BESCHLUSS DER KOMMISSION
vom 14. August 2014
über die Ausnahme der Hellenischen Republik von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates
(Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (1), insbesondere auf Artikel 44 Absatz 1 und Artikel 48,
gestützt auf die Anträge der Hellenischen Republik vom 17. Januar 2012 und vom 5. Dezember 2003,
nachdem die Mitgliedstaaten über diesen Antrag unterrichtet wurden,
in Erwägung nachstehender Gründe:
1. VERFAHREN
(1)
Am 17. Januar 2012 hat das griechische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimawandel („YPEKA“) der Kommission gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG einen Antrag („Antrag“) auf eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG für bestimmte griechische Inseln, die nicht an das Stromnetz des griechischen Festlands angeschlossen sind (nicht angeschlossene Inseln oder „NAI“) übermittelt.
(2)
Am 12. September 2012 ersuchte die Kommission die griechische Energieregulierungsbehörde („ERB)“, zu dem Antrag Stellung zu nehmen. Die ERB kam diesem Ersuchen am 16. November 2012 nach („ERB-Stellungnahme“).
(3)
Die ERB übermittelte am 17. Dezember 2013, 23. Dezember 2013, 4. Februar 2014, 28. Februar 2014 und 17. März 2014 weitere Unterlagen zur Begründung des Antrags.
(4)
Am 14. März 2014 (sowie durch ein am 20. März 2014 verschicktes Addendum) unterrichtete die Kommission die Mitgliedstaaten über den Antrag gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG und forderte sie auf, etwaige Stellungnahmen dazu bis zum 25. März 2014 vorzulegen. Es gingen keine Stellungnahmen ein.
(5)
Mit seinem Antrag erneuerte YPEKA den Antrag, den das Entwicklungsministerium am 5. Dezember 2003 gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (2) („Erstantrag“) für eine Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2003/54/EG eingereicht hatte. Obwohl erste Schritte zur Prüfung des Erstantrags eingeleitet wurden, wurde die Ausnahme gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG weder gewährt noch abgelehnt.
2. DER VON YPEKA VORGELEGTE ANTRAG
2.1. GELTUNGSBEREICH DER BEANTRAGTEN AUSNAHME
(6)
Im Antrag wird um eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG ersucht.
(7)
Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG betrifft das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und die Ausschreibung neuer Kapazitäten. Kapitel VIII betrifft den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
2.2. DERZEITIGE ORGANISATION DES STROMNETZES AUF DEN NAI
(8)
Die griechischen Energiemärkte werden in erster Linie durch das griechische Gesetz 4001/2011 geregelt, mit dem die Richtlinie 2009/72/EG umgesetzt wurde. Das Gesetz 4001/2011 trat am 22. August 2011 in Kraft.
(9)
DEDDIE SA („DEDDIE“) ist der griechische Verteilernetzbetreiber, der zu 100 % im Eigentum des etablierten Stromerzeugers und -lieferanten Public Power Corporation („PPC“) steht, rechtlich und funktional jedoch von diesem entflochten ist. Die von DEDDIE betriebenen Netzanlagen stehen im Eigentum der PPC.
(10)
Gemäß Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011 ist DEDDIE für Ausbau, Betrieb und Instandhaltung des griechischen Stromverteilernetzes verantwortlich, das das Stromverteilernetz auf den NAI umfasst.
(11)
Darüber hinaus ist DEDDIE für den Betrieb der Stromnetze auf den NAI zuständig. Zu diesen Aufgaben gehören i) die Erstellung eines Entwicklungsplans für isolierte Kleinstnetze, einschließlich eines Programms für ihre Anbindung an andere NAI, ii) Maßnahmen zur Sicherstellung, dass die notwendigen Standorte zur Verfügung stehen für die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, für den Ausbau vorhandener Kapazitäten oder Versorgungskomponenten und für die Ausweitung des griechischen Stromverteilernetzes auf nicht an das Verbundnetz angeschlossene Inseln und auf isolierte Kleinstnetze, iii) der Abschluss von Verträgen mit den Genehmigungsinhabern für die Ein- und Ausspeisung von Strom in das bzw. aus dem Netz, für die Bereitstellung von Hilfsdiensten für die Verteilernetze der NAI, für die Vergütung der Stromerzeuger, für die Gebühren, die den mit Strom belieferten Kunden und Lieferanten in Rechnung gestellt werden, und für Sonderkonten für sonstige Einnahmen und Ausgaben, z. B. zur Vergütung von gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen.
(12)
In Artikel 137 Absatz 1 des Gesetzes 4001/2011 heißt es, dass alle Stromverbraucher als zugelassene Kunden zu betrachten sind, mit Ausnahme der Verbraucher in isolierten Kleinstnetzen, für die Artikel 139 dieses Gesetzes gilt.
(13)
Nach Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Mit Ausnahme von Fällen, in denen Strom mithilfe von erneuerbaren Energiequellen oder durch hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung oder Hybridanlagen erzeugt wird, und im Fall von Eigenerzeugern, sofern eine Ausnahme gemäß den Bestimmungen des Artikels 139 gewährt wurde, wird allein der PPC SA eine Erzeugungsgenehmigung gemäß bestimmten Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA ist für die ununterbrochene Belieferung isolierter Kleinstnetze, für die sie eine Genehmigung erhält, und für die Sicherung des langfristigen finanziellen Betriebs der Stromnetze auf diesen Inseln verantwortlich.“
(14)
Nach Artikel 134 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Unbeschadet der Bestimmungen des Artikels 139 dieses Gesetzes werden Genehmigungen für die Belieferung von isolierten Kleinstnetzen allein der PPC SA im Einklang mit den Anforderungen der Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA muss nicht zugelassene Kunden auf Antrag mit Strom beliefern.“
(15)
Nach Artikel 139 des Gesetzes 4001/2011 können Ausnahmen von den Bestimmungen des Gesetzes 4001/2011 gemäß den Bestimmungen des Artikels 44 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
(16)
In dem nach Artikel 28 des griechischen Gesetzes 3426/2005 angenommenen Ministerialerlass Nr. PD5/EL/B/F IB/12924 ist festgelegt, dass die Stromversorgung von Verbrauchern auf NAI durch jedweden Stromerzeuger eine gemeinwirtschaftliche Verpflichtung („GWV für NAI“) im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse darstellt. Aus Gründen des sozialen Zusammenhalts müssen Stromversorger auf NAI den Strom pro Verbraucherkategorie zu demselben Preis wie im griechischen Verbundnetz liefern.
(17)
Artikel 52 des griechischen Gesetzes 4001/2011 sieht vor, dass Kunden auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln Anspruch auf besondere Dienstleistungen sowohl in Bezug auf den Preis als auch in Bezug auf die Qualität und die Sicherheit der Versorgung sowie die Transparenz der Vertragsbedingungen haben. Versorger, die gemeinwirtschaftliche Leistungen für NAI erbringen, erhalten als Gegenleistung eine finanzielle Entschädigung, die anhand einer Methodik berechnet wird, die in dem ERB-Beschluss 24/2014 (3) festgelegt wurde. Diese Methodik beruht auf der Differenz zwischen den vollständigen (variablen und fixen) Produktionskosten auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln und dem vollständigen Marktpreis der Lieferanten im Verbundnetz (Grenzkosten des Netzes zuzüglich aller sonstigen Mechanismen im griechischen Verbundnetz). Die Entschädigung für die GWV für NAI wird monatlich und pro autonomes Inselnetz berechnet und unterliegt der Kontrolle durch die ERB. Die Entschädigung für die GWV für NAI wird durch eine Abgabe für alle Kunden erhoben, einschließlich der Kunden auf den NAI. (4) Der Mechanismus für die GWV für NAI wird von LAGIE verwaltet, dem staatlichen griechischen Marktbetreiber. Im Ministerialerlass D5-EL/B/F1/oik.27547 vom Dezember 2011 (5), der auf Artikel 55 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 beruht, ist geregelt, dass die GWV für NAI von allen Lieferanten angeboten werden muss, weshalb alle Lieferanten einen Anspruch auf eine Entschädigung für GWV für NAI haben.
(18)
Die Erzeugung und Lieferung von Strom auf den NAI wird in den sekundären Rechtsvorschriften detaillierter geregelt. Mit ihrem Beschluss Nr. 39/2014 vom 28. Januar 2014 hat die ERB den Kodex für das Management von Stromnetzen auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln („NAI-Kodex“) angenommen, in dem viele Fragen geregelt werden, die mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen, einschließlich der Marktöffnung, der Abrechnung und der Stromerzeugung. Der NAI-Kodex trat am Tag seiner Veröffentlichung, d. h. am 17. Februar 2014, in Kraft.
2.3. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB ISOLIERTER NETZE
(19)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für den Betrieb der isolierten griechischen Stromnetze herausgestellt:
a)
die großen Schwankungen der Stromnachfrage in den isolierten Kleinstnetzen, die durch Folgendes verschärft werden: i) durch die auf den Tourismus ausgerichtete wirtschaftliche Entwicklung der Inseln und ii) durch den vermehrten Ausbau der erneuerbaren Energien („EE“).
Diese Faktoren wirken sich sowohl auf den Lastfaktor der thermischen oder herkömmlichen Erzeugungskapazitäten als auch auf die Möglichkeit, die Kosten von Investitionen in solche Erzeugungskapazitäten zu decken, negativ aus;
b)
die großen Unterschiede bei den Wetterbedingungen auf den Inseln, die sich auf die Nachfrage auswirken und das Funktionieren der Erzeugungssysteme stören, weshalb umfangreiche Reserven notwendig sind.
(20)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Entwicklung der herkömmlichen Erzeugung in den kleinen isolierten griechischen Stromnetzen benannt:
a)
die Schwierigkeiten bzw. sogar Unmöglichkeit, geeignete Standorte für neue herkömmliche Stromerzeugungsanlagen in den isolierten Kleinstnetzen zu finden, was primär auf den Widerstand der Öffentlichkeit zurückzuführen ist;
b)
die geringe Größe der NAI, die zu großen Rückschlägen bei der langfristigen Planung für die Entwicklung der thermischen Erzeugung führt, wenn die Stromverbraucher (z. B. große Fremdenverkehrsanlagen oder Anlegestellen) unvorhergesehene Investitionen tätigen, und die Schnelligkeit und Flexibilität bei der Reaktion auf die Stromnachfrage erfordert.
c)
Die Stromnachfrage der isolierten Netze der NAI wird bis 2017 voraussichtlich um 2 % pro Jahr steigen. Obwohl der PPC bereits die Genehmigungen für die Installation der erforderlichen zusätzlichen Kapazitäten erteilt wurden und die Terminplanung für die Installation bereits vorgenommen wurde (diese soll bis 2017 die Nachfrage aller NAI sowie die notwendigen Reservemargen abdecken), konnte der Zeitplan nicht immer eingehalten werden;
d)
Die geringe Lastgröße, starke Lastschwankungen und eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien in den meisten isolierten Kleinstnetzen begrenzen die im Bereich der herkömmlichen Erzeugung verfügbaren technischen Lösungen und beschränken die Auswahlmöglichkeiten auf kleine Erzeugungsanlagen, die mit Schweröl mit geringem Schwefelgehalt oder mit Leichtöl betrieben werden.
e)
Die Verfahren für die Beschaffung neuer Stromerzeugungsanlagen sind zeitaufwendig. Zwischen der Erteilung der Genehmigung und dem Betriebsbeginn neuer Erzeugungsanlagen vergehen zweieinhalb bis drei Jahre.
f)
Die Entwicklung von Plänen für den Bau von Verbindungsleitungen zwischen dem griechischen Verbundnetz und den isolierten Kleinstnetzen auf den NAI konterkariert das Interesse an Investitionen in herkömmliche Erzeugungskapazitäten auf den NAI. Vorhaben für Verbindungsleitungen zu den Kykladen und nach Kreta sind geplant.
(21)
Infolgedessen muss regelmäßig auf Notlösungen zurückgegriffen werden, etwa auf die Anmietung mobiler dieselbetriebener Stromgeneratoren oder Gasturbinen. Notwendig werdende Einzelfallgenehmigungen für die Notstromerzeugung sind nicht wünschenswert, da sie zur unwirtschaftlichen Anmietung von Geräten statt zu ihrer Anschaffung führen. Im Antrag werden beispielhaft mehrere Fälle genannt, in denen unvorhersehbare Ereignisse eine längerfristige Nutzung mobiler Stromgeneratoren zur Folge hatten.
(22)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Marktöffnung der isolierten Stromnetze auf den NAI angeführt:
a)
Die Marktöffnung setzt die Entwicklung und die Installation spezieller Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI voraus. Diese Infrastruktur umfasst die Einrichtung von Kontrollzentren, die für Folgendes zuständig sind: i) die tägliche Planung der Erzeugung und ii) die Abrechnung in jedem isolierten Netz durch die Aufteilung der Erzeugungskosten der einzelnen isolierten Netze auf die dort tätigen Versorger.
Die dafür notwendige Infrastruktur ist kostspielig, und die Kosten werden von den Verbrauchern getragen.
b)
Wegen der GWV für NAI sind die Stromendkundenpreise für jede Verbraucherkategorie im gesamten griechischen Hoheitsgebiet gleich. Die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten müssen daher von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird.
Es wird vorgetragen, dass die große Schwankungsbreite bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Erzeugungskosten pro NAI den Marktabrechnungsmechanismus kompliziert machen würde.
(23)
Daher vertritt YPEKA die Auffassung, dass der Aufbau der notwendigen Infrastruktur für den Betrieb des Strommarkts und für die Aufsicht darüber in Verbindung mit der Marktöffnung der isolierten Netze auf den NAI mit Kosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher aus der Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(24)
Im Antrag wird kein Zeitpunkt genannt, zu dem die beantragte Ausnahme auslaufen soll.
3. STELLUNGNAHME DER ERB
3.1. GELTUNGSBEREICH DER AUSNAHME
3.1.1. Ausnahme von Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG
(25)
Nach Auffassung der ERB sollte die Ausnahme von Kapitel III gemäß Artikel 44 Absatz 1 nicht die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, die in einem isolierten Netz entwickelt werden können, betreffen, sondern nur die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden Erzeugungskapazitäten. Die bestehenden Erzeugungskapazitäten umfassen die Kraftwerke, die auf den NAI bereits in Betrieb oder im Bau befindlich sind. Jedes neue Kraftwerk, das auf diesen Inseln gebaut wird, wird als neue Erzeugungskapazität betrachtet.
(26)
Die ERB stellt fest, dass unabhängige Stromerzeuger („USE“) (d. h. andere Stromerzeuger als die PPC) in den letzten zwanzig Jahren ein starkes Interesse an der Entwicklung von Anlagen auf der Basis erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung in allen isolierten Kleinstnetzen hatten. Folglich sollte der Zugang Dritter zu den Stromnetzen aller NAI hinsichtlich des Ausbaus erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung („KWK“) nicht eingeschränkt werden.
(27)
Die ERB erklärt, dass sie sich nicht gegen die Gewährung einer Ausnahme für die Inbetriebnahme neuer konventioneller Kraftwerke ausspricht, sofern bestimmte Bedingungen erfüllt sind. In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist jedoch die Möglichkeit einer Ausnahme für neue Kapazität nicht vorgesehen.
(28)
Die ERB ist der Ansicht, dass die Kapazitätserweiterung bei bestehenden konventionellen Kraftwerken hauptsächlich einen kurzfristigen Kapazitätsmangel auf den NAI betrifft, der auf unvorhergesehene Schäden bei bestehender Kapazität oder auf Verzögerungen bei der Installation neuer Kapazität, vor allem in Zeiten hoher Nachfrage (z. B. Sommerspitzen), zurückzuführen ist. Für diese Erweiterungen gilt ein offenes Ausschreibungsverfahren gemäß Artikel 8 der Richtlinie 2009/72/EG. Ein solches Verfahren ist zeitaufwändig und eignet sich nicht für die Dringlichkeit, die in Notfällen geboten ist.
(29)
Die ERB ist damit einverstanden, dass PPC für solche Notfälle zuständig sein sollte. Wird berücksichtigt, dass PPC in der Lage ist, mobile konventionelle Anlagen von Inseln mit einem Kapazitätsüberschuss auf Inseln mit einem Kapazitätsmangel zu verbringen, könnte diese Lösung auch die wirtschaftlichste sein.
(30)
Die ERB betont, dass es bei jeder Ausnahmeregelung möglich sein muss, das geeignete Genehmigungsverfahren für Notfälle festzulegen und insbesondere, welches der in Artikel 7 der Richtlinie 2009/72/EG genannten Kriterien von den zuständigen Genehmigungsbehörden geprüft werden muss.
