title: 1999/798/EG: Entscheidung der Kommission vom 8. Juli 1999 über den Antrag Dänemarks auf Anwendung einer Übergangsregelung gemäß Artikel 24 der Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates betreffend gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt (Bekanntgegeben unter Aktenzeichen K(1999) 1551/8) (Nur der dänische Text ist verbindlich)

eurovoc_concepts:
Denmark
approximation of laws
electrical energy
single market
transitional period (EU)

text: 11. 12. 1999 DE Amtsblatt der Europ(cid:228)ischen Gemeinschaften L 319/47 ENTSCHEIDUNG DER KOMMISSION vom 8. Juli 1999 (cid:252)ber den Antrag D(cid:228)nemarks auf Anwendung einer (cid:220)bergangsregelung gem(cid:228)(cid:223) Artikel 24 der Richtlinie 96/92/EG des Europ(cid:228)ischen Parlaments und des Rates betreffend gemeinsame Vorschriften f(cid:252)r den Elektrizit(cid:228)tsbinnenmarkt (Bekanntgegeben unter Aktenzeichen K(1999) 1551/8) (Nur der d(cid:228)nische Text ist verbindlich) (1999/798/EG) DIE KOMMISSION DER EUROP˜ISCHEN GEMEINSCHAFTEN (cid:151) 2 Struktur und Entwicklung des Elektrizit(cid:228)tssektors in D(cid:228)nemark gest(cid:252)tzt auf den Vertrag zur Gr(cid:252)ndung der Europ(cid:228)ischen Gemeinschaft, (4) gest(cid:252)tzt auf die Richtlinie 96/92/EG des Europ(cid:228)ischen Par- laments und des Rates vom 19. Dezember 1996 betreffend gemeinsame Vorschriften f(cid:252)r den Elektrizit(cid:228)tsbinnenmarkt (1), insbesondere auf Artikel 24, nach Unterrichtung der Mitgliedstaaten (cid:252)ber den Antrag des K(cid:246)nigreichs D(cid:228)nemark, in Erw(cid:228)gung nachstehender Gr(cid:252)nde: I. HINTERGRUND 1 Vorgehensweise (1) Mit Schreiben vom 19. Februar 1998 beantragte das d(cid:228)nische Umwelt- und Energieministerium (Miljł- og Energiministeriet) eine (cid:220)bergangsregelung gem(cid:228)(cid:223) Arti- kel 24 der Richtlinie. (2) Am 25. Juni 1998 er(cid:246)rterten Vertreter der Dienststellen der Kommission sowie des d(cid:228)nischen Umwelt- und Ener- gieministeriums diesen Antrag auf einer Sitzung in Br(cid:252)s- sel. Das Ministerium wurde aufgefordert, ausf(cid:252)hrlichere Informationen vorzulegen. (3) Mit Schreiben vom 16. Oktober 1998 (cid:252)bermittelte das Ministerium diese Informationen. (1) ABl. L 27 vom 30. 1. 1997, S. 20. Im Jahre 1997 umfa(cid:223)te die d(cid:228)nische Elektrizit(cid:228)tswirt- schaft 111 Unternehmen. 46 dieser Unternehmen befin- den sich im unmittelbaren Besitz der Kommunen, die diese Unternehmen auch betreiben; 43 sind als Genos- senschaften organisiert, die sich im Verbraucherbesitz befinden; hinzu kommen 9 Personengesellschaften, 11 private Stiftungen und 2 Aktiengesellschaften. (5) Das (cid:220)bertragungsnetz in D(cid:228)nemark besteht aus zwei separaten, vertikal integrierten Systemen. Eltra (eine sepa- rate Rechtspers(cid:246)nlichkeit mit eigenem Management und Aufsichtsrat) betreibt ein Netz, das sich auf den west- lichen Teil D(cid:228)nemarks (J(cid:252)tland und F(cid:252)nen) erstreckt und dem UCPTE-Verbundnetz angeh(cid:246)rt, w(cid:228)hrend Elkraft System (ein Tochterunternehmen von Elkraft, das (cid:252)ber ein eigenes Management verf(cid:252)gt) ein Netz betreibt, das sich auf den (cid:246)stlichen Teil D(cid:228)nemarks erstreckt und dem Nordel-Verbundnetz angeh(cid:246)rt. Die Verteilerunternehmen sind zust(cid:228)ndig f(cid:252)r den Verkauf von Elektrizit(cid:228)t an die Verbraucher und f(cid:252)r Planung, Betrieb und Wartung der Mittel- und Niederspannungsnetze. (6) Die Elektrizit(cid:228)tserzeugung wird von 8 Unternehmen durchgef(cid:252)hrt, die den Verteilerunternehmen geh(cid:246)ren. Koordiniert werden die Elektrizit(cid:228)tserzeugung und der Verkauf von Elektrizit(cid:228)t an die Verteilerunternehmen von Elsam (im Eltra-Gebiet) bzw. von Elkraft. (7) Drei Unternehmen der Elektrizit(cid:228)tswirtschaft sind sowohl Stromerzeuger als auch Verteilerunternehmen: Kłben- havns Belysningsv(cid:230)sen (Stadt Kopenhagen), (cid:216)stkraft auf der Insel Bornholm sowie die Stadt Randers. (8) Die Elektrizit(cid:228)tserzeugung erfolgt zumeist nach dem Prinzip der Kraft-W(cid:228)rme-Kopplung. Der wichtigste Ein- satzbrennstoff in diesen Anlagen ist die Steinkohle; das Erdgas gewinnt allerdings an Bedeutung. Konventionelle Kraftwerke, in denen nur Elektrizit(cid:228)t erzeugt wurde, sind seit einigen Jahren nach und nach stillgelegt wor- den. Hinzu kommt, da(cid:223) erneuerbare Energietr(cid:228)ger wie etwa Biomasse und Windkraft innerhalb der Elektrizit(cid:228)ts- L 319/48 DE Amtsblatt der Europ(cid:228)ischen Gemeinschaften 11. 12. 1999 erzeugung an Bedeutung gewinnen. Die d(cid:228)nische Politik ist darauf ausgerichtet, diese Entwicklung fortzuf(cid:252)hren. (9) Historisch betrachtet war D(cid:228)nemark stets ein Einfuhrland f(cid:252)r Elektrizit(cid:228)t; seit 1995 hat D(cid:228)nemark allerdings (cid:220)ber- sch(cid:252)sse erzeugt, die ausgef(cid:252)hrt wurden. 3 Das Elektrizit(cid:228)tsversorgungsgesetz und die Umset- zung der Elektrizit(cid:228)tsbinnenmarktrichtlinie (10) Der d(cid:228)nische Elektrizit(cid:228)tsmarkt ist durch das Elektrizi- t(cid:228)tsversorgungsgesetz (ESA) geregelt. Dieses Gesetz ist 1977 in Kraft getreten. Seitdem ist es mehrfach ge(cid:228)ndert worden; die Struktur bleibt allerdings dieselbe. (11) Der (cid:220)bergang zu einem marktorientierteren System begann im Mai 1996, als das Parlament eine ˜nderung des ESA verabschiedete. Diese ˜nderung sollte in D(cid:228)ne- mark den Wettbewerb einf(cid:252)hren und gleichzeitig daf(cid:252)r sorgen, da(cid:223) die Elektrizit(cid:228)tswirtschaft eine Reihe gemein- wirtschaftlicher Verpflichtungen in bezug auf den Umweltschutz, die Versorgungssicherheit und den Ver- braucherschutz erf(cid:252)llte. Die ˜nderung trat am 1. Januar 1998 in Kraft, nachdem die Kommission am 3. Dezem- ber 1997 einigen Teilen des Gesetzesentwurfs zuge- stimmt hatte (Verfahren der Genehmigung staatlicher Beihilfen) (2). (12) (13) (14) Seit dem 1. Januar 1998 gelten Verteilerunternehmen mit einer Jahresabgabe von mehr als 100 GWh sowie Endverbraucher mit einem Jahresstromverbrauch von mehr als 100 GWh pro Verbrauchsstandort als zugelas- sene Kunden. F(cid:252)r den d(cid:228)nischen Elektrizit(cid:228)tsmarkt ist charakteristisch, da(cid:223) es dort nur wenige Gro(cid:223)verbrau- cher von Elektrizit(cid:228)t gibt. Der Schwellenwert von 100 GWh wird n(cid:228)mlich nur von 7 Kunden (cid:252)berschrit- ten, deren Marktanteil 5 % des d(cid:228)nischen Gesamtver- brauchs entspricht. Durch Einbeziehung der Verteiler- unternehmen wird der betroffene potentielle Markt mit- telbar auf 90 % des gesamten Marktes erweitert. In dem geltenden Gesetz hat sich D(cid:228)nemark f(cid:252)r den aus- gehandelten Netzzugang Dritter entschieden. In der Pra- xis haben Eltra und Elkraft System allerdings den Zugang Dritter zum (cid:220)bertragungsnetz auf der Grundlage ver- (cid:246)ffentlichter Netzzugangstarife eingef(cid:252)hrt. Das Verteiler- netz ist nach wie vor vom ausgehandelten Netzzugang Dritter gepr(cid:228)gt. Es gibt nach wie vor eine Reihe offener Einzelfragen, die von den neuen Rechtsvorschriften abgedeckt werden m(cid:252)ssen, damit die Richtlinie vollauf umgesetzt wird. Die d(cid:228)nische Regierung bereitet derzeit Rechtsvorschriften vor, durch die unter anderem diese noch offenen Fragen gekl(cid:228)rt werden sollen. 4 Die von der d(cid:228)nischen Regierung notifizierte (cid:220)ber- gangsregelung 4. 1 Einleitung (15) Die d(cid:228)nische Regierung hat (cid:220)bergangsregelungen f(cid:252)r drei Arten von Verpflichtungen notifiziert: 1. Take-or-pay-Vertr(cid:228)ge (cid:252)ber Erdgaslieferungen, 2. Schlie(cid:223)ungen von Kraftwerken, 3. Pensionsverpflichtungen. 