ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 14. srpna 2014,
kterým se Řecké republice povoluje výjimka z některých ustanovení směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES
(oznámeno pod číslem C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EVROPSKÁ KOMISE,
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie,
s ohledem na směrnici Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES (1), a zejména na čl. 44 odst. 1 a článek 48 uvedené směrnice,
s ohledem na žádosti předložené Řeckou republikou dne 17. ledna 2012 a 5. prosince 2003,
poté, co s touto žádostí obeznámila členské státy,
vzhledem k těmto důvodům:
1. POSTUP
(1)
Dne 17. ledna 2012 předložilo řecké Ministerstvo pro životní prostředí, energetiku a změnu klimatu (dále jen „YPEKA“) Komisi v souladu s čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES žádost (dále jen „žádost“) o výjimku z kapitoly III a VIII směrnice 2009/72/ES pro některé řecké ostrovy, které nejsou propojeny s elektroenergetickou soustavou kontinentálního Řecka (nepropojené ostrovy či „NO“).
(2)
Dne 12. září 2012 požádala Komise řecký energetický regulační orgán (dále jen „RAE“), aby se k žádosti vyjádřil. Orgán RAE na tuto žádost reagoval dne 16. listopadu 2012 (dále jen „stanovisko orgánu RAE“).
(3)
Dne 17. prosince 2013, 23. prosince 2013, 4. února 2014, 28. února 2014 a 17. března 2014 předložil orgán RAE další podklady, jimiž žádost odůvodnil.
(4)
Dne 14. března 2014 (s dodatkem zaslaným dne 20. března 2014) Komise informovala členské státy o podání žádosti podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a požádala je, aby případně předložily své připomínky do 25. března 2014. Nebyly předloženy žádné připomínky.
(5)
Ministerstvo YPEKA touto žádostí navázalo na žádost o odchylku od některých ustanovení směrnice 2003/54/ES, kterou předložilo Ministerstvo rozvoje dne 5. prosince 2003 podle čl. 26 odst. 1 směrnice Evropského parlamentu a Rady 2003/54/ES (2) (dále jen „původní žádost“). Ačkoli byly provedeny předběžné úkony k prošetření původní žádosti, nebyla odchylka podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES udělena ani zamítnuta.
2. ŽÁDOST PŘEDLOŽENÁ MINISTERSTVEM YPEKA
2.1. ROZSAH POŽADOVANÉ VÝJIMKY
(6)
Předmětem žádosti je výjimka z kapitol III a VIII směrnice 2009/72/ES.
(7)
Kapitola III směrnice 2009/72/ES pojednává o povolovacím řízení a výběrovém řízení na nové kapacity. Kapitola VIII se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
2.2. STÁVAJÍCÍ ORGANIZACE ELEKTRICKÉ SOUSTAVY NA NEPROPOJENÝCH OSTROVECH
(8)
Řecké trhy s energií jsou upraveny především řeckým zákonem č. 4001/2011, jenž provádí směrnici 2009/72/ES do vnitrostátního práva. Zákon č. 4001/2011 vstoupil v platnost dne 22. srpna 2011.
(9)
Provozovatelem řecké distribuční soustavy je společnost DEDDIE SA (dále jen „DEDDIE“), jejímž výhradním vlastníkem je společnost Public Power Corporation (dále jen „PPC“), zavedený řecký výrobce a dodavatel elektřiny, od nějž je však po právní a funkční stránce oddělena. Vlastníkem aktiv tvořících síť a provozovaných společností DEDDIE je společnost PPC.
(10)
Podle článku 127 zákona č. 4001/2011 je společnost DEDDIE odpovědná za rozvoj, provozování a údržbu řecké distribuční soustavy elektřiny, což zahrnuje i distribuční soustavu elektřiny na nepropojených ostrovech.
(11)
Společnost DEDDIE navíc nese odpovědnost i za provozování elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech. Mezi tyto úkoly patří: i) vypracovat plán rozvoje výroby elektřiny pro izolované mikrosoustavy, včetně programu jejich propojení s ostatními nepropojenými ostrovy, ii) zajistit, aby v nezbytných zónách bylo možné instalovat nové výrobní kapacity, rozšířit stávající kapacity nebo složky dodávek a rozšířit řeckou distribuční soustavu elektřiny na nepropojené ostrovy a izolované mikrosoustavy, iii) uzavřít smlouvy s držiteli licencí, které by upravovaly dodávky elektřiny do této soustavy a z této soustavy, poskytování pomocných služeb pro distribuční soustavy na nepropojených ostrovech a odměňování výrobců elektřiny, poplatky účtované zákazníkům a dodavatelům za poskytnutou elektřinu a další příjmy a výdaje na zvláštních účtech, např. účtech určených pro odměňování povinností veřejné služby.
(12)
Ustanovení čl. 137 odst. 1 zákona č. 4001/2011 stanoví, že všichni spotřebitelé elektřiny jsou považováni za oprávněné zákazníky, s výjimkou spotřebitelů usazených v izolovaných mikrosoustavách v souladu s článkem 139 uvedeného zákona.
(13)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„S výjimkou případů, kdy je elektřina vyráběna z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i v případě zařízení pro vlastní spotřebu, byla-li v souladu s ustanoveními článku 139 povolena výjimka, je licence k výrobě elektřiny v souladu s určitými nařízeními o udělování licencí udělena pouze společnosti PPC SA. Společnost PPC SA je odpovědná za nepřerušenou dodávku elektřiny do izolovaných mikrosoustav, k čemuž obdrží licenci, jakož i za zabezpečení dlouhodobého finančního provozování elektroenergetické soustavy na těchto ostrovech.“
(14)
Článek 134 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„Aniž jsou dotčena ustanovení článku 139 uvedeného zákona, jsou licence k dodávkám elektřiny do izolovaných mikrosoustav v souladu s požadavky nařízení o udělování licencí uděleny výhradně společnosti PPC SA. Neoprávněným zákazníkům musí společnost PPC SA dodávat elektřinu na žádost.“
(15)
Podle článku 139 zákona č. 4001/2011 lze v souladu s ustanoveními článku 44 směrnice 2009/72/ES povolovat výjimky z ustanovení uvedeného zákona.
(16)
Ministerské rozhodnutí č. PD5/EL/B/F IB/12924 přijaté podle článku 28 řeckého zákona č. 3426/2005 stanoví, že dodávky elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech ze strany kteréhokoli výrobce elektřiny představují povinnost veřejné služby (dále jen „povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech“) v obecném hospodářském zájmu. Z důvodu sociální soudržnosti musí dodavatelé elektřiny na nepropojených ostrovech poskytovat elektřinu za cenu, která podle kategorie spotřebitelů odpovídá ceně elektřiny v řecké propojené soustavě.
(17)
Článek 52 řeckého zákona č. 4001/2011 stanoví, že zákazníci na nepropojených ostrovech mají nárok na zvláštní služby jak z hlediska ceny a kvality a bezpečnosti dodávek, tak i transparentnosti smluvních podmínek. Poskytovatelé zajišťující povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech obdrží za plnění této povinnosti finanční náhradu, jejíž výpočet je prováděn na základě metodiky stanovené orgánem RAE v jeho rozhodnutí č. 24/2014 (3). Tato metodika vychází z rozdílu mezi celkovými výrobními náklady na nepropojených ostrovech (pevnými i proměnnými) a celkovou tržní cenou, kterou dodavatelé v propojené soustavě hradí (mezní náklady v soustavě plus všechny další mechanismy v řecké propojené soustavě). Výpočet náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech se provádí měsíčně a pro soustavu každého samostatného ostrova a podléhá kontrole ze strany orgánu RAE. Tato náhrada je financována z daně uložené všem zákazníkům, včetně zákazníků na nepropojených ostrovech. (4) Mechanismus plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech spravuje společnost LAGIE, řecký subjekt ve vlastnictví státu působící na trhu. V ministerském rozhodnutí D5-EL/B/F1/oik.27547 z prosince 2011 (5), jež vychází z ustanovení čl. 55 odst. 3 zákona č. 4001/2011, se stanoví, že povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mají nabízet všichni dodavatelé, tudíž všichni dodavatelé jsou způsobilí pro náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech.
(18)
Sekundární právní předpisy podrobněji upravují dodávky a výrobu elektrické energie na nepropojených ostrovech. Orgán RAE přijal ve svém rozhodnutí č. 39/2014 ze dne 28. ledna 2014 konkrétně Kodex pro řízení elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech („kodex pro nepropojené ostrovy“), jenž upravuje celou řadu aspektů týkajících se provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech, včetně otevírání trhu a realizace sjednaných tržních transakcí a výroby elektřiny. Tento kodex vstoupil v platnost dnem zveřejnění, tj. 17. února 2014.
2.3. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM IZOLOVANÝCH SOUSTAV
(19)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s provozováním řeckých izolovaných elektroenergetických soustav:
a)
velmi kolísavá poptávka po elektřině v izolovaných mikrosoustavách, jež je dána i) úlohou cestovního ruchu v hospodářském rozvoji ostrovů a ii) rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie.
Tyto faktory mají negativní vliv jak na faktor zatížení tepelné či tradiční výrobní kapacity, tak i na možnost navrácení nákladů na investice do této výrobní kapacity;
b)
velmi rozmanité povětrnostní podmínky na ostrovech, jež ovlivňují poptávku a způsobují výpadky soustav pro výrobu elektřiny, což vyžaduje značné rezervy.
