РЕШЕНИЕ НА КОМИСИЯТА
от 14 август 2014 година
за предоставяне на Република Гърция на дерогация от определени разпоредби на Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета
(нотифицирано под номер С(2014) 5902)
(2014/536/ЕС)
ЕВРОПЕЙСКАТА КОМИСИЯ,
като взе предвид Договора за функционирането на Европейския съюз,
като взе предвид Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за отмяна на Директива 2003/54/ЕО (1), и по-специално член 44, параграф 1 и член 48 от нея,
като взе предвид заявленията на Република Гърция от 17 януари 2012 г. и 5 декември 2013 г.,
след като информира държавите членки за заявлението,
като има предвид, че:
1. ПРОЦЕДУРА
(1)
На 17 януари 2012 г. гръцкото Министерство на околната среда, енергетиката и климатичните промени (YPEKA) подаде заявление (по-долу наричано „заявлението“) до Комисията съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО за дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО за определени гръцки острови, които не са свързани с електроенергийната система на континентална Гърция (несвързаните с електроенергийната система острови, по-долу наричани „НЕСО“).
(2)
На 12 септември 2012 г. Комисията поиска от енергийния регулаторен орган (по-долу наричан „ЕРО“) на Гърция да представи коментари във връзка със заявлението. ЕРО отговори на искането на 16 ноември 2012 г. (по-долу този отговор е наричан „становището на ЕРО“).
(3)
ЕРО представи допълнителни доводи в подкрепа на заявлението на 17 декември 2013 г., 23 декември 2013 г., 4 февруари 2014 г., 28 февруари 2014 г. и 17 март 2014 г.
(4)
На 14 март 2014 г. (с допълнение, изпратено на 20 март 2014 г.) Комисията информира държавите членки за заявлението в съответствие с член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, с искане за представяне на становища до 25 март 2014 г. при необходимост. Не бяха представени становища.
(5)
Със заявлението си YPEKA поднови искането, подадено от Министерството на развитието на 5 декември 2003 г. в съответствие с член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (2) (по-долу наричано „първоначалното заявление“) за дерогация от определени разпоредби на Директива 2003/54/ЕО. Въпреки че бяха предприети предварителни стъпки за разглеждане на първоначалното заявление, дерогацията съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО не беше нито предоставена, нито отказана.
2. ЗАЯВЛЕНИЕТО, ПОДАДЕНО ОТ YPEKA
2.1. ОБХВАТ НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ
(6)
В заявлението се иска дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО.
(7)
Глава III от Директива 2009/72/ЕО се отнася до разрешителната процедура и обявяването на търгове за нови мощности. Глава VIII се отнася до достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
2.2. НАСТОЯЩА ОРГАНИЗАЦИЯ НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА НА НЕСО
(8)
Гръцките енергийни пазари са регулирани основно от гръцкия Закон 4001/2011, с който се транспонира Директива 2009/72/ЕО. Закон 4001/2011 влезе в сила на 22 август 2011 г.
(9)
„DEDDIE“ SA (по-долу наричан „DEDDIE“) е основният гръцки електроенергиен системен оператор, който е 100 % собственост на предприятието „Public Power Corporation“ (по-долу наричано „PPC“), историческият гръцки производител и доставчик на електроенергия, но юридически и функционално е отделен от него. Свързаните с мрежата активи, управлявани от DEDDIE, са собственост на PPC.
(10)
Съгласно член 127 от Закон 4001/2011 DEDDIE отговаря за развитието, експлоатацията и поддръжката на електроразпределителната система на Гърция, която включва електроразпределителната система на НЕСО.
(11)
Освен това DEDDIE отговаря за експлоатацията на електроенергийните системи на НЕСО. Това включва: i) изготвянето на план за разработване на производствени мощности за изолирани микросистеми, включително програма за свързване с други НЕСО; ii) гарантиране на наличието на необходимите обекти за инсталиране на нови производствени мощности с цел увеличаване на съществуващия капацитет или за доставка на компоненти и разширяване на електроразпределителната система на Гърция към несвързаните с електроенергийната система острови и изолираните микросистеми; iii) сключване на договори с притежатели на разрешителни, регулиращи доставките на електроенергия от и за системата, предоставянето на допълнителни услуги за електроразпределителните системи на НЕСО и възнаграждението на производителите на електроенергия, таксите за клиентите и доставчиците за доставената им електроенергия, както и други кредити и дебити по специални сметки, като тези за възнаграждението за задължения за обществени услуги.
(12)
Член 137, параграф 1 от Закон 4001/2011 гласи, че всички потребители на електроенергия ще се класифицират като привилегировани клиенти с изключение на клиентите, установени в рамките на изолирани микросистеми, при спазване на член 139 от същия закон.
(13)
Съгласно член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011:
„С изключение на случаите, в които електроенергията се произвежда от възобновяеми енергийни източници или от високоефективно комбинирано производство, или от хибридни електроцентрали, както и в случай на производители на енергия за собствени нужди, при предоставяне на дерогация съгласно разпоредбите на член 139 разрешение за производство се дава единствено на PPC SA в съответствие с определени разпоредби във връзка с разрешаването. PPC SA отговаря за непрекъснатото снабдяване на изолираните микросистеми, за които получава разрешение, както и за гарантирането на дългосрочното финансово управление на електроенергийните системи на тези острови.“
(14)
Съгласно член 134 от Закон 4001/2011:
„Без да се засягат разпоредбите на член 139 от настоящия закон, разрешения за снабдяване за изолирани микромрежи ще се издават единствено на PPC SA в съответствие с изискванията на разпоредбите във връзка с разрешенията. PPC SA трябва да снабдява непривилегированите клиенти с електроенергия при поискване.“
(15)
Съгласно член 139 от Закон 4001/2011 дерогации от разпоредбите на Закон 4001/2011 могат да се предоставят в съответствие с разпоредбите на член 44 от Директива 2009/72/ЕО.
(16)
В Министерско решение № PD5/EL/B/F IB/12924, прието в съответствие с член 28 от гръцкия Закон 3426/2005, се постановява, че снабдяването с електроенергия на клиенти от НЕСО от който и да е производител на електроенергия представлява задължение за обществена услуга за НЕСО („ЗОО за НЕСО“) от общ икономически интерес. По съображения във връзка със социалното сближаване доставчиците на електроенергия в НЕСО трябва да доставят електроенергия на цена, равна, според категориите потребители, на цената за взаимосвързаната система на Гърция.
(17)
Член 52 от гръцкия Закон 4001/2011 гласи, че клиентите от несвързани с електроенергийната система острови имат право на специални услуги както по отношение на цената, така и по отношение на качеството и сигурността на доставките, както и на прозрачност на договорните условия. В замяна на изпълнението на ЗОО доставчиците на ЗОО за НЕСО получават финансова компенсация, която се изчислява въз основа на методика, установена с Решение 24/2014 (3) на ЕРО. Тази методика се основава на разликата между пълните производствени разходи (променливи и постоянни) за несвързаните с електроенергийната система острови и пълната пазарна цена за доставчиците във взаимосвързаната система (пределни разходи на системата плюс всички други механизми във взаимосвързаната система на Гърция). Компенсацията за ЗОО за НЕСО се изчислява на месечна основа и за всяка автономна островна система и подлежи на контрол от страна на ЕРО. Компенсацията за ЗОО за НЕСО се набира чрез такса, наложена на всички клиенти, включително клиентите от НЕСО (4). Механизмът на ЗОО за НЕСО се управлява от LAGIE, гръцкия държавен пазарен оператор. В Министерско решение № D5-EL/B/F1/oik.27547 от декември 2011 г. (5), основаващо се на разпоредбите на член 55, параграф 3 от Закон 4001/2011, се постановява, че ЗОО за НЕСО се предлага от всички доставчици, следователно всички доставчици отговарят на условията за компенсация във връзка със ЗОО за НЕСО.
(18)
Вторичното законодателство урежда по-подробно доставките и производството на електроенергия за НЕСО. По-специално в своето Решение № 39/2014 от 28 януари 2014 г. ЕРО прие Кодекс за управление на електроенергийните системи на несвързаните с електроенергийната система острови („Кодексът за НЕСО“), който урежда много въпроси, свързани с функционирането на изолираните системи на НЕСО, включително отварянето на пазара, уреждането на финансовите отношения и производството на електроенергия. Кодексът за НЕСО влезе в сила в деня на публикуването му, т.е. на 17 февруари 2014 г.
2.3. Съществени проблеми във връзка с функционирането на изолираните системи
(19)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с функционирането на гръцките изолирани електроенергийни системи:
а)
големите разлики в потреблението на електроенергия в изолираните микросистеми, които още повече изпъкват на фона на: i) туристическия аспект на икономическото развитие на островите; и ii) навлизането на възобновяемите енергийни източници (ВЕИ).
Тези фактори оказват отрицателно въздействие както върху коефициента на натоварване на топлинните или конвенционалните производствени мощности, така и върху възможността за възстановяване на инвестиционните разходи за такива производствени мощности;
б)
големите разлики в метеорологичните условия на островите, които се отразяват на потреблението и причиняват неизправности във функционирането на системите за производство на електроенергия, като в резултат от това се изисква поддържане на значителни резерви.
(20)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с развитието на конвенционално производство на електроенергия в рамките на гръцките изолирани малки електроенергийни системи:
а)
затрудненията или дори невъзможността да се намерят подходящи местоположения за нови конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми, основно поради съпротивата от страна на обществеността;
б)
малкият размер на НЕСО, който поражда големи обрати в дългосрочното планиране в областта на развитието на топлинно производство на електроенергия в резултат на непредвидими инвестиции на потребителите на електроенергия (например големи туристически комплекси или пристанищни съоръжения), което изисква навременна и гъвкава реакция в отговор на потреблението на електроенергия;
в)
очаква се потреблението на електроенергия в изолираните системи на НЕСО да нараства с 2 % годишно до 2017 г. Въпреки че на PPC са предоставени разрешения да инсталира необходимите допълнителни мощности и тази инсталация вече е насрочена (очаква се 2017 г. тя да покрие потреблението на електроенергия на всички НЕСО заедно с необходимите резерви), спазването на времевия график невинаги е възможно;
г)
ниското натоварване, големите колебания в натоварването и все по-широкото навлизане на ВЕИ в повечето изолирани микросистеми ограничават достъпните технологични решения за конвенционално производство, ограничавайки избора до малки производствени инсталации, използващи за гориво мазут (котелно гориво) с ниско съдържание на сяра или леки дестилатни горива;
д)
процедурите за възлагане на обществени поръчки за нови мощности са времеемки. От момента на предоставянето на разрешение до пускането в експлоатацията на електроцентралите изминават между две и половина и три години;
е)
разработването на планове за изграждане на междусистемни връзки между взаимосвързаната система на Гърция и изолираните микросистеми на НЕСО намалява интереса към инвестиции в конвенционални мощности на НЕСО. Планирани са проекти за междусистемни връзки с Цикладските острови и остров Крит.
(21)
Вследствие на това редовно трябва да се намират решения при аварийни ситуации, като например наемането на мобилни дизелови генератори или газови турбини за производство на електроенергия. Необходимостта от искане на разрешение за производство на електроенергия при всяка аварийна ситуация е нежелателна, тъй като води до неизгодно икономически наемане вместо закупуване. В заявлението са предоставени редица примери, при които непредвидени обстоятелства са довели до по-дълговременно използване на мобилни генератори за производство на електроенергия.
(22)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с отварянето на пазара на изолираните електроенергийни системи на НЕСО:
а)
с цел да се позволи отваряне на пазара е необходимо да се разработи и инсталира специфична инфраструктура в изолираните системи на НЕСО. Тази инфраструктура включва изграждането на контролни центрове за: i) ежедневното планиране на производство; и ii) уреждането на финансовите отношения във всяка изолирана система чрез преразпределяне на производствените разходи във всяка изолирана система към активните доставчици в нея.
Необходимата инфраструктура е скъпа, а разходите се поемат от клиентите;
б)
вследствие на ЗОО за НЕСО цените на дребно на електроенергията са еднакви за всички категории клиенти на цялата територия на Гърция. Следователно по-високите производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да се възстановяват на активните доставчици в НЕСО чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти.
Твърди се, че големите разлики в размера на средногодишните променливи производствени разходи за всеки НЕСО ще усложнят механизма за уреждане на финансовите отношения.
(23)
Впоследствие YPEKA изрази становището, че развитието на инфраструктурата, необходима за функционирането и надзора на електроенергийния пазар, в съчетание с отварянето на пазара на изолираните системи на НЕСО, води до разходи, които надвишават потенциалните ползи за потребителите от отварянето на пазара.
(24)
В заявлението не се посочва срок на действие на исканата дерогация.
3. СТАНОВИЩЕТО НА ЕРО
3.1. ОБХВАТ НА ДЕРОГАЦИЯТА
3.1.1. Дерогация от глава III от Директива 2009/72/ЕО
(25)
ЕРО счита, че дерогацията от глава III в съответствие с член 44, параграф 1 следва да не засяга инсталирането на нови производствени мощности, които могат да бъдат разработени в една изолирана система, а само преустройството, осъвременяването и разширяването на съществуващите производствени мощности. Съществуващите производствени мощности се състоят от електроцентрали, които вече са в експлоатация или са в процес на изграждане на НЕСО. Всяка нова електроцентрала, която ще бъде изградена на тези острови, се счита за нова производствена мощност.
(26)
ЕРО отбелязва, че през последните две десетилетия независимите производители на електроенергия (наричани по-долу „НПЕ“) (т.е. различни от PPC) са проявили силен интерес към разработването на ВЕИ и централи за комбинирано производство на електроенергия във всички изолирани микросистеми. Затова следва да не се ограничава достъпът на трети страни до електроенергийните системи на всички НЕСО с оглед разработването на ВЕИ и на комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия (ТЕЕ).
(27)
ЕРО посочва, че не възразява срещу предоставянето на дерогация за пускането в действие на нови конвенционални електроцентрали, ако бъдат спазени определени условия. В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО обаче не е предвидена възможността за дерогация за нови мощности.
(28)
ЕРО счита, че разширяването на мощностите на съществуващите конвенционални електроцентрали се отнася основно до краткосрочен недостиг на мощност в рамките на НЕСО, породен от неочаквани щети върху съществуващите мощности или от забавената инсталация на нови мощности, особено по време на периоди на засилено потребление (например върховите периоди през лятото). Тези разширения са предмет на открита тръжна процедура съгласно член 8 от Директива 2009/72/ЕО. Тази процедура е времеемка и не е подходяща с оглед неотложното естество на необходимите действия при аварийни ситуации.
(29)
ЕРО приема, че PPC следва да покрива такива аварийни ситуации. Като се има предвид, че PPC е в състояние да придвижва конвенционални мобилни агрегати за производство на електроенергия от острови, на които има излишък на мощности, към онези, страдащи от недостиг на мощности, това решение може да се окаже и икономически най-изгодно.
(30)
ЕРО подчертава, че всяка дерогация трябва да дава възможност за определяне на подходящите процедури за издаване на разрешение за случаи на аварийни ситуации, и по-специално кои от посочените в член 7 от Директива 2009/72/ЕО критерии трябва да бъдат проверени от издаващите разрешения компетентни органи.
(31)
ЕРО счита, че дерогацията следва да се предостави с ограничен срок на действие, например за не повече от 10 години.
3.1.2. Дерогация от глава VIII от Директивата
(32)
Според ЕРО снабдяването с електроенергия на НЕСО на практика е свързано със ЗОО за НЕСО и компенсацията за ЗОО за НЕСО, тъй като i) разходите за производство за електроенергия на НЕСО са значително по-високи отколкото на континенталната част на страната и ii) гръцката държава изисква единно ценообразуване на цялата територия на страната по категории клиенти.
(33)
В Кодекса за НЕСО се предвижда монтирането на определено измервателно и записващо оборудване на НЕСО за почасово измерване, центрове за енергийно управление и контрол, за наблюдение и свързани ИТ системи. ЕРО поддържа становището, че тази инфраструктура е крайно необходима с цел:
а)
гарантиране, че разходите за ЗОО са прозрачни, недискриминационни и могат да бъдат проверени;
б)
правилното функциониране и стабилното управление на самите електроенергийни системи, така че да се постигне най-икономичен режим на работа и оттам - по-голямо намаление на таксите за ЗОО за НЕСО за потребителите на електроенергия;
в)
осъществяване на по-широко навлизане на ВЕИ и на комбинираното производство на електроенергия, включително технологии за ВЕИ със сложни и специални изисквания във връзка с управлението им, например ВЕИ с акумулиране на електроенергията, слънчево-топлинни електроцентрали и т.н.;
г)
гарантиране на необходимата прозрачност в управлението на изолираните системи, като по този начин се гарантира недискриминационно отношение за всички участници на пазара, по-специално за производителите.
(34)
ЕРО съответно твърди, че независимо от това, дали един или повече доставчици имат разрешение да осъществяват дейност в рамките на изолирана микросистема, тази инфраструктура трябва да бъде инсталирана в изолираните системи на НЕСО.
(35)
Очаква се разходите за инсталиране на тази инфраструктура да не надхвърлят 20 до 30 млн. EUR за всички НЕСО, включително Крит и Родос. ЕРО счита тази сума за разумна, особено като се вземат предвид очакваните ползи, т.е. осигуряването на прозрачност и проверка на ЗОО за НЕСО, както и безпроблемното и контролирано функциониране на изолираните електроенергийни системи.
(36)
Противно на YPEKA, ЕРО счита, че предоставянето на разрешение на повече от един доставчик за осъществяване на дейност в определена изолирана система на НЕСО няма да доведе до значителни допълнителни разходи във връзка с необходимата инфраструктура, тъй като във всеки случай същата инфраструктура вече е необходима за ежедневното планиране на разположените на НЕСО инсталации за производство на електроенергия, за уреждането на финансовите отношения и за осигуряване на ЗОО за НЕСО.
(37)
Освен това ЕРО счита, че предоставянето на разрешение за осъществяване на дейност на повече от един доставчик ще донесе значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО.
(38)
ЕРО съответно счита, че трайното изключване на алтернативни доставчици на пазарите на НЕСО не е оправдано. Инсталирането на необходимата инфраструктура, описана по-горе, се очаква да приключи в срок от 3 до 5 години. ЕРО не би възразил срещу възможна дерогация изрично за този срок, без допълнително удължаване.
(39)
ЕРО отбелязва също, че ако статутът на която и да е изолирана система на НЕСО се промени, така че тя повече да не попада в категорията на изолираните малки или микросистеми, прилагането на дерогацията следва автоматично да се прекрати. Това може да се случи, когато изолираните системи на НЕСО се свържат с взаимосвързаната система на Гърция.
