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.
DECYZJA KOMISJI
z dnia 14 sierpnia 2014 r.
w sprawie przyznania Republice Greckiej odstępstwa od niektórych przepisów dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE
(notyfikowana jako dokument nr C(2014) 5902)
(2014/536/UE)
KOMISJA EUROPEJSKA,
uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,
uwzględniając dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającą dyrektywę 2003/54/WE (1), w szczególności jej art. 44 ust. 1 i art. 48,
uwzględniając wnioski Republiki Greckiej z dnia 17 stycznia 2012 r. i 5 grudnia 2003 r.,
po poinformowaniu państw członkowskich o tym wniosku,
a także mając na uwadze, co następuje:
1. PROCEDURA
(1)
W dniu 17 stycznia 2012 r. greckie Ministerstwo Środowiska, Energii i Zmiany Klimatu („YPEKA”) przedłożyło Komisji wniosek („wniosek”) na podstawie art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE o odstępstwo od przepisów rozdziałów III i VIII dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do niektórych wysp greckich, które nie są połączone z systemem elektroenergetycznym Grecji kontynentalnej („wyspy niepołączone”).
(2)
W dniu 12 września 2012 r. Komisja zwróciła się do greckiego Urzędu Regulacji Energetyki („URE”) o skomentowanie wniosku. URE odpowiedział na to pismo w dniu 16 listopada 2012 r. („opinia URE”).
(3)
URE przedłożył dalsze pisma w celu uzasadnienia wniosku w dniach 17 grudnia 2013 r., 23 grudnia 2013 r., 4 lutego 2014 r., 28 lutego 2014 r. i 17 marca 2014 r.
(4)
W dniu 14 marca 2014 r. (addendum przesłane w dniu 20 marca 2014 r.) Komisja poinformowała państwa członkowskie o wniosku zgodnie z art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE i zwróciła się o przedstawienie ewentualnych uwag do dnia 25 marca 2014 r. Nie nadesłano żadnych uwag.
(5)
YPEKA ponowiło swym wnioskiem wniosek przedstawiony przez Ministerstwo Rozwoju w dniu 5 grudnia 2003 r. zgodnie z art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (2) („pierwotny wniosek”) o odstępstwo od niektórych przepisów dyrektywy 2003/54/WE. Chociaż poczyniono wstępne kroki w celu przeanalizowania pierwotnego wniosku o odstępstwo na podstawie art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE, nie przyznano odstępstwa ani nie odrzucono wniosku.
2. WNIOSEK PRZEDŁOŻONY PRZEZ YPEKA
2.1. ZAKRES WNIOSKOWANEGO ODSTĘPSTWA
(6)
We wniosku zwrócono się o odstępstwo od przepisów rozdziałów III i VIII dyrektywy 2009/72/WE.
(7)
Rozdział III dyrektywy 2009/72/WE dotyczy procedury udzielania zezwoleń i przetargów na nowe zdolności. Rozdział VIII dotyczy dostępu stron trzecich, otwarcia rynku i linii bezpośrednich.
2.2. OBECNA ORGANIZACJA SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO NA WYSPACH NIEPOŁĄCZONYCH
(8)
Greckie rynki energii reguluje przede wszystkim grecka ustawa 4001/2011, która stanowi transpozycję dyrektywy 2009/72/WE. Ustawa 4001/2011 weszła w życie w dniu 22 sierpnia 2011 r.
(9)
DEDDIE SA („DEDDIE”) to grecki operator systemów dystrybucyjnych, który w 100 % stanowi własność Dimosia Epicheirisi Ilektrismou (Publiczne Przedsiębiorstwo Elektroenergetyczne, „DEI”), zasiedziałego greckiego producenta i dostawcy energii elektrycznej, ale jest od niego prawnie i funkcjonalnie oddzielony. Aktywa sieci obsługiwane przez DEDDIE należą do DEI.
(10)
Zgodnie z art. 127 ustawy 4001/2011 DEDDIE jest odpowiedzialny za rozwijanie, eksploatację i utrzymanie greckiego systemu dystrybucji energii elektrycznej, którego częścią jest system dystrybucji energii elektrycznej na wyspach niepołączonych.
(11)
Ponadto operator DEDDIE jest odpowiedzialny za działanie systemów energii elektrycznej na wyspach niepołączonych. Do zadań w tym zakresie należy: (i) sporządzenie planów rozwoju wytwarzania energii w mikrosystemach wydzielonych, w tym programów połączenia ich z innymi wyspami niepołączonymi; (ii) zapewnienie niezbędnych lokalizacji na potrzeby instalacji nowych zdolności produkcyjnych, rozbudowy istniejących zdolności lub elementów dystrybucji oraz do rozszerzania greckiego systemu dystrybucji energii elektrycznej na wyspy niepołączone i mikrosystemy wydzielone; (iii) zawieranie z posiadaczami licencji umów regulujących dostawy energii elektrycznej do systemu i z systemu, świadczenie usług pomocniczych na rzecz systemów dystrybucji wysp niepołączonych oraz dokonywanie płatności na rzecz producentów energii elektrycznej, pobieranie opłat od odbiorców i dostawców za dostarczoną do nich energię elektryczną i zarządzanie innymi należnościami i zobowiązaniami na rachunkach specjalnych, takimi jak płatności związane z obowiązkiem świadczenia usług publicznych.
(12)
W art. 137 ust. 1 ustawy 4001/2011 określono, że wszystkich odbiorców energii elektrycznej klasyfikuje się jako uprawnionych odbiorców, z wyjątkiem odbiorców korzystających z mikrosieci wydzielonych podlegających art. 139 tej samej ustawy.
(13)
Zgodnie z art. 133 ust. 3 ustawy 4001/2011:
„Z wyjątkiem przypadków, w których energia elektryczna jest produkowana z zastosowaniem odnawialnych źródeł energii bądź wysokosprawnej kogeneracji lub elektrowni hybrydowych oraz w przypadku przemysłowych producentów energii, jeżeli przyznano odstępstwo zgodnie z przepisami art. 139, licencję na wytwarzanie przyznaje się tylko DEI zgodnie z określonymi przepisami dotyczącymi wydawania licencji. DEI jest odpowiedzialne za nieprzerwane dostawy do mikrosystemów wydzielonych, w odniesieniu do których otrzymuje licencję, oraz za zagwarantowanie długoterminowego działania systemów elektroenergetycznych na tych wyspach pod względem finansowym”
.
(14)
Zgodnie z art. 134 ustawy 4001/2011:
„Nie naruszając przepisów art. 139 niniejszej ustawy licencje na dostawy do mikrosieci wydzielonych przyznaje się wyłącznie DEI zgodnie z wymogami regulacji dotyczących wydawania licencji. DEI musi dostarczać energię elektryczną odbiorcom innym niż uprawnieni, jeśli złożono o to wniosek”
.
(15)
Zgodnie z art. 139 ustawy 4001/2011 odstępstwa od przepisów ustawy 4001/2011 mogą być przyznawane zgodnie z przepisami art. 44 dyrektywy 2009/72/WE.
(16)
Zgodnie z decyzją ministerialną nr PD5/EL/B/F IB/12924 przyjętą na podstawie art. 28 greckiej ustawy 3426/2005 dostarczanie energii elektrycznej przez producenta tej energii odbiorcom na wyspach niepołączonych stanowi obowiązek świadczenia usługi publicznej („OŚUP na rzecz wysp niepołączonych”) w ogólnym interesie gospodarczym. Zgodnie z zasadą spójności społecznej dostawcy energii elektrycznej na wyspach niepołączonych muszą dostarczać energię elektryczną po takich samych cenach, uzależnionych od kategorii odbiorców, co w greckim systemie wzajemnie połączonym.
(17)
Zgodnie z art. 52 greckiej ustawy 4001/2011 odbiorcom na wyspach niepołączonych przysługuje prawo do usług specjalnych zarówno pod względem ceny, jak i jakości i bezpieczeństwa dostaw oraz przejrzystości warunków zawieranych umów. Podmioty świadczące usługi w ramach OŚUP na rzecz wysp niepołączonych w zamian za świadczenie takich usług otrzymują rekompensatę finansową obliczaną na podstawie metody ustanowionej w decyzji URE nr 24/2014 (3). Metoda ta opiera się na różnicy między pełnymi kosztami produkcji na wyspach niepołączonych (zmiennymi i stałymi) a pełną ceną rynkową płaconą przez dostawców w systemie wzajemnie połączonym (systemowe koszty krańcowe plus wszelkie inne mechanizmy w greckim systemie wzajemnie połączonym). Rekompensata tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych jest obliczana w okresach miesięcznych w odniesieniu do niezależnych systemów poszczególnych wysp i podlega kontroli URE. Środki na rekompensatę tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych uzyskiwane są za pośrednictwem opłaty nałożonej na wszystkich odbiorców, w tym odbiorców na wyspach niepołączonych (4). Mechanizm OŚUP na rzecz wysp niepołączonych jest zarządzany przez LAGIE - greckiego państwowego operatora rynku. Decyzją ministerialną D5-EL/B/F1/oik.27547 z grudnia 2011 r. (5) na podstawie przepisów art. 55 ust. 3 ustawy 4001/2011 wprowadzono zasadę, że usługi w ramach OŚUP na rzecz wysp niepołączonych mają być świadczone przez wszystkich dostawców, zatem wszyscy dostawcy kwalifikują się do rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych.