(20)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s rozvojem tradiční výroby elektřiny v řeckých malých izolovaných elektroenergetických soustavách:
a)
problém či dokonce nemožnost nalézt vhodné lokality pro výstavbu nových tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách, a to především z důvodu nesouhlasu veřejnosti;
b)
malá rozloha nepropojených ostrovů, v důsledku čehož dochází kvůli nepředvídatelným investicím spotřebitelů elektřiny (jako jsou rozlehlé turistické komplexy či přístavní zařízení pro turistické lodě) k velkým změnám v dlouhodobém plánování rozvoje výroby tepelné energie, což vyžaduje, aby reakce na poptávku po elektřině byla účelná a flexibilní;
c)
předpokládá se, že poptávka po elektřině v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech se bude do roku 2017 každoročně zvyšovat o 2 %. Ačkoli již byla společnosti PPC udělena povolení k instalaci dodatečné požadované kapacity a tato instalace již byla naplánována (a předpokládá se, že do roku 2017 pokryje poptávku všech nepropojených ostrovů a zajistí i nezbytné rozpětí rezerv), nebylo vždy možné dodržet časový plán;
d)
malý objem zatížení, velmi kolísavé zatížení a rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie ve většině izolovaných mikrosoustav omezují dostupná technologická řešení tradiční výroby elektřiny a zužují možnost volby malých elektráren využívajících těžké oleje s nízkým obsahem síry či lehké oleje;
e)
postupy zadávání zakázek na novou výrobu elektřiny jsou časově náročné. Od udělení povolení k zahájení provozu elektráren obvykle uplyne dva a půl až tři roky;
f)
vypracování plánů na výstavbu propojovacích vedení mezi řeckou propojenou soustavou a izolovanými mikrosoustavami na nepropojených ostrovech oslabuje zájem o investice do tradiční výrobní kapacity na těchto ostrovech. Projekty propojovacích vedení s Kykladami a Krétou jsou již naplánovány.
(21)
Z toho důvodu je nezbytné uchylovat se pravidelně k nouzovým řešením, např. k zapůjčení mobilních naftových generátorů elektrického proudu či plynových turbín. Nutnost vydávat případ od případu povolení pro zajištění výroby elektřiny v nouzových situacích je nežádoucí, neboť je spojena s nehospodárným zapůjčením vybavení, místo aby toto vybavení bylo zakoupeno. V žádosti je uvedeno několik příkladů, kdy bylo v důsledku nepředvídaných událostí nezbytné dlouhodoběji využívat mobilní generátory elektrického proudu.
(22)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s otevíráním trhu v izolovaných elektroenergetických soustavách na nepropojených ostrovech:
a)
aby bylo možné otevřít trh, bude nezbytné vyprojektovat a instalovat v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech zvláštní infrastrukturu. Tato infrastruktura bude vyžadovat instalaci kontrolních středisek, jejichž úkolem bude řídit: i) každodenní rozvrh výroby, a ii) realizaci sjednaných tržních transakcí v každé izolované soustavě tím, že se výrobní náklady v každé izolované soustavě rozdělí mezi dodavatele, kteří zde působí.
Nezbytná infrastruktura je nákladná a náklady ponesou spotřebitelé;
b)
z důvodu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech jsou maloobchodní ceny elektřiny pro každou kategorii spotřebitelů na celém řeckém území stejné. Náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, tudíž musí být dodavatelům působícím na těchto ostrovech uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům.
Uvádí se, že mechanismus realizace sjednaných tržních transakcí by byl z důvodu velmi rozmanitých hodnot průměrných ročních proměnných výrobních nákladů na jeden nepropojený ostrov složitý.
(23)
Ministerstvo YPEKA se tudíž domnívá, že s rozvojem nezbytné infrastruktury pro fungování trhu s elektrickou energií a dozor nad ním ve spojitosti s otevřením trhu v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech jsou spojeny náklady, které převažují nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(24)
V žádosti není uvedeno datum, k němuž by požadovaná výjimka ztratila platnost.
3. STANOVISKO ORGÁNU RAE
3.1. ROZSAH VÝJIMKY
3.1.1. Výjimka z kapitoly III směrnice 2009/72/ES
(25)
Orgán RAE se domnívá, že výjimka z kapitoly III podle čl. 44 odst. 1 by se neměla týkat instalace nových energetických kapacit, které lze rozvíjet v izolované soustavě, nýbrž pouze rekonstrukce, modernizace či rozšíření stávající výrobní kapacity. Stávající výrobní kapacitu tvoří elektrárny, které jsou na nepropojených ostrovech již v provozu nebo ve fázi výstavby. Každá nová elektrárna instalovaná na těchto ostrovech se považuje za novou výrobní kapacitu.
(26)
Orgán RAE konstatuje, že v průběhu posledních dvou desetiletí projevovali nezávislí výrobci elektřiny (tj. jiní než společnost PPC) značný zájem o rozvoj obnovitelných zdrojů energie a elektráren pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie ve všech izolovaných mikrosoustavách. Pokud jde o obnovitelné zdroje energie a kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie, neměl by být přístup třetích stran k elektroenergetickým soustavám všech nepropojených ostrovů omezován.
(27)
Orgán RAE konstatuje, že za předpokladu, že budou splněny určité podmínky, nebude bránit povolení výjimky pro účely uvedení nových tradičních elektráren do provozu. Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES však neumožňuje povolit výjimku pro nové kapacity.
(28)
Orgán RAE se domnívá, že důvodem pro rozšíření kapacit stávajících tradičních elektráren je především krátkodobý nedostatek kapacit na nepropojených ostrovech, jenž je důsledkem neočekávaných škod vzniklých na stávajících kapacitách či opožděné instalace nových kapacit, a zejména pak v průběhu období, kdy je vysoká poptávka po elektrické energii (např. v letní sezóně). Takové rozšíření je podle článku 8 směrnice 2009/72/ES předmětem otevřeného výběrového řízení. Tento postup je časově náročný a v případě nouzových situací, jež vyžadují naléhavé řešení, nevyhovující.
(29)
Orgán RAE souhlasí s tím, aby společnost PPC nesla odpovědnost za takové nouzové situace. Vzhledem k tomu, že společnost PPC je schopna přesouvat mobilní tradiční bloky z ostrovů, na nichž je přebytek kapacit, na ostrovy, na nichž je nedostatek kapacit, mohlo by se jednat i o nejhospodárnější řešení.
(30)
Orgán RAE zdůrazňuje, že u každé výjimky musí být možné určit příslušný postup udělování povolení pro případ nouzových situací, a zejména pak, která kritéria uvedená v článku 7 směrnice 2009/72/ES musí být příslušnými orgány vydávajícími povolení přezkoumána.
(31)
Orgán RAE se domnívá, že výjimku je třeba povolit na omezenou dobu, například maximálně na 10 let.
3.1.2. Výjimka z kapitoly VIII uvedené směrnice
(32)
Podle orgánu RAE jsou dodávky elektřiny na nepropojených ostrovech v praxi spojeny s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech a náhradou za plnění této povinnosti, neboť i) náklady na výrobu elektřiny na těchto ostrovech jsou podstatně vyšší než v kontinentálním Řecku a ii) Řecká republika na celém svém území vyžaduje jednotnou tvorbu cen podle kategorie spotřebitelů.
(33)
V kodexu pro nepropojené ostrovy se předpokládá, že na těchto ostrovech budou instalovány měřicí přístroje a záznamová zařízení pro účely jednohodinového měření, vytvořena střediska pro hospodaření s energií a kontrolu a zavedeny systémy informačních technologií pro sledování a související činnosti. Orgán RAE považuje tuto infrastrukturu za nezbytnou, aby:
a)
se zajistilo, že náklady na plnění povinnosti veřejné služby jsou transparentní, nediskriminační a ověřitelné;
b)
se zajistilo náležité provozování a řádné řízení elektroenergetických soustav s cílem dosáhnout co nejhospodárnějšího provozního režimu, a tím i výraznějšího snížení poplatků spojených s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech, které hradí spotřebitelé energie;
c)
se dosáhlo většího podílu obnovitelných zdrojů energie a kombinované výroby tepla a elektrické energie, včetně technologií v oblasti obnovitelných zdrojů energie se složitými a zvláštními nároky na řízení, jako jsou např. obnovitelné zdroje energie s možností skladování energie, solární elektrárny atd.;
d)
se zaručila nezbytná transparentnost, pokud jde o řízení izolovaných soustav, čímž se zajistí nediskriminační zacházení se všemi účastníky trhu, a zejména pak výrobci.
(34)
Orgán RAE je tudíž toho názoru, že bez ohledu na to, zda povolení k vykonávání činnosti v rámci izolované mikrosoustavy má jeden či více dodavatelů, musí být tato infrastruktura v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech instalována.
(35)
Předpokládá se, že odhadované náklady na instalaci této infrastruktury se budou pohybovat v rozmezí 20 až 30 milionů EUR pro všechny nepropojené ostrovy, včetně Kréty a Rhodu. Orgán RAE považuje tuto částku za rozumnou, zejména vzhledem k očekávaným přínosům, tj. zajištění transparentnosti a ověřování v souvislosti s plněním povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, jakož i řádné a kontrolované provozování izolovaných elektroenergetických soustav.
(36)
Na rozdíl od ministerstva YPEKA se orgán RAE domnívá, že udělení povolení více než jednomu dodavateli, který má vykonávat svou činnost v dané izolované soustavě na nepropojených ostrovech, nebude znamenat žádné značné dodatečné náklady na požadovanou infrastrukturu, neboť tato infrastruktura je tak jako tak nezbytná pro každodenní rozvrh výroby u výrobních bloků umístěných na nepropojených ostrovech, realizaci sjednaných tržních transakcí a plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech.
(37)
Orgán RAE se dále domnívá, že dodatečné významné přínosy pro spotřebitele na nepropojených ostrovech spočívají ve skutečnosti, že zde bude působit více dodavatelů.