4. ОЦЕНКА
4.1. ПРАВНО ОСНОВАНИЕ ЗА ЗАЯВЛЕНИЕТО
(40)
В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО се предвижда възможността за дерогация от определени разпоредби на Директивата, като дерогацията се прилага за малки изолирани системи и изолирани микросистеми.
(41)
Съгласно член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО малка изолирана система е система с потребление под 3 000 GWh през 1996 г., при която под 5 % от годишното потребление се получава чрез свързване с други системи.
(42)
Съгласно член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО изолирана микросистема е система с потребление под 500 GWh през 1996 г., която няма връзка с други системи.
(43)
Посочените в заявлението изолирани системи се състоят от една и, в някои случаи, от няколко НЕСО (вж. колони 1 и 2 от таблицата). Дори ако една изолирана система включва няколко НЕСО, които са взаимосвързани помежду си, съставената от тези взаимосвързани НЕСО електроенергийна система е изолирана, в смисъл че не е свързана с друга електроенергийна система.
(44)
В заявлението се твърди, че 31 от 32-те изолирани системи са изолирани микросистеми, най-голямата от които е остров Родос. Изолираните микросистеми, във връзка с които е подадено заявлението, представляват 5,24 % от общите продажби на електроенергия в Гърция за 2010 г. Изолираната система на остров Крит се счита за малка изолирана система. Крит представлява 3,01 % от потреблението на електроенергия в Гърция за 2010 г.
Годишно потребление в изолираната система (ИС)
Годишно потребление (MWh)
Годишно потребление през 1996 г.
Наименование на ИС
НЕСО, които са част от ИС
1996 г.
2003 г.
2010 г.
2013 г.
3 000 GWh
500 GWh
Крит
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Да
Не
Родос
Родос
Халки
386 630
650 115
764 401
760 658
Да
Да
Кос-Калимнос
Кос
Калимнос
Липси
Лерос
Нисирос-Гиали
Тилос
Телендос
Псеримос
156 340
281 574
351 959
352 984
Да
Да
Лесбос
Лесбос
153 650
259 552
308 454
288 230
Да
Да
Хиос
Хиос
Псара
Инусес
110 480
180 868
214 449
200 042
Да
Да
Парос
Парос
Антипарос
Наксос
Ираклея
Куфонися
Схинуса
Иос
Сикинос
Фолегандрос
95 340
164 761
208 206
194 740
Да
Да
Самос
Самос
Фурни
Тимена
90 170
136 283
151 017
137 315
Да
Да
Сирос
Сирос
56 920
100 429
107 270
95 302
Да
Да
Тира
Тира
Тирасия
47 680
88 073
117 957
120 199
Да
Да
Миконос-Дилос
Миконос-Дилос
45 740
78 049
115 071
112 978
Да
Да
Лимнос
Лимнос
35 650
55 340
62 710
59 672
Да
Да
Карпатос
Карпатос
Касос
26 580
30 397
37 829
36 931
Да
Да
Милос
Милос
Кимолос
15 460
37 331
45 819
45 402
Да
Да
Икария
Икария
13 110
24 359
28 845
27 613
Да
Да
Скирос
Скирос
9 380
14 053
16 150
14 782
Да
Да
Патмос
Патмос
8 770
13 988
16 738
17 020
Да
Да
Сифнос
Сифнос
6 540
13 180
17 966
16 521
Да
Да
Сими
Сими
5 250
9 819
15 054
14 662
Да
Да
Аморгос
Аморгос
3 840
7 284
9 816
9 072
Да
Да
Китнос
Китнос
3 610
7 089
8 309
7 991
Да
Да
Серифос
Серифос
2 830
6 793
8 162
7 654
Да
Да
Астипалея
Астипалея
2 470
5 283
6 997
6 670
Да
Да
Мегисти
Мегисти
770
1 863
2 751
3 005
Да
Да
Агиос Ефстратиос
Агиос Ефстратиос
540
937
1 058
1 075
Да
Да
Анафи
Анафи
400
858
1 110
1 179
Да
Да
Отони
Отони
330
588
674
632
Да
Да
Ерикуса
Ерикуса
220
452
710
746
Да
Да
Агатониси
Агатониси
190
388
522
642
Да
Да
Донуса
Донуса
180
417
676
690
Да
Да
Антикитера
Антикитера
70
199
228
241
Да
Да
Арки-Марати
Арки-Марати
0
175
248
312
Да
Да
Гавдос
Гавдос
0
0
365
471
Да
Да
(45)
Таблицата по-горе съдържа изолираните системи, както са посочени в заявлението, и предоставя определена информация за всяка от тях. От тази информация може да се заключи, че потреблението на електроенергия през 1996 г. във всички изолирани системи, с изключение на Крит, ги квалифицира като изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО. По отношение на Крит допълнително трябва да се посочи, че тъй като Крит не е бил и все още не е свързан с друга електроенергийна система, процентният дял на задоволеното търсене чрез междусистемни електропроводи е бил и все още е 0, т.е. по-нисък от 5 %. Следователно по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО Крит представлява малка изолирана система.
(46)
В становището на ЕРО не се коментират посочените в заявлението изолирани системи.
(47)
Поради това Комисията заключава, че всички изолирани системи, както са посочени в колона 1 на таблицата по-горе, са изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО с изключение на Крит, който представлява малка изолирана система по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО.
4.2. СЪЩЕСТВЕНИ ПРОБЛЕМИ ЗА ФУНКЦИОНИРАНЕТО НА КОНВЕНЦИОНАЛНИТЕ ЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ В ИЗОЛИРАНИТЕ МИКРОСИСТЕМИ
(48)
Комисията счита, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електросистеми в изолираните микросистеми. Това се дължи по-специално на следните факти:
а)
Размерът на натоварването, което трябва да бъде достигнато на островите, не позволява инсталирането на по-големи, по-ефективни и по-рентабилни конвенционални електроцентрали, също и поради факта, че за да може дадена изолирана система да функционира в приемливи граници на безопасност, тя не може да разчита на една-единствена електроцентрала.
През 2013 г. годишното върхово натоварване на нито една от изолираните системи не е надвишило 188,5 MW. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - съответно 20,8 и 4,2 MW, са много по-ниски.
Нито една от инсталираните към момента конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми не притежава мощност над 27 MW. Средният номинален и средният реален размер на електроцентралите - съответно 3,9 и 1,1 MW, са много по-малки.
Малкият размер на натоварването, което трябва да бъде достигнато, големите разлики в потреблението, засегнато допълнително от все по-широкото навлизане на ВЕИ, също намаляват избора на технологии за конвенционалните електроцентрали, които могат да се използват в рамките на изолираните микросистеми.
Всички конвенционални производствени мощности на изолираните системи на НЕСО използват дизелово гориво или мазут.
б)
Годишните коефициенти на натоварване на всички изолирани микросистеми са ниски. Коефициентът на натоварване за 2012 г. не надвишава 0,54 в нито една от изолираните микросистеми. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - 0,38 и за двете, са още по-ниски. С оглед на приоритетния достъп до ВЕИ и на факта, че използваните тук коефициенти на натоварване отразяват цялата електроенергийна мрежа на изолираната микросистема, коефициентът на натоварване на конвенционалните електроцентрали на НЕСО е още по-нисък.
Годишният коефициент на натоварване на взаимосвързаната система на Гърция обикновено е около 50 % за всички инсталации за производство на електроенергия и 65 % за топлоелектрическите инсталации (6).
Годишният коефициент на натоварване е показателен за действителното потребление на електроенергия от електроцентралите за дадена година и следователно за способността им да реализират приходи.
Все по-широкото навлизане на ВЕИ ще намали още повече натоварването, което трябва да бъде достигнато от конвенционалните електроцентрали.
в)
Съществуват няколко проекта, чиято цел е свързването на НЕСО, по-специално Цикладските острови и остров Крит, с основната взаимосвързана система на Гърция. Както беше обяснено по-горе, конвенционалните електроцентрали на НЕСО не са толкова ефективни колкото електроцентралите, инсталирани във взаимосвързаната система, поради което е малко вероятно да бъдат икономически жизнеспособни след като НЕСО, на които са разположени, бъдат свързани с взаимосвързаната система.
Следователно възможността за свързване на дадена изолирана система представлява значителен възпиращ фактор за инвестициите в конвенционални мощности на НЕСО.
г)
Относително ниското натоварване, което трябва да бъде обслужвано, означава, че има вероятност сравнително малки обрати в потреблението да засегнат производствените мощности, необходими в рамките на дадена изолирана система. Липсата на капацитет за взаимосвързване означава, че всички промени в потреблението при необходимост трябва да съответстват на производствените мощности, разположени в рамките на изолираната микросистема.
Този фактор засилва необходимостта от бързина и гъвкавост на реакциите в отговор на по-дългосрочни обрати в потреблението.
Тази необходимост от гъвкавост се засилва още повече от затрудненията при намирането на подходящи местоположения за конвенционални електроцентрали на НЕСО, както и от продължителността на процедурите за предоставяне на разрешение.
д)
Съотношението на максималното спрямо минималното потребление през 2012 г. (7) във всички изолирани микросистеми е поне 3,35, но е по-високо, често много по-високо, за дадена изолирана микросистема. В действителност средноаритметичното и медианното съотношение на максималното спрямо минималното потребление е съответно 6,27 и 5,98.
През 2010 г. съотношението на максималното спрямо минималното потребление за взаимосвързаната система на Гърция е около 3.
По-високото съотношение на максималното спрямо минималното потребление отразява степента на гъвкавост и количеството резерви, които, дори в рамките на една година, трябва да са достъпни в рамките на производствените мощности, инсталирани в изолирана система.
В това отношение следва да се отбележи, че през 2012 г. около 60 % от потреблението в изолираните микросистеми е задоволено от мобилни генератори за производство на електроенергия.
(49)
Поради това Комисията заключава, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО, посочени в таблицата по-горе.
4.3. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА III
4.3.1. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се прилага за нови мощности.
(50)
Съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО дерогации от разпоредбите на глава III могат да се предоставят единствено доколкото те се отнасят до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности.
(51)
Следователно дерогации от глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за нови мощности.
(52)
Вместо това, предвид факта, че изолираните системи на НЕСО са електроразпределителни мрежи, в случай че посредством разрешителната процедура не успее да се осигури задоволително разрешение за нови мощности за изолираните системи на НЕСО, гръцките органи могат да обмислят прилагането на разпоредбите на член 7, параграф 3 от Директива 2009/72/ЕО и за нови малки конвенционални мощности. Такива нови малки конвенционални мощности включват например временни производствени мощности, които могат да са налични в дългосрочен план без постоянно конкретно местоположение.
4.3.2. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се приложи за остров Крит.
(53)
Както бе посочено по-горе, всички НЕСО са изолирани микросистеми, с изключение на остров Крит, който е малка изолирана система.
(54)
Следователно дерогации от разпоредбите в глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за остров Крит.
4.3.3. Дерогацията от разпоредбите на глава III не обхващат ВЕИ и електроцентрали за ТЕЕ.
(55)
В заявлението не се посочва изрично, че исканата дерогация се отнася единствено за конвенционални електроцентрали.
(56)
Член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011 обаче изрично изключва електроенергията, произведена чрез възобновяеми енергийни източници, чрез високоефективно комбинирано производство или от хибридни електроцентрали, както и случая на производители на енергия за собствени нужди, попадащи в обхвата на изключителното разрешение за производство, което може да бъде дадено на PPC. Същото следва и от член 225 от Кодекса за НЕСО.
(57)
Освен това представената обосновка е свързана единствено със съществените проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали. Всъщност се твърди, че тези електроцентрали са изправени пред съществени проблеми, в резултат ина все по-разширеното използване на ВЕИ.
(58)
Следователно дори и със заявлението да се иска предоставяне на дерогация от разпоредбите на глава III от Директива 2009/72/ЕО за електроцентрали, различни от конвенционалните електроцентрали, дерогацията не може да бъде предоставена, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.3.4. Дерогацията за разрешението за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности може да бъде предоставена.
(59)
С оглед на горепосочените съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на малките изолирани системи дерогация може да се предостави за разрешението за съществуващи конвенционални мощности, доколкото това се отнася до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи конвенционални мощности. Такова разрешение може да се предостави пряко на PPC.
(60)
За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности обхващат проекти за изграждане на конвенционални производствени мощности, за които вече е предоставено разрешение от страна на ЕРО, което не е отменено към датата на влизане в сила на настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия се счита за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност представлява разширяване на съществуваща мощност.
(61)
Въпреки това няма основания за дерогация от критериите и условията, например определените в член 7, параграф 2 от Директива 2009/72/ЕО, съгласно които се предоставя разрешение на PPC.
(62)
Нещо повече, в случай че дерогацията се предоставя пряко на PPC, е важно условията да предвиждат задълженията по отношение на датата, от която конвенционалната електроцентрала, за която е получено разрешение, трябва да функционира пълноценно, както и да включват разпоредби за гарантиране на пълно и ефективно съответствие с тези задължения. В случай на изтичане на срока на действие, по самостоятелна преценка на ЕРО такова пряко разрешение може да бъде удължено, но само ако изтичането на срока на действието му се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC. В случай на изтичане на срока на действие ЕРО следва да организира разрешителна процедура в пълно съответствие с член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, т.е. включваща участие на трети страни.
4.3.5. Дерогацията не може да обхваща обявяването на търгове за нови мощности
(63)
По определение обявяването на търгове по смисъла на член 8 от Директива 2009/72/ЕО се отнася до мощностите, които предстои да бъдат изградени и разрешени и които следователно представляват нови мощности.
(64)
Поради вече изложените по-горе причини не следва да се предоставя дерогация за нови мощности съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
4.4. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА VIII
4.4.1. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 32 относно достъпа на трети страни
(65)
ЗАЯВЛЕНИЕТО СЕ ОТНАСЯ ДО ДЕРОГАЦИЯТА ОТ ГЛАВА VIII ОТ ДИРЕКТИВА 2009/72/ЕО И СЛЕДОВАТЕЛНО МОЖЕ ДА СЕ СЧИТА, ЧЕ ВКЛЮЧВА ИСКАНЕ ЗА ДЕРОГАЦИЯ ОТ РАЗПОРЕДБИТЕ НА ЧЛЕН 32 ОТНОСНО ДОСТЪПА НА ТРЕТИ СТРАНИ („ДТС“).
(66)
В заявлението не се посочва конкретно дали исканата дерогация обхваща и член 32 от Директива 2009/72/ЕО, нито се представят причини, които да я обосновават. Вместо това Закон 4001/2011 и Кодексът за НЕСО задължават DEDDIE да предоставя недискриминационен достъп на трети страни до разпределителната система, управлявана от DEDDIE (напр. член 127 от Закон 4001/2011). Следователно такава дерогация не може да бъде предоставена.
4.4.2. Дерогация от член 33 относно отварянето на пазара и реципрочността
4.4.2.1. Няма основания за трайна дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(67)
В заявлението се твърди най-общо, че PPC следва да остане единственият доставчик с разрешение да снабдява клиентите от НЕСО въз основа на факта, че разработването на необходимата инфраструктура за функционирането и надзора на електроенергийния пазар в изолираните микросистеми, заедно с тази, необходима за отварянето на пазара за доставки от трети страни, включва оперативни разходи за оператора от НЕСО, които може да надвишат ползите, които отварянето на пазара би донесло за клиентите.
(68)
Както става ясно от становището на ЕРО, инсталираната на НЕСО инфраструктура има за цел да гарантира изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със съществуващото законодателство по един прозрачен, подлежащ на проверка и недискриминационен начин. Нещо повече, тази инфраструктура е необходима за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО от техническа и икономическа гледна точка. Следователно, тъй като инфраструктурата е необходима за спазване на тези изисквания във всички случаи, независимо от броя на доставчиците, притежаващи разрешение за извършване на дейност на НЕСО, отварянето на пазара не увеличава разходите за инфраструктурата.
(69)
Дори ако се изисква сходна инфраструктура, отварянето на пазара не е неразривно свързано с техническото функциониране на изолираните системи на НЕСО или ЗОО за НЕСО, тъй като няма причинно-следствена връзка между техническата и икономическата експлоатация на тези системи и изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания, от една страна, и въпросът, дали един или няколко доставчици имат разрешение да снабдяват потребителите на електроенергия от НЕСО, от друга страна.
(70)
Вярно е, че увеличените производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да бъдат възстановени от страна на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО, чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО за НЕСО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти. Въпреки това установяването на производствените разходи на НЕСО във всеки случай е необходимо за определяне на финансовата компенсация за ЗОО за НЕСО, независимо от броя на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО.
(71)
Единственото допълнително изискване за отваряне на пазара е преразпределянето на съответните части от ЗОО за НЕСО към всеки доставчик в зависимост от продажбите на електроенергия на неговите клиенти. Дори свързаните клиентски данни, по-специално данните от измервания, се изискват независимо дали един или повече доставчици имат разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО.
(72)
Следователно предоставянето на компенсацията за ЗОО за НЕСО на доставчиците включва единствено възможността за разпределяне на клиентските данни от измерванията към определен доставчик с разрешение, което представлява най-вече административен процес, основаващ се на информация, събирана изцяло или до голяма степен независимо от това, дали е налице отваряне на пазара на НЕСО или не. Второ, тази способност е предварително условие за правилното функциониране на който и да е пазар за доставки на електроенергия. Следователно такива разходи не могат да се приемат като основание за дерогация за отваряне на пазара, тъй като не са специфични за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и не са свързани със съществен проблем в тяхната експлоатация.
(73)
Важно е да се отбележи, че изготвянето на регистри за разпределяне към доставчиците на информацията от измервания е част от инфраструктурата, която предстои да бъде въведена. Докато въвеждането на цялата предвиждана инфраструктура ще улесни оптималната работа на изолираните електроенергийни системи, пълната реализация на свързаните с нея инвестиции не е задължително условие за постигане на отварянето на пазара.
(74)
Фактът, че може да съществува голяма разлика в стойностите на средните годишни променливи производствени разходи за различните НЕСО, е несъществен. В действителност, дори да бъде доказана, тази разлика се отнася до разходите за производство на електроенергия в рамките на изолираните системи на НЕСО. Установяването на тази сума вече се изисква за изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със законовите изисквания и освен това не е засегнато по никакъв начин от броя на доставчиците с разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО. Нещо повече, с оглед на факта, че изпълнението на ЗОО за НЕСО вече се основава на месечна система отделно за всяка изолирана система, е трудно да се повярва, че големите годишни разлики за отделните НЕСО може да породят съществени проблеми.
(75)
От горепосоченото следва, че броят на доставчиците с разрешение да снабдяват клиенти от НЕСО не е неразривно свързан нито с техническата и икономическата експлоатация на изолираните системи, нито с изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания.