(18)
Prawo wtórne bardziej szczegółowo reguluje dostarczanie i wytwarzanie energii elektrycznej na wyspach niepołączonych. W szczególności decyzją nr 39/2014 z dnia 28 stycznia 2014 r. URE przyjął kodeks zarządzania systemami elektroenergetycznymi na wyspach niepołączonych („kodeks dla wysp niepołączonych”), w którym uregulowano wiele kwestii dotyczących działania systemów wydzielonych na wyspach niepołączonych, w tym otwarcia rynku, rozliczeń na rynku i wytwarzania energii elektrycznej. Kodeks dla wysp niepołączonych wszedł w życie w dniu jego opublikowania, to jest 17 lutego 2014 r.
2.3. ISTOTNE PROBLEMY DOTYCZĄCE EKSPLOATACJI SYSTEMÓW WYDZIELONYCH
(19)
We wniosku zwrócono uwagę na następujące problemy w eksploatacji wydzielonych systemów elektroenergetycznych w Grecji:
a)
duże zróżnicowanie zapotrzebowania na energię elektryczną w mikrosystemach wydzielonych, pogłębione z uwagi na: (i) turystyczny aspekt rozwoju gospodarczego na wyspach; oraz (ii) zwiększenie wykorzystania odnawialnych źródeł energii („OZE”).
Czynniki te negatywnie wpływają zarówno na współczynnik obciążenia zdolności wytwarzania energii, konwencjonalnego i z energii cieplnej, jak i na możliwość odzyskania kosztów inwestycji w takie zdolności wytwórcze;
b)
duże zróżnicowanie warunków pogodowych na wyspach, które wpływa na zapotrzebowanie i powoduje awarie systemów wytwórczych, a w rezultacie konieczność zapewnienia znacznych rezerw.
(20)
We wniosku zwrócono uwagę na następujące problemy w zakresie rozwoju tradycyjnych metod wytarzania energii w małych wydzielonych systemach elektroenergetycznych w Grecji:
a)
trudności lub nawet brak możliwości znalezienia odpowiednich lokalizacji pod budowę konwencjonalnych elektrowni w mikrosystemach wydzielonych, głównie z powodu sprzeciwu opinii publicznej;
b)
niewielkie rozmiary wysp niepołączonych, które są przyczyną dużych zmian w długoterminowych planach rozwoju produkcji energii cieplnej z uwagi na nieprzewidywalne inwestycje odbiorców energii elektrycznej (takich jak duże kompleksy turystyczne lub zakłady rzemieślnicze), przez co niezbędne jest doraźne i elastyczne reagowanie na zapotrzebowanie na energię elektryczną;
c)
oczekuje się, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w systemach wydzielonych wysp niepołączonych będzie wzrastało o 2 % rocznie do 2017 r. Chociaż DEI przyznano zezwolenia na instalację dodatkowych wymaganych zdolności i ich instalacja została już zaplanowana (oczekuje się, że przyniesie to pokrycie zapotrzebowania wszystkich wysp niepołączonych, w tym zapewnienie niezbędnych rezerw, do 2017 r.), nie zawsze możliwe było dotrzymanie wyznaczonych terminów;
d)
niewielkie obciążenie, duże zróżnicowanie obciążeń oraz zwiększone wykorzystanie OZE w większości mikrosystemów wydzielonych ogranicza ilość możliwych do wykorzystania rozwiązań technologicznych w zakresie konwencjonalnego wytwarzania energii i powoduje konieczność ograniczenia się w wyborze do małych instalacji wytwórczych zasilanych olejem ciężkim o niskiej zawartości siarki lub olejem lekkim;
e)
procedury zamówień publicznych na nowe instalacje do produkcji energii elektrycznej są czasochłonne. Od wydania zezwolenia do oddania do użytku generatorów energii mija od dwóch i pół roku do trzech lat;
f)
opracowywanie planów budowy połączeń między greckim systemem wzajemnie połączonym a mikrosystemami wydzielonymi na wyspach niepołączonych powoduje, że zainteresowanie inwestowaniem w konwencjonalne zdolności wytwórcze na wyspach niepołączonych jest ograniczone. Terminy realizacji projektów stworzenia połączeń z Cykladami i Kretą zostały już ustalone.
(21)
W rezultacie regularnie konieczne jest sięganie po rozwiązania awaryjne, takie jak wynajem ruchomych generatorów energii zasilanych olejem napędowym lub turbin gazowych. Każdorazowe wydawanie zezwoleń w przypadku sytuacji awaryjnych jest niepożądane, ponieważ powoduje nieopłacalne wynajmowanie sprzętu zamiast jego zakupu. We wniosku podano kilka przykładów sytuacji, w której nieprzewidziane zdarzenia spowodowały konieczność korzystania z ruchomych generatorów energii elektrycznej przez dłuższy czas.
(22)
We wniosku zwrócono uwagę na następujące problemy związane z otwarciem rynku w wydzielonych systemach elektroenergetycznych na wyspach niepołączonych:
a)
aby umożliwić otwarcie rynku, należy zaplanować i zainstalować odpowiednią infrastrukturę w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych. Infrastruktura taka obejmuje instalację centrów kontroli w celu zarządzania: (i) dziennym harmonogramem wytwarzania; oraz (ii) rozliczeniami na rynku w każdym systemie wydzielonym związanymi z podziałem kosztów produkcji w każdym systemie wydzielonym między dostawców, którzy działają w tym systemie.
Niezbędna infrastruktura jest kosztowna, a jej koszty są ponoszone przez odbiorców;
b)
z uwagi na OŚUP na rzecz wysp niepołączonych ceny detaliczne energii elektrycznej są takie same dla każdej kategorii odbiorców na całym terytorium Grecji. Wyższe koszty produkcji na wyspach niepołączonych w porównaniu z kosztami produkcji w systemie wzajemnie połączonym muszą zostać zrekompensowane dostawcom działającym na wyspach niepołączonych przez rozdzielenie odpowiedniej części rekompensaty tytułem OŚUP w zależności od ilości energii elektrycznej sprzedawanej przez tych dostawców swym odbiorcom.
Twierdzi się, że duże zróżnicowanie wartości średniego rocznego zmiennego kosztu produkcji na każdą wyspę niepołączoną skutkowałoby komplikacją mechanizmu rozliczeń na rynku.
(23)
W rezultacie YPEKA jest zdania, że tworzenie niezbędnej infrastruktury w celu funkcjonowania i nadzorowania rynku energii elektrycznej w związku z otwarciem rynku w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych wiąże się z kosztami, które przewyższają korzyści dla odbiorców wynikające z otwarcia rynku.
(24)
We wniosku nie określono terminu wygaśnięcia wnioskowanego odstępstwa.
3. OPINIA URE
3.1. ZAKRES ODSTĘPSTWA
3.1.1. Odstępstwo od przepisów rozdziału III dyrektywy 2009/72/WE
(25)
URE jest zdania, że odstępstwo od przepisów rozdziału III zgodnie z art. 44 ust. 1 nie powinno dotyczyć instalacji nowych zdolności wytwórczych, które mogą powstać w systemie wydzielonym, lecz jedynie przebudowy, modernizacji lub rozbudowy istniejących zdolności wytwórczych. Istniejące zdolności wytwórcze składają się z elektrowni, które już działają lub są budowane na wyspach niepołączonych. Każda nowa elektrownia, która zostanie wybudowana na tych wyspach, jest uznawana za nowe zdolności wytwórcze.
(26)
URE zauważa, że w ostatnich dwóch dekadach niezależni producenci energii elektrycznej (to jest podmioty inne niż DEI) wykazali duże zainteresowanie rozwojem OZE i elektrowni kogeneracyjnych we wszystkich mikrosystemach wydzielonych. W związku z tym dostęp stron trzecich do systemów elektroenergetycznych wszystkich wysp niepołączonych w odniesieniu do rozwoju OZE i skojarzonej gospodarki energetycznej (kogeneracji) nie powinien być ograniczany.
