Législation communautaire en vigueur Document 399D0797 Chapitres du répertoire où le document peut être trouvé: [ 12.30 - Électricité ] 399D0797 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) Journal officiel n° L 319 du 11/12/1999 p. 0041 - 0046 Texte: 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) (1999/797/CE) LA COMMISSION DES COMMUNAUTÉS EUROPÉENNES, vu le traité instituant la Communauté européenne, vu la directive 96/92/CE du Parlement européen et du Conseil du 19 décembre 1996 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité(1), et notamment son article 24, après avoir informé les États membres de la demande introduite par le gouvernement espagnol, considérant ce qui suit: I. LES FAITS 1. Procédure (1) Par lettre du 18 février 1998, le ministère espagnol de l'industrie de l'énergie a notifié à la Commission une demande de régime transitoire conformément à l'article 24 de la directive 96/92/CE. La demande se référait à la loi espagnole 54/1997 sur l'électricité du 27 novembre 1997, notifiée conformément à l'article 27 de la directive par lettre du 20 janvier, et notamment à deux volets de cette loi: 1) les dispositions relatives aux coûts de transition vers un système concurrentiel (Costes de Transición a la Competencia, ci-après dénommés "CTC") et 2) les dispositions relatives aux systèmes pratiqués dans les îles et hors de la péninsule Ibérique. (2) Le 3 juin 1998, les services de la Commission se sont rendus à Madrid en mission d'étude pour y rencontrer les responsables du ministère espagnol de l'industrie et de l'énergie et de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico (CNSE). (3) Par lettre du 16 octobre 1998, le ministère espagnol de l'industrie et de l'énergie a fourni un complément d'information à la Commission. (4) Par lettre du 28 janvier 1999, le gouvernement espagnol a notifié le régime transitoire (qui avait auparavant été notifié conformément à l'article 24 de la directive), avec certaines modifications, conformément à l'article 88 du traité. Cette dernière notification n'est pas l'objet de la présente décision mais est l'objet d'une procédure parallèle suivant l'article 88 du traité. 2. Secteur espagnol de l'électricité et mise en oeuvre de la directive 96/92/CE (5) L'Espagne a transposé la directive 96/92/CE au moyen de la loi 54/1997, entrée en vigueur le 1er janvier 1998. Cette loi prévoit l'accès réglementé au réseau pour tous les clients dont la consommation annuelle est supérieure à 15 GWh. Cela représente environ 30 % de la consommation totale à la fin de 1998(2). La loi et son amendement, qui est entré en vigueur le 1er janvier 1999, prévoient ensuite d'autres étapes dans l'ouverture progressive des marchés jusqu'a l'ouverture totale en 2007. (6) La loi espagnole a également instauré la fonction de gestionnaire de réseau indépendant et de gestionnaire de marché indépendant, isolés des autres compagnies d'électricité par leur statut juridique et la structure de leur actionnariat (aucun actionnaire ne peut détenir plus de 10 % des parts de ces sociétés et la somme des actionnaires qui ont des activités dans le secteur de l'électricité ne peut excéder 40 %). L'arrêté royal no 2019/1997 a désigné la SA Red Eléctrica de España (REE) comme gestionnaire de réseau et la SA Compañia Operadora del Mercado Español de Electricidad (OMEL) comme gestionnaire de marché. (7) Le gestionnaire de marché (OMEL) assure la coordination de l'offre et de la demande sur le marché au comptant. Tous les producteurs dont la production dépasse 50 MW doivent présenter des offres à titre périodique sur le marché comptant et peuvent, de même, vendre leur électricité en concluant des contrats bilatéraux. Tous les distributeurs, fournisseurs et clients éligibles peuvent être acheteurs sur le marché au comptant. Ainsi, les clients éligibles disposent actuellement de trois possibilités: 1) garder leur fournisseur/distributeur appliquant des tarifs de distribution réglementés, 2) acheter directement sur le marché au comptant et 3) acheter par contrat bilatéral avec un producteur ou un fournisseur particuliers. (8) Les principales compagnies productrices d'électricité, qui ont également des activités de distribution et d'approvisionnement, sont les groupe Endesa, la SA Iberdrola, la SA Unión Eléctrica Fenosa et la SA Hidroeléctrica del Catábrico, tous du secteur privé. 3. Régimes transitoires notifiés par le gouvernement espagnol 3.1. Introduction (9) L'Espagne a notifié deux régimes conformément à l'article 24 de la directive. 