(38)
Orgán RAE se tudíž domnívá, že trvalé vyloučení dalších dodavatelů z trhů na nepropojených ostrovech není opodstatněné. Předpokládá se, že instalace nezbytné infrastruktury popsaná výše bude dokončena během tří až pěti let. Orgán RAE by proti případné výjimce poskytnuté výlučně pro tuto časovou lhůtu bez možnosti jakéhokoli prodloužení neměl námitky.
(39)
Orgán RAE dále konstatuje, že výjimka by v případě, že jakákoli izolovaná soustava na nepropojených ostrovech již nebude spadat do kategorie malých izolovaných soustav či izolovaných mikrosoustav, měla automaticky pozbýt platnosti. Taková situace by mohla nastat tehdy, když budou izolované soustavy na těchto ostrovech propojeny s řeckou propojenou soustavou.
4. POSUZOVÁNÍ
4.1. PRÁVNÍ ZÁKLAD ŽÁDOSTI
(40)
Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES stanoví možnost povolit výjimku z některých ustanovení uvedené směrnice, pokud se výjimka vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy.
(41)
Podle čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES se malou izolovanou soustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 3 000 GWh v roce 1996, která získává méně než 5 % své roční spotřeby elektřiny propojením s jinými soustavami.
(42)
Podle čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES se izolovanou mikrosoustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 500 GWh v roce 1996, která nemá žádné propojení s jinými soustavami.
(43)
Izolované soustavy uvedené v žádosti zahrnují jeden, popř. několik nepropojených ostrovů (viz sloupec 1 a 2 v tabulce). I když izolovanou soustavu tvoří několik nepropojených ostrovů, které jsou propojeny mezi sebou navzájem, je elektroenergetická soustava tvořená těmito vzájemně propojenými ostrovy izolovaná v tom smyslu, že není napojena na žádnou jinou elektroenergetickou soustavu.
(44)
V žádosti se uvádí, že 31 z celkem 32 izolovaných soustav jsou izolované mikrosoustavy, přičemž největší z nich je Rhodos. Izolované mikrosoustavy, jež jsou předmětem žádosti, představovaly v roce 2010 5,24 % celkového prodeje elektřiny v Řecku. Izolovaná soustava Kréty je považována za malou izolovanou soustavu. Podíl Kréty na řecké poptávce po elektřině činil v roce 2010 3,01 %.
Roční poptávka jednotlivých izolovaných soustav
Roční poptávka (MWh)
Roční poptávka v roce 1996
Název izolované soustavy
Nepropojené ostrovy, jež jsou součástí příslušné izolované soustavy
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kréta
1 562,300
2 444,543
3 014,392
2 825,132
Ano
Ne
Rhodos
Rhodos
Chalki
386,630
650,115
764,401
760,658
Ano
Ano
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156,340
281,574
351,959
352,984
Ano
Ano
Lesbos
Lesbos
153,650
259,552
308,454
288,230
Ano
Ano
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110,480
180,868
214,449
200,042
Ano
Ano
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95,340
164,761
208,206
194,740
Ano
Ano
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90,170
136,283
151,017
137,315
Ano
Ano
Syros
Syros
56,920
100,429
107,270
95,302
Ano
Ano
Thira
Thira
Thirasia
47,680
88,073
117,957
120,199
Ano
Ano
Mykonos-Délos
Mykonos-Délos
45,740
78,049
115,071
112,978
Ano
Ano
Limnos
Limnos
35,650
55,340
62,710
59,672
Ano
Ano
Karpathos
Karpathos
Kasos
26,580
30,397
37,829
36,931
Ano
Ano
Milos
Milos
Kimolos
15,460
37,331
45,819
45,402
Ano
Ano
Ikaria
Ikaria
13,110
24,359
28,845
27,613
Ano
Ano
Skyros
Skyros
9,380
14,053
16,150
14,782
Ano
Ano
Patmos
Patmos
8,770
13,988
16,738
17,020
Ano
Ano
Sifnos
Sifnos
6,540
13,180
17,966
16,521
Ano
Ano
Symi
Symi
5,250
9,819
15,054
14,662
Ano
Ano
Amorgos
Amorgos
3,840
7,284
9,816
9,072
Ano
Ano
Kythnos
Kythnos
3,610
7,089
8,309
7,991
Ano
Ano
Serifos
Serifos
2,830
6,793
8,162
7,654
Ano
Ano
Astypalea
Astypalea
2,470
5,283
6,997
6,670
Ano
Ano
Megisti
Megisti
770
1,863
2,751
3,005
Ano
Ano
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1,058
1,075
Ano
Ano
Anafi
Anafi
400
858
1,110
1,179
Ano
Ano
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ano
Ano
Erikoussa
Erikoussa
220
452
710
746
Ano
Ano
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ano
Ano
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ano
Ano
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Ano
Ano
Arki-Marathi
Arki-Marathi
0
175
248
312
Ano
Ano
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ano
Ano
(45)
V tabulce výše jsou uvedeny izolované soustavy tak, jak byly určeny v žádosti, jakož i základní informace o každé soustavě. Z těchto informací lze vyvodit, že podle objemu poptávky po elektřině v roce 1996 spadají všechny izolované soustavy s výjimkou Kréty do kategorie izolovaných mikrosoustav ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES. Pokud jde o Krétu, je třeba rovněž uvést, že vzhledem k tomu, že Kréta nebyla a dosud není propojena s žádnou jinou elektroenergetickou soustavou, byl a dosud je procentní podíl poptávky kryté prostřednictvím propojovacích vedení nulový, tj. nižší než 5 %. Kréta tudíž představuje malou izolovanou soustavu ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
(46)
Orgán RAE se k izolovaným soustavám uvedeným v žádosti ve svém stanovisku nevyjádřil.
(47)
Komise tak dospěla k závěru, že izolované soustavy uvedené ve sloupci 1 výše znázorněné tabulky jsou všechny izolovanými mikrosoustavami ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
4.2. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM TRADIČNÍCH ELEKTRÁREN V IZOLOVANÝCH MIKROSOUSTAVÁCH
(48)
Komise se domnívá, že existují zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách. Je tomu tak především z těchto důvodů:
a)
Objem zatížení, který je třeba na ostrovech zajistit, nepředpokládá výstavbu větších, účinnějších a nákladově efektivnějších tradičních elektráren, a to i z toho důvodu, že provozování izolované soustavy v rámci přijatelných bezpečnostních limitů nemůže být závislé na jediné elektrárně.
V žádné izolované mikrosoustavě nepřekročila v roce 2013 roční maximální hodnota 188,5 MW. Průměrné zatížení v době špičky a jeho medián, které činí 20,8, resp. 4,2 MW, jsou mnohem menší.
Ani jedna tradiční elektrárna nacházející se v současnosti v izolovaných mikrosoustavách nemá kapacitu přesahující 27 MW. Průměrná velikost elektrárny a její medián, které činí 3,9, resp. 1,1 MW, jsou mnohem menší.
Malý objem zatížení, který je třeba zajistit, a velmi kolísavá poptávka, které jsou dále ovlivňovány rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie, rovněž zužují volbu technologií uplatňovaných v tradičních elektrárnách, které lze v rámci izolovaných mikrosoustav využívat.
Všechny tradiční výrobní kapacity v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech využívají naftu či topný olej.
b)
Roční faktory zatížení ve všech izolovaných mikrosoustavách jsou malé. Ani v jedné izolované mikrosoustavě nebyl faktor zatížení v roce 2012 vyšší než 0,54. Průměrné zatížení v době špičky i jeho medián, které činí 0,38, jsou dokonce nižší. Vzhledem k prioritnímu přístupu obnovitelných zdrojů energie a skutečnosti, že faktory zatížení zde použité zohledňují celou elektroenergetickou soustavu izolované mikrosoustavy, je faktor zatížení pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech ještě menší.
Roční faktor zatížení v řecké propojené soustavě zpravidla činí 50 % u všech bloků a 65 % u tepelných bloků. (6)
Roční faktor zatížení svědčí o skutečném využívání elektráren v průběhu určitého roku, a tím i o jejich schopnosti vytvářet příjmy.
Rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie dále sníží zatížení, které mají tradiční elektrárny zajišťovat.
c)
Existuje několik projektů, jejichž cílem je propojit nepropojené ostrovy, zejména pak Kyklady a Krétu, s hlavní řeckou propojenou soustavou. Jak již bylo uvedeno výše, tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech nejsou tak účinné jako elektrárny instalované v propojené soustavě, a je tudíž nepravděpodobné, aby po propojení těchto ostrovů byly ekonomicky životaschopné.
Možnost propojení izolované soustavy je tak závažným faktorem odrazujícím od investic do tradičních kapacit na nepropojených ostrovech.
d)
Poměrně malé zatížení, které je třeba zajistit, znamená, že relativně malé změny v poptávce mohou mít vliv na výrobní kapacitu požadovanou v rámci dané izolované soustavy. V důsledku chybějící propojovací kapacity musí být všechny změny v poptávce nutně pokryty výrobní kapacitou umístěnou v rámci dané izolované mikrosoustavy.
Z toho důvodu je tak ještě více zapotřebí, aby reakce na dlouhodobé změny v poptávce byla účelná a flexibilní.
Potřebu flexibilního přístupu ještě více umocňují problémy pociťované při hledání vhodných lokalit pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech a délka trvání postupů pro vydávání licencí a povolení.
e)
Poměr maximální a minimální roční poptávky v roce 2012 (7) ve všech izolovaných mikrosoustavách činí nejméně 3,35, u některých izolovaných mikrosoustav je však vyšší a často i výrazně vyšší. Průměrný podíl maximální a minimální poptávky a jeho medián činí 6,27 a 5,98.
Poměr maximální a minimální poptávky v řecké propojené soustavě činil v roce 2010 přibližně 3.
