KOMMISSIONENS AFGØRELSE
af 14. august 2014
om at give Den Hellenske Republik dispensation fra visse bestemmelser i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF
(meddelt under nummer C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EUROPA-KOMMISSIONEN HAR -
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (1), særlig artikel 44, stk. 1, og artikel 48,
under henvisning til ansøgningerne fra Den Hellenske Republik af 17. januar 2012 og 5. december 2003,
efter at have informeret medlemsstaterne om denne ansøgning, og
ud fra følgende betragtninger:
1. PROCEDURE
(1)
Den 17. januar 2012 indsendte det græske ministerium for miljø, energi og klimaændringer (»YPEKA«) en ansøgning (»ansøgningen«) til Kommissionen i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF for visse græske øer, som ikke er sammenkoblet med el-forsyningssystemet på det græske fastland (de ikke-sammenkoblede øer eller »NII'er«).
(2)
Den 12. september 2012 anmodede Kommissionen den græske energitilsynsmyndighed (»RAE«) om at kommentere på ansøgningen. RAE svarede på denne anmodning den 16. november 2012 (»RAE-udtalelsen«).
(3)
RAE fremsendte yderligere begrundelser af ansøgningen den 17. december 2013, den 23. december 2013, den 4. februar 2014, den 28. februar 2014 og den 17. marts 2014.
(4)
Den 14. marts 2014 (med et tillæg indsendt den 20. marts 2014) informerede Kommissionen medlemsstaterne om ansøgningen i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF med en anmodning om fremsættelse af eventuelle bemærkninger inden den 25. marts 2014. Der blev ikke fremsat nogen bemærkninger.
(5)
Med ansøgningen fornyede YPEKA den anmodning, der blev indsendt af ministeriet for udvikling den 5. december 2003 i overensstemmelse med artikel 26, stk. 1, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/54/EF (2) (den »oprindelige ansøgning«), om en dispensation fra visse bestemmelser i direktiv 2003/54/EF. Selv om de indledende tiltag til at undersøge den oprindelige ansøgning blev igangsat, blev dispensationen i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF hverken givet eller afvist.
2. ANSØGNINGEN INDSENDT AF YPEKA
2.1. OMFANGET AF DEN ANMODEDE DISPENSATION
(6)
I ansøgningen anmodes der om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF.
(7)
Kapitel III i direktiv 2009/72/EF refererer til bevillingsproceduren og udbud med henblik på ny kapacitet. Kapitel VIII refererer til tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
2.2. DEN NUVÆRENDE OPBYGNING AF ELEKTRICITETSSYSTEMET PÅ NII'ERNE
(8)
De græske energimarkeder er primært styret af græsk lov nr. 4001/2011, som gennemfører direktiv 2009/72/EF. Lov nr. 4001/2011 trådte i kraft den 22. august 2011.
(9)
DEDDIE SA (»DEDDIE«) er den græske distributionssystemoperatør og er 100 % ejet af, men er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra, det græske statslige elektricitetsselskab (»PPC«), som er den nuværende græske elektricitetsproducent og -leverandør. Netaktiverne, der drives af DEDDIE, ejes af PPC.
(10)
I henhold til artikel 127 i lov nr. 4001/2011 er DEDDIE ansvarlig for udviklingen, driften og vedligeholdelsen af det græske elektricitetsdistributionssystem, som omfatter elektricitetsdistributionssystemet på NII'erne.
(11)
Derudover er DEDDIE ansvarlig for driften af elektricitetssystemerne på NII'erne. Disse opgaver omfatter: i) udarbejdelse af en produktionsudviklingsplan for mikro-isolerede systemer, herunder et program til at sammenkoble dem med andre NII'er ii) sikring af, at de nødvendige anlæg er tilgængelige til at etablere ny produktionskapacitet, udvide eksisterende kapacitet eller leveringskomponenter og udvide det græske elektricitetsdistributionssystem til ikke-sammenkoblede øer og mikro-isolerede systemer iii) indgåelse af kontrakter med licensindehavere, som administrerer elektricitetsforsyningen til og fra systemet, levering af supplerende tjenester til NII'ernes distributionssystemer og aflønning af elektricitetsproducenterne, afgifter til kunder og leverandører for den leverede elektricitet og for andre krediteringer og debiteringer i de særlige regnskaber, eksempelvis regnskaberne til aflønning for de offentlige serviceforpligtelser.
(12)
Ved artikel 137, stk. 1, i lov nr. 4001/2011 fastsættes, at alle elektricitetskunder klassificeres som egnede kunder med undtagelse af kunder i mikro-isolerede net i henhold til artikel 139 i samme lov.
(13)
I henhold til artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011:
»Med undtagelse af tilfælde, hvor elektricitet produceres ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybridkraftværker og i tilfælde af uafhængige producenter, hvis der er givet dispensation i overensstemmelse med bestemmelserne i artikel 139, kan der kun gives en produktionslicens til PPC SA i overensstemmelse med visse licensbestemmelser. PPC SA er ansvarlig for den uafbrudte forsyning til mikro-isolerede systemer, hvortil det har fået licens, og sikring af den langsigtede finansielle drift af elektricitetssystemerne på disse øer.«
(14)
I henhold til artikel 134 i lov nr. 4001/2011:
»Uden at dette berører bestemmelserne i artikel 139 i nærværende lov gives der kun forsyningslicenser til mikro-isolerede net til PPC SA i overensstemmelse med kravene i licensbestemmelserne. PPC SA skal forsyne ikke-egnede kunder med elektricitet på anmodning.«
(15)
I henhold til artikel 139 i lov nr. 4001/2011 kan der gives dispensation fra bestemmelserne i lov nr. 4001/2011 i overensstemmelse med artikel 44 i direktiv 2009/72/EF.
(16)
Ministerbeslutning nr. PD5/EL/B/F IB/12924 vedtaget i henhold til artikel 28 i græsk lov nr. 3426/2005 fastsætter, at elektricitetsforsyningen fra enhver elektricitetsproducent til forbrugere på NII'er betragtes som en offentlig serviceforpligtelse (»NII OSP«) af almen økonomisk interesse. Af hensyn til den sociale sammenhørighed skal elektricitetsleverandører på en NII levere elektricitet til en pris, der pr. kundekategori svarer til prisen for kunderne i det græske sammenkoblede system.
(17)
Artikel 52 i græsk lov nr. 4001/2011 fastsætter, at kunder på ikke-sammenkoblede øer har ret til særlige tjenester, både i forhold til pris og i forhold til kvalitet og forsyningssikkerhed, samt gennemsigtighed i forhold til de kontraktuelle vilkår og betingelser. Leverandører af NII OSP modtager, imod at varetage OSP'en, en økonomisk kompensation, der beregnes på baggrund af den metode, som er fastsat af RAE's beslutning 24/2014 (3). Denne metode er baseret på forskellen mellem de samlede produktionsomkostninger på de ikke-sammenkoblede øer (variable og faste) og den samlede markedspris, som leverandørerne står over for i det sammenkoblede system (systemets marginalomkostninger plus alle andre mekanismer i det græske sammenkoblede system). NII OSP-kompensationen beregnes på månedlig basis og pr. selvstyrende øsystem og er underlagt RAE's kontrol. NII OSP-kompensationen tilvejebringes via en afgift for alle kunder, inklusive dem på NII'erne. (4) NII OSP-mekanismen administreres af LAGIE, den græske statsejede markedsoperatør. Ministerbeslutning D5-EL/B/F1/oik.27547 af december 2011 (5) baseret på bestemmelserne i artikel 55, stk. 3, i lov nr. 4001/2011, fastsatte, at NII OSP skal tilbydes af alle leverandører, hvorved alle leverandører derfor er berettigede til NII OSP-kompensation.
(18)
Sekundær lovgivning regulerer mere udførligt forsyningen og produktionen af elektricitet på NII'erne. Ved RAE's beslutning nr. 39/2014 af 28. januar 2014 adopterede RAE kodekset for forvaltning af elektricitetssystemer på de ikke-sammenkoblede øer (»NII-kodekset«), som regulerer en lang række anliggender vedrørende driften af de isolerede systemer på NII'erne, herunder markedsåbning, markedsafregning og elektricitetsproduktion. NII-kodekset trådte i kraft på dagen for dets offentliggørelse, dvs. den 17. februar 2014.
2.3. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF ISOLEREDE SYSTEMER
(19)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved driften af Grækenlands isolerede elektricitetssystemer:
a)
en stor variation af elektricitetsefterspørgslen i mikro-isolerede systemer, som accentueres af: i) turismeaspektet i forhold til øernes økonomiske udvikling; og ii) den øgede markedsindtrængning af vedvarende energikilder (»RES«).
Disse faktorer medfører en negativ påvirkning af belastningsfaktoren for varme- eller konventionel produktionskapacitet og af muligheden for at dække omkostningerne ved investeringer i en sådan produktionskapacitet
b)
den store variation i vejrforholdene på øerne, som påvirker efterspørgslen og forårsager driftsforstyrrelser i produktionssystemerne og som følge deraf kræver omfattende reserver.
(20)
I ansøgningen fremhæves følgende problemer ved udviklingen af konventionel elektricitetsproduktion i de Grækenlands små, isolerede elektricitetssystemer:
a)
det er vanskeligt eller endda umuligt at finde egnede områder til nye, konventionelle kraftværker i de mikro-isolerede systemer, hvilket primært skyldes offentlig modstand
b)
NII'ernes lille størrelse, som giver anledning til store skift i den langsigtede udviklingsplanlægning af kraftvarmeproduktionen som følge af elektricitetsforbrugernes uforudsigelige investeringer (eksempelvis store turistkomplekser eller håndværksfaciliteter), der kræver hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til elektricitetsefterspørgslen
c)
elektricitetsefterspørgslen i NII'ernes isolerede systemer forventes at stige med 2 % pr. år indtil 2017. Selvom PPC har fået bevillinger til at etablere den yderligere påkrævede kapacitet, og etableringen allerede er planlagt (i 2017 forventes denne at dække alle NII'ers efterspørgsel med de nødvendige reservemarginer), har det ikke altid været muligt at overholde tidsplanen
d)
den lille belastningsstørrelse, de store belastningsvariationer og den øgede markedsindtrængning af RES i de fleste mikro-isolerede systemer begrænser de tilgængelige teknologiske løsninger til konventionel produktion, hvorved udvalget begrænses til små produktionsanlæg, som er drevet af tung olie med et lavt svovlindhold eller af let olie
e)
udbudsprocedurerne til ny strømproduktion er tidskrævende. Der går to et halvt til tre år fra bevillingen gives, indtil strømgeneratorerne påbegynder driften
f)
udviklingen af planer om konstruktionen af sammenkoblingsforbindelser mellem det græske sammenkoblede system og de mikro-isolerede systemer på NII'erne underminerer interessen for at investere i konventionel produktionskapacitet på NII'erne. Der er planlagt sammenkoblingsprojekter med Kykladerne og Kreta.
(21)
Som følge deraf må der regelmæssigt findes løsninger på nødsituationer, eksempelvis leje af mobile, dieseldrevne strømgeneratorer eller gasturbiner. Nødtvungne situationsafhængige bevillinger til nødproduktionsbehov er ikke ønskværdige, da de giver anledning til uøkonomisk leje af udstyr, i stedet form at udstyr købes. Ansøgningen giver flere eksempler på, at uforudsete hændelser har givet anledning til længerevarende brug af mobile strømgeneratorer.
(22)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved markedsåbningen i de Grækenlands isolerede elektricitetssystemer på NII'erne:
a)
For at give mulighed for markedsåbning skal der udvikles og bygges en specifik infrastruktur i de isolerede systemer på NII'erne. Denne infrastruktur forudsætter, at der bygges kontrolcentre, som skal administrere: i) den daglige produktionsplanlægning; og ii) markedsafregning i hvert isoleret system ved at fordele produktionsomkostningerne i hvert isoleret system til de leverandører, som er aktive deri.
Den nødvendige infrastruktur er omkostningskrævende, og omkostningerne bæres af forbrugerne
b)
På grund af NII OSP er elektricitetsprisen den samme for hver kundekategori på det græske territorium. De højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal derfor ydes kompensation til de leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder.
Det hævdes, at de store variationer i værdierne for den gennemsnitlige årlige variable produktionsomkostning pr. NII ville gøre afregningsmekanismen for markedet kompliceret.
(23)
Som følge deraf mener YPEKA, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet sammen med markedsåbning i de isolerede systemer på NII'erne medfører omkostninger, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(24)
Ansøgningen indeholder ikke en dato for, hvornår den anmodede dispensation ville ophøre.
3. RAE-UDTALELSEN
3.1. OMFANGET AF DISPENSATIONEN
3.1.1. Dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF
(25)
RAE er af den opfattelse, at dispensationen fra kapitel III i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1 ikke bør vedrøre etableringen af ny elektricitetskapacitet, som kan udvikles i et isoleret system, men kun renoveringen, opgraderingen eller udvidelsen af eksisterende produktionskapacitet. Eksisterende produktionskapacitet består af kraftværker, som allerede er i drift eller under konstruktion på NII'erne. Alle nye kraftværker, som bygges på disse øer, betragtes som ny produktionskapacitet.