1. Régime CTC (Costes de Transición a la Compentencia) La définition du régime CTC est inscrite dans la sixième disposition transitoire de la loi espagnole 54/1997, modifiée par la loi 50/1998 du 30 décembre 1998 entrée en vigueur le 1er janvier 1999. Ce régime se fonde par les garanties données par l'État espagnol à toutes les centrales électriques au titre des arrêtés royaux 40/1994 et 1538/1987, qui déterminent les modalités de tarification de l'électricité avant la libéralisation. Dans ce régime, la couverture des coûts des centrales électriques construites en Espagne était garantie par le tarif de l'électricité calculé pour chaque centrale électrique au moyen de méthodes normalisées de calcul des coûts. La nouvelle loi no 54/1997 établit un régime transitoire appelé "Costes de Transición a la Competencia" [coûts de transition vers un système concurrentiel (CTC)], en vertu duquel les compagnies productrices reçoivent une compensation partielle pour la perte de revenus qui provient de l'écart entre le tarif de l'électricité précédement garanti et le prix attendu du marché libéralisé de l'électricité. 2. Systèmes pratiqués dans les îles et hors de la péninsule Ibérique Pour l'exploitation de ces systèmes, les sociétés Unelco (îles Canaries), GESA (Baléares) et Endesa (Ceuta et Melilla) ont recours à des dérogations spécifiques aux règles qui régissent le marché de l'électricité dans la péninsule jusqu'au 31 décembre 2000. Ces dérogations sont définies dans la quinzième disposition transitoire de la loi no 54/1997, modifiée par la dix-septième disposition additionelle de la loi 34/1998 du 7 octobre 1997 sur le secteur des hydrocarbures. Par ailleurs, la loi 54/1997 prévoit que les coûts de production et de distribution d'électricité relativement plus élevés dans ces systèmes sont redistribués sous la forme d'une redevance spécifique intégrée dans les tarifs de l'électricité et les tarifs de transport pratiqués dans la pénisule. 3.2. Modalités du régime CTC (10) Objectifs Le régime CTC vise, sur une période maximale de dix ans, à indemniser chaque producteur d'électricité espagnol pour la baisse prévue du prix de l'électricité sur le marché au comptant de gros par suite de l'introduction de la concurrence. Pour les besoins du calcul du régime CTC, on a estimé que le prix de l'électricité peut tomber jusqu'à 6 ESP/kWh. La compensation maximale calculée ex ante a été fixée à 1988 milliards d'ESP (environ 12 milliards d'euros). La majeure partie de cette somme (1693 milliards d'ESP ou 85 %) est destinée à couvrir la perte de revenus des onze sociétés productrices d'électricité par suite de la diminution des prix résultant de l'introduction de la concurrence. Une autre partie, plus modeste (295 milliards d'ESP, soit 15 %), est destinée à couvrir une prime fixe d'une ESP par kWh d'électricité produite à partir de charbon espagnol. (11) Mode de calcul La programmation des coûts de chaque installation a fait l'objet d'une évaluation distincte et indépendante dans le cadre des exercices antérieurs de fixation des tarifs. Sur la base de ces coûts, on a déterminé le temps d'exploitation annuel moyen par technologie. La "compensation technologique" est l'écart actualisé entre les coûts de production standardisés et le prix supputé du kWh sur le marché (6 ESP). Le taux d'actualisation utilisé est de 5 %. La différence obtenue représentait 2508 milliards d'ESP(3). Le montant a ensuite été réduit de 32,5 % soit 815 milliards d'ESP, pour tenir compte des éventuels gains de productivité. Le résultat de l'opération est le chiffre cité précédemment de 1693 milliards d'ESP, auquel s'ajoute 295 milliards d'ESP à titre de compensation pour la production à partir de charbon espagnol. Les coûts échoués donnent lieu à des paiements compensatoires annuels aux propriétaires de centrales. (12) Mode de compensation 50 % environ de l'ensemble de la compensation technologique CTC vont au secteur du nucléaire, 31 % aux installations thermiques classiques et 19 % au secteur hydroélectrique. Le montant maximal de la compensation est déterminé par le calcul ex ante de 1988 milliards d'ESP. La compensation annuelle effective est calculée sur la base de l'évolution réelle des prix du marché au comptant. Si le prix du marché reste plus élevé que les 6 ESP/kWh supputées, les paiements compensatoires seront réduits en conséquence. Si le prix du marché chute en deçà de 6 ESP/kWh, la compensation annuelle sera accrue, mais pas la compensation totale. En d'autres termes, la période de transition