transitorio en relación con supuestos compromisos y garantías de funcionamiento.

2. Requisitos del artículo 24

(26) El artículo 24 de la Directiva 96/92/CE establece lo siguiente: "1. Los Estados miembros en los que las autorizaciones concedidas antes de la entrada en vigor de la presente Directiva prevean compromisos o garantías de funcionamiento cuyo incumplimiento sea posible a causa de lo dispuesto en la presente Directiva, podrán solicitar acogerse a un régimen transitorio, que les podrá ser concedido por la Comisión, teniendo en cuenta, entre otras cosas, las dimensiones de la red de que se trate e igualmente el nivel de interconexión de la red y la estructura de su industria eléctrica. La Comisión informará a los Estados miembros de dichas solicitudes antes de tomar una decisión, teniendo en cuenta el respeto a la confidencialidad. Dicha decisión será publicada en el Diario Oficial de las Comunidades Europeas.

2. Dicho régimen transitorio estará limitado en el tiempo y dependerá de la expiración de los compromisos o de las garantías a que se refiere el apartado 1. El régimen transitorio podrá amparar excepciones a los capítulos IV, VI y VII de la presente Directiva. Los Estados miembros deberán notificar a la Comisión las solicitudes de un régimen transitorio a más tardar un año después de la entrada en vigor de la presente Directiva.".

(27) Por lo tanto, a la luz del Tratado CE, el apartado 1 y el apartado 2 del artículo 24 de la Directiva 96/92/CE exigen que la Comisión, para considerar cualquier solicitud de régimen transitorio, examine los elementos siguientes.

(28) A. Requisitos sobre la naturaleza de los compromisos o garantías de funcionamiento en cuestión:

1) Debe demostrarse la existencia de un compromiso o garantía de funcionamiento.

2) El compromiso o las garantías de funcionamiento deben haberse concedido antes del 20 de febrero de 1997.

3) Debe establecerse un vínculo de causalidad entre la entrada en vigor de la Directiva 96/92/CE y la imposibilidad de cumplir el compromiso.

(29) B. Requisitos en relación con las medidas propuestas para alcanzar los objetivos en cuestión:

1) Las medidas del régimen transitorio deben entrar dentro del ámbito de excepciones a los capítulos IV, VI y VII de la Directiva 96/92/CE.

2) El régimen transitorio estará limitado en el tiempo y dependerá de la expiración de los compromisos o de las garantías de funcionamiento en cuestión.

3) El régimen transitorio debe aplicar las medidas menos restrictivas necesarias, dentro de lo razonable, para alcanzar los objetivos, los cuales deberán ser legítimos en sí mismos. A la hora de decidir sobre estas cuestiones, la Comisión debe tener en cuenta, entre otras cosas, las dimensiones de la red de que se trate e igualmente el nivel de interconexión de la red y la estructura de su industria eléctrica.

3. Evaluación del régimen transitorio del Reino Unido

(30) En el presente caso, por lo que respecta al régimen transitorio tal como se ha notificado, no es necesario determinar si se satisfacen los requisitos A.1), A.2) y A.3) o B.2) y B.3), ya que las medidas del régimen transitorio no exigen una excepción a los capítulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE y, por consiguiente, no cumplen el citado requisito B.1).

(31) Como se indica más arriba, para establecer un régimen transitorio con arreglo a lo dispuesto en el artículo 24 de la Directiva 96/92/CE, el sistema elegido por el Estado miembro debe prever una excepción a los requisitos establecidos en los capítulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE.

(32) Las medidas consideradas se basan en un sencillo régimen de compensación, es decir, un sistema de tarifas o gravámenes aplicados por un Estado miembro para compensar los costes hundidos originados por la aplicación de la Directiva 96/92/CE.

(33) La aplicación de dichos gravámenes en el presente caso no requiere una excepción a los capítulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE y, por consiguiente, no puede considerarse como un régimen transitorio en el sentido del artículo 24.

(34) 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 conclusión. Evidentemente, la Comisión reconoce que el pago de dichos gravámenes puede tener repercusiones económicas muy similares a las derivadas de una excepción total o parcial con respecto a algunas de las obligaciones establecidas en los capítulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE. No obstante, estas distorsiones, por su propia naturaleza, no se derivan de una excepción específica como la prevista por la Directiva. Por consiguiente, la transferencia de un pago compensatorio a determinados productores de electricidad, financiado por medio de una tarifa o gravamen que será facturado a los consumidores, no constituye una medida contemplada directamente en la Directiva, sino una medida que debe ser examinada según las normas que rigen la competencia y, en particular, con arreglo a la letra c) del apartado 3 del artículo 87 del Tratado CE. Se entiende que medidas de efecto económico similar serán tratadas de forma coherente, con independencia del procedimiento pertinente en cada caso.

(35) En consecuencia, dada la inaplicabilidad del artículo 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).

4. Conclusión

(36) La solicitud de un régimen transitorio notificada por el Gobierno del Reino Unido de conformidad con el artículo 24 de la Directiva 96/92/CE se ha evaluado de acuerdo con los apartados 1 y 2 del artículo 24 de la Directiva. La Comisión llega a la conclusión de que no puede aprobarse un régimen transitorio con arreglo al artículo 24, ni resulta necesario, ya que las medidas previstas no constituyen excepciones a los capítulos IV, VI y VII de dicha Directiva. el régimen incluye transferencias de pagos compensatorios a determinados productores de electricidad, financiados mediante una recaudación o una carga a los consumidores. Tales medidas no se contemplan 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 artículo 87 del Tratado CE,

HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:

Artículo 1

La presente Decisión se refiere a la solicitud del Reino Unido de un régimen transitorio de conformidad con el artículo 24 de la Directiva 96/92/CE, notificada a la Comisión el 18 de febrero de 1998 y completada el 16 de octubre de 1998. Dicha notificación se refiere a lo siguiente a los acuerdos de adquisición 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.

Artículo 2

El régimen transitorio notificado por el Gobierno del Reino Unido no contiene ninguna medida que pueda constituir excepción a los capítulos IV, VI o VII de la Directiva 96/92/CE, tal como se define en el apartado 2 de su artículo 24. Por consiguiente, el artículo 24 no se aplica al régimen transitorio notificado por el Gobierno del Reino Unido.

Artículo 3

El destinatario de la presente Decisión será el Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte.

Hecho en Bruselas, el 8 de julio de 1999.

Por la Comisión

Christos PAPOUTSIS

Miembro de la Comisión

(1) DO L 27 de 30.1.1997, p. 20.