4. 2 Take-or-pay-Vertr(cid:228)ge (cid:252)ber Erdgaslieferungen Die Verpflichtung (16) Zwei d(cid:228)nische Unternehmen, Elkraft AmbA und I/S Elsam, haben mit dem Unternehmen Dangas A/S drei Take-or-pay-Vertr(cid:228)ge (cid:252)ber Erdgaslieferungen abgeschlos- sen. (cid:151) Vertrag von 1991 mit einer Laufzeit von 1996 bis 2020, der Elkraft zur Abnahme von mindestens [(cid:133)] (*) Mio. Nm3 pro Jahr verpflichtet; (cid:151) Vertrag von 1994 mit einer Laufzeit von 1996 bis 2020, der Elsam zur Abnahme von mindestens [(cid:133)] (*) Mio. Nm3 pro Jahr verpflichtet; (cid:151) Vertrag von 1995 mit einer Laufzeit von 2001 bis 2010, der Elsam zur Abnahme von mindestens [(cid:133)] (*) Mio. Nm3 pro Jahr und Elkraft zur Abnahme von mindestens [(cid:133)] (*) Mio. Nm3 pro Jahr verpflich- tet. (17) Der Erdgaspreis ist [(cid:133)] (*). (18) Die Vertr(cid:228)ge enthalten eine Klausel, in der [(cid:133)] (*). (19) Die Vertr(cid:228)ge sind [(cid:133)] (*). (20) Das Erdgas ist f(cid:252)r den Einsatz in vier zentralen Kraftwer- ken bestimmt, die nach dem Prinzip der Kraft-W(cid:228)rme- Kopplung arbeiten und zum Teil durch die d(cid:228)nische (cid:132)KWK-Garantie(cid:147) gesch(cid:252)tzt sind, der zufolge die d(cid:228)ni- schen Verteilerunternehmen verpflichtet sind, die von diesen Anlagen nach dem Prinzip der Kraft-W(cid:228)rme- Kopplung erzeugte Elektrizit(cid:228)t zu kostendeckenden Prei- sen aufzukaufen, wenn diese Elektrizit(cid:228)t auf einem freien Markt nicht ohne Verluste verkauft werden kann. Diese Garantie ist von der Kommission gepr(cid:252)ft und in bezug auf die Bestimmungen des EG-Vertrags (cid:252)ber staatliche Beihilfen gebilligt worden (vgl. Fu(cid:223)note 2). Sie ist ferner in bezug auf die Bestimmungen der Richtlinie analysiert in einer vorl(cid:228)ufigen worden, und die Kommission ist (2) Staatliche Beihilfe Nr. N 305/96 (cid:151) D(cid:228)nemark (cid:151) Ma(cid:223)nahmen zugunsten zentraler Elektrizit(cid:228)tswerke. (*) Gesch(cid:228)ftsgeheimnis. 11. 12. 1999 DE Amtsblatt der Europ(cid:228)ischen Gemeinschaften L 319/49 Bewertung zu dem Ergebnis gekommen, da(cid:223) das Verfah- ren mit der Richtlinie im Einklang steht. Diese Bewer- tung wurde dem Umwelt- und Energieministerium (cid:252)ber- mittelt (3). (21) Die (cid:132)KWK-Garantie(cid:147) gilt bis 2006 f(cid:252)r drei der Anlagen, H. C. (cid:216)rstedsv(cid:230)rket, Svanemłllev(cid:230)rket und Avedł- rev(cid:230)rkets Blok 2; der gr(cid:246)(cid:223)te Teil der Elektrizit(cid:228)tserzeu- gung w(cid:228)re durch diese Garantie abgedeckt, da diese Elek- trizit(cid:228)t nach dem Prinzip der Kraft-W(cid:228)rme-Kopplung erzeugt wird. Deshalb erwartet die d(cid:228)nische Regierung vor 2006 keinerlei Schwierigkeiten in bezug auf die f(cid:252)r diese Anlagen abgeschlossenen Take-or-pay-Vertr(cid:228)ge, weil die (cid:132)KWK-Garantie(cid:147) gew(cid:228)hrleistet, da(cid:223) die nach dem Prinzip der Kraft-W(cid:228)rme-Kopplung erzeugte Elektri- zit(cid:228)t zu Preisen abgesetzt werden kann, durch die die Produktionskosten gedeckt werden. Was die letzte Anlage, Sk(cid:230)rb(cid:230)kv(cid:230)rket, betrifft, so werden voraussicht- lich nur 30 % der Elektrizit(cid:228)tserzeugung von der (cid:132)KWK- Garantie(cid:147) gedeckt, und f(cid:252)r diese Anlage k(cid:246)nnten sich (cid:151) je nach der Entwicklung der Marktpreise f(cid:252)r Erdgas im Vergleich zu den in den Vertr(cid:228)gen festgesetzten Preisen (cid:151) aufgrund der Take-or-pay-Vertr(cid:228)ge (cid:252)ber Erdgasliefe- rungen Probleme ergeben. Umfang der gestrandeten Kosten (22) Die d(cid:228)nische Regierung hat die Kosten der auf den drei Take-or-pay-Vertr(cid:228)gen beruhenden Verpflichtung mit 8,9 Mrd. DKK angesetzt; dies entspricht dem Wert des f(cid:252)r die Elektrizit(cid:228)tserzeugung bestimmten Erdgases, das nicht von der (cid:132)KWK-Garantie(cid:147) gedeckt ist; diese Berech- nung basiert auf der Annahme, da(cid:223) der Erdgaspreis stabil bleibt. Bei der Berechnung dieses Wertes wurde von der Grundvoraussetzung ausgegangen, da(cid:223) der Preis f(cid:252)r Elek- trizit(cid:228)t auf Null absinkt. (23) Die Regierung nimmt allerdings an, da(cid:223) es realistischer ist, davon auszugehen, da(cid:223) der Marktpreis f(cid:252)r Strom von gegenw(cid:228)rtig 0,12 DKK pro kWh (dem derzeitigen Preis beim Nordischen Elektrizit(cid:228)tspool, gem(cid:228)(cid:223) den von der d(cid:228)nischen Regierung in ihrem Schreiben vom 16. Okto- ber 1998 vorgelegten Angaben) auf 0,15 DKK pro kWh im Jahre 2000 ansteigen wird. Danach wird [(cid:133)] (*). (24) Auf der Grundlage der obengenannten Annahme, da(cid:223) die Marktpreise f(cid:252)r Elektrizit(cid:228)t und Erdgas steigen wer- den, sch(cid:228)tzt die Regierung die infolge der Take-or-pay- Vertr(cid:228)ge zu erwartenden gestrandeten Kosten f(cid:252)r den Zeitraum 1999(cid:151)2020 auf insgesamt 993 Millionen DKK. Verfahren zur Deckung der Kosten (25) Die Regierung erw(cid:228)gt, den Unternehmen der Elektrizi- t(cid:228)tswirtschaft zu erlauben, einen Aufschlag auf den Stromverbrauch zu erheben. Diese Abgabe soll vom End- verbraucher entrichtet werden. Der Betrag soll ex-post (3) Schreiben der GD XVII der Kommission vom 31. Oktober 1997 an das Umwelt- und Energieministerium. berechnet werden und darf nur tats(cid:228)chlich aufgetretene Verluste decken. Im Falle einer (cid:220)berkompensation sind die (cid:220)bersch(cid:252)sse an die Verbraucher zur(cid:252)ckzuzahlen. Die Unternehmen m(cid:252)ssen f(cid:252)r die Aufschlagsmittel getrennte Konten f(cid:252)hren, um Quersubventionen zu vermeiden und Transparenz zu gew(cid:228)hrleisten. Der Betrag wird auf den Stromrechnungen der Verbraucher separat ausgewiesen. 4. 3 Schlie(cid:223)ungen von Kraftwerken Die Verpflichtung (26) Die d(cid:228)nischen Elektrizit(cid:228)tserzeugungsunternehmen durf- ten bisher f(cid:252)r bei einer sp(cid:228)teren Stillegung und einem sp(cid:228)teren R(cid:252)ckbau von Anlagen auftretende Kosten keine R(cid:252)cklagen bilden. Die Mittel f(cid:252)r den R(cid:252)ckbau wurden bei Bedarf (cid:252)ber die Stromtarife erhoben, die erforder- lichenfalls angehoben werden konnten, um solche Kosten zu decken. (27) Auf einem nicht wettbewerbsgepr(cid:228)gten Markt hat dies f(cid:252)r die Elektrizit(cid:228)tserzeugungsunternehmen keine Pro- bleme aufgeworfen, weil die Kosten letzten Endes an die Endverbraucher weitergegeben wurden. Auf einem wett- bewerbsgepr(cid:228)gten Markt, auf dem die Kunden keine abh(cid:228)ngigen Kunden mehr sind, wird es unter Umst(cid:228)nden nicht mehr m(cid:246)glich sein, diese Kosten auf die Verbrau- cher umzuw(cid:228)lzen. (28) Die d(cid:228)nische Regierung hat notifiziert, da(cid:223) in dem Zeit- raum 1999(cid:151)2025 voraussichtlich 30 Kraftwerksbl(cid:246)cke stillgelegt und dem R(cid:252)ckbau unterzogen werden sollen, und da(cid:223) sechs Bl(cid:246)cke vor kurzem stillgelegt wurden und gegenw(cid:228)rtig dem R(cid:252)ckbau unterzogen werden. Die nor- male Nutzungsdauer einer Elektrizit(cid:228)tserzeugungsanlage liegt bei etwa 30 Jahren. In einigen F(cid:228)llen sind Stillegung und R(cid:252)ckbau aus Umweltschutzgr(cid:252)nden von der Ener- gieagentur angeordnet worden. Gem(cid:228)(cid:223) Artikel 5 Ab- satz 1 des Elektrizit(cid:228)tsversorgungsgesetzes kann der R(cid:252)ckbau erst stattfinden, wenn eine Genehmigung von seiten der Energieagentur vorliegt. Umfang der gestrandeten Kosten (29) Die Regierung hat gesch(cid:228)tzt, da(cid:223) die Kosten f(cid:252)r die Still- legung pro Kraftwerksblock je nach Gr(cid:246)(cid:223)e der Anlage zwischen 100 Mio. DKK und 170 Mio. DKK liegen wer- den. Die Kosten f(cid:252)r den R(cid:252)ckbau einer 1996 geschlosse- nen Anlage mit einer Kapazit(cid:228)t von 137 MW (Nordjyl- landsv(cid:230)rket Blok 1) werden auf 87 Mio. DKK gesch(cid:228)tzt. Der d(cid:228)nischen Notifizierung zufolge liegen diese Kosten jedoch unter dem normalen Kostenniveau, weil ein Teil des Blocks erhalten bleiben und im Zusammenwirken mit den anderen Bl(cid:246)cken des Kraftwerkes weiterhin genutzt werden soll. (30) Nach Verabschiedung des neuen Elektrizit(cid:228)tsgesetzes (er- wartet w(cid:228)hrend 1999) werden die Unternehmen der Elektrizit(cid:228)tswirtschaft in der Lage sein, Vorkehrungen zu treffen, um solche Kosten zu decken. Deshalb hat die Regierung nur Kosten f(cid:252)r solche Elektrizit(cid:228)tserzeugungs- L 319/50 DE Amtsblatt der Europ(cid:228)ischen Gemeinschaften 11. 