(26)
RAE bemærker, at uafhængige strømproducenter (»IPP'er«) (dvs. andre producenter end PPC) i de sidste to årtier har udvist en stærk interesse i at udvikle kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder, i alle mikro-isolerede systemer. Som følge deraf bør tredjeparts adgang til alle NII'ers strømsystemer vedrørende udviklingen af værker, der anvender vedvarende energikilder, og kraftvarmeværker ikke begrænses.
(27)
RAE erklærer, at den ikke vil modsætte sig, at der gives dispensation til aktivering af nye konventionelle kraftværker, forudsat at visse betingelser er opfyldt. Dog tillader artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke muligheden for at dispensere fra ny kapacitet.
(28)
RAE vurderer, at kapacitetsudvidelsen af eksisterende konventionelle kraftværker hovedsageligt vedrører en kortvarende kapacitetsmangel på NII'erne, der stammer fra uventede skader på eksisterende kapacitet eller forsinket etablering af ny kapacitet, især i perioder med stor efterspørgsel (eksempelvis sommerhøjsæsonen). Disse udvidelser er underlagt en åben udbudsprocedure i henhold til artikel 8 i direktiv 2009/72/EF. En sådan procedure er tidskrævende og ikke velegnet til nødsituationernes presserende karakter.
(29)
RAE accepterer, at PPC bør tage sig af sådanne nødsituationer. Når det tages i betragtning, at PPC er i stand til at flytte mobile konventionelle enheder fra øer, hvor der er et kapacitetsoverskud, til de øer, hvor der er et kapacitetsunderskud, er det muligt, at denne løsning også er den mest økonomiske.
(30)
RAE understreger, at enhver dispensation skal tillade, at den passende licensprocedure for nødstilfældesituationer specificeres, og specifikt hvilke af de kriterier, der er nævnt i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF, som skal undersøges af de kompetente licensmyndigheder.
(31)
RAE skønner, at dispensationen bør gives med en begrænset varighed, eksempelvis maksimalt 10 år.
3.1.2. Dispensation fra direktivets kapitel VIII
(32)
I følge RAE er forsyningen af elektricitet på NII'erne rent praktisk forbundet med NII OSP og NII OSP-kompensationen, da i) omkostningerne til elektricitetsproduktion på NII'erne er betragteligt højere end omkostningerne på fastlandet, og ii) den græske stat kræver en ensartet pris pr. kundekategori på hele det græske territorium.
(33)
NII-kodekset omfatter installationen af bestemt måle- og kontroludstyr på NII'erne til måling på timebasis, energistyring og kontrolcentre, overvågning og tilhørende IT-systemer. RAE fastholder, at denne infrastruktur er nødvendig for:
a)
at sikre, at OSP-omkostningerne er gennemsigtige, ikke-diskriminerende og kan verificeres
b)
den korrekte drift og fornuftige forvaltning af de elektriske systemer for at opnå den mest økonomiske drift og dermed en større reduktion af NII OSP-afgifterne for elektricitetsforbrugerne
c)
at opnå en større markedsindtrængning af RES og kraftvarmeværker, herunder teknologier indenfor vedvarende energikilder med komplekse og særlige krav til forvaltningen af disse, såsom RES med lagring, solvarmekraftværker, osv.
d)
at garantere den nødvendige gennemsigtighed i forvaltningen af de isolerede systemer, hvorved en ikke-diskriminerende behandling af alle markedsdeltagere, især producenter, sikres.
(34)
RAE mener, at, uanset om en eller flere leverandører har licens til at være aktive i et mikro-isoleret system, skal denne infrastruktur etableres i de isolerede systemer på NII'erne.
(35)
De estimerede omkostninger til etableringen af denne infrastruktur forventes ikke at overstige 20 til 30 millioner euro for alle NII'er, inklusive Kreta og Rhodos. RAE anser dette beløb for at være rimeligt, især når de forventede fordele, dvs. sikring af gennemsigtighed og verificering af NII OSP samt den fornuftige og kontrollerede drift af de isolerede elektricitetssystemer, tages i betragtning.
(36)
I modsætning til YPEKA mener RAE, at licensudstedelse til, at mere end en leverandør kan være aktiv i et givent isoleret system på NII'erne, ikke vil medføre betydelige ekstraomkostninger til den påkrævede infrastruktur, da den samme infrastruktur i alle tilfælde allerede er nødvendig for den daglige planlægning af de produktionsenheder, der findes på NII'erne, markedsafregning og tilvejebringelsen af NII OSP.
(37)
Endvidere vurderer RAE, at der er yderligere betydelige fordele for NII-kunderne ved at tillade, at der er mere end en enkelt aktiv leverandør.
(38)
Følgeligt mener RAE, at den permanente udelukkelse af alternative leverandører på NII-markeder ikke er berettiget. Etableringen af den nødvendige infrastruktur som beskrevet ovenfor forventes at være fuldført inden for en periode på tre til fem år. RAE vil ikke modsætte sig en mulig dispensation uden nogen yderligere forlængelse udelukkende for denne tidsperiode.
(39)
RAE bemærker endvidere, at dispensationen automatisk bør ophøre med at være gældende i tilfælde af, at et givent isoleret systems status på NII'erne ændres således, at det ikke længere hører under kategorien for små eller mikro-isolerede systemer. Dette ville kunne ske i tilfælde, hvor de isolerede systemer på NII'erne sammenkobles med det græske sammenkoblede system.
4. VURDERING
4.1. ANSØGNINGENS JURIDISKE GRUNDLAG
(40)
I artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF gives mulighed for at dispensere fra visse bestemmelser i direktivet, såfremt dispensationen gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
(41)
I henhold til artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF er et lille isoleret system ethvert system med et forbrug på under 3 000 GWh i 1996, som får mindre end 5 % af sit årlige forbrug dækket via sammenkobling med andre systemer.
(42)
I henhold til artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF er et mikro-isoleret system ethvert system med et forbrug på under 500 GWh i 1996, uden forbindelse til andre systemer.
(43)
De isolerede systemer, som er identificeret i ansøgningen, består af en og, lejlighedsvist, flere NII'er (se kolonnerne 1 og 2 i tabellen). Selv om et isoleret system består af flere NII'er, der er sammenkoblet med hinanden, er det elektricitetssystem, som udgøres af disse sammenkoblede NII'er, isoleret i den forstand, at det ikke er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(44)
Ansøgningen hævder, at 31 af de 32 isolerede systemer er mikro-isolerede systemer, hvoraf det største er Rhodos. De mikro-isolerede systemer, hvortil ansøgningen er blevet udarbejdet, repræsenterede 5,24 % af det samlede salg af elektricitet i Grækenland i 2010. Kretas isolerede system betragtes som et lille isoleret system. I 2010 repræsenterede Kreta 3,01 % af den græske elektricitetsefterspørgsel.
Årlig efterspørgsel pr. isoleret system
Årlig efterspørgsel (MWh)
Årlig efterspørgsel i 1996
Navnet på det isolerede system
NII'er, der er en del af det isolerede system
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nej
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
Inousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinoussa
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
Siros
Siros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Santorini
Santorini
Thirassia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Delos
Mykonos-Delos
45 740
78 049
115 071
112 978
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
Skiros
Skiros
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
Simi
Simi
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
Astipálea
Astipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Agios Efstratios
Agios 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
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythera
Antikythera
70
199
228
241
Ja
Ja
Arki og Marathi
Arki og Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Tabellen herover omfatter de isolerede systemer som fremgår af ansøgningen og indeholder oplysninger om hvert enkelt af dem. Ud fra disse oplysninger kan det udledes, at alle isolerede systemer, med undtagelse af Kreta, i 1996 havde en elektricitetsefterspørgsel, der kategoriserer dem som mikro-isolerede systemer som defineret i artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF. Med hensyn til Kreta bør desuden nævnes, at Kreta ikke var og stadig ikke er sammenkoblet med nogen andre elektricitetssystemer, og at procentandelen af efterspørgslen, der blev leveret igennem sammenkoblingsforbindelser, derfor var og stadig er nul, dvs. lavere end 5 %. Kreta er dermed et lille isoleret system som defineret i artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
(46)
RAE-udtalelsen kommenterede ikke på de isolerede systemer, der er identificeret i ansøgningen.
(47)
Kommissionen konkluderer dermed, at de isolerede systemer, som er angivet i kolonne 1 i ovenanførte tabel, alle er mikro-isolerede systemer, jf. artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF, med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system, jf. artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
4.2. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF KONVENTIONELLE KRAFTVÆRKER I MIKRO-ISOLEREDE SYSTEMER
(48)
Kommissionen er af den opfattelse, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer. Dette skyldes i særdeleshed følgende:
a)
Størrelsen på den belastning, som skal forsynes på øerne, giver ikke mulighed for, at der bygges større, mere effektive og rentable konventionelle kraftværker. Desuden er det også således, at for at et isoleret system skal kunne drives indenfor acceptable sikkerhedsmarginer, kan det ikke være afhængigt af et enkelt kraftværk.
I ingen af de mikro-isolerede systemer oversteg den årlige spidsbelastning på 188,5 MW i 2013. Gennemsnits- og medianspidsbelastningen på henholdsvis 20,8 og 4,2 MW er meget mindre.
Ingen af de konventionelle kraftværker, som på nuværende tidspunkt er etableret i de mikro-isolerede systemer, har en kapacitet, som overstiger 27 MW. Gennemsnits- og mediankraftværksstørrelsen er med henholdsvis 3,9 og 1,1 MW meget mindre.
Den lille belastning, som skal forsynes, den store variation i efterspørgslen, som påvirkes yderligere af den øgede markedsindtrængning af RES, reducerer også udvalget af teknologierne til de konventionelle kraftværker, som kan anvendes i mikro-isolerede systemer.
Al konventionel produktionskapacitet i de NII isolerede systemer er diesel- eller brændselsoliedrevet.
b)
De årlige belastningsfaktorer i alle mikro-isolerede systemer er lave. Belastningsfaktoren oversteg ikke 0,54 i 2012 i nogen af de mikro-isolerede systemer. Den gennemsnitlige og median spidsbelastning, som begge er på 0,38, er endnu mindre. I betragtning af prioritetsadgangen for RES og det faktum, at de belastningsfaktorer, der anvendes her, afspejler hele det mikro-isolerede systems elektricitetssystem, er belastningsfaktoren for konventionelle kraftværker på NII'er endnu lavere.
Den årlige belastningsfaktor i det græske sammenkoblede system er normalt ca. 50 % for alle blokke og 65 % for kraftværksblokke (6).
Den årlige belastningsfaktor er vejledende for det reelle brug, som skabes af kraftværker i løbet af et givent år, og dermed deres evne til at skabe omsætning.
Den øgede markedsindtrængning af RES vil reducere den belastning, som skal forsynes af konventionelle kraftværker, yderligere.
c)
Der findes flere projekter, der har til hensigt at sammenkoble NII'erne, især Kykladerne og Kreta, med det sammenkoblede system på det græske fastland. Som forklaret ovenfor er konventionelle kraftværker på NII'er ikke lige så effektive som kraftværker, der er etableret i det sammenkoblede system, og det er derfor ikke sandsynligt, at de er økonomisk bæredygtige, så snart de NII'er, hvor de er etableret, sammenkobles.
Muligheden for, at et isoleret system sammenkobles, er derfor en alvorlig hæmsko for investeringen i konventionel kapacitet på NII'erne.
d)
Den relativt lille belastning, der skal forsynes, betyder, at relativt små skift i efterspørgslen sandsynligvis vil påvirke den produktionskapacitet, der er påkrævet i et givent isoleret system. Den manglende sammenkoblingskapacitet betyder, at alle ændringer i efterspørgslen nødvendigvis skal tilpasses den produktionskapacitet, der findes i det mikro-isolerede system.
Denne faktor øger behovet for hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til længevarende skift i efterspørgslen.
Dette behov for fleksibilitet forstærkes yderligere af de oplevede vanskeligheder med hensyn til at finde egnede områder til konventionelle kraftværker på NII'erne samt varigheden af licens- og tilladelsesprocedurerne.
e)
Forholdet mellem den maksimale og den minimale årlige efterspørgsel i 2012 (7) i alle mikro-isolerede systemer er mindst 3,35, men er højere, og ofte meget højere, for et givent mikro-isoleret system. Det gennemsnitlige forhold og medianforholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel er netop 6,27 og 5,98.
Forholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel i 2010 i det græske sammenkoblede system er ca. 3.
Det højere forhold mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel afspejler graden af fleksibilitet og reserver, som, selv i et givent år, skal være tilgængelige i den produktionskapacitet, som findes i et isoleret system.
I denne henseende er det værd at bemærke, at i 2012 stammede ca. 60 % af de mikro-isolerede systemers brug fra mobile strømgeneratorer.
(49)
Kommissionen konkluderer derfor, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer på NII'erne som identificeret i tabellen herover.
4.3. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL III
4.3.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for ny kapacitet
(50)
I henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF kan der kun gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III for så vidt angår renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet.
(51)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til ny kapacitet.