(31)
Nach Ansicht der ERB sollte die Ausnahme für eine begrenzte Dauer, z. B. von höchstens 10 Jahren, gewährt werden.
3.1.2. Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie
(32)
Der ERB zufolge hängt die Stromversorgung auf den NAI in der Praxis mit den GWV für NAI und mit der entsprechenden Entschädigung zusammen, da i) die Kosten der Stromerzeugung auf den NAI erheblich höher als auf dem Festland sind und ii) der griechische Staat in seinem gesamten Hoheitsgebiet einen einheitlichen Preis pro Kundenkategorie verlangt.
(33)
Im NAI-Kodex ist die Installation bestimmter Mess- und Aufzeichnungsgeräte auf den NAI für stündliche Messungen, von Strommanagement- und Regelzentren sowie von Überwachungs- und damit zusammenhängenden IT-Systemen vorgesehen. Laut ERB ist diese Infrastruktur unabdingbar
a)
dafür, dass die Kosten für die GWV transparent, nichtdiskriminierend und überprüfbar sind;
b)
für den ordnungsgemäßen Betrieb und das korrekte Management der Stromnetze an sich, um die wirtschaftlichste Betriebsart und dadurch eine stärkere Senkung der Gebühren der Stromverbraucher für die GWV für NAI zu erreichen;
c)
für eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung, einschließlich EE-Technologien, die komplexe und besondere Anforderungen an das Management stellen, wie EE mit Speicherung, solarthermische Anlagen usw.;
d)
für die notwendige Transparenz beim Management der isolierten Netze, wodurch eine diskriminierungsfreie Behandlung aller Marktteilnehmer, insbesondere von Erzeugern, sichergestellt wird.
(34)
Die ERB ist daher der Ansicht, dass diese Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI installiert werden muss, unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger die Genehmigung dafür haben, in einem isolierten Kleinstnetz tätig zu sein.
(35)
Die geschätzten Kosten für die Installation dieser Infrastruktur werden voraussichtlich nicht mehr als 20-30 Mio. EUR für alle NAI betragen, einschließlich der Inseln Kreta und Rhodos. Die ERB hält diesen Betrag für angemessen, vor allem in Anbetracht des erwarteten Nutzens, d. h. Transparenz und Überprüfung der GWV für NAI sowie ordnungsgemäßer und kontrollierter Betrieb der isolierten Stromnetze.
(36)
Anders als YPEKA vertritt die ERB die Auffassung, dass die Zulassung von mehr als einem Versorger in einem bestimmten isolierten Netz auf den NAI keine erheblichen zusätzlichen Kosten für die erforderliche Infrastruktur mit sich bringt, da dieselbe Infrastruktur ohnehin schon für die tägliche Planung der auf den NAI gelegenen Erzeugungsanlagen, für die Abrechnung und für die Erbringung der GWV für NAI notwendig ist.
(37)
Zudem ist die ERB der Ansicht, dass es für die Verbraucher auf den NAI weitere erhebliche Vorteile gibt, wenn mehr als ein Versorger dort zugelassen wird.
(38)
Folglich vertritt die ERB die Auffassung, dass der ständige Ausschluss anderer Versorger auf den Märkten der NAI nicht gerechtfertigt ist. Die Installation der oben genannten erforderlichen Infrastruktur dürfte in einem Zeitraum von drei bis fünf Jahren abgeschlossen sein. Die ERB würde sich einer Ausnahme, die nur für diesen Zeitraum ohne jede weitere Verlängerung gilt, nicht entgegenstellen.
(39)
Die ERB weist ferner darauf hin, dass die Ausnahme automatisch nicht mehr gelten sollte, wenn sich der Status eines isolierten Netzes auf den NAI dahingehend ändert, dass es nicht mehr in die Kategorie der kleinen isolierten Netze oder isolierten Kleinstnetze fällt. Dies könnte dann der Fall sein, wenn die isolierten Netze auf den NAI an das griechische Verbundnetz angeschlossen werden.
4. BEWERTUNG
4.1. RECHTSGRUNDLAGE DES ANTRAGS
(40)
In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist die Möglichkeit einer Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie vorgesehen, sofern die Ausnahme für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze gilt.
(41)
Nach Artikel 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „kleines, isoliertes Netz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 3 000 GWh im Jahr 1996, das bis zu einem Wert von weniger als 5 % seines Jahresverbrauchs mit anderen Netzen in Verbund geschaltet werden kann.
(42)
Nach Artikel 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „isoliertes Kleinstnetz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 500 GWh im Jahr 1996, das nicht mit anderen Netzen verbunden ist.
(43)
Die im Antrag genannten isolierten Netze umfassen eine und gelegentlich mehrere NAI (siehe Spalten 1 und 2 in der Tabelle). Selbst wenn ein isoliertes Netz mehrere untereinander verbundene NAI umfasst, handelt es sich bei dem aus diesen miteinander verbundenen NAI bestehenden Stromnetz um ein isoliertes Stromnetz, da es nicht mit einem anderen Stromnetz verbunden ist.
(44)
Im Antrag heißt es, dass es sich bei 31 der 32 isolierten Netze um isolierte Kleinstnetze handelt, wobei das größte davon Rhodos ist. Auf die isolierten Kleinstnetze, für die der Antrag gestellt wurde, entfielen 5,24 % des gesamten Stromabsatzes in Griechenland im Jahr 2010. Das isolierte Netz von Kreta wird als ein kleines, isoliertes Netz betrachtet. Im Jahr 2010 entfielen 3,01 % der griechischen Stromnachfrage auf Kreta.
Jährliche Nachfrage je isoliertes Netz
Jährliche Nachfrage (MWh)
Jährliche Nachfrage im Jahr 1996
Bezeichnung des isolierten Netzes
NAI, die Teil des isolierten Netzes sind
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nein
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760.658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200.042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
12.978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythira
Antikythira
70
199
228
241
Ja
Ja
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Die vorstehende Tabelle enthält die im Antrag genannten isolierten Netze sowie bestimmte Angaben zu den einzelnen Netzen. Diesen Informationen ist zu entnehmen, dass alle isolierten Netze mit Ausnahme von Kreta im Jahr 1996 eine Stromnachfrage aufwiesen, die dazu berechtigt, sie als isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG einzustufen. In Bezug auf Kreta muss zudem erwähnt werden, dass Kreta noch nie an ein anderes Stromnetz angeschlossen war und dies nach wie vor nicht ist, weshalb der prozentuale Anteil der durch Verbindungsleitungen gedeckten Nachfrage Null war und ist, d. h. weniger als 5 % beträgt. Kreta ist daher ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG.
(46)
In ihrer Stellungnahme äußerte sich die ERB nicht zu den im Antrag genannten isolierten Netzen.
(47)
Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass alle in Spalte 1 der vorstehenden Tabelle angegebenen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG sind mit Ausnahme von Kreta, bei dem es sich um ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG handelt.
4.2. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB KONVENTIONELLER KRAFTWERKE IN DEN ISOLIERTEN KLEINSTNETZEN
(48)
Nach Ansicht der Kommission bestehen erhebliche Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den isolierten Kleinstnetzen. Zurückzuführen ist dies insbesondere auf die folgenden Elemente:
a)
Die Größe der auf den Inseln abzudeckenden Last lässt die Installation größerer, effizienterer und kostengünstigerer konventioneller Kraftwerke nicht zu, auch deshalb, weil ein isoliertes Netz sich nicht auf ein einziges Kraftwerk verlassen kann, wenn es innerhalb akzeptabler Sicherheitsmargen betrieben werden soll.
In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug die jährliche Spitzenlast 2013 mehr als 188,5 MW. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast waren mit 20,8 MW bzw. 4,2 MW wesentlich niedriger.
Keines der derzeit in den isolierten Kleinstnetzen installierten Kraftwerke hat eine Kapazität von mehr als 27 MW. Der Durchschnitt und der Median der installierten Leistung lagen mit 3,9 und 1,1 MW deutlich darunter.
Die geringe Größe der abzudeckenden Last und die starken Nachfrageschwankungen, die durch die zunehmende Verbreitung der EE verschärft werden, schränken auch die Auswahl der konventionellen Stromerzeugungstechnologien ein, die in den isolierten Kleinstnetzen eingesetzt werden können.
Alle konventionellen Stromerzeugungsanlagen der isolierten Netze auf den NAI werden mit Diesel oder Heizöl betrieben.
b)
Die jährlichen Lastfaktoren sind in allen isolierten Kleinstnetzen niedrig. In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug der Lastfaktor im Jahr 2012 mehr als 0,54. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast von jeweils 0,38 sind sogar noch niedriger. In Anbetracht der vorrangigen Einspeisung erneuerbarer Energien und der Tatsache, dass die hier verwendeten Lastfaktoren das gesamte Stromnetz der isolierten Kleinstnetze widerspiegeln, ist der Lastfaktor konventioneller Kraftwerke auf den NAI noch niedriger.
Im griechischen Verbundnetz beträgt der jährliche Lastfaktor in der Regel etwa 50 % für alle Kraftwerke und 65 % für thermische Kraftwerke (6).
Der jährliche Lastfaktor ist ein Indikator für die tatsächliche Nutzung von Kraftwerken in einem bestimmten Jahr und somit für ihre Fähigkeit zur Erwirtschaftung von Einnahmen.
Die zunehmende Verbreitung der EE wird die durch konventionelle Kraftwerke abzudeckende Last noch weiter verringern.
c)
Es gibt mehrere Projekte, durch die die NAI, insbesondere die Kykladen und Kreta, an das griechische Hauptverbundnetz angebunden werden sollen. Wie oben erläutert, sind konventionelle Kraftwerke auf den NAI nicht so effizient wie die im Verbundnetz installierten Kraftwerke und werden sie daher, sobald die NAI, auf denen sie installiert sind, an das Verbundnetz angeschlossen werden, voraussichtlich nicht wirtschaftlich sein.
Die Möglichkeit, dass ein isoliertes Netz an das Verbundnetz angeschlossen wird, ist somit ein erhebliches Hemmnis für Investitionen in konventionelle Erzeugungskapazitäten auf den NAI.
d)
Wegen der relativ kleinen abzudeckenden Last können relativ kleine Nachfrageänderungen Auswirkungen auf die in einem bestimmten isolierten Netz erforderliche Erzeugungskapazität haben. Die fehlende Verbindungskapazität bedeutet, dass alle Änderungen der Nachfrage zwangsläufig durch Erzeugungskapazitäten in den isolierten Kleinstnetzen ausgeglichen werden müssen.
Dieser Faktor verstärkt die Notwendigkeit einer schnellen und flexiblen Reaktion auf längerfristige Änderungen der Nachfrage.
Diese notwendige Flexibilität wird durch die Schwierigkeiten bei der Suche nach geeigneten Standorten für konventionelle Kraftwerke auf den NAI und die Dauer der Zulassungs- und Genehmigungsverfahren noch verschärft.
e)
Das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage lag im Jahr 2012 (7) in allen isolierten Kleinstnetzen bei mindestens 3,35, wobei dieses Verhältnis in einem bestimmten isolierten Kleinstnetz größer und vielfach deutlich größer sein kann. Der Durchschnitt und der Median des Verhältnisses zwischen der Höchst- und der Mindestnachfrage betragen 6,27 bzw. 5,98.
Im griechischen Verbundnetz lag das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage 2013 bei etwa 3.
Das größere Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage spiegelt die Flexibilität und Reserven wider, die sogar innerhalb eines bestimmten Jahres bei den in einem isolierten Netz installierten Erzeugungskapazitäten verfügbar sein müssen.
Bemerkenswert ist in diesem Zusammenhang, dass im Jahr 2012 in ca. 60 % der isolierten Kleinstnetze mobile Stromgeneratoren genutzt wurden.
(49)
Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den in vorstehender Tabelle genannten isolierten Netzen der NAI erhebliche Probleme bestehen.
4.3. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL III
4.3.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für neue Kapazitäten gelten.
(50)
Gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG können Ausnahmen von den Bestimmungen des Kapitels III nur dann gewährt werden, wenn die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität betroffen ist.
(51)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für neue Kapazitäten nicht gewährt werden.
(52)
Da es sich bei den isolierten Netzen auf den NAI um Verteilernetze handelt, könnten die griechischen Behörden, falls das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten nicht zur erfolgreichen Genehmigung der neuen Kapazitäten für die isolierten Netze auf den NAI führt, stattdessen in Erwägung ziehen, die Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 3 der Richtlinie 2009/72/EG auch für neue kleine konventionelle Kapazitäten in Anspruch zu nehmen. Diese neuen kleinen konventionellen Kapazitäten können beispielsweise vorübergehende Kapazitäten umfassen, die langfristig ohne dauerhafte Zuordnung zu einem bestimmten Standort zur Verfügung gestellt werden können.
4.3.2. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für Kreta gelten.
(53)
Wie oben ausgeführt wurde, handelt es sich mit Ausnahme von Kreta, das ein kleines, isoliertes Netze ist, bei allen NAI um isolierte Kleinstnetze.
(54)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für Kreta nicht gewährt werden.
4.3.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III erstreckt sich nicht auf erneuerbare Energien und KWK-Anlagen.
(55)
Im Antrag wird nicht ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die beantragte Ausnahme nur konventionelle Anlagen betrifft.
(56)
In Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 wird jedoch Strom, der durch den Einsatz erneuerbarer Energien, durch hocheffiziente KWK oder Hybridanlagen und Selbsterzeuger erzeugt wird, aus dem Geltungsbereich der ausschließlichen Erzeugungsgenehmigung, die der PPC möglicherweise erteilt wird, ausdrücklich ausgeschlossen. Dasselbe ergibt sich aus Artikel 225 des NAI-Kodex.
(57)
Darüber hinaus wird in der Begründung auf erhebliche Probleme mit dem Betrieb von lediglich konventionellen Kraftwerken Bezug genommen. Es wird argumentiert, dass diese Kraftwerke unter anderem aufgrund der stärkeren Verbreitung erneuerbarer Energien mit erheblichen Problemen konfrontiert sind.
(58)
Selbst wenn im Antrag um eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für andere als konventionelle Kraftwerke ersucht würde, könnte eine Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.3.4. Die Ausnahme für die Genehmigung der Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität kann gewährt werden.
(59)
In Anbetracht der oben genannten erheblichen Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb kleiner, isolierter Netze kann eine Ausnahme für die Genehmigung bestehender konventioneller Kapazitäten gewährt werden, soweit die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden konventionellen Kapazitäten betroffen sind. Eine solche Genehmigung kann der PPC unmittelbar erteilt werden.
(60)
Für die Zwecke dieser Ausnahme
a)
umfassen die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten Vorhaben für den Bau von konventionellen Erzeugungskapazitäten, für die bereits eine Genehmigung der ERB erteilt wurde und die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieses Beschlusses nicht aufgehoben war;
b)
gilt der vollständige Rückbau der Haupterzeugungserzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage als Bau neuer Kapazitäten;
c)
bedeutet die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten.
(61)
Allerdings gibt es keine Gründe für eine Ausnahme von den in Artikel 7 Absatz 2 der Richtlinie 2009/72/EG festgelegten Kriterien und Bedingungen, nach denen der PPC eine Genehmigung erteilt wird.
(62)
Falls die Genehmigung der PPC direkt erteilt wird, müssen zudem in den Bedingungen die Verpflichtungen in Bezug auf den Zeitpunkt, bis zu dem das genehmigte konventionelle Kraftwerke voll funktionsfähig sein muss, festgelegt werden und Bestimmungen vorgesehen werden, die eine umfassende und wirksame Einhaltung dieser Verpflichtungen sicherstellen. Nach ihrem Ablauf kann eine solche direkte Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, jedoch nur wenn sie aus Gründen abgelaufen ist, die die PPC nicht zu verantworten hat. Nach ihrem Ablauf sollte die ERB ein Genehmigungsverfahren organisieren, das in vollem Umfang mit Artikel 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG übereinstimmt und daher die Beteiligung Dritter vorsieht.
4.3.5. Die Ausnahme kann sich nicht auf die Ausschreibung neuer Kapazitäten erstrecken.
(63)
Eine Ausschreibung im Sinne des Artikels 8 der Richtlinie 2009/72/EG betrifft per Definition noch zu bauende und zu genehmigende Kapazitäten, bei denen es sich somit um neue Kapazitäten handelt.