s'achèvera avant les dix années prévues, à savoir lorsque la compensation maximale aura été entièrement utilisée. (13) Mode de recouvrement Le coût du régime CTC est récupéré sur une base annuelle au moyen des tarifs réglementés et des redevances de transport. Les montants correspondants sont perçus par les distributeurs et reversés aux producteurs sous le contrôle de l'autorité de régulation (la CNSE). La modification de la loi sur l'électricité, entrée en vigueur le 1er janvier 1999, a changé les modes de compensation et de recouvrement dans la mesure où elle a introduit un élément fixe de 4,5 % dans le tarif destiné à financer les paiements compensatoires dus aux entreprises électriques. Cela prépare la possibilité d'une éventuelle titrisation des paiements compensatoires d'environ 1000 milliards par les entreprises recevantes. Cette possibilité a été introduite en échange d'une réduction du montant total des CTC d'environ 250 milliards d'ESP. Il reste une part d'environ 320 milliards d'ESP, qui sera compensée selon la méthode initialement prévue, décrite ci-dessus. Cette modification n'affecte pas les 295 milliards d'ESP destinés aux primes au charbon indigène de 1 ESP/kWh qui continueront à être financées par les tarifs. 3.3. Caractéristiques des systèmes pratiqués dans les îles et hors de la péninsule Ibérique (14) La notification ne comprend pas de demandes de dérogations spécifiques à la directive 96/92/CE. Le soutien financier, qui consiste à redistribuer les surcoûts de l'électricité dans ces systèmes isolés en les répercutant sur l'ensemble du réseau espagnol, est récupéré par une technique analogue à celle décrite dans le régime CTC. II. BASE JURIDIQUE 1 Article 24 de la directive 96/92/CE (15) Le gouvernement espagnol a notifié une demande conformément à l'article 24 de la directive 96/92/CE. La notification s'articule en deux volets qui demandent une analyse séparée: - une demande de régime transitoire au sens des paragraphes 1 et 2 de l'article 24, - une demande de dérogation pour ses petits réseaux isolés au sens du paragraphe 3 de l'article 24. 2. Régime CTC 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: "(1) Les États membres ou des engagements ou des garanties d'exploitation, accordés avant l'entrée en vigueur de la présente directive, risquent de ne pas pouvoir être honorés en raison des dispositions de la présente directive pourront demander à bénéficier d'un régime transitoire; celui-ci pourra leur être accordé par la Commission, en tenant compte, entre autres, de la taille et du niveau d'interconnexion du réseau concerné ainsi que de la structure de son industrie de l'électricité. La Commission informe les États membres de ces demandes avant de prendre une décision, dans le respect de la confidentialité. Cette décision est publiée au Journal officiel des Communautés européennes. 2. Le régime transitoire est limité dans de temps et il est lié à l'expiration des engagements ou des garanties mentionnés au paragraphe 1. Le régime transitoire peut comporter des dérogations aux chapitres IV, VI et VII de la présente directive. Les demandes de régime transitoire doivent être notifiées à la Commission au plus tard un an après l'entrée en vigueur de la présente directive." Par conséquent, au terme des paragraphes 1 et 2 de l'article 24 de la directive, la Commission est tenue d'évaluer toute une série d'éléments à la lumière des dispositions du traité, lorsqu'elle examine une demande de régime 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 être prouvée. 2) L'engagement ou les garanties d'exploitation doivent être antérieurs au 20 février 1997. 3) Il doit y avoir un lien de causalité entre l'entrée en vigueur de la directive et l'incapacité de respecter l'engagement. (18) B. Exigences concernant les mesures proposées pour atteindre les objectifs en question 1) Les mesures du régime transitoire doivent relever de dérogations aux chapitres IV, VI et VII de la directive 96/92/CE. 2) Le régime transitoire doit être limité dans le temps et lié à l'expiration des engagements ou des garanties d'exploitation en question. 3) Le régime transitoire doit appliquer les mesures les moins restrictives raisonnablement nécessaires pour atteindre les objectifs poursuivis par ce régime, qui doivent eux-mêmes être légitimes. Dans sa décision, la Commission doit tenir compte, entre autres, de la taille et du niveau d'interconnexion du réseau concerné, ainsi que de la structure de son industrie de l'électricité. 