(27)
URE twierdzi, że nie sprzeciwia się przyznaniu odstępstwa w zakresie uruchamiania nowych elektrowni konwencjonalnych, jeżeli zostaną spełnione pewne warunki. Niemniej jednak w art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE nie przewidziano możliwości przyznania odstępstwa w odniesieniu do nowych zdolności.
(28)
URE uważa, że rozbudowa zdolności istniejących elektrowni konwencjonalnych dotyczy głównie krótkoterminowego braku zdolności na wyspach niepołączonych wynikającego z nieoczekiwanych awarii istniejących zdolności lub opóźnienia instalacji nowych zdolności, zwłaszcza w okresach wysokiego zapotrzebowania (np. w okresie szczytowego zapotrzebowania w lecie). Takie rozbudowy podlegają otwartej procedurze przetargowej zgodnie z art. 8 dyrektywy 2009/72/WE. Procedura ta jest czasochłonna i nie jest odpowiednia do stosowania w wymagających szybkich działań sytuacjach awaryjnych.
(29)
URE uznaje, że DEI powinno zapewnić dostawy energii we wszystkich tego typu sytuacjach awaryjnych. Biorąc pod uwagę fakt, że DEI jest w stanie przenosić ruchome jednostki konwencjonalne z wysp, na których jest nadwyżka zdolności, na wyspy z deficytem zdolności, takie rozwiązanie może być również najbardziej opłacalne.
(30)
URE podkreśla, że w ewentualnym odstępstwie należy uwzględnić możliwość określenia odpowiedniej procedury wydawania licencji w sytuacjach awaryjnych oraz w szczególności określenia, które z kryteriów wymienionych w art. 7 dyrektywy 2009/72/WE muszą zostać zbadane przez właściwe organy odpowiedzialne za wydawanie licencji.
(31)
URE uważa, że odstępstwo powinno zostać przyznane na okres ograniczony, np. na nie więcej niż 10 lat.
3.1.2. Odstępstwo od przepisów rozdziału VIII dyrektywy
(32)
Według URE dostawy energii elektrycznej na wyspach niepołączonych są powiązane pod względem praktycznym z OŚUP na rzecz wysp niepołączonych i rekompensatą tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych, ponieważ (i) koszt wytwarzania energii elektrycznej na wyspach niepołączonych jest znacznie wyższy niż na kontynencie; oraz (ii) państwo greckie wymaga dostarczania energii po takich samych cenach, uzależnionych od kategorii odbiorców, na całym terytorium kraju.
(33)
W kodeksie dla wysp niepołączonych przewiduje się instalację pewnych urządzeń pomiarowych i rejestracyjnych na tych wyspach w celu dokonywania pomiarów w wymiarze godzinowym, na potrzeby centrów zarządzania energią i jej kontroli, systemów monitorowania, a także powiązanych systemów IT. Zdaniem URE infrastruktura ta jest niezbędna w celu:
a)
zapewnienia przejrzystości, niedyskryminującego charakteru i weryfikowalności kosztów usług w ramach OŚUP;
b)
zapewnienia prawidłowego działania i prawidłowego zarządzania systemami elektrycznymi, aby osiągnąć najbardziej opłacalny tryb działania i w efekcie bardziej ograniczyć opłaty ponoszone przez odbiorców energii elektrycznej w związku z OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;
c)
zwiększenia wykorzystania OZE i instalacji kogeneracyjnych, w tym technologii OZE o złożonych i specjalnych wymogach w zakresie zarządzania, takich jak OZE z możliwością magazynowania, elektrownie słoneczno-cieplne itp.;
d)
zagwarantowania niezbędnej przejrzystości w zarządzaniu systemami wydzielonymi i w ten sposób zapewnienia niedyskryminującego traktowania wszystkich uczestników rynku, w szczególności producentów.
(34)
URE konsekwentnie opowiada się za tym, aby bez względu na to, czy jeden lub więcej dostawców ma licencję na działalność w ramach mikrosystemu wydzielonego, infrastruktura była obowiązkowo instalowana w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych.
(35)
Szacunkowy koszt instalacji takiej infrastruktury nie powinien przekroczyć 20-30 mln EUR dla wszystkich wysp niepołączonych, w tym Krety i Rodos. URE uważa to za rozsądną kwotę, w szczególności biorąc pod uwagę spodziewane korzyści, to jest zapewnienie przejrzystości i weryfikacji usług w ramach OŚUP na rzecz wysp niepołączonych, a także bezpieczną i kontrolowaną eksploatację wydzielonych systemów elektroenergetycznych.
(36)
W przeciwieństwie do YPEKA URE uważa, że wydanie licencji na działalność w danym systemie wydzielonym na wyspach niepołączonych więcej niż jednemu dostawcy nie będzie wiązać się ze znaczącymi dodatkowymi kosztami niezbędnej infrastruktury, ponieważ ta sama infrastruktura jest i tak potrzebna do ustalania dziennego harmonogramu pracy jednostek wytwórczych znajdujących się na wyspach niepołączonych, rozliczeń na rynku i realizacji OŚUP na rzecz wysp niepołączonych.
(37)
Ponadto URE uważa, że z umożliwienia działalności więcej niż jednemu dostawcy wynikają znaczące dodatkowe korzyści dla odbiorców na wyspach niepołączonych.
(38)
W związku z tym URE jest zdania, że trwałe wykluczenie alternatywnych dostawców z rynków wysp niepołączonych nie jest uzasadnione. Instalacja niezbędnej infrastruktury zgodnie z powyższym opisem ma zakończyć się w ciągu trzech do pięciu lat. URE nie byłby przeciwny ewentualnemu odstępstwu wyłącznie na ten okres, bez możliwości jego przedłużenia.
(39)
Ponadto URE uważa, że jeśli status dowolnego systemu wydzielonego na wyspach niepołączonych zmieni się i nie będzie go już można klasyfikować jako małego systemu wydzielonego lub mikrosystemu wydzielonego, to odstępstwo powinno automatycznie przestać mieć zastosowanie. Mogłoby to mieć miejsce w przypadkach, w których systemy wydzielone na wyspach niepołączonych zostają włączone do greckiego systemu wzajemnie połączonego.
4. OCENA
4.1. PODSTAWA PRAWNA WNIOSKU
(40)
W art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE przewidziano możliwość przyznania odstępstwa od niektórych przepisów dyrektywy w przypadku, gdy odstępstwo ma zastosowanie do małych systemów wydzielonych lub mikrosystemów wydzielonych.
(41)
Zgodnie z art. 2 pkt 26 dyrektywy 2009/72/WE mały system wydzielony to każdy system, który w 1996 r. osiągnął zużycie mniejsze niż 3 000 GWh i w którym mniej niż 5 % rocznego zużycia uzyskuje się przez wzajemne połączenie z innymi systemami.
(42)
Zgodnie z art. 2 pkt 27 dyrektywy 2009/72/WE mikrosystem wydzielony to każdy system, który w 1996 r. osiągnął zużycie mniejsze niż 500 GWh i który nie ma połączenia z innymi systemami.
(43)
Systemy wydzielone wskazane we wniosku składają się z jednej lub niekiedy kilku wysp niepołączonych (zob. tabela kolumny 1 i 2). Nawet jeśli system wydzielony składa się z kilku wysp niepołączonych, które są połączone między sobą, system elektroenergetyczny tworzony przez te wzajemnie połączone wyspy jest wydzielony w takim sensie, że nie jest połączony z żadnym innym systemem elektroenergetycznym.
(44)
We wniosku stwierdzono, że 31 spośród 32 systemów wydzielonych to mikrosystemy wydzielone, z czego największy jest system wyspy Rodos. W 2010 r. mikrosystemy wydzielone, do których odnosi się wniosek, reprezentowały 5,24 % łącznej sprzedaży energii elektrycznej w Grecji. Wydzielony system Krety jest uznawany za mały system wydzielony. W 2010 r. zapotrzebowanie na Krecie stanowiło 3,01 % zapotrzebowania na energię elektryczną w Grecji.
Roczne zapotrzebowanie w poszczególnych systemach wydzielonych
Roczne zapotrzebowanie (w MWh)
Roczne zapotrzebowanie w 1996 r.