(64)
Aus den bereits oben dargelegten Gründen sollte eine Ausnahme für neue Kapazitäten nicht gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
4.4. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL VIII
4.4.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 32 über den Zugang Dritter.
(65)
Der Antrag betrifft die Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 32 in Bezug auf den Netzzugang Dritter („TPA“) umfasst.
(66)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 32 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht, und es werden auch keine Gründe für eine solche Ausnahme angeführt. Mit dem Gesetz 4001/2011 und dem NAI-Kodex wurde die DEDDIE jedoch verpflichtet, Dritten einen diskriminierungsfreien Zugang zu dem von DEDDIE betriebenen Verteilernetz zu gewähren (siehe Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011). Daher kann eine solche Ausnahme nicht gewährt werden.
4.4.2. Ausnahme von Artikel 33 über Marktöffnung und Gegenseitigkeit
4.4.2.1. Keine Gründe für eine dauerhafte Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG
(67)
Im Antrag wird im Kern geltend gemacht, dass die PPC weiterhin der einzige Versorger sein sollte, der eine Genehmigung für die Versorgung von Kunden auf den NAI hat. Dies wird damit begründet, dass die Entwicklung der Infrastruktur, die für den Betrieb und die Überwachung des Strommarktes in isolierten Kleinstnetzen sowie für die Öffnung für Drittanbieter notwendig ist, für den Betreiber auf den NAI mit Betriebskosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher durch die Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(68)
Wie aus der Stellungnahme der ERB hervorgeht, soll durch die Infrastruktur auf den NAI sichergestellt werden, dass die GWV für NAI im Einklang mit bestehendem Recht auf transparente, nicht diskriminierende und überprüfbare Weise verwaltet werden können. Darüber hinaus ist die Infrastruktur für den Betrieb der isolierten Netze der NAI technisch und wirtschaftlich notwendig. Da die Infrastruktur unabhängig von der Zahl der Anbieter, die über eine Zulassung auf den NAI verfügen, in jedem Fall notwendig ist, um diesen Anforderungen zu genügen, hat eine Marktöffnung keine höheren Infrastrukturkosten zu Folge.
(69)
Selbst wenn eine ähnliche Infrastruktur erforderlich ist, steht die Marktöffnung in keinem unmittelbaren Zusammenhang mit dem technischen Betrieb der isolierten Netze oder mit den GWV für NAI, da kein Kausalzusammenhang besteht zwischen dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb dieser isolierten Netze und der Umsetzung der GWV für NAI gemäß den einschlägigen rechtlichen Anforderungen einerseits und andererseits der Frage, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung der Stromverbraucher auf den NAI zugelassen sind.
(70)
Es trifft zu, dass die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden müssen, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV für NAI entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird. Allerdings ist die Ermittlung der Produktionskosten auf den NAI für die Bestimmung der finanziellen Entschädigung für die GWV für NAI unabhängig von der Zahl der auf den NAI tätigen Versorger ohnehin notwendig.
(71)
Die einzige zusätzliche Anforderung hinsichtlich der Marktöffnung besteht darin, die jeweiligen Anteile an der Entschädigung für die GWV für NAI an die Versorger entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufzuteilen. Selbst die damit zusammenhängenden Kundendaten, insbesondere Messdaten, sind unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung von Kunden auf NAI zugelassen sind, notwendig.
(72)
Daher setzt die Entschädigung der Versorger für die GWV für NAI lediglich die Fähigkeit voraus, die Messdaten der Kunden einem bestimmten zugelassenen Versorger zuzuordnen; dabei handelt es sich in erster Linie um einen administrativen Vorgang, der auf Informationen beruht, die in Gänze oder zu einem erheblichen Teil unabhängig davon erhoben werden, ob eine Marktöffnung auf den NAI besteht oder nicht. Zudem ist diese Zuordenbarkeit eine Vorbedingung für das ordnungsgemäße Funktionieren eines jeden Stromversorgungsmarktes. Solche Kosten können daher nicht als Grund für eine Ausnahme hinsichtlich der Marktöffnung akzeptiert werden, da sie weder speziell mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen noch mit einem erheblichen Problem bei deren Betrieb verbunden sind.
(73)
Wichtig ist der Hinweis, dass die Erstellung von Registern für die Zuordnung der Messinformationen zu den Versorgern Teil der zu schaffenden Infrastruktur ist. Wenngleich die Schaffung der vollständigen geplanten Infrastruktur den optimalen Betrieb isolierter Stromnetze erleichtern wird, ist die vollumfängliche Vornahme der damit verbundenen Investitionen keine notwendige Voraussetzung für eine Marktöffnung.
(74)
Die Tatsache, dass bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Produktionskosten pro NAI möglicherweise große Unterschiede bestehen, ist unerheblich. Selbst wenn solche Unterschiede auftreten, so betreffen sie die Kosten für die Stromerzeugung innerhalb der isolierten Netze der NAI. Die Ermittlung dieses Betrags ist bereits eine Voraussetzung dafür, dass die GWV für NAI gemäß den rechtlichen Anforderungen verwaltet werden, außerdem wird sie in keiner Weise durch die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassenen Versorger beeinflusst. Da die Verwaltung der GWV für NAI bereits auf einem getrennten monatlichen System für jedes isolierte Netz beruht, ist es schwer vorstellbar, dass große jährliche Schwankungen pro NAI zu konkreten Problemen führen können.
(75)
Aus dem Vorstehenden ergibt sich, dass die Zahl der Versorger, die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassen sind, weder mit dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb der isolierten Netze noch mit der im Einklang mit den einschlägigen rechtlichen Anforderungen erfolgenden Umsetzung der GWV für NAI untrennbar verbunden ist.
(76)
Im Übrigen ist anzumerken, dass eine Marktöffnung Vorteile mit sich bringt, die die etwaigen Kosten einer Marktöffnung übersteigen. Die ERB weist darauf hin, dass alternative Versorger auf den NAI den Kunden auf den NAI wesentliche zusätzliche Vorteile anbieten könnten, indem sie die Stromversorgung mit anderen Dienstleistungen kombinieren.
(77)
Folglich sollte dem Antrag auf eine unbefristete Ausnahme von Artikel 33 nicht stattgegeben werden.
4.4.2.2. Zeitliche Begrenzung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG bei einem isolierten Netz
(78)
In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen ist festzustellen, dass die Marktöffnung praktische Vorkehrungen erfordert, damit die isolierten Netze auf den NAI in völliger Übereinstimmung mit dem NAI-Kodex betrieben werden können. Praktische Probleme im Zusammenhang mit der Marktöffnung können darin bestehen, dass die für die Zuordnung der Messstellen und der Messdaten zu den Versorgen erforderlichen Register nicht verfügbar sind oder die optimale Konfiguration der Infrastruktur noch nicht vorhanden ist. Daher kann die Erteilung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG, die zeitlich begrenzt ist, in Betracht gezogen werden.
(79)
Bei der Beurteilung der Dauer einer solchen Ausnahme von Kapitel VIII sind die beiden folgenden Aspekte relevant:
a)
Wie bereits ausgeführt, ist die Verfügbarkeit eines Registers über die NAI, das die Zuordnung der Messdaten zu einem bestimmten Versorger ermöglicht, die wichtigste Voraussetzung für die Marktöffnung auf den NAI. Nach Artikel 327 Absatz 4 muss das dafür erforderliche Register spätestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex fertiggestellt sein. Die Verfügbarkeit des Registers ist eine notwendige praktische Voraussetzung für die Marktöffnung.
b)
Die vollständige Durchführung des Investitionsprogramms für die auf den NAI zu installierende Infrastruktur würde die praktische Umsetzung der Marktöffnung auf den NAI sicherlich erleichtern. Dies ist jedoch keine notwendige Voraussetzung. Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex enthält einen Zeitplan, nach dem alle derzeitigen NAI spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex mit der auf den NAI zu installierenden zusätzlichen Infrastruktur ausgerüstet werden sollen.
(80)
Daher sollte eine Ausnahme von der Marktöffnung für mindestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex gewährt werden, d. h. bis zum 17. Februar 2016, damit die Register, die eine notwendige Voraussetzung für die Marktöffnung sind, eingerichtet werden können. Da die vollständige Infrastruktur spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex installiert werden muss, sollte die Geltungsdauer der Ausnahme auf jeden Fall auf 5 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex begrenzt werden, d. h. für jedes der isolierten Netze der NAI bis zum 17. Februar 2019. Da die Ausnahme sich jedoch nur dann rechtfertigen lässt, wenn erhebliche und konkrete Probleme hinsichtlich der Marktöffnung weiterbestehen, die direkt damit zusammenhängen, dass das Programm für Infrastrukturinvestitionen auf den NAI nicht zum Abschluss gebracht wurde, sollte regelmäßig überprüft werden, ob diese Probleme in einem bestimmten isolierten Netz der NAI fortbestehen. Bei einer solchen Überprüfung sollte ein von den zuständigen griechischen Behörden genehmigter Investitionsplan der DEDDIE für den Aufbau der erforderlichen Infrastruktur auf den NAI als Benchmark verwendet werden. Dieser Plan sollte daher bis zum 17. Februar 2015 fertiggestellt und genehmigt sein.
(81)
Um die Marktöffnung nicht unnötig zu verzögern, sollte der Infrastrukturinvestitionsplan der DEDDIE von der ERB genehmigt werden; in ihm sollte den isolierten Netzen von Kreta und Rhodos Vorrang eingeräumt werden, da dies die NAI mit der größten Bevölkerung sind.
(82)
Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 sollte die DEDDIE einen von der ERB zu genehmigenden Bericht mit Angaben dazu erstellen, weshalb in einem bestimmten isolierten Netz der NAI noch keine Marktöffnung erfolgt ist. Dieser Bericht sollte veröffentlicht und der Kommission mitgeteilt werden.
4.4.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 34.
(83)
Der Antrag betrifft eine Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von Artikel 34 in Bezug auf Direktleitungen im Sinne des Artikels 2 Nummer 15 der Richtlinie 2009/72/EG umfasst.
(84)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht.
(85)
Daher sollte, selbst wenn der Antrag so zu verstehen ist, dass um eine Ausnahme von Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG ersucht wird, eine solche Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.4.4. Verbindungsleitungen - Anwendung der Ausnahme von den Kapiteln III und VIII
(86)
Die vorliegende Ausnahme betrifft isolierte Kleinstnetze, die sich gerade dadurch auszeichnen, dass sie gar nicht oder, wie im Fall von kleinen, isolierten Netzen, nur sehr eingeschränkt mit anderen Stromnetzen verbunden sind.
(87)
Allerdings ist Folgendes anzumerken:
a)
Laut dem vor kurzem verabschiedeten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan des griechischen Übertragungsnetzbetreibers ADMIE S.A. (unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber) („ADMIE“) soll der Verbundanschluss der Kykladen bis 2018 in drei Phasen abgeschlossen werden, wobei bestimmte Kykladen deutlich früher an das griechische Verbundnetz angebunden werden.
b)
Außerdem soll der Anschluss von Kreta an das Verbundnetz bis 2020 abgeschlossen sein. Die einschlägigen Teile des Projekts für die ersten drei Jahre wurden in den 2013 genehmigten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan der ADMIE aufgenommen. Der endgültige Plan muss noch in den 2014 zu genehmigenden endgültigen Zehnjahres-Netzentwicklungsplan eingebaut werden.
(88)
Es muss ausdrücklich festgelegt werden, dass die vorliegende Ausnahme für ein bestimmtes isoliertes Netz automatisch endet, sobald eine Verbindungsleitung zwischen einem bestimmten isolierten Netz und dem griechischen Verbundnetz in vollem Umfang einsatzfähig ist.
(89)
Das Unternehmen DEDDIE steht trotz seiner rechtlichen und funktionalen Entflechtung zu 100 % im Eigentum der PPC. Anders als ein Verteilernetzbetreiber im Sinne der Richtlinie 2009/72/EG nimmt die DEDDIE auch umfassende Aufgaben im Bereich des Betriebs der isolierten Netze der NAI und der Stromerzeugung auf den NAI, einschließlich der im Eigentum der PPC befindlichen konventionellen Stromerzeugungskapazitäten, wahr und hat somit Einfluss auf die Erlöse. Wie oben dargelegt, hat der Anschluss an das Verbundnetz Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der derzeit innerhalb der isolierten Netze auf den NAI installierten Kraftwerke.
(90)
Ausnahmen sollten nur gewährt werden, wenn sie verhältnismäßig sind und nicht über das unbedingt erforderliche Maß hinausgehen. Daher müssen in Bezug auf Entscheidungen über den Anschluss der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz klare Anreize und Transparenz gegeben sein.
(91)
Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 sieht Folgendes vor:
„ADMIE SA legt bis zum 31. März eines jeden Jahres der ERB einen Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes vor […]. Der Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes muss insbesondere: […] c) eine technische und finanzielle Kosten-Nutzen-Analyse für wichtige Übertragungsnetze enthalten […], insbesondere für […] Verbindungsleitungen zwischen den Inseln und dem Übertragungsnetz, einschließlich eines Zeitrahmens, geschätzter Cash-Flow- und Finanzierungsanforderungen für sämtliche Investitionsprojekte.“
(92)
Um sicherzustellen, dass klare Anreize und Transparenz bei den Beschlüssen über die Anbindung der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz gegeben sind, sollten die griechischen Behörden sicherstellen, dass:
a)
bei der Genehmigung oder Ausschreibung bestehender oder neuer Kapazitäten für ein isoliertes Netz auf einer NAI die ADMIE, DEDDIE und ERB systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine solche Genehmigung für bestehende oder neue Kapazitäten sollte verweigert werden, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten sollten sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI.
b)
in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. In ihr sollten insbesondere Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen nicht berücksichtigt werden.
c)
die ERB zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlicht. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, wird die ERB von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung sollte gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden.
d)
die ERB eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzt. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der von der ERB festgelegten Frist gebaut wird, sollte Schadenersatz für die nicht realisierten Kosteneinsparungen geltend gemacht werden.
4.5. DAUER
(93)
Der Sachverhalt, auf dem diese Ausnahme beruht, muss überprüft werden, insbesondere nach der geplanten Fertigstellung des Anschlusses bestimmter isolierter Netze an das Verbundnetz und nach Ablauf der Fristen für die Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 des NAI-Kodex.
(94)
Jede Ausnahme sollte daher bis zum 1. Januar 2021 gelten.
4.6. RÜCKWIRKUNG
(95)
Wie bereits erwähnt, wurde mit dem Antrag vom 17. Januar 2012 der 2003 eingereichte Erstantrag erneuert.
(96)
Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG, die durch die Richtlinie 2009/72/EG aufgehobenen wurde, enthielt auch Bestimmungen, nach denen die Mitgliedstaaten im Falle erheblicher Probleme mit dem Betrieb von kleinen, isolierten Netzen und isolierten Kleinstnetzen Ausnahmen von einigen Bestimmungen dieser Richtlinie beantragen konnten. Gemäß Artikel 48 der Richtlinie 2009/72/EG gelten Bezugnahmen auf den aufgehobenen Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG als Bezugnahmen auf Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG.
(97)
Die Definitionen der Begriffe „kleines, isoliertes Netz“ und „isoliertes Kleinstnetz“ in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2003/54/EG sind identisch mit denen in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2009/72/EG.
(98)
Beide Definitionen beziehen sich auf die Stromnachfrage in isolierten Netzen im Jahr 1996, und die Bezugnahme hat sich nicht geändert. Überdies war Kreta weder 2003 noch 2012 an das griechische Verbundnetz angeschlossen und wird dies zu dem Zeitpunkt, zu dem die vorliegende Ausnahme wirksam wird, auch nicht sein.
(99)
Alle isolierten Kleinstnetze und kleinen, isolierten Netze, die im Antrag als isolierte Kleinstnetze oder kleine, isolierte Netz eingestuft waren, waren folglich zum Zeitpunkt der Erstantragstellung als solche zu betrachten und werden zum Zeitpunkt des Wirksamwerdens der vorliegenden Ausnahme als solche betrachtet werden.
(100)
Daher sind hinsichtlich der kleinen, isolierten Netze und der isolierten Kleinstnetze, die für eine Ausnahme gemäß der Richtlinie 2003/54/EG und der Richtlinie 2009/72/EG in Betracht kommen, keine rechtlichen oder tatsächlichen Änderungen eingetreten.
(101)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel III dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und für die Ausschreibung neuer Kapazitäten.