Vyšší poměr maximální a minimální poptávky vyjadřuje míru flexibility a rezerv, které musí být k dispozici dokonce i v rámci daného roku ve výrobní kapacitě instalované v izolované soustavě.
V této souvislosti je třeba poznamenat, že v roce 2012 se v přibližně 60 % izolovaných mikrosoustav využívaly mobilní generátory elektrického proudu.
(49)
Komise proto dospěla k závěru, že s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech uvedených v tabulce výše jsou spojeny zásadní problémy.
4.3. Posouzení požadované výjimky z kapitoly III
4.3.1. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na nové kapacity
(50)
Podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES lze výjimky z ustanovení kapitoly III povolit, pouze pokud jde o rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající kapacity.
(51)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž nové kapacitě nelze povolit.
(52)
Vzhledem k tomu, že izolované soustavy na nepropojených ostrovech jsou distribučními sítěmi, mohou řecké orgány v případě, že povolovací řízení pro nové kapacity nepovede k úspěšnému povolení nové kapacity pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech, naopak zvážit, že využijí ustanovení čl. 7 odst. 3 směrnice 2009/72/ES i pro nové malé tradiční kapacity. Mezi takové nové malé tradiční kapacity mohou patřit například dočasné výrobní kapacity, které lze dlouhodobě poskytovat, aniž by byly trvale přisouzeny konkrétní lokalitě.
4.3.2. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na Krétu
(53)
Jak je uvedeno výše, všechny nepropojené ostrovy jsou izolovanými mikrosoustavami, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou.
(54)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž Krétě nelze povolit.
4.3.3. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nevtahuje na zařízení využívající obnovitelné zdroje energie či zařízení pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie
(55)
V žádosti není výslovně uvedeno, že se požadovaná výjimka týká pouze tradičních elektráren.
(56)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 však výslovně vylučuje elektřinu vyrobenou z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i zařízení pro vlastní spotřebu z oblasti působnosti výhradní licence pro výrobu elektřiny, kterou lze udělit společnosti PPC. Totéž vyplývá z článku 225 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(57)
Předložené odůvodnění se navíc týká pouze zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren. Ve skutečnosti se konstatuje, že tyto elektrárny se potýkají se zásadními problémy mimo jiné kvůli rostoucímu podílu obnovitelných zdrojů energie.
(58)
I kdyby tedy účelem žádosti byla výjimka z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES pro jiná zařízení na výrobu energie, než jsou tradiční elektrárny, nelze výjimku povolit, neboť nebyly předloženy důvody odůvodňující tuto výjimku.
4.3.4. Lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající kapacity
(59)
S ohledem na výše uvedené zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v rámci malých izolovaných soustav lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající tradiční kapacity. Toto povolení lze udělit přímo společnosti PPC.
(60)
Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje projekty na výstavbu tradiční výrobní kapacity, pro něž orgán RAE již vydal povolení, které ke dni, kdy toto rozhodnutí nabylo účinnosti, nebylo zrušeno;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se považuje za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
(61)
Pro povolení výjimky z kritérií a podmínek, například těch stanovených v čl. 7 odst. 2 směrnice 2009/72/ES, za nichž je povolení uděleno společnosti PPC, však neexistují důvody.
(62)
V případě, že je výjimka povolena přímo společnosti PPC, je navíc důležité, aby byly v podmínkách stanoveny povinnosti týkající se termínu, dokdy musí být povolená tradiční elektrárna zcela provozuschopná, a aby jejich součástí byla ustanovení zajišťující účinné plnění těchto povinností v plném rozsahu. Dle vlastního uvážení orgánu RAE lze po uplynutí platnosti toto přímé povolení prodloužit, avšak pouze tehdy, pokud jeho platnost skončila z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit. Po uplynutí platnosti povolení by orgán RAE měl zahájit povolovací řízení v plném souladu s čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, tedy i za účasti třetích stran.
4.3.5. Výjimka se nemůže vztahovat na výběrová řízení na nové kapacity
(63)
Výběrové řízení ve smyslu článku 8 směrnice 2009/72/ES se ze své definice týká kapacit, které mají být vybudovány a povoleny, a představují tedy nové kapacity.
(64)
Z důvodů uvedených výše by tedy podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES výjimka neměla být povolena.
4.4. POSOUZENÍ POŽADOVANÉ VÝJIMKY Z KAPITOLY VIII
4.4.1. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 32 o přístupu třetích osob
(65)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 32 o přístupu třetích osob.
(66)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 32 směrnice 2009/72/ES, ani neobsahuje žádné důvody odůvodňující tuto výjimku. Zákon č. 4001/2011 a kodex pro nepropojené ostrovy však ukládají povinnost společnosti DEDDIE, aby třetím stranám zajistila nediskriminační přístup k distribuční soustavě, kterou provozuje (např. článek 127 zákona č. 4001/2011). Takovou výjimku tudíž nelze povolit.
4.4.2. Výjimka z článku 33 o otevírání trhu a vzájemnosti
4.4.2.1. Neexistují důvody pro trvalou výjimku z článku 33 směrnice 2009/72/ES
(67)
V žádosti se v zásadě tvrdí, že společnost PPC by pro zákazníky na nepropojených ostrovech měla zůstat jediným oprávněným dodavatelem elektřiny, neboť s rozvojem infrastruktury nezbytné pro fungování trhu s elektřinou v izolovaných mikrosoustavách a dozor nad ním a infrastruktury potřebné pro otevření trhu dodavatelům, kteří jsou třetí stranou, jsou spojeny provozní náklady, jež vzniknou provozovateli soustavy na nepropojených ostrovech a které převáží nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(68)
Ze stanoviska orgánu RAE je zřejmé, že infrastruktura instalovaná na nepropojených ostrovech má zajistit, aby povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mohla být v souladu s platnými právními předpisy vykonávána transparentním, ověřitelným a nediskriminačním způsobem. Infrastruktura je navíc vyžadována pro účely provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech z technického a ekonomického hlediska. Vzhledem k tomu, že infrastruktura je kvůli splnění těchto požadavků tak jako tak nezbytná, a to bez ohledu na počet dodavatelů oprávněných vykonávat svou činnost na nepropojených ostrovech, nevede otevření trhu k navýšení nákladů na infrastrukturu.
(69)
I když je vyžadována obdobná infrastruktura, není otevření trhu ze své podstaty spjato s technickou stránkou provozu izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani s plněním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech, neboť neexistuje příčinná souvislost mezi technickou a ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav a zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky na straně jedné a na straně druhé otázkou, zda je k dodávkám elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(70)
Je správné, aby náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, byla dodavatelům působícím na těchto ostrovech povinně uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Aby bylo možné určit finanční náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, a to bez ohledu na počet dodavatelů působících na ostrovech, je nicméně nutné nejprve zjistit výrobní náklady na těchto ostrovech.
(71)
Pokud jde o otevírání trhu, je jediným dalším požadavkem rozdělení příslušných podílů náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech mezi jednotlivé dodavatele v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Dokonce i související údaje o zákaznících, zejména údaje o měření, jsou vyžadovány bez ohledu na to, zda je k dodávkám elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(72)
Poskytnutí náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech tudíž znamená pouze to, že je třeba ke každému oprávněnému dodavateli přiřadit údaje o měření spotřeby zákazníků, což je v prvé řadě administrativní záležitost vycházející z informací, které jsou kompletně či do značné míry shromažďovány bez ohledu na to, zda na těchto ostrovech došlo k otevření trhu, nebo nikoli. Zadruhé, schopnost přiřadit údaje je nezbytným předpokladem pro řádné provozování jakéhokoli trhu s dodávkami elektřiny. Tyto náklady tak nelze přijmout jako důvod pro povolení výjimky týkající se otevření trhu, neboť nejsou pro provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech příznačné ani nejsou spojeny se zásadním problémem v jejich provozování.
(73)
Je důležité uvést, že v rámci infrastruktury, jež má být zavedena, je třeba vytvořit také rejstříky, v nichž budou údaje o měření přiřazeny k jednotlivým dodavatelům. Zatímco zavedení celé plánované infrastruktury usnadní optimální provoz izolovaných elektroenergetických soustav, není kompletní realizace souvisejících investic nezbytnou podmínkou pro otevření trhu.
(74)
Skutečnost, že průměrné roční proměnné výrobní náklady na jeden nepropojený ostrov mohou mít velmi rozmanité hodnoty, je nepodstatná. A i kdyby byly kolísavé hodnoty odůvodněné, týkají se nákladů na výrobu elektřiny v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech. Vyčíslení nákladů se tak jako tak již vyžaduje pro účely výkonu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech v souladu se zákonnými požadavky, a navíc není nijak dotčeno počtem dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na těchto ostrovech. Vzhledem k tomu, že základem pro výkon povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech je již měsíční systém pro každou izolovanou soustavu samostatně, lze si navíc jen obtížně představit, že značné roční výkyvy na jeden nepropojený ostrov mohou vést k věcným problémům.
(75)
Z výše uvedeného tedy vyplývá, že počet dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na nepropojených ostrovech ve své podstatě nijak nesouvisí s technickou či ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav ani zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky.
(76)
Dále lze konstatovat, že přínosy otevření trhu převažují nad jeho případnými náklady. Již orgán RAE poznamenal, že alternativní dodavatelé by zákazníkům na nepropojených ostrovech mohli zajistit další významné přínosy, neboť by kromě dodávek elektřiny mohli poskytovat i další služby.
(77)
Žádost o trvalou výjimku z článku 33 by tudíž neměla být schválena.