Nazwa systemu wydzielonego
Wyspy niepołączone będące częścią systemu wydzielonego
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Tak
Nie
Rodos
Rodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Tak
Tak
Kos-Kalimnos
Kos
Kalimnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Tak
Tak
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Tak
Tak
Chios
Chios
Psara
Inusses
110 480
180 868
214 449
200 042
Tak
Tak
Paros
Paros
Antiparos
Naksos
Iraklia
Koufonissia
Schinoussa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Tak
Tak
Samos
Samos
Fournoi
Thymaina
90 170
136 283
151 017
137 315
Tak
Tak
Siros
Siros
56 920
100 429
107 270
95 302
Tak
Tak
Santoryn
Santoryn
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Tak
Tak
Mykonos-Delos
Mykonos-Delos
45 740
78 049
115 071
112 978
Tak
Tak
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Tak
Tak
Karpatos
Karpatos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Tak
Tak
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Tak
Tak
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Tak
Tak
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Tak
Tak
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Tak
Tak
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Tak
Tak
Simi
Simi
5 250
9 819
15 054
14 662
Tak
Tak
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Tak
Tak
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Tak
Tak
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Tak
Tak
Astypalaia
Astypalaia
2 470
5 283
6 997
6 670
Tak
Tak
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Tak
Tak
Ajos Efstratios
Ajos Efstratios
540
937
1 058
1 075
Tak
Tak
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Tak
Tak
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Tak
Tak
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Tak
Tak
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Tak
Tak
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Tak
Tak
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Tak
Tak
Arki-Marathi
Arki-Marathi
0
175
248
312
Tak
Tak
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Tak
Tak
(45)
W powyższej tabeli ujęto systemy wydzielone wyszczególnione we wniosku i niektóre informacje na temat każdego z nich. Z tych informacji wynika, że we wszystkich systemach wydzielonych poza Kretą zapotrzebowanie na energię elektryczną w 1996 r. kwalifikowało je jako mikrosystemy wydzielone w rozumieniu art. 2 pkt 27 dyrektywy 2009/72/WE. W odniesieniu do Krety należy dodatkowo wspomnieć, że wyspa ta nie była i nadal nie jest połączona z jakimkolwiek innym systemem elektroenergetycznym. Odsetek zapotrzebowania zaspokajanego przez połączenia wzajemne wynosił i nadal wynosi zero, to jest mniej niż 5 %. Kreta jest zatem małym systemem wydzielonym w rozumieniu art. 2 pkt 26 dyrektywy 2009/72/WE.
(46)
W opinii URE nie odniesiono się do kwestii systemów wydzielonych wskazanych we wniosku.
(47)
W związku z tym Komisja stwierdza, że wszystkie systemy wydzielone wymienione w kolumnie pierwszej powyższej tabeli to mikrosystemy wydzielone w rozumieniu art. 2 pkt 27 dyrektywy 2009/72/WE, poza Kretą, która jest małym systemem wydzielonym w rozumieniu art. 2 pkt 26 dyrektywy 2009/72/WE.
4.2. ISTOTNE PROBLEMY ZWIĄZANE Z EKSPLOATACJĄ KONWENCJONALNYCH ELEKTROWNI W MIKROSYSTEMACH WYDZIELONYCH
(48)
Komisja uważa, że eksploatacja konwencjonalnych elektrowni w mikrosystemach wydzielonych wiąże się z istotnymi problemami. Jest to spowodowane w szczególności następującymi czynnikami:
a)
niski poziom obciążenia na wyspach nie pozwala na instalację większych, efektywniejszych i bardziej opłacalnych elektrowni konwencjonalnych, również dlatego, że aby zapewnić działanie systemu wydzielonego w ramach dopuszczalnego marginesu bezpieczeństwa, nie można polegać na jednej elektrowni.
W 2013 r. w żadnym z mikrosystemów wydzielonych roczne obciążenie szczytowe nie przekroczyło 188,5 MW. Średnie obciążenie szczytowe i jego mediana są znacznie mniejsze i wynoszą odpowiednio 20,8 i 4,2 MW.
Żadna z konwencjonalnych elektrowni obecnie wykorzystywanych w mikrosystemach wydzielonych nie ma zdolności większej niż 27 MW. Średnia wielkość elektrowni i jej mediana są znacznie mniejsze i wynoszą odpowiednio 3,9 i 1,1 MW.
Niskie poziomy obciążenia i duże zróżnicowanie zapotrzebowania, na które dodatkowy wpływ ma coraz większe wykorzystanie OZE, ograniczają również wybór technologii elektrowni konwencjonalnych, które mogą być zastosowane w mikrosystemach wydzielonych.
Cała konwencjonalna zdolność wytwórcza w systemach wydzielonych wysp niepołączonych jest zasilana olejem napędowym lub olejem opałowym;
b)
roczne współczynniki obciążenia we wszystkich mikrosystemach wydzielonych są niskie. W 2012 r. współczynnik obciążenia nie przekroczył 0,54 w żadnym z mikrosystemów wydzielonych. Średnie obciążenie szczytowe i jego mediana są jeszcze niższe i wynoszą w obu przypadkach 0,38. W związku z priorytetowym dostępem dla energii ze źródeł odnawialnych i faktem, że przytoczone powyżej współczynniki obciążenia odnoszą się do całego systemu elektroenergetycznego mikrosystemu wydzielonego, współczynnik obciążenia w przypadku elektrowni konwencjonalnych na wyspach niepołączonych jest nawet niższy.
Roczny współczynnik obciążenia w greckim systemie wzajemnie połączonym wynosi zazwyczaj około 50 % dla wszystkich jednostek i 65 % dla jednostek cieplnych (6).
Roczny współczynnik obciążenia jest wskaźnikiem rzeczywistego wykorzystania elektrowni w danym roku i w związku z tym odzwierciedla również ich możliwości w zakresie generowania dochodów.
Zwiększanie wykorzystywania OZE spowoduje jeszcze większe ograniczenie obciążenia obsługiwanego przez elektrownie konwencjonalne;
c)
realizowanych jest kilka projektów, których celem jest połączenie wysp niepołączonych, w szczególności Cyklad i Krety, z głównym greckim systemem wzajemnie połączonym. Jak wyjaśniono powyżej, elektrownie konwencjonalne na wyspach niepołączonych nie są tak efektywne jak elektrownie eksploatowane w systemie wzajemnie połączonym i w związku z tym prawdopodobnie nie będą rentowne, gdy systemy na wyspach niepołączonych, na których elektrownie te się znajdują, zostaną połączone.
Możliwość połączenia systemów wydzielonych poważnie zniechęca do inwestowania w zdolności konwencjonalne na wyspach niepołączonych;
d)
względnie niskie poziomy obciążenia oznaczają, że nawet stosunkowo niewielkie zmiany w zapotrzebowaniu mogą wpłynąć na zdolności wytwórcze wymagane w ramach danego systemu wydzielonego. Brak połączeń wzajemnych oznacza, że wszelkie zmiany w zapotrzebowaniu muszą być z konieczności uwzględniane w ramach zdolności wytwórczych dostępnych w mikrosystemie wydzielonym.
Ten czynnik powoduje zwiększenie zapotrzebowania na zdolność do doraźnego reagowania i elastyczność w przypadku długoterminowych zmian w zapotrzebowaniu.
Potrzeba elastyczności jest dodatkowo zwiększana przez przewidywane trudności w znalezieniu odpowiednich lokalizacji dla elektrowni konwencjonalnych na wyspach niepołączonych oraz czas trwania procedur wydawania licencji i zezwoleń;
e)
stosunek maksymalnego do minimalnego zapotrzebowania rocznego w 2012 r. (7) we wszystkich mikrosystemach wydzielonych wyniósł co najmniej 3,35, ale jest wyższy - często dużo wyższy - w poszczególnych mikrosystemach wydzielonych. W rzeczywistości średni stosunek maksymalnego zapotrzebowania do minimalnego zapotrzebowania oraz jego mediana wynoszą odpowiednio 6,27 i 5,98.
Stosunek maksymalnego do minimalnego zapotrzebowania w 2010 r. w greckim systemie wzajemnie połączonym wyniósł ok. 3.
Wyższy stosunek maksymalnego do minimalnego zapotrzebowania odzwierciedla stopień elastyczności i rezerw, które nawet w danym roku muszą być dostępne w ramach zdolności wytwórczych zainstalowanych w systemie wydzielonym.
Warto zauważyć w tym kontekście, że w 2012 r. w prawie 60 % mikrosystemów wydzielonych wykorzystywano ruchome generatory energii elektrycznej.
(49)
W związku z tym Komisja stwierdza, że występują istotne problemy z eksploatacją konwencjonalnych elektrowni w ramach systemów wydzielonych wysp niepołączonych wymienionych w tabeli powyżej.
4.3. OCENA WNIOSKOWANEGO ODSTĘPSTWA OD PRZEPISÓW ROZDZIAŁU III
4.3.1. Odstępstwo od przepisów w rozdziale III nie może mieć zastosowania do nowych zdolności
(50)
Zgodnie z art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE odstępstwa od przepisów rozdziału III mogą być przyznane tylko w związku z przebudową, modernizacją i rozbudową istniejących zdolności.
(51)
W rezultacie odstępstwa od przepisów rozdziału III dyrektywy 2009/72/WE nie można przyznać w odniesieniu do nowych zdolności.