(76)
Може също така да се отбележи, че отварянето на пазара ще донесе ползи, надвишаващи разходите, ако такива възникнат, за отварянето на пазара. Както отбелязва ЕРО, алтернативните доставчици на НЕСО могат да предоставят значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО чрез комбиниране на предоставянето на други услуги със снабдяването с електроенергия.
(77)
Следователно исканата трайна дерогация от член 33 следва да не се предостави.
4.4.2.2. Ограничение на срока на действие на дерогацията за изолирана система във връзка с член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(78)
С оглед на горепосоченото трябва да се признае, че отварянето на пазара изисква въвеждането на практически договорености, за да може изолираните системи на НЕСО да функционират изцяло в съответствие с кодекса за НЕСО. Практическите проблеми, свързани с отварянето на пазара, може да включват както недостъпността на необходимите регистри за разпределяне на електромерите и данните от измерванията между доставчиците, или факта, че оптималната инфраструктурна конфигурация все още не е въведена. Въз основа на това може да се предвиди предоставянето на ограничена във времето дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО.
(79)
При оценката на срока на действие на тази дерогация от глава VIII трябва да се вземат под внимание следните две съображения:
а)
както вече бе изтъкнато, най-важният елемент, необходим, за да се позволи отварянето на пазара на НЕСО, е наличието на регистър на НЕСО, който позволява разпределянето на данните от измерванията към даден доставчик. Член 327, параграф 4 от Кодекса за НЕСО постановява, че необходимият за тази цел регистър трябва да бъде завършен не по-късно от две години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО. Наличието на регистъра е необходимо условие за практическото отваряне на пазара;
б)
цялостното изпълнение на инвестиционната програма за инфраструктурата, която предстои да бъде въведена на НЕСО, определено би улеснило практическата работа по отварянето на пазара на НЕСО. Това обаче не е необходимо изискване. В член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО е изложен график, съгласно който се очаква всички НЕСО да бъдат оборудвани с допълнителната инфраструктура, която предстои да бъде инсталирана на НЕСО, не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО.
(80)
Следователно дерогацията от изискването за отваряне на пазара следва да се предостави за най-малко 2 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2016 г., с цел установяването на регистрите, които са необходими за отварянето на пазара. Тъй като цялостната инфраструктура трябва да бъде инсталирана не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, срокът на действие на дерогацията следва във всеки случай да бъде ограничен до 5 години от влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2019 г. за всяка от изолираните системи на НЕСО. Въпреки това, тъй като дерогацията е обоснована единствено в случаите, когато пред отварянето на пазара продължават да са налице съществени проблеми, които са пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурната инвестиционна програма на НЕСО, следва да се извършва редовна проверка, дали тези проблеми продължават да съществуват в дадена изолирана система на НЕСО. При тази проверка като база за сравнение следва да се използва инвестиционен план, изготвен от DEDDIE и одобрен от компетентните гръцки органи, за инсталирането на изискваната инфраструктура на НЕСО. Следователно този план следва да бъде напълно завършен и одобрен до 17 февруари 2015 г.
(81)
С цел да се избегне ненужно забавяне на отварянето на пазара инфраструктурният инвестиционен план на DEDDIE следва да бъде одобрен от ЕРО и следва да включва като приоритет изолираните системи на Крит и Родос, тъй като те са най-гъсто населените НЕСО.
(82)
Ежегодно от 17 февруари 2016 г. до 17 февруари 2019 г. DEDDIE следва да изготвя доклад, който следва да бъде одобрен от ЕРО, като в него се посочва на какви основания все още не е извършено отваряне на пазара в дадена изолирана система на НЕСО. Този доклад следва да бъде публикуван и изпратен на Комисията.
4.4.3. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 34
(83)
Заявлението се отнася до дерогация от глава VIII от Директива 2009/72/ЕО и следователно може да се счита, че включва искане за дерогация от член 34 по отношение на директните електропроводни линии по смисъла на член 2, точка 15 от Директива 2009/72/ЕО.
(84)
В заявлението не се посочва дали исканата дерогация обхваща и член 34 от Директива 2009/72/ЕО.
(85)
Следователно дори в заявлението да се иска дерогация от член 34 от Директива 2009/72/ЕО, тази дерогация следва да не се предоставя, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.4.4. Междусистемни електропроводи - заявление за дерогация от глави III и VIII
(86)
Настоящата дерогация се отнася до изолираните микросистеми, които се характеризират с факта, че нямат или, в случая на малките изолирани системи, имат много ограничена връзка с други електроенергийни системи.
(87)
Въпреки това:
а)
съгласно одобрения наскоро десетгодишен план за развитие на гръцкия оператор на преносната система - Независимия оператор на енергийната преносна система („ADMIE“ S.A, или ADMIE) - се очаква свързването на Цикладските острови да приключи до 2018 г. на три етапа, като някои от Цикладските острови ще бъдат свързани с взаимосвързаната система на Гърция много преди тази дата;
б)
нещо повече, очаква се свързването на Крит да приключи до 2020 г. Съответните части от проекта за първите три години са включени в одобрения десетгодишен план за развитите на ADMIE от 2013 г. Окончателният план трябва да бъде включен в десетгодишния план за развитие, който предстои да бъде одобрен през 2014 г.
(88)
Необходимо е да се предвиди изрично, че настоящата дерогация за дадена изолирана система се прекратява автоматично веднага щом влязат в пълна експлоатация междусистемните електропроводи между дадена изолирана система и взаимосвързаната система на Гърция.
(89)
DEDDIE, макар и юридически и функционално самостоятелен, е 100 % собственост на PPC. В противовес на задачите на оператор на разпределителна система по смисъла на Директива 2009/72/ЕО DEDDIE има възложени и разширени задачи, свързани с експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и управлението на производството на електроенергия на НЕСО, включително от конвенционалните производствени мощности, притежавани от PPC, и следователно - на тяхната икономическа възвръщаемост. Както бе посочено по-горе, взаимното свързване засяга икономическата жизнеспособност на конвенционалните електрически централи, които понастоящем са изградени в изолираните системи на НЕСО.
(90)
Дерогациите следва да се предоставят единствено ако са пропорционални и не надхвърлят строго необходимото. Поради това е необходимо да се осигурят ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО.
(91)
Член 108 от Закон 4001/2011 предвижда следното:
„До 31 март всяка година „ADMIE“ SA представя десетгодишен план за развитие на гръцката електропреносна система […]. В десетгодишния план за развитие на гръцката електропреносна система се предвижда по-конкретно: […] в) технически и финансов анализ на разходите и ползите за важни дейности по преноса на електроенергия […], по-специално […] свързващи електропроводи между островите и преносната система, включително времева рамка, очакван паричен поток и финансови изисквания за всички инвестиционни проекти.“
(92)
За да се гарантира наличието на ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО, гръцките органи следва да гарантират, че:
а)
при издаване на разрешение или обявяване на търг за обществена поръчка за съществуващи или нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО, ADMIE, DEDDIE и RAE систематично обмислят алтернативата за създаване на връзка с изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Такова разрешение за съществуващи или нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-ефективно от гледна точка на разходите. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. По-специално в него следва да не се включват пропуснатите приходи или обезценяването на активите на конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, последният ще организира, по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна, тръжна процедура, както е предвидено в член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО, за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемният електропровод следва да се изгради, ако изграждането му ще понижи общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяването с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
ЕРО определя ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в срока, заложен от ЕРО, следва да се изиска обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
4.5. СРОК НА ДЕЙСТВИЕ
(93)
Необходимо е да се направи преглед на фактите, на които се основава настоящата дерогация, по-специално след предвиденото изпълнение на плановете за свързване чрез междусистемни електропроводи на някои изолирани системи и изтичането на сроковете за инсталиране на инфраструктурата, както е предвидено в член 237 от Кодекса за НЕСО.
(94)
Следователно евентуалната дерогация ще има срок на действие до 1 януари 2021 г.
4.6. ОБРАТНО ДЕЙСТВИЕ
(95)
Както бе посочено по-горе, със заявлението от 17 януари 2012 г. беше подновено първоначалното заявление, подадено през 2003 г.
(96)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО, отменена от Директива 2009/72/ЕО, също съдържа разпоредби, позволяващи на държавите членки да подават заявления за дерогации от определени разпоредби на тази директива в случай на съществени проблеми във функционирането на малки изолирани системи и изолирани микросистеми. Съгласно член 48 от Директива 2009/72/ЕО позоваванията на отменения член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО ще се тълкуват като позовавания на член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
(97)
Определенията за малка изолирана система и изолирана микросистема, използвани в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2003/54/ЕО са идентични с използваните в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2009/72/ЕО.
(98)
И двете определения се отнасят до потреблението на електроенергия в изолирани системи през 1996 г., което не се е променило. Нещо повече, Крит не е свързан с взаимосвързаната система на Гърция нито през 2003 г., нито през 2012 г., нито към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(99)
Следователно всички изолирани микросистеми и малки изолирани системи, които отговарят на условията за изолирани микросистеми и малки изолирани системи в заявлението, са отговаряли на тези условия при подаването на първоначалното заявление и към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(100)
Следователно не са настъпили юридически и фактически промени по отношение на малките изолирани системи и изолираните микросистеми, които може да отговарят на условията за дерогация съгласно Директива 2003/54/ЕО и Директива 2009/72/ЕО.
(101)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава III на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава III от Директива 2009/72/ЕО по отношение на разрешителните процедури за нови мощности и обявяване на търгове за нови мощности.
(102)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава VII на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава VIII от Директива 2009/72/ЕО по отношение на достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
(103)
Ако Комисията бе предоставила дерогация в отговор на първоначалното заявление, това щеше да стане при същите условия както настоящата дерогация съгласно Директива 2009/72/ЕО.
(104)
Освен това от 2003 г. насам не е настъпила промяна във фактическите обстоятелства. В действителност географското положение на НЕСО, икономическите фактори, оказващи въздействие върху функционирането на електроенергийните системи на НЕСО, както и характерът на съществуващите съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО не са претърпели съществена промяна от 2003 г. насам.
(105)
Решението по първоначалното заявление се очаква от 2003 г. насам. Непредприемането на действия от страна на Комисията следва да не бъде в ущърб на Република Гърция. Република Гърция е спазила задълженията си съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО и член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО и е подала надлежно обосновано заявление за дерогация съгласно тези членове за изолираните системи на НЕСО.
(106)
Поради това е целесъобразно настоящото решение за дерогация да влезе в сила от датата на уведомлението за първоначалното заявление, т.е. от 5 декември 2003 г.,
ПРИЕ НАСТОЯЩОТО РЕШЕНИЕ:
Член 1
Настоящото решение се прилага за малките изолирани системи и изолираните микросистеми, посочени в таблицата.
За целите на настоящото решение Крит е малка изолирана система, а всички останали изолирани системи са изолирани микросистеми.
Член 2
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 33 от Директива 2009/72/ЕО за малките изолирани системи и изолираните микросистеми.
2. Настоящата дерогация има срок на действие до 17 февруари 2016 г. или до цялостното инсталиране на инфраструктурата, предвидено в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, което от двете настъпи по-късно. Във всеки случай срокът на действие на настоящата дерогация изтича на 17 февруари 2019 г.
3. До 17 февруари 2015 г. гръцките органи трябва да изготвят план за инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва до коя дата инфраструктурата ще бъде напълно инсталирана. В плана приоритет трябва да се отдаде на Крит и Родос.
4. От 17 февруари 2016 г. нататък, ежегодно до 17 февруари 2019 г., гръцките органи трябва да изготвят доклад, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва: a) дали е настъпило отваряне на пазара; б) състоянието на инфраструктурните инвестиции във връзка със съответния план; в) съществените проблеми, възпрепятстващи отварянето на пазара; и г) дали тези проблеми могат да бъдат пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО.
Член 3
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, по силата на която разрешения за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност може да се предостави пряко на PPC.
2. За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности включват проекти за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност, за която издадено от ЕРО валидно разрешение е налично към датата на уведомлението за настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия не се счита за съществуваща мощност, а за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност се счита за разширяване на съществуваща мощност.
3. В случай на изтичане на срока на действие на разрешение, издадено в съответствие с първия параграф, по самостоятелна преценка на ЕРО това разрешение може да бъде удължено, при условие че закъснението се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC.
4. Настоящата дерогация няма да се прилага в бъдеще за разрешения, издадени съгласно първия параграф, които са с изтекъл срок на действие или са отменени.
5. Всички други разпоредби на член 7 от Директива 2009/72/ЕО продължават да се прилагат.
6. Настоящата дерогация е в сила до 1 януари 2021 г.
Член 4
1. Предвидените в настоящото решение дерогации спират да се прилагат за малките изолирани системи и изолираните микросистеми след свързването им с взаимосвързаната система.
2. Гръцките органи:
а)
при провеждане на процедура за издаване на разрешение или тръжна процедура за нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО систематично обмислят алтернативата за свързване с междусистемен електропровод на изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Разрешение за нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-разходоефективно. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
гарантират, че в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, както е предвидено в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. В него следва да не се включват пропуснатите приходи във връзка с конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО, нито обезценяването на активите им;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, гръцките органи организират по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна по член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО тръжна процедура за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемен електропровод се изгражда, ако това ще доведе до намаление на общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяване с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
определят ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в заложения срок, гръцките органи изискват обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
Член 5
Настоящото решение се прилага от 5 декември 2003 г.
Член 6
Адресат на настоящото решение е Република Гърция.
Съставено в Брюксел на 14 август 2014 година.
ΑΠΌΦΑΣΗ ΤΗΣ ΕΠΙΤΡΟΠΉΣ
της 14ης Αυγούστου 2014
για την παραχώρηση στην Ελληνική Δημοκρατία παρέκκλισης από ορισμένες διατάξεις της οδηγίας 2009/72/ΕΚ του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου
[κοινοποιηθείσα υπό τον αριθμό C(2014) 5902]
(2014/536/ΕΕ)
Η ΕΥΡΩΠΑΪΚΗ ΕΠΙΤΡΟΠΗ,
Έχοντας υπόψη τη Συνθήκη για τη λειτουργία της Ευρωπαϊκής Ένωσης,
Έχοντας υπόψη την οδηγία 2009/72/ΕΚ του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου, της 13ης Ιουλίου 2009, σχετικά με τους κοινούς κανόνες για την εσωτερική αγορά ηλεκτρικής ενέργειας και για την κατάργηση της οδηγίας 2003/54/ΕΚ (1), και ιδιαίτερα το άρθρο 44 παράγραφος 1 και το άρθρο 48,
Έχοντας υπόψη τις αιτήσεις της Ελληνικής Δημοκρατίας της 17ης Ιανουαρίου 2012 και της 5ης Δεκεμβρίου 2003,
Αφού ενημέρωσε τα κράτη μέλη σχετικά με τις ανωτέρω αιτήσεις,
Εκτιμώντας τα ακόλουθα:
1. ΔΙΑΔΙΚΑΣΙΑ
(1)
Στις 17 Ιανουαρίου 2012 το ελληνικό Υπουργείο Περιβάλλοντος, Ενέργειας και Κλιματικής Αλλαγής («ΥΠΕΚΑ») υπέβαλε αίτηση (η «αίτηση») στην Επιτροπή, σύμφωνα με το άρθρο 44 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ για παρέκκλιση από τα κεφάλαια III και VIII της οδηγίας 2009/72/ΕΚ για ορισμένα ελληνικά νησιά τα οποία δεν διασυνδέονται στο δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας της ηπειρωτικής Ελλάδας (μη διασυνδεδεμένα νησιά ή «ΜΔΝ»).
(2)
Στις 12 Σεπτεμβρίου 2012 η Επιτροπή ζήτησε από τη Ρυθμιστική Αρχή Ενέργειας («ΡΑΕ») να υποβάλει τα σχόλιά της σχετικά με την αίτηση. Η ΡΑΕ ανταποκρίθηκε σε αυτό το αίτημα στις 16 Νοεμβρίου 2012 (η «γνωμοδότηση της ΡΑΕ»).
(3)
Η ΡΑΕ προέβη στην υποβολή περαιτέρω στοιχείων για την τεκμηρίωση της αίτησης στις 17 Δεκεμβρίου 2013, στις 23 Δεκεμβρίου 2013, στις 4 Φεβρουαρίου 2014, στις 28 Φεβρουαρίου 2014 και στις 17 Μαρτίου 2014.
(4)
Στις 14 Μαρτίου 2014 (με προσθήκη που διαβιβάσθηκε στις 20 Μαρτίου 2014) η Επιτροπή ενημέρωσε τα κράτη μέλη για την αίτηση σύμφωνα με το άρθρο 44 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, ενώ ζήτησε την υποβολή παρατηρήσεων, εφόσον ήταν αναγκαίο, έως τις 25 Μαρτίου 2014. Δεν υπεβλήθησαν παρατηρήσεις.
(5)
Με την αίτησή του το ΥΠΕΚΑ ανανέωσε το αίτημα που είχε υποβάλει το Υπουργείο Ανάπτυξης στις 5 Δεκεμβρίου 2003 σύμφωνα με το άρθρο 26 παράγραφος 1 της οδηγίας 2003/54/ΕΚ του Ευρωπαϊκού Κοινοβουλίου και του Συμβουλίου (2) (η «αρχική αίτηση») για παρέκκλιση από ορισμένες διατάξεις της οδηγίας 2003/54/ΕΚ. Παρά το γεγονός ότι ελήφθησαν προκαταρκτικά μέτρα για τη διερεύνηση της αρχικής αίτησης, η παρέκκλιση σύμφωνα με το άρθρο 26 παράγραφος 1 της οδηγίας 2003/54/ΕΚ δεν χορηγήθηκε, αλλά ούτε απορρίφθηκε.
2. Η αίτηση που υπέβαλε το ΥΠΕΚΑ
2.1. Πεδίο εφαρμογής της αιτούμενης παρέκκλισης
(6)
Με την αίτηση ζητείται παρέκκλιση από τα κεφάλαια III και VIII της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
(7)
Το κεφάλαιο III της οδηγίας 2009/72/ΕΚ αναφέρεται στη διαδικασία χορήγησης αδειών και στην υποβολή προσφορών για τη δημιουργία νέας δυναμικότητας. Το κεφάλαιο VIII αναφέρεται στην πρόσβαση τρίτων, στο άνοιγμα της αγοράς και στις απευθείας γραμμές.
2.2. Τρέχουσα οργάνωση του δικτύου ηλεκτρικής ενέργειας ΜΔΝ
(8)
Οι ελληνικές αγορές ενέργειας διέπονται πρωτίστως από τον Ν. 4001/2011 που μεταφέρει την οδηγία 2009/72/ΕΚ στο εσωτερικό δίκαιο. Ο Ν. 4001/2011 τέθηκε σε ισχύ την 22α Αυγούστου 2011.