4.4.2.2. Omezená platnost výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES pro izolované soustavy
(78)
S ohledem na výše uvedené je nutné uznat, že předpokladem pro otevření trhu je, aby byla zavedena praktická opatření, jež umožní provozovat izolované soustavy na nepropojených ostrovech zcela v souladu s kodexem pro nepropojené ostrovy. Praktické problémy spojené s otevíráním trhu mohou vést k nedostupnosti rejstříků nutných pro přiřazení údajů o měřicích přístrojích a měření k jednotlivým dodavatelům nebo k tomu, že infrastruktura nebude mít optimální podobu. Lze tak uvažovat o povolení časově omezené výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES.
(79)
Při posuzování doby platnosti výjimky z kapitoly VIII je důležité přihlédnout k těmto dvěma aspektům:
a)
jak již bylo zdůrazněno, aby na nepropojených ostrovech mohlo dojít k otevření trhu, je nejdůležitějším opatřením vytvoření rejstříku o těchto ostrovech, který umožní přiřadit k jednotlivým dodavatelům údaje o měření. Ustanovení čl. 327 odst. 4 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví, že takový rejstřík bude dokončen nejpozději dva roky od vstupu tohoto kodexu v platnost. Dostupnost rejstříku je nutnou podmínkou pro skutečné otevření trhu;
b)
úplné dokončení investičního programu pro infrastrukturu, jež má být na nepropojených ostrovech instalována, by jistě usnadnilo skutečné otevření trhu na těchto ostrovech. Nejedná se však o nutný požadavek. Ustanovení čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví lhůtu, do níž mají být všechny stávající nepropojené ostrovy vybaveny dodatečnou infrastrukturou, která má být na těchto ostrovech instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost.
(80)
Výjimka týkající se otevření trhu by tak měla být udělena alespoň na dva roky po vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2016, aby mohly být vytvořeny rejstříky, které jsou nutnou podmínkou pro otevření trhu. S ohledem na skutečnost, že kompletní infrastruktura musí být instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, měla by být platnost výjimky u kterékoli izolované soustavy na nepropojeném ostrově v každém případě omezena na 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2019. Avšak vzhledem k tomu, že výjimka může být odůvodněná pouze tehdy, přetrvávají-li zásadní a věcné problémy spojené s otevřením trhu, které jsou přímým důsledkem nedokončení investičního programu infrastruktury na nepropojených ostrovech, je třeba pravidelně ověřovat, zda takové problémy v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech stále existují. Referenčním dokumentem pro takové ověřování by měl být investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci požadované infrastruktury na nepropojených ostrovech, který schválí příslušné řecké orgány. Tento plán je tedy třeba dokončit a schválit do 17. února 2015.
(81)
Aby otevření trhu nebylo zbytečně odkládáno, měl by orgán RAE schválit investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci infrastruktury, jenž by se měl v prvé řadě zaměřit na izolované soustavy Kréty a Rhodu, neboť se jedná o nepropojené ostrovy s nejvyšším počtem obyvatel.
(82)
Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 by společnost DEDDIE měla vypracovávat zprávu, kterou by měl schválit orgán RAE a v níž uvede důvody, proč v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech dosud nedošlo k otevření trhu. Tato zpráva by měla být zveřejněna a oznámena Komisi.
4.4.3. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 34
(83)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 34 o přímých vedeních ve smyslu čl. 2 bodu 15 směrnice 2009/72/ES.
(84)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 34 směrnice 2009/72/ES.
(85)
I v případě, že se má žádost vztahovat také na výjimku z článku 34 směrnice 2009/72/ES, neměla by být tato výjimka povolena, neboť nebyly předloženy žádné důvody, které by ji odůvodňovaly.
4.4.4. Propojovací vedení - žádost o výjimku z kapitol III a VIII
(86)
Stávající výjimka se vztahuje na izolované mikrosoustavy, které se vyznačují právě tím, že nejsou propojeny s jinými elektroenergetickými soustavami, nebo jako v případě malých izolovaných soustav pouze ve velmi omezené míře.
(87)
Avšak:
a)
podle nedávno schváleného desetiletého plánu rozvoje řeckého provozovatele přenosové soustavy, Nezávislého provozovatele energetické přenosové soustavy ADMIE SA (dále jen „ADMIE“), se předpokládá, že propojení Kykladských ostrovů bude ve třech fázích dokončeno v roce 2018, přičemž některé ostrovy budou s řeckou propojenou soustavou propojeny mnohem dříve;
b)
propojení Kréty má být podle předpokladů navíc dokončeno do roku 2020. Součástí schváleného desetiletého plánu rozvoje společnosti ADMIE z roku 2013 se staly příslušné části projektu na první tři roky. Konečný plán musí být začleněn do desetiletého plánu rozvoje, jenž má být schválen v roce 2014.
(88)
Je nezbytné výslovně stanovit, že stávající výjimka pro některou izolovanou soustavu automaticky pozbývá platnosti v okamžiku, kdy se propojení mezi danou izolovanou soustavou a řeckou propojenou soustavou stane plně funkční.
(89)
Výhradním vlastníkem společnosti DEDDIE je společnost PPC, ačkoli společnost DEDDIE je od ní po právní i funkční stránce oddělena. Na rozdíl od provozovatele distribuční soustavy ve smyslu směrnice 2009/72/ES má společnost DEDDIE rozsáhlé povinnosti, pokud jde o provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech a zajištění výroby na těchto ostrovech, včetně tradičních výrobních kapacit ve vlastnictví společnosti PPC, a tedy i ekonomické ohodnocení. Jak již bylo uvedeno výše, má propojení vliv na ekonomickou životaschopnost tradičních elektráren, které jsou v současnosti instalovány v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech.
(90)
Výjimky by měly být povolovány pouze tehdy, jsou-li přiměřené a nepřekračují-li rámec toho, co je nezbytně nutné. V souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, je proto nezbytné poskytnout jednoznačné pobídky a zajistit transparentnost.
(91)
Článek 108 zákona č. 4001/2011 stanoví:
„Společnost ADMIE SA předloží orgánu RAE do 31. března každého roku […] desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy. Desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy zejména: […] c) obsahuje studii nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě z technického a finančního hlediska […], zejména v případě […] propojovacích vedení mezi ostrovy a přenosovou soustavou, včetně časového rámce, odhadovaných peněžních toků a požadavků na financování u všech investičních projektů.“
(92)
Aby se zajistilo, že jsou v souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, k dispozici jednoznačné pobídky a je zajištěna transparentnost, měly by řecké orgány zaručit, že:
a)
společnosti ADMIE, DEDDIE a orgán RAE v rámci povolovacího či výběrového řízení na stávající či nové kapacity některé izolované soustavy na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, je třeba zamítnout povolení pro stávající nebo nové kapacity. Náklady by měly zahrnovat všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do propojení a jeho provoz. Zejména by neměla přihlížet k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní orgán RAE celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizuje orgán RAE z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení by měla proběhnout tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
orgán RAE stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve lhůtě stanovené orgánem RAE, je třeba usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
4.5. DOBA TRVÁNÍ
(93)
Je nezbytné přezkoumat veškeré skutečnosti, z nichž tato výjimka vychází, především pak poté, co mají být dokončeny plány na propojení určitých izolovaných soustav a uplynou lhůty pro instalaci infrastruktury podle článku 237 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(94)
Jakákoli výjimka je tudíž platná do 1. ledna 2021.
4.6. ZPĚTNÁ ÚČINNOST
(95)
Jak je uvedeno výše, navazuje žádost ze dne 17. ledna 2012 na původní žádost předloženou v roce 2003.
(96)
Ustanovení čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES, jež byla zrušena směrnicí 2009/72/ES, rovněž členským státům v případě zásadních problémů spojených s provozováním malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav umožňovalo žádat o odchylky od některých ustanovení uvedené směrnice. Podle článku 48 směrnice 2009/72/ES se odkazy na zrušený čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES považují za odkazy na čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES.
(97)
Definice malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy použité v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2003/54/ES jsou totožné s definicemi použitými v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2009/72/ES.
(98)
Obě definice odkazují na poptávku po elektřině v izolovaných soustavách v roce 1996, což se nezměnilo. Navíc Kréta nebyla propojena s řeckou propojenou soustavou ani v roce 2003, ani 2012 a není tomu tak ani v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(99)
Všechny izolované elektroenergetické mikrosoustavy a malé izolované elektroenergetické soustavy, které v žádosti spadají do kategorie izolovaných mikrosoustav či malých izolovaných soustav, tudíž do příslušné kategorie spadaly již v době podání původní žádosti a spadají do ní rovněž v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(100)
Pokud jde o malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy, které mohou být způsobilé pro odchylku/výjimku podle směrnice 2003/54/ES a směrnice 2009/72/ES, nedošlo tedy k žádným právním ani faktickým změnám.
(101)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly III uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola III směrnice 2009/72/ES, jež se týká povolovacího a výběrového řízení pro nové kapacity.
(102)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly VII uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola VIII směrnice 2009/72/ES, jež se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
(103)
Pokud by Komise byla bývala udělila odchylku na základě původní žádosti, mohla tak učinit na základě týchž podmínek, jako v případě této výjimky podle směrnice 2009/72/ES.
(104)
Pokud jde o skutkové okolnosti, nedošlo navíc od roku 2003 k žádné změně. Od roku 2003 nedoznala zeměpisná poloha nepropojených ostrovů, ekonomické faktory určující provoz elektroenergetických soustav v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani charakter zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na těchto ostrovech žádných věcných změn.
(105)
Ve věci původní žádosti předložené v roce 2003 nebylo dosud rozhodnuto. Nečinnost Komise by neměla poškozovat Řeckou republiku. Řecká republika splnila své povinnosti podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES a čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech předložila podle těchto článků řádně odůvodněnou žádost o povolení výjimky.
(106)
Je tudíž vhodné, aby toto rozhodnutí o povolení výjimky nabylo účinnosti ke dni oznámení původní žádosti, tj. ke dni 5. prosince 2003.