(52)
Zamiast tego, biorąc pod uwagę fakt, że systemy wydzielone na wyspach niepołączonych to sieci dystrybucyjne, jeżeli procedura wydawania zezwoleń na nowe zdolności nie umożliwia wydania zgody na nowe zdolności w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych, władze greckie mogą rozważyć zastosowanie przepisów art. 7 ust. 3 dyrektywy 2009/72/WE również w przypadku małych zdolności konwencjonalnych. Takie nowe małe zdolności konwencjonalne mogą na przykład obejmować tymczasowe zdolności wytwórcze, które mogą być udostępniane długoterminowo bez trwałego przypisywania ich do określonej lokalizacji.
4.3.2. Odstępstwo od przepisów rozdziału III nie może mieć zastosowania do Krety.
(53)
Jak stwierdzono powyżej, wszystkie wyspy niepołączone to mikrosystemy wydzielone, z wyjątkiem Krety, która jest małym systemem wydzielonym.
(54)
W rezultacie odstępstwa od przepisów rozdziału III dyrektywy 2009/72/WE nie można przyznać w odniesieniu do Krety.
4.3.3. Odstępstwo od przepisów rozdziału III nie obejmuje OZE i elektrowni kogeneracyjnych
(55)
We wniosku nie zaznaczono wyraźnie, że wnioskowane odstępstwo dotyczy wyłącznie elektrowni konwencjonalnych.
(56)
Niemniej jednak art. 133 ust. 3 ustawy 4001/2011 jednoznacznie wyklucza energię elektryczną produkowaną przy użyciu odnawialnych źródeł energii, za pomocą wysokosprawnej kogeneracji lub w elektrowniach hybrydowych oraz elektrowniach przemysłowych z zakresu wyłącznej licencji na produkcję, która może być przyznana DEI. To samo wynika z art. 225 kodeksu dla wysp niepołączonych.
(57)
Ponadto przedstawione uzasadnienie odnosi się do istotnych problemów z eksploatacją jedynie elektrowni konwencjonalnych. Zawiera ono argument, że eksploatacja takich elektrowni wiąże się z istotnymi problemami, między innymi ze względu na zwiększone wykorzystywanie OZE.
(58)
W rezultacie nawet jeśli we wniosku zwracano by się o odstępstwo od przepisów rozdziału III dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do elektrowni innych niż konwencjonalne, nie można przyznać odstępstwa, ponieważ nie przedstawiono żadnego odnośnego uzasadnienia.
4.3.4. Można przyznać odstępstwo dotyczące wydawania zezwoleń na przebudowę, modernizację i rozbudowę istniejących zdolności
(59)
Mając na uwadze wspomniane powyżej istotne problemy dotyczące eksploatacji elektrowni konwencjonalnych w ramach małych systemów wydzielonych można przyznać odstępstwo dotyczące wydawania zezwoleń na istniejące zdolności konwencjonalne w takim zakresie, w jakim dotyczą one przebudowy, modernizacji i rozbudowy istniejących zdolności konwencjonalnych. Takie zezwolenie może zostać wydane bezpośrednio DEI.
(60)
Do celów tego odstępstwa:
a)
istniejące konwencjonalne zdolności wytwórcze obejmują projekty budowy konwencjonalnych zdolności wytwórczych, na które URE już wydała licencję i licencja ta nie została cofnięta do dnia wejścia w życie niniejszej decyzji;
b)
całkowite wyburzenie głównych zdolności wytwórczych w istniejącej lokalizacji i ich zastąpienie przez nową instalację do wytwarzania energii elektrycznej uznaje się za budowę nowych zdolności;
c)
umieszczenie tymczasowych zdolności wytwórczych w obrębie istniejących zdolności stanowi rozbudowę istniejących zdolności.
(61)
Brak jest jednak powodów, aby przyznać odstępstwo od kryteriów i warunków, takich jak te określone w art. 7 ust. 2 dyrektywy 2009/72/WE, na podstawie których zezwolenie jest wydawane DEI.
(62)
Ponadto w przypadku przyznania odstępstwa bezpośrednio DEI ważne jest, aby w warunkach określono zobowiązania dotyczące terminu, w którym elektrownia konwencjonalna, na którą wydano zgodę, musi osiągnąć stan pełnej funkcjonalności, i uwzględniono w nich postanowienia służące zapewnieniu pełnego i skutecznego wywiązania się z takich zobowiązań. W momencie wygaśnięcia takie bezpośrednie zezwolenie może zostać przedłużone według uznania URE, ale tylko wtedy, gdy wygasło z przyczyn całkowicie niezależnych od DEI. Z chwilą wygaśnięcia zezwolenia URE powinien przeprowadzić procedurę wydawania zezwolenia, która będzie całkowicie zgodna z wymogami art. 7 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE, w tym z wymogami dotyczącymi udziału stron trzecich.
4.3.5. Odstępstwo nie może obejmować przetargów na nowe zdolności
(63)
Z definicji przetarg w rozumieniu art. 8 dyrektywy 2009/72/WE dotyczy zdolności, które mają być budowane i na które należy dopiero wydać zezwolenie, a w związku z tym stanowią nowe zdolności.
(64)
Z powyższych względów nie należy przyznawać odstępstwa na podstawie art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do nowych zdolności.
4.4. OCENA WNIOSKOWANEGO ODSTĘPSTWA OD PRZEPISÓW ROZDZIAŁU VIII
4.4.1. Odstępstwo od przepisów rozdziału VIII nie obejmuje art. 32 dotyczącego dostępu stron trzecich
(65)
Wniosek dotyczy odstępstwa od przepisów rozdziału VIII dyrektywy 2009/72/WE i w związku z tym można uznać, że obejmuje wniosek o odstępstwo od przepisów art. 32 dotyczącego dostępu stron trzecich.
(66)
We wniosku nie określono, czy wnioskowane odstępstwo obejmuje również art. 32 dyrektywy 2009/72/WE, ani nie zawarto uzasadnienia dla takiego odstępstwa. W ustawie 4001/2011 i kodeksie dla wysp niepołączonych zobowiązuje się jednak operatora DEDDIE do zapewnienia stronom trzecim niedyskryminującego dostępu do systemu dystrybucji obsługiwanego przez DEDDIE (np. art. 127 ustawy 4001/2011). W rezultacie nie można przyznać takiego odstępstwa.
4.4.2. Odstępstwo od przepisów art. 33 dotyczących otwarcia rynku i wzajemności
4.4.2.1. Nie ma podstaw do zastosowania trwałego odstępstwa od przepisów art. 33 dyrektywy 2009/72/WE
(67)
Zasadniczo we wniosku argumentuje się, że DEI powinno pozostać jedynym dostawcą posiadającym licencję na dostarczanie energii odbiorcom na wyspach niepołączonych z uwagi na to, że stworzenie niezbędnej infrastruktury umożliwiającej funkcjonowanie i nadzór rynku energii elektrycznej w mikrosystemie wydzielonym wraz z infrastrukturą niezbędną do otwarcia rynku dla zewnętrznych dostawców wiąże się z kosztami operacyjnymi dla operatora na wyspach niepołączonych, które przewyższają korzyści dla odbiorców wynikające z otwarcia rynku.
(68)
Jak jasno wynika z opinii URE, infrastruktura zainstalowana na wyspach niepołączonych ma zapewnić przejrzyste, weryfikowalne i niedyskryminujące zarządzanie realizacją OŚUP na rzecz wysp niepołączonych zgodnie z obowiązującym prawem. Ponadto infrastruktura ta jest niezbędna do działania systemów wydzielonych wysp niepołączonych, biorąc pod uwagę aspekty techniczne i gospodarcze. Z uwagi na fakt, że infrastruktura ta i tak jest niezbędna, aby spełnić wspomniane wyżej wymogi, bez względu na liczbę dostawców posiadających licencję na działanie na wyspach niepołączonych otwarcie rynku nie powoduje zwiększenia kosztów infrastruktury.
(69)
Nawet jeśli wymagana jest podobna infrastruktura, otwarcie rynku nie jest w swej istocie związane z technicznym działaniem systemów wydzielonych na wyspach niepołączonych lub z OŚUP na rzecz wysp niepołączonych, ponieważ nie ma związku przyczynowo-skutkowego między, z jednej strony, technicznym i gospodarczym działaniem tych systemów wydzielonych oraz realizacją OŚUP na rzecz wysp niepołączonych zgodnie z odpowiednimi wymogami prawnymi, a z drugiej strony kwestią, czy licencję na dostarczanie energii elektrycznej odbiorcom z wysp niepołączonych posiada jeden czy wielu dostawców.