12. 1999 anlagen notfiziert, f(cid:252)r die eine Genehmigung zum R(cid:252)ck- bau bereits vorliegt oder voraussichtlich im Zeitraum vom 1. Januar 1998 bis zum 31. Dezember 2007 erteilt werden wird. Unternehmen, deren Anlagen voraussicht- lich nach jenem Zeitpunkt geschlossen werden sollen, werden sich bis dahin gen(cid:246)tigt sehen, geeignete Vorkeh- rungen im Hinblick auf den sp(cid:228)teren R(cid:252)ckbau zu treffen. Die Regelung zum Ausgleich der gestrandeten Kosten soll diejenigen Anlagen finanzieren bzw. zur Finanzie- rung derjenigen Anlagen beitragen, die vor jenem Zeit- punkt geschlossen werden sollen. Bisher sind zur Dek- kung der Kosten f(cid:252)r den R(cid:252)ckbau dieser Anlagen noch keine Vorkehrungen getroffen worden, und es bleibt nicht mehr genug Zeit, um vor der Stillegung geeignete Ma(cid:223)nahmen einzuleiten. Insgesamt sind 21 Bl(cid:246)cke und 6 Anlagen betroffen, die gegenw(cid:228)rtig dem R(cid:252)ckbau unterzogen werden. (31) Die Regierung sch(cid:228)tzt die gestrandeten Kosten insgesamt auf 2,750 Mio. DKK. Dieser Betrag verteilt sich wie folgt: (cid:151) Sj(cid:230)llandske Kraftwerke (Teil des Elkraft-Gebiets): 800 Mio. DKK f(cid:252)r 8 Kraftwerksbl(cid:246)cke, (cid:151) Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen (Teil des Elkraft-Ge- biets): 600 Mio. DKK f(cid:252)r 6 Kraftwerksbl(cid:246)cke, (cid:151) Elsam: 1,350 Mio. DKK f(cid:252)r 7 Kraftwerksbl(cid:246)cke sowie 6 im R(cid:252)ckbau befindliche Anlagen. (32) Die Regierung beabsichtigt f(cid:252)r Kraftwerksbl(cid:246)cke, f(cid:252)r die Januar 2001 eine bei der Energieagentur bis zum 1. R(cid:252)ckbaugenehmigung beantragt wird, eine Beihilfe von bis zu 170 Mio. DKK pro Block zu gew(cid:228)hren. F(cid:252)r Antr(cid:228)ge, die nach diesem Termin eingereicht werden, soll der Beihilfeh(cid:246)chstbetrag gek(cid:252)rzt werden. Der H(cid:246)chstbetrag soll im Jahre 2002 bei 102 Mio. DKK lie- gen und danach jedes Jahr um 17 Mio. DKK gek(cid:252)rzt werden. Mit dem R(cid:252)ckbau mu(cid:223) sp(cid:228)testens ein Jahr nach Erteilung der Genehmigung begonnen werden. (33) Die d(cid:228)nische Regierung hat ausgerechnet, da(cid:223) die Gesamtkosten der Beihilferegelung bei 2 300 Mio. DKK liegen werden. Verfahren zur Deckung der Kosten (34) Die Regierung erw(cid:228)gt, zwei separate Regelungen zur Finanzierung der Beihilfen einzuf(cid:252)hren, eine f(cid:252)r Elsam, die andere f(cid:252)r Elkraft. Diesen soll erlaubt werden, auf die verbrauchte Elektrizit(cid:228)t einen Aufschlag zu erheben, und zwar (cid:252)ber eine von den Endverbrauchern in dem jeweili- gen Gebiet zu leistende Sonderabgabe. Das hei(cid:223)t, da(cid:223) sowohl die Verbraucher des von Elsam bzw. Elkraft erzeugten Stroms als auch die Verbraucher von Elektrizi- t(cid:228)t, die (cid:252)ber mit Dritten abgeschlossene Vertr(cid:228)ge bezo- gen wird, an der Deckung der Kosten beteiligt werden. (35) Im Falle einer (cid:220)berkompensation sind die (cid:220)bersch(cid:252)sse an die Verbraucher zur(cid:252)ckzuzahlen. Die Unternehmen m(cid:252)ssen f(cid:252)r die Aufschlagsmittel getrennte Konten f(cid:252)h- ren, um Quersubventionen zu vermeiden und Trans- parenz zu gew(cid:228)hrleisten. Der Betrag wird auf den Strom- rechnungen der Verbraucher separat ausgewiesen. 4. 4 Pensionsverpflichtungen Die Verpflichtung (36) Kommunale Elektrizit(cid:228)tsversorgungsunternehmen be- sch(cid:228)ftigen traditionell einen gro(cid:223)en Teil ihrer Mitarbeiter im Beamtenverh(cid:228)ltnis. Die kommunalen Unternehmen sind arbeitsrechtlich verpflichtet, an im Ruhestand befindliche Mitarbeiter regelm(cid:228)(cid:223)ige Pensionszahlungen zu leisten. Bisher sind f(cid:252)r aktuelle und k(cid:252)nftige Pensions- zahlungen keine R(cid:252)cklagen gebildet worden. Die Mittel wurden bei Bedarf (cid:252)ber den Strompreis erhoben, der erforderlichenfalls angehoben werden konnte, um solche Kosten zu decken. (37) Seit 1. Januar 1997 werden neue Mitarbeiter auf Ver- tragsbasis besch(cid:228)ftigt, und die Elektrizit(cid:228)tsversorgungs- unternehmen entrichten w(cid:228)hrend der gesamten Besch(cid:228)f- tigungsdauer Rentenversicherungsbeitr(cid:228)ge. Die Umstel- lung von der Besch(cid:228)ftigung von Beamten auf die Besch(cid:228)ftigung von Mitarbeitern auf Vertragsbasis bedeu- tet, da(cid:223) die kommunalen Versorgungsunternehmen f(cid:252)r eine Reihe von Jahren sowohl die Pensionsbeitr(cid:228)ge f(cid:252)r die derzeitigen Besch(cid:228)ftigten als auch die Pensionen f(cid:252)r die Pension(cid:228)re werden (cid:252)bernehmen m(cid:252)ssen, f(cid:252)r die keine R(cid:252)cklagen vorhanden sind. (38) Die d(cid:228)nische Regierung geht davon aus, da(cid:223) dies nur f(cid:252)r die Elektrizit(cid:228)tserzeugungsunternehmen Probleme auf- werfen wird, da die Verteilerunternehmen auch weiterhin in ihrem Vertriebsgebiet ein Versorgungsmonopol haben werden und folglich stets in der Lage sein werden, ihre Kosten zu decken, indem sie Mittel f(cid:252)r die Pensionszah- lungen auf die Verteilertarife aufschlagen. Nur ein Elektri- zit(cid:228)tserzeugungsunternehmen, das auch als Verteiler- unternehmen t(cid:228)tig ist, Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen, wird eine (cid:220)bergangsregelung ben(cid:246)tigen. Dieses Unter- nehmen hat seit dem 1. Januar 1997, also seit einem Zeitpunkt vor Inkrafttreten der Richtlinie, keine neuen Mitarbeiter im Beamtenverh(cid:228)ltnis eingestellt. Umfang der gestrandeten Kosten (39) Assurandłrgruppen ((cid:132)Die Gruppe der Versicherer(cid:147)) hat ausgerechnet, da(cid:223) der Kapitalwert der Pensionsverpflich- tung f(cid:252)r Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen (Ende 1997) bei 600(cid:151)700 Mio. DKK liegt, je nachdem, in welchem Alter die betroffenen Mitarbeiter in den Ruhestand treten. (40) Im Hinblick auf k(cid:252)nftige Pensionsanspr(cid:252)che f(cid:252)r Mitarbei- ter mit Beamtenstatus wird Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen zur Deckung dieser Kosten Pensionsbeitr(cid:228)ge entrichten, die 15 % der Geh(cid:228)lter entsprechen. Verfahren zur Deckung der Kosten (41) Die Regierung erw(cid:228)gt eine (cid:220)bergangsregelung, der zufolge Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen f(cid:252)r einen Zeitraum 11. 12. 