(9)
Η ΔΕΔΔΗΕ ΑΕ («ΔΕΔΔΗΕ») είναι ο διαχειριστής του ελληνικού δικτύου διανομής ηλεκτρικής ενέργειας και ανήκει σε ποσοστό 100 % στη Δημόσια Επιχείρηση Ηλεκτρισμού («ΔΕΗ»), τον κατεστημένο ελληνικό παραγωγό και προμηθευτή ηλεκτρικής ενέργειας, χωρίς όμως να δεσμεύεται νομικά και λειτουργικά από αυτήν. Τα πάγια στοιχεία του δικτύου που διαχειρίζεται η ΔΕΔΔΗΕ ανήκουν στη ΔΕΗ.
(10)
Σύμφωνα με το άρθρο 127 του Ν. 4001/2011, η ΔΕΔΔΗΕ είναι υπεύθυνη για την ανάπτυξη, την εκμετάλλευση και τη συντήρηση του ελληνικού δικτύου διανομής ηλεκτρικής ενέργειας (ΕΔΔΗΕ), το οποίο περιλαμβάνει το δίκτυο διανομής ηλεκτρισμού στα ΜΔΝ.
(11)
Επιπλέον, η ΔΕΔΔΗΕ είναι υπεύθυνη για την εκμετάλλευση των συστημάτων ηλεκτρισμού στα ΜΔΝ. Τα εν λόγω καθήκοντα περιλαμβάνουν: i) την κατάρτιση ενός σχεδίου ανάπτυξης ηλεκτροπαραγωγής για απομονωμένα μικροδίκτυα, περιλαμβανομένου ενός προγράμματος για τη διασύνδεσή τους με άλλα ΜΔΝ, ii) τη διασφάλιση της διαθεσιμότητας των αναγκαίων τόπων εγκατάστασης νέας δυναμικότητας ηλεκτροπαραγωγής, την επέκταση υπάρχουσας δυναμικότητας ή δομοστοιχείων παράδοσης ηλεκτρικής ενέργειας και την επέκταση του ελληνικού δικτύου διανομής ηλεκτρισμού σε μη διασυνδεδεμένα νησιά και απομονωμένα μικροδίκτυα, iii) τη σύναψη συμβάσεων με κατόχους αδειών που διέπουν τις παραδόσεις ηλεκτρικής ενέργειας από και προς το δίκτυο, την παροχή παρεπόμενων υπηρεσιών στα δίκτυα διανομής ΜΔΝ και την αποζημίωση των παραγωγών ηλεκτρισμού, τις χρεώσεις των πελατών και των προμηθευτών για την ηλεκτρική ενέργεια που τους παραδίδεται και για τις λοιπές πιστώσεις και χρεώσεις στους ειδικούς λογαριασμούς, όπως εκείνες για την αποζημίωση για υποχρεώσεις παροχής υπηρεσιών κοινής ωφέλειας.
(12)
Το άρθρο 137 παράγραφος 1 του Ν. 4001/2011 ορίζει ότι όλοι οι καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας ορίζονται ως επιλέγοντες πελάτες, με εξαίρεση τους καταναλωτές που είναι εγκατεστημένοι σε απομονωμένα μικροδίκτυα υπό την επιφύλαξη του άρθρου 139 του ίδιου νόμου.
(13)
Σύμφωνα με το άρθρο 133 παράγραφος 3 του Ν. 4001/2011:
«Με εξαίρεση τις περιπτώσεις παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας με χρήση ανανεώσιμων πηγών ενέργειας ή παραγωγής ΣΗΘΥΑ, από υβριδικούς σταθμούς, καθώς και την περίπτωση των αυτοπαραγωγών, για τα Απομονωμένα Μικροδίκτυα, εφόσον έχει χορηγηθεί παρέκκλιση σύμφωνα με τις διατάξεις του άρθρου 139, άδεια παραγωγής χορηγείται μόνο στη ΔΕΗ ΑΕ, σύμφωνα με τη διαδικασία, τους όρους και τις προϋποθέσεις που προβλέπονται στον κανονισμό Αδειών. Η ΔΕΗ ΑΕ ευθύνεται για τον απρόσκοπτο εφοδιασμό των Απομονωμένων Μικροδικτύων για τα οποία της χορηγείται σχετική άδεια, καθώς και για τη διασφάλιση της μακροχρόνιας οικονομικής λειτουργίας των ηλεκτρικών συστημάτων των νησιών αυτών»
.
(14)
Σύμφωνα με το άρθρο 134 του Ν. 4001/2011:
«Με την επιφύλαξη των διατάξεων του άρθρου 139 του παρόντος νόμου, για τα Απομονωμένα Μικροδίκτυα άδεια προμήθειας χορηγείται αποκλειστικά στη ΔΕΗ ΑΕ, σύμφωνα με τα οριζόμενα στον κανονισμό Αδειών. Η ΔΕΗ ΑΕ, μετά από αίτηση Μη Επιλέγοντα Πελάτη, υποχρεούται να τον προμηθεύει με ηλεκτρική ενέργεια»
.
(15)
Σύμφωνα με το άρθρο 139 του Ν. 4001/2011, από τις διατάξεις του Ν. 4001/2011 δύναται να χορηγηθεί παρέκκλιση, σύμφωνα με το άρθρο 44 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
(16)
Η υπουργική απόφαση αριθ. ΠΔ5/ΗΛ/Β/Φ ΙΒ/12924, η οποία θεσπίστηκε σύμφωνα με το άρθρο 28 του Ν. 3426/2005, ορίζει ότι η προμήθεια ηλεκτρικής ενέργειας σε καταναλωτές ΜΔΝ από οποιονδήποτε παραγωγό ηλεκτρικής ενέργειας αποτελεί υποχρέωση παροχής υπηρεσιών κοινής ωφέλειας («οι ΥΚΩ ΜΔΝ») προς το γενικό οικονομικό συμφέρον. Για λόγους κοινωνικής συνοχής, οι προμηθευτές ηλεκτρικής ενέργειας ΜΔΝ οφείλουν να παρέχουν ηλεκτρική ενέργεια έναντι του αντιτίμου που ισχύει, ανά κατηγορία καταναλωτή, για τους καταναλωτές στο ελληνικό διασυνδεδεμένο δίκτυο.
(17)
Το άρθρο 52 του Ν. 4001/2011 ορίζει ότι οι καταναλωτές στα μη διασυνδεδεμένα νησιά δικαιούνται ειδικές υπηρεσίες τόσο ως προς τις τιμές όσο και ως προς την ποιότητα, την ασφάλεια του εφοδιασμού και τη διαφάνεια των συμβατικών όρων και προϋποθέσεων. Οι πάροχοι των ΥΚΩ ΜΔΝ λαμβάνουν, σε αντάλλαγμα για την παροχή των ΥΚΩ, οικονομική αποζημίωση η οποία υπολογίζεται βάσει μεθοδολογίας που έχει καθιερωθεί με την απόφαση ΡΑΕ 24/2014 (3). Η εν λόγω μεθοδολογία βασίζεται στη διαφορά μεταξύ του πλήρους κόστους παραγωγής στα μη διασυνδεδεμένα νησιά (μεταβλητό και σταθερό) και της πλήρους τιμής της αγοράς που προβλέπεται για τους προμηθευτές στο διασυνδεδεμένο δίκτυο (οριακό κόστος δικτύου συν όλους τους λοιπούς μηχανισμούς στο ελληνικό διασυνδεδεμένο δίκτυο). Η αποζημίωση για τις ΥΚΩ ΜΔΝ υπολογίζεται σε μηνιαία βάση και ανά αυτόνομο δίκτυο νησιού, και υπόκειται σε έλεγχο από τη ΡΑΕ. Η αποζημίωση για τις ΥΚΩ ΜΔΝ αυξάνεται με εισφορά που επιβάλλεται σε όλους τους πελάτες, περιλαμβανομένων εκείνων των ΜΔΝ (4). Υπεύθυνη για τη διαχείριση του μηχανισμού των ΥΚΩ ΜΔΝ είναι η ΛΑΓΗΕ, ο κρατικός λειτουργός της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας. Η υπουργική απόφαση Δ5-ΗΛ/Β/Φ1/off.27547 του Δεκεμβρίου 2011 (5), βάσει των διατάξεων του άρθρου 55 παράγραφος 3 του Ν. 4001/2011, ορίζει ότι οι ΥΚΩ ΜΔΝ πρέπει να παρέχονται από όλους τους προμηθευτές και, ως εκ τούτου, όλοι οι προμηθευτές είναι επιλέξιμοι για αποζημίωση για ΥΚΩ ΜΔΝ.
(18)
Το παράγωγο δίκαιο ρυθμίζει λεπτομερέστερα την προμήθεια και παραγωγή ηλεκτρικής ενέργειας στα ΜΔΝ. Ειδικότερα, με την απόφασή της υπ' αριθ. 39/2014, της 28ης Ιανουαρίου 2014, η ΡΑΕ θέσπισε τον Κώδικα Διαχείρισης του Ελληνικού Συστήματος Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας στα Μη Διασυνδεδεμένα Νησιά (ο «Κώδικας ΜΔΝ»), ο οποίος ρυθμίζει πολλά ζητήματα όσον αφορά την εκμετάλλευση των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ, περιλαμβανομένου του ανοίγματος της αγοράς, της εκκαθάρισης της αγοράς και της παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Ο Κώδικας ΜΔΝ τέθηκε σε ισχύ την ημέρα της δημοσίευσής του, δηλαδή στις 17 Φεβρουαρίου 2014.
2.3. Ουσιαστικά προβλήματα για την εκμετάλλευση των απομονωμένων δικτύων
(19)
Στην αίτηση υπογραμμίζονται τα ακόλουθα προβλήματα για την εκμετάλλευση των ελληνικών απομονωμένων δικτύων ηλεκτρικής ενέργειας:
α)
μεγάλη αυξομείωση στη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας σε απομονωμένα μικροδίκτυα, η οποία εντείνεται από: i) τον τουριστικό χαρακτήρα της οικονομικής ανάπτυξης των νησιών, και ii) την αυξημένη διείσδυση των Ανανεώσιμων Πηγών Ενέργειας («ΑΠΕ»)·
Οι παράγοντες αυτοί επιδρούν αρνητικά τόσο στον συντελεστή φορτίου των μονάδων θερμικής ή συμβατικής παραγωγής όσο και στη δυνατότητα ανάκτησης του κόστους από επενδύσεις στην εν λόγω δυναμικότητα παραγωγής·
β)
μεγάλη διακύμανση των καιρικών συνθηκών στα νησιά, η οποία επηρεάζει τη ζήτηση και προκαλεί δυσλειτουργίες στα δίκτυα παραγωγής, και ως εκ τούτου, απαιτεί εκτεταμένες εφεδρείες.
(20)
Στην αίτηση υπογραμμίζονται τα ακόλουθα προβλήματα για την ανάπτυξη της συμβατικής παραγωγής στα μικρά ελληνικά απομονωμένα συστήματα ηλεκτρισμού:
α)
δυσκολίες ή ακόμη και αδυναμία εύρεσης κατάλληλων χώρων για τους νέους σταθμούς συμβατικής παραγωγής στα απομονωμένα μικροδίκτυα, ιδίως λόγω αντιδράσεων του κοινού·
β)
μικρό μέγεθος των ΜΔΝ, το οποίο οδηγεί σε μεγάλες ανατροπές στον μακροπρόθεσμο σχεδιασμό ανάπτυξης της θερμικής παραγωγής λόγω απρόβλεπτων επενδύσεων από καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας (όπως μεγάλα τουριστικά συγκροτήματα ή βιοτεχνικές εγκαταστάσεις), το οποίο απαιτεί ταχύτητα και ευελιξία για την ανταπόκριση στη ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας·
γ)
η ζήτηση ηλεκτρικής ενέργειας στα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ αναμένεται να σημειώσει 2 % αύξηση σε ετήσια βάση έως το 2017. Παρά το γεγονός ότι έχουν χορηγηθεί οι σχετικές άδειες στη ΔΕΗ για την εγκατάσταση της πρόσθετης απαιτούμενης δυναμικότητας και η εν λόγω εγκατάσταση έχει ήδη προγραμματιστεί (αναμένεται να καλύψει τη ζήτηση όλων των ΜΔΝ, από κοινού με τα αναγκαία περιθώρια εφεδρειών, έως το 2017), δεν κατέστη πάντοτε δυνατή η τήρηση του χρονοδιαγράμματος·
δ)
το μικρό μέγεθος φορτίου, οι μεγάλες διακυμάνσεις του φορτίου και η αυξημένη διείσδυση ΑΠΕ στα περισσότερα απομονωμένα μικροδίκτυα στενεύουν τις διαθέσιμες τεχνολογικές λύσεις για συμβατική παραγωγή, περιορίζοντας την επιλογή σε μικρές εγκαταστάσεις παραγωγής που χρησιμοποιούν ως καύσιμο βαρύ μαζούτ χαμηλής περιεκτικότητας σε θείο ή ελαφρύ μαζούτ·
ε)
οι διαδικασίες για την προμήθεια νέων τεχνολογιών παραγωγής ενέργειας είναι χρονοβόρες. Δυόμισι έως τρία έτη περνούν από τη στιγμή που χορηγείται η άδεια έως τη θέση των ηλεκτρογεννητριών σε λειτουργία·
στ)
η ανάπτυξη σχεδίων για τη δημιουργία διασυνδέσεων μεταξύ του ελληνικού διασυνδεδεμένου δικτύου και των απομονωμένων μικροδικτύων ΜΔΝ υπονομεύει το συμφέρον για τις επενδύσεις σε δυναμικότητα συμβατικής παραγωγής στα ΜΔΝ. Έχουν προγραμματιστεί έργα διασύνδεσης με τις Κυκλάδες και την Κρήτη.
(21)
Ως εκ τούτου, απαιτείται συχνά η καταφυγή σε λύσεις έκτακτης ανάγκης, όπως είναι η μίσθωση φορητών ηλεκτρογεννητριών που χρησιμοποιούν ως καύσιμο πετρέλαιο εσωτερικής καύσης ή αεριοστροβίλων. Η ανάγκη για την κατά περίπτωση χορήγηση αδειών για τις ανάγκες παραγωγής έκτακτης ανάγκης δεν είναι επιθυμητή, καθώς οδηγεί στην οικονομικά ασύμφορη μίσθωση εξοπλισμού αντί στην αγορά. Η αίτηση παρέχει αρκετά παραδείγματα κατά τα οποία απρόβλεπτα γεγονότα είχαν ως αποτέλεσμα μια πιο μακροπρόθεσμη χρήση φορητών ηλεκτρογεννητριών.
(22)
Στην αίτηση υπογραμμίζονται τα ακόλουθα προβλήματα για το άνοιγμα της αγοράς στα απομονωμένα δίκτυα ηλεκτρικής ενέργειας ΜΔΝ:
α)
για το άνοιγμα της αγοράς, θα καταστεί αναγκαία η ανάπτυξη και εγκατάσταση ειδικών υποδομών στα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ. Οι εν λόγω υποδομές συνεπάγονται την εγκατάσταση κέντρων ελέγχου για τη διαχείριση: i) του ημερήσιου προγραμματισμού της παραγωγής, και ii) της εκκαθάρισης της αγοράς σε κάθε απομονωμένο δίκτυο με ανακατανομή του κόστους παραγωγής σε κάθε απομονωμένο δίκτυο στους προμηθευτές που δραστηριοποιούνται σε αυτό.
Οι αναγκαίες υποδομές είναι δαπανηρές και το κόστος βαρύνει τους καταναλωτές·
β)
λόγω των ΥΚΩ ΜΔΝ, οι τιμές λιανικής πώλησης ηλεκτρικής ενέργειας είναι οι ίδιες για κάθε κατηγορία καταναλωτών σε ολόκληρη την ελληνική επικράτεια. Το υψηλότερο κόστος παραγωγής στα ΜΔΝ, συγκριτικά με το κόστος παραγωγής στο διασυνδεδεμένο δίκτυο, πρέπει επομένως να ανακτηθεί από προμηθευτές που δραστηριοποιούνται στα ΜΔΝ με ανακατανομή του αντίστοιχου τμήματος της αποζημίωσης για ΥΚΩ συναρτήσει των πωλήσεων ηλεκτρικής ενέργειας στους πελάτες τους.
Προβάλλεται ο ισχυρισμός ότι η μεγάλη διαφορά στις τιμές του μέσου ετήσιου μεταβλητού κόστους παραγωγής ανά ΜΔΝ θα καταστήσει περίπλοκο τον μηχανισμό εκκαθάρισης της αγοράς.
(23)
Κατά συνέπεια, το ΥΠΕΚΑ θεωρεί ότι η ανάπτυξη των αναγκαίων υποδομών για τη λειτουργία και εποπτεία της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας, σε συνδυασμό με το άνοιγμα της αγοράς στα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ, συνεπάγεται κόστος που υπερισχύει των ωφελειών που ενδέχεται να προκύψουν για τους καταναλωτές από το άνοιγμα της αγοράς.
(24)
Η αίτηση δεν αναφέρει κάποια ημερομηνία μέχρι την οποία θα ισχύει η αιτούμενη παρέκκλιση.
3. Η ΓΝΩΜΟΔΟΤΗΣΗ ΤΗΣ ΡΑΕ
3.1. ΠΕΔΙΟ ΕΦΑΡΜΟΓΗΣ ΤΗΣ ΠΑΡΕΚΚΛΙΣΗΣ
3.1.1. Παρέκκλιση από το κεφάλαιο III της οδηγίας 2009/72/ΕΚ
(25)
Η ΡΑΕ θεωρεί ότι η παρέκκλιση από το κεφάλαιο III, σύμφωνα με το άρθρο 44 παράγραφος 1, δεν θα πρέπει να αφορά την εγκατάσταση νέας δυναμικότητας παραγωγής ισχύος που μπορεί να αναπτυχθεί σε ένα απομονωμένο δίκτυο, παρά μόνο την ανακαίνιση, την αναβάθμιση ή την επέκταση της υπάρχουσας δυναμικότητας ηλεκτροπαραγωγής. Η υπάρχουσα δυναμικότητα ηλεκτροπαραγωγής αποτελείται από τους σταθμούς ηλεκτροπαραγωγής που λειτουργούν ήδη ή βρίσκονται υπό κατασκευή στα ΜΔΝ. Κάθε νέος σταθμός ηλεκτροπαραγωγής που θα εγκατασταθεί στα νησιά αυτά νοείται ως νέα δυναμικότητα ηλεκτροπαραγωγής.