(70)
Wyższe koszty produkcji na wyspach niepołączonych w porównaniu z kosztami produkcji w systemie wzajemnie połączonym istotnie muszą zostać zrekompensowane dostawcom działającym na wyspach niepołączonych przez rozdzielenie odpowiedniej części rekompensaty w zależności od ilości energii elektrycznej sprzedawanej przez tych dostawców. Niemniej jednak określenie wysokości kosztów produkcji na wyspach niepołączonych jest i tak wymagane, aby określić wysokość rekompensaty finansowej tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych, bez względu na to, ilu dostawców działa na wyspach niepołączonych.
(71)
Jedynym dodatkowym wymogiem w celu otwarcia rynku jest rozdzielenie odpowiednich części rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych między odpowiednich dostawców w zależności od ilości sprzedanej przez nich energii elektrycznej. Nawet powiązane dane dotyczące odbiorców, w szczególności dane z liczników, są wymagane niezależnie od tego, czy na dostarczanie energii odbiorcom z wysp niepołączonych licencję posiada jeden czy więcej dostawców.
(72)
W rezultacie przyznanie dostawcom rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych wiąże się jedynie ze zdolnością do przypisania danych z liczników odbiorców do odpowiedniego licencjonowanego dostawcy, co jest przede wszystkim procesem administracyjnym całkowicie lub w znacznym stopniu opartym na informacjach gromadzonych bez względu na to, czy rynek na wyspach niepołączonych jest otwarty czy nie. Ponadto zdolność ta jest warunkiem wstępnym właściwego funkcjonowania każdego rynku dostaw energii elektrycznej. Dlatego też takie koszty nie mogą być uznane za uzasadnienie odstępstwa od otwarcia rynku, ponieważ nie odnoszą się one tylko do działania systemów wydzielonych na wyspach niepołączonych i nie są związane z istotnym problemem w eksploatacji tych systemów.
(73)
Warto zauważyć, że tworzenie rejestrów w celu przypisywania danych z liczników do odpowiednich dostawców jest częścią infrastruktury, która ma zostać zrealizowana. Wdrożenie całej przewidzianej infrastruktury ułatwi optymalną eksploatację wydzielonych systemów energii elektrycznej, jednak pełna realizacja powiązanych inwestycji nie jest niezbędnym warunkiem otwarcia rynku.
(74)
To, że może występować znaczne zróżnicowanie wartości średniego rocznego zmiennego kosztu produkcji na wyspach niepołączonych nie ma istotnego znaczenia. Nawet jeśli występowanie takiego zróżnicowania zostanie potwierdzone, różnice będą dotyczyć kosztów produkowania energii elektrycznej w ramach systemów wydzielonych wysp niepołączonych. Określenie kwoty takich kosztów jest już wymagane w celu realizacji OŚUP na rzecz wysp niepołączonych zgodnie z wymogami prawnymi a, co więcej, liczba dostawców posiadających licencję na zaopatrywanie odbiorców na wyspach niepołączonych nie ma na to żadnego wpływu. Ponadto, z uwagi na fakt, że realizacja OŚUP na rzecz wysp niepołączonych już teraz opiera się na systemie miesięcznym dla każdego systemu wydzielonego osobno, trudno zrozumieć, dlaczego duże roczne zróżnicowanie w przypadku poszczególnych wysp niepołączonych miałoby powodować istotne problemy.
(75)
Powyższe względy prowadzą do wniosku, że liczba dostawców posiadających licencję na dostarczanie energii elektrycznej odbiorcom na wyspach niepołączonych nie jest nierozerwalnie związana ani z technicznym i gospodarczym działaniem systemów wydzielonych, ani z realizacją OŚUP na rzecz wysp niepołączonych zgodnie z odpowiednimi wymogami prawnymi.
(76)
Można ponadto zauważyć, że otwarcie rynku przynosi korzyści przewyższające ewentualne koszty takiego otwarcia. Jak zauważa URE, alternatywni dostawcy na wyspach niepołączonych mogliby przynieść dodatkowe znaczące korzyści odbiorcom na tych wyspach przez powiązanie świadczenia innych usług z dostarczaniem energii elektrycznej.
(77)
W związku z tym nie należy przyznawać trwałego odstępstwa od przepisów art. 33.
4.4.2.2. Ograniczenie okresu zastosowania odstępstwa od art. 33 dyrektywy 2009/72/WE w przypadku systemu wydzielonego
(78)
W świetle powyższego należy uznać, że otwarcie rynku wymaga praktycznych przygotowań umożliwiających eksploatację wydzielonych systemów wysp niepołączonych całkowicie zgodną z kodeksem dla wysp niepołączonych. Praktyczne problemy związane z otwarciem rynku mogą wiązać się albo z niedostępnością wymaganych rejestrów w celu przypisywania liczników i danych z liczników do dostawców, albo z faktem, że optymalna konfiguracja infrastruktury nie została jeszcze wdrożona. Na tej podstawie można rozważyć przyznanie ograniczonego w czasie odstępstwa od przepisów art. 33 dyrektywy 2009/72/WE.
(79)
Ustalając okres stosowania takiego odstępstwa od przepisów rozdziału VIII, należy uwzględnić dwie poniższe kwestie:
a)
jak już zauważono, najważniejszym elementem niezbędnym do otwarcia rynku na wyspach niepołączonych jest dostępność rejestru umożliwiającego przypisanie danych z liczników na tych wyspach do poszczególnych dostawców. W art. 327 ust. 4 kodeksu dla wysp niepołączonych określono, że rejestr wymagany w tym celu ma zostać stworzony najpóźniej w 2 lata po wejściu w życie kodeksu dla wysp niepołączonych. Ze względów praktycznych dostępność rejestru jest niezbędnym warunkiem umożliwiającym otwarcie rynku;
b)
pełne zakończenie programu inwestycji w infrastrukturę, która ma zostać zainstalowana na wyspach niepołączonych, z pewnością ułatwiłoby w praktyce otwarcie rynku na tych wyspach. Niemniej jednak nie jest to warunek niezbędny. W art. 237 ust. 7 kodeksu dla wysp niepołączonych określono harmonogram, zgodnie z którym wszystkie obecne wyspy niepołączone mają zostać wyposażone w dodatkową infrastrukturę zainstalowaną na tych wyspach najpóźniej w 5 lat po wejściu w życie kodeksu dla wysp niepołączonych.
(80)
W związku z tym odstępstwo od otwarcia rynku powinno zostać przyznane na co najmniej 2 lata od wejścia w życie kodeksu dla wysp niepołączonych, to jest do dnia 17 lutego 2016 r., aby można było stworzyć rejestry, które są niezbędnym warunkiem otwarcia rynku. Ponieważ cała infrastruktura musi zostać zainstalowana najpóźniej w 5 lat po wejściu w życie kodeksu dla wysp niepołączonych, w każdym przypadku ważność odstępstwa powinna być ograniczona do 5 lat od wejścia w życie kodeksu dla wysp niepołączonych, to jest do dnia 17 lutego 2019 r. w przypadku każdego systemu wydzielonego wysp niepołączonych. Skoro jednak odstępstwo jest uzasadnione tylko w przypadku, gdy nadal występują istotne i znaczne trudności z otwarciem rynku, które bezpośrednio wiążą się z niezakończeniem programu inwestycji w infrastrukturę na wyspach niepołączonych, należy regularnie sprawdzać, czy takie problemy wciąż występują w danym systemie wydzielonym wysp niepołączonych. W ramach takiej weryfikacji za poziom odniesienia należy przyjąć plan inwestycyjny operatora DEDDIE, który został zatwierdzony przez właściwe władze greckie i dotyczy instalacji niezbędnej infrastruktury na wyspach niepołączonych. W związku z tym plan ten powinien zostać przygotowany i zatwierdzony do dnia 17 lutego 2015 r.
(81)
Aby niepotrzebnie nie opóźniać otwarcia rynku, plan inwestycji operatora DEDDIE w infrastrukturę powinien być zatwierdzony przez URE i powinno się w nim uznać systemy wydzielone Krety i Rodos za priorytetowe, ponieważ są to najliczniej zamieszkane wyspy niepołączone.
(82)
Od dnia 17 lutego 2016 r., a następnie co roku do dnia 17 lutego 2019 r., operator DEDDIE powinien sporządzać sprawozdanie, które powinno być zatwierdzane przez URE i w którym należy wskazać, z jakiego powodu otwarcie rynku jeszcze nie nastąpiło w danym systemie wydzielonym wysp niepołączonych. Sprawozdanie to powinno być publikowane, a Komisja powinna otrzymać stosowne powiadomienie.
4.4.3. Odstępstwo od przepisów rozdziału VIII nie obejmuje art. 34
(83)
Wniosek dotyczy odstępstwa od przepisów rozdziału VIII dyrektywy 2009/72/WE i dlatego można uznać, że obejmuje wniosek o odstępstwo od przepisów art. 34 dotyczącego linii bezpośrednich w rozumieniu art. 2 pkt 15 dyrektywy 2009/72/WE.
