Commission Decision (EU) 2015/1585 of 25 November 2014 on the aid scheme SA.33995 (2013/C) (ex 2013/NN) (implemented by Germany for the support of renewable electricity and of energy-intensive users) (notified under document C(2014) 8786) (Text with EEA relevance)

Coming into Force25 September 2015
End of Effective Date31 December 9999
Celex Number32015D1585
ELIhttp://data.europa.eu/eli/dec/2015/1585/oj
Published date25 September 2015
Date25 November 2014
Official Gazette PublicationGazzetta ufficiale dell'Unione europea, L 250, 25 settembre 2015,Diario Oficial de la Unión Europea, L 250, 25 de septiembre de 2015,Journal officiel de l'Union européenne, L 250, 25 septembre 2015
L_2015250ES.01012201.xml
25.9.2015 ES Diario Oficial de la Unión Europea L 250/122

DECISIÓN (UE) 2015/1585 DE LA COMISIÓN

de 25 de noviembre de 2014

relativa al régimen de ayudas SA.33995 (2013/C) (ex 2013/NN) [ejecutado por Alemania en apoyo a la electricidad de fuentes renovables y para grandes consumidores de energía]

[notificada con el número C(2014) 8786]

(El texto en lengua inglesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea y, en particular, su artículo 108, apartado 2, párrafo primero,

Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo y, en particular, su artículo 62, apartado 1, letra a),

Después de haber emplazado a los interesados para que presentaran sus observaciones, de conformidad con los citados artículos (1), y teniendo en cuenta dichas observaciones,

Considerando lo siguiente:

1. PROCEDIMIENTO

(1) Mediante una denuncia recibida en diciembre de 2011, la Comisión fue informada de que Alemania había ejecutado ayudas estatales en apoyo a la electricidad de fuentes renovables y para grandes consumidores de energía (en lo sucesivo denominados «GCE») mediante la limitación del recargo que sirve para financiar el apoyo a la electricidad de fuentes renovables (EEG-Umlage, en lo sucesivo denominado «recargo EEG»).
(2) Por carta de 18 de diciembre de 2013, la Comisión informó a Alemania de que había decidido incoar el procedimiento previsto en el artículo 108, apartado 2, del Tratado con respecto a estas ayudas (en lo sucesivo denominada «Decisión de incoación»).
(3) La Decisión de incoación se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea (2). La Comisión invitó a los interesados a presentar sus observaciones sobre la ayuda.
(4) La Comisión transmitió las observaciones recibidas de los interesados a Alemania, a la que se brindó la posibilidad de responder; los comentarios de Alemania fueron enviados mediantes cartas de 20 de enero y 14 de noviembre de 2014.
(5) Por carta de 22 de septiembre de 2014, Alemania renunció a su derecho, de conformidad con el artículo 342 del Tratado en relación con el artículo 3 del Reglamento (CEE) no 1/1958 (3), a que la presente Decisión fuese adoptada en lengua alemana y aceptó su adopción en lengua inglesa.

2. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA AYUDA

2.1. Ley EEG de 2012

(6) La Ley Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) de 2012 fue adoptada el 28 de julio de 2011, entró en vigor el 1 de enero de 2012 (4) y fue modificada sustancialmente por la Ley EEG de 2014 (5). El 23 de julio de 2014 (6) la Comisión aprobó el nuevo régimen de ayudas resultante de dicha modificación sustancial.
(7) En el primer nivel del sistema establecido por la Ley EEG de 2012, los gestores de redes (en la mayoría de los casos, gestores de redes de distribución, en lo sucesivo denominados «GRD») están obligados a comprar electricidad producida en su zona de red a partir de fuentes de energía renovables (en lo sucesivo denominada «electricidad FER») y a partir de gas de minería (en lo sucesivo, la «electricidad FER» y la electricidad generada a partir de gas de minería se denominarán conjuntamente «electricidad EEG»). Los precios de compra son establecidos por por ley (en lo sucesivo denominados «tarifas reguladas»). En lugar de solicitar el pago de las tarifas reguladas, los productores de electricidad EEG también tienen la posibilidad de vender su electricidad directamente en el mercado (en lo sucesivo denominada «venta directa»). En caso de que lo hagan, tienen derecho a obtener una prima de mercado del operador de red. El importe de esta prima también se fija por ley.
(8) En el segundo nivel, los operadores de red deben transferir inmediatamente la electricidad EEG a sus respectivos gestores de redes de transmisión (en lo sucesivo denominados «GRT»), de los que existen cuatro en Alemania, y quienes, a su vez, están sometidos a la obligación de compensar a los operadores de red por la totalidad de los costes resultantes de las tarifas reguladas y las primas de mercado.
(9) La Ley EEG de 2012 también establece un mecanismo de equilibrio por el cual la carga financiera derivada de la obligación de compra se distribuye entre cuatro GRT de tal forma que, en última instancia, cada GRT cubre los costes de una cantidad de electricidad que corresponde al porcentaje medio de electricidad EEG en comparación con el total de la electricidad suministrada a los consumidores finales en cada zona abastecida por cada GRT en el año natural anterior (artículo 36, Ley EEG de 2012). Este es el tercer nivel.
(10) Los GRT están obligados a vender la electricidad EEG en el mercado al contado. Pueden hacerlo por sí solos o conjuntamente. En caso de que el precio obtenido en el mercado al contado no sea suficiente para cubrir la carga financiera derivada de sus obligaciones de pago para con los operadores de red, los GRT están autorizados por ley a solicitar a los proveedores de electricidad el pago de una parte de esta carga en proporción a la cantidad de electricidad suministrada por los proveedores a sus consumidores finales. El porcentaje debe determinarse de tal modo que cada proveedor tenga los mismos costes por kWh de electricidad suministrado al consumidor final. Deben depositarse anticipos mensuales para el pago de dicho recargo. La Ley EEG de 2012 denomina expresamente esta carga que el GRT recupera de los proveedores de electricidad como «recargo EEG» [véase el artículo 37(2) de la Ley EEG de 2012]. Los cuatro GRT están obligados a indicar todos los pagos recibidos en una cuenta conjunta EEG y a hacer pública dicha cuenta [artículo 7 de la Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) (7)]. Este es el cuarto nivel.
(11) Los cuatro GRT tienen que determinar conjuntamente el recargo EEG para el año n + 1 durante el mes de octubre (artículo 3, Absatz 2, de la AusglMechV). La metodología que han de utilizar y los elementos sobre los que deben basar su cálculo se establecen en la AusglMechV y en la Ausgleichsmechanismusausführungsverordnung (AusglMechAV) (8). Estos textos legales no dejan ningún margen de apreciación a los GRT. En particular, en el artículo 3 de la AusglMechV se establece: «Artículo 3 — Recargo EEG
(1) Los GRT calcularán el recargo EEG conforme al artículo 37, apartado 2, de la Ley sobre energías renovables [es decir, la Ley EEG de 2012] de forma transparente, como:
1. la diferencia entre las previsiones de ingresos a que se refiere el apartado 3, puntos 1 y 3, para el año natural siguiente y las previsiones de gastos a que se refiere el apartado 4 para el año natural siguiente, y
2. la diferencia entre los ingresos reales a que se refiere el apartado 3 y los gastos efectivos contemplados en el apartado 4 en el momento del cálculo.
(2) El recargo EEG para el año natural siguiente deberá publicarse antes del 15 de octubre de cada año natural en el sitio web del GRT, de forma agregada, y deberá indicarse en céntimos por kilovatio-hora suministrado al consumidor; el artículo 43, apartado 3, de la Ley sobre energías renovables se aplicará en consecuencia.
(3) Los ingresos serán los siguientes:
1. ingresos procedentes de la comercialización diaria e intradiaria de conformidad con el artículo 2;
2. ingresos procedentes del recargo EEG;
2a. ingresos procedentes de pagos con arreglo al artículo 35, apartado 2, de la Ley de fuentes de energía renovables en la medida en que el equilibrio con arreglo al artículo 35, apartado 3, de la Ley sobre energías renovables presente un balance positivo para el GRT;
3. ingresos procedentes de los intereses a los que se refiere el apartado 5;
4. ingresos procedentes del equilibrio de energía para el grupo de equilibrio de la EEG;
5. ingresos de conformidad con el artículo 35, apartado 4, o el artículo 38, apartado 6, de la Ley sobre energías renovables y.
(4) Los gastos serán los siguientes:
1. tarifas reguladas garantizadas y pagos de compensación de conformidad con los artículos 16 o 35, apartado 1, de la Ley sobre energías renovables;
1a. pagos de primas con arreglo a los artículos 33g, 33i o 35, apartado 1a, de la Ley sobre energías renovables;
1b. pagos de conformidad con el artículo 35, apartado 1b, de la Ley sobre energías renovables;
2. reembolsos previstos en el apartado 6;
3. pagos de intereses a que se refiere el apartado 5;
4. gastos necesarios para la liquidación de las operaciones intradía;
5. gastos necesarios para la resolución del equilibrio de energía para el grupo de equilibrio de la EEG;
6. gastos necesarios para preparar las previsiones del día anterior e intradiarias;
7. gastos necesarios para el establecimiento y funcionamiento de un registro de instalaciones, siempre que el GRT sea obligado a gestionar dicho registro sobre la base de un decreto adoptado con arreglo al artículo 64e, número 2, de la Ley sobre energías renovables.
(5) Las diferencias entre ingresos y gastos estarán sujetas a un interés. El tipo de interés para un mes natural equivaldrá a 0,3 puntos porcentuales por encima de la media mensual del tipo de interés en el mercado interbancario del euro fijado para la contratación de dinero a un mes en primer lugar en los países que participan en la Unión Monetaria Europea (Euribor) durante un período de un mes.
(6) En caso de que existan derechos como consecuencia de discrepancias entre los pagos mensuales con arreglo al artículo 37, apartado 2, frase 3, de la Ley sobre energías renovables y la liquidación final de conformidad
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