(52)
I stedet, i betragtning af, at de isolerede systemer på NII'erne er distributionsnet, hvis bevillingsproceduren for ny kapacitet ikke skulle tillade den tilfredsstillende bevilling af ny kapacitet for de isolerede systemer på NII'erne, kan de græske myndigheder overveje at anvende bestemmelserne i artikel 7, stk. 3, i direktiv 2009/72/EF til ny, lille konventionel kapacitet. En sådan ny, lille konventionel kapacitet kan eksempelvis inkludere midlertidig produktionskapacitet, som kan gøres tilgængelig på lang sigt, uden at den permanent hører til et bestemt sted.
4.3.2. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for Kreta
(53)
Som anført ovenfor er alle NII'er mikro-isolerede systemer med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system.
(54)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til Kreta.
4.3.3. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III dækker ikke kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder
(55)
Ansøgningen nævner ikke eksplicit, at den anmodede dispensation kun vedrører konventionelle kraftværker.
(56)
Artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011 udelukker udtrykkeligt elektricitet, som er produceret ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybrid kraftværker og ved uafhængige producenter, fra omfanget af den eksklusive produktionslicens, som kan gives til PPC. Det samme gælder fra artikel 225 i NII-kodekset.
(57)
Desuden vedrører den fremlagte begrundelse kun betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker. Faktisk argumenteres der for, at disse kraftværker står overfor betydelige problemer, som blandt andet er et resultat af den øgede markedsindtrængning af RES.
(58)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen skulle have til hensigt at anmode om dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF til produktionsværker på nær konventionelle kraftværker, kan en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.3.4. Der kan gives dispensation til bevillingen til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet
(59)
I betragtning af de ovennævnte, betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker i små isolerede systemer, kan der gives dispensation til bevillingen af eksisterende konventionel kapacitet for så vidt, at dette vedrører renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet. En sådan bevilling kan gives direkte til PPC.
(60)
I forbindelse med denne dispensation:
a)
består eksisterende konventionel produktionskapacitet af projekter til konstruktionen af konventionel produktionskapacitet, hvortil RAE allerede har givet licens, og som ikke er blevet annulleret på den dato, hvor denne afgørelse træder i kraft
b)
betragtes fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation som konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets område udvidelsen af eksisterende kapacitet.
(61)
Der er dog ikke grundlag for en dispensation fra kriterierne og bestemmelserne, som eksempelvis dem, der er fastsat i artikel 7, stk. 2, i direktiv 2009/72/EF, hvortil der er givet bevilling til PPC.
(62)
Derudover er det vigtigt, i tilfælde af, at dispensationen gives direkte til PPC, at betingelserne fastsætter forpligtelserne med hensyn til, hvornår det godkendte konventionelle kraftværk skal være driftsklar, og inkluderer bestemmelser, der sikrer fuld og effektiv overensstemmelse med sådanne forpligtelser. Efter RAE's eget skøn kan en sådan bevilling, ved bevillingens udløb, forlænges, men kun hvis bevillingen udløb af årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol. Efter udløbet bør RAE iværksætte en bevillingsprocedure i fuld overensstemmelse med artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og dermed inkludere deltagelsen af tredjeparter.
4.3.5. Dispensationen kan ikke dække udbud med henblik på ny kapacitet
(63)
Pr. definition vedrører bevillingsproceduren som defineret i artikel 8 i direktiv 2009/72/EF den kapacitet, der stadig skal konstrueres og bevilliges, og som følgeligt konstituerer ny kapacitet.
(64)
Som følge af ovenstående bør der i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke gives dispensation til ny kapacitet.
4.4. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL VIII
4.4.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel VIII dækker ikke artikel 32 om tredjeparts adgang
(65)
Ansøgningen vedrører dispensationen fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra bestemmelserne i artikel 32 om tredjeparts adgang (»TPA«).
(66)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 32 i direktiv 2009/72/EF, og den giver heller ikke noget grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation. Lov nr. 4001/2011 og NII-kodekset forpligter i stedet DEDDIE til at give ikke-diskriminerende adgang til det distributionssystem, som drives af DEDDIE (eks. artikel 127 i lov nr. 4001/2011), til tredjeparter. Som følge deraf kan der ikke gives en sådan dispensation.
4.4.2. Dispensation fra artikel 33 om markedsåbning og gensidighed
4.4.2.1. Der er ikke grundlag for at give permanent dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(67)
Ansøgningen argumenterer overvejende for, at PPC fortsat bør være eneste leverandør, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, på baggrund af, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet i mikro-isolerede systemer sammen med dem, som er nødvendige for markedsåbning for tredjeparter, medfører driftsomkostninger for NII-operatøren, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(68)
Som det viser sig i RAE-udtalelsen, har den infrastruktur, der er etableret på NII'erne, til hensigt at sikre, at NII OSP kan administreres på en gennemsigtig, verificerbar og ikke-diskriminerende måde i overensstemmelse med eksisterende lovgivning. Endvidere er infrastrukturen ud fra et teknisk og økonomisk synspunkt nødvendig for at drive de isolerede systemer på NII'erne. Følgeligt, da infrastrukturen i alle tilfælde er nødvendig for at overholde de krav, uanset hvor mange leverandører, som har licens på NII'erne, øger markedsåbningen ikke omkostningerne til infrastrukturen.
(69)
Selv hvis en lignende infrastruktur er nødvendig, er markedsåbning i sig selv ikke forbundet med den tekniske drift af de isolerede systemer på NII'erne eller med NII OSP, da der på den ene side ikke er nogen kausal forbindelse mellem den tekniske og økonomiske drift af disse isolerede systemer og forvaltningen af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav og spørgsmålet om en eller flere leverandører har licens til at forsyne elektricitetsforbrugere på NII'erne på den anden side.
(70)
Det er korrekt, at de højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal dækkes af leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af NII OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Fastsættelse af produktionsomkostningerne på NII'erne er dog stadig nødvendig for at fastsætte den økonomiske kompensation for NII OSP, uden hensyn til antallet af aktive leverandører på NII'erne.
(71)
Det eneste ekstra krav til markedsåbning er fordelingen af den respektive del af NII OSP-kompensationen til hver leverandør som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Selv de tilhørende kundedata, især målerdata, er påkrævede, uanset om en eller flere leverandører har licens til at forsyne NII-baserede kunder.
(72)
Følgeligt medfører tildelingen af NII OSP-kompensationen til leverandørerne blot muligheden for at tilskrive kundernes målerdata til en bestemt, autoriseret leverandør, hvilket primært er en administrativ proces, som er baseret på oplysninger, der udelukkende eller i meget høj grad er indsamlet uden hensyn til om der findes markedsåbning på NII'erne eller ej. For det andet er denne mulighed en forudsætning for den korrekte drift af ethvert elektricitetsforsyningsmarked. Sådanne omkostninger kan derfor ikke accepteres som grundlag for dispensationen fra markedsåbning, da de ikke er specifikke for driften af de isolerede systemer på NII'erne og ikke er forbundet med betydelige problemer med driften deraf.
(73)
Det er vigtigt at bemærke, at udarbejdelsen af registre til tilskrivning af måleroplysninger til leverandører udgør en del af den infrastruktur, som skal etableres. Hvorimod etableringen af den samlede, påtænkte infrastruktur vil facilitere den optimale drift af de isolerede elektricitetssystemer, er den fulde realisering af de tilhørende investeringer ikke en nødvendig betingelse for, at markedsåbningen kan finde sted.
(74)
Det faktum, at der muligvis findes store variationer i værdierne for den gennemsnitlige, årlige variable produktionsomkostning pr. NII, er uvæsentlig. Selv hvis denne variation blev begrundet, vedrører denne variation netop omkostningerne ved produktion af elektricitet i de isolerede systemer på NII'erne. Fastsættelsen af dette beløb er allerede nødvendig for at administrere NII OSP i overensstemmelse med de juridiske krav og er desuden ikke på nogen måde påvirket af antallet af leverandører, som har licens til at forsyne NII-baserede kunder. Endvidere, i betragtning af, at forvaltningen af NII OSP stadig er baseret på et månedsbaseret system, som er separat for hvert isoleret system, er det svært at forestille sig, at store årlige variationer pr. NII kan give anledning til materielle problemer.
(75)
Det fremgår af ovenstående, at antallet af leverandører, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, hverken er uløseligt forbundet med den tekniske og økonomiske drift af de isolerede systemer, ej heller med driften af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav.
(76)
Det kan endvidere bemærkes, at markedsåbning har fordele som opvejer omkostningerne, der eventuelt måtte eksistere, ved markedsåbningen. Som RAE bemærker, kunne alternative leverandører på NII'erne give yderligere, betydelige fordele for NII-baserede kunder ved at kombinere leveringen af andre tjenester med elektricitetsforsyningstjenesten.
(77)
Som følge deraf bør anmodningen om dispensation på permanent basis fra artikel 33 ikke gives.
4.4.2.2. Begrænsning i varigheden for et isoleret system fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(78)
I betragtning af ovenstående skal det anerkendes, at markedsåbning kræver opsætning af praktiske arrangementer for at muliggøre, at isolerede systemer på NII'er kan drives i fuld overensstemmelse med NII-kodekset. Praktiske problemer i forbindelse med markedsåbning kan enten medføre, at de registre, der er nødvendige for tilskrivning af målere og målerdata til leverandørerne, ikke er tilgængelige, eller det faktum, at den optimale opsætning af infrastrukturen endnu ikke er på plads. På baggrund af dette kan det påtænkes, at der kan gives en tidsbegrænset dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF.
(79)
Til vurderingen af en sådan dispensation fra kapitel VIII er følgende to betragtninger relevante:
a)
som allerede er påpeget er det vigtigste element, som er nødvendigt for at gøre markedsåbning på NII'erne mulig, tilgængeligheden af et register på NII'erne, der gør det muligt at tilskrive målerdata til en given leverandør. Artikel 327, stk. 4, i NII-kodekset fastsætter, at det register, som er påkrævet til dette formål, skal være færdiggjort senest 2 år efter, at NII-kodekset er trådt i kraft. Tilgængeligheden af dette register er rent praktisk en nødvendig betingelse for markedsåbningen.
b)
Den fulde færdiggørelse af investeringsprogrammet for den infrastruktur, som skal etableres på NII'erne, ville med sikkerhed facilitere den praktiske drift af markedsåbningen på NII'erne. Dette er dog ikke et nødvendigt krav. Artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset fastsætter en tidsplan indenfor hvilken det er meningen, at alle nuværende NII'er skal være udstyret med denne yderligere infrastruktur, der skal etableres på NII'erne senest 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset.
(80)
Som følge deraf bør der gives dispensation fra markedsåbningen for en periode på mindst 2 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2016, for at de registre, der er et nødvendigt krav til markedsåbningen, skal kunne etableres. Da den samlede infrastruktur skal være etableret senest 5 år efter NII-kodeksets ikrafttrædelse, bør gyldigheden af dispensationen i alle tilfælde begrænses til 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2019 for ethvert af de isolerede systemer på NII'erne. Da dispensationen kun kan retfærdiggøres, hvor der stadig er betydelige og materielle problemer ved markedsåbning, som direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af investeringsprogrammet for infrastrukturen på NII'erne, bør det dog kontrolleres regelmæssigt om sådanne problemer fortsætter i et givent NII-isoleret system. En sådan kontrol bør anvende en investeringsplan fra DEDDIE, der er godkendt af de kompetente, græske myndigheder, som sammenligningsgrundlag til etableringen af den nødvendige infrastruktur på NII'erne. Denne plan bør derfor være færdiggjort og godkendt inden den 17. februar 2015.
(81)
For ikke at forsinke markedsåbningen unødvendigt bør DEDDIE's investeringsplan for infrastrukturen godkendes af RAE, og den bør prioritere de isolerede systemer på Kreta og Rhodos, da disse er de tættest befolkede NII'er.
(82)
Fra den 17. februar 2016 og derefter skal DEDDIE indtil den 17. februar 2019 udarbejde en rapport på årlig basis, som skal godkendes RAE, hvori baggrunden for, at der ikke har fundet markedsåbning sted i et givet NII-isoleret system, specificeres. Denne rapport bør offentliggøres og notificeres til Kommissionen.
4.4.3. Dispensationen fra bestemmelsen i kapitel VIII dækker ikke artikel 34
(83)
Ansøgningen vedrører dispensation fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra artikel 34 om direkte linjer som defineret i artikel 2, stk. 15, i direktiv 2009/72/EF.
(84)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 34 i direktiv 2009/72/EF.
(85)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen har til hensigt at anmode om dispensation fra artikel 34 i direktiv 2009/72/EF, bør en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.4.4. Sammenkoblingsforbindelser - anvendelse af dispensationen fra kapitlerne III og VIII
(86)
Den nærværende dispensation vedrører mikro-isolerede systemer, der netop er karakteriseret ved det faktum, at de ikke er, eller, i tilfældet af små isolerede systemer, kun i en meget begrænset grad er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(87)
Men:
a)
i overensstemmelse med den nyligt godkendte tiårige udviklingsplan for den græske elektricitetstransmissionsoperatør, (den uafhængige strømtransmissionsoperatør eller »ADMIE« S.A) forventes sammenkoblingen af Kykladerne at være fuldført inden 2018 i tre faser, hvoraf visse af øerne i Kykladerne sammenkobles med det græske sammenkoblingssystem længe før denne dato
b)
yderligere forventes sammenkoblingen med Kreta at være fuldført i 2020. Projektets relevante dele for de tre første år er blevet inkluderet i ADMIE's godkendte tiårige udviklingsplan fra 2013. Den endelige plan skal inkluderes i den tiårige udviklingsplan, som vil blive godkendt i 2014.