1999 DE Amtsblatt der Europ(cid:228)ischen Gemeinschaften L 319/51 von 10 Jahren das Recht erh(cid:228)lt, von den Elektrizit(cid:228)tsver- brauchern 700 Mio. DKK einzutreiben. Die Notifizierung enth(cid:228)lt keine n(cid:228)here Beschreibung dieser Regelung. Elektrizit(cid:228)tsindustrie des betreffenden Mitglied- staates ber(cid:252)cksichtigen. (42) Im Falle einer (cid:220)berkompensation sind die (cid:220)bersch(cid:252)sse an die Verbraucher zur(cid:252)ckzuzahlen. Die Unternehmen m(cid:252)ssen f(cid:252)r die Aufschlagsmittel getrennte Konten f(cid:252)h- ren, um Quersubventionen zu vermeiden und Trans- parenz zu gew(cid:228)hrleisten. Der Betrag wird auf den Strom- rechnungen der Verbraucher separat ausgewiesen. II. RECHTLICHE W(cid:220)RDIGUNG 1 Rechtsgrundlage: Artikel 24 der Richtlinie 96/92/EG (43) In der d(cid:228)nischen Notifizierung wird ausdr(cid:252)cklich eine (cid:220)bergangsregelung gem(cid:228)(cid:223) Artikel 24 der Richtlinie 96/92/EG beantragt. 2 Die Anforderungen des Artikels 24 (44) Nach Artikel 24 Absatz 1 und 2 der Richtlinie 96/92/EG mu(cid:223) die Kommission, gest(cid:252)tzt auf den EG-Vertrag, bei der Pr(cid:252)fung von Antr(cid:228)gen auf (cid:220)bergangsregelungen nach folgenden Kriterien vorgehen: A. Bestimmungen hinsichtlich der Art der Verpflichtungen bzw. der Betriebsgarantien: 1. Es mu(cid:223) nachgewiesen werden, da(cid:223) eine Ver- pflichtung oder Betriebsgarantie besteht. 2. Die Verpflichtung oder Betriebsgarantie mu(cid:223) vor dem 20. Februar 1997 auferlegt bzw. erteilt wor- den sein. 3. Es mu(cid:223) ein Kausalzusammenhang zwischen dem Inkrafttreten der Richtlinie und der Nichterf(cid:252)ll- barkeit der Verpflichtung nachgewiesen werden. B. Bestimmungen hinsichtlich der Ma(cid:223)nahmen, die vor- geschlagen wurden, um die betreffenden Ziele zu verwirk- lichen: 1. Bei den Ma(cid:223)nahmen der (cid:220)bergangsregelungen mu(cid:223) es sich um Ausnahmeregelungen zu den Kapiteln IV, VI und VII der Richtlinie 96/92/EG handeln. 2. Die (cid:220)bergangsregelung mu(cid:223) zeitlich begrenzt und an das Auslaufen der jeweiligen Verpflich- tungen bzw. Betriebsgarantien gebunden sein. 3. Die (cid:220)bergangsregelung mu(cid:223) die am wenigsten restriktiven Ma(cid:223)nahmen anwenden, die zur Ver- jeweiligen Ziele, die an sich wirklichung der gerechtfertigt vern(cid:252)nftigerweise erforderlich sind. Wenn sie (cid:252)ber diese Fragen entscheidet, mu(cid:223) die Kommission unter anderem die Dimension des betreffenden Systems, den Verbundgrad des Systems und die Struktur der sein m(cid:252)ssen, 3 Bewertung der Notifizierung (45) Im vorliegenden Fall, also in bezug auf die (cid:220)bergangs- regelung in der notifizierten Form, er(cid:252)brigt es sich, fest- zustellen, ob die Bedingungen A. 1, A. 2 und A. 3 bzw. B. 2 und B. 3 erf(cid:252)llt sind, weil es sich bei den Ma(cid:223)nahmen der betreffenden (cid:220)bergangsregelung nicht um Ausnah- meregelungen zu den Kapiteln IV, VI und VII der Richt- linie 96/92/EG handelt, so da(cid:223) die obengenannte Bedin- gung B. 1 nicht erf(cid:252)llt ist. (46) Artikel 24 Abs(cid:228)tze 1 und 2 der Richtlinie 96/92/EG haben folgenden Wortlaut: (cid:132)(1) Mitgliedstaaten, in denen aufgrund der Bestim- mungen dieser Richtlinie vor Inkrafttreten dieser Richt- linie auferlegte Verpflichtungen oder erteilte Betriebs- garantien m(cid:246)glicherweise nicht erf(cid:252)llt werden, k(cid:246)nnen eine (cid:220)bergangsregelung beantragen, die ihnen von der Kommission unter anderem unter Ber(cid:252)cksichtigung der Dimension des betreffenden Systems, des Verbundgrads des Systems und der Struktur seiner Elektrizit(cid:228)tsindustrie gew(cid:228)hrt werden kann. Vor einer entsprechenden Ent- scheidung unterrichtet die Kommission die Mitgliedstaa- ten unter Wahrung der Vertraulichkeit (cid:252)ber diese Antr(cid:228)ge. Die Entscheidung wird im Amtsblatt der Europ(cid:228)i- schen Gemeinschaften ver(cid:246)ffentlicht. (2) Diese (cid:220)bergangsregelung ist zeitlich begrenzt und an das Auslaufen der in Absatz 1 genannten Verpflich- tungen oder Garantien gebunden. Die (cid:220)bergangsregelung kann Ausnahmeregelungen zu den Kapiteln IV, VI und VII enthalten. Die Antr(cid:228)ge auf Anwendung einer (cid:220)ber- gangsregelung m(cid:252)ssen bei der Kommission sp(cid:228)testens ein Jahr nach Inkrafttreten dieser Richtlinie eingereicht werden. (cid:147) (47) Hieraus geht deutlich hervor, da(cid:223) eine (cid:220)bergangsrege- lung gem(cid:228)(cid:223) Artikel 24 der Richtlinie 96/92/EG nur dann vorliegt, wenn die von dem betreffenden Mitgliedstaat gew(cid:228)hlte Regelung eine Ausnahmeregelung zu den Bestimmungen der Kapitel IV, VI und VII der genannten Richtlinie darstellt. (48) Dementsprechend kann eine reine Kompensationsrege- lung, also ein System von Geb(cid:252)hren oder Abgaben, die ein Mitgliedstaat erhebt, um durch die Anwendung der Richtlinie aufgetretene gestrandete Kosten auszugleichen, nicht als (cid:220)bergangsregelung gem(cid:228)(cid:223) Artikel 24 der Richt- linie 96/92/EG eingestuft werden. F(cid:252)r die Einf(cid:252)hrung einer solchen Abgabe ist eine Ausnahmeregelung zu den obengenannten Kapiteln der Richtlinie nicht erforderlich. (49) Die Tatsache, da(cid:223) Ma(cid:223)nahmen wie die in diesem Falle zu erw(cid:228)genden innerhalb des Elektrizit(cid:228)tsbinnenmarktes zu betr(cid:228)chtlichen Wettbewerbsverzerrungen f(cid:252)hren k(cid:246)n- nen, bleibt von diesem Ergebnis unber(cid:252)hrt. Der Kommis- sion ist also bewu(cid:223)t, da(cid:223) die Entrichtung solcher Abga- L 319/52 DE Amtsblatt der Europ(cid:228)ischen Gemeinschaften 11. 12. 1999 ben wirtschaftliche Folgen haben kann, die denen einer v(cid:246)lligen oder partiellen Ausnahmeregelung zu einigen der in den Kapiteln IV, VI und VII der Richtlinie 96/92/EG enthaltenen Verpflichtungen im wesentlichen entsprechen. Es liegt jedoch in der Natur solcher Wett- bewerbsverzerrungen, da(cid:223) sie nicht aus spezifischen Aus- nahmeregelungen wie den in der Richtlinie genannten resultieren. Bei der Leistung von Ausgleichszahlungen an bestimmte Elektrizit(cid:228)tserzeuger, deren Finanzierung (cid:252)ber eine von den Verbrauchern einzuhebende Abgabe oder Geb(cid:252)hr erfolgt, handelt es sich also um eine Ma(cid:223)nahme, die nicht unmittelbar Gegenstand der Richtlinie ist, die jedoch gem(cid:228)(cid:223) Artikel 87 Absatz 3 Buchstabe c) EG-Ver- trag gepr(cid:252)ft werden mu(cid:223). Bei dieser Hypothese wird davon ausgegangen, da(cid:223) Ma(cid:223)nahmen (cid:228)hnlicher (cid:246)ko- nomischer Wirkung in koh(cid:228)renter Weise behandelt wer- den, unabh(cid:228)ngig von dem im jeweiligen Einzelfall ange- wendeten Verfahren. Unternehmen der d(cid:228)nischen Elektrizit(cid:228)tswirtschaft in bezug auf Take-or-pay-Vertr(cid:228)ge (cid:252)ber Erdgaslieferungen, die Schlie(cid:223)ungen von Kraftwerken sowie Pensionsverpflichtungen eingegangenen Verpflichtungen. Artikel 2 Die von der d(cid:228)nischen Regierung notifizierte (cid:220)bergangsrege- lung enth(cid:228)lt keine Ma(cid:223)nahmen, die Ausnahmeregelungen zu den Kapiteln IV, VI oder VII der Richtlinie 96/92/EG darstellen w(cid:252)rden. Artikel 24 der Richtlinie ist folglich auf die von der d(cid:228)nischen Regierung notifizierte (cid:220)bergangsregelung nicht anwendbar. (50) Da Artikel 24 der Richtlinie 96/92/EG nicht anwendbar ist, er(cid:252)brigt sich die Pr(cid:252)fung in bezug auf die anderen obengenannten Bedingungen 2. und 3. (cid:151) Artikel 3 Diese Entscheidung ist an das K(cid:246)nigreich D(cid:228)nemark gerichtet. HAT FOLGENDE ENTSCHEIDUNG ERLASSEN: Br(cid:252)ssel, den 8. Juli 1999. Artikel 1 Die von der d(cid:228)nischen Regierung mit Schreiben vom 19. Februar 1998 notifizierte (cid:220)bergangsregelung betrifft die von F(cid:252)r die Kommission Christos PAPOUTSIS Mitglied der Kommission


title: Dohoda naposledy zmenená a doplnená Dohodou týkajúcou sa vedeckej a technickej spolupráce medzi Európskym spoločenstvom a Austráliou

eurovoc_concepts:
Australia
cooperation agreement (EU)