(102)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel VII dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
(103)
Hätte die Kommission eine Ausnahme auf den ursprünglichen Antrag hin gewährt, so hätte sie dafür die gleichen Bedingungen wie in der vorliegenden Ausnahme nach der Richtlinie 2009/72/EG vorsehen können.
(104)
Zudem haben sich die tatsächlichen Umstände seit 2003 nicht geändert. Die geografische Lage der NAI, die wirtschaftlichen Faktoren, die für den Betrieb der Stromnetze innerhalb der isolierten Netze der NAI maßgeblich sind, und die Art der erheblichen Probleme, die mit dem Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb der isolierten Netze der NAI verbunden sind, sind seit 2003 im Wesentlichen unverändert.
(105)
Der erste Antrag war seit dem Jahr 2003 anhängig. Die Untätigkeit der Kommission sollte nicht zu Lasten der Hellenischen Republik gehen. Die Hellenische Republik ist ihren Verpflichtungen aus Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG und Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG nachgekommen und hat einen ordnungsgemäß begründeten Antrag auf eine Ausnahme für die isolierten Netze auf den NAI gemäß diesen Artikeln gestellt.
(106)
Daher sollte der vorliegende Beschluss über die Ausnahme ab dem Datum der Notifizierung des ersten Antrags, d. h. ab dem 5. Dezember 2003, wirksam werden -
HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:
Artikel 1
Dieser Beschluss gilt für die in der Tabelle genannten kleinen, isolierten Netze und isolierten Kleinstnetze.
Für die Zwecke dieses Beschlusses ist Kreta ein kleines, isoliertes Netz, während alle anderen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze sind.
Artikel 2
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 33 der Richtlinie 2009/72/EG für kleine, isolierte Netze und für isolierte Kleinstnetze gewährt.
(2) Diese Ausnahme gilt bis zum 17. Februar 2016 oder bis zur vollständigen Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist. In jedem Fall gilt die Ausnahme ab dem 17. Februar 2019 nicht mehr.
(3) Die griechischen Behörden müssen bis zum 17. Februar 2015 einen Plan für Infrastrukturinvestitionen gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex erstellen, wobei für jedes isolierte Netz der NAI getrennt das Datum anzugeben ist, bis zu dem die Infrastruktur vollständig zu installieren ist. Dieser Plan muss Kreta und Rhodos Vorrang einräumen.
(4) Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 müssen die griechischen Behörden einen Bericht erstellen, der für jedes isolierte Netz der NAI Angaben zu Folgendem enthält: a) zur Marktöffnung, b) zum Stand der Infrastrukturinvestitionen gegenüber dem einschlägigen Plan, c) zu den weiterhin bestehenden erheblichen und konkreten Problemen bezüglich der Marktöffnung und d) dazu, ob diese Probleme der Nichtrealisierung der in Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex vorgesehenen Infrastrukturinvestitionen direkt zugeschrieben werden können.
Artikel 3
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt, wonach Genehmigungen für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazitäten in isolierten Kleinstnetzen der PPC direkt erteilt werden können.
(2) Für die Zwecke dieser Ausnahme gilt Folgendes:
a)
Die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten umfassen Vorhaben für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung von konventionellen Erzeugungsanlagen, für die zum Zeitpunkt der Notifizierung dieses Beschlusses eine von der ERB erteilte gültige Genehmigung besteht.
b)
Der vollständige Rückbau der Haupterzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage gilt nicht als vorhandene Kapazität, sondern als Bau neuer Kapazitäten.
c)
Die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten stellt eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten dar.
(3) Nach Ablauf der gemäß Absatz 1 erteilten Genehmigung kann eine solche Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, sofern die Verzögerungen auf Gründe zurückzuführen sind, die die PPC nicht zu vertreten hat.
(4) Diese Ausnahme gilt nicht mehr für gemäß Absatz 1 erteilte Genehmigungen, die abgelaufen sind oder aufgehoben wurden.
(5) Alle sonstigen Bestimmungen des Artikels 7 der Richtlinie 2009/72/EG gelten weiterhin in vollem Umfang.
(6) Diese Ausnahme gilt bis zum 1. Januar 2021.
Artikel 4
(1) Die in diesem Beschluss vorgesehenen Ausnahmen gelten für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze nicht mehr, sobald sie an das Verbundnetz angeschlossen sind.
(2) Die griechischen Behörden
a)
müssen bei der Genehmigung oder Ausschreibung neuer Kapazitäten innerhalb eines isolierten Netzes auf einer NAI systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine Genehmigung für neue Kapazitäten ist zu verweigern, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten müssen sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI;
b)
müssen sicherstellen, dass in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der geplanten Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen dürfen nicht berücksichtigt werden;
c)
müssen zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlichen. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, müssen die griechischen Behörden von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung muss gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden;
d)
müssen eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzen. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der gesetzten Frist gebaut wird, müssen die griechischen Behörden für die nicht realisierten Kosteneinsparungen Schadenersatz geltend machen.
Artikel 5
Dieser Beschluss gilt ab 5. Dezember 2003.
Artikel 6
Dieser Beschluss ist an die Hellenische Republik gerichtet.
Brüssel, den 14. August 2014
DEĊIŻJONI TAL-KUMMISSJONI
tal-14 ta' Awwissu 2014
li tagħti deroga lir-Repubblika Ellenika minn ċerti dispożizzjonijiet tad-Direttiva 2009/72/KE tal-Parlament Ewropew u tal-Kunsill
(notifikata bid-dokument C(2014) 5902)
(2014/536/UE)
IL-KUMMISSJONI EWROPEA,
Wara li kkunsidrat it-Trattat dwar il-Funzjonament tal-Unjoni Ewropea,
Wara li kkunsidrat id-Direttiva 2009/72/KE tal-Parlament Ewropew u tal-Kunsill tat-13 ta' Lulju 2009 dwar ir-regoli komuni għas-suq intern fil-qasam tal-elettriku u li tħassar id-Direttiva 2003/54/KE (1), u b'mod partikulari l-Artikoli 44(1) u 48 tiegħu,
Wara li kkunsidrat l-applikazzjonijiet mingħand ir-Repubblika Ellenika tas-17 ta' Jannar 2012 u l-5 ta' Diċembru 2003,
Wara li l-Istati Membri ġew infurmati bl-applikazzjonijiet,
Billi:
1. PROĊEDURA
(1)
Fis-17 ta' Jannar 2012, il-Ministeru Grieg tal-Ambjent, l-Enerġija u t-Tibdil fil-Klima (“YPEKA”) ressaq applikazzjoni (minn hawn 'il quddiem “l-applikazzjoni”) lill-Kummissjoni, skont l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, għal deroga mill-Kapitoli III u VIII tad-Direttiva 2009/72/KE għal ċerti gżejjer Griegi li mhumiex interkonnessi mas-sistema tal-elettriku tal-Greċja kontinentali (il-gżejjer mhux interkonnessi jew “NIIs”).
(2)
Fit-12 ta' Settembru 2012, il-Kummissjoni talbet lill-Awtorità Regolatorja tal-Enerġija (minn hawn 'il quddiem “l-ARE”) tal-Greċja tibgħat il-kummenti tagħha dwar l-applikazzjoni. L-ARE wieġbet din it-talba fis-16 ta' Novembru 2012 (minn hawn 'il quddiem “l-opinjoni tal-ARE”).
(3)
L-ARE ressqet iktar sottomissjonijiet biex tagħti motivazzjoni għall-applikazzjoni fis-17 ta' Diċembru 2013, fit-23 ta' Diċembru 2013, fl-4 ta' Frar 2014, fit-28 ta' Frar 2014 u fis-17 ta' Marzu 2014.
(4)
Fl-14 ta' Marzu 2014 (b'addendum mibgħut fl-20 ta' Marzu 2014), il-Kummissjoni infurmat lill-Istati Membri bl-applikazzjoni skont l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, flimkien ma' talba għat-tressiq ta' osservazzjonijiet, jekk meħtieġ, sal-25 ta' Marzu 2014. L-ebda osservazzjoni ma ġiet sottomessa.
(5)
Bl-applikazzjoni tagħha, l-YPEKA ġeddet it-talba mibgħuta mill-Ministeru tal-Iżvilupp fil-5 ta' Diċembru 2003 skont l-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE tal-Parlament Ewropew u tal-Kunsill (2) (minn hawn 'il quddiem “l-applikazzjoni inizjali”) għal deroga minn ċerti dispożizzjonijiet tad-Direttiva 2003/54/KE. Minkejja li ttieħdu passi preliminari biex tiġi mistħarrġa l-applikazzjoni inizjali, id-deroga skont l-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE la ngħatat u lanqas ma ġiet miċħuda.
2. L-APPLIKAZZJONI MRESSQA MILL-YPEKA
2.1. IL-KAMP TA' APPLIKAZZJONI TAD-DEROGA MITLUBA
(6)
L-applikazzjoni titlob deroga mill-Kapitoli III u VIII tad-Direttiva 2009/72/KE.
(7)
Il-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE jirreferi għall-proċedura ta' awtorizzazzjoni u ta' sejħiet għall-offerti għal kapaċità ġdida. Il-Kapitolu VIII jirreferi għall-aċċess ta' partijiet terzi, il-ftuħ tas-suq u l-linji diretti.
2.2. L-ORGANIZZAZZJONI ATTWALI TAS-SISTEMA TAL-ELETTRIKU FL-NIIS
(8)
Is-swieq tal-enerġija tal-Greċja huma rregolati primarjament mil-Liġi Griega 4001/2011, li tittrasponi d-Direttiva 2009/72/KE. Il-Liġi 4001/2011 daħlet fis-seħħ fit-22 ta' Awwissu 2011.
(9)
DEDDIE SA (“DEDDIE”) huwa l-operatur tas-sistema ta' distribuzzjoni tal-Greċja, li huwa 100 % proprjetà tal-Kumpanija Nazzjonali tal-Elettriku (minn hawn 'il quddiem “il-KNE”, il-produttur u fornitur attwali tal-elettriku tal-Greċja), iżda huwa diżaggregat minnha b'mod legali kif ukoll b'mod operattiv. L-assi tan-netwerk operati minn DEDDIE huma proprjetà tal-KNE.
(10)
Skont l-Artikolu 127 tal-Liġi 4001/2011, DEDDIE huwa responsabbli għall-iżvilupp, l-operat u l-manutenzjoni tas-sistema ta' distribuzzjoni tal-elettriku tal-Greċja, li tinkludi s-sistema ta' distribuzzjoni tal-elettriku fl-NIIs.
(11)
Barra minn hekk, DEDDIE huwa responsabbli għall-operat tas-sistemi tal-elettriku fl-NIIs. Dawn il-kompiti jinkludu: (i) it-tħejjija ta' pjan ta' żvilupp ta' ġenerazzjoni għal mikrosistemi iżolati, li jinkludi programm li jqabbadhom ma' NIIs oħra; (ii) l-iżgurar li s-siti meħtieġa huma disponibbli biex tiġi installata fihom kapaċità ġdida ta' produzzjoni, biex jiġu estiżi l-kapaċità eżistenti jew il-komponenti ta' twassil, u biex titwessa' s-sistema ta' distribuzzjoni tal-elettriku tal-Greċja sal-gżejjer mhux interkonnessi u sal-mikrosistemi iżolati; (iii) l-iffirmar ta' kuntratti ma' detenturi ta' liċenzja li jirregolaw dawk li jwasslu l-elettriku sa u mis-sistema, il-forniment ta' servizzi anċillari lis-sistemi ta' distribuzzjoni tal-NIIs, u r-rimunerazzjoni tal-produtturi tal-elettriku, tal-imposti fuq il-klijenti u l-fornituri għall-elettriku mwassal lilhom, u ta' krediti u debiti oħra fuq il-kontijiet speċjali, fosthom dawk għar-rimunerazzjoni tal-obbligi tas-servizz pubbliku.
(12)
L-Artikolu 137(1) tal-Liġi 4001/2011 jistipula li l-konsumaturi kollha tal-elettriku għandhom jiġu kklassifikati bħala klijenti eliġibbli, bl-eċċezzjoni tal-konsumaturi stabbiliti f'mikronetwerks iżolati, li huma soġġetti għall-Artikolu 139 tal-istess Liġi.
(13)
Skont l-Artikolu 133(3) tal-Liġi 4001/2011:
“Bl-eċċezzjoni ta' każijiet fejn l-elettriku jiġi prodott permezz ta' sorsi tal-enerġija rinnovabbli jew permezz ta' koġenerazzjoni b'effiċjenza għolja jew impjanti ibridi, u bl-eċċezzjoni ta' dawk li jipproduċu l-enerġija tagħhom stess, jekk tkun ingħatat deroga skont id-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 139, għandha tingħata liċenzja ta' ġenerazzjoni lill-KNE biss f'konformità ma' ċerti regolamenti ta' liċenzjar. Il-KNE għandha tkun responsabbli għall-forniment bla interruzzjoni lill-mikrosistemi iżolati li għalihom tkun kisbet il-liċenzja, kif ukoll għas-salvagwardja tal-operat finanzjarju fit-tul tas-sistemi tal-elettriku f'dawk il-gżejjer.”
(14)
Skont l-Artikolu 134 tal-Liġi 4001/2011:
“Mingħajr ħsara għad-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 139 ta' din il-Liġi, il-liċenzji tal-forniment għall-mikronetworks iżolati għandhom jingħataw lill-KNE biss f'konformità mar-rekwiżiti tar-Regolamenti ta' Liċenzjar. Il-KNE għandha tforni l-elettriku lill-klijenti mhux eliġibbli fuq talba tagħhom.”
(15)
Skont l-Artikolu 139 tal-Liġi 4001/2011, derogi mid-dispożizzjonijiet tal-Liġi 4001/2011 jistgħu jingħataw f'konformità mad-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 44 tad-Direttiva 2009/72/KE.
(16)
Id-Deċiżjoni Ministerjali Nru PD5/EL/B/F IB/12924 adottata skont l-Artikolu 28 tal-Liġi Griega 3426/2005 tistipula li l-forniment tal-elettriku lill-konsumaturi fl-NIIs minn kwalunkwe produttur tal-elettriku jikkostitwixxi obbligu tas-servizz pubbliku (minn hawn 'il quddiem “l-OSP tal-NII”) fl-interess ekonomiku ġenerali. Għal raġunijiet ta' koeżjoni soċjali, il-fornituri tal-elettriku fl-NII għandhom ifornu l-elettriku bi prezzijiet ugwali għal dawk fuq is-sistema interkonnessa tal-Greċja, skont il-kategorija ta' konsumatur.
(17)
L-Artikolu 52 tal-Liġi Griega 4001/2011 jistipula li l-klijenti fi gżejjer mhux interkonnessi huma intitolati għal servizzi speċjali kemm f'termini ta' prezz u kemm f'termini ta' kwalità u sigurtà tal-provvista, kif ukoll għat-trasparenza tal-patti u l-kundizzjonijiet kuntrattwali. Għall-qadi tal-OSP, il-fornituri tal-OSP tal-NII jirċievu kumpens finanzjarju kkalkolat abbażi ta' metodoloġija stabbilita bid-Deċiżjoni tal-ARE 24/2014/KE (3). Din il-metodoloġija hija bbażata fuq id-differenza bejn il-kostijiet sħaħ ta' produzzjoni fil-gżejjer mhux interkonnessi (varjabbli u fissi), u l-prezz sħiħ tas-suq li l-fornituri jiffaċċjaw fis-sistema interkonnessa (kostijiet marġinali tas-sistema, kif ukoll kull mekkaniżmu ieħor fis-sistema interkonnessa Griega). Il-kumpens għall-OSP tal-NII huwa kkalkolat kull xahar u għal kull sistema awtonoma tal-gżejjer, u huwa soġġett għall-kontroll mill-ARE. Il-kumpens għall-OSP tal-NII jiżdied permezz ta' imposta fuq il-klijenti kollha, inkluż dawk fuq l-NIIs (4). Il-mekkaniżmu tal-OSP tal-NII huwa ġestit minn LAGIE, l-operatur tas-suq statali tal-Greċja. Id-Deċiżjoni Ministerjali D5-EL/B/F1/oik.27547 ta' Diċembru 2011 (5), imsejsa fuq id-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 55(3) tal-Liġi 4001/2011, stipulat li l-OSP tan-NII għandu jiġi offrut mill-fornituri kollha, u għaldaqstant, il-fornituri kollhahuma eliġibbli għall-kumpens għall-OSP tal-NII.