2.2.3. Évaluation du régime CTC (19) En ce qui concerne le régime CTC, il n'y a pas lieu de déterminer si les exigences visées aux points A.1, A.2 et A.3 ou B.2 et B.3 des considérants 17 et 18 sont respectées, dès lors que les mesures du régime transitoire en question ne comportent pas de dérogations aux chapitres IV, VI et VII de la directive 96/92/CE et, partant, ne répondent pas à l'exigence visée au point B.1. (20) Comme il ressort de ce qui précède, pour constituer un régime transitoire au sens de l'article 24 de la directive 96/92/CE, le système choisi par l'État membre doit comporter une dérogation aux exigences prévues par la directive dans ses chapitres IV, VI ou VII. (21) Les mesures envisagées se fondent sur un simple régime de compensation, c'est-à-dire un système de prélèvements et de charges, institué par un État membre afin de compenser des coûts échoués entraînés par l'application de la directive 96/92/CE. L'application de tels prélèvements dans le cas présent ne requiert pas de dérogation aux chapitres susmentionnés de la directive et ne peut, de ce fait, être considérée comme un régime transitoire au sens de l'article 24 de la directive. (22) Le fait que des mesures telles que celles considérées dans le cas présent peuvent donner lieu à des distorsions considérables du marché intérieur de l'électricité ne remet pas en cause cette conclusion. En effet, la Commission reconnaît que le paiement de tels prélèvements peut engendrer des conséquences économiques substantiellement similaires à celles qui résultent d'une dérogation totale ou partielle à certaines obligations contenues dans les chapitres IV, VI ou VII de la directive 96/92/CE. Néanmoins, ces distorsions, de par leur nature, ne sont pas le résultat d'une dérogation spécifique envisagée par la directive. Le transfert d'un paiement compensatoire à certains producteurs d'électricité, financé par un prélèvement ou une charge imposés aux consommateurs, est par conséquent une mesure qui n'est pas directement visée par la directive mais qu'il convient d'examiner à la lumière des règles régissant la concurrence, et notamment l'article 87, paragraphe 3, point c), du traité. Dans cette hypothèse, il est entendu que des mesures d'effet économique semblable seront traitées de manière cohérente, indépendamment de la procédure applicable dans chaque cas. (23) Toutefois, et bien que dans la notification du 18 février 1998, le gouvernement espagnol se soit lui-même interrogé sur la nécessité de demander à bénéficier d'un régime 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 régime ne relève pas de l'article 24, paragraphe 2, dès lors qu'il ne suppose pas de dérogations à la mise en oeuvre de la directive en ce qui concerne les dispositions des chapitres IV, VI et VII", le gouvernement espagnol fait valoir, dans le complément d'information communiqué à la Commission par lettre du 16 octobre 1998, que le régime espagnol des CTC constitue bel et bien une dérogation au chapitre IV, article 8, de la directive. (24) Selon les autorités espagnoles, la réglementation des prix en vigueur en Espagne avant la libéralisation (arrêté no 1583/1987) constitue une garantie d'exploitation et d'amortissement intégral pour chacune des centrales. Depuis la libéralisation, le marché fonctionne suivant un système basé sur un ordre de priorité, conformément à l'article 8 de la directive 96/92/CE, qui ne garantit pas l'appel des installations de production aux prix garantis par l'arriêté no 1583/1987. Dans sa lettre du 16 octobre 1998, le gouvernement espagnol conclut que "l'absence de ces coûts échoués (CTC) induirait un ordre de priorité différent de celui qui caractérise le marché actuel de la production basé sur la concurrence ['la ausencia de estos costes hundidos (Costes de Transición a la Competencia) daría lugar a una precedencia económica diferente a la que está resultando en el actual mercado competitivo de generación']". (25) En d'autres termes, les autorités espagnoles allèguent que l'introduction des paiements CTC permet aux bénéficiaires d'utiliser ces fonds pour vendre de l'électricité à des prix inférieurs à ceux qui seraient pratiqués en l'absence de ce régime transitoire. Cette situation engendrera elle-même une modification de l'ordre de priorité basé simplement sur des critères économiques, principe fondamental de la condition prévue à l'article 8 de la directive 96/92/CE. (26) Par conséquent, selon les autorités espagnoles, les paiements compensatoires du régime CTC placent les exploitants de centrales dans la même situation que s'ils