revision of an agreement
scientific cooperation
scientific research
technical cooperation

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text: 80 SK Úradný vestník Európskej únie 11/zv. 32 21999A0728(01) 28. 7. 1999 ÚRADNÝ VESTNÍK EURÓPSKYCH SPOLOČENSTIEV L 195/32 naposledy zmenená a doplnená Dohodou týkajúcou sa vedeckej a technickej spolupráce medzi Európskym spoločenstvom a Austráliou DOHODA RADA EURÓPSKEJ ÚNIE v mene Európskeho spoločenstva na jednej strane a VLÁDY AUSTRÁLIE na strane druhej, so zreteľom na Dohodu týkajúcu sa vedeckej a technickej spolupráce medzi Európskym spoločenstvom a Austráliou, ktorá nadobudla platnosť 25. júla 1994, keďže obidve strany vyjadrili želanie rozšíriť obsah dohody a tým zmenili dohodu v súlade s článkom 11 ods. 2; keďže rozhovory o tejto dohode sa úspešne zavŕšili, SA DOHODLI TAKTO: Článok 1 Text článku 4 ods. 2 Dohody týkajúcej sa vedeckej a technickej spolupráce medzi Európskym spoločenstvom a Austráliou sa nahrádza týmto: „2. Na účely tejto dohody sú oblasti spolupráce definované takto: Pre spoločenstvo môžu zahŕňať celý výskumný a technologický rozvoj a demonštračné činnosti zahrnuté v článku 130 písm. g) bode a) (1) a článku 130 písm. g) bode d) (2) Zmluvy o založení Európskeho spoločenstva, s ohľadom na siete medzi infraštruktúrnymi operátormi a výskumnými projektmi, ktorých sa to týka. Pre Austráliu môžu zahŕňať akékoľvek vedecké a technologické aktivity založené a uskutočňované vládou Austrálie, štátnou vládou a teritóriami, mimovládnymi orgánmi vrátane súkromného sektora pre výskum a podnikanie a akýmikoľvek medzinárodnými subjektmi. Austrália oznámi spoločenstvu diplomatickou cestou uplatniteľnosť tejto dohody pre štáty a teritóriá. (1) Vykonanie výskumu, technolgického rozvoja a demonštračných programov sa uskutoční prostredníctvom spolupráce medzi podnikmi, výskumnými centrami a univerzitami. (2) Podpora praxe a mobility výskumníkov v spoločenstve. “ Táto dohoda nadobúda platnosť dňom, ktorým si strany navzájom písomne oznámili, že ich právne požiadavky pre nadobudnutie platnosti tejto dohody boli splnené. Článok 2 Článok 3 Táto dohoda je vyhotovená v dánskom, holandskom, anglickom, fínskom, francúzskom, nemeckom, gréckom, talianskom, portugalskom, španielskom a švédskom jazyku, pričom všetky znenia sú rovnako autentické. In witness whereof the undersigned have signed this Agreement. Hecho en Bruselas, el ocho de julio de mil novecientos noventa y nueve. Udfærdiget i Bruxelles den ottende juli nitten hundrede og nioghalvfems. Geschehen zu Brüssel am achten Juli neunzehnhundertneunundneunzig. Έγινε στις Βρυξέλλες, στις οκτώ Ιουλίου χίλια εννιακόσια ενενήντα εννέα. Done at Brussels on the eighth day of July in the year one thousand nine hundred and ninety-nine. Fait à Bruxelles, le huit juillet mil neuf cent quatre-vingt dix-neuf. Fatto a Bruxelles, addì otto luglio millenovecentonovantanove. Gedaan te Brussel, de achtste juli negentienhonderd negenennegentig. Feito em Bruxelas, em oito de Julho de mil novecentos e noventa e nove. Tehty Brysselissä kahdeksantena päivänä heinäkuuta vuonna tuhatyhdeksänsataayhdeksänkymmentäyhdeksän. Som skedde i Bryssel den åttonde juli nittonhundranittionio. 11/zv. 32 SK Úradný vestník Európskej únie 81 Por la Comunidad Europea For Det Europæiske Fællesskab Für die Europäische Gemeinschaft Για την Ευρωπαϊκή Κοινότητα For the European Community Pour la Communauté européenne Per la Comunità europea Voor de Europese Gemeenschap Pela Comunidade Europeia Euroopan yhteisön puolesta På Europeiska gemenskapens vägnar Por el Gobierno de Australia På den australske regerings vegne Für die Regierung Australiens Για την Κυβέρνηση της Αυστραλίας For the Government of Australia Pour le gouvernement d’Australie Per il governo dell’Australia Voor de regering van Australië Pelo Governo da Austrália Australian hallituksen puolesta På Australiens regerings vägnar


title: Reglamento (CE) n° 1499/1999 de la Comisión, de 8 de julio de 1999, por el que se determina la medida en que pueden atenderse las solicitudes de derechos de importación presentadas de conformidad con el Reglamento (CE) n° 1081/1999, relativo a la importación de toros, vacas y novillas de determinadas razas alpinas y de montaña

eurovoc_concepts:
CCT duties
bull
cow
heifer
import
quantitative restriction

text: 9. 7. 1999 ES Diario Oficial de las Comunidades Europeas L 174/17 REGLAMENTO (CE) No 1499/1999 DE LA COMISIÓN de 8 de julio de 1999 por el que se determina la medida en que pueden atenderse las solicitudes de derechos de importación presentadas de conformidad con el Reglamento (CE) no 1081/1999, relativo a la importación de toros, vacas y novillas de determinadas razas alpinas y de montaña LA COMISIÓN DE LAS COMUNIDADES EUROPEAS, HA ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO: Visto el Tratado constitutivo de la Comunidad Europea, Artículo 1 Visto el Reglamento (CE) no 1081/1999 de la Comisión, de 26 de mayo de 1999, relativo a la apertura y el modo de gestión de contingentes arancelarios de importación de toros, vacas y novillas no destinados al matadero, de determinadas razas alpinas y de montaña, por el que se deroga el Reglamento (CE) no 1012/98 y se modifica el Reglamento (CE) no 1143/98 (1), y, en particular, su artículo 5, (1) (2) Considerando que el apartado 2 del artículo 2 del Regla- mento (CE) no 1081/1999 establece que las cantidades reservadas en los dos contingentes arancelarios a los importadores llamados tradicionales deben repartirse de forma proporcional a las importaciones efectuadas durante los treinta y seis meses anteriores al año de importación correspondiente; Considerando que la distribución de las cantidades disponibles en los dos contingentes arancelarios para los agentes económicos contemplados en el apartado 3 del artículo 2 del citado Reglamento debe efectuarse de forma proporcional a las cantidades solicitadas; que, habida cuenta de que las cantidades solicitadas superan las disponibles, procede fijar un porcentaje único de reducción, 1. Todas las solicitudes de derechos de importación presen- tadas con arreglo a lo dispuesto en el Reglamento (CE) no 1081/1999 para el número de orden 09. 0001 se satisfarán hasta las cantidades siguientes: a) 28,9603 % de las cantidades importadas según lo estable- cido en la letra a) del apartado 1 del artículo 2 del Regla- mento (CE) no 1081/1999; b) 1,2775 % de las cantidades solicitadas según lo establecido en la letra b) del apartado 1 del artículo 2 del Reglamento (CE) no 1081/1999. Todas las solicitudes de derechos de importación presen- 2. tadas con arreglo a lo dispuesto en el Reglamento (CE) no 1081/1999 para el número de orden 09. 0003 se satisfarán hasta las cantidades siguientes: a) 31,4639 % de las cantidades importadas según lo estable- cido en la letra a) del apartado 1 del artículo 2 del Regla- mento (CE) no 1081/1999; b) 1,3788 % de las cantidades solicitadas según lo establecido en la letra b) del apartado 1 del artículo 2 del Reglamento (CE) no 1081/1999. El presente Reglamento entrará en vigor el 9 de julio de 1999. Artículo 2 El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro. Hecho en Bruselas, el 8 de julio de 1999. Por la Comisión Franz FISCHLER Miembro de la Comisión (1) DO L 131 de 27. 5. 1999, p. 15


title: 1999/798/EC: Commission Decision of 8 July 1999 concerning the Danish application for a transitional regime under Article 24 of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council concerning common rules for the internal market in electricity (notified under document number C(1999) 1551/8) (Only the Danish text is authentic)