(18)
Leġiżlazzjoni sekondarja tirregola b'aktar dettall il-forniment u l-produzzjoni tal-elettriku fl-NII. B'mod partikulari, bid-Deċiżjoni tagħha Nru 39/2014 tat-28 ta' Jannar 2014, l-ARE adottat il-Kodiċi ta' Ġestjoni tas-Sistemi tal-Elettriku fil-Gżejjer mhux Interkonnessi (minn hawn 'il quddiem “il-Kodiċi tal-NII”), li jirregola bosta kwistjonijiet fir-rigward tal-operat tas-sistemi iżolati fl-NIIs, inklużi l-ftuħ tas-suq, ir-regolament tas-suq u l-produzzjoni tal-elettriku. Il-Kodiċi tal-NII daħal fis-seħħ dakinhar tal-pubblikazzjoni tiegħu, is-17 ta' Frar 2014.
2.3. PROBLEMI SOSTANZJALI GĦALL-OPERAT TAS-SISTEMI IŻOLATI
(19)
L-applikazzjoni tissottolinja l-problemi li ġejjin għall-operat tas-sistemi tal-elettriku iżolati tal-Greċja:
(a)
il-varjazzjoni wiesgħa fid-domanda tal-elettriku fil-mikrosistemi iżolati, li tiżdied ħafna minħabba: (i) l-aspett turistiku tal-iżvilupp ekonomiku tal-gżejjer; u (ii) l-introduzzjoni iktar intensa tas-Sorsi tal-Enerġija Rinnovabbli (minn hawn 'il quddiem “is-SER”).
Dawn il-fatturi jolqtu ħażin kemm il-fattur ta' karga tal-kapaċità ta' ġenerazzjoni termali jew konvenzjonali, kif ukoll il-possibbiltà li jiġu rkuprati l-kostijiet mill-investimenti f'tali kapaċità ta' ġenerazzjoni;
(b)
il-varjazzjoni wiesgħa fil-kundizzjonijiet tat-temp fuq il-gżejjer, li taffettwa d-domanda u tikkaġuna ħsarat fis-sistemi ta' ġenerazzjoni, u b'hekk tirrikjedi riżervi estensivi.
(20)
L-applikazzjoni tissottolinja l-problemi li ġejjin għall-iżvilupp ta' ġenerazzjoni konvenzjonali fis-sistemi tal-elettriku iżolati żgħar tal-Greċja:
(a)
id-diffikultajiet, anzi l-impossibbiltà, li jinstabu siti xierqa għal stazzjonijiet konvenzjonali ġodda għall-ġenerazzjoni tal-elettriku fil-mikrosistemi iżolati, l-aktar minħabba reżistenza pubblika;
(b)
id-daqs żgħir tal-NIIs, li minħabba fih jintefa' lura l-ippjanar għall-iżvilupp fit-tul tal-produzzjoni termali, dovut għal investimenti li ma jistgħux jitbassru minn konsumaturi tal-elettriku (bħal kumplessi turistiċi kbar jew faċilitajiet tal-artiġjanat), fatt li jirrikjedi effiċjenza u flessibbiltà fir-rispons għad-domanda tal-elettriku;
(c)
id-domanda tal-elettriku fis-sistemi iżolati tal-NII mistennija li tiżdied bi 2 % fis-sena sal-2017. Għalkemm l-awtorizzazzjonijiet ingħataw lill-KNE għall-istallazzjoni tal-kapaċità addizzjonali rikjesta, u għalkemm din l-istallazzjoni diġà ġiet skedata (mistennija li tkopri d-domanda tal-NIIs kollha, flimkien mal-marġni meħtieġa ta' riżerva, sal-2017), mhux dejjem kien possibbli li tinżamm il-konformità mal-iskeda ta' żmien;
(d)
id-daqs żgħir tal-karga, varjazzjonijiet wiesgħa fil-karga, u l-introduzzjoni iktar intensa tas-SER fil-parti l-kbira tal-mikrosistemi iżolati, jillimitaw is-soluzzjonijiet teknoloġiċi disponibbli għall-ġenerazzjoni konvenzjali, u jillimitaw l-għażla għal istallazzjonijiet ta' ġenerazzjoni żgħar bl-użu ta' żejt tqil b'kontenut baxx tal-kubrit jew taż-żejt ħafif;
(e)
il-proċeduri għall-akkwist pubbliku ta' ġenerazzjoni ġdida tal-elettriku jitolbu ħafna żmien. Minn meta tingħata l-awtorizzazzjoni sa meta l-ġeneraturi tal-elettriku jibdew joperaw jgħaddu bejn sentejn u nofs u tliet snin;
(f)
l-iżvilupp ta' pjanijiet għall-bini ta' interkonnetturi bejn is-sistema interkonnessa Griega u l-mikrosistemi iżolati tal-NIIs jipperikola l-interess fl-investiment f'kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali fl-NIIs. Jinsabu skedati proġetti ta' interkonnessjoni mal-gżejjer Ċikladi u ma' Kreta.
(21)
B'riżultat ta' dan, wieħed għandu jirrikorri ta' spiss għal soluzzjonijiet ta' emerġenza, bħall-kiri ta' ġeneraturi tal-elettriku mobbli bid-diżil, jew ta' turbini tal-gass. Il-ħtieġa ta' awtorizzazzjoni każ b'każ għall-ġenerazzjoni ta' emerġenza mhijiex sitwazzjoni mixtieqa, għaliex iġġib magħha l-kiri bil-għoli ta' tagħmir flok ix-xiri tiegħu. L-applikazzjoni tipprovdi bosta eżempji fejn inċidenti mhux imbassra wasslu għall-użu iktar fit-tul ta' ġeneraturi mobbli tal-elettriku.
(22)
L-applikazzjoni tissottolinja l-problemi li ġejjin għall-ftuħ tas-suq fis-sistemi tal-elettriku iżolati fl-NIIs:
(a)
biex ikun jista' jinfetaħ is-suq, ikollha tiġi żviluppata u installata infrastruttura speċjali fis-sistemi iżolati fl-NIIs. Din l-infrastruttura tinvolvi l-installazzjoni ta' ċentri ta' kontroll li jġestixxu: (i) l-iskedjar ta' kuljum tal-ġenerazzjoni; u (ii) ir-regolament tas-suq f'kull sistema iżolata billi jingħadda l-kost ta' produzzjoni f'kull sistema iżolata lill-fornituri attivi fiha.
L-infrastruttura meħtieġa tqum ħafna, u l-kost jitħallas mill-konsumaturi;
(b)
bis-saħħa tal-OSP tal-NII, il-prezzijiet bl-imnut tal-elettriku huma l-istess għal kull kategorija ta' konsumatur mat-territorju kollu tal-Greċja. Għaldaqstant, il-kost tal-produzzjoni ogħla fl-NIIs meta mqabbel mal-kost ta' produzzjoni fis-sistema interkonnessa għandu jiġi rkuprat mill-fornituri attivi fl-NIIs billi tingħadda l-parti rispettiva tal-kumpens tal-OSP skont il-bejgħ tal-elettriku lill-klijenti tagħhom.
Huwa sostnut li l-varjazzjoni wiesgħa fil-valuri tal-kost medju annwali tal-produzzjoni varjabbli għal kull NII tkun tikkomplika l-mekkaniżmu ta' regolament tas-suq.
(23)
Għalhekk, l-YPEKA hija tal-fehma li l-iżvilupp tal-infrastruttura meħtieġa għall-operat u s-superviżjoni tas-suq tal-elettriku b'mod konġunt mal-ftuħ tas-suq fis-sistemi iżolati fl-NIIs ikun iġib miegħu kostijiet li jisbqu l-vantaġġi li jistgħu jirċievu l-konsumaturi mill-ftuħ tas-suq.
(24)
L-applikazzjoni ma tinkludix data ta' skadenza tad-deroga rikjesta.
3. L-OPINJONI TAL-ARE
3.1. IL-KAMP TA' APPLIKAZZJONI TAD-DEROGA
3.1.1. Deroga mill-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE
(25)
L-ARE hija tal-fehma li d-deroga mill-Kapitolu III, skont l-Artikolu 44(1), ma għandhiex tikkonċerna l-installazzjoni ta' kapaċità ġdida tal-elettriku li tista' tiġi żviluppata f'sistema iżolata, iżda biss it-tiġdid, l-aġġornament jew l-espansjoni tal-kapaċità ta' produzzjoni eżistenti. Il-kapaċità ta' ġenerazzjoni eżistenti hija magħmula mill-impjanti tal-elettriku li joperaw diġà jew li qegħdin jinbnew fl-NIIs. Kull impjant tal-elettriku ġdid li se jiġi installat f'dawk il-gżejjer jitqies bħala kapaċità ta' ġenerazzjoni ġdida.
(26)
L-ARE tinnota li l-produtturi indipendenti tal-elettriku (minn hawn 'il quddiem “IPPs”), jiġifieri differenti mill-KNE, urew interess qawwi fl-iżvilupp ta' SERs u impjanti tal-elettriku b'koġenerazzjoni fil-mikrosistemi iżolati kollha matul l-aħħar żewġ deċennji. B'konsegwenza ta' dan, l-aċċess ta' partijiet terzi għas-sistemi tal-elettriku tal-NIIs kollha f'dak li jirrigwarda l-iżvilupp tas-SERs u tal-koġenerazzjoni (elettriku u sħana fl-istess ħin, “CHP”) ma għandux jiġi llimitat.
(27)
L-ARE tiddikjara li mhijiex kontra l-għoti ta' deroga għall-attivazzjoni ta' impjanti tal-enerġija konvenzjonali ġodda, dejjem jekk jiġu rispettati ċerti kundizzjonijiet. Madankollu, l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE ma jipprevedix il-possibbiltà ta' deroga għal kapaċità ġdida.
(28)
L-ARE hija tal-fehma li l-estensjoni tal-kapaċità ta' impjanti konvenzjonali eżistenti tikkonċerna fuq kollox nuqqas ta' kapaċità fuq terminu qasir fl-NIIs, minħabba ħsarat mhux imbassra fuq kapaċità eżistenti jew minħabba l-installazzjoni mwaħħla ta' kapaċità ġdida, speċjalment matul il-perjodi ta' domanda għolja (ngħidu aħna, iż-żminijiet l-aktar popolari tas-sajf). Dawn l-estensjonijiet huma soġġetti għal proċedura miftuħa ta' sejħiet għall-offerti skont l-Artikolu 8 tad-Direttiva 2009/72/KE. Tali proċedura tieħu ħafna żmien, u mhijiex adattata għal sitwazzjonijiet ta' emerġenza.
(29)
L-ARE taċċetta li l-KNE għandha tkopri kull sitwazzjoni ta' emerġenza li tista' tinqala'. Jekk nikkunsidraw li l-KNE hija kapaċi tittrasporta unitajiet mobbli konvenzjonali minn gżejjer fejn hemm eċċess ta' kapaċità lejn gżejjer fejn hemm defiċit fil-kapaċità, din is-soluzzjoni aktarx tkun l-iktar waħda ekonomika wkoll.
(30)
L-ARE tisħaq li kwalunkwe deroga jkollha tippermetti li tiġi speċifikata l-proċedura xierqa ta' liċenzjar għal sitwazzjonijiet ta' emerġenza, kif ukoll, speċifikament, liema kriterji msemmija fl-Artikolu 7 tad-Direttiva 2009/72/KE għandhom jiġu eżaminati mill-awtoritajiet kompetenti ta' liċenzjar.
(31)
L-ARE hija tal-fehma li d-deroga għandha tingħata għal perjodu limitat, pereżempju massimu ta' 10 snin.
3.1.2. Deroga mill-Kapitolu VIII tad-Direttiva
(32)
Skont l-ARE, il-provvista tal-elettriku fl-NIIs hija konnessa, b'termini prattiċi, mal-OSP tal-NII u mal-kumpens tal-OSP tal-NII, għaliex (i) il-kost tal-ġenerazzjoni tal-elettriku fl-NIIs huwa ferm ogħla minn dak fil-Ġreċja kontinentali, u (ii) l-Istat Grieg jirrikjedi skedar uniformi ta' prezzijiet, għal kull kategorija ta' klijent, mat-territorju kollu tiegħu.
(33)
Il-Kodiċi tal-NII jipprevdi l-installazzjoni ta' ċertu tagħmir ta' miters u reġistrazzjoni fl-NIIs għall-kejl skont is-siegħa, għall-ġestjoni tal-enerġija u għaċ-ċentri ta' kontroll, għall-monitoraġġ u għal sistemi informatiċi relatati. L-ARE ssostni li din l-infrastruttura hija indispensabbli, sabiex:
(a)
tiżgura li l-kostijiet tal-OSP ikunu trasparenti, ma jiddiskriminawx, u jistgħu jiġu vverifikati;
(b)
isir operat u ġestjoni bil-galbu tas-sistemi tal-elettriku nfushom, sabiex jintlaħaq l-iktar mod ekonomiku ta' operat, u b'hekk jinkiseb ukoll nuqqas ikbar fl-imposti tal-OSP tal-NII għall-konsumaturi tal-elettriku;
(c)
tintlaħaq introduzzjoni iktar intensa tal-użu tas-SER u tal-koġenerazzjoni, inklużi teknoloġiji tas-SER b'rekwiżiti kumplessi u speċjali għall-ġestjoni tagħhom, bħar-RES bil-ħżin, impjanti solari-termali, eċċ.;
(d)
tiġi ggarantita t-trasparenza meħtieġa fil-ġestjoni tas-sistemi iżolati, u b'hekk jiġi żgurat it-trattament mingħajr diskriminazzjoni tal-parteċipanti kollha fis-suq, b'mod partikulari l-produtturi.
(34)
L-ARE ssostni dejjem li, irrispettivament jekk fornitur wieħed jew iktar ikollhom liċenzja biex ikunu attivi f'mikrosistema iżolata, din l-infrastruttura għandha tiġi installata fis-sistemi iżolati fl-NIIs.
(35)
L-istima tal-kost għall-installazzjoni ta' din l-infrastruttura mhux mistenni li taqbeż EUR 20 sa 30 miljun għall-NIIs kollha, inklużi Kreta u Rodi. L-ARE tqis dan l-ammont raġonevoli, speċjalment meta tikkunsidra l-vantaġġi mistennija, jiġiferi: l-iżgurar tat-trasparenza, il-verifika tal-OSP tal-NII, u l-operat ikkontrollat u bil-galbu tas-sistema iżolati tal-elettriku.
(36)
Kuntrarju għall-YPEKA, l-ARE hija tal-fehma li jekk tingħata liċenzja lil aktar minn fornitur wieħed biex ikun attiv f'ċerta sistema iżolata fl-NIIs, dan ma jkunx ifisser kost addizzjonali sostanzjali tal-infrastruttura meħtieġa, billi l-istess infrastruttura xorta hija diġà meħtieġa għall-iskedar ta' kuljum tal-unitajiet ta' ġenerazzjoni li jinsabu fl-NIIs, għar-regolament tas-suq, u għall-forniment tal-OSP tal-NII.
(37)
Barra minn hekk, l-ARE tqis li jekk ikunu permessi aktar minn fornitur wieħed, dan ikollu benefiċċji addizzjonali sinifikanti għall-konsumaturi fl-NIIs.
(38)
B'konsegwenza ta' dan, l-ARE hija tal-fehma li l-esklużjoni permanenti ta' fornituri alternattivi fis-swieq tal-NIIs mhux ta' min wieħed jixtieqha. L-installazzjoni tal-infrastrutturi meħtieġa kif deskritta iktar 'il fuq mistennija li titlesta f'perjodu ta' bejn tliet snin u ħames snin. L-ARE ma tkunx kontra deroga possibbli strettament għal dan il-perjodu ta' żmien, mingħajr estensjonijiet oħra.
(39)
L-ARE tinnota wkoll li, f'każ li l-istat ta' kwalunkwe sistema iżolata fl-NIIs jinbidel b'mod li ma jibqax jidħol fil-kategorija ta' sistemi iżolati żgħar jew mikro, id-deroga għandha tintemm awtomatikament. Sitwazzjoni bħal din tista' tinqala' fejn is-sistemi iżolati fl-NIIs huma interkonnessi mas-sistema interkonnessa tal-Greċja.
4. VALUTAZZJONI
4.1. BAŻI LEGALI TAL-APPLIKAZZJONI
(40)
L-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE jipprevedi l-possibbiltà ta' deroga minn ċerti dispożizzjonijiet tad-Direttiva, fejn id-deroga tapplika għal sistemi żgħar iżolati u għal mikrosistemi iżolati.