(88)
Det er derfor nødvendigt at fastsætte udtrykkeligt, at den nærværende dispensation for et givent isoleret system automatisk ophører, så snart en sammenkobling mellem et givent isoleret system og det græske sammenkoblede system er driftsklar.
(89)
DEDDIE er 100 % ejet af PPC, selvom DEDDIE er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra sidstnævnte. I modsætning til en distributionssystemoperatør som defineret i direktiv 2009/72/EF har DEDDIE også omfattende opgaver i forhold til driften af NII isolerede systemer og driften af produktionen på NII'erne, herunder den konventionelle produktionskapacitet, der ejes af PPC, og dermed dens økonomiske aflønning. Som anført ovenfor påvirker sammenkoblingen den økonomiske bæredygtighed af de konventionelle kraftværker, der allerede er installeret i de isolerede systemer på NII'erne.
(90)
Der bør kun gives dispensation, hvis dispensationen er proportionel og ikke går ud over, hvad der er strengt nødvendigt. Det er derfor nødvendigt at give klare incitamenter og gennemsigtighed, hvad angår beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles.
(91)
Artikel 108 i lov nr. 4001/2011 fastsætter, at:
»ADMIE SA skal indsende en tiårig udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem til RAE inden den 31. marts hvert år […] Den tiårige udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem skal i særdeleshed: […] (c) stille en teknisk og økonomisk cost/benefit-undersøgelse for vigtige transmissionsarbejder […], især for […] sammenkoblingsforbindelser mellem øer og transmissionssystemet, herunder en tidshorisont, estimeret cash-flow og finansieringskrav til alle investeringsprojekter, til rådighed.«
(92)
For at sikre, at der findes klare incitamenter og gennemsigtighed i forbindelse med beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles, skal de græske myndigheder sikre at:
a)
alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af, systematisk overvejes, når de bevilliger eller sætter eksisterende eller ny kapacitet for et givent isoleret system i udbud på en NII, ADMIE, DEDDIE og RAE. En sådan bevilling til eksisterende eller ny kapacitet bør afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne bør omfatte alle omkostninger til at forsyne elektricitet til slutkunder i det isolerede system, herunder NII OSP-kompensation
b)
Cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 tager kun de effektive omkostninger ved investering i og drift af sammenkoblingen i betragtning. Den bør især ikke tage tabt omsætning ved eller værdiforringelse fra konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er, i betragtning
c)
RAE offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyningen af elektricitetskunder i hvert af de isolerede systemer på NII'erne. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 som godkendt af RAE, vil RAE på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart afholde en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer som fastsat i artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF. Der bør konstrueres en sammenkoblingsforbindelse, hvis konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder, der bor på NII'er.
d)
RAE sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den tidsfrist, som RAE har fastsat, bør der søges erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
4.5. VARIGHED
(93)
Det er nødvendigt at gennemgå de fakta, hvorpå den nærværende dispensation er baseret, især efter at planerne om at sammenkoble visse isolerede systemer skal fuldføres, og tidsfristerne for etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237 i NII-kodekset er udløbet.
(94)
Som følge deraf er enhver dispensation gyldig indtil den 1. januar 2021.
4.6. TILBAGEVIRKENDE KRAFT
(95)
Som anført ovenfor fornyede ansøgningen af 17. januar 2012 den oprindelige ansøgning, som blev indsendt i 2003.
(96)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF ophævet af direktiv 2009/72/EF indeholdt også bestemmelser, der gav medlemsstaterne mulighed for at ansøge om dispensation fra visse bestemmelser i dette direktiv i tilfælde af betydelige problemer med driften af små og mikro-isolerede systemer. I henhold til artikel 48 i direktiv 2009/72/EF skal referencer til den ophævede artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tolkes som referencer til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF.
(97)
Definitionerne af små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer, der anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2003/54/EF, er identiske med dem, som anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2009/72/EF.
(98)
Begge disse definitioner refererer til elektricitetsefterspørgslen i isolerede systemer i 1996, som ikke har ændret sig. Desuden var Kreta ikke sammenkoblet med det græske sammenkoblede system, hverken i 2003 eller i 2012, eller i det øjeblik, hvor nærværende afgørelse om dispensation træder i kraft.
(99)
Som følge deraf blev alle små og mikro-isolerede elektricitetssystemer, som kunne betegnes som små eller mikro-isolerede systemer i ansøgningen, betegnet som sådanne, da den oprindelige ansøgning blev udarbejdet, og når nærværende dispensation træder i kraft.
(100)
Som følge deraf er der ikke sket nogen juridiske eller faktuelle ændringer med hensyn til de små og mikro-isolerede systemer, som kan berettige til dispensation under direktiv 2003/54/EF og direktiv 2009/72/EF.
(101)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel III, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel III i direktiv 2009/72/EF, vedrørende bevillingsprocedurerne for ny kapacitet og udbud med henblik på ny kapacitet.
(102)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel VII, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF, vedrørende tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
(103)
Hvis Kommissionen havde givet dispensation som svar på den oprindelige ansøgning, ville Kommissionen kunne have gjort dette på de samme betingelser som under nærværende dispensation under direktiv 2009/72/EF.
(104)
Desuden er der ikke sket nogen ændringer i de faktuelle omstændigheder siden 2003. NII'ernes geografiske situation, de økonomiske faktorer, der styrer driften af elektricitetssystemerne i de NII isolerede systemer og karakteren af de betydelige problemer, der findes ved driften af konventionelle kraftværker i NII isolerede systemer, har netop ikke ændret sig væsentligt siden 2003.
(105)
Den oprindelige ansøgning har været under behandling siden 2003. Kommissionens passivitet bør ikke være til skade for Den Hellenske Republik. Den Hellenske Republik har opfyldt dens forpligtelser i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF og artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og indsendt en behørigt berettiget anmodning om dispensation under disse artikler for de isolerede systemer på NII'erne.
(106)
Det er derfor passende, at nærværende dispensation træder i kraft fra datoen for notifikationen af den oprindelige ansøgning, dvs. fra den 5. december 2003 -
VEDTAGET DENNE AFGØRELSE:
Artikel 1
Denne afgørelse gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer som identificeret i tabellen.
I forbindelse med denne afgørelse er Kreta et lille isoleret system, hvorimod andre isolerede systemer er mikro-isolerede systemer.
Artikel 2
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 33 i direktiv 2009/72/EF for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
2. Denne dispensation er gyldig indtil den 17. februar 2016 eller den fuldstændige etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, uanset hvilken der kommer senere. I alle tilfælde ophører denne dispensation med at gælde den 17. februar 2019.
3. De græske myndigheder udarbejder inden den 17. februar 2015 en plan for infrastrukturinvesteringerne som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, hvor det separat for hvert NII-isoleret system angives, inden hvilken dato infrastrukturen skal være fuldt ud etableret. I denne plan prioriteres Kreta og Rhodos.
4. Fra den 17. februar 2016 og fremefter udarbejder de græske myndigheder på årlig basis indtil den 17. februar 2019 en rapport, der for hvert NII-isoleret system specificerer: a) om der er sket en markedsåbning; b) status for infrastrukturinvesteringerne i forhold til den relevante plan c) de vedvarende betydelige og materielle problemer for markedsåbningen; og d) om disse problemer direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af infrastrukturinvesteringen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset.
Artikel 3
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF, således at bevillinger til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet indenfor mikro-isolerede systemer kan gives direkte til PPC.
2. I forbindelse med denne dispensation:
a)
omfatter eksisterende konventionel produktionskapacitet projekter til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet, hvortil der findes en gyldig licens, der er udstedt RAE, på den dato, hvor denne afgørelse meddeles
b)
udgør fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation ikke eksisterende kapacitet, men konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig, konventionel produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets anlæg en udvidelse af eksisterende kapacitet.
3. Efter RAE's eget skøn kan en bevilling, der er givet i overensstemmelse med stk. 1, forlænges ved udløbet, men kun hvis forsinkelserne skyldes årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol.
4. Denne dispensation gælder ikke længere for bevillinger, der er givet i henhold til det første afsnit, og som er udløbet eller annulleret.
5. Alle andre bestemmelser i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF er fortsat fuldt ud gældende.
6. Dispensationen er gyldig indtil den 1. januar 2021.
Artikel 4
1. De i denne afgørelse nævnte dispensationer gælder ikke længere for små og mikro-isolerede systemer, så snart de er sammenkoblet med det sammenkoblede system.
2. De græske myndigheder:
a)
overvejer, når de bevilliger eller sætter ny kapacitet i et givent NII-isoleret system i udbud, systematisk alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af. En bevilling til ny kapacitet afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne omfatter alle omkostninger ved forsyningen af elektricitet til slutkunder i det isolerede system, inklusive NII OSP-kompensation
b)
sikrer, at cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 kun tager de effektive omkostninger ved investering i og drift af den projekterede sammenkobling i betragtning. Ved undersøgelsen tages ikke hensyn til tabt omsætning ved eller værdiforringelse af konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er
c)
offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyning af elektricitetskunder i hvert af de NII isolerede systemer. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 og som godkendt af RAE, afholder de græske myndigheder, jf. artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF, på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer. Der etableres en sammenkoblingsforbindelse, såfremt konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder på NII'er.
d)
sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den fastsatte tidsfrist, kan de græske myndigheder søge erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
Artikel 5
Afgørelsen gælder fra den 5. december 2003
Artikel 6
Denne afgørelse er rettet til Den Hellenske Republik.
Udfærdiget i Bruxelles, den 14. august 2014.
DECISIONE DELLA COMMISSIONE
del 14 agosto 2014
che concede alla Repubblica ellenica una deroga a talune disposizioni della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
[notificata con il numero C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,
vista la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (1), in particolare l'articolo 44, paragrafo 1 e l'articolo 48,
viste le richieste presentate dalla Repubblica ellenica il 17 gennaio 2012 e il 5 dicembre 2003,
dopo aver informato gli Stati membri di tale richiesta,
considerando quanto segue:
1. PROCEDURA
(1)
Il 17 gennaio 2012 il ministero greco per l'Ambiente, l'Energia e il Cambiamento climatico («YPEKA») ha trasmesso alla Commissione, ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, una richiesta di deroga (la «richiesta») ai capi III e VIII della direttiva 2009/72/CE per talune isole greche non interconnesse con la rete elettrica della Grecia continentale (le isole non interconnesse o «INI»).
(2)
Il 12 settembre 2012 la Commissione ha invitato l'Autorità di regolamentazione per l'energia in Grecia («RAE») a esprimere un parere sulla richiesta. La RAE ha risposto a tale invito il 16 novembre 2012 (il «parere della RAE»).
(3)
La RAE ha presentato ulteriori osservazioni a sostegno della richiesta in data 17 dicembre 2013, 23 dicembre 2013, 4 febbraio 2014, 28 febbraio 2014 e 17 marzo 2014.
(4)
Il 14 marzo 2014 (con un addendum inviato il 20 marzo 2014) la Commissione ha informato gli Stati membri della richiesta, conformemente all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, invitandoli a presentare osservazioni, se necessario, entro il 25 marzo 2014. Non sono state presentate osservazioni.
(5)
La richiesta dell'YPEKA rinnovava quella trasmessa dal ministero per lo Sviluppo il 5 dicembre 2003 ai sensi dell'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (2) (la «richiesta iniziale») per ottenere una deroga a talune disposizioni della direttiva 2003/54/CE. Benché fossero stati avviati alcuni passi preliminari per esaminare la richiesta iniziale, la deroga prevista dall'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE non è stata né concessa né rifiutata.
2. LA RICHIESTA TRASMESSA DALL'YPEKA
2.1. AMBITO DI APPLICAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA
(6)
La richiesta mira a ottenere una deroga ai capi III e VIII della direttiva 2009/72/CE.
(7)
Il capo III della direttiva 2009/72/CE riguarda la procedura di autorizzazione e l'indizione di gare per nuove capacità. Il capo VIII riguarda l'accesso di terzi, l'apertura del mercato e le linee dirette.
2.2. ATTUALE ORGANIZZAZIONE DELLA RETE ELETTRICA NELLE INI
(8)
In Grecia i mercati dell'energia sono regolati in primo luogo dalla legge greca 4001/2011 che recepisce la direttiva 2009/72/CE. La legge 4001/2011 è entrata in vigore il 22 agosto 2011.
(9)
DEDDIE SA («DEDDIE») è il gestore del sistema di distribuzione greco; è controllato al 100 % da Public Power Corporation («PPC»), da cui però è separato dal punto di vista giuridico e funzionale; PPC è il produttore e fornitore storico di energia elettrica in Grecia. Gli impianti della rete gestita da DEDDIE sono di proprietà di PPC.
(10)
Ai sensi dell'articolo 127 della legge 4001/2011, DEDDIE è responsabile dello sviluppo, della gestione e della manutenzione del sistema di distribuzione dell'energia elettrica in Grecia, in cui rientra anche il sistema di distribuzione dell'energia elettrica nelle INI.