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Toto rozhodnutí se vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy uvedené v tabulce.
Pro účely tohoto rozhodnutí je Kréta malou izolovanou soustavou a všechny ostatní izolované soustavy jsou izolovanými mikrosoustavami.
Článek 2
1. Pro malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy se povoluje výjimka z ustanovení článku 33 směrnice 2009/72/ES.
2. Tato výjimka je platná do 17. února 2016 nebo do okamžiku kompletní instalace infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, podle toho, co nastane později. Použitelnost této výjimky však v každém případě skončí dne 17. února 2019.
3. Řecké orgány do 17. února 2015 vypracují plán investic do infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, přičemž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou, dokdy musí být instalace infrastruktury dokončena. V tomto plánu upřednostní Krétu a Rhodos.
4. Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 musí řecké orgány vypracovávat zprávu, v níž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou: a) zda došlo k otevření trhu; b) stav investic do infrastruktury ve vztahu k příslušnému plánu; c) zásadní a věcné problémy stále bránící otevření trhu; a d) zda jsou tyto problémy přímým důsledkem nedokončení investic do infrastruktury, jak je stanoveno v čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy.
Článek 3
1. Povoluje se výjimka z ustanovení čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, podle níž lze povolení pro rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající tradiční kapacity v rámci izolovaných mikrosoustav udělit přímo společnosti PPC.
2. Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje i projekty na rekonstrukci, modernizaci a rozšíření tradiční výrobní kapacity, pro něž je ke dni oznámení tohoto rozhodnutí k dispozici platné povolení vydané orgánem RAE;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se nepovažuje za stávající kapacitu, nýbrž za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné tradiční výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
3. Po skončení platnosti povolení uděleného podle prvního odstavce lze na základě vlastního uvážení orgánu RAE platnost tohoto povolení prodloužit za předpokladu, že k prodlevám s rekonstrukcí, modernizací a rozšířením stávající tradiční kapacity došlo z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit.
4. Tato výjimka se již nevztahuje na povolení udělená podle prvního odstavce, jejichž platnost již skončila nebo jež byla zrušena.
5. Všechna další ustanovení článku 7 směrnice 2009/72/ES jsou nadále platná v plném rozsahu.
6. Tato výjimka je platná do 1. ledna 2021.
Článek 4
1. Výjimky stanovené v tomto rozhodnutí pozbývají v okamžiku propojení malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav s propojenou soustavou platnosti.
2. Řecké orgány:
a)
v rámci povolovacího či výběrového řízení na nové kapacity v některé izolované soustavě na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, bude povolení pro nové kapacity zamítnuto. Náklady zahrnují všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
zajistí, že studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do projektovaného propojení a jeho provoz. Nepřihlíží k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizují řecké orgány z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení proběhne tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve stanovené lhůtě, musí řecké orgány usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
Článek 5
Toto rozhodnutí se použije ode dne 5. prosince 2003.
Článek 6
Toto rozhodnutí je určeno Řecké republice.
V Bruselu dne 14. srpna 2014.
KOMMISSIONENS BESLUT
av den 14 augusti 2014
om att bevilja Republiken Grekland ett undantag från vissa bestämmelser i Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/72/EG
[delgivet med nr C(2014) 5902]
(2014/536/EU)
EUROPEISKA KOMMISSIONEN HAR ANTAGIT DETTA BESLUT
med beaktande av fördraget om Europeiska unionens funktionssätt,
med beaktande av Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/72/EG av den 13 juli 2009 om gemensamma regler för den inre marknaden för el och om upphävande av direktiv 2003/54/EG, särskilt artikel 44.1 och 48,
med beaktande av ansökningarna från Republiken Grekland av den 17 januari 2012 och av den 5 december 2003,
efter att ha informerat medlemsstaterna om denna ansökan, och
av följande skäl:
1. FÖRFARANDE
(1)
Den 17 januari 2012 lämnade det grekiska ministeriet för miljö, energi och klimatförändring (nedan kallat Ypeka) in en ansökan (nedan kallad ansökan) till kommissionen, i enlighet med artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG (1), om ett undantag från kapitlen III och VIII i direktiv 2009/72/EG för vissa grekiska öar som inte är sammanlänkade med elsystemet på det grekiska fastlandet (nedan kallade icke-anslutna öar).
(2)
Den 12 september 2012 begärde kommissionen att den grekiska tillsynsmyndigheten för energisektorn (nedan kallad RAE) skulle yttra sig om ansökan. RAE besvarade denna begäran den 16 november 2012 (nedan kallat RAE:s yttrande).
(3)
RAE lämnade in ytterligare synpunkter för att motivera ansökan den 17 december 2013, den 23 december 2013, den 4 februari 2014, den 28 februari 2014 och den 17 mars 2014.
(4)
Den 14 mars 2014 (med ett tillägg som sändes den 20 mars 2014) underrättade kommissionen medlemsstaterna om ansökan i enlighet med artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG, med en begäran att lämna eventuella synpunkter senast den 25 mars 2014. Inga synpunkter lämnades in.
(5)
Ypeka förnyade genom sin ansökan den begäran som lämnades in av ministeriet för utveckling den 5 december 2003 i enlighet med artikel 26.1 i Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/54/EG (2) (nedan kallad den ursprungliga ansökan) om undantag från vissa bestämmelser i direktiv 2003/54/EG. Preliminära åtgärder vidtogs för att utreda den ursprungliga ansökan, men undantaget enligt artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG varken beviljades eller avslogs.
2. ANSÖKAN SOM LÄMNATS IN AV YPEKA
2.1 TILLÄMPNINGSOMRÅDE FÖR DET BEGÄRDA UNDANTAGET
(6)
Ansökan gäller en begäran om undantag från kapitlen III och VIII i direktiv 2009/72/EG.
(7)
I kapitel III i direktiv 2009/72/EG hänvisas till tillståndsförfarande och upphandling i fråga om ny kapacitet. Kapitel VIII handlar om tredje parts tillträde, marknadsöppnande och direktledningar.
2.2 NUVARANDE ORGANISATION AV ELSYSTEMET PÅ ICKE-ANSLUTNA ÖAR
(8)
De grekiska energimarknaderna styrs i första hand av den grekiska lagen 4001/2011 som införlivar direktiv 2009/72/EG. Lag 4001/2011 trädde i kraft den 22 augusti 2011.
(9)
Deddie SA (nedan kallat Deddie) är systemansvarigt för Greklands distributionssystem. Deddie ägs till 100 % av, men är juridiskt och funktionellt fristående från, Public Power Corporation (nedan kallat PPC), den etablerade grekiska producenten och leverantören av elektricitet. Tillgångarna i form av elnätet sköts av Deddie och ägs av PPC.
(10)
I enlighet med artikel 127 i lag 4001/2011 ansvarar Deddie för utveckling, drift och underhåll av det grekiska eldistributionssystemet, vilket inbegriper eldistributionssystemet på de icke-anslutna öarna.
(11)
Dessutom ansvarar Deddie för driften av elsystemen på de icke-anslutna öarna. Här ingår följande uppgifter: i) att utarbeta en utvecklingsplan för elproduktion i enskilda mikrosystem, inklusive ett program för att sammanlänka dem med andra icke-anslutna öar; ii) att säkerställa nödvändig plats för att anlägga ny produktionskapacitet, bygga ut befintliga komponenter för kapacitet eller leverans och bygga ut det grekiska eldistributionssystemet till icke-anslutna öar och enskilda mikrosystem; iii) att ingå avtal med licensinnehavare som styr leveranser av el till och från systemet, tillhandahållande av sidotjänster till distributionsnäten på de icke-anslutna öarna och ersättning till elproducenterna, avgifter från kunder och leverantörer för den el som levereras till dem och andra kredit- och debetposter på särskilda konton, t.ex. sådana för ersättning i samband med allmännyttiga skyldigheter.
(12)
I artikel 137.1 i lag 4001/2011 föreskrivs att alla elkonsumenter ska klassificeras som berättigade kunder, med undantag för konsumenter i enskilda mikronät, om inte annat följer av artikel 139 i samma lag.
(13)
Enligt artikel 133.3 i lag 4001/2011 gäller följande:
”Med undantag för fall där el produceras med förnybara energikällor eller högeffektiva kraftvärme- eller hybridanläggningar och när det gäller egenproducenter, gäller att om undantag har beviljats i enlighet med bestämmelserna i artikel 139 ska endast PPC beviljas produktionslicens i enlighet med vissa licensregler. PPC ska ansvara för oavbruten försörjning av de enskilda mikrosystem för vilka PPC får licens, och för tryggad långsiktig ekonomisk drift av elsystemen på dessa öar.”
(14)
Enligt artikel 134 i lag 4001/2011 gäller följande:
”Utan att det påverkar tillämpningen av bestämmelserna i artikel 139 i denna lag ska endast PPC beviljas försörjningslicenser för enskilda mikronät i enlighet med kraven i licensreglerna. PPC måste försörja icke-berättigade kunder med el på begäran.”
(15)
Enligt artikel 139 i lag 4001/2011 kan undantag från bestämmelserna i lag 4001/2011 beviljas i enlighet med bestämmelserna i artikel 44 i direktiv 2009/72/EG.
(16)
I ministerbeslut nr PD5/EL/B/F IB/12924, som antagits i enlighet med artikel 28 i den grekiska lagen 3426/2005, fastställs att elförsörjning till konsumenter på icke-anslutna öar, oavsett elproducent, utgör en skyldighet att tillhandahålla allmännyttiga tjänster (nedan kallad allmännyttig skyldighet) av allmänt ekonomiskt intresse. Med hänvisning till social sammanhållning måste elleverantörer på icke-anslutna öar tillhandahålla el till samma pris (per konsumentkategori) som i det grekiska sammanlänkade systemet.