(41)
Skont l-Artikolu 2(26) tad-Direttiva 2009/72/KE, sistema żgħira iżolata tfisser “kwalunkwe sistema b'konsum ta' anqas minn 3 000 GWh fis-sena 1996, fejn anqas minn 5 % tal-konsum annwali jinkiseb permezz ta' interkonnessjoni ma' sistemi oħra”.
(42)
Skont l-Artikolu 2(27) tad-Direttiva 2009/72/KE, mikrosistema iżolata tfisser “kwalunkwe sistema b'konsum ta' anqas minn 500 GWh fis-sena 1996, fejn ma jkun hemm l-ebda konnessjoni ma' sistemi oħra”.
(43)
Is-sistemi iżolati identifikati fl-applikazzjoni jikkonsistu f'NII waħda, u kultant minn bosta NIIs (ara l-kolonni 1 u 2 tat-Tabella). Anki jekk sistema iżolata tikkonsisti f'bosta NIIs li huma interkonnessi ma' xulxin, is-sistema tal-elettriku kkostitwita minn dawk l-NIIs interkonnessi hija iżolata, fis-sens illi ma hija konnessa mal-ebda sistema oħra tal-elettriku.
(44)
L-applikazzjoni tiddikjara li 31 mit-32 sistema iżolata huma mikrosistemi iżolati, bl-ikbar waħda tkun Rodi. Il-mikrosistemi iżolati li għalihom saret l-applikazzjoni rrappreżentat 5,24 % tal-bejgħ totali tal-elettriku fil-Greċja fl-2010. Is-sistema iżolata ta' Kreta titqies sistema iżolata żgħira. Kreta rrappreżentat 3,01 % tad-domanda tal-elettriku tal-Greċja fl-2010.
Domanda annwali għal kull Sistema Iżolata
Domanda annwali (MWh)
Domanda annwali fl-1996
Isem is-Sistema Iżolata (SI)
NIIs li huma parti mis-SI
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Iva
Le
Rodi
Rodi
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Iva
Iva
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Iva
Iva
Lesvos
Lesvos
153 650
259 552
308 454
288 230
Iva
Iva
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Iva
Iva
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Iva
Iva
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Iva
Iva
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Iva
Iva
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Iva
Iva
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Iva
Iva
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Iva
Iva
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Iva
Iva
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Iva
Iva
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Iva
Iva
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Iva
Iva
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Iva
Iva
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Iva
Iva
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Iva
Iva
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Iva
Iva
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Iva
Iva
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Iva
Iva
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Iva
Iva
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Iva
Iva
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Iva
Iva
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Iva
Iva
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Iva
Iva
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Iva
Iva
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Iva
Iva
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Iva
Iva
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Iva
Iva
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Iva
Iva
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Iva
Iva
(45)
It-tabella ta' hawn fuq tinkludi s-sistemi iżolati kif identifikati fl-applikazzjoni, u tagħti ċerta informazzjoni dwar kull waħda minnhom. Minn dan it-tagħrif wieħed jista' jikkonkludi li fis-sistemi iżolati kollha, għajr dik ta' Kreta, fl-1996 kellhom domanda tal-elettriku li tikkwalifikahom bħala mikrosistemi iżolati fit-tifsira tal-Artikolu 2(27) tad-Direttiva 2009/72/KE. F'dak li jirrigwarda Kreta, ta' min isemmi wkoll li, billi Kreta ma kinitx u għad mhix interkonnessa ma' xi sistema oħra tal-elettriku, il-perċentwal tad-domanda tagħha sodisfatta permezz tal-interkonnetturi kien u għadu żero, jiġifieri inqas minn 5 %. Għaldaqstant, Kreta hija sistema iżolata żgħira fit-tifsira tal-Artikolu 2(26) tad-Direttiva 2009/72/KE.
(46)
L-opinjoni tal-ARE ma għaddietx kumment fuq is-sistemi iżolati identifikati fl-applikazzjoni.
(47)
Għaldaqstant, il-Kummissjoni tikkonkludi li s-sistemi iżolati kif identifikati fil-kolonna 1 tat-tabella ta' hawn fuq huma kollha mikrosistemi iżolati fit-tifsira tal-Artikolu 2(27) tad-Direttiva 2009/72/KE, għajr Kreta, li hija sistema iżolata żgħira fit-tifsira tal-Artikolu 2(26) tad-Direttiva 2009/72/KE.
4.2. PROBLEMI SOSTANZJALI GĦALL-OPERAT TA' IMPJANTI TAL-ELETTRIKU KONVENZJONALI FIL-MIKROSISTEMI IŻOLATI
(48)
Il-Kummissjoni tqis li jeżistu problemi sostanzjali għall-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali fil-mikrosistemi iżolati. Dan huwa partikularment minħabba l-elementi li ġejjin:
(a)
Id-daqs tal-karga li trid tiġi fornuta fuq il-gżejjer ma jagħtix lok għall-installazzjoni ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali ikbar, iktar effiċjeni u iktar kosteffettivi, anki għaliex biex sistema iżolata tkun tista' topera f'marġni ta' sikurezza aċċettabbli, ma tistax toqgħod fuq impjant tal-enerġija wieħed biss.
Il-karga massima annwali fl-ebda mill-mikrosistemi iżolati ma qabżet il-188,5 MW fl-2013. Il-karga massima medja (20,8 MW) u medjana (4,2 MW) huma ħafna iżgħar.
L-ebda impjant konvenzjonali installat fil-mikrosistemi iżolati ma għandha kapaċità ikbar minn 27 MW. Id-daqs medju tal-impjant (3,9 MW) u d-daqs medjan (1,1 MW) huma ħafna iżgħar.
Id-daqs żgħir tal-karga li trid tiġi fornuta, il-varjazzjoni kbira fid-domanda, intensifikata mill-introduzzjoni dejjem tikber tas-SER, inaqqsu wkoll l-għażla tat-teknoloġiji tal-impjanti tal-elettriku konvenzjonali li jistgħu jiġu operati fil-mikrosistemi iżolati.
Kull kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali fis-sistemi iżolati tal-NIIs tuża d-diżil jew iż-żejt tal-fjuwil.
(b)
Il-fatturi tal-karga annwali fil-mikrosistemi iżolati kollha huma baxxi. Il-fattur tal-karga ma qabiżx iż-0,54 fl-2012, fl-ebda mikrosistema iżolata. Il-karga massima medja u medjana, it-tnejn li huma ta' 0,38, kienu saħansitra iżgħar. Fid-dawl tal-aċċess ta' prijorità tas-SER, u fid-dawl tal-fatt li l-fatturi tal-karga użati hawnhekk jirriflettu s-sistema kollha tal-elettriku tal-mikrosistema iżolata, il-fattur tal-karga għall-impjanti tal-elettriku konvenzjonali fl-NIIs huwa saħansitra iktar baxx.
Il-fattur tal-karga annwali fis-sistema interkonnessa tal-Greċja s-soltu jkun madwar 50 % għall-unitajiet kollha, u 65 % għall-unitajiet termali (6).
Il-fattur tal-karga annwali huwa indikattiv tal-użu reali li jsir mill-impjanti tal-elettriku matul sena determinata, u b'hekk huwa indikattiv ukoll tal-kapaċità tagħhom li jagħmlu profitt.
L-introduzzjoni dejjem iktar intensa tas-SER għandha tkompli tnaqqas il-karga li tiġi fornuta mill-impjanti tal-elettriku konvenzjonali.
(c)
Jeżistu bosta proġetti bil-għan li jistabbilixxu interkonnessjoni tal-NIIs, b'mod partikulari ċ-Ċikladi u Kreta, mas-sistema interkonnessa ewlenija tal-Greċja. Kif ġie spjegat aktar 'il fuq, l-impjanti tal-elettriku konvenzjonali fl-NIIs mhumiex effiċjenti daqs l-impjanti tal-elettriku installati fis-sistema interkonnessa, u għalhekk x'aktarx li ma jkunux ekonomikament vijabbli ladarba l-NIIs li fuqhom jinsabu jkunu interkonnessi.
Għaldaqstant, il-possibbiltà li sistema iżolata tiġi interkonnessa hija diżinċentiv serju għall-investiment fil-kapaċità konvenzjonali fuq l-NIIs.
(d)
Il-karga relattivament żgħira li għandha tiġi fornuta tfisser li passi lura relattivament żgħar fid-domanda aktarx jolqtu l-kapaċità ta' ġenerazzjoni meħtieġa f'sistema iżolata determinata. In-nuqqas ta' kapaċità ta' interkonnessjoni jfisser li kull bidla fid-domanda għan-neċessità għandha tintlaqa' minn kapaċità ta' ġenerazzjoni li tinsab fil-mikrosistema iżolata.
Dan il-fattur iżid il-bżonn ta' effiċjenza u flessibbiltà fir-rispons għal passi lura fid-domanda fit-tul.
Din il-ħtieġa ta' flessibbiltà tkompli tikber fid-dawl tad-diffikultajiet li jinstabu siti xierqa għall-impjanti tal-elettriku konvenzjonali fuq l-NIIs, u minħabba d-dewmien tal-proċeduri ta' liċenzjar u għoti ta' permessi.
(e)
Il-proporzjon bejn id-domanda massima annwali u d-domanda minima annwali fl-2012 (7), fil-mikrosistemi iżolati kollha, huwa tal-anqas 3,35, iżda huwa ogħla, u spiss ħafna ogħla, għal mikrosistema iżolata determinata. Fil-fatt, il-proporzjon medju u dak medjan bejn id-domanda massima u d-domanda minima huma 6,27 u 5,98 rispettivament.
Il-proporzjon bejn id-domanda massima u dik minima fl-2010 fis-sistema interkonnessa tal-Greċja huwa madwar 3.
Il-proporzjon ogħla bejn id-domanda massima u dik minima jirrifletti l-grad ta' flessibbiltà u r-riżervi li, anki f'sena determinata, jeħtieġu jkunu disponibbli fil-kapaċità ta' ġenerazzjoni installata f'sistema iżolata.
F'dan ir-rigward, ta' min wieħed jinnota li fl-2012, f'madwar 60 % tal-mikrosistemi iżolati, isir użu ta' ġeneraturi tal-elettriku mobbli.
(49)
Għaldaqstant, il-Kummissjoni tikkonkludi li jeżistu problemi sostanzjali għall-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali fis-sistemi iżolati tal-NIIs kif identifikati fit-tabella aktar 'il fuq.
4.3. VALUTAZZJONI TAD-DEROGA MITLUBA MILL-KAPITOLU III
4.3.1. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III ma tistax tapplika għal kapaċità ġdida
(50)
Skont l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, derogi mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III jistgħu jingħataw biss fejn jidħlu t-tiġdid, l-aġġornament jew l-estensjoni tal-kapaċità eżistenti.
(51)
Għaldaqstant, ma tistax tingħata deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE għal kapaċità ġdida.
(52)
Minflok, billi s-sistemi iżolati fl-NIIs huma netwerks ta' distribuzzjoni, jekk il-proċedura ta' awtorizzazzjoni għal kapaċità ġdida tonqos milli tipprovdi għall-awtorizzazzjoni sodisfaċenti ta' kapaċità ġdida għal sistemi iżolati fl-NIIs, l-awtoritajiet Griegi jistgħu jikkunsidraw li jużaw id-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 7(3) tad-Direttiva 2009/72/KE ukoll għal kapaċità konvenzjonali żgħira ġdida. Tali kapaċità konvenzjonali żgħira ġdida tista' tinkludi, pereżempju, kapaċità ta' ġenerazzjoni temporanja li tista' ssir disponibbli fit-tul, mingħajr attribuzzjoni permanenti lil post speċifiku.
4.3.2. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III ma tistax tapplika għal Kreta
(53)
Kif issemma aktar 'il fuq, l-NIIs kollha huma mikrosistemi iżolati, bl-eċċezzjoni ta' Kreta, li hija sistema żgħira iżolata.
(54)
Għaldaqstant, ma tistax tingħata deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE għal Kreta.
4.3.3. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III ma tkoprix l-impjanti tas-SER u tas-CHP
(55)
L-applikazzjoni ma ssemmix b'mod espliċitu li d-deroga mitluba tikkonċerna impjanti konvenzjonali biss.
(56)
Madankollu, l-Artikolu 133(3) tal-Liġi 4001/2011 jeskludi espressament l-elettriku prodott bl-użu ta' sorsi tal-enerġija rinnovabbli, bil-koġenerazzjoni ta' effiċjenza għolja jew bl-impjanti ibridi, filwaqt li l-awtoprodutturi huma esklużi mill-ambitu tal-liċenzja ta' produzzjoni esklussiva li tista' tingħata lill-KNE. L-istess jgħodd fid-dawl tal-Artikolu 225 tal-Kodiċi tal-NII.
(57)
Barra minn hekk, il-ġustifikazzjoni mogħtija torbot ma' problemi sostanzjali fl-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali biss. Fil-fatt, huwa loġiku li dawk l-impjanti tal-elettriku jħabbtu wiċċhom ma' problemi sostanzjali b'riżultat, fost l-oħrajn, taż-żieda fl-introduzzjoni tas-SER.
(58)
Għaldaqstant, anki jekk l-applikazzjoni għandha tfittex li titlob deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE għal impjanti ta' ġenerazzjoni differenti mill-impjanti tal-elettriku konvenzjonali, id-deroga ma tistax tingħata, għax ma ngħatat l-ebda raġuni li tiġġustifikaha.
4.3.4. Id-deroga għall-awtorizzazzjoni tat-tiġdid, l-aġġornament jew l-estensjoni tal-kapaċità eżistenti tista' tingħata
(59)
Fid-dawl tal-problemi sostanzjali msemmija iktar 'il fuq għall-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali fis-sistema iżolati żgħar, tista' tingħata deroga għall-awtorizzazzjoni ta' kapaċità konvenzjonali eżistenti, dejjem safejn dan jikkonċerna t-tiġdid, l-aġġornament u l-estensjoni ta' kapaċità konvenzjonali eżistenti. Tali awtorizzazzjoni tista' tingħata direttament lill-KNE.
(60)
Għall-finijiet ta' din id-deroga:
(a)
il-kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali eżistenti tinkludi proġetti għall-bini ta' kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali li għaliha diġà ngħatat liċenzja mill-ARE, li sad-data ta' dħul fis-seħħ ta' din id-Deċiżjoni ma ġietx ikkanċellata;
(b)
it-twaqqigħ sħiħ tal-kapaċità ta' ġenerazzjoni ewlenija f'sit eżistenti, u s-sostituzzjoni tiegħu b'installazzjoni ġdida ta' ġenerazzjoni tal-elettriku, jitqiesu bini ta' kapaċità ġdida;
(c)
it-tqegħid ta' kapaċità ta' ġenerazzjoni temporanja fil-perimetru tal-kapaċità eżistenti jikkostitwixxi estensjoni ta' kapaċità eżistenti.
(61)
Madankollu, ma hemm l-ebda raġuni għal deroga mill-kriterji u mill-kundizzjonijiet, bħal dawk stipulati fl-Artikolu 7(2) tad-Direttiva 2009/72/KE, li skonthom tista' tingħata awtorizzazzjoni lill-KNE.
(62)
Barra minn hekk, f'każ li d-deroga tingħata direttament lill-KNE, huwa importanti li t-termini jistipulaw l-obbligi fir-rigward tal-iskadenza għad-dħul fl-operat sħiħ tal-impjant tal-elettriku konvenzjonali awtorizzat, u li jinkludu dispożizzjonijiet li jiżguraw il-konformità sħiħa u effettiva ma' tali obbligi. Wara din l-iskadenza, fid-diskrezzjoni esklussiva tal-ARE, tali awtorizzazzjoni diretta tista' tiġi estiża, iżda biss jekk l-iskadenza tkun għaddiet għal raġunijiet li jmorru lil hinn mill-kontroll tal-KNE. Wara l-iskadenza, l-ARE għandha torganizza proċedura ta' awtorizzazzjoni f'konformità sħiħa mal-Artikolu 7(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, u b'hekk tinkludi l-parteċipazzjoni ta' partijiet terzi.
4.3.5. Id-deroga ma tistax tkopri sejħiet għall-offerti għal kapaċità ġdida
(63)
Bħala definizzjoni, is-sejħiet għall-offerti fit-tifsira tal-Artikolu 8 tad-Direttiva 2009/72/KE jikkonċernaw il-kapaċità li għad trid tinbena u tiġi awtorizzata, u għalhekk, jikkostitwixxu kapaċità ġdida.
(64)
Għar-raġunijiet diġà spjegati aktar 'il fuq, ma għandhiex tingħata deroga għal kapaċità ġdida skont l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE.