(11)
DEDDIE è inoltre responsabile della gestione delle reti elettriche nelle INI. In tale compito rientrano: i) la preparazione di un piano di sviluppo della generazione nei microsistemi isolati, compreso un programma per l'interconnessione tra questi e le altre INI, ii) la messa a disposizione dei siti necessari per l'installazione di nuove capacità di produzione, l'ampliamento della capacità esistente o la fornitura di componenti, nonché per l'estensione del sistema di distribuzione dell'energia elettrica in Grecia alle isole non interconnesse e ai microsistemi isolati, iii) la conclusione di contratti con i detentori di autorizzazioni per regolamentare la fornitura di energia elettrica al sistema e dal sistema, la prestazione di servizi ausiliari ai sistemi di distribuzione delle INI e la remunerazione dei produttori di energia elettrica, degli addebiti a clienti e fornitori per l'energia elettrica loro erogata e di altri debiti e crediti sui conti speciali, come quelli per la remunerazione degli obblighi di servizio pubblico.
(12)
L'articolo 137, paragrafo 1, della legge 4001/2011 stabilisce che tutti i consumatori di energia elettrica sono considerati clienti idonei, a eccezione dei consumatori stabiliti in microsistemi isolati, soggetti all'articolo 139 della medesima legge.
(13)
Ai sensi dell'articolo 133, paragrafo 3, della legge 4001/2011:
«Fatta eccezione per i casi in cui l'energia elettrica viene prodotta utilizzando fonti energetiche rinnovabili o per mezzo di impianti di cogenerazione ad alta efficienza o impianti ibridi, nonché per il caso degli autoproduttori, qualora sia stata concessa una deroga ai sensi delle disposizioni dell'articolo 139, l'autorizzazione per la generazione viene rilasciata a PPC SA soltanto in base a determinate norme in materia di autorizzazioni. PPC SA è responsabile della fornitura ininterrotta ai microsistemi isolati per cui ottiene l'autorizzazione e della salvaguardia dell'operatività finanziaria a lungo termine delle reti elettriche su tali isole»
.
(14)
Ai sensi dell'articolo 134 della legge 4001/2011:
«Fatte salve le disposizioni dell'articolo 139 della presente legge, le autorizzazioni di fornitura per i microsistemi isolati vengono rilasciate a PPC SA soltanto in base ai requisiti dei regolamenti di autorizzazione. A richiesta, PPC SA è tenuto a fornire energia elettrica ai clienti non idonei»
.
(15)
A norma dell'articolo 139 della legge 4001/2011, le deroghe alle disposizioni della legge 4001/2011 possono essere concesse conformemente alle disposizioni dell'articolo 44 della direttiva 2009/72/CE.
(16)
La decisione ministeriale n. PD5/EL/B/F IB/12924, adottata ai sensi dell'articolo 28 della legge greca 3426/2005, stabilisce che la fornitura di energia elettricaai consumatori delle INI, da parte di qualsiasi produttore di energia elettrica, costituisce un obbligo di servizio pubblico («OSP INI») nell'interesse economico generale. Per ragioni di coesione sociale, i fornitori delle INI devono fornire l'energia elettrica a un prezzo uguale, per categoria di consumatori, a quelli praticati nel sistema interconnesso greco.
(17)
L'articolo 52 della legge greca 4001/2011 sancisce il diritto dei clienti delle isole non interconnesse di ricevere servizi speciali per quanto riguarda sia il prezzo, sia la qualità e la sicurezza dell'approvvigionamento nonché la trasparenza delle condizioni generali di contratto. In cambio dell'OSP adempiuto, i fornitori di OSP INI ricevono una compensazione finanziaria calcolata in base a una metodologia fissata dalla decisione 24/2014 della RAE (3). Tale metodologia si fonda sulla differenza tra il totale dei costi di produzione (variabili e fissi) nelle isole non interconnesse e il prezzo pieno di mercato che i fornitori registrano nel sistema interconnesso (costi marginali del sistema più tutti gli altri meccanismi del sistema interconnesso greco). La compensazione per l'OSP INI è calcolata su base mensile, autonomamente per il sistema di ogni isola, ed è sottoposta al controllo della RAE. La compensazione per l'OSP INI è finanziata tramite un prelievo su tutti i clienti, compresi quelli residenti nelle INI (4). Il meccanismo dell'OSP INI è gestito da LAGIE, il gestore del mercato greco di proprietà statale. Ai sensi della decisione ministeriale D5-EL/B/F1/oik.27547 del dicembre 2011 (5), che si basa sulle disposizioni dell'articolo 55, paragrafo 3, della legge 4001/2011, l'OSP INI deve essere offerto da tutti i fornitori, pertanto tutti i fornitori sono ammissibili alla compensazione per l'OSP INI.
(18)
La legislazione derivata governa in maniera più dettagliata la fornitura e la produzione di energia elettrica nelle INI. In particolare, con decisione n. 39/2014 del 28 gennaio 2014, la RAE ha adottato il codice di gestione delle reti elettriche nelle isole non interconnesse (il «codice INI»), che disciplina una serie di problemi concernenti la gestione dei sistemi isolati nelle INI, tra cui l'apertura del mercato, la regolamentazione del mercato e la produzione di energia elettrica. Il codice INI è entrato in vigore il giorno della sua pubblicazione, ossia il 17 febbraio 2014.
2.3. SERI PROBLEMI PER LA GESTIONE DI SISTEMI ISOLATI
(19)
La richiesta mette in rilievo i seguenti problemi concernenti la gestione dei sistemi isolati di energia elettrica in Grecia:
a)
la forte oscillazione della domanda di energia elettrica nei microsistemi isolati, accentuata da: i) la componente turistica dello sviluppo economico delle isole; ii) l'accresciuta diffusione delle fonti energetiche rinnovabili («FER»).
Tali elementi incidono negativamente sul fattore di carico della capacità di generazione termica o convenzionale e sulla possibilità di recuperare i costi degli investimenti effettuati in tale capacità di generazione;
b)
la pronunciata variabilità delle condizioni meteorologiche nelle isole, che si riflette sulla domanda e provoca disfunzioni dei sistemi di generazione, imponendo di conseguenza la costituzione di ingenti riserve.
(20)
La richiesta rileva i seguenti problemi concernenti lo sviluppo della generazione convenzionale nei piccoli sistemi isolati di energia elettrica in Grecia:
a)
la difficoltà, o persino l'impossibilità, di individuare siti adatti per nuove centrali di generazione convenzionali nei microsistemi isolati, soprattutto a causa delle resistenze dell'opinione pubblica;
b)
le ridotte dimensioni delle INI, che provocano gravi difficoltà nella pianificazione dello sviluppo a lungo termine della produzione termica, a causa dell'imprevedibilità degli eventuali investimenti che potrebbero essere effettuati dai consumatori di energia elettrica (come grandi complessi turistici o strutture manifatturiere); in tale situazione la risposta alla domanda di energia elettrica dev'essere efficace e flessibile;
c)
la domanda di energia elettrica nei sistemi isolati delle INI dovrebbe crescere del 2 % all'anno fino al 2017. Benché PPC abbia ottenuto le autorizzazioni per l'installazione della capacità supplementare necessaria, e l'installazione stessa sia già stata programmata (si prevede che entro il 2017 essa sia in grado di soddisfare la domanda di tutte le INI, compresi i margini di riserva necessari), non è stato sempre possibile rispettare il calendario previsto;
d)
le ridotte dimensioni del carico, le sensibili oscillazioni del carico stesso e la crescente diffusione delle FER in gran parte dei microsistemi isolati restringono il ventaglio delle soluzioni tecnologiche disponibili per la generazione convenzionale: la scelta è limitata a piccoli impianti di generazione alimentati a olio pesante a basso tenore di zolfo oppure a olio leggero;
e)
le procedure per l'acquisizione di nuova capacità di generazione di energia sono dispendiose in termini di tempo: dal momento in cui viene concessa l'autorizzazione a quello in cui i generatori di energia elettrica entrano in servizio passano due anni e mezzo o tre;
f)
l'elaborazione di piani per la costruzione di interconnector tra il sistema interconnesso della Grecia e i microsistemi isolati delle INI fa diminuire l'interesse a investire in capacità di generazione convenzionale nelle INI. Sono già stati programmati i progetti di interconnessione con le Cicladi e Creta.
(21)
Di conseguenza, si deve ricorrere regolarmente a soluzioni di emergenza, come il noleggio di generatori diesel mobili o di turbine a gas. L'uso di singole autorizzazioni per sopperire a necessità di generazione di emergenza è però sconsigliabile, in quanto dà luogo a un antieconomico noleggio di attrezzature, anziché all'acquisto. La richiesta indica numerosi esempi di circostanze impreviste che hanno costretto a utilizzare generatori mobili per periodi prolungati.
(22)
La richiesta mette in rilievo i seguenti problemi concernenti l'apertura del mercato nei sistemi isolati delle INI:
a)
per consentire l'apertura del mercato sarà necessario sviluppare e installare infrastrutture specifiche nei sistemi isolati delle INI. Tali infrastrutture comportano l'installazione di centri di controllo per gestire: i) la programmazione giornaliera della generazione e ii) la regolamentazione del mercato in ciascun sistema isolato mediante la ripartizione del costo di produzione in ciascun sistema isolato tra i fornitori attivi nel suo ambito.
I costi di queste infrastrutture, necessarie ma dispendiose, sono sostenuti dai consumatori;
b)
a causa dell'OSP INI, i prezzi al dettaglio dell'energia elettrica sono i medesimi, per ciascuna categoria di consumatori, in tutto il territorio greco. Il maggior costo di produzione che si registra nelle INI, rispetto al costo di produzione nel sistema interconnesso, deve quindi essere recuperato dai fornitori attivi nelle INI ripartendo la parte rispettiva della compensazione per l'OSP in funzione delle vendite di energia elettrica ai loro clienti.
Si afferma che la sensibile oscillazione dei valori del costo di produzione variabile annuale medio per ogni INI renderebbe assai complesso il meccanismo di regolamentazione del mercato.
(23)
Di conseguenza, l'YPEKA ritiene che lo sviluppo dell'infrastruttura necessaria per la gestione e la sorveglianza del mercato dell'energia elettrica, unito all'apertura del mercato nei sistemi isolati delle INI, comporti costi superiori ai benefici che i consumatori potrebbero trarre dall'apertura del mercato.
(24)
La richiesta non contiene una data di scadenza della deroga.
3. IL PARERE DELLA RAE
3.1. AMBITO DI APPLICAZIONE DELLA DEROGA
3.1.1. Deroga al capo III della direttiva 2009/72/CE
(25)
La RAE è del parere che la deroga al capo III, ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, non dovrebbe riguardare l'installazione di nuova capacità di generazione di energia che possa essere sviluppata in un sistema isolato, ma solamente il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità di produzione esistente. La capacità di generazione esistente è costituita dalle centrali elettriche già operanti o in costruzione nelle INI. Qualsiasi nuova centrale elettrica venga installata su tali isole è considerata nuova capacità di generazione.
(26)
La RAE osserva che i produttori indipendenti di energia elettrica («IPP»), ossia i soggetti diversi da PPC, negli ultimi due decenni hanno manifestato un vivo interesse per l'allestimento di centrali elettriche di cogenerazione e FER in tutti i microsistemi isolati. Di conseguenza, non sarebbe opportuno limitare l'accesso di terzi ai sistemi energetici di tutte le INI, per quanto riguarda lo sviluppo delle FER e la produzione combinata di energia termica ed energia elettrica («CHP»).
(27)
La RAE dichiara di non essere contraria alla concessione di una deroga per l'attivazione di nuove centrali elettriche convenzionali, purché siano rispettate determinate condizioni. L'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE non prevede però la possibilità di una deroga per le nuove capacità.
(28)
La RAE ritiene che l'espansione della capacità degli impianti convenzionali esistenti riguardi principalmente la carenza di capacità a breve termine che si registra nelle INI a causa di danni imprevisti alla capacità esistente o del ritardo nell'installazione di nuove capacità, soprattutto nei periodi di maggiore domanda (per esempio i picchi estivi). Per tali espansioni vige una procedura di gara d'appalto aperta, conformemente all'articolo 8 della direttiva 2009/72/CE. Tale procedura comporta un notevole dispendio di tempo e mal si adatta all'urgenza delle situazioni di emergenza.
(29)
La RAE conviene che è compito di PPC frasi carico di tali situazioni di emergenza. Dal momento che PPC è in grado di spostare unità mobili convenzionali dalle isole in cui vi è eccesso di capacità a quelle con carenza di capacità, questa soluzione potrebbe anche risultare la più economica.
(30)
La RAE sottolinea che qualsiasi deroga deve consentire di specificare le opportune procedure di autorizzazione per le situazioni di emergenza, indicando in particolare quali dei criteri di cui all'articolo 7 della direttiva 2009/72/CE debbano essere esaminati dalle autorità competenti per il rilascio delle autorizzazioni.
(31)
A giudizio della RAE, le deroghe dovrebbero essere concesse per un periodo limitato, fissando, per esempio, una durata massima di dieci anni.
3.1.2. Deroga al capo VIII della direttiva
(32)
Secondo la RAE, l'approvvigionamento di energia elettrica nelle INI è legato, dal punto di vista pratico, all'OSP INI e alla compensazione per l'OSP INI in quanto i) il costo di generazione dell'energia elettrica è molto più elevato nelle INI che nella parte continentale e ii) lo Stato greco obbliga a praticare un prezzo uniforme, per categoria di clienti, in tutto il proprio territorio.