text: 11. 12. 1999 EN Official Journal of the European Communities L 319/47 COMMISSION DECISION of 8 July 1999 concerning the Danish application for a transitional regime under Article 24 of Directive 96/92/EC of the European Parliament and of the Council concerning common rules for the internal market in electricity (notified under document number C(1999) 1551/8) (Only the Danish text is authentic) (1999/798/EC) THE COMMISSION OF THE EUROPEAN COMMUNITIES, 2. Structure and development of the electricity sector in Denmark Having regard to the Treaty establishing the European Community, (4) Having regard to Directive 96/92/EC of Parliament and of concerning electricity (1), and in particular Article 24 thereof, the European the Council of 19 December 1996 in internal market common rules the for Having informed the Member States of submitted by Denmark, the application Whereas: I. FACTS 1. Procedure (1) By letter of 19 February 1998, the Danish Ministry of Environment and Energy (Miljł- og Energiministeriet) applied for a transitional regime pursuant to Article 24 of the Directive. (2) On 25 June 1998, a meeting between the Commission from the Danish Ministry of and representatives Environment and Energy was held in Brussels to discuss the application. The Ministery was asked to provide more detailed information. (3) By letter of 16 October 1998, the Ministry submitted this information. (1) OJ L 27, 30. 1. 1997, p. 20. there were 111 companies in the Danish In 1997, electricity industry. 46 of the companies are directly owned and run by municipalities, 43 are organised as consumer owned cooperatives, nine are partnerships, 11 are private stock companies. and two are foundations joint (5) The transmission network in Denmark is divided into two separate vertically integrated systems. Eltra (separate legal entity and separate management and governing board) operates a network which covers the western part of Denmark (Jutland and Funen) and is linked to the UCPTE net and Elkraft System (organised within Elkraft but has separate management) operates a network which covers the eastern part and is linked to the Nordel net. The distribution companies are responsible for the sale of electricity to the consumers, and for the planning, operation low and medium-voltage grid. and maintenance the of (6) The generation of electricity is undertaken by eight companies which are owned by the distribution companies. The generation of electricity and the sale of electricity to the distribution companies are coordinated by Elsam (in the Eltra area) and by Elkraft. three as well electricity undertakings which are (7) There are producers Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen (the municipality of Copenhagen), (cid:216)stkraft the on municipality of Randers. of Bornholm, distributors: island and the as (8) The electricity is mainly produced in combination with heat production. Coal is the predominant fuel in these plants; however, natural gas is growing in importance. Traditional power plants producing only electricity have been phased out in recent years. In addition, renewable energy sources such as biomass and wind power are becoming more important in electricity production. It is L 319/48 EN Official Journal of the European Communities 11. 12. 1999 the policy of Denmark that continue. this development should 4. The transitional regime notified by the Danish (9) Historically, Denmark has been a net importer of electricity, but since 1995 it has had a surplus which has been exported. 3. The Electricity Supply Act and the Electricity Market Directive (10) The Danish electricity market is regulated through the Electricity Supply Act (ESA), which entered into force in 1977. Since then it has undergone several amendments, but the structure remains unchanged. the same time ensuring that (11) The transition towards a more market-based system commenced with the adoption of an amendment to the ESA by Parliament in May 1996. The purpose of the amendment was to introduce competition in Denmark while at the electricity industry would have to fulfil a number of public service obligations relating to environmental protection, security of supply and consumer protection. The amendment entered into force on 1 January 1998 after the approval of certain elements of the Bill by the Commission on 3 December 1997 (State-aid procedure) (2). (12) Since 1 January 1998, distribution companies with an annual supply of electricity above 100 GWh and final consumers with an annual electricity consumption above 100 GWh per consumption site have been considered as eligible customers. The Danish electricity market is characterised by having only a few large electricity In fact, only seven consumers exceed the consumers. 100 GWh threshold and their market share equals about total consumption in Denmark. By including 5 % of distributors involved indirectly increases to about 90 % of the market. the potential market (13) Denmark has opted for negotiated third party access in the present legislation. In practice, however, Eltra and Elkraft System have introduced third party access based on published tariffs to the transmission for access networks. The distribution network is still characterised by negotiated third party access. (14) There are still a number of outstanding issues of detail to be covered by new legislation in order to fully comply with the Directive. The Danish Government is preparing these remaining inter alia, covers legislation which, issues. Government 4. 1. Introduction (15) The Danish Government has notified transitional regimes for three types of commitments: (1) Take-or-pay gas contracts (2) Closure of power plants (3) Pension obligations. 4. 2. Take-or-pay gas contracts The commitment (16) Two Danish undertakings, Elkraft AmbA and I/S Elsam have concluded three take-or-pay gas contracts with Dangas A/S. (cid:151) 1991 (cid:151) contract, which runs from 1996 until 2020 and requires Elkraft to take a minimum of [(cid:133)] (*) million Nm3 per annum, (cid:151) 1994 (cid:151) contract, which runs from 1996 until 2020 and requires Elsam to take a minimum of [(cid:133)] (*) million Nm3 per annum, (cid:151) 1995 (cid:151) contract, which runs from 2001 until 2010 and requires Elsam to take a minimum of [(cid:133)] (*) million Nm3 per annum and Elkraft to take a minimum of [(cid:133)] (*) million Nm3 per annum. (17) The gas price is [(cid:133)] (*). (18) The contracts include a clause which [(cid:133)] (*). (19) The contracts are [(cid:133)] (*). (20) The gas is destined for use at four central combined heat and power plants which are partly covered by a (cid:145)CHP guarantee(cid:146) which exists in Denmark, according to which Danish distribution companies are obliged to purchase the heat-driven electricity produced by these plants at cost-covering prices if the electricity cannot be sold without making a loss on the free market. This guarantee has been examined by the Commission and accepted in relation to the Treaty provisions on State aid (see footnote 2). It has also been analysed in relation to the provisions of the Directive, and the Commission has, (2) State aid N 305/96 (cid:151) Denmark (cid:151) Measures in favour of centralised electricity generating plants. (*) Business secret. 11. 12. 