(84)
We wniosku nie stwierdzono, czy wnioskowane odstępstwo obejmuje również art. 34 dyrektywy 2009/72/WE.
(85)
W związku z tym nawet jeśli wniosek miał obejmować przyznanie odstępstwa od przepisów art. 34 dyrektywy 2009/72/WE, takie odstępstwo nie powinno zostać przyznane, ponieważ nie przedstawiono żadnego odnośnego uzasadnienia.
4.4.4. Połączenia wzajemne - wniosek o odstępstwo od przepisów rozdziałów III i VIII
(86)
Obecne odstępstwo dotyczy mikrosystemów wydzielonych, które precyzyjnie charakteryzuje fakt, że nie są, lub w przypadku małych systemów wydzielonych są w bardzo ograniczonym stopniu, wzajemnie połączone z innymi systemami elektroenergetycznymi.
(87)
Tym niemniej:
a)
zgodnie z ostatnio zatwierdzonym dziesięcioletnim planem rozwoju greckiego operatora systemu przesyłowego, niezależnego operatora przesyłu energii ADMIE SA, wzajemne połączenie Cyklad ma zostać ukończone do 2018 r. w trzech fazach, przy czym niektóre wyspy należące do archipelagu Cyklad zostaną połączone z greckim systemem wzajemnie połączonym znacznie wcześniej;
b)
ponadto wzajemne połączenie Krety ma zostać zakończone do 2020 r. Istotne elementy projektu, które mają zostać zrealizowane przez pierwsze trzy lata, zostały uwzględnione w dziesięcioletnim planie rozwoju ADMIE zatwierdzonym w 2013 r. Ostateczny plan musi zostać uwzględniony w dziesięcioletnim planie rozwoju, który zostanie zatwierdzony w 2014 r.
(88)
Należy wyraźnie zaznaczyć, że obecnie omawiane odstępstwo dla danego systemu wydzielonego wygasa automatycznie, gdy tylko wzajemne połączenie między danym systemem wydzielonym a wzajemnie połączonym systemem greckim stanie się w pełni funkcjonalne.
(89)
Chociaż operator DEDDIE jest prawnie i funkcjonalnie oddzielony od DEI, DEI jest jego wyłącznym właścicielem. W przeciwieństwie do operatora systemów dystrybucyjnych w rozumieniu dyrektywy 2009/72/WE operator DEDDIE ma również do wykonania szeroko zakrojone zadania w zakresie działania systemów wydzielonych wysp niepołączonych i eksploatacji jednostek wytwarzania energii na wyspach niepołączonych, w tym konwencjonalnych zdolności wytwórczych należących do DEI, a w związku z tym pokrywania związanych z tym opłat. Jak wskazano powyżej, stworzenie wzajemnych połączeń wpływa na rentowność elektrowni konwencjonalnych, które są aktualnie zainstalowane w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych.
(90)
Odstępstwa powinny być przyznawane tylko wtedy, gdy są proporcjonalne i nie wykraczają poza to, co jest ściśle niezbędne. Dlatego konieczne jest zapewnienie jasnych zachęt i przejrzystości w odniesieniu do decyzji dotyczących wzajemnego połączenia systemów wydzielonych wysp niepołączonych.
(91)
Zgodnie z art. 108 ustawy 4001/2011:
„ADMIE SA przedkłada URE dziesięcioletni plan rozwoju greckiego systemu przesyłu energii elektrycznej do dnia 31 marca każdego roku […]. Dziesięcioletni plan rozwoju greckiego systemu przesyłu energii elektrycznej w szczególności:[…] c) zawiera analizę dotyczącą technicznych i finansowych kosztów i korzyści ważnych prac przesyłowych […], w szczególności dotyczących […] połączeń między wyspami i systemu przesyłowego, w tym harmonogram, szacunkowe przepływy pieniężne i wymogi dotyczące finansowania wszystkich projektów inwestycyjnych”
.
(92)
Aby zadbać o jasne zachęty i przejrzystość decyzji dotyczących wzajemnego połączenia systemów wydzielonych wysp niepołączonych, greckie władze powinny zapewnić, aby:
a)
wyrażając zgodę lub przeprowadzając przetarg na istniejące lub nowe zdolności w ramach danego systemu wydzielonego na wyspach niepołączonych, ADMIE, DEDDIE i URE systematycznie uwzględniały alternatywne rozwiązanie, to jest wzajemne połączenie systemu wydzielonego, którego dana wyspa niepołączona jest częścią. Należy odmówić wydania zgody na istniejące lub nowe zdolności, jeżeli budowa połączenia wzajemnego jest bardziej opłacalna. W kosztach należy uwzględnić wszystkie koszty dostarczania energii elektrycznej do odbiorców końcowych w ramach systemu wydzielonego, w tym rekompensatę tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;
b)
w badaniu dotyczącym kosztów i korzyści ważnych prac przesyłowych wykonywanych przez ADMIE zgodnie z art. 108 ustawy 4001/2011 były uwzględniane tylko efektywne koszty inwestycji we wzajemne połączenie i koszty jego eksploatacji. W szczególności nie należy uwzględniać dochodów utraconych lub amortyzacji konwencjonalnych aktywów wytwórczych już zainstalowanych na wyspach niepołączonych;
c)
URE publikował w powiązaniu z dziesięcioletnim planem inwestycyjnym ADMIE, jak przewidziano w art. 108 ustawy 4001/2011, łączne koszty dostarczania energii elektrycznej odbiorcom w poszczególnych systemach wydzielonych wysp niepołączonych, w tym wysokość rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych. Jeżeli budowa połączenia wzajemnego nie jest uwzględniona w dziesięcioletnim planie inwestycyjnym ADMIE zgodnym z art. 108 ustawy 4001/2011 w brzmieniu zatwierdzonym przez URE, URE z własnej inicjatywy lub na zwykły wniosek strony trzeciej organizuje przetarg zgodnie z art. 22 ust. 7 lit. b) dyrektywy 2009/72/WE na budowę połączenia wzajemnego łączącego jeden lub kilka systemów wydzielonych wysp niepołączonych. Połączenie wzajemne powinno zostać wybudowane, jeżeli jego budowa obniża łączne koszty dostarczania energii elektrycznej odbiorcom na wyspach niepołączonych, w tym wysokość rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;
d)
URE określił jasny termin ukończenia budowy połączenia wzajemnego. Jeżeli połączenie wzajemne nie zostanie wybudowane lub jeżeli nie powstanie w czasie określonym przez URE, należy ubiegać się o odszkodowanie tytułem niezrealizowanych oszczędności kosztów.
4.5. OKRES STOSOWANIA ODSTĘPSTWA
(93)
Należy dokonać przeglądu okoliczności, na podstawie których przyznano obecnie omawiane odstępstwo, w szczególności po terminie realizacji planów wzajemnego połączenia określonych systemów wydzielonych i po upływie terminów instalacji infrastruktury przewidzianej w art. 237 kodeksu dla wysp niepołączonych.
(94)
W związku z tym ewentualne odstępstwo musi być ważne do dnia 1 stycznia 2021 r.
4.6. MOC WSTECZNA
(95)
Jak stwierdzono powyżej, wniosek z dnia 17 stycznia 2012 r. był ponowieniem pierwotnego wniosku, który został przedłożony w 2003 r.
(96)
Art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE uchylonej dyrektywą 2009/72/WE również zawierał przepisy umożliwiające państwom członkowskim wystąpienie o odstępstwa od niektórych przepisów tej dyrektywy w przypadku istotnych problemów w działaniu małych systemów wydzielonych i mikrosystemów wydzielonych. Zgodnie z art. 48 dyrektywy 2009/72/WE odesłania do uchylonego art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE są traktowane jak odesłania do art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE.
(97)
Definicje małego systemu wydzielonego i mikrosystemu wydzielonego określone w art. 2 pkt 26 i 27 dyrektywy 2003/54/WE są takie same jak te określone w art. 2 pkt 26 i 27 dyrektywy 2009/72/WE.
(98)
Obie te definicje odnoszą się do zapotrzebowania na energię elektryczną w systemach wydzielonych w 1996 r., co się nie zmieniło. Ponadto Kreta nie była połączona z wzajemnie połączonym systemem greckim ani w 2003 r., ani w 2012 r., ani w momencie wejścia w życie obecnie podejmowanej decyzji o przyznaniu odstępstwa.
(99)
W rezultacie wszystkie mikrosystemy i małe systemy wydzielone, które zostały we wniosku zakwalifikowane jako mikrosystemy lub małe systemy wydzielone, kwalifikowały się jako takie w momencie złożenia pierwotnego wniosku i w momencie wejścia w życie niniejszej decyzji o przyznaniu odstępstwa.