(33)
Il codice INI prevede l'installazione nelle INI di determinate apparecchiature di misurazione e registrazione per il conteggio orario, i centri di gestione e di controllo dell'energia, il monitoraggio e i relativi sistemi informatici. La RAE sostiene che quest'infrastruttura è indispensabile per:
a)
garantire che i costi degli OSP siano trasparenti, non discriminatori e verificabili;
b)
assicurare un adeguato funzionamento e una sana gestione delle reti elettriche, per poter ottenere la modalità operativa più economica e, di conseguenza, una riduzione più sensibile delle tariffe dell'OSP INI a carico dei consumatori di energia elettrica;
c)
diffondere maggiormente le FER e la cogenerazione, anche per quanto riguarda le tecnologie FER la cui gestione comporta requisiti complessi e specifici, come per esempio lo stoccaggio delle FER, gli impianti termici solari, eccetera;
d)
garantire la necessaria trasparenza nella gestione dei sistemi isolati, assicurando in tal modo un trattamento non discriminatorio di tutti i partecipanti al mercato e, in particolare, dei produttori.
(34)
La RAE conclude quindi che, indipendentemente dal fatto che uno o più fornitori siano autorizzati a operare all'interno di un microsistema isolato, tale infrastruttura deve essere installata nei sistemi isolati delle INI.
(35)
Secondo le stime, il costo per l'installazione di quest'infrastruttura non dovrebbe superare una cifra compresa fra i 20 e i 30 milioni di EUR per tutte le INI, comprese Creta e Rodi. La RAE ritiene ragionevole tale importo, soprattutto in considerazione dei benefici previsti, cioè la trasparenza e la verifica dell'OSP INI, nonché la sana e controllata gestione dei sistemi isolati.
(36)
Al contrario dell'YPEKA, la RAE è del parere che autorizzare più di un fornitore a operare in un determinato sistema isolato nelle INI non comporterà apprezzabili costi supplementari per l'infrastruttura richiesta, in quanto l'infrastruttura è in ogni caso già necessaria per la programmazione giornaliera delle unità di generazione situate sulle INI, per la regolamentazione del mercato e per la gestione dell'OSP INI.
(37)
La RAE ritiene inoltre che autorizzando a operare più di un unico fornitore si otterranno ulteriori, notevoli vantaggi per i consumatori delle INI.
(38)
Di conseguenza, la RAE conclude che l'esclusione permanente di fornitori alternativi dai mercati delle INI non sia giustificata. L'installazione della necessaria infrastruttura, descritta in precedenza, dovrebbe essere completata in un periodo compreso fra i tre e i cinque anni. La RAE non si opporrebbe a una possibile deroga strettamente limitata a tale arco di tempo, senza ulteriori estensioni.
(39)
La RAE aggiunge che, qualora lo status di un sistema isolato nelle INI muti ed esso non rientri più nelle categorie dei piccoli sistemi isolati o dei microsistemi isolati, la deroga dovrebbe automaticamente scadere. Ciò potrebbe verificarsi qualora i sistemi isolati delle INI vengano interconnessi al sistema interconnesso greco.
4. VALUTAZIONE
4.1. BASE GIURIDICA DELLA RICHIESTA
(40)
L'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE prevede la possibilità di una deroga a talune disposizioni della direttiva, qualora la deroga stessa si applichi a piccoli sistemi isolati e microsistemi isolati.
(41)
Ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE, si definisce piccolo sistema isolato ogni sistema con un consumo inferiore a 3 000 GWh nel 1996, ove meno del 5 % del consumo annuo è ottenuto dall'interconnessione con altri sistemi.
(42)
Ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE, si definisce microsistema isolato ogni sistema con un consumo inferiore a 500 GWh nel 1996, ove non esista alcun collegamento con altri sistemi.
(43)
I sistemi isolati indicati nella richiesta sono formati da una e, in alcuni casi, da più INI (cfr. le colonne 1 e 2 della tabella). Anche quando un sistema isolato consiste di numerose INI interconnesse tra loro, la rete elettrica formata da queste INI interconnesse è isolata, nel senso che non è connessa ad alcun'altra rete elettrica.
(44)
Secondo la richiesta, 31 sistemi isolati su 32 sono microsistemi isolati, il più grande dei quali è Rodi. I microsistemi isolati per cui è stata trasmessa la richiesta rappresentavano nel 2010 il 5,24 % delle vendite totali di energia elettrica in Grecia. Il sistema isolato di Creta è considerato un piccolo sistema isolato; nel 2010 Creta rappresentava il 3,01 % della domanda di energia elettrica in Grecia.
Domanda annuale da parte dei sistemi isolati
Domanda annuale (MWh)
Domanda annuale nel 1996
Nome del SI
INI che fanno parte del SI
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Sì
No
Rodi
Rodi
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Sì
Sì
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Sì
Sì
Lesbo
Lesbo
153 650
259 552
308 454
288 230
Sì
Sì
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Sì
Sì
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Sì
Sì
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Sì
Sì
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Sì
Sì
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Sì
Sì
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Sì
Sì
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Sì
Sì
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Sì
Sì
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Sì
Sì
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Sì
Sì
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Sì
Sì
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Sì
Sì
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Sì
Sì
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Sì
Sì
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Sì
Sì
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Sì
Sì
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Sì
Sì
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Sì
Sì
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Sì
Sì
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Sì
Sì
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Sì
Sì
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Sì
Sì
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Sì
Sì
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Sì
Sì
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Sì
Sì
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Sì
Sì
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Sì
Sì
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Sì
Sì
(45)
La tabella precedente elenca i sistemi isolati indicati nella richiesta e su ciascuno di essi fornisce alcune informazioni dalle quali si può desumere che nel 1996 tutti i sistemi isolati, tranne Creta, avevano registrato una domanda di energia elettrica che li qualificava come microsistemi isolati ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE. Per quanto riguarda Creta, occorre aggiungere che, siccome l'isola non era e tuttora non è interconnessa ad alcun'altra rete elettrica, la quota percentuale della domanda soddisfatta per mezzo di interconnector era e continua a essere pari a zero, ossia inferiore al 5 %. Creta costituisce perciò un piccolo sistema isolato ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE.
(46)
Il parere della RAE non conteneva osservazioni sui sistemi isolati indicati nella richiesta.
(47)
La Commissione conclude quindi che i sistemi isolati indicati nella colonna 1 della tabella precedente costituiscono tutti microsistemi isolati ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE, tranne Creta, che costituisce invece un piccolo sistema isolato ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE.
4.2. SERI PROBLEMI PER LA GESTIONE DI CENTRALI ELETTRICHE CONVENZIONALI NEI MICROSISTEMI ISOLATI
(48)
La Commissione ritiene che la gestione di centrali elettriche convenzionali nei microsistemi isolati comporti effettivamente seri problemi, derivanti in particolare dai seguenti fattori:
a)
le dimensioni del carico da soddisfare nelle isole non consentono di installare centrali elettriche convenzionali più grandi, più efficienti e più efficaci in termini di costi, anche perché, per poter operare entro margini di sicurezza accettabili, un sistema isolato non può fare affidamento su una sola centrale elettrica.
Nel 2013 in nessuno dei microsistemi isolati il picco annuale ha superato i 188,5 MW. I picchi di carico medio e mediano, rispettivamente 20,8 e 4,2 MW, sono molto inferiori.
Nessuna delle centrali convenzionali attualmente installate nei microsistemi isolati ha una capacità superiore a 27 MW. Le dimensioni media e mediana delle centrali, rispettivamente 3,9 e 1,1 MW, sono molto inferiori.
Le ridotte dimensioni del carico da soddisfare e le marcate oscillazioni della domanda, influenzate tra l'altro dalla crescente diffusione delle FER, limitano inoltre la scelta delle tecnologie che è possibile impiegare per le centrali elettriche convenzionali nei microsistemi isolati.
Tutta la capacità di generazione convenzionale nei sistemi isolati delle INI è alimentata a diesel od olio combustibile;
b)
in tutti i microsistemi isolati i fattori di carico annuali sono ridotti. Nel 2012 in nessuno dei microsistemi isolati il fattore di carico ha superato lo 0,54; i picchi di carico medio e mediano, pari entrambi allo 0,38, sono ancor più bassi. In considerazione dell'accesso prioritario delle FER e del fatto che i fattori di carico utilizzati in questo caso si riferiscono all'intera rete elettrica del microsistema isolato, il fattore di carico per le centrali elettriche convenzionali delle INI è addirittura inferiore.
Il fattore di carico annuale nel sistema interconnesso greco è normalmente pari al 50 % circa per tutte le unità e al 65 % per le unità termiche (6).
Il fattore di carico annuale rappresenta un'indicazione dell'utilizzo effettivo delle centrali elettriche nel corso di un determinato anno e quindi della loro capacità di produrre utili.
La crescente diffusione delle FER è destinata a ridurre ulteriormente il carico che le centrali elettriche convenzionali devono soddisfare;
c)
esistono numerosi progetti che hanno lo scopo di interconnettere le INI, in particolare le Cicladi e Creta, con il principale sistema interconnesso greco. Come si è illustrato in precedenza, le centrali elettriche convenzionali delle INI sono meno efficienti delle centrali elettriche installate nel sistema interconnesso ed è quindi improbabile che risultino economicamente redditizie dopo l'interconnessione delle INI in cui sono situate.
La possibilità che un sistema isolato venga interconnesso rappresenta quindi un forte disincentivo per gli investimenti in capacità convenzionale nelle INI;
d)
a causa delle dimensioni relativamente ridotte del carico da soddisfare, oscillazioni relativamente limitate della domanda potrebbero incidere sulla capacità di generazione necessaria in un determinato sistema isolato. La mancanza di capacità di interconnessione costringe a far fronte a tutte le variazioni della domanda utilizzando una capacità di generazione collocata all'interno del microsistema isolato.
Questo fattore rende ancor più necessario rispondere con tempestività e flessibilità alle variazioni a lungo termine della domanda.
Tale esigenza di flessibilità è ulteriormente accentuata dalle difficoltà percepite riguardo all'individuazione di siti adatti per le centrali elettriche convenzionali nelle INI e dalla durata delle procedure di autorizzazione;
e)
nel 2012 (7) il rapporto tra i livelli massimo e minimo della domanda annuale in tutti i microsistemi isolati è stato almeno pari a 3,35; in determinati microsistemi isolati il rapporto è più elevato e spesso molto più elevato. In effetti, i rapporti medio e mediano tra domanda massima e minima sono rispettivamente pari a 6,27 e 5,98.
Nel 2010 il rapporto tra domanda massima e minima nel sistema interconnesso greco è stato pari a circa 3.
Il rapporto più elevato tra domanda massima e minima rispecchia il grado di flessibilità e la quantità di riserve che, anche nell'arco di un determinato anno, devono essere disponibili all'interno della capacità di generazione installata in un sistema isolato.
A questo proposito, va rilevato che nel 2012 nel 60 % circa dei microsistemi isolati si è fatto ricorso a generatori mobili.
(49)
La Commissione conclude quindi che esistono seri problemi per la gestione di centrali elettriche convenzionali nei sistemi isolati delle INI indicati nella tabella precedente.
4.3. VALUTAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA PER IL CAPO III
4.3.1. La deroga alle disposizioni del capo III non può riguardare le nuove capacità
(50)
Ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, le deroghe alle disposizioni del capo III possono essere concesse solo per quanto riguarda il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità esistente.
(51)
Di conseguenza, le deroghe alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE non possono essere concesse per nuove capacità.
(52)
Per contro, dal momento che i sistemi isolati delle INI sono reti di distribuzione, nel caso in cui la procedura di autorizzazione per nuove capacità non fosse in grado di fornire autorizzazioni adeguate di nuove capacità per i sistemi isolati delle INI, le autorità greche possono prendere in considerazione la possibilità di ricorrere alle disposizioni dell'articolo 7, paragrafo 3, della direttiva 2009/72/CE, anche per nuove capacità convenzionali di limitata entità. In tali nuove capacità convenzionali di limitata entità può rientrare, per esempio, una capacità di generazione temporanea resa disponibile nel lungo termine, senza assegnazione permanente a un sito specifico.
4.3.2. La deroga alle disposizioni del capo III non sono applicabili a Creta
(53)
Come indicato in precedenza, tutte le INI sono microsistemi isolati, tranne Creta che è un piccolo sistema isolato.
(54)
Di conseguenza, la deroga alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE non può riguardare Creta.
4.3.3. La deroga alle disposizioni del capo III non si estende agli impianti FER e CHP
(55)
Nella richiesta non si afferma esplicitamente che la deroga che si intende ottenere riguarda unicamente gli impianti convenzionali.
(56)
L'articolo 133, paragrafo 3, della legge 4001/2011, tuttavia, esclude espressamente i casi in cui l'energia elettrica viene prodotta utilizzando fonti energetiche rinnovabili o per mezzo di impianti di cogenerazione ad alta efficienza o impianti ibridi, nonché il caso degli autoproduttori, dall'ambito di applicazione dell'autorizzazione di produzione esclusiva che può essere assegnata a PPC. La stessa conclusione si trae dall'articolo 225 del codice INI.