(17)
I artikel 52 i den grekiska lagen 4001/2011 föreskrivs att kunder på icke-anslutna öar är berättigade till särskilda tjänster, både när det gäller pris och kvalitet och försörjningstrygghet, samt öppenhet i fråga om avtalsvillkor. De som fullgör den allmännyttiga skyldigheten får i utbyte en ekonomisk ersättning som beräknas på grundval av en metod som fastställts genom RAE:s beslut 24/2014 (3). Denna metod grundar sig på skillnaden mellan hela produktionskostnaden (fast och rörlig) på icke-anslutna öar och det fulla marknadspriset för leverantörer i det sammanlänkade systemet (systemets marginalkostnader plus alla andra mekanismer i det grekiska sammanlänkade systemet). Ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten beräknas månadsvis och per autonomt ösystem, och kontrolleras av RAE. Ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten samlas in genom en avgift som omfattar alla kunder, inklusive de som finns på icke-anslutna öar. (4) Mekanismen för ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten förvaltas av den grekiska, statligt ägda marknadsaktören LAGIE. Ministerbeslut D5-EL/B/F1/oik.27547 från december 2011 (5), grundat på bestämmelserna i artikel 55.3 i lag 4001/2011, fastställde att den allmännyttiga skyldigheten ska gälla alla leverantörer, och att alla leverantörer därför är berättigade till ersättning för den allmännyttiga skyldigheten.
(18)
Elförsörjning och elproduktion på icke-anslutna öar regleras mer i detalj i sekundärlagstiftning. Särskilt gäller att RAE, genom sitt beslut nr 39/2014 av den 28 januari 2014, antog regelverket för förvaltning av elkraftsystem på icke-anslutna öar (nedan kallat regelverket för icke-anslutna öar), som reglerar många frågor när det gäller drift av de enskilda systemen på icke-anslutna öar, inklusive marknadsöppnande, avräkning på marknaden och elproduktion. Regelverket för icke-anslutna öar trädde i kraft samma dag som det offentliggjordes, dvs. den 17 februari 2014.
2.3 PÅTAGLIGA PROBLEM MED DRIFTEN AV ENSKILDA SYSTEM
(19)
I ansökan lyfts följande problem fram i fråga om driften av de grekiska enskilda elsystemen:
a)
Den stora variationen i efterfrågan på el i enskilda mikrosystem, framhävd av i) turismens roll i öarnas ekonomiska utveckling och ii) den ökande användningen av förnybara energikällor.
Dessa faktorer har negativ inverkan på belastningsfaktorn för produktionskapaciteten i konventionella värmekraftverk och på möjligheten att täcka investeringskostnaderna för sådan produktionskapacitet.
b)
Den stora variationen i väderförhållandena på öarna som påverkar efterfrågan och orsakar störningar i produktionssystemen, och därför kräver omfattande reserver.
(20)
I ansökan lyfts följande problem fram i fråga om konventionell produktion i de grekiska små enskilda elsystemen:
a)
Svårigheterna eller till och med det omöjliga i att hitta lämpliga platser för nya konventionella kraftverk i de enskilda mikrosystemen, främst på grund av motstånd från allmänheten.
b)
De icke-anslutna öarnas begränsade storlek som ger upphov till stora omkastningar i planeringen för den långsiktiga produktionsutvecklingen i värmekraftverk, till följd av oförutsägbara investeringar hos elkonsumenterna (t.ex. stora turistanläggningar eller båthamnar) som kräver snabb och flexibel reaktion på efterfrågan på el.
c)
Efterfrågan på el i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna förväntas öka med 2 % per år fram till 2017. Även om PPC beviljats tillstånd att anlägga den ytterligare kapacitet som krävs (och som 2017 förväntas täcka efterfrågan på alla icke-anslutna öar, med nödvändiga reservmarginaler) och detta anläggande redan har tidsplanerats har det inte alltid varit möjligt att följa tidsplanen.
d)
Den låga belastningen och de stora variationerna i belastningen samt den ökande användningen av förnybara energikällor i de flesta enskilda mikrosystemen begränsar de tillgängliga tekniska lösningarna för konventionell produktion till små produktionsanläggningar som eldas med tjock eldningsolja med låg svavelhalt eller med lättolja.
e)
Förfarandena för upphandling av ny elproduktion är tidskrävande. Det tar två till tre och ett halvt år från den tidpunkt då tillstånd beviljas till dess att elgeneratorna tas i drift.
f)
Planerna som utvecklas för att anlägga länkar mellan det grekiska sammanlänkade systemet och de enskilda mikrosystemen på de icke-anslutna öarna undergräver intresset för att investera i konventionell produktionskapacitet på dessa öar. Projekt för sammanlänkning av Kykladerna och Kreta är tidsplanerade.
(21)
Resultatet är att nödlösningar regelbundet måste tillgripas, t.ex. i form av inhyrda mobila dieseldrivna generatorer eller gasturbiner. Behovet av tillstånd från fall till fall för att klara akuta produktionsbehov är inte önskvärt eftersom det ger upphov till oekonomisk inhyrning i stället för inköp av utrustning. Ansökan innehåller flera exempel på oförutsedda händelser som orsakat mer långsiktig användning av mobila generatorer.
(22)
I ansökan lyfts följande problem fram i fråga om marknadsöppnande i de enskilda elsystemen på de icke-anslutna öarna:
a)
För att möjliggöra marknadsöppnande kommer särskild infrastruktur att behöva utvecklas och anläggas i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna. Denna infrastruktur medför anläggande av kontrollcentraler för att hantera i) den dagliga produktionsplaneringen och ii) marknadsavräkningen i varje enskilt system genom fördelning av produktionskostnaden i varje enskilt system till de leverantörer som är verksamma där.
Den nödvändiga infrastrukturen är dyr och kostnaderna läggs på konsumenterna.
b)
Till följd av den allmännyttiga skyldigheten är konsumentpriserna för el samma för alla konsumentkategorier i hela det grekiska territoriet. Den högre produktionskostnaden på de icke-anslutna öarna jämfört med produktionskostnaden i det sammanlänkade systemet måste därför täckas av leverantörer som är verksamma på de icke-anslutna öarna genom att respektive del av ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten fördelas som en funktion av leverantörernas elförsäljning till sina kunder.
Det hävdas att den stora variationen i värdet av den årliga genomsnittliga rörliga produktionskostnaden per icke-ansluten ö skulle göra att avräkningsmekanismen för marknaden blir komplicerad.
(23)
Följaktligen anser Ypeka att utveckling av den nödvändiga infrastrukturen för elmarknadens drift och tillsyn i samband med marknadsöppnande i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna medför kostnader som uppväger de fördelar som skulle tillfalla konsumenterna genom marknadsöppnande.
(24)
Ansökan innehåller inte något datum då det begärda undantaget skulle löpa ut.
3. RAE:s YTTRANDE
3.1 TILLÄMPNINGSOMRÅDE FÖR UNDANTAGET
3.1.1 Undantag från kapitel III i direktiv 2009/72/EG
(25)
RAE anser att undantaget från kapitel III, i enlighet med artikel 44.1, inte bör gälla anläggande av ny produktionskapacitet som kan utvecklas i ett enskilt system, utan endast renovering, uppgradering eller utvidgning av den befintliga produktionskapaciteten. Den befintliga produktionskapaciteten utgörs av de kraftverk som redan är i drift eller som håller på att anläggas på de icke-anslutna öarna. Alla nya kraftverk som kommer att anläggas på dessa öar anses utgöra ny produktionskapacitet.
(26)
RAE konstaterar att oberoende kraftproducenter (dvs. andra än PPC) har visat starkt intresse för att utveckla förnybara energikällor och kraftvärmeverk i alla enskilda mikrosystem under de senaste två årtiondena. Följaktligen bör tillträde för tredje part till elsystemen på alla icke-anslutna öar i fråga om utveckling av förnybara energikällor och kraftvärmeproduktion inte begränsas.
(27)
RAE uppger att man inte motsätter sig att bevilja undantag så att nya konventionella kraftverk kan tas i bruk, förutsatt att vissa villkor är uppfyllda. I artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG erbjuds dock inte någon möjlighet till undantag för ny kapacitet.
(28)
RAE anser att utvidgad kapacitet i befintliga konventionella anläggningar främst gäller kortsiktig kapacitetsbrist på de icke-anslutna öarna, särskilt under perioder med stor efterfrågan (t.ex. sommarens högsäsong), till följd av oförutsedda skador på befintlig kapacitet eller fördröjt anläggande av ny kapacitet. Dessa utvidgningar är föremål för öppet anbudsförfarande i enlighet med artikel 8 i direktiv 2009/72/EG. Ett sådant förfarande är tidskrävande och inte anpassat till den brådska som gäller i nödsituationer.
(29)
RAE godtar att PPC bör ta hand om alla sådana nödsituationer. Med tanke på att PPC kan flytta mobila konventionella enheter från öar med överkapacitet till öar med kapacitetsunderskott skulle denna lösning också kunna vara den mest ekonomiska.
(30)
RAE betonar att varje undantag måste göra det möjligt att specificera ett lämpligt licensförfarande för nödsituationer och i synnerhet vilka av kriterierna i artikel 7 i direktiv 2009/72/EG som ska undersökas av de behöriga licensgivande myndigheterna.
(31)
RAE anser att undantag bör beviljas med begränsad varaktighet, t.ex. högst tio år.
3.1.2 Undantag från kapitel VIII i direktivet
(32)
Enligt RAE är elförsörjningen på de icke-anslutna öarna i praktiken kopplad till den allmännyttiga skyldigheten och den tillhörande ersättningen därför att i) kostnaderna för elproduktion på de icke-anslutna öarna är betydligt högre än på fastlandet och ii) den grekiska staten kräver en enhetlig prissättning per kundkategori på sitt territorium.