1999 EN Official Journal of the European Communities L 319/49 in a preliminary assessment, found the scheme to be compatible with the Directive. This assessment has been transmitted to the Ministry of Environment and Energy (3). losses. cover actual In cases of overcompensation the surplus will have to be paid back to the consumers. The undertakings must have the support in order to avoid cross-subsidising and ensure transparency. The amount will be indicated separately on consumers’ electricity bills. separate accounts for 2, of the bulk Blok (21) The (cid:145)CHP guarantee(cid:146) operates until 2006 and for three of the plans, H. C. (cid:216)rstedsv(cid:230)rket, Svanemłllev(cid:230)rket and Avedłrev(cid:230)rkets electricity production would be covered by the guarantee, as it is produced in combination with heat. The Danish Government therefore does not foresee any problems before 2006 regarding take-or-pay contracts for these plants, the heat-driven electricity can be sold at a price which covers the production costs. Regarding the last plant, Sk(cid:230)rb(cid:230)kv(cid:230)rket, only 30 % of the electricity production is expected to be covered by the (cid:145)CHP guarantee(cid:146) and, with respect to this plant, the gas take-or-pay contracts may pose difficulties depending on the movements of gas market prices compared to that fixed in the contracts. guarantee(cid:146) ensures (cid:145)CHP that the as Extent of stranded costs (22) The Danish Government has calculated the commitment related to the three take-or-pay commitments at DKK 8,9 billion, corresponding to the value of the natural gas destined for electricity production, which is not covered the by the (cid:145)CHP guarantee(cid:146); natural gas price will figure is calculated on the basic assumption that the electricity price would be reduced to zero. the assumption is that remain stable. This (23) The Government assumes, however, it that is more realistic that the market price of electricity would increase from the present level of DKK 0,12 per kWh (current price in Nordic electricity pool as reported by in its letter of 16 October the Danish Government 1998) to DKK 0,15 per kWh in 2000. Thereafter, the Government expects [(cid:133)] (*). (24) Under the above assumptions of increasing market the Government has prices of electricity and gas, estimated the stranded costs related to take-or-pay contracts at DKK 993 million in total over the period 1999 to 2020. Method of recovery (25) The Government is considering allowing the electricity undertakings electricity consumption. This will be levied at final consumer level. The amount will be calculated ex post and may only surcharge put on to a (3) Letter of 31 October 1997 from DG XVII of the Commission to the Ministry of Environment and Energy. 4. 3. Closures of power plants The commitment (26) (27) Electricity generating companies in Denmark have until now not been allowed to make provisions for future costs for closing and dismantling production plants. an Thus, (cid:145)as-and-when(cid:146) basis through the electricity tariffs, which could if necessary be increased to meet these costs. dismantling were met costs for on In a non-competitive market this has not therefore posed any problems for the generation companies, as the costs in the end have been passed on to the final consumers. In a competitive market where consumers are no longer captive, it may no longer be possible to pass on these costs. (28) The Danish Government are has that reported expected to be 30 production units closed and dismantled in the period 1999 to 2025 and that six production units have recently been closed and are being dismantled. The normal lifetime of a production unit is estimated at 30 years. In certain cases, the closure and dismantling has been ordered by the Energy Agency for environmental reasons. Dismantling can only take place with a licence from the Energy Agency, (see Article 5(1) of the Electricity Supply Act). Extent of stranded costs (29) The Government has estimated that the dismantling costs per production unit amount to between DKK 100 million and DKK 170 million depending on the size of the unit. The dismantling costs for a 137 MW unit closed in 1996 (Nordjyllandsv(cid:230)rket, Blok 1) have been estimated at DKK 87 million. However, according to the Danish notification, these costs are below normal costs, as part of the unit will not be dismantled, but will be used in connection with the other units of this power plant. (30) Following the adoption of the new Electricity Supply Act (expected during 1999), electricity companies will be able to make provisions such costs. The Government has therefore only notified costs for power units for which a licence for dismantling has been or is to cover L 319/50 EN Official Journal of the European Communities 11. 12. 1999 expected to be issued in the period from 1 January 1998 to 31 December 2007. Companies with plants that are expected to close after this date will be required to make adequate provision for decommissioning between now and closure. The stranded cost regime is intended to the finance, or contribute towards the financing, of plants to close before this date. For such plants, no provisions to cover costs have yet been made and insufficient time remains for adequate reserves to be built up prior to closure. In total, 21 units and six plants currently being dismantled will be covered. (31) The Government estimates the total stranded costs at DKK 2 750 million, broken down as follows: (cid:151) Sj(cid:230)llandske Kraftv(cid:230)rker (part of Elkraft area): DKK 800 million, relating to eight power units, will be indicated separately on consumers’ electricity bills. 4. 4. Pension obligations The commitment (36) Municipal undertakings operating in the electricity sector have traditionally employed a large number of staff as civil servants. Their terms of employment oblige the regular pension municipal payments to retired employees. Money has not been put aside to cover present and future costs related to pension payments. Instead the costs have been included in the price of electricity on an (cid:145)as-and-when(cid:146) basis when they occurred. undertakings to make (cid:151) Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen (part of Elkraft area): DKK 600 million, relating to six power units, (37) (cid:151) Elsam: DKK 1 350 million, relating to seven power currently being and costs of six plants units dismantled. Since 1 January 1997, new staff have been employed on a contractual basis, and the undertakings pay pension contributions throughout the period of employment. The change from hiring staff as civil servants to employment on contract implies that municipal undertakings for some years will have to pay pension contributions for to former present employees for which no provision has been made. employees as well as pensions (32) The Government envisages granting a subsidy of up to DKK 170 million per unit for which an application for a dismantling licence is submitted to the Energy Agency before 1 January 2001. The maximum subsidy will be reduced for applications after this date. In 2001, the maximum amount will be DKK 102 million and this will be reduced by DKK 17 million for each of the following years. Dismantling must commence at the latest one year after the licence has been issued. (33) The aggregated costs of the subsidy schemes have been calculated by the Danish Government at DKK 2 300 million. Method of recovery (34) The Government is considering introducing two separate schemes to finance the subsidy; one for Elsam and one for Elkraft. They will be permitted to put a surcharge on electricity consumption through a separate charge to final consumers in their area, and the costs will therefore be paid by both consumers of the electricity generated by the undertakings themselves and by consumers of electricity purchased on third party contracts. (35) In cases of overcompensation the surplus will have to be paid back to