(26)
Η ΡΑΕ επισημαίνει ότι ανεξάρτητοι παραγωγοί ηλεκτρικής ενέργειας («ΑΠΗΕ») (δηλαδή παραγωγοί πλην της ΔΕΗ) έχουν επιδείξει έντονο ενδιαφέρον για την ανάπτυξη σταθμών ΑΠΕ και συνδυασμένης παραγωγής ηλεκτρισμού και θερμότητας σε όλα τα απομονωμένα μικροδίκτυα κατά τις δύο τελευταίες δεκαετίες. Κατά συνέπεια, δεν θα πρέπει να περιοριστεί η πρόσβαση τρίτων στα δίκτυα ηλεκτρισμού όλων των ΜΔΝ όσον αφορά την ανάπτυξη ΑΠΕ και συνδυασμένης παραγωγής ηλεκτρισμού και θερμότητας («ΣΠΗΘ»).
(27)
Η ΡΑΕ δηλώνει ότι δεν έχει καμία αντίρρηση να χορηγήσει παρέκκλιση για την ενεργοποίηση της λειτουργίας νέων συμβατικών ηλεκτροπαραγωγικών σταθμών, υπό την προϋπόθεση ότι πληρούνται συγκεκριμένες προϋποθέσεις. Ωστόσο, το άρθρο 44 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ δεν προβλέπει τη δυνατότητα παρέκκλισης για νέα δυναμικότητα.
(28)
Η ΡΑΕ θεωρεί ότι η επέκταση της δυναμικότητας των υπαρχόντων συμβατικών σταθμών αφορά κυρίως μια βραχυπρόθεσμη έλλειψη δυναμικότητας στα ΜΔΝ, η οποία προκύπτει από απρόβλεπτες βλάβες στην υπάρχουσα δυναμικότητα ή από την καθυστερημένη εγκατάσταση νέας δυναμικότητας, ιδίως σε περιόδους αυξημένης ζήτησης (π.χ. κατά τις θερινές περιόδους αιχμής). Οι εν λόγω επεκτάσεις υπόκεινται σε ανοικτή διαδικασία υποβολής προσφορών σύμφωνα με το άρθρο 8 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ. Η διαδικασία αυτή είναι χρονοβόρα και δεν ενδείκνυται για την κατεπείγουσα φύση των καταστάσεων έκτακτης ανάγκης.
(29)
Η ΡΑΕ δέχεται ότι η ΔΕΗ θα πρέπει να καλύπτει αυτές τις καταστάσεις έκτακτης ανάγκης. Λαμβάνοντας υπόψη ότι η ΔΕΗ είναι σε θέση να μετακινήσει φορητές συμβατικές μονάδες από νησιά στα οποία υπάρχει πλεόνασμα δυναμικότητας σε νησιά με έλλειμμα δυναμικότητας, η λύση αυτή θα μπορούσε να είναι και η πιο οικονομική.
(30)
Η ΡΑΕ τονίζει ότι κάθε παρέκκλιση πρέπει να επιτρέπει τον καθορισμό της κατάλληλης διαδικασίας αδειοδότησης για καταστάσεις έκτακτης ανάγκης και, ειδικότερα, πρέπει να καθορίζεται ποια από τα κριτήρια που αναφέρονται στο άρθρο 7 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ πρέπει να εξετάζονται από τις αρμόδιες αρχές αδειοδότησης.
(31)
Η ΡΑΕ θεωρεί ότι θα πρέπει να χορηγηθεί παρέκκλιση με περιορισμένη διάρκεια, για παράδειγμα για 10 έτη κατ' ανώτατο όριο.
3.1.2. Παρέκκλιση από το κεφάλαιο VIII της οδηγίας
(32)
Σύμφωνα με τη ΡΑΕ, ο εφοδιασμός ηλεκτρικής ενέργειας στα ΜΔΝ συνδέεται πρακτικά με τις ΥΚΩ ΜΔΝ και την αποζημίωση για τις ΥΚΩ ΜΔΝ καθώς i) το κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στα ΜΔΝ είναι σημαντικά υψηλότερο από εκείνο στην ηπειρωτική χώρα, και ii) το ελληνικό κράτος απαιτεί ενιαία τιμολόγηση, ανά κατηγορία πελατών, σε ολόκληρη την επικράτειά του.
(33)
Ο Κώδικας ΜΔΝ προβλέπει την εγκατάσταση συγκεκριμένου εξοπλισμού μετρήσεων και καταγραφής στα ΜΔΝ για τις ωριαίες μετρήσεις, τη διαχείριση της ενέργειας και τα κέντρα ελέγχου, καθώς και για τα συστήματα παρακολούθησης και τα συναφή συστήματα πληροφορικής. Η ΡΑΕ θεωρεί ότι οι υποδομές αυτές είναι απολύτως αναγκαίες:
α)
προκειμένου να διασφαλιστεί ότι το κόστος των ΥΚΩ είναι διαφανές, δεν εισάγει διακρίσεις και μπορεί να επαληθευτεί·
β)
για την κατάλληλη λειτουργία και τη χρηστή διαχείριση των ίδιων των δικτύων ηλεκτρικής ενέργειας για την επίτευξη του πλέον οικονομικού τύπου λειτουργίας και, επομένως, μεγαλύτερης μείωσης των χρεώσεων ΥΚΩ ΜΔΝ για τους καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας·
γ)
για την επίτευξη μεγαλύτερης διείσδυσης ΑΠΕ και ΣΠΗΘ, περιλαμβανομένων τεχνολογιών ΑΠΕ με περίπλοκες και ειδικές απαιτήσεις για τη διαχείρισή τους, όπως ΑΠΕ με σταθμούς αποθήκευσης, ηλιακούς-θερμικούς σταθμούς κ.λπ.·
δ)
για τη διασφάλιση της αναγκαίας διαφάνειας στο πλαίσιο διαχείρισης των απομονωμένων δικτύων, διασφαλίζοντας έτσι την αμερόληπτη μεταχείριση όλων των συμμετεχόντων στην αγορά, και ιδίως των παραγωγών.
(34)
Η ΡΑΕ υποστηρίζει συνεπώς ότι, ανεξάρτητα από το εάν ένας ή περισσότεροι προμηθευτές έχουν αδειοδοτηθεί προκειμένου να λειτουργούν εντός ενός απομονωμένου μικροδικτύου, οι εν λόγω υποδομές πρέπει να εγκατασταθούν στα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ.
(35)
Το εκτιμώμενο κόστος για την εγκατάσταση των υποδομών αυτών δεν αναμένεται να υπερβεί το πόσο των 20 έως 30 εκατ. ευρώ για όλα τα ΜΔΝ, περιλαμβανομένων της Κρήτης και της Ρόδου. Η ΡΑΕ θεωρεί αυτό το ποσό εύλογο, ιδίως αν αναλογιστεί κανείς τα αναμενόμενα οφέλη, ήτοι τη διασφάλιση της διαφάνειας και της επαλήθευσης των ΥΚΩ ΜΔΝ, καθώς και της χρηστής και ελεγχόμενης λειτουργίας των απομονωμένων δικτύων ηλεκτρικής ενέργειας.
(36)
Σε αντίθεση με το ΥΠΕΚΑ, η ΡΑΕ θεωρεί ότι η αδειοδότηση περισσότερων του ενός προμηθευτών, για τη δραστηριοποίηση σε ένα δεδομένο απομονωμένο δίκτυο ΜΔΝ, δεν συνεπάγεται ουσιαστικό πρόσθετο κόστος για τις απαιτούμενες υποδομές, καθώς οι εν λόγω υποδομές απαιτούνται σε κάθε περίπτωση για τον ημερήσιο προγραμματισμό των μονάδων παραγωγής που είναι εγκαταστημένες σε ΜΔΝ, την εκκαθάριση της αγοράς και την παροχή των ΥΚΩ ΜΔΝ.
(37)
Επιπλέον, η ΡΑΕ θεωρεί ότι πρόσθετα σημαντικά οφέλη για τους καταναλωτές ΜΔΝ προκύπτουν από την αδειοδότηση της λειτουργίας περισσότερων του ενός προμηθευτών.
(38)
Κατά συνέπεια, η ΡΑΕ υποστηρίζει ότι ο μόνιμος αποκλεισμός εναλλακτικών προμηθευτών στις αγορές ΜΔΝ δεν είναι εγγυημένος. Η εγκατάσταση των αναγκαίων υποδομών, όπως περιγράφηκε ανωτέρω, αναμένεται να ολοκληρωθεί εντός τριών έως πέντε ετών. Η ΡΑΕ δεν αντίκειται σε μια πιθανή παρέκκλιση αυστηρά για το εν λόγω χρονικό διάστημα, χωρίς περαιτέρω επέκταση.
(39)
Η ΡΑΕ επισημαίνει περαιτέρω ότι σε περίπτωση μεταβολής του καθεστώτος οποιουδήποτε απομονωμένου δικτύου ΜΔΝ, κατά τρόπο ώστε να μην υπάγεται πλέον στην κατηγορία των μικρών απομονωμένων δικτύων ή απομονωμένων μικροδικτύων, η παρέκκλιση θα πρέπει αυτομάτως να παύσει να ισχύει. Αυτό θα μπορούσε να προκύψει σε περίπτωση διασύνδεσης των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ με το ελληνικό διασυνδεδεμένο δίκτυο.
4. ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ
4.1. Νομική βάση της αίτησης
(40)
Το άρθρο 44 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ προβλέπει τη δυνατότητα παρέκκλισης από συγκεκριμένες διατάξεις της οδηγίας, σε περίπτωση που η παρέκκλιση ισχύει για μικρά απομονωμένα δίκτυα και απομονωμένα μικροδίκτυα.
(41)
Σύμφωνα με το άρθρο 2 παράγραφος 26 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, ως μικρό απομονωμένο δίκτυο νοείται κάθε δίκτυο με κατανάλωση μικρότερη των 3 000 GWh το 1996, στο οποίο ποσοστό κάτω του 5 % της ετήσιας κατανάλωσης προέρχεται από διασύνδεση με άλλα δίκτυα.
(42)
Σύμφωνα με το άρθρο 2 παράγραφος 27 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, ως απομονωμένο μικροδίκτυο νοείται κάθε δίκτυο με κατανάλωση μικρότερη των 500 GWh το 1996, το οποίο δεν είναι συνδεδεμένο με άλλα δίκτυα.
(43)
Τα απομονωμένα δίκτυα που προσδιορίζονται στην αίτηση αποτελούνται από ένα και, περιστασιακά, από περισσότερα ΜΔΝ (βλέπε στήλες 1 και 2 του πίνακα). Ακόμη και εάν ένα απομονωμένο δίκτυο αποτελείται από περισσότερα ΜΔΝ που διασυνδέονται μεταξύ τους, το δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας που συγκροτείται από αυτά τα διασυνδεδεμένα ΜΔΝ είναι απομονωμένο, με την έννοια ότι δεν συνδέεται με κάποιο άλλο δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας.
(44)
Στην αίτηση υποστηρίζεται ότι 31 από τα 32 απομονωμένα δίκτυα είναι απομονωμένα μικροδίκτυα, το μεγαλύτερο εκ των οποίων είναι η Ρόδος. Τα απομονωμένα μικροδίκτυα για τα οποία έχει υποβληθεί η αίτηση αντιπροσώπευαν το 5,24 % των συνολικών πωλήσεων ηλεκτρικής ενέργειας στην Ελλάδα το 2010. Το απομονωμένο δίκτυο της Κρήτης νοείται ως μικρό απομονωμένο δίκτυο. Το 2010 η Κρήτη αντιπροσώπευε το 3,01 % της ζήτησης για ηλεκτρική ενέργεια στην Ελλάδα.
Ζήτηση σε ετήσια βάση ανά απομονωμένο δίκτυο
Ζήτηση σε ετήσια βάση (MWh)
Ζήτηση σε ετήσια βάση το 1996
Ονομασία του απομονωμένου δικτύου
ΜΔΝ που αποτελούν τμήμα του απομονωμένου δικτύου
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Κρήτη
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ναι
Όχι
Ρόδος
Ρόδος
Χάλκη
386 630
650 115
764 401
760 658
Ναι
Ναι
Κως-Κάλυμνος
Κως
Κάλυμνος
Λειψοί
Λέρος
Νίσυρος-Γυαλί
Τήλος
Τέλενδος
Ψέριμος
156 340
281 574
351 959
352 984
Ναι
Ναι
Λέσβος
Λέσβος
153 650
259 552
308 454
288 230
Ναι
Ναι
Χίος
Χίος
Ψαρά
Οινούσσες
110 480
180 868
214 449
200 042
Ναι
Ναι
Πάρος
Πάρος
Αντίπαρος
Νάξος
Ηρακλειά
Κουφονήσια
Σχοινούσα
Ίος
Σίκινος
Φολέγανδρος
95 340
164 761
208 206
194 740
Ναι
Ναι
Σάμος
Σάμος
Φούρνοι
Θύμαινα
90 170
136 283
151 017
137 315
Ναι
Ναι
Σύρος
Σύρος
56 920
100 429
107 270
95 302
Ναι
Ναι
Θήρα
Θήρα
Θηρασία
47 680
88 073
117 957
120 199
Ναι
Ναι
Μύκονος-Δήλος
Μύκονος-Δήλος
45 740
78 049
115 071
112 978
Ναι
Ναι
Λήμνος
Λήμνος
35 650
55 340
62 710
59 672
Ναι
Ναι
Κάρπαθος
Κάρπαθος
Κάσος
26 580
30 397
37 829
36 931
Ναι
Ναι
Μήλος
Μήλος
Κίμωλος
15 460
37 331
45 819
45 402
Ναι
Ναι
Ικαρία
Ικαρία
13 110
24 359
28 845
27 613
Ναι
Ναι
Σκύρος
Σκύρος
9 380
14 053
16 150
14 782
Ναι
Ναι
Πάτμος
Πάτμος
8 770
13 988
16 738
17 020
Ναι
Ναι
Σίφνος
Σίφνος
6 540
13 180
17 966
16 521
Ναι
Ναι
Σύμη
Σύμη
5 250
9 819
15 054
14 662
Ναι
Ναι
Αμοργός
Αμοργός
3 840
7 284
9 816
9 072
Ναι
Ναι
Κύθνος
Κύθνος
3 610
7 089
8 309
7 991
Ναι
Ναι
Σέριφος
Σέριφος
2 830
6 793
8 162
7 654
Ναι
Ναι
Αστυπάλαια
Αστυπάλαια
2 470
5 283
6 997
6 670
Ναι
Ναι
Μεγίστη
Μεγίστη
770
1 863
2 751
3 005
Ναι
Ναι
Άγιος Ευστράτιος
Άγιος Ευστράτιος
540
937
1 058
1 075
Ναι
Ναι
Ανάφη
Ανάφη
400
858
1 110
1 179
Ναι
Ναι
Οθωνοί
Οθωνοί
330
588
674
632
Ναι
Ναι
Ερείκουσα
Ερείκουσα
220
452
710
746
Ναι
Ναι
Αγαθονήσι
Αγαθονήσι
190
388
522
642
Ναι
Ναι
Δονούσα
Δονούσα
180
417
676
690
Ναι
Ναι
Αντικύθηρα
Αντικύθηρα
70
199
228
241
Ναι
Ναι
Αρκιοί-Μαράθι
Αρκιοί-Μαράθι
0
175
248
312
Ναι
Ναι
Γαύδος
Γαύδος
0
0
365
471
Ναι
Ναι
(45)
Ο ανωτέρω πίνακας παραθέτει τα απομονωμένα δίκτυα, όπως προσδιορίζονται στην αίτηση, και παρέχει συγκεκριμένα στοιχεία για καθένα από αυτά. Από τα στοιχεία αυτά μπορεί να συναχθεί ότι όλα τα απομονωμένα δίκτυα, εκτός από την Κρήτη, παρουσίασαν το 1996 ζήτηση για ηλεκτρική ενέργεια βάσει της οποίας μπορούν να χαρακτηριστούν ως απομονωμένα μικροδίκτυα κατά την έννοια του άρθρου 2 παράγραφος 27 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ. Όσον αφορά την Κρήτη, πρέπει να σημειωθεί επιπλέον ότι, δεδομένου ότι η Κρήτη δεν ήταν και εξακολουθεί να μην είναι διασυνδεδεμένη με κάποιο άλλο δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας, το ποσοστό της ζήτησης που ικανοποιείται μέσω διασυνδέσεων ήταν και εξακολουθεί να είναι μηδενικό, ήτοι μικρότερο του 5 %. Ως εκ τούτου, η Κρήτη αποτελεί μικρό απομονωμένο δίκτυο κατά την έννοια του άρθρου 2 παράγραφος 26 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
(46)
Η γνωμοδότηση της ΡΑΕ δεν έκανε αναφορά στα απομονωμένα δίκτυα που προσδιορίζονται στην αίτηση.
(47)
Η Επιτροπή καταλήγει επομένως στο συμπέρασμα ότι τα απομονωμένα δίκτυα, όπως προσδιορίζονται στη στήλη 1 του ανωτέρω πίνακα, αποτελούν στο σύνολό τους απομονωμένα μικροδίκτυα κατά την έννοια του άρθρου 2 παράγραφος 27 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, εκτός από την Κρήτη, που αποτελεί μικρό απομονωμένο δίκτυο κατά την έννοια του άρθρου 2 παράγραφος 26 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
4.2. ΟΥΣΙΑΣΤΙΚΑ ΠΡΟΒΛΗΜΑΤΑ ΓΙΑ ΤΗ ΛΕΙΤΟΥΡΓΙΑ ΣΥΜΒΑΤΙΚΩΝ ΗΛΕΚΤΡΟΠΑΡΑΓΩΓΙΚΩΝ ΣΤΑΘΜΩΝ ΣΤΑ ΑΠΟΜΟΝΩΜΕΝΑ ΜΙΚΡΟΔΙΚΤΥΑ
(48)
Η Επιτροπή θεωρεί ότι υφίστανται ουσιαστικά προβλήματα για τη λειτουργία συμβατικών ηλεκτροπαραγωγικών σταθμών στα απομονωμένα μικροδίκτυα. Αυτό οφείλεται ιδίως στα ακόλουθα:
α)
Το μέγεθος του φορτίου που χρειάζεται να εξυπηρετείται στα νησιά δεν επιτρέπει την εγκατάσταση μεγαλύτερων, αποτελεσματικότερων και οικονομικά αποδοτικότερων συμβατικών ηλεκτροπαραγωγικών σταθμών καθώς, μεταξύ άλλων, προκειμένου να είναι δυνατή η λειτουργία ενός απομονωμένου δικτύου εντός αποδεκτών περιθωρίων ασφαλείας, δεν πρέπει αυτό να βασίζεται σε έναν μόνο σταθμό ηλεκτροπαραγωγής.