(100)
W związku z tym nie zaszły żadne zmiany prawne ani faktyczne odnoszące się do małych systemów i mikrosystemów wydzielonych, które mogą uzasadniać przyznanie odstępstwa na podstawie dyrektywy 2003/54/WE i dyrektywy 2009/72/WE.
(101)
Art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE umożliwiał przyznanie odstępstwa od przepisów rozdziału III, który zawierał takie same przepisy jak rozdział III dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do procedury wydawania zezwoleń na nowe zdolności i przetargów na nowe zdolności.
(102)
Art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE umożliwiał przyznanie odstępstwa od przepisów rozdziału VII, który zawierał takie same przepisy jak rozdział VIII dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do dostępu stron trzecich, otwarcia rynku i linii bezpośrednich.
(103)
Gdyby Komisja przyznała odstępstwo w odpowiedzi na pierwotny wniosek, mogłaby to zrobić na tych samych warunkach jak w przypadku obecnie rozważanego odstępstwa na podstawie dyrektywy 2009/72/WE.
(104)
Co więcej, od 2003 r. nie zaszły żadne zmiany w stanie faktycznym. Sytuacja geograficzna wysp niepołączonych, czynniki gospodarcze wpływające na działanie systemów elektroenergetycznych w ramach systemów wydzielonych wysp niepołączonych oraz charakter istotnych problemów występujących w związku z eksploatacją elektrowni konwencjonalnych w ramach systemów wydzielonych wysp niepołączonych nie zmieniły się znacząco od 2003 r.
(105)
Pierwotny wniosek oczekiwał na rozpatrzenie od 2003 r. Niepodjęcie działań przez Komisję nie powinno mieć niekorzystnych skutków dla Republiki Greckiej. Republika Grecka wywiązała się ze swoich zobowiązań na podstawie art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE i art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE i przedłożyła należycie uzasadniony wniosek o odstępstwo na podstawie tych artykułów w odniesieniu do wydzielonych systemów na wyspach niepołączonych.
(106)
W związku z tym obecna decyzja o odstępstwie powinna wejść w życie z dniem powiadomienia o pierwotnym wniosku, to jest z dniem 5 grudnia 2003 r.,
PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ
Artykuł 1
Niniejsza decyzja ma zastosowanie do małych systemów i mikrosystemów wydzielonych wymienionych w tabeli.
Do celów niniejszej decyzji Kreta jest małym systemem wydzielonym, a wszystkie inne systemy wydzielone to mikrosystemy wydzielone.
Artykuł 2
1. Przyznaje się odstępstwo od przepisów art. 33 dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do małych systemów i mikrosystemów wydzielonych.
2. Niniejsze odstępstwo obowiązuje do dnia 17 lutego 2016 r. lub do dnia pełnej instalacji infrastruktury określonej w art. 237 ust. 7 kodeksu dla wysp niepołączonych, w zależności od tego, który z tych terminów jest późniejszy. W każdym przypadku niniejsze odstępstwo przestaje obowiązywać w dniu 17 lutego 2019 r.
3. Do dnia 17 lutego 2015 r. władze greckie sporządzą plan inwestycji w infrastrukturę zgodnie z art. 237 ust. 7 kodeksu dla wysp niepołączonych, w którym dla każdego systemu wydzielonego wysp niepołączonych zostanie odrębnie określona data zakończenia pełnej instalacji infrastruktury. W planie tym Kreta i Rodos traktowane są priorytetowo.
4. Począwszy od dnia 17 lutego 2016 r., a następnie co roku do dnia 17 lutego 2019 r., władze greckie sporządzają sprawozdanie, w którym w odniesieniu do poszczególnych systemów wydzielonych wysp niepołączonych określają: a) czy nastąpiło otwarcie rynku; b) status inwestycji w infrastrukturę w odniesieniu do odpowiedniego planu; c) istotne i znaczne problemy, które nadal uniemożliwiają otwarcie rynku; oraz d) czy problemy te można bezpośrednio powiązać z nieukończeniem inwestycji w infrastrukturę określoną w art. 237 ust. 7 kodeksu dla wysp niepołączonych.
Artykuł 3
1. Przyznaje się odstępstwo od przepisów art. 7 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE, zgodnie z którym zezwolenia na przebudowę, modernizację i rozbudowę istniejących zdolności konwencjonalnych w ramach mikrosystemów wydzielonych można przyznawać bezpośrednio DEI.
2. Do celów tego odstępstwa:
a)
istniejące konwencjonalne zdolności wytwórcze obejmują projekty przebudowy, modernizacji i rozbudowy konwencjonalnych zdolności wytwórczych, w odniesieniu do których URE wydało ważną licencją obowiązującą w dniu notyfikacji niniejszej decyzji;
b)
całkowite wyburzenie głównych zdolności wytwórczych w obrębie istniejącej lokalizacji i ich zastąpienie przez nową instalację do wytwarzania energii elektrycznej nie jest uznawane za istniejące zdolności, lecz za budowę nowych zdolności;
c)
umieszczenie tymczasowych konwencjonalnych zdolności wytwórczych w obrębie istniejących zdolności stanowi rozbudowę istniejących zdolności.
3. W momencie wygaśnięcia zezwolenia przyznanego zgodnie z ust. 1 takie zezwolenie może zostać przedłużone przez URE według jego uznania, pod warunkiem że opóźnienia są spowodowane przyczynami, na które DEI nie ma żadnego wpływu.
4. Niniejsze odstępstwo nie ma zastosowania do zezwoleń przyznanych zgodnie z akapitem pierwszym, które wygasły lub zostały cofnięte.
5. Wszystkie pozostałe przepisy art. 7 dyrektywy 2009/72/WE nadal mają zastosowanie w pełnym zakresie.
6. Niniejsze odstępstwo jest ważne do dnia 1 stycznia 2021 r.
Artykuł 4
1. Odstępstwa przyznane w niniejszej decyzji nie obowiązują w przypadku małych systemów i mikrosystemów wydzielonych po ich połączeniu z systemem wzajemnie połączonym.
2. Władze greckie:
a)
wyrażając zgodę lub przeprowadzając przetarg na nowe zdolności w ramach danego systemu wydzielonego wysp niepołączonych, systematycznie uwzględniają alternatywne rozwiązanie, to jest wzajemne połączenie systemu wydzielonego, którego dana wyspa niepołączona jest częścią. Odmawia się wydania zgody na nowe zdolności, jeżeli budowa połączenia wzajemnego jest bardziej opłacalna. W kosztach uwzględnia się wszystkie koszty dostarczania energii elektrycznej do odbiorców końcowych w ramach systemu wydzielonego, w tym rekompensatę tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;
b)
zapewniają, aby w analizie kosztów i korzyści dotyczącej ważnych prac przesyłowych wykonywanych przez ADMIE zgodnie z art. 108 ustawy 4001/2011 uwzględniono tylko efektywne koszty inwestycji w planowane połączenie wzajemne i koszty jego eksploatacji. Nie uwzględnia się w niej dochodów utraconych lub amortyzacji konwencjonalnych aktywów wytwórczych już zainstalowanych na wyspach niepołączonych;
c)
w powiązaniu z dziesięcioletnim planem inwestycyjnym ADMIE zgodnie z art. 108 ustawy 4001/2011 publikują łączne koszty dostarczania energii elektrycznej odbiorcom w poszczególnych systemach wydzielonych wysp niepołączonych, w tym wysokość rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych. Jeżeli budowa połączenia wzajemnego nie jest uwzględniona w dziesięcioletnim planie inwestycyjnym ADMIE zgodnym z art. 108 ustawy 4001/2011 w brzmieniu zatwierdzonym przez URE, URE z własnej inicjatywy lub na zwykły wniosek strony trzeciej organizuje przetarg zgodnie z art. 22 ust. 7 lit. b) dyrektywy 2009/72/WE na budowę połączenia wzajemnego łączącego jeden lub kilka systemów wydzielonych wysp niepołączonych. Połączenie wzajemne jest budowane, jeżeli jego budowa obniża łączne koszty dostarczania energii elektrycznej odbiorcom na wyspach niepołączonych, w tym wysokość rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;
d)
określają jasny termin ukończenia budowy połączenia wzajemnego. Jeżeli połączenie wzajemne nie zostanie wybudowane lub nie zostanie wybudowane zgodnie z przewidzianym harmonogramem, władze greckie ubiegają się o odszkodowanie tytułem niezrealizowanych oszczędności kosztów.
Artykuł 5
Niniejszą decyzję stosuje się od dnia 5 grudnia 2003 r.
Artykuł 6
Niniejsza decyzja skierowana jest do Republiki Greckiej i staje się skuteczna z dniem jej notyfikacji.
Sporządzono w Brukseli dnia 14 sierpnia 2014 r.