the consumers. The undertakings must have separate accounts for the support in order to avoid cross-subsidising and ensure transparency. The amount (38) The Danish Government feels that this will only pose for generating companies, as distribution problems companies will continue to have a supply monopoly in their distribution area and can therefore always cover pension costs through their distribution tariffs. Only one generating also a distributor, Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen, will need a transitional regime. The company has not hired any new staff on civil servant conditions since 1 January 1997, which was before the Directive entered into force. company, which is Extent of stranded costs (39) Assurandłrgruppen (Group of insurers) has calculated the capital value of the pension obligation for Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen to be DKK 600 to 700 million (end of 1997) depending on the assumptions of the retirement age for the employees covered by the obligation. (40) Concerning future pension rights for employees with civil servant status, Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen will pay a pension contribution equal to 15 % of salary to cover these costs. Method of recovery (41) The Government is considering a transitional regime where Kłbenhavns Belysningsv(cid:230)sen, for a period of ten 11. 12. 1999 EN Official Journal of the European Communities L 319/51 years, receives the right to collect DKK 700 million from electricity consumers. The notification does not contain any further description of how the scheme will be designed. account, amongst other things, the size of the system concerned, the level of interconnection of the system and the structure of its electricity industry. (42) In cases of overcompensation the surplus will have to be paid back to the consumers. The undertakings must have separate accounts for the support in order to avoid cross-subsidising and ensure transparency. The amount will be indicated separately on consumers’ electricity bills. (45) II. LEGAL ANALYSIS 3. Assessment of the notification it In the present case, concerning the transitional regime as notified, is not necessary to determine whether requirements A(1), (2), (3) or B(2), (3) are met, because the measures in question do not fall within the scope of derogations the Directive and thus do not meet requirement B(1) above. IV, VI and VII of from Chapters 1. Legal basis: Article 24 of Directive 96/92/EC following: (46) Article 24(1) and (2) of Directive 96/92/EC states the (43) The Danish transitional 96/92/EC. notification a explicitly regime under Article 24 of Directive applies for 2. Requirements of Article 24 (44) Article 24(1) and (2) of Directive 96/92/EC, in the light of the EC Treaty, require the following elements to be examined by the Commission when considering any application for a transitional regime. A. Requirements concerning the nature of the commitments or guarantees of operation in question (1) The existence of a commitment or guarantee of operation must be proven. (2) The commitment or guarantees of operation must have been given before 20 February 1997. (47) (3) A causal link between the entry into force of the the inability to honour Directive and the commitment must be established. (cid:145)1. Those Member States in which commitments or guarantees of operation given before the entry into force of this Directive may not be honoured on account of the provisions of this Directive may apply for a transitional regime which may be granted to them by the Commission, taking into account, amongst other things, the level of interconnection of the system and the structure of its inform the electricity industry. The Commission shall Member States of those applications before it takes a decision, taking into account respect for confidentiality. This Decision shall be published in the Official Journal of the European Communities. system concerned, size of the the 2. The transitional regime shall be of limited duration and shall be linked to expiry of the commitments or guarantees referred to in paragraph 1. The transitional regime may cover derogations from Chapters IV, VI and VII of this Directive. Applications for a transitional regime must be notified to the Commission no later than one year after the entry into force of this Directive. (cid:146) that is clear, in order therefore, It to constitute a transitional regime within the meaning of Article 24, the system chosen by the Member State must provide for a derogation from the requirements laid down by the Directive in its Chapters IV, VI or VII. B. Requirements concerning the measures proposed to achieve the objectives in question (1) The measures of the transitional regime must fall within the scope of derogation from Chapters IV, VI and VII of the Directive. (2) The transitional regime must be of limited duration and linked to the the commitments or guarantees of operation in question. expiry of (3) The transitional restrictive measures achieve themselves must be legitimate. these issues regime must apply the least reasonably necessary to in question, which In deciding on take into the Commission must the objectives (48) Thus, a pure compensation scheme, i. e. a system of charges or levies implemented by a Member State in order to compensate for stranded costs caused by the application of the Directive, cannot be regarded as a transitional regime within the meaning of Article 24 of Directive 96/92/EC. The application of such a derogation from the require levy would not abovementioned chapters of the Directive. a (49) The fact that measures such as those under consideration in this case can result in very considerable distortions of competition in the single market for electricity do not affect this conclusion. The Commission thus recognises that the payment of such levies can result in economic consequences to those resulting from a total or partial derogation from some of the substantially similar L 319/52 EN Official Journal of the European Communities 11. 12. 1999 envisaged by the Directive. The obligations contained in Chapters IV, VI or VII of Directive 96/92/EC. However, such distortions by their very nature do not result from such a specific derogation as transfer of a compensation payment to certain electricity producers, financed through a levy or charge on the consumers is, therefore, a measure which is not directly addressed by the Directive but one which needs to be examined pursuant the EC Treaty. Under these circumstances, it is understood that measures of similar economic effect will be treated in a consistent manner, regardless of the relevant procedure in each individual case. to Article 87(3)(c) of take-or-pay gas contracts, closures of power plants and pension obligations as notified by the Danish Government in its letter of 19 February 1998. Article 2 The transitional regime notified by the Danish Government contains no measures which would constitute derogations from Chapter IV, VI or VII of Directive 96/92/EC. Article 24 of the Directive is therefore not applicable to the transitional regime notified by the Danish Government. (50) In the light of the non-applicability of Article 24 of Directive 96/92/EC, is not necessary to assess the abovementioned further requirements (2) and (3), it Article 3 HAS DECIDED AS FOLLOWS: Article 1 The proposed transitional undertaken by Danish electricity undertakings regime relates to commitments regarding This decision is addressed to the Kingdom of Denmark. Done at Brussels, 8 July 1999. For the Commission Christos PAPOUTSIS Member of the Commission