Η ετήσια αιχμή δεν υπερέβη τα 188,5 MW σε κανένα από τα απομονωμένα μικροδίκτυα το 2013. Το μέσο και διάμεσο φορτίο αιχμής, με 20,8 και 4,2 MW αντίστοιχα, είναι πολύ μικρότερα.
Κανένας από τους συμβατικούς σταθμούς που είναι εγκατεστημένοι επί του παρόντος στα απομονωμένα μικροδίκτυα δεν έχει δυναμικότητα μεγαλύτερη από 27 MW. Το μέσο και διάμεσο μέγεθος σταθμού, με 3,9 και 1,1 MW αντίστοιχα, είναι πολύ μικρότερα.
Το μικρό μέγεθος του φορτίου που πρόκειται να εξυπηρετηθεί και η μεγάλη διακύμανση της ζήτησης, η οποία επηρεάστηκε περαιτέρω από την αυξανόμενη διείσδυση ΑΠΕ, μειώνει επίσης την επιλογή των τεχνολογιών των συμβατικών σταθμών ηλεκτροπαραγωγής που μπορούν να χρησιμοποιηθούν εντός των απομονωμένων μικροδικτύων.
Το σύνολο της δυναμικότητας συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής στα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ χρησιμοποιεί ως καύσιμο πετρέλαιο ντίζελ ή μαζούτ.
β)
Οι ετήσιοι συντελεστές φορτίου σε όλα τα απομονωμένα μικροδίκτυα είναι χαμηλοί. Ο συντελεστής φορτίου δεν υπερέβη την τιμή του 0,54 το 2012 σε κανένα από τα απομονωμένα μικροδίκτυα. Το μέσο και διάμεσο φορτίο αιχμής, καθένα από τα οποία ισούται με 0,38, είναι ακόμη μικρότερα. Δεδομένης της πρόσβασης κατά προτεραιότητα των ΑΠΕ και του γεγονότος ότι οι συντελεστές φορτίου που χρησιμοποιούνται σε αυτή την περίπτωση αντανακλούν το συνολικό δίκτυο ηλεκτρικής ενέργειας του απομονωμένου μικροδικτύου, ο συντελεστής φορτίου για τους συμβατικούς ηλεκτροπαραγωγικούς σταθμούς ΜΔΝ είναι ακόμη χαμηλότερος.
Ο ετήσιος συντελεστής φορτίου στο ελληνικό διασυνδεδεμένο δίκτυο κυμαίνεται κατά κανόνα περίπου στο 50 % για όλες τις μονάδες και στο 65 % για τις θερμικές μονάδες (6).
Ο ετήσιος συντελεστής φορτίου είναι ενδεικτικός της πραγματικής χρήσης των ηλεκτροπαραγωγικών σταθμών κατά τη διάρκεια ενός δεδομένου έτους και, ως εκ τούτου, της ικανότητάς τους να αποκομίζουν έσοδα.
Η αυξανόμενη διείσδυση των ΑΠΕ θα μειώσει περαιτέρω το φορτίο που θα εξυπηρετείται από τους συμβατικούς ηλεκτροπαραγωγικούς σταθμούς.
γ)
Υφίστανται διάφορα έργα που αποσκοπούν στη διασύνδεση ΜΔΝ, ιδίως των Κυκλάδων και της Κρήτης, με το κύριο ελληνικό διασυνδεδεμένο δίκτυο. Όπως εξηγήθηκε ανωτέρω, οι συμβατικοί ηλεκτροπαραγωγικοί σταθμοί ΜΔΝ δεν είναι το ίδιο αποδοτικοί με τους ηλεκτροπαραγωγικούς σταθμούς που είναι εγκατεστημένοι στο διασυνδεδεμένο δίκτυο και, ως εκ τούτου, είναι απίθανο να είναι οικονομικά βιώσιμοι μόλις διασυνδεθούν τα ΜΔΝ στα οποία είναι εγκατεστημένοι.
Η πιθανότητα διασύνδεσης ενός απομονωμένου δικτύου αποτελεί επομένως σοβαρό αντικίνητρο για τις επενδύσεις σε συμβατική δυναμικότητα στα ΜΔΝ.
δ)
Το σχετικά μικρό φορτίο που πρόκειται να εξυπηρετηθεί σημαίνει ότι σχετικά μικρές ανατροπές στη ζήτηση είναι πιθανό να επηρεάσουν τη δυναμικότητα ηλεκτροπαραγωγής που απαιτείται εντός ενός δεδομένου απομονωμένου δικτύου. Η έλλειψη δυναμικότητας διασύνδεσης σημαίνει ότι όλες οι μεταβολές στη ζήτηση πρέπει να καλυφθούν κατ' ανάγκη από δυναμικότητα ηλεκτροπαραγωγής εντός του απομονωμένου μικροδικτύου.
Ο συντελεστής αυτός αυξάνει την ανάγκη για ταχύτητα και ευελιξία κατά την αντιμετώπιση πιο μακροπρόθεσμων ανατροπών στη ζήτηση.
Η εν λόγω ανάγκη για ευελιξία εντείνεται περαιτέρω από τις αντιληπτές δυσκολίες εύρεσης κατάλληλων τόπων για συμβατικούς σταθμούς ηλεκτροπαραγωγής στα ΜΔΝ και τη διάρκεια των διαδικασιών αδειοδότησης και παροχής εγκρίσεων.
ε)
Ο λόγος της μέγιστης προς την ελάχιστη ζήτηση σε ετήσια βάση το 2012 (7) σε όλα τα απομονωμένα μικροδίκτυα είναι τουλάχιστον 3,35, αλλά είναι υψηλότερος, και συχνά πολύ υψηλότερος, για ένα δεδομένο απομονωμένο μικροδίκτυο. Πράγματι, ο μέσος και διάμεσος λόγος της μέγιστης προς την ελάχιστη ζήτηση είναι 6,27 και 5,98.
Ο λόγος της μέγιστης προς την ελάχιστη ζήτηση το 2010 στο ελληνικό διασυνδεδεμένο δίκτυο είναι περίπου 3.
Ο υψηλότερος λόγος της μέγιστης προς την ελάχιστη ζήτηση αντανακλά τον βαθμό της ευελιξίας και των εφεδρειών οι οποίες, ακόμη και εντός ενός δεδομένου έτους, πρέπει να είναι διαθέσιμες εντός της δυναμικότητας ηλεκτροπαραγωγής σε ένα απομονωμένο δίκτυο.
Αξίζει να σημειωθεί όσον αφορά το θέμα αυτό ότι το 2012 σε περίπου 60 % των απομονωμένων μικροδικτύων γίνεται χρήση φορητών ηλεκτρογεννητριών.
(49)
Ως εκ τούτου, η Επιτροπή καταλήγει στο συμπέρασμα ότι υφίστανται ουσιαστικά προβλήματα για τη λειτουργία συμβατικών σταθμών ηλεκτροπαραγωγής εντός των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ, όπως προσδιορίζονται στον ανωτέρω πίνακα.
4.3. ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΤΗΣ ΑΙΤΟΥΜΕΝΗΣ ΠΑΡΕΚΚΛΙΣΗΣ ΑΠΟ ΤΟ ΚΕΦΑΛΑΙΟ III
4.3.1. Η παρέκκλιση από τις διατάξεις του κεφαλαίου III δεν μπορεί να εφαρμοστεί σε νέα δυναμικότητα
(50)
Σύμφωνα με το άρθρο 44 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, παρεκκλίσεις από τις διατάξεις του κεφαλαίου III μπορούν να χορηγηθούν μόνο σε ό,τι αφορά την ανακαίνιση, την αναβάθμιση και την επέκταση υπάρχουσας δυναμικότητας.
(51)
Κατά συνέπεια, δεν είναι δυνατή η χορήγηση παρέκκλισης από τις διατάξεις του κεφαλαίου III της οδηγίας 2009/72/ΕΚ για τη δημιουργία νέας δυναμικότητας.
(52)
Αντ' αυτού, δεδομένου ότι τα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ είναι δίκτυα διανομής, σε περίπτωση αδυναμίας της διαδικασίας χορήγησης αδειών για τη δημιουργία νέας δυναμικότητας να προβλέψει την ικανοποιητική χορήγηση αδειών για τη δημιουργία νέας δυναμικότητας για τα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ, οι ελληνικές αρχές δύνανται να εξετάσουν την πιθανότητα εφαρμογής των διατάξεων του άρθρου 7 παράγραφος 3 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ και για νέα μικρή συμβατική δυναμικότητα. Η εν λόγω νέα μικρή συμβατική δυναμικότητα μπορεί, για παράδειγμα, να περιλαμβάνει προσωρινή δυναμικότητα ηλεκτροπαραγωγής που μπορεί να διατίθεται σε μακροπρόθεσμη βάση χωρίς μόνιμη κατανομή σε συγκεκριμένη τοποθεσία.
4.3.2. Η παρέκκλιση από τις διατάξεις του κεφαλαίου III δεν μπορεί να εφαρμοστεί στην περίπτωση της Κρήτης
(53)
Όπως αναφέρθηκε ανωτέρω, όλα τα ΜΔΝ αποτελούν απομονωμένα μικροδίκτυα, με εξαίρεση την Κρήτη, που αποτελεί μικρό απομονωμένο δίκτυο.
(54)
Κατά συνέπεια, δεν είναι δυνατή η χορήγηση παρέκκλισης από τις διατάξεις του κεφαλαίου III της οδηγίας 2009/72/ΕΚ για την περίπτωση της Κρήτης.
4.3.3. Η παρέκκλιση από τις διατάξεις του κεφαλαίου iii δεν καλύπτει τους σταθμούς ΑΠΕ και ΣΠΗΘ
(55)
Στην αίτηση δεν αναφέρεται ρητά ότι η αιτούμενη παρέκκλιση αφορά αποκλειστικά συμβατικούς σταθμούς.
(56)
Ωστόσο, το άρθρο 133 παράγραφος 3 του Ν. 4001/2011 εξαιρεί ρητά τις περιπτώσεις παραγωγής ηλεκτρισμού με χρήση ανανεώσιμων πηγών ενέργειας ή παραγωγής ΣΗΘΥΑ, από υβριδικούς σταθμούς, καθώς και την περίπτωση των αυτοπαραγωγών από το πεδίο εφαρμογής της άδειας αποκλειστικής παραγωγής που δύναται να χορηγηθεί στη ΔΕΗ. Το ίδιο συνάγεται από το άρθρο 225 του Κώδικα ΜΔΝ.
(57)
Επιπλέον, η παρεχόμενη αιτιολόγηση αφορά ουσιαστικά προβλήματα που συνδέονται με τη λειτουργία συμβατικών σταθμών ηλεκτροπαραγωγής και μόνο. Πράγματι, προβάλλεται το επιχείρημα ότι οι εν λόγω σταθμοί ηλεκτροπαραγωγής αντιμετωπίζουν ουσιαστικά προβλήματα ως αποτέλεσμα, μεταξύ άλλων, της αύξησης της διείσδυσης ΑΠΕ.
(58)
Κατά συνέπεια, ακόμη και αν η αίτηση ζητούσε παρέκκλιση από τις διατάξεις του κεφαλαίου III της οδηγίας 2009/72/ΕΚ για σταθμούς ηλεκτροπαραγωγής πέραν των συμβατικών σταθμών, δεν είναι δυνατή η χορήγηση της παρέκκλισης, καθώς δεν προσδιορίσθηκαν λόγοι που να αιτιολογούν την εν λόγω παρέκκλιση.
4.3.4. Η παρέκκλιση για την αδειοδότηση της ανακαίνισης, της αναβάθμισης και της επέκτασης υπάρχουσας δυναμικότητας μπορεί να χορηγηθεί
(59)
Εν όψει των προαναφερόμενων ουσιαστικών προβλημάτων για τη λειτουργία συμβατικών σταθμών ηλεκτροπαραγωγής εντός των μικρών απομονωμένων δικτύων, είναι δυνατή η χορήγηση παρέκκλισης για την αδειοδότηση υπάρχουσας συμβατικής δυναμικότητας στον βαθμό που αφορά την ανακαίνιση, την αναβάθμιση και την επέκταση υπάρχουσας συμβατικής δυναμικότητας. Η εν λόγω άδεια μπορεί να χορηγηθεί απευθείας στη ΔΕΗ.
(60)
Για τους σκοπούς της παρούσας παρέκκλισης:
α)
η υπάρχουσα δυναμικότητα συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής περιλαμβάνει έργα για τη δημιουργία δυναμικότητας συμβατικής παραγωγής για την οποία η ΡΑΕ έχει ήδη χορηγήσει άδεια και η οποία δεν έχει ακυρωθεί κατά την ημέρα θέσης σε ισχύ της παρούσας απόφασης·
β)
η πλήρης αποξήλωση των κύριων μονάδων ηλεκτροπαραγωγής σε έναν υπάρχοντα τόπο και η αντικατάστασή τους από νέα εγκατάσταση παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας θεωρείται ως κατασκευή νέων μονάδων·
γ)
η τοποθέτηση προσωρινών μονάδων ηλεκτροπαραγωγής εντός της περιμέτρου υπάρχουσας δυναμικότητας συνιστά επέκταση υπάρχουσας δυναμικότητας.
(61)
Ωστόσο, δεν υφίστανται λόγοι που να δικαιολογούν την παρέκκλιση από τα κριτήρια και τους όρους, όπως από εκείνα που ορίζονται στο άρθρο 7 παράγραφος 2 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, δυνάμει των οποίων χορηγείται άδεια στη ΔΕΗ.
(62)
Επιπλέον, σε περίπτωση χορήγησης της παρέκκλισης απευθείας στη ΔΕΗ, είναι σημαντικό οι όροι να καθορίζουν τις υποχρεώσεις όσον αφορά τον χρόνο έως τον οποίο ο αδειοδοτημένος συμβατικός σταθμός ηλεκτροπαραγωγής πρέπει να είναι πλήρως επιχειρησιακός και να περιλαμβάνουν διατάξεις που διασφαλίζουν την πλήρη και αποτελεσματική συμμόρφωση με τις εν λόγω υποχρεώσεις. Με το πέρας της προθεσμίας, και κατά την απόλυτη διακριτική ευχέρεια της ΡΑΕ, η εν λόγω απευθείας άδεια μπορεί να παραταθεί, αλλά μόνο εάν έληξε για λόγους εξ ολοκλήρου πέραν του ελέγχου της ΔΕΗ. Κατόπιν της λήξης, η ΡΑΕ θα πρέπει να διοργανώσει διαδικασία χορήγησης άδειας σε πλήρη συμμόρφωση με το άρθρο 7 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, περιλαμβάνοντας επομένως τη συμμετοχή τρίτων.
4.3.5. Η παρέκκλιση δεν μπορεί να καλύπτει την υποβολή προσφορών για τη δημιουργία νέας δυναμικότητας
(63)
Εξ ορισμού, η υποβολή προσφορών κατά την έννοια του άρθρου 8 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ αφορά τη δυναμικότητα που απομένει να δημιουργηθεί και να αδειοδοτηθεί και, ως εκ τούτου, συνιστά νέα δυναμικότητα.
(64)
Για τους λόγους που εκτέθηκαν ήδη ανωτέρω, δεν θα πρέπει να χορηγηθεί παρέκκλιση για νέα δυναμικότητα σύμφωνα με το άρθρο 44 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
4.4. ΑΞΙΟΛΟΓΗΣΗ ΤΗΣ ΑΙΤΟΥΜΕΝΗΣ ΠΑΡΕΚΚΛΙΣΗΣ ΑΠΟ ΤΟ ΚΕΦΑΛΑΙΟ VIII
4.4.1. Η παρέκκλιση από τις διατάξεις του κεφαλαίου VIII δεν καλύπτει το άρθρο 32 σχετικά με την πρόσβαση τρίτων
(65)
Η αίτηση αφορά την παρέκκλιση από το κεφάλαιο VIII της οδηγίας 2009/72/ΕΚ και, ως εκ τούτου, μπορεί να θεωρηθεί ότι περιλαμβάνει αίτημα για παρέκκλιση από τις διατάξεις του άρθρου 32 σχετικά με την πρόσβαση τρίτων («ΠΤ»).
(66)
Η αίτηση δεν προσδιορίζει εάν η αιτούμενη παρέκκλιση καλύπτει επίσης το άρθρο 32 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, ούτε αναφέρει τους λόγους που δικαιολογούν την εν λόγω παρέκκλιση. Αντίθετα, ο Ν. 4001/2011 και ο Κώδικας ΜΔΝ υποχρεώνουν τη ΔΕΔΔΗΕ να επιτρέπει την πρόσβαση τρίτων, χωρίς διακρίσεις, στο δίκτυο διανομής, όπως το εκμεταλλεύεται η ΔΕΔΔΗΕ (π.χ. άρθρο 127 του Ν. 4001/2011). Επομένως, δεν μπορεί να χορηγηθεί η εν λόγω παρέκκλιση.
4.4.2. Παρέκκλιση από το άρθρο 33 σχετικά με το άνοιγμα της αγοράς και την αμοιβαιότητα
4.4.2.1. Απουσία λόγων που δικαιολογούν τη μόνιμη παρέκκλιση από το άρθρο 33 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ
(67)
Η αίτηση προβάλλει ουσιαστικά το επιχείρημα ότι η ΔΕΗ θα πρέπει να παραμείνει ο μοναδικός αδειοδοτημένος προμηθευτής για τον εφοδιασμό των πελατών ΜΔΝ, με την αιτιολογία ότι η ανάπτυξη των αναγκαίων υποδομών για τη λειτουργία και εποπτεία της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας στα απομονωμένα μικροδίκτυα από κοινού με τις υποδομές που απαιτούνται για το άνοιγμα της αγοράς σε τρίτους προμηθευτές συνεπάγεται λειτουργικό κόστος για τον διαχειριστή ΜΔΝ το οποίο υπερισχύει των ωφελειών που ενδέχεται να προκύψουν για τους καταναλωτές από το άνοιγμα της αγοράς.
(68)
Όπως καθίσταται σαφές από τη γνωμοδότηση της ΡΑΕ, οι υποδομές που είναι εγκατεστημένες στα ΜΔΝ αποσκοπούν στη διασφάλιση της διαχείρισης των ΥΚΩ ΜΔΝ, σύμφωνα με την ισχύουσα νομοθεσία, κατά τρόπο διαφανή, επαληθεύσιμο και αμερόληπτο. Επιπλέον, οι υποδομές απαιτούνται για τη λειτουργία των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ από τεχνικής και οικονομικής άποψης. Κατά συνέπεια, δεδομένου ότι οι υποδομές είναι αναγκαίες σε κάθε περίπτωση για την εκπλήρωση των εν λόγω απαιτήσεων, ανεξάρτητα από το πλήθος των προμηθευτών που είναι αδειοδοτημένοι στα ΜΔΝ, το άνοιγμα της αγοράς δεν αυξάνει το κόστος των υποδομών.