bénéficiaient encore d'une garantie d'appel à des prix permettant l'amortissement des coûts et si l'article 8, paragraphe 2, de la directive 96/92/CE n'était pas d'application. En ce sens, le régime CTC a permis à l'Espagne d'opter pour une ouverture accélérée du marché, en réduisant en même temps les tarifs de l'électricité pour la clientèle captive, au lieu d'une ouverture différée du marché, situation qui aurait pu se produire si l'Espagne avait opté pour une dérogation au chapitre VII conformément aux dispositions de l'article 24 de la directive. (27) La Commission estime néanmoins que ce type de compensation, qui vise à "neutraliser", d'un point de vue économique et pour une période limitée, les effets de l'application des dispositions de la directive 96/92/CE, ne saurait être considéré comme une "dérogation" à la directive au sens de son article 24. Il est manifeste que le système espagnol, fondé sur un gestionnaire de marché indépendant et un marché au comptant transparent, applique et respecte les conditions établies par l'article 8 de la directive. Le régime CTC ne constitue pas une dérogation spécifique à l'article 8. En ce sens, la nature de la mesure notifiée est plus significative que son objet. Par sa nature même, la transfert d'un paiement compensatoire à certains producteurs d'électricité, financé par une charge ou une redevance imposées aux consommateurs, est une mesure qui, comme il ressort de ce qui précède, ne relève pas directement de la directive mais doit s'examiner conformément aux règles régissant la concurrence, et notamment l'article 87, paragraphe 3, point c), du traité CE. (28) Vu la non-applicabilité de l'article 24 de la directive 96/92/CE, il n'est pas nécessaire de procéder à une évaluation des autres exigences prévues aux points 2 et 3 du considérant 18. 3. Régime applicable aux systèmes pratiqués dans les îles et hors de la péninsule Ibérique 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 États membres qui, après l'entrée en vigueur de la présente directive, peuvent prouver que des problèmes importants se posent pour l'exploitation de leurs petits réseaux isolés peuvent demander à bénéficier de dérogations aux dispositions pertinentes des chapitres IV, V, VI et VII, qui pourront leur être accordées par la Commission. Celle-ci informe les États membres de ces demandes avant de prendre une décision dans le respect de la confidentialité. Cette décision est publiée au Journal officiel des Communautés européennes. Le présent paragraphe est aussi applicable au Luxembourg." (30) Conformément à cette disposition, la Commission est donc tenue de prendre en compte les éléments suivants lorsqu'elle examine une demande de régime transitoire en pareil cas. 1) En général, l'article 24, paragraphe 3, de la directive 96/92/CE s'applique uniquement aux petits réseaux isolés. Aux termes de l'article 2, point 23, de la directive, il faut entendre par "petit réseau isolé" tout réseau qui a une consommation inférieure à 2500 gigawatts par heure en 1996, et qui peut être interconnecté avec d'autres réseaux pour une quantité inférieure à 5 % de sa consommation annuelle. 2) Les États membres doivent prouver, après l'entrée en vigueur de la directive, que des problèmes importants se posent pour l'exploitation de leurs petits réseaux isolés 3) Les mesures du régime transitoire doivent relever de dérogations aux chapitres IV, V, VI et VII de la directive. 4) En statuant sur chaque demande, la Commission applique le critère de proportionnalité, en veillant à ce que la méthode proposée soit la moins restrictive raisonnablement nécessaire sur le plan des échanges commerciaux et de la concurrence pour atteindre les objectifs en question, qui doivent eux-mêmes être légitimes. 3.2. Évaluation de la demande de l'Espagne (31) Par analogie avec l'évaluation du régime CTC présentée plus haut, également valable pour le régime applicable aux systèmes pratiqués dans les îles et hors de la péninsule Ibérique, il n'est pas nécesaire de déterminer si les exigences 1, 2 et 4 du considérant 30 sont respectées, dès lors que les mesures du régime transitoire en question ne renferment pas de dérogations aux chapitres IV, VI et VII de la directive 96/92/CE et, partant, ne répondent pas à l'exigence mentionnée au point 3 de ce considérant. (32) Dans sa notification proprement dite, l'Espagne ne demande pas à bénéficier d'une dérogation précise à la directive. Dans la mesure où le régime applicable aux systèmes pratiqués dans les îles et hors de la péninsule Ibérique est