4.4. VALUTAZZJONI TAD-DEROGA MITLUBA MILL-KAPITOLU VIII
4.4.1. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu VIII ma tkoprix l-Artikolu 32 dwar l-aċċess ta' partijiet terzi
(65)
L-applikazzjoni tikkonċerna d-deroga mill-Kapitolu VIII tad-Direttiva 2009/72/KE, u b'hekk, tista' titqies li tinkludi talba għal deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 32 dwar l-aċċess ta' partijiet terzi (minn issa 'l quddiem “APT”).
(66)
L-applikazzjoni ma tispeċifikax jekk id-deroga mitluba tkoprix ukoll l-Artikolu 32 tad-Direttiva 2009/72/KE, u lanqas ma tagħti raġunijiet li jiġġustifikaw tali deroga. Minflok, il-Liġi 4001/2011 u l-kodiċi tan-NII jobbligaw lil DEDDIE li tagħti lil partijiet terzi, mingħajr diskriminazzjoni, aċċess għas-sistema ta' distribuzzjoni kif operata minn DEDDIE (eż. l-Artikolu 127 tal-Liġi 4001/2011). Konsegwentement, din id-deroga ma tistax tingħata.
4.4.2. Deroga mill-Artikolu 33 dwar il-ftuħ tas-suq u r-reċiproċità
4.4.2.1. L-ebda raġuni għal deroga permanenti mill-Artikolu 33 tad-Direttiva 2009/72/KE
(67)
L-applikazzjoni targumenta essenzjalment li l-KNE għandha tibqa' l-uniku fornitur bil-liċenzja li jforni l-elettriku lill-klijenti fuq l-NII, għar-raġuni li l-iżvilupp tal-infrastruttura meħtieġa għall-operat u s-superviżjoni tas-suq tal-elettriku f'mikrosistemi iżolati, flimkien ma' dawk meħtieġa għall-ftuħ tas-suq għall-fornituri partijiet terzi, iwassal għal kostijiet għall-operatur tan-NII li jisbqu l-vantaġġi li jistgħu jirċievu l-konsumaturi mill-ftuħ tas-suq.
(68)
Kif joħroġ fid-dieher mill-opinjoni tal-ARE, l-infrastruttura installata fuq l-NIIs tfittex li tiżgura li l-OSP tal-NII jista' jiġi ġestit, skont il-liġi eżistenzi, b'mod trasparenti, verifikabbli u mingħajr diskriminazzjoni. Barra minn hekk, l-infrastruttura hija meħtieġa għall-operat tas-sistemi iżolati tal-NII minn perspettiva teknika kif ukoll ekonomika. B'riżultat ta' dan, billi l-infrastruttura xorta hija meħtieġa biex tilħaq dawk ir-rekwiżiti, irrispettivament mill-għadd ta' fornituri li għandhom liċenzja fl-NIIs, il-ftuħ tas-suq ma jżidx il-kost tal-infrastruttura.
(69)
Anki jekk teħtieġ infrastruttura simili, il-ftuħ tas-suq mhuwiex intrinsikament marbut mal-operat tekniku tas-sistemi iżolati fl-NIIs jew mal-OSP tal-NII, billi ma hemm l-ebda rabta kawżali bejn l-operat tekniku u ekonomiku ta' dawn is-sistemi iżolati u l-operat tal-OSP tan-NII skont ir-rekwiżiti legali rilevanti, min-naħa l-waħda, u bejn il-kwistjoni ta' jekk fornitur wieħed jew iktar għandhomx liċenzja biex ifornu lill-konsumatur tal-elettriku fl-NII, fuq in-naħa l-oħra.
(70)
Huwa korrett li l-kostijiet ogħla tal-produzzjoni fl-NIIs meta mqabbla mal-kost ta' produzzjoni fis-sistema interkonnessa għandhom jiġu rkuprati mill-fornituri attivi fl-NIIs billi tingħadda l-parti rispettiva tal-kumpens tal-OSP tal-NII skont il-bejgħ tal-elettriku lill-klijenti tagħhom. Madankollu, l-istabbiliment tal-kostijiet ta' produzzjoni fl-NIIs huwa f'kull każ meħtieġ sabiex jiddetermina l-kumpens finanzjarju għall-OSP tal-NII, irrispettivament mill-għadd ta' fornituri attivi fl-NIIs.
(71)
L-uniku rekwiżit addizzjonali għall-ftuħ tas-suq huwa li dan il-kost jingħadda lil kull fornitur tal-partijiet rispettivi tal-kumpens tal-OSP tal-NII, skont il-bejgħ tal-elettriku tal-klijenti tagħhom. Id-dejta relatata tal-klijenti, b'mod partikulari d-dejta tal-miters, hija meħtieġa wkoll, irrispettivament jekk hemmx fornitur wieħed jew iktar b'liċenzja li jfornu lill-klijenti bbażati fuq l-NII.
(72)
B'riżultat ta' dan, l-għoti ta' kumpens tal-OSP tal-NII lill-fornituri jfisser biss il-kapaċità li d-dejta tal-miters tal-klijenti tiġi attribwita lil fornitur liċenzjat partikulari, li huwa qabelxejn proċess amministrattiv imsejjes fuq l-informazzjoni, miġbura bis-sħiħ jew sa grad avvanzat, irrispettivament jekk jeżistix jew le l-ftuħ tas-suq fl-NIIs. It-tieni nett, din il-kapaċità hija prekundizzjoni għall-operat xieraq ta' kwalunkwe suq ta' provvista tal-elettriku. Għaldaqstant, tali kostijiet ma jistgħux jiġu aċċettati bħala raġuni għal deroga għall-ftuħ tas-suq, billi mhumiex speċifiċi għall-operat tas-sistemi iżolati tal-NIIs, jew konnessi ma' problema sostanzjali fl-operat tagħhom.
(73)
Importanti li wieħed jinnota li t-tfassil ta' reġistri għall-attribuzzjoni tal-informazzjoni dwar il-miters lill-fornituri huwa parti mill-infrastruttura li għandha tiġi implimentata. Filwaqt li l-installazzjoni bis-sħiħ tal-infrastruttura ppjanata se tiffaċilita l-operat ottimali tas-sistemi tal-elettriku iżolati, l-implimentazzjoni sħiħa tal-investiment relatat mhijiex kundizzjoni neċessarja biex isir il-ftuħ tas-suq.
(74)
Il-fatt li tista' teżisti varjazzjoni wiesgħa fil-valuri tal-kost ta' produzzjoni annwali medju varjabbli għal kull NII ma jfisser xejn. Fil-fatt, anki jekk tkun sostanzjata, tali varjazzjoni tikkonċerna l-kost tal-produzzjoni tal-elettriku fis-sistemi iżolati tan-NIIs. L-istabbiliment ta' dan l-ammont diġà huwa meħtieġ għall-ġestjoni tal-OSP tal-NII skont ir-rekwiżiti legali, u barra minn hekk, bl-ebda mod mhu milqut mill-għadd ta' fornituri b'liċenzja biex ifornu l-elettriku lill-klijenti bbażati fl-NIIs. Barra minn hekk, fid-dawl tal-fatt li l-amministrazzjoni tal-OSP tal-NII hija msejsa diġà fuq sistema ta' kull xahar għal kull sistema iżolata b'mod separat, huwa diffiċli li wieħed jimmaġina li varjazzjonijiet annwali kbar għal kull NII jistgħu jwasslu għal problemi materjali.
(75)
Minn dan isegwi li l-għadd ta' fornituri b'liċenzja li jfornu l-elettriku lil klijenti fuq l-NIIs la huwa intrinsikament marbut mal-operat tekniku u ekonomiku tas-sistemi iżolati, u lanqas mal-operat tal-OSP tal-NII skont ir-rekwiżiti legali rilevanti.
(76)
Barra minn hekk, ta' min jinnota li l-ftuħ tas-suq għandu vantaġġi li jisbqu l-kostijiet, jekk ikun hemm, tal-ftuħ tas-suq. Kif tinnota l-ARE, fornituri alternattivi fl-NIIs jistgħu jipprovdu vantaġġi addizzjonali sinifikanti lil klijenti bbażati fl-NIIs, billi jikkombinaw il-forniment ta' servizzi oħra ma' dak tal-elettriku.
(77)
B'riżultat ta' dan, it-talba għal deroga permanenti mill-Artikolu 33 ma għandhiex tingħata.
4.4.2.2. Limitazzjoni fit-tul ta' żmien ta' sistema iżolata mill-Artikolu 33 tad-Direttiva 2009/72/KE
(78)
Fid-dawl ta' kulma ngħad hawn fuq, għandu jiġi rikonoxxut li l-ftuħ tas-suq jirrikjedi l-istabbiliment ta' arranġamenti prattiċi biex jippermettu lis-sistemi iżolati tal-NIIs jiġu operati f'konformità sħiħa mal-Kodiċi tal-NII. Problemi prattiċi marbutin mal-ftuħ tas-suq jistgħu jwasslu jew għan-nuqqas ta' disponibbiltà tar-reġistri rikjesti biex jattribwixxu l-miters u d-dejta tal-miters lill-fornituri, jew għall-fatt li l-konfigurazzjoni ottimali tal-infrastruttura għadha mhix implimentata. Abbażi ta' dan, jista' jiġi kkunsidrat l-għoti ta' deroga mill-Artikolu 33 tad-Direttiva 2009/72/KE li tkun limitata fiż-żmien.
(79)
Fil-valutazzjoni tat-tul ta' żmien ta' tali deroga mill-Kapitolu VIII, iż-żewġ konsiderazzjonijiet li ġejjin huma rilevanti:
(a)
kif diġà ġie indikat, l-iktar element importanti meħtieġ għall-ftuħ tas-suq fl-NIIs huwa d-disponibbiltà ta' reġistru fl-NIIs li jippermetti l-attribuzzjoni ta' dejta tal-miters lil fornitur determinat. L-Artikolu 327(4) tal-Kodiċi tal-NII jistipula li r-reġistru meħtieġ għal dan il-għan jiġi ffinalizzat sa mhux iktar minn sentejn wara d-dħul fis-seħħ tal-Kodiċi tal-NII. Id-disponibbiltà tar-reġistru hija kundizzjoni neċessarja għall-ftuħ tas-suq f'termini prattiċi;
(b)
it-tlestija sħiħa tal-programm ta' investiment għall-installazzjoni tal-infrastruttura fl-NIIs tkun tiffaċilita bla dubju l-operat prattiku tal-ftuħ tas-suq fl-NIIs. Madankollu, dan mhuwiex rekwiżit neċessarju. L-Artikolu 237(7) tal-Kodiċi tal-NII jistipula skeda ta' żmien li skontha l-NIIs attwali kollha suppost ikunu mgħammra bl-infrastruttura addizzjonali li għandha tiġi installata fl-NIIS mhux inqas minn 5 snin wara d-dħul fis-seħħ tal-Kodiċi tal-NII.
(80)
Għaldaqstant, deroga mill-ftuħ tas-suq għandha tingħata għal tal-anqas sentejn wara d-dħul fis-seħħ tal-Kodiċi tal-NII, jiġifieri sas-17 ta' Frar 2016, sabiex ikunu jistgħu jiġu stabbiliti r-reġistri, li huma rekwiżit neċessarju għall-ftuħ tas-suq. Billi l-infrastruttura sħiħa għandha tiġi installata sa mhux aktar tard minn 5 snin wara d-dħul fis-seħħ tal-Kodiċi tal-NII, il-validità tad-deroga għandha tkun limitata f'kull każ għal 5 snin wara d-dħul fis-seħħ tal-kodiċi NII, jiġifieri sas-17 ta' Frar 2019, għal kwalunwke sistema iżolata tal-NIIs. Madankollu, billi d-deroga tista' tiġi ġġustifikata biss fejn ikun fadal problemi sostanzjali u materjali għall-ftuħ tas-suq li jistgħu jintrabtu direttament man-nuqqas ta' tlestija tal-programm ta' investiment fl-infrastruttura fl-NIIs, għandu jiġi vverifikat b'mod regolari jekk tali problemi għadhomx jeżistu f'sistema iżolata ta' NII determinata. Tali verifika għandha tuża, bħala punt ta' referenza, pjan ta' investiment minn DEDDIE, approvat mill-awtoritajiet kompetenti tal-Greċja, għall-installazzjoni tal-infrastruttura meħtieġa fl-NIIs. Għaldaqstant, dan il-pjan għandu jitlesta u jiġi approvat sas-17 ta' Frar 2015.
(81)
Sabiex il-ftuħ tas-suq ma jiddewwimx mingħajr bżonn, il-pjan ta' investiment fl-infrastruttura ta' DEDDIE għandu jiġi approvat mill-ARE, u għandu jagħti prijorità lis-sistema iżolati ta' Kreta u Rodi, li huma l-NIIs bl-ikbar popolazzjonijiet.
(82)
Mis-17 ta' Frar 2016, u mbagħad kull sena sas-17 ta' Frar 2019, DEDDIE għandha tfassal rapport, li għandu jiġi approvat mill-ARE, li jispeċifika r-raġunijiet għala l-ftuħ tas-suq għadu ma sarx f'sistema iżolata ta' NII determinata. Dan ir-rapport għandu jiġu ppubblikat u jiġi nnotifikat lill-Kummissjoni.
4.4.3. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu VIII ma tkoprix l-Artikolu 34
(83)
L-applikazzjoni tikkonċerna deroga mill-Kapitolu VIII tad-Direttiva 2009/72/KE, u b'hekk, tista' titqies li tinkludi talba għal deroga mill-Artikolu 34 dwar linji diretti fit-tifsira tal-Artikolu 2(15) tad-Direttiva 2009/72/KE.
(84)
L-applkazzjoni ma tispeċifikax jekk id-deroga mitluba tkoprix ukoll l-Artikolu 34 tad-Direttiva 2009/72/KE.
(85)
Għaldaqstant, anki jekk l-applikazzjoni trid titlob deroga mill-Artikolu 34 tad-Direttiva 2009/72/KE, tali deroga ma għandhiex tingħata billi ma ngħatat l-ebda raġuni li tiġġustifikaha.
4.4.4. Interkonnetturi - applikazzjoni tad-deroga mill-Kapitoli III u VIII
(86)
Id-deroga preżenti tikkonċerna mikrosistemi iżolati li huma karatterizzati preċiżament mill-fatt li mhumiex interkonnessi, jew fil-każ tas-sistemi iżolati żgħar, huma interkonnessi sa punt limitat ħafna, ma' sistemi tal-elettriku oħra.
(87)
Madankollu:
(a)
skont il-Pjan ta' Żvilupp ta' Għaxar Snin approvat dan l-aħħar mill-operatur tas-sistema ta' trażmissjoni tal-Greċja, ADMIE (l-Operatur Indipendenti tat-Trażmissjoni tal-Elettriku), l-interkonnessjoni tal-Gżejjer Ċikladi mistennija li titlesta sal-2018 fi tliet fażijiet, b'ċerti Gżejjer Ċikladi jkunu interkonnessi mas-sistema interkonnessa Griega ħafna qabel din id-data;
(b)
għaldaqstant, l-interkonnessjoni ma' Kreta mistennija li titlesta sal-2020. Il-partijiet rilevanti tal-proġett għall-ewwel tliet snin ġew inklużi fil-Pjan ta' Żvilupp fuq Għaxar Snin approvat tal-2013 ta' ADMIE. Il-pjan aħħari għandu jiġi inkluż fil-Pjan ta' Żvilupp ta' Għaxar Snin, li se jiġi approvat fl-2014.-
(88)
Jeħtieġ li jkun hemm dispożizzjoni espliċita li d-deroga preżenti għal sistema iżolata determinata tintemm awtomatikament malli ssir kompletament operazzjonali interkonnessjoni bejn sistema iżolata determinata u s-sistema interkonnessa tal-Greċja.
(89)
DEDDIE, anki jekk tkun legalment u operattivament diżakkopjata, hija 100 % proprjetà tal-KNE. Kuntrarju għal operatur ta' sistema ta' distribuzzjoni fit-tifsira tad-Direttiva 2009/72/KE, DEDDIE għandha kompiti wiesgħa fl-operat tas-sistemi iżolati tal-NIIs u fl-operat ta' ġenerazzjoni fl-NIIs, inkluża l-kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali proprjetà tal-KNE, u b'hekk ir-rimunerazzjoni ekonomika tagħha. Kif ġie spjegat aktar 'il fuq, l-interkonnessjoni taffettwa l-vijabbiltà ekonomika tal-impjanti tal-elettriku konvenzjonali bħalissa installati fis-sistemi iżolati tal-NIIs.