(33)
Regelverket för icke-anslutna öar förutsätter att viss mät- och registreringsutrustning för timvis mätning och energihushållning installeras på de icke-anslutna öarna, liksom kontrollcentraler och IT-system för övervakning och tillhörande uppgifter. RAE hävdar att denna infrastruktur är nödvändig för att
a)
säkerställa att kostnaderna för den allmännyttiga skyldigheten är öppna, icke-diskriminerande och kontrollerbara,
b)
uppnå korrekt drift och sund förvaltning av själva elsystemen och därmed det mest ekonomiska driftssättet, vilket i sin tur ger större minskning av elkonsumenternas avgifter som bekostar ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten,
c)
åstadkomma större användning av förnybara energikällor och kraftvärme, inklusive teknik för förnybar energi med komplexa och särskilda krav i fråga om förvaltning, exempelvis förnybara energikällor med lagring och solvärmeanläggningar,
d)
garantera den nödvändiga öppenheten i förvaltningen av de enskilda systemen, och därmed icke-diskriminerande behandling av alla marknadsaktörer, särskilt producenter.
(34)
RAE hävdar därför att denna infrastruktur måste installeras i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna, oavsett om en eller flera leverantörer har licens för verksamhet inom ett enskilt mikrosystem.
(35)
Den uppskattade kostnaden för att installera denna infrastruktur förväntas inte överstiga 20-30 miljoner euro för samtliga icke-anslutna öar, inklusive Kreta och Rhodos. RAE anser att denna summa är rimlig, särskilt om hänsyn tas till den förväntade nyttan, dvs. säkrad öppenhet och kontroll i fråga om den allmännyttiga skyldigheten samt en sund och kontrollerad drift av enskilda elsystem.
(36)
I motsats till Ypeka anser RAE att licensiering av mer än en leverantör för verksamhet i ett visst enskilt system på de icke-anslutna öarna inte kommer att medföra några betydande extra kostnader för den infrastruktur som krävs, eftersom den under alla omständigheter redan är nödvändig för den dagliga tidsplaneringen av de produktionsenheter som finns på de icke-anslutna öarna och för marknadsavräkningen och underlaget för den allmännyttiga skyldigheten.
(37)
Dessutom anser RAE att tillåtelse till mer än en enda leverantör att verka innebär ytterligare betydande fördelar för konsumenterna på de icke-anslutna öarna.
(38)
Följaktligen anser RAE att det inte är berättigat att permanent utesluta alternativa leverantörer från marknaderna på de icke-anslutna öarna. Installation av nödvändig infrastruktur så som beskrivs ovan förväntas vara klar inom en period av tre till fem år. RAE skulle inte motsätta sig ett eventuellt undantag endast för denna tidsperiod och utan någon ytterligare förlängning.
(39)
RAE konstaterar vidare att om status för något enskilt system på de icke-anslutna öarna förändras så att det inte längre faller inom kategorin små enskilda system eller enskilda mikrosystem, bör undantaget automatiskt upphöra att gälla. Detta skulle kunna uppstå om de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna ansluts till det grekiska sammanlänkade systemet.
4. BEDÖMNING
4.1 RÄTTSLIG GRUND FÖR ANSÖKAN
(40)
I artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG föreskrivs möjligheten att göra undantag från vissa bestämmelser i direktivet, där undantaget gäller små enskilda system och enskilda mikrosystem.
(41)
Enligt artikel 2.26 i direktiv 2009/72/EG är ett ”litet enskilt system” varje system med en förbrukning på mindre än 3 000 GWh under året 1996 och där mindre än 5 % av årsförbrukningen erhålls genom sammanlänkning med andra system.
(42)
Enligt artikel 2.27 i direktiv 2009/72/EG är ett ”enskilt mikrosystem” varje system med en förbrukning på mindre än 500 GWh under året 1996 och där det inte finns någon länk till andra system.
(43)
De enskilda system som ingår i ansökan omfattar en och ibland flera icke-anslutna öar (se kolumnerna 1 och 2 i tabell). Även om ett enskilt system omfattar flera icke-anslutna öar som är inbördes sammanlänkade är elsystemet som omfattar dessa sammanlänkade icke-anslutna öar enskilt, i den meningen att det inte är anslutet till något annat elsystem.
(44)
Ansökan hävdar att 31 av de 32 enskilda systemen är enskilda mikrosystem, där det största finns på Rhodos. De enskilda mikrosystem för vilken ansökan har gjorts stod för 5,24 % av den totala elförsäljningen i Grekland under 2010. Det enskilda systemet på Kreta anses vara ett litet enskilt system. Kreta stod 2010 för 3,01 % av den grekiska efterfrågan på el.
Efterfrågan per år i enskilda system
Efterfrågan per år (MWh)
Efterfrågan för år 1996
Namn på det enskilda systemet
Icke-anslutna öar som ingår i det enskilda systemet
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nej
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Ja
Ja
Lemnos
Lemnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Ja
Ja
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Tabellen ovan innehåller de enskilda system som anges i ansökan samt vissa uppgifter om vart och ett av dem. Dessa uppgifter visar att efterfrågan på el under 1996 kvalificerar samtliga enskilda system, utom Kreta, som enskilda mikrosystem i den mening som avses i artikel 2.27 i direktiv 2009/72/EG. När det gäller Kreta ska det dessutom nämnas att, eftersom Kreta inte var och fortfarande inte är sammanlänkat med något annat elsystem, den procentuella andelen av efterfrågan som tillgodosågs genom sammanlänkning var och fortfarande är noll, dvs. lägre än 5 %. Kreta är således ett litet enskilt system i den mening som avses i artikel 2.26 i direktiv 2009/72/EG.
(46)
RAE:s yttrande innehåller inte någon kommentar om de enskilda system som anges i ansökan.
(47)
Kommissionen drar därför slutsatsen att alla de enskilda system som anges i kolumn 1 i ovanstående tabell är enskilda mikrosystem i den mening som avses i artikel 2.27 i direktiv 2009/72/EG, utom Kreta som är ett litet enskilt system i den mening som avses i artikel 2.26 i direktiv 2009/72/EG.
4.2 PÅTAGLIGA PROBLEM MED DRIFTEN AV KONVENTIONELLA KRAFTVERK I ENSKILDA MIKROSYSTEM
(48)
Kommissionen anser att det finns påtagliga problem med driften av konventionella kraftverk i enskilda mikrosystem. Detta beror särskilt på följande faktorer:
a)
Storleken på den belastning som behöver tillgodoses på öarna tillåter inte att större, effektivare och kostnadseffektivare konventionella kraftverk anläggs. Dessutom kan ett enskilt system inte vara beroende av ett enda kraftverk om driften ska ha godtagbara säkerhetsmarginaler.
Inget av de enskilda mikrosystemen hade under 2013 en toppbelastning över 188,5 MW. Genomsnittet och medianen för toppbelastningen, 20,8 MW respektive 4,2 MW, är mycket lägre.
Ingen av de konventionella anläggningar som för närvarande finns i de enskilda mikrosystemen har en kapacitet som är högre än 27 MW. Genomsnittet och medianen för anläggningsstorleken, 3,9 MW respektive 1,1 MW, är mycket lägre.
Den ringa storleken på belastningen som ska tillgodoses och den kraftiga variationen i efterfrågan, som ytterligare påverkas av den ökade användningen av förnybara energikällor, begränsar också valet av teknik i de konventionella kraftverk som kan utnyttjas i de enskilda mikrosystemen.
All konventionell produktionskapacitet i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna drivs med diesel eller eldningsolja.
b)
Den årliga belastningsfaktorn är låg i samtliga enskilda mikrosystem. Belastningsfaktorn översteg under år 2012 inte 0,54 i något av de enskilda mikrosystemen. Genomsnittet och medianen för toppbelastningen är båda 0,38 och alltså ännu lägre. Med tanke på prioriteringen av förnybara energikällor och det faktum att de belastningsfaktorer som används här avspeglar hela elsystemet i det enskilda mikrosystemet, är belastningsfaktorn för konventionella kraftverk på de icke-anslutna öarna ännu lägre.
Den årliga belastningsfaktorn i det grekiska sammanlänkade systemet är normalt cirka 50 % för alla enheter och 65 % för värmekraftenheter (6).
Den årliga belastningsfaktorn visar den faktiska användningen av kraftverken under ett visst år och därmed deras förmåga att generera vinst.
Den ökade användningen av förnybara energikällor kommer att ytterligare minska den belastning som ska tillgodoses av konventionella kraftverk.
c)
Det finns flera projekt som syftar till att sammanlänka de icke-anslutna öarna, framför allt Kykladerna och Kreta, med det huvudsakliga grekiska sammanlänkade systemet. Såsom förklaras ovan är konventionella kraftverk på de icke-anslutna öarna inte lika effektiva som de kraftverk som anläggs i det sammanlänkade systemet, och de kommer därför sannolikt inte att vara ekonomiskt bärkraftiga efter en sammanlänkning av de icke-anslutna öar där kraftverken finns.
Möjligheten att ett enskilt system kommer att sammanlänkas är därför ett allvarligt hinder för investeringar i konventionell kapacitet på de icke-anslutna öarna.
d)
Den relativt låga belastning som ska tillgodoses innebär att relativt små omkastningar i efterfrågan sannolikt påverkar den produktionskapacitet som krävs inom ett visst enskilt system. Bristen på sammanlänkad kapacitet innebär att alla förändringar i efterfrågan med nödvändighet måste motsvaras av produktionskapacitet som finns inom det enskilda mikrosystemet.
Denna faktor ökar behovet av snabbhet och flexibilitet när det gäller att reagera på mer långsiktiga omkastningar i efterfrågan.
Detta behov av flexibilitet förstärks ytterligare genom de uppfattade svårigheterna att