(69)
Ακόμη και αν απαιτούνται συναφείς υποδομές, το άνοιγμα της αγοράς δεν είναι άρρηκτα συνδεδεμένο με την τεχνική λειτουργία των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ ή των ΥΚΩ ΜΔΝ, καθώς δεν υφίσταται αιτιώδης σχέση μεταξύ της τεχνικής και οικονομικής λειτουργίας αυτών των απομονωμένων δικτύων και της λειτουργίας των ΥΚΩ ΜΔΝ σύμφωνα με τις σχετικές νομικές απαιτήσεις, αφενός, και του εάν ένας ή περισσότεροι προμηθευτές είναι αδειοδοτημένοι να προμηθεύουν τους καταναλωτές ηλεκτρικής ενέργειας ΜΔΝ, αφετέρου.
(70)
Πράγματι, το υψηλότερο κόστος παραγωγής στα ΜΔΝ συγκριτικά με το κόστος παραγωγής στο διασυνδεδεμένο δίκτυο πρέπει να ανακτηθεί από προμηθευτές που δραστηριοποιούνται στα ΜΔΝ με ανακατανομή του αντίστοιχου τμήματος της αποζημίωσης για ΥΚΩ ΜΔΝ συναρτήσει των πωλήσεων ηλεκτρικής ενέργειας στους πελάτες τους. Ωστόσο, ο καθορισμός του κόστους παραγωγής στα ΜΔΝ απαιτείται σε κάθε περίπτωση για τον προσδιορισμό της οικονομικής αποζημίωσης για τις ΥΚΩ ΜΔΝ, ανεξάρτητα από το πλήθος των προμηθευτών που δραστηριοποιούνται στα ΜΔΝ.
(71)
Η μοναδική πρόσθετη απαίτηση για το άνοιγμα της αγοράς είναι η ανακατανομή σε κάθε προμηθευτή των αντίστοιχων τμημάτων της αποζημίωσης για ΥΚΩ ΜΔΝ συναρτήσει των πωλήσεων ηλεκτρικής ενέργειας των πελατών τους. Απαιτούνται ακόμη και τα σχετικά στοιχεία πελατών, ιδίως τα δεδομένα μέτρησης, ανεξάρτητα από το εάν ένας ή περισσότεροι προμηθευτές έχουν αδειοδοτηθεί να εφοδιάζουν πελάτες ΜΔΝ.
(72)
Κατά συνέπεια, η χορήγηση της αποζημίωσης για ΥΚΩ ΜΔΝ στους προμηθευτές συνεπάγεται απλώς την ικανότητα απόδοσης των δεδομένων μέτρησης των πελατών σε έναν συγκεκριμένο αδειοδοτημένο προμηθευτή, το οποίο αποτελεί πρωτίστως μια διοικητική διαδικασία με βάση στοιχεία που έχουν συλλεχθεί εξ ολοκλήρου ή σε πολύ μεγάλο βαθμό ανεξάρτητα από το εάν υφίσταται ή όχι άνοιγμα της αγοράς στα ΜΔΝ. Δεύτερον, η ικανότητα αυτή αποτελεί προϋπόθεση για την ορθή λειτουργία κάθε αγοράς παροχής ηλεκτρικής ενέργειας. Επομένως, το κόστος αυτό δεν μπορεί να θεωρηθεί ότι αιτιολογεί την παρέκκλιση για το άνοιγμα της αγοράς, καθώς δεν αφορά συγκεκριμένα τη λειτουργία των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ και συνδέεται με ένα ουσιαστικό πρόβλημα στην εκμετάλλευσή τους.
(73)
Είναι σημαντικό να σημειωθεί ότι η κατάρτιση μητρώων για την απόδοση στοιχείων μέτρησης στους προμηθευτές αποτελεί μέρος των υποδομών που θα χρησιμοποιηθούν. Παρά το γεγονός ότι η εφαρμογή των πλήρως προβλεπόμενων υποδομών θα διευκολύνει τη βέλτιστη λειτουργία των απομονωμένων δικτύων ηλεκτρικής ενέργειας, η πλήρης υλοποίηση των σχετικών επενδύσεων δεν αποτελεί αναγκαία προϋπόθεση για το άνοιγμα της αγοράς.
(74)
Το γεγονός ότι μπορεί να υφίσταται μεγάλη διαφορά στις τιμές του μέσου ετήσιου μεταβλητού κόστους παραγωγής ανά ΜΔΝ δεν είναι ουσιώδους σημασίας. Πράγματι, ακόμη και αν τεκμηριωθεί, η εν λόγω διαφορά αφορά το κόστος παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας εντός των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ. Ο καθορισμός του ποσού αυτού απαιτείται ήδη για τη διαχείριση των ΥΚΩ ΜΔΝ, σύμφωνα με τις νομικές απαιτήσεις, και, επιπλέον, δεν επηρεάζεται με οποιονδήποτε τρόπο από το πλήθος των προμηθευτών που έχουν λάβει άδεια να εφοδιάζουν πελάτες ΜΔΝ. Επιπλέον, δεδομένου ότι η διαχείριση των ΥΚΩ ΜΔΝ βασίζεται ήδη σε ένα σύστημα σε μηνιαία βάση για κάθε απομονωμένο δίκτυο χωριστά, είναι δύσκολο να φανταστεί κάποιος ότι οι μεγάλες διαφορές σε ετήσια βάση ανά ΜΔΝ μπορούν να οδηγήσουν σε ουσιαστικά προβλήματα.
(75)
Από τα ανωτέρω συνάγεται ότι το πλήθος των προμηθευτών που έχουν αδειοδοτηθεί να εφοδιάζουν πελάτες ΜΔΝ δεν είναι άρρηκτα συνδεδεμένο με την τεχνική και οικονομική λειτουργία των απομονωμένων δικτύων ούτε με τη λειτουργία των ΥΚΩ ΜΔΝ σύμφωνα με τις σχετικές νομικές απαιτήσεις.
(76)
Επιπλέον, ας σημειωθεί ότι το άνοιγμα της αγοράς συνεπάγεται οφέλη που υπερισχύουν του κόστους, εάν υπάρχει, του ανοίγματος της αγοράς. Όπως επισημαίνει η ΡΑΕ, εναλλακτικοί προμηθευτές ΜΔΝ θα μπορούσαν να παρέχουν πρόσθετα σημαντικά οφέλη στους πελάτες ΜΔΝ, συνδυάζοντας την παροχή άλλων υπηρεσιών με εκείνη του εφοδιασμού ηλεκτρικής ενέργειας.
(77)
Κατά συνέπεια, το αίτημα για παρέκκλιση, σε μόνιμη βάση, από το άρθρο 33 δεν θα πρέπει να ικανοποιηθεί.
4.4.2.2. Περιορισμός διάρκειας για ένα απομονωμένο δίκτυο από το άρθρο 33 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ
(78)
Ενόψει των ανωτέρω, πρέπει να αναγνωρισθεί ότι το άνοιγμα της αγοράς απαιτεί πρακτικές ρυθμίσεις προκειμένου τα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ να λειτουργούν σε πλήρη συμμόρφωση με τον Κώδικα ΜΔΝ. Πρακτικά προβλήματα που σχετίζονται με το άνοιγμα της αγοράς μπορεί να περιλαμβάνουν είτε τη μη διαθεσιμότητα των μητρώων που απαιτούνται για την απόδοση των μετρητών και των δεδομένων μέτρησης στους προμηθευτές είτε το γεγονός ότι η βέλτιστη διαμόρφωση των υποδομών δεν έχει εφαρμοστεί ακόμη. Σε αυτή τη βάση, μπορεί να προβλεφθεί η χορήγηση παρέκκλισης από το άρθρο 33 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ για περιορισμένο χρονικό διάστημα.
(79)
Στο πλαίσιο της αξιολόγησης της διάρκειας της εν λόγω παρέκκλισης από το κεφάλαιο VIII, οι ακόλουθες δύο παράμετροι είναι σημαντικές:
α)
όπως επισημάνθηκε ήδη, το σημαντικότερο στοιχείο που απαιτείται για το άνοιγμα της αγοράς στα ΜΔΝ είναι η διαθεσιμότητα ενός μητρώου ΜΔΝ που θα επιτρέπει την απόδοση των δεδομένων μέτρησης σε έναν δεδομένο προμηθευτή. Το άρθρο 327 παράγραφος 4 του Κώδικα ΜΔΝ ορίζει ότι το μητρώο που απαιτείται για αυτό τον σκοπό οριστικοποιείται το αργότερο 2 έτη κατόπιν της θέσης σε ισχύ του Κώδικα ΜΔΝ. Η διαθεσιμότητα του μητρώου αποτελεί αναγκαία προϋπόθεση για το άνοιγμα της αγοράς από πρακτικής άποψης·
β)
η πλήρης ολοκλήρωση του επενδυτικού προγράμματος για τις υποδομές που πρόκειται να εγκατασταθούν στα ΜΔΝ θα διευκόλυνε σαφώς την πρακτική λειτουργία του ανοίγματος της αγοράς στα ΜΔΝ. Ωστόσο, δεν αποτελεί αναγκαία απαίτηση. Το άρθρο 237 παράγραφος 7 του Κώδικα ΜΔΝ ορίζει μια προθεσμία μέχρι την οποία όλα τα τρέχοντα ΜΔΝ υποτίθεται ότι θα πρέπει να εξοπλιστούν με τις πρόσθετες υποδομές που πρόκειται να εγκατασταθούν στα ΜΔΝ, το αργότερο 5 έτη κατόπιν της θέσης σε ισχύ του Κώδικα ΜΔΝ.
(80)
Κατά συνέπεια, θα πρέπει να χορηγηθεί παρέκκλιση από το άνοιγμα της αγοράς για τουλάχιστον 2 έτη κατόπιν της θέσης σε ισχύ του Κώδικα ΜΔΝ, ήτοι έως τη 17η Φεβρουαρίου 2016, προκειμένου να συσταθούν τα μητρώα, που αποτελούν αναγκαία απαίτηση για το άνοιγμα της αγοράς. Δεδομένου ότι οι πλήρεις υποδομές πρέπει να εγκατασταθούν το αργότερο 5 έτη κατόπιν της θέσης σε ισχύ του Κώδικα ΜΔΝ, η ισχύς της παρέκκλισης θα πρέπει σε κάθε περίπτωση να περιοριστεί σε 5 έτη κατόπιν της θέσης σε ισχύ του Κώδικα ΜΔΝ, ήτοι έως τη 17η Φεβρουαρίου 2019 για οποιοδήποτε από τα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ. Ωστόσο, δεδομένου ότι η παρέκκλιση μπορεί να δικαιολογηθεί μόνο σε περίπτωση που εξακολουθούν να υφίστανται ουσιώδη και ουσιαστικά προβλήματα για το άνοιγμα της αγοράς, τα οποία ανάγονται απευθείας στη μη ολοκλήρωση του προγράμματος επενδύσεων σε υποδομές στα ΜΔΝ, θα πρέπει να επαληθεύεται τακτικά κατά πόσον τα εν λόγω προβλήματα εξακολουθούν να υφίστανται σε ένα δεδομένο απομονωμένο δίκτυο ΜΔΝ. Η εν λόγω επαλήθευση θα πρέπει να χρησιμεύει ως σημείο αναφοράς ενός επενδυτικού σχεδίου από τη ΔΕΔΔΗΕ, εγκεκριμένου από τις αρμόδιες ελληνικές αρχές, για την εγκατάσταση των απαιτούμενων υποδομών στα ΜΔΝ. Το σχέδιο αυτό θα πρέπει επομένως να οριστικοποιηθεί και να εγκριθεί έως τη 17η Φεβρουαρίου 2015.
(81)
Για την αποφυγή της αδικαιολόγητης καθυστέρησης του ανοίγματος της αγοράς, το σχέδιο επενδύσεων σε υποδομές της ΔΕΔΔΗΕ θα πρέπει να εγκριθεί από τη ΡΑΕ και να δίνει προτεραιότητα στα απομονωμένα δίκτυα της Κρήτης και της Ρόδου, καθώς τα νησιά αυτά είναι τα πιο πυκνοκατοικημένα ΜΔΝ.
(82)
Από τις 17 Φεβρουαρίου 2016, και κατόπιν σε ετήσια βάση έως τις 17 Φεβρουαρίου 2019, η ΔΕΔΔΗΕ θα πρέπει να καταρτίζει έκθεση, την οποία θα πρέπει να εγκρίνει η ΡΑΕ και η οποία θα αναφέρει τους λόγους για τους οποίους το άνοιγμα της αγοράς δεν έχει πραγματοποιηθεί σε ένα δεδομένο απομονωμένο δίκτυο ΜΔΝ. Η εν λόγω έκθεση θα πρέπει να δημοσιεύεται και να κοινοποιείται στην Επιτροπή.
4.4.3. Η παρέκκλιση από τις διατάξεις του κεφαλαίου VIII δεν καλύπτει το άρθρο 34
(83)
Η αίτηση αφορά την παρέκκλιση από το κεφάλαιο VIII της οδηγίας 2009/72/ΕΚ και, ως εκ τούτου, μπορεί να θεωρηθεί ότι περιλαμβάνει αίτημα για παρέκκλιση από το άρθρο 34 σχετικά με τις απευθείας γραμμές, κατά την έννοια του άρθρου 2 παράγραφος 15 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
(84)
Η αίτηση δεν προσδιορίζει εάν η αιτούμενη παρέκκλιση καλύπτει επίσης το άρθρο 34 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
(85)
Συνεπώς, ακόμη και αν με την αίτηση ζητείται παρέκκλιση από το άρθρο 34 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, η εν λόγω παρέκκλιση δεν θα πρέπει να χορηγηθεί καθώς δεν προσδιορίζονται οι λόγοι που την αιτιολογούν.
4.4.4. Διασυνδέσεις - αίτηση παρέκκλισης από τα κεφάλαια III και VIII
(86)
Η παρούσα παρέκκλιση αφορά απομονωμένα μικροδίκτυα τα οποία χαρακτηρίζονται ακριβώς από το γεγονός ότι δεν διασυνδέονται ή, στην περίπτωση μικρών απομονωμένων δικτύων, διασυνδέονται μόνο σε πολύ περιορισμένο βαθμό με άλλα δίκτυα ηλεκτρικής ενέργειας.
(87)
Ωστόσο:
α)
σύμφωνα με το πρόσφατα εγκριθέν Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΜΗΕ, της ΑΔΜΗΕ ΑΕ, ήτοι του Ανεξάρτητου Διαχειριστή Μεταφοράς Ηλεκτρικής Ενέργειας («ΑΔΜΗΕ»), η διασύνδεση των νησιών των Κυκλάδων αναμένεται να ολοκληρωθεί έως το 2018 σε τρεις φάσεις, ενώ ορισμένα νησιά των Κυκλάδων αναμένεται να διασυνδεθούν με το ελληνικό διασυνδεδεμένο δίκτυο πολύ πριν από αυτή την ημερομηνία·
β)
επιπλέον, η διασύνδεση της Κρήτης αναμένεται να ολοκληρωθεί έως το 2020. Τα σχετικά τμήματα του έργου για τα πρώτα τρία έτη έχουν συμπεριληφθεί στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης της ΑΔΜΗΕ, το οποίο εγκρίθηκε το 2013. Το οριστικό πρόγραμμα πρέπει να συμπεριληφθεί στο Δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης που θα εγκριθεί το 2014.
(88)
Πρέπει να προβλέπεται σαφώς ότι η παρούσα παρέκκλιση για ένα δεδομένο απομονωμένο δίκτυο παύει αυτόματα μόλις η διασύνδεση μεταξύ ενός δεδομένου απομονωμένου δικτύου και του ελληνικού διασυνδεδεμένου δικτύου καταστεί πλήρως λειτουργική.
(89)
Η ΔΕΔΔΗΕ ανήκει 100 % στη ΔΕΗ, παρόλο που δεν δεσμεύεται από αυτή από νομική και λειτουργική άποψη. Σε αντίθεση με έναν διαχειριστή δικτύου διανομής κατά την έννοια της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, η ΔΕΔΔΗΕ έχει επίσης εκτεταμένα καθήκοντα στο πλαίσιο της λειτουργίας των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ και της λειτουργίας παραγωγής στα ΜΔΝ, περιλαμβανομένης της δυναμικότητας συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής που ανήκει στη ΔΕΗ και, επομένως, της οικονομικής αποζημίωσής της. Όπως αναφέρθηκε ανωτέρω, η διασύνδεση επηρεάζει την οικονομική βιωσιμότητα των συμβατικών σταθμών ηλεκτροπαραγωγής που είναι εγκατεστημένοι επί του παρόντος εντός των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ.
(90)
Παρεκκλίσεις θα πρέπει να χορηγηθούν μόνο εάν είναι αναλογικές και δεν εκτείνονται πέραν του απολύτως αναγκαίου. Επομένως, είναι αναγκαίο να παρασχεθούν σαφή κίνητρα και διαφάνεια όσον αφορά τις αποφάσεις για τη διασύνδεση των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ.
(91)
Σύμφωνα με το άρθρο 108 του Ν. 4001/2011:
«Η ΑΔΜΗΕ ΑΕ καταθέτει έως την 31η Μαρτίου εκάστου έτους στη ΡΑΕ […] δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΜΗΕ […] Συγκεκριμένα, το δεκαετές Πρόγραμμα Ανάπτυξης του ΕΣΜΗΕ: […] (γ) παρέχει τεχνοοικονομική ανάλυση σκοπιμότητας για τα σημαντικά έργα μεταφοράς […], ιδίως αυτά που αφορούν […] διασυνδέσεις νήσων με το Σύστημα Μεταφοράς, συμπεριλαμβανομένων χρονοδιαγράμματος υλοποίησης, εκτιμώμενων χρηματικών ροών αναγκών χρηματοδότησης των επενδυτικών σχεδίων των υπόψη έργων»
.