(57)
Inoltre la giustificazione fornita si riferisce a seri problemi per la gestione delle sole centrali elettriche convenzionali; si argomenta infatti che queste centrali elettriche devono affrontare seri problemi a causa, tra l'altro, della crescente diffusione delle FER.
(58)
Di conseguenza, anche qualora la richiesta mirasse a ottenere una deroga alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE per impianti di generazione diversi dalle centrali elettriche convenzionali, tale deroga non può essere concessa in quanto non sono state fornite motivazioni che la giustifichino.
4.3.4. La deroga può essere concessa per l'autorizzazione a rinnovare, potenziare ed espandere la capacità esistente
(59)
In considerazione dei suddetti seri problemi per la gestione delle centrali elettriche convenzionali nei piccoli sistemi isolati, la deroga può essere concessa per l'autorizzazione di capacità convenzionali esistenti nella misura in cui riguardi il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità convenzionale esistente. Tale autorizzazione può essere concessa solo a PPC.
(60)
Ai fini di tale deroga:
a)
la capacità di generazione convenzionale esistente comprende i progetti per la costruzione di capacità di generazione convenzionale per cui la RAE ha già concesso un'autorizzazione ancora valida alla data dell'entrata in vigore della presente decisione;
b)
la demolizione completa della principale capacità di generazione su un sito esistente e la sua sostituzione con una nuova installazione di generazione di energia elettrica sono considerate come costruzione di nuove capacità;
c)
la collocazione di una capacità di generazione temporanea entro il perimetro della capacità esistente costituisce espansione di una capacità esistente.
(61)
Tuttavia, non vi sono motivi per concedere una deroga ai criteri e alle condizioni di cui all'articolo 7, paragrafo 2, della direttiva 2009/72/CE, in base ai quali viene rilasciata un'autorizzazione a PPC.
(62)
Inoltre, nel caso in cui la deroga sia concessa direttamente a PPC, è importante che le condizioni fissino gli obblighi concernenti la data entro cui la centrale elettrica convenzionale autorizzata deve diventare pienamente operativa e comprendano disposizioni a garanzia del completo ed efficace rispetto di tali obblighi. Alla scadenza, a esclusiva discrezione della RAE, tale autorizzazione diretta può essere prorogata solo qualora sia scaduta per ragioni totalmente indipendenti dalla volontà di PPC. Alla scadenza, la RAE dovrebbe organizzare una procedura di autorizzazione nel pieno rispetto dell'articolo 7, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, prevedendo quindi la partecipazione di terzi.
4.3.5. La deroga non può estendersi all'indizione di gare per nuove capacità
(63)
Per definizione, l'indizione di gare ai sensi dell'articolo 8 della direttiva 2009/72/CE riguarda la capacità che deve essere ancora costruita e autorizzata e che, di conseguenza, costituisce nuova capacità.
(64)
Per le ragioni già esposte in precedenza, la deroga per nuove capacità non dovrebbe essere concessa ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE.
4.4. VALUTAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA PER IL CAPO VIII
4.4.1. La deroga alle disposizioni del capo VIII non si estende all'articolo 32 sull'accesso di terzi
(65)
La richiesta riguarda la deroga al capo VIII della direttiva 2009/72/CE e si può quindi ritenere che comprenda una domanda di deroga alle disposizioni dell'articolo 32 concernente l'accesso di terzi («TPA»).
(66)
La richiesta non specifica se la deroga desiderata si estenda all'articolo 32 della direttiva 2009/72/CE, né fornisce motivazioni che giustifichino tale deroga. La legge 4001/2011 e il codice INI obbligano invece DEDDIE a garantire senza discriminazioni l'accesso dei terzi al sistema di distribuzione gestito da DEDDIE (cfr. per esempio l'articolo 127 della legge 4001/2011). Di conseguenza, tale deroga non può essere concessa.
4.4.2. Deroga all'articolo 33 sull'apertura del mercato e la reciprocità
4.4.2.1. Mancanza di motivi per una deroga permanente all'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE
(67)
Nella richiesta si sostiene essenzialmente che PPC dovrebbe rimanere l'unico fornitore autorizzato ad approvvigionare i clienti nelle INI, in quanto lo sviluppo dell'infrastruttura necessaria per la gestione e la vigilanza del mercato dell'energia elettrica nei microsistemi isolati, nonché per l'apertura del mercato a fornitori terzi comporta, per l'operatore attivo nelle INI, costi di gestione superiori ai vantaggi che l'apertura del mercato potrebbe avere per i consumatori.
(68)
Come emerge chiaramente dal parere della RAE, le infrastrutture installate nelle INI intendono garantire, in conformità della legge vigente, una gestione trasparente, verificabile e non discriminatoria dell'OSP INI. Inoltre, l'infrastruttura è necessaria per la gestione dei sistemi isolati delle INI da un punto di vista tecnico ed economico. Di conseguenza, dal momento che le infrastrutture sono comunque necessarie per soddisfare tali requisiti, indipendentemente dal numero di fornitori autorizzati nelle INI, l'apertura del mercato non aumenta il costo delle infrastrutture.
(69)
Anche qualora sia necessaria un'infrastruttura simile, l'apertura del mercato non è intrinsecamente collegata alla gestione tecnica dei sistemi isolati delle INI o dell'OSP INI, in quanto non vi è un nesso causale tra la gestione tecnica ed economica di questi sistemi isolati e la gestione dell'OSP INI conformemente ai pertinenti requisiti giuridici, da un lato, e il fatto che uno o più i fornitori siano autorizzati ad approvvigionare i consumatori di energia elettrica nelle INI, dall'altro lato.
(70)
È corretto affermare che i costi di produzione più elevati che si registrano nelle INI, rispetto ai costi di produzione nel sistema interconnesso, devono essere recuperati dai fornitori attivi nelle INI ripartendo la parte rispettiva della compensazione per l'OSP INI in funzione delle vendite di energia elettrica ai loro clienti. Tuttavia, stabilire i costi di produzione nelle INI è in ogni caso necessario per determinare la compensazione finanziaria per l'OSP INI, indipendentemente dal numero di fornitori attivi nelle INI.
(71)
L'unico requisito supplementare per l'apertura del mercato è la ripartizione a ogni fornitore delle parti rispettive della compensazione per l'OSP INI in funzione delle vendite di energia elettrica dei propri clienti. Anche i relativi dati dei clienti, in particolare quelli dei contatori, sono necessari indipendentemente dal fatto che uno o più fornitori siano autorizzati ad approvvigionare i clienti residenti nelle INI.
(72)
Di conseguenza, la concessione della compensazione per l'OSP INI ai fornitori comporta semplicemente la capacità di attribuire i dati dei contatori dei clienti a un particolare fornitore autorizzato; si tratta di un processo essenzialmente amministrativo, basato su informazioni che vengono raccolte, in tutti o quasi tutti i casi, indipendentemente dal fatto che nelle INI il mercato sia aperto oppure no. In secondo luogo, tale capacità costituisce una precondizione della corretta gestione di qualsiasi mercato di approvvigionamento dell'energia elettrica; non si può dunque ammettere che i costi rappresentino un motivo di deroga all'apertura del mercato, in quanto essi non riguardano specificamente la gestione dei sistemi isolati delle INI né sono collegati a un serio problema di gestione dei medesimi.
(73)
È importante sottolineare che la tenuta di registri per l'attribuzione ai fornitori delle informazioni dei contatori fa parte dell'infrastruttura da allestire. Se, da un lato, l'entrata in funzione, nella sua interezza, dell'infrastruttura prevista agevolerà una gestione ottimale dei sistemi elettrici isolati, dall'altro lato la completa realizzazione degli investimenti collegati non rappresenta una condizione necessaria per l'apertura del mercato.
(74)
La possibilità di un'ampia variazione dei valori dei costi di produzione variabili annuali medi di ciascuna INI è un fattore irrilevante. Anche qualora venisse provata, tale variazione riguarda il costo di produzione dell'energia elettrica nell'ambito dei sistemi isolati delle INI. Stabilire il relativo importo è già un'operazione necessaria per amministrare l'OSP INI conformemente ai requisiti di legge, sulla quale peraltro il numero dei fornitori autorizzati ad approvvigionare i clienti residenti nelle INI non incide affatto. Inoltre, dal momento che l'amministrazione dell'OSP INI si effettua già su base mensile, separatamente per ogni sistema isolato, difficilmente marcate variazioni annuali per ciascuna INI potrebbero provocare problemi rilevanti.
(75)
Da quanto precede, si deduce che il numero di fornitori autorizzati ad approvvigionare i clienti nelle INI non è intrinsecamente legato né alla gestione tecnica ed economica dei sistemi isolati, né alla gestione dell'OSP INI conformemente ai pertinenti obblighi di legge.
(76)
Si può ancora notare che l'apertura del mercato comporta benefici che superano gli eventuali costi. Come osserva la RAE, fornitori alternativi presenti nelle INI potrebbero offrire significativi vantaggi supplementari ai clienti residenti nelle INI stesse, aggiungendo la fornitura di altri servizi a quella di energia elettrica.
(77)
Di conseguenza, la richiesta di una deroga permanente all'articolo 33 dovrebbe essere respinta.
4.4.2.2. Limitazione della durata di un sistema isolato ai sensi dell'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE
(78)
In considerazione di quanto sopra, va riconosciuto che per l'apertura del mercato è necessario stabilire modalità pratiche tali da consentire una gestione dei sistemi isolati delle INI del tutto conforme al codice INI. I problemi pratici connessi all'apertura del mercato potrebbero comportare l'indisponibilità dei registri necessari per attribuire ai fornitori contatori e dati relativi ai consumi oppure la configurazione non ottimale delle infrastrutture. Su questa base, si può prevedere la concessione di una deroga limitata nel tempo all'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE.
(79)
Per la valutazione della durata di tale deroga al capo VIII le due considerazioni seguenti sono rilevanti:
a)
come si è già ricordato, l'elemento più importante richiesto per l'apertura del mercato nelle INI è la disponibilità di un registro nelle INI che attribuisca a un determinato fornitore i dati relativi ai consumi. Ai sensi dell'articolo 327, paragrafo 4, del codice INI, il registro previsto a tale scopo è completato al più tardi due anni dopo l'entrata in vigore del codice INI. La disponibilità del registro è una condizione necessaria per la concreta apertura del mercato;
b)
il totale completamento del programma di investimenti per le infrastrutture da installare nelle INI favorirebbe certamente la gestione pratica dell'apertura del mercato nelle INI. Questa tuttavia non è una condizione necessaria. L'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI fissa un calendario entro il quale tutte le attuali INI dovrebbero dotarsi delle infrastrutture supplementari da installare nelle INI al più tardi entro cinque anni dall'entrata in vigore del codice INI.
(80)
Di conseguenza, una deroga all'apertura del mercato dev'essere concessa per almeno due anni dall'entrata in vigore del codice INI, cioè fino al 17 febbraio 2016, allo scopo di costituire i registri che sono un necessario requisito per l'apertura del mercato. Poiché l'infrastruttura completa dev'essere installata al più tardi cinque anni dopo l'entrata in vigore del codice INI, la validità della deroga dev'essere comunque limitata a cinque anni dall'entrata in vigore del codice INI, ossia fino al 17 febbraio 2019 per qualsiasi sistema isolato delle INI. Tuttavia, poiché la deroga può essere giustificata soltanto laddove sussistano seri problemi concreti per l'apertura del mercato, direttamente attribuibili al mancato completamento del programma di investimenti infrastrutturali nelle INI, si dovrebbe verificare periodicamente se tali problemi persistono in uno specifico sistema isolato delle INI. Tale verifica dovrebbe utilizzare come parametro di riferimento un piano di investimenti elaborato da DEDDIE, e approvato dalle autorità greche competenti, per l'installazione delle infrastrutture necessarie nelle INI. Tale piano dovrebbe essere quindi completato e approvato entro il 17 febbraio 2015.
(81)
Per evitare inutili ritardi nell'apertura del mercato, il piano di investimenti infrastrutturali di DEDDIE dovrebbe essere approvato dalla RAE e attribuire la priorità ai sistemi isolati di Creta e Rodi, ossia le INI più popolose.
(82)
Dal 17 febbraio 2016, e successivamente su base annua fino al 17 febbraio 2019, DEDDIE dovrebbe redigere una relazione, da sottoporre all'approvazione della RAE, specificando i motivi per cui in un determinato sistema isolato delle INI l'apertura del mercato non sia stata ancora realizzata. La relazione dovrebbe essere pubblicata e notificata alla Commissione.
4.4.3. La deroga alla disposizione del capo VIII non riguarda l'articolo 34
(83)
La richiesta concerne la deroga al capo VIII della direttiva 2009/72/CE e quindi si può ritenere che comprenda la richiesta di deroga all'articolo 34 concernente le linee dirette ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 15, della direttiva 2009/72/CE.
(84)
La richiesta non specifica se la deroga desiderata riguardi anche l'articolo 34 della direttiva 2009/72/CE.
(85)
Di conseguenza, anche se la richiesta si propone di ottenere una deroga all'articolo 34 della direttiva 2009/72/CE, tale deroga non dev'essere concessa giacché non è stata fornita alcuna giustificazione.