(90)
Għandhom jingħataw derogi biss jekk ikunu proporzjonali, u ma jmorrux lil hinn minn dak li huwa strettament meħtieġ. Għaldaqstant, jeħtieġ li jingħataw inċentivi ċari u trasparenza fir-rigward ta' deċiżjonijiet dwar jekk għandhomx jiġu interkonnessi s-sistemi iżolati tal-NIIs.
(91)
L-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011 jistipula li:
“ADMIE SA għandha tressaq lill-ARE pjan ta' żvilupp fuq għaxar snin tas-sistema ta' trażmissjoni tal-elettriku tal-Greċja sal-31 ta' Marzu ta' kull sena […] B'mod partikulari, il-pjan ta' żvilupp fuq għaxar snin tas-sistema ta' trażmissjoni tal-elettriku tal-Greċja għandu: […] (c) jipprovdi studju tekniku u finanzjarju tal-kosti u l-benefiċċji għal xogħlijiet importanti fuq it-trażmissjoni […], partikularment għal […] interkonnetturi bejn il-gżejjer u s-sistema ta' trażmissjoni, flimkien ma' skeda ta' żmien, stima tal-fluss tal-flus u tar-rekwiżiti ta' finanzjament għall-proġetti kollha ta' investiment”
.
(92)
Sabiex jiżgura li jeżistu inċentivi ċari u trasparenza fir-rigward ta' deċiżjonijiet dwar jekk għandhomx jiġu interkonnessi sistemi iżolati tal-NIIs, l-awtoritajiet Griegi għandhom jiżguraw li:
(a)
meta jawtorizzaw, jew joħorġu sejħa għall-offerti, għal kapaċità eżistenti jew kapaċità ġdida għal sistema iżolata determinata fuq NII, ADMIE, DEDDIE u l-ARE jikkunsidraw b'mod sistematiku l-alternattiva tal-interkonnessjoni tas-sistema iżolata li l-NII ikkonċernata hija parti minnha. Tali awtorizzazzjoni għal kapaċità eżistenti jew ġdida għandha tinċaħad jekk ikun iktar kosteffettiv li jinbena interkonnettur. Il-kostijiet għandhom jinkludu l-kostijiet kollha tal-forniment tal-elettriku lill-klijenti aħħarija fis-sistema iżolata, inkluż il-kumpens tal-OSP tal-NII;
(b)
l-istudju tal-kostijiet u l-benefiċċji għal xogħlijiet importanti fuq it-trażmissjoni minn ADMIE, kif ipprovdut fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011, jikkunsidra biss il-kostijiet effiċjenti tal-investiment u l-operat tal-interkonnessjoni. B'mod partikulari, ma għandux jikkunsidra dħul mitluf, jew deprezzament fil-valur, tal-assi ta' ġenerazzjoni konvenzjonali diġà installata fuq l-NIIs;
(c)
l-ARE tippubblika, flimkien mal-pjan ta' investiment fuq għaxar snin ta' ADMIE kif inhu stipulat fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011, il-kostijiet globali, inklużi l-kumpens tal-OSP tal-NII, tal-forniment tal-klijenti tal-elettriku f'kull sistema iżolata tal-NIIs. Sakemm il-bini ta' interkonnettur ma jiġix integrat fil-pjan ta' investiment fuq għaxar snin ta' ADMIE kif stipulat fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011 kif approvat mill-ARE, l-ARE għandha torganizza, fuq l-inizjattiva tagħha stess jew fuq talba sempliċi ta' parti terza, sejħa għall-offerti kif ipprovdut fl-Artikolu 22(7)(b) tad-Direttiva 2009/72/KE għall-bini ta' interkonnettur li jqabbad sistema iżolata tal-NII waħda jew iktar. Interkonnettur għandu jinbena jekk il-bini tiegħu jnaqqas il-kostijiet globali, inkluż il-kumpens tal-OSP tal-NII, tal-forniment tal-elettriku lill-kiljenti li jinsabu fl-NIIs;
(d)
l-ARE tistipula skadenza ċara għat-tlestija tal-bini ta' interkonnettur. Jekk l-interkonnettur ma jinbniex jew ma jitlestiex sal-iskadenza stipulata mill-ARE, għandhom jitfittxu danni għat-tfaddil mitluf tal-kostijiet.
4.5. TUL TA' ŻMIEN
(93)
Jeħtieġ li jiġu rriveduti l-fatti li fuqhom hija bbażata d-deroga preżenti, b'mod partikulari wara li l-pjanijiet għall-interkonnessjoni ta' ċerti sistemi iżolati jkunu mistennija li jitlestew, u wara li jkunu għaddew l-iskadenzi għall-installazzjoni tal-infrastruttura kif stipulat fl-Artikolu 237 tal-Kodiċi tal-NII.
(94)
Għaldaqstant, kwalunkwe deroga għandha tkun valida sal-1 ta' Jannar 2021.
4.6. EFFETT RETROATTIV
(95)
Kif issemma aktar 'il fuq, l-applikazzjoni tas-17 ta' Jannar 2012 ġeddet l-applikazzjoni inizjali li tressqet fl-2003.
(96)
L-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE, revokata mid-Direttiva 2009/72/KE, kien jinkludi wkoll dispożizzjonijiet li jippermettu lill-Istati Membri japplikaw għal derogi minn ċerti dispożizzjonijiet ta' dik id-Direttiva f'każ ta' problemi sostanzjali fl-operat ta' sistemi iżolati żgħar u mikrosistemi iżolati. Skont l-Artikolu 48 tad-Direttiva 2009/72/KE, kull referenza għall-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE għandha tinftiehem bħala referenza għall-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE.
(97)
Id-definizzjonijiet ta' sistema iżolata żgħira u ta' mikrosistema iżolata użati fl-Artikolu 2(26) u (27) tad-Direttiva 2003/54/KE huma identiċi għal dawk użati fl-Artikolu 2(26) u (27) tad-Direttiva 2009/72/KE.
(98)
Iż-żewġ definizzjonijiet jirreferu għad-domanda tal-elettriku fis-sistemi iżolati fl-1996, li ma nbidlitx. Barra minn hekk, Kreta ma kinitx interkonnessa mas-sistema interkonnessa tal-Greċja la fl-2003 u lanqas fl-2012, u lanqas fil-mument li fih tidħol fis-seħħ id-deroga preżenti.
(99)
Għaldaqstant, kull mikrosistema iżolata u kull sistema iżolata żgħira tal-elettriku li jikkwalifikaw bħala mikrosistema iżolata jew bħala sistema iżolata żgħira fl-applikazzjoni, ikkwalifikaw bħala tali meta saret l-applikazzjoni inizjali, u se jikkwalifikaw meta tidħol fis-seħħ din id-deroga.
(100)
B'riżultat ta' dan, ma saret l-ebda bidla legali jew fattwali fir-rigward tas-sistemi iżolata żgħar u l-mikrosistemi iżolati li tista' tikkwalifika għal deroga skont id-Direttiva 2003/54/KE u d-Direttiva 2009/72/KE.
(101)
L-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE ppermetta l-għoti ta' deroga mill-Kapitolu III tagħha, li tinkludi dispożizzjonijiet, bħal dawk tal-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE rigward il-proċeduri ta' awtorizzazzjoni għal kapaċità ġdida u sejħiet għall-offerti għal kapaċità ġdida.
(102)
L-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE ppermetta l-għoti ta' deroga mill-Kapitolu VII tagħha, li tinkludi dispożizzjonijiet, bħal dawk tal-Kapitolu VIII tad-Direttiva 2009/72/KE, rigward l-aċċess ta' partijiet terzi, il-ftuħ tas-suq u l-linji diretti.
(103)
Kieku l-Kummissjoni kienet tat deroga bi tweġiba għall-applikazzjoni inizjali, setgħet tatha fuq l-istess termini bħad-deroga preżenti skont id-Direttiva 2009/72/KE.
(104)
Barra minn hekk, ma saret l-ebda bidla fiċ-ċirkustanzi fattwali mill-2003 'l hawn. Tabilħaqq, is-sitwazzjoni ġeografika tal-NIIs, il-fatturi ekonomiċi li jirregolaw l-operat tas-sistemi tal-elettriku fis-sistemi iżolati tal-NIIs, u n-natura tal-problemi sostanzjali mnissla mill-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali fis-sistemi iżolati tal-NIIs, ftit li xejn inbidlu mill-2003 'l hawn.
(105)
L-applikazzjoni inizjali ilha pendenti mill-2003. In-nuqqas ta' azzjoni tal-Kummissjoni ma għandux ikun ta' ħsara għar-Repubblika Ellenika. Ir-Repubblika Ellenika kkonformat mal-obbligi tagħha skont l-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE u l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, u ressqet talba ġġustifikata kif xieraq għal deroga skont dawk l-Artikoli għas-sistemi iżolati fuq l-NIIs.
(106)
Għaldaqstant, jixraq li din id-Deċiżjoni ta' deroga tidħol fis-seħħ mid-data ta' notifika tal-applikazzjoni inizjali, jiġifieri mill-5 ta' Diċembru 2003,
ADOTTAT DIN ID-DEĊIŻJONI:
Artikolu 1
Din id-Deċiżjoni tapplika għas-sistemi iżolati żgħar u għall-mikrosistemi iżolati kif identifikati fit-Tabella.
Għall-finijiet ta' din id-Deċiżjoni, Kreta hija sistema iżolata żgħira, filwaqt li s-sistemi iżolati kollha l-oħra huma mikrosistemi iżolati.
Artikolu 2
1. Tingħata deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 33 tad-Direttiva 2009/72/KE għas-sistemi iżolati ż-żgħar u għall-mikrosistemi iżolati.
2. Din id-deroga għandha tkun valida sas-17 ta' Frar 2016, jew sal-installazzjoni bis-sħiħ tal-infrastruttura kif ipprovdut fl-Artikolu 237(7) tal-Kodiċi tal-NII, skont liema data hija aktar tard. F'kull każ, din id-deroga għandha tintemm fis-17 ta' Frar 2019.
3. L-awtoritajiet tal-Greċja għandhom ifasslu, sas-17 ta' Frar 2015, pjan għall-investimenti fl-infrastruttura, kif ipprovdut fl-Artikolu 237(7) tal-Kodiċi tal-NII, li jispeċifika, b'mod separat għal kull sistema iżolata tal-NIIs, sa liema data l-infrastruttura għandha tkun installata bis-sħiħ. Dan il-pjan għandu jagħti prijorità lil Kreta u lil Rodi.
4. Mis-17 ta' Frar 2016, u mbagħad kull sena sas-17 ta' Frar 2019, l-awtoritajiet tal-Greċja għandhom ifasslu rapport li jispeċifika, għal kull sistema iżolata tal-NIIs: (a) jekk sarx ftuħ tas-suq; (b) l-istatus tal-investimenti fl-infrastruttura b'rabta mal-pjan rilevanti; (c) il-problemi sostanzjali u materjali li jippersistu għall-ftuħ tas-suq; u (d) jekk dawk il-problemi jistgħu jiġu attribwiti direttament għan-nuqqas ta' tlestija tal-investiment fl-infrastruttura kif ipprovdut fl-Artikolu 237(7) tal-Kodiċi tal-NII.
Artikolu 3
1. Tingħata deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 7(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, li skonthom l-awtorizzazzjonijiet għat-tiġdid, għall-aġġornament u għall-estensjoni ta' kapaċità konvenzjonali eżistenti f'mikrosistemi iżolata jistgħu jingħataw direttament lill-KNE.
2. Għall-finijiet ta' din id-deroga:
(a)
il-kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali eżistenti għandha tinkludi proġetti ta' tiġdid, aġġornament u estensjoni tal-kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali li għaliha teżisti liċenzja valida, maħruġa mill-ARE, fid-data ta' notifika ta' din id-Deċiżjoni;
(b)
it-twaqqigħ sħiħ tal-kapaċità ta' ġenerazzjoni ewlenija f'sit eżistenti, u s-sostituzzjoni tiegħu b'installazzjoni ġdida ta' ġenerazzjoni tal-elettriku, ma għandhomx jitqiesu bħala kapaċità eżistenti, iżda bħala bini ta' kapaċità ġdida;
(c)
it-tqegħid ta' kapaċità ta' ġenerazzjoni temporanja fil-perimetru ta' kapaċità eżistenti għandu jikkostitwixxi estensjoni ta' kapaċità eżistenti.
3. Malli tiskadi l-awtorizzazzjoni mogħtija skont l-ewwel paragrafu, tali awtorizzazzjoni tista' tiġi estiża, fid-diskrezzjoni esklussiva tal-ARE, dejjem jekk id-dewmien ikun dovut għal raġunijiet li jmorru totalment lil hinn mill-kontroll tal-KNE.
4. Din id-deroga ma għandhiex tibqa' tapplika għal awtorizzazzjonijiet mogħtija skont l-ewwel paragrafu li jkunu skadew jew tħassru.
5. Kull dispożizzjoni oħra tal-Artikolu 7 tad-Direttiva 2009/72/KE tibqa' tapplika bis-sħiħ.
6. Din id-deroga hija valida sal-1 ta' Jannar 2021.
Artikolu 4
1. Id-derogi pprovduti f'din id-Deċiżjoni ma għandhomx jibqgħu japplikaw għal sistemi iżolati żgħar u għal mikrosistemi iżolati ladarba jkunu interkonnessi mas-sistema interkonnessa.
2. L-awtoritajiet tal-Greċja:
(a)
meta jawtorizzaw, jew joħorġu sejħa għall-offerti f'sistema iżolata determinata ta' NII, għandhom jikkunsidraw b'mod sistematiku l-alternattiva tal-interkonnessjoni tas-sistema iżolata li l-NII kkonċernata hija parti minnha. Awtorizzazzjoni għal kapaċità ġdida għandha tinċaħad jekk ikun iktar kosteffettiv li jinbena interkonnettur. Il-kostijiet għandhom jinkludu l-kostijiet kollha tal-forniment tal-elettriku lill-klijenti aħħarija fis-sistema iżolata, inkluż il-kumpens tal-OSP tal-NII;
(b)
għandhom jiżguraw li l-istudju tal-kostijiet u l-benefiċċji għal xogħlijiet importanti fuq it-trażmissjoni minn ADMIE, kif ipprovdut fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011, jikkunsidra biss il-kostijiet effiċjenti tal-investiment u l-operat tal-interkonnessjoni ppjanata. Ma għandux jikkunsidra dħul mitluf, jew deprezzament fil-valur, tal-assi ta' ġenerazzjoni konvenzjonali diġà installati fuq l-NIIs;
(c)
għandhom jippubblikaw, flimkien mal-pjan ta' investiment fuq għaxar snin ta' ADMIE kif inhu stipulat fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011, il-kostijiet globali, inklużi l-kumpens tal-OSP tal-NII, tal-forniment tal-klijenti tal-elettriku f'kull sistema iżolata tal-NIIs. Sakemm il-bini ta' interkonnettur ma jiġix integrat fil-pjan ta' investiment fuq għaxar snin ta' ADMIE kif stipulat fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011 kif approvat mill-ARE, l-awtoritajiet tal-Greċja għandhom jorganizzaw, fuq l-inizjattiva tagħhom stess jew fuq talba sempliċi ta' parti terza, sejħa għall-offerti kif ipprovdut fl-Artikolu 22(7)(b) tad-Direttiva 2009/72/KE għall-bini ta' interkonnettur li jqabbad sistema iżolata tal-NII waħda jew iktar. Interkonnettur għandu jinbena jekk il-bini tiegħu jnaqqas il-kostijiet globali, inkluż il-kumpens tal-OSP tal-NII, tal-forniment tal-elettriku lill-kiljenti li jinsabu fl-NIIs;
(d)
għandhom jistipulaw skadenza ċara għat-tlestija tal-bini ta' interkonnettur. Jekk l-interkonnettur ma jinbeniex jew ma jitlestiex sal-iskadenza stipulata, l-awtoritajiet tal-Greċja għandhom ifittxu danni għat-tfaddil mitluf tal-kostijiet.
Artikolu 5
Id-Deċiżjoni għandha tapplika mill-5 ta' Diċembru 2003.
Artikolu 6
Din id-Deċiżjoni hija indirizzata lir-Repubblika Ellenika u tidħol fis-seħħ man-notifika tagħha.
Magħmul fi Brussell, l-14 ta' Awwissu 2014.