(92)
Προκειμένου να διασφαλιστεί ότι υφίστανται σαφή κίνητρα και διαφάνεια όσον αφορά τις αποφάσεις για τη διασύνδεση των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ, οι ελληνικές αρχές θα πρέπει να διασφαλίσουν ότι:
α)
κατά τη χορήγηση αδειών ή την υποβολή προσφορών για υπάρχουσα ή νέα δυναμικότητα για ένα δεδομένο απομονωμένο δίκτυο ΜΔΝ, η ΑΔΜΗΕ, η ΔΕΔΔΗΕ και η ΡΑΕ εξετάζουν συστηματικά την εναλλακτική λύση της διασύνδεσης του απομονωμένου δικτύου μέρος του οποίου αποτελεί το δεδομένο ΜΔΝ. Δεν θα πρέπει να χορηγείται άδεια για υπάρχουσα ή νέα δυναμικότητα εάν η κατασκευή διασύνδεσης είναι οικονομικά αποδοτικότερη. Το κόστος θα πρέπει να περιλαμβάνει όλα τα έξοδα για την παροχή ηλεκτρικής ενέργειας στους τελικούς πελάτες εντός του απομονωμένου δικτύου, περιλαμβανομένης της αποζημίωσης για ΥΚΩ ΜΔΝ·
β)
η μελέτη σκοπιμότητας για σημαντικά έργα μεταφοράς από την ΑΔΜΗΕ, όπως προβλέπεται στο άρθρο 108 του Ν. 4001/2011, εξετάζει μόνο το κόστος της αποτελεσματικής επένδυσης και εκμετάλλευσης της διασύνδεσης. Ειδικότερα, δεν θα πρέπει να λαμβάνει υπόψη τις απώλειες εσόδων ή την υποτίμηση της αξίας των πάγιων στοιχείων συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής που είναι ήδη εγκατεστημένα στα ΜΔΝ·
γ)
η ΡΑΕ δημοσιεύει, σε συνδυασμό με το δεκαετές επενδυτικό σχέδιο της ΑΔΜΗΕ, όπως προβλέπεται στο άρθρο 108 του Ν. 4001/2011, το συνολικό κόστος, περιλαμβανομένης της αποζημίωσης για ΥΚΩ ΜΔΝ, του εφοδιασμού των πελατών με ηλεκτρική ενέργεια σε καθένα από τα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ. Εκτός και αν η δημιουργία διασύνδεσης περιλαμβάνεται στο δεκαετές επενδυτικό σχέδιο της ΑΔΜΗΕ, όπως προβλέπεται στο άρθρο 108 του Ν. 4001/2011 και εγκρίνεται από τη ΡΑΕ, η ΡΑΕ, με δική της πρωτοβουλία ή κατόπιν απλού αιτήματος τρίτου, θα διοργανώσει διαδικασία πρόσκλησης προς υποβολή προσφορών, όπως προβλέπεται στο άρθρο 22 παράγραφος 7 στοιχείο β) της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, για τη δημιουργία διασύνδεσης που συνδέει ένα ή περισσότερα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ. Μια διασύνδεση θα πρέπει να δημιουργηθεί εάν η κατασκευή της μειώνει το συνολικό κόστος, περιλαμβανομένης της αποζημίωσης για ΥΚΩ ΜΔΝ, του εφοδιασμού ηλεκτρικής ενέργειας σε πελάτες εγκατεστημένους στα ΜΔΝ·
δ)
η ΡΑΕ ορίζει σαφή προθεσμία για την ολοκλήρωση της δημιουργίας διασύνδεσης. Σε περίπτωση που η διασύνδεση δεν δημιουργηθεί καθόλου ή δεν δημιουργηθεί εντός της προθεσμίας που έχει ορίσει η ΡΑΕ, θα πρέπει να ζητηθεί αποζημίωση για τη μη υλοποιηθείσα εξοικονόμηση κόστους.
4.5. ΔΙΑΡΚΕΙΑ
(93)
Απαιτείται η επανεξέταση των γεγονότων στα οποία βασίζεται η παρούσα παρέκκλιση, ιδίως κατόπιν της αναμενόμενης ολοκλήρωσης των προγραμμάτων για τη διασύνδεση συγκεκριμένων απομονωμένων δικτύων και κατόπιν λήξης των προθεσμιών για την εγκατάσταση των υποδομών, όπως προβλέπεται στο άρθρο 237 του Κώδικα ΜΔΝ.
(94)
Συνεπώς, οποιαδήποτε παρέκκλιση είναι έγκυρη έως την 1η Ιανουαρίου 2021.
4.6. ΑΝΑΔΡΟΜΙΚΗ ΙΣΧΥΣ
(95)
Όπως αναφέρθηκε ανωτέρω, η αίτηση της 17ης Ιανουαρίου 2012 ανανέωσε την αρχική αίτηση που υποβλήθηκε το 2003.
(96)
Το άρθρο 26 παράγραφος 1 της οδηγίας 2003/54/ΕΚ, που καταργήθηκε από την οδηγία 2009/72/ΕΚ, περιείχε επίσης διατάξεις που επέτρεπαν στα κράτη μέλη να υποβάλουν αίτηση για παρεκκλίσεις από συγκεκριμένες διατάξεις της εν λόγω οδηγίας σε περίπτωση ουσιαστικών προβλημάτων στην εκμετάλλευση μικρών απομονωμένων δικτύων και απομονωμένων μικροδικτύων. Σύμφωνα με το άρθρο 48 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, οι παραπομπές στο καταργηθέν άρθρο 26 παράγραφος 1 της οδηγίας 2003/54/ΕΚ νοούνται ως παραπομπές στο άρθρο 44 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
(97)
Οι ορισμοί για το μικρό απομονωμένο δίκτυο και το απομονωμένο μικροδίκτυο που αναφέρονται στο άρθρο 2 παράγραφοι 26 και 27 της οδηγίας 2003/54/ΕΚ είναι πανομοιότυποι με εκείνους που αναφέρονται στο άρθρο 2 παράγραφοι 26 και 27 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
(98)
Αμφότεροι οι ορισμοί αυτοί αναφέρονται στη ζήτηση για ηλεκτρική ενέργεια σε απομονωμένα δίκτυα το 1996, η οποία δεν μεταβλήθηκε. Επιπλέον, η Κρήτη δεν ήταν διασυνδεδεμένη με το ελληνικό διασυνδεδεμένο δίκτυο ούτε το 2003 ούτε το 2012, αλλά ούτε κατά τον χρόνο θέσης σε ισχύ της παρούσας απόφασης παρέκκλισης
(99)
Κατά συνέπεια, όλα τα απομονωμένα μικροδίκτυα και τα μικρά απομονωμένα δίκτυα ηλεκτρικής ενέργειας που χαρακτηρίζονται ως απομονωμένο μικροδίκτυο ή μικρό απομονωμένο δίκτυο στην αίτηση πληρούσαν τις προϋποθέσεις για τον εν λόγω χαρακτηρισμό κατά τη στιγμή της υποβολής της αρχικής αίτησης και της θέσης σε ισχύ της παρούσας απόφασης παρέκκλισης.
(100)
Συνεπώς, δεν έχουν συντελεστεί νομικές ή πραγματικές μεταβολές όσον αφορά τα μικρά απομονωμένα δίκτυα και τα απομονωμένα μικροδίκτυα, οι οποίες να δικαιολογούν την παρέκκλιση δυνάμει της οδηγίας 2003/54/ΕΚ και της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
(101)
Το άρθρο 26 παράγραφος 1 της οδηγίας 2003/54/ΕΚ επέτρεπε τη χορήγηση παρέκκλισης από το κεφάλαιο III αυτής, το οποίο περιέχει διατάξεις παρόμοιες με εκείνες του κεφαλαίου III της οδηγίας 2009/72/ΕΚ σχετικά με τις διαδικασίες χορήγησης αδειών για νέα δυναμικότητα και την υποβολή προσφορών για νέα δυναμικότητα.
(102)
Το άρθρο 26 παράγραφος 1 της οδηγίας 2003/54/ΕΚ επέτρεπε τη χορήγηση παρέκκλισης από το κεφάλαιο VII αυτής, το οποίο περιέχει διατάξεις παρόμοιες με εκείνες του κεφαλαίου VIII της οδηγίας 2009/72/ΕΚ σχετικά με την πρόσβαση τρίτων, το άνοιγμα της αγοράς και τις απευθείας γραμμές.
(103)
Εάν η Επιτροπή είχε χορηγήσει παρέκκλιση ανταποκρινόμενη στην αρχική αίτηση, θα το είχε πράξει υπό τους ίδιους όρους που ισχύουν για την παρούσα παρέκκλιση δυνάμει της οδηγίας 2009/72/ΕΚ.
(104)
Επιπλέον, δεν έχει συντελεστεί κάποια μεταβολή στις πραγματικές περιστάσεις από το 2003 και μετά. Πράγματι, η γεωγραφική κατάσταση των ΜΔΝ, οι οικονομικοί παράγοντες που διέπουν την εκμετάλλευση των δικτύων ηλεκτρικής ενέργειας εντός των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ και η φύση των ουσιαστικών προβλημάτων που υφίστανται όσον αφορά την εκμετάλλευση συμβατικών σταθμών ηλεκτροπαραγωγής εντός των απομονωμένων δικτύων ΜΔΝ δεν έχουν μεταβληθεί ουσιαστικά από το 2003 και μετά.
(105)
Η αρχική αίτηση εκκρεμεί από το 2003. Η μη ανάληψη δράσης από την Επιτροπή δεν θα πρέπει να αποβαίνει εις βάρος της Ελληνικής Δημοκρατίας. Η Ελληνική Δημοκρατία έχει συμμορφωθεί με τις υποχρεώσεις της δυνάμει του άρθρου 26 παράγραφος 1 της οδηγίας 2003/54/ΕΚ και του άρθρου 44 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ και υπέβαλε δεόντως αιτιολογημένο αίτημα για παρέκκλιση δυνάμει των εν λόγω άρθρων για τα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ.
(106)
Ως εκ τούτου, κρίνεται σκόπιμη η θέση σε ισχύ της παρούσας απόφασης παρέκκλισης από την ημερομηνία κοινοποίησης της αρχικής αίτησης, ήτοι από την 5η Δεκεμβρίου 2003,
ΕΞΕΔΩΣΕ ΤΗΝ ΠΑΡΟΥΣΑ ΑΠΟΦΑΣΗ:
Άρθρο 1
Η παρούσα απόφαση ισχύει για τα μικρά απομονωμένα δίκτυα και τα απομονωμένα μικροδίκτυα, όπως προσδιορίζονται στον πίνακα.
Για τους σκοπούς της παρούσας απόφασης, η Κρήτη νοείται ως μικρό απομονωμένο δίκτυο, ενώ όλα τα λοιπά απομονωμένα δίκτυα νοούνται ως απομονωμένα μικροδίκτυα.
Άρθρο 2
1. Χορηγείται παρέκκλιση από τις διατάξεις του άρθρου 33 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ για τα μικρά απομονωμένα δίκτυα και τα απομονωμένα μικροδίκτυα.
2. Η παρούσα παρέκκλιση ισχύει έως τις 17 Φεβρουαρίου 2016 ή έως την πλήρη εγκατάσταση των υποδομών, όπως προβλέπεται στο άρθρο 237 παράγραφος 7 του Κώδικα ΜΔΝ, όποιο συμβεί τελευταίο. Σε κάθε περίπτωση, η παρούσα παρέκκλιση παύει να ισχύει στις 17 Φεβρουαρίου 2019.
3. Οι ελληνικές αρχές οφείλουν να καταρτίσουν σχέδιο, έως τις 17 Φεβρουαρίου 2015, για τις επενδύσεις σε υποδομές, όπως προβλέπεται στο άρθρο 237 παράγραφος 7 του Κώδικα ΜΔΝ, το οποίο θα προσδιορίζει, χωριστά για κάθε απομονωμένο δίκτυο ΜΔΝ, την προθεσμία πλήρους εγκατάστασης των υποδομών. Το σχέδιο αυτό οφείλει να δίνει προτεραιότητα στην Κρήτη και τη Ρόδο.
4. Από τις 17 Φεβρουαρίου 2016, και κατόπιν σε ετήσια βάση έως τις 17 Φεβρουαρίου 2019, οι ελληνικές αρχές οφείλουν να καταρτίζουν έκθεση στην οποία θα προσδιορίζονται, για κάθε απομονωμένο δίκτυο ΜΔΝ: α) κατά πόσον έχει συντελεστεί άνοιγμα της αγοράς· β) η κατάσταση των επενδύσεων σε υποδομές σε σχέση με το αντίστοιχο σχέδιο· γ) τα ουσιώδη και ουσιαστικά προβλήματα που εξακολουθούν να υφίστανται για το άνοιγμα της αγοράς· και δ) κατά πόσον τα προβλήματα αυτά μπορούν να αποδοθούν άμεσα στη μη ολοκλήρωση των επενδύσεων σε υποδομές, όπως προβλέπεται στο άρθρο 237 παράγραφος 7 του Κώδικα ΜΔΝ.
Άρθρο 3
1. Χορηγείται παρέκκλιση από τις διατάξεις του άρθρου 7 παράγραφος 1 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, σύμφωνα με τις οποίες άδειες για την ανακαίνιση, την αναβάθμιση και την επέκταση υπάρχουσας συμβατικής δυναμικότητας εντός απομονωμένων μικροδικτύων μπορούν να χορηγούνται απευθείας στη ΔΕΗ.
2. Για τους σκοπούς της παρούσας παρέκκλισης:
α)
η υπάρχουσα δυναμικότητα συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής περιλαμβάνει έργα για την ανακαίνιση, την αναβάθμιση και την επέκταση μονάδων συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής για τις οποίες υφίσταται έγκυρη άδεια εκδοθείσα από τη ΡΑΕ κατά την ημερομηνία κοινοποίησης της παρούσας απόφασης·
β)
η πλήρης αποξήλωση των κύριων μονάδων ηλεκτροπαραγωγής σε έναν υπάρχοντα τόπο και η αντικατάστασή τους από νέα εγκατάσταση παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας δεν συνιστά υπάρχουσα δυναμικότητα, αλλά κατασκευή νέων μονάδων·
γ)
η τοποθέτηση προσωρινών μονάδων συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής εντός της περιμέτρου υπάρχουσας δυναμικότητας συνιστά επέκταση υπάρχουσας δυναμικότητας.
3. Με τη λήξη της άδειας που χορηγείται σύμφωνα με το πρώτο εδάφιο, η εν λόγω άδεια μπορεί να παραταθεί, κατά την αποκλειστική διακριτική ευχέρεια της ΡΑΕ, υπό την προϋπόθεση ότι οι καθυστερήσεις οφείλονται σε λόγους εξ ολοκλήρου πέραν του ελέγχου της ΔΕΗ.
4. Η παρούσα παρέκκλιση παύει να ισχύει για άδειες χορηγούμενες σύμφωνα με την παράγραφο 1 οι οποίες έχουν λήξει ή ακυρωθεί.
5. Όλες οι λοιπές διατάξεις του άρθρου 7 της οδηγίας 2009/72/ΕΚ παραμένουν σε πλήρη ισχύ.
6. Η παρούσα παρέκκλιση ισχύει έως την 1η Ιανουαρίου 2021.
Άρθρο 4
1. Οι παρεκκλίσεις που προβλέπονται στην παρούσα απόφαση παύουν να ισχύουν για μικρά απομονωμένα δίκτυα και απομονωμένα μικροδίκτυα από τη στιγμή της διασύνδεσής τους με το διασυνδεδεμένο δίκτυο.
2. Οι ελληνικές αρχές:
α)
κατά τη χορήγηση αδειών ή την υποβολή προσφορών για νέα δυναμικότητα εντός ενός δεδομένου απομονωμένου δικτύου ΜΔΝ, εξετάζουν συστηματικά την εναλλακτική λύση της διασύνδεσης του απομονωμένου δικτύου μέρος του οποίου αποτελεί το δεδομένο ΜΔΝ. Δεν χορηγείται άδεια για νέα δυναμικότητα εάν η δημιουργία διασύνδεσης είναι οικονομικά αποδοτικότερη. Το κόστος περιλαμβάνει όλα τα έξοδα για την παροχή ηλεκτρικής ενέργειας στους τελικούς πελάτες εντός του απομονωμένου δικτύου, περιλαμβανομένης της αποζημίωσης για ΥΚΩ ΜΔΝ·
β)
διασφαλίζουν ότι η μελέτη σκοπιμότητας για σημαντικά έργα μεταφοράς από την ΑΔΜΗΕ, όπως προβλέπεται στο άρθρο 108 του Ν. 4001/2011, εξετάζει μόνο το κόστος της αποτελεσματικής επένδυσης και εκμετάλλευσης της προβλεπόμενης διασύνδεσης. Δεν λαμβάνει υπόψη τις απώλειες εσόδων ή την υποτίμηση της αξίας των πάγιων στοιχείων συμβατικής ηλεκτροπαραγωγής που είναι ήδη εγκατεστημένα στα ΜΔΝ·
γ)
δημοσιεύουν, σε συνδυασμό με το δεκαετές επενδυτικό σχέδιο της ΑΔΜΗΕ, όπως προβλέπεται στο άρθρο 108 του Ν. 4001/2011, το συνολικό κόστος, περιλαμβανομένης της αποζημίωσης για ΥΚΩ ΜΔΝ, του εφοδιασμού των πελατών με ηλεκτρική ενέργεια σε έκαστο από τα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ. Εκτός και αν η κατασκευή διασύνδεσης περιλαμβάνεται στο δεκαετές επενδυτικό σχέδιο της ΑΔΜΗΕ, όπως προβλέπεται στο άρθρο 108 του Ν. 4001/2011 και εγκρίνεται από τη ΡΑΕ, οι ελληνικές αρχές, με δική τους πρωτοβουλία ή κατόπιν απλού αιτήματος τρίτου, διοργανώνουν διαδικασία πρόσκλησης υποβολής προσφορών, όπως προβλέπεται στο άρθρο 22 παράγραφος 7 στοιχείο β) της οδηγίας 2009/72/ΕΚ, για την κατασκευή διασύνδεσης που συνδέει ένα ή περισσότερα απομονωμένα δίκτυα ΜΔΝ. Μια διασύνδεση δημιουργείται εάν η κατασκευή της μειώνει το συνολικό κόστος, περιλαμβανομένης της αποζημίωσης για ΥΚΩ ΜΔΝ, της παροχής ηλεκτρικής ενέργειας σε πελάτες εγκατεστημένους στα ΜΔΝ·
δ)
ορίζουν σαφή προθεσμία για την ολοκλήρωση της κατασκευής διασύνδεσης. Σε περίπτωση μη κατασκευής της διασύνδεσης ή σε περίπτωση αδυναμίας δημιουργίας της εντός του ορισμένου χρονικού πλαισίου, οι ελληνικές αρχές ζητούν αποζημίωση για τη μη υλοποιηθείσα εξοικονόμηση κόστους.
Άρθρο 5
Η παρούσα απόφαση εφαρμόζεται από τις 5 Δεκεμβρίου 2003.
Άρθρο 6
Η παρούσα απόφαση απευθύνεται στην Ελληνική Δημοκρατία.
Βρυξέλλες, 14 Αυγούστου 2014.