4.4.4. Interconnector - richiesta di deroga ai capi III e VIII
(86)
La presente deroga riguarda i microsistemi isolati caratterizzati proprio dalla mancanza di interconnessione o, nel caso di piccoli sistemi isolati, da una interconnessione molto limitata con altre reti elettriche.
(87)
Tuttavia:
a)
conformemente al piano di sviluppo decennale del gestore dei sistemi di trasmissione greco, il gestore indipendente della trasmissione di energia, o «ADMIE» S.A, l'interconnessione delle isole Cicladi dovrebbe essere portata a termine entro il 2018 in tre fasi, e alcune di queste isole dovrebbero essere interconnesse con il sistema interconnesso greco molto prima di tale data;
a)
inoltre, l'interconnessione di Creta dovrebbe concludersi entro il 2020. Le parti importanti del progetto per i primi tre anni sono state incluse nel piano di sviluppo decennale di ADMIE approvato del 2013. Il piano finale dev'essere incluso nel piano di sviluppo decennale che sarà approvato nel 2014.
(88)
È necessario prevedere esplicitamente che, per un determinato sistema isolato, la presente deroga cessi automaticamente non appena l'interconnessione tra un determinato sistema isolato e il sistema interconnesso greco diventi del tutto operativa.
(89)
DEDDIE è controllato al 100 % da PPC, da cui però è separato dal punto di vista giuridico e funzionale. Diversamente da un gestore del sistema di distribuzione ai sensi della direttiva 2009/72/CE, DEDDIE svolge anche ampie funzioni nella gestione dei sistemi isolati delle INI e nella gestione della generazione nelle INI, compresa la capacità di generazione convenzionale appartenente a PPC e quindi la sua remunerazione economica. Come si è detto in precedenza, l'interconnessione influisce sulla redditività economica delle centrali elettriche convenzionali attualmente installate nei sistemi isolati delle INI.
(90)
Le deroghe devono essere concesse soltanto se sono proporzionali e non vanno oltre lo stretto necessario. Occorre perciò fornire chiari incentivi e assicurare la trasparenza per le decisioni sull'eventuale interconnessione dei sistemi isolati delle INI.
(91)
Ai sensi dell'articolo 108 della legge 4001/2011:
«ADMIE SA presenta alla RAE un piano di sviluppo decennale del sistema greco di trasmissione di energia elettrica entro il 31 marzo di ogni anno […] In particolare, il piano di sviluppo decennale del sistema greco di trasmissione di energia elettrica: […] (c) fornisce uno studio costi-benefici di natura tecnica e finanziaria per importanti opere di trasmissione […], soprattutto per […] i connettori tra le isole e il sistema di trasmissione, comprendente i tempi, il flusso finanziario stimato e i requisiti di finanziamento per tutti i progetti di investimento»
.
(92)
Per garantire chiari incentivi e trasparenza nelle decisioni sull'interconnessione dei sistemi isolati delle INI, le autorità greche devono assicurare che:
a)
al momento di concedere autorizzazioni o bandire gare per capacità esistenti o nuove per un determinato sistema isolato in una INI, ADMIE, DEDDIE e RAE considerino sistematicamente l'alternativa di interconnettere il sistema isolato di cui fa parte la INI in questione. Tale autorizzazione per capacità esistenti o nuove dovrebbe essere rifiutata qualora la costruzione di un interconnector si riveli più efficace in termini di costi. I costi dovrebbero comprendere tutti i costi per la fornitura di energia elettrica ai clienti finali nell'ambito del sistema isolato, compresa la compensazione per l'OSP INI;
b)
lo studio costi-benefici per importanti opere di trasmissione realizzate da ADMIE, di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, consideri soltanto l'efficienza sotto il profilo dei costi degli investimenti e della gestione dell'interconnessione. In particolare, non dovrebbe tener conto dei mancati guadagni né del deprezzamento di valore degli impianti convenzionali di produzione dell'energia già installati nelle INI;
c)
la RAE pubblichi, insieme al piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti di ciascuno dei sistemi isolati delle INI. Se la costruzione di un interconnector non è integrata nel piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, approvato dalla RAE, la RAE indice, di propria iniziativa o su semplice richiesta di un terzo, una gara d'appalto ai sensi dell'articolo 22, paragrafo 7, lettera b), della direttiva 2009/72/CE per la costruzione di un interconnector che colleghi uno o più sistemi isolati delle INI. Un interconnector dovrebbe essere costruito se la sua costruzione riduce i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti ubicati nelle INI;
d)
la RAE fissa un termine preciso per il completamento della costruzione di un interconnector. Se questo non viene costruito o se la costruzione non rispetta i tempi fissati dalla RAE, occorre avanzare una richiesta di indennizzo per i mancati risparmi sui costi.
4.5. DURATA
(93)
È necessario riesaminare i fatti su cui si basa l'attuale deroga, in particolare dopo il completamento dei piani per l'interconnessione di alcuni sistemi isolati e dopo la scadenza dei termini per l'installazione dell'infrastruttura di cui all'articolo 237 del codice INI.
(94)
Di conseguenza, qualsiasi deroga rimarrà in vigore fino al 1o gennaio 2021.
4.6. EFFETTO RETROATTIVO
(95)
Come si è osservato in precedenza, la richiesta del 17 gennaio 2012 ha rinnovato la richiesta iniziale trasmessa nel 2003.
(96)
Anche l'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE, abrogata dalla direttiva 2009/72/CE, conteneva disposizioni che consentivano agli Stati membri di richiedere deroghe a talune disposizioni di tale direttiva in caso di seri problemi per la gestione di piccoli sistemi isolati e di microsistemi isolati. Ai sensi dell'articolo 48 della direttiva 2009/72/CE, i riferimenti all'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE, abrogato, s'intendono fatti all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE.
(97)
Le definizioni di piccolo sistema isolato e microsistema isolato di cui all'articolo 2, paragrafi 26 e 27, della direttiva 2003/54/CE sono identiche a quelle utilizzate nell'articolo 2, paragrafi 26 e 27, della direttiva 2009/72/CE.
(98)
Entrambe queste definizioni fanno riferimento alla domanda di energia elettrica registrata nel 1996 nei sistemi isolati, che non sono cambiati. Inoltre, Creta non era interconnessa al sistema interconnesso greco né nel 2003 né nel 2012, e non lo è neppure nel momento in cui l'attuale decisione di deroga entra in vigore.
(99)
Di conseguenza, tutti i piccoli sistemi isolati e i microsistemi isolati indicati come tali nella richiesta avevano i requisiti qualificanti quando è stata trasmessa la richiesta iniziale, e li hanno ancora nel momento in cui l'attuale decisione di deroga entra in vigore.
(100)
Non si è verificato quindi alcun cambiamento giuridico né fattuale in relazione ai piccoli sistemi isolati e ai microsistemi isolati che potrebbero essere ammissibili a una deroga ai sensi della direttiva 2003/54/CE e della direttiva 2009/72/CE.
(101)
L'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE prevedeva la concessione di deroghe al capo III, che conteneva disposizioni, come quelle del capo III della direttiva 2009/72/CE, concernenti le procedure di autorizzazione per nuove capacità e l'indizione di gare per nuove capacità.
(102)
L'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE prevedeva la concessione di deroghe al capo VII, che conteneva disposizioni, come quelle del capo VIII della direttiva 2009/72/CE, concernenti l'accesso di terzi, l'apertura del mercato e le linee dirette.
(103)
Se la Commissione avesse concesso una deroga in risposta alla richiesta iniziale, avrebbe potuto farlo alle stesse condizioni della deroga vigente ai sensi della direttiva 2009/72/CE.
(104)
Inoltre, a partire dal 2003 non si è verificato alcun cambiamento nelle circostanze fattuali. La situazione geografica delle INI, i fattori economici che regolano la gestione delle reti elettriche nei sistemi isolati delle INI e la natura dei seri problemi correlati alla gestione delle centrali elettriche convenzionali nei sistemi isolati delle INI non sono concretamente mutati dal 2003.
(105)
La richiesta iniziale è pendente dal 2003. L'inazione della Commissione non deve danneggiare la Repubblica ellenica, che ha adempiuto gli obblighi di cui all'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE e all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE e ha trasmesso una richiesta di deroga debitamente giustificata ai sensi degli stessi articoli per i sistemi isolati delle INI.
(106)
È perciò opportuno che la presente decisione di deroga abbia effetto a partire dalla data di notifica della richiesta iniziale, ossia dal 5 dicembre 2003,
HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
Articolo 1
La presente decisione si applica ai piccoli sistemi isolati e ai microsistemi isolati indicati nella tabella.
Ai fini della presente decisione, Creta è un piccolo sistema isolato mentre tutti gli altri sistemi isolati sono microsistemi isolati.
Articolo 2
1. È concessa una deroga alle disposizioni dell'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE per i piccoli sistemi isolati e i microsistemi isolati.
2. La presente deroga è valida fino al 17 febbraio 2016 o alla completa installazione dell'infrastruttura, ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI, qualunque dei due si verifichi più tardi. In ogni caso, la presente deroga cessa di applicarsi il 17 febbraio 2019.
3. Entro il 17 febbraio 2015 le autorità greche redigono un piano di investimenti infrastrutturali ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI, specificando separatamente per ciascuno dei sistemi isolati delle INI, entro quale data l'installazione dell'infrastruttura dovrà essere completa. Il piano attribuisce la priorità a Creta e Rodi.
4. A partire dal 17 febbraio 2016, e successivamente su base annuale fino al 17 febbraio 2019, le autorità greche redigono una relazione specificando, per ciascuno dei sistemi isolati delle INI: a) se l'apertura del mercato abbia avuto luogo; b) lo stato degli investimenti infrastrutturali in relazione al piano pertinente; c) i seri problemi concreti che continuano a ostacolare l'apertura del mercato; d) se tali problemi possano essere attribuiti direttamente al mancato completamento degli investimenti infrastrutturali ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI.
Articolo 3
1. È concessa una deroga alle disposizioni di cui all'articolo 7, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, in virtù della quale a PPC possono essere concesse direttamente autorizzazioni per quanto riguarda il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità convenzionale esistente nei microsistemi isolati.
1. Ai fini della presente deroga:
a)
la capacità di generazione convenzionale esistente comprende i progetti per il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità di generazione convenzionale per cui la RAE ha già concesso un'autorizzazione ancora valida alla data di notifica della presente decisione;
b)
la demolizione completa della principale capacità di generazione in un sito esistente e la sua sostituzione con una nuova installazione di generazione di energia elettrica non rappresentano capacità esistente, ma costruzione di nuove capacità;
c)
la collocazione di una capacità di generazione convenzionale temporanea entro il perimetro di una capacità esistente costituisce espansione di una capacità esistente.
1. Alla scadenza dell'autorizzazione concessa in conformità del primo paragrafo, tale autorizzazione può essere prorogata, a esclusiva discrezione della RAE, solo qualora i ritardi siano dovuti a ragioni totalmente indipendenti dalla volontà di PPC.
1. La presente deroga non si applica più alle autorizzazioni concesse in conformità del primo paragrafo che siano scadute o annullate.
2. Tutte le altre disposizioni dell'articolo 7 della direttiva 2009/72/CE continuano ad applicarsi integralmente.
3. La presente deroga è valida fino al 1o gennaio 2021.
Articolo 4
1. Le deroghe previste dalla presente decisione non si applicano più ai piccoli sistemi isolati né ai microsistemi isolati una volta che questi siano interconnessi con il sistema interconnesso.
1. Le autorità greche:
a)
al momento di autorizzare o di bandire gare per nuove capacità per un determinato sistema isolato delle INI, considerano sistematicamente l'alternativa di interconnettere il sistema isolato di cui fa parte la INI in questione. L'autorizzazione per nuove capacità dev'essere rifiutata qualora la costruzione di un interconnector si riveli più efficace in termini di costi. I costi devono comprendere tutti i costi per la fornitura di energia elettrica ai clienti finali nell'ambito del sistema isolato, compresa la compensazione per l'OSP INI;
b)
assicurano che lo studio costi-benefici per importanti opere di trasmissione realizzate da ADMIE, di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, consideri soltanto l'efficienza sotto il profilo dei costi degli investimenti e della gestione dell'interconnessione programmata. Tale studio non deve tener conto dei mancati guadagni né del deprezzamento di valore degli impianti convenzionali di produzione già installati nelle INI;
c)
pubblicano, insieme al piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti di ciascuno dei sistemi isolati delle INI. Salvo che la costruzione di un interconnector sia integrata nel piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, approvato dalla RAE, le autorità greche indicono, di propria iniziativa o su semplice richiesta di un terzo, una gara d'appalto ai sensi dell'articolo 22, paragrafo 7, lettera b), della direttiva 2009/72/CE per la costruzione di un interconnector che colleghi uno o più sistemi isolati delle INI. Un interconnector dev'essere costruito se la sua costruzione riduce i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti ubicati nelle INI;
d)
fissano un termine preciso per il completamento della costruzione di un interconnector. Se questo non è costruito o se la costruzione non rispetta i tempi fissati, le autorità greche avanzano una richiesta di indennizzo per i mancati risparmi sui costi.
Articolo 5
La decisione si applica a decorrere dal 5 dicembre 2003.
Articolo 6
La Repubblica ellenica è destinataria della presente decisione.
Fatto a Bruxelles, il 14 agosto 2014