constitué d'une aide financière à ces systèmes, récupérée sous la forme d'une charge ou d'une redevance sur la consommation d'électricité, les arguments évoqués plus haut s'appliquent par analogie. En conclusion, ce régime doit être examiné conformément aux règles régissant les aides d'État, et notamment l'article 87, paragraphe 3, point c), du traité. Dans cette hypothèse, comme il a été précisé au point 2.2.3, il est entendu que des mesures d'effet économique semblable seront traitées de manière cohérente, indépendamment de la procédure applicable dans chaque cas. (33) Dans l'hypothèse où une dérogation s'avérerait nécessaire à l'avenir conformément à l'article 24, paragraphe 3, de la directive 96/92/CE pour éviter une violation des chapitres IV, V, VI ou VII de la directive, en ce qui concerne les règles particulières applicables aux systèmes pratiqués dans les îles et hors de la péninsule Ibérique, le gouvernement espagnol pourra soumettre à tout moment une demande dans ce sens, le délai de demande prévu à l'article 24, paragraphe 2, ne s'appliquant pas au paragraphe 3 de ce même article. 4. Conclusion (34) La demande notifiée par l'Espagne conformément à l'article 24 de la directive 96/92/CE s'articule en deux volets. D'une part le régime CTC, évalué sur la base de l'article 24, paragraphes 1 et 2, de la directive et, d'autre part, le régime applicable aux systèmes pratiqués dans les îles et hors de la péninsule Ibérique, évalué sur la base de l'article 24, paragraphe 3, de la directive. (35) Dans les deux cas, la Commission conclut qu'il ne saurait être question d'approuver un régime transitoire conformément à l'article 24, dès lors que les mesures choisies ne constituent pas des dérogations 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 régime CTC et le régime applicable aux systèmes pratiqués dans les îles et hors de la péninsule Ibérique prévoient tous deux le transfert de paiements compensatoires à certains producteurs d'électricité, financé par un prélèvement ou une charge imposés aux consommateurs. Ces mesures ne sont pas directement visées par la directive mais doivent être examinées à la lumière des règles régissant les aides d'État, et notamment l'article 87, paragraphe 3, point c), du traité, A ARRÊTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION: Article premier La présente décision concerne la demande, présentée par le gouvernement espagnol, de bénéficier d'un régime transitoire conformément à l'article 24 de la directive 96/92/CE, notifiée à la Commission le 18 février 1998. Cette notification porte sur: a) le régime des coûts de la transition vers un système concurrentiel "Costes de Transición a la Competencia", défini dans la sixième disposition transitoire de la loi espagnole sur le secteur de l'électricité no 54/1997 du 27 novembre 1997; b) le régime applicable aux systèmes pratiqués dans les îles et hors de la pénsinsule Ibérique "Sistemas insulares y extrapeninsulares", définis dans la quinzième disposition transitoire de la loi espagnole sur le secteur de l'électricité no 54/1997 du 27 novembre 1997. Article 2 Le régime transitoire des "Costes de Transición a la Competencia", défini dans la sixième disposition transitoire de la loi espagnole sur le secteur de l'électricité no 54/1997 du 27 novembre 1997, ne contient aucune mesure susceptible de constituer des dérogations 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 à ce volet du régime transitoire notifié par le gouvernement espagnol. Article 3 Le régime transitoire applicable aux "Sistemas insulares y extrapeninsulares", tel qu'il a été notifié par le gouvernement espagnol, ne contient aucune mesure susceptible de constituer des dérogations 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 applicable à ce volet du régime transitoire notifié par les autorités espagnoles. Article 4 L'Espagne est destinataire de la présente décision. Fait à Bruxelles, le 8 juillet 1999. Par la Commission Christos PAPOUTSIS Membre de la Commission (1) JO L 27 du 30.1.1997, p. 20. (2) La directive 96/92/CE impose une ouverture minimale de marchés de 26,48 % à partir du 19 février 1999. (3) Dans la notification du 28 janvier, conformément à l'article 88 du traité, la différence initiale entre le coût de production standardisé et le prix actuel du marché s'élevait à 3074 milliards de pesetas espagnoles (ESP), montant auquel une réduction de 565 milliards d'ESP a été appliquée. Fin du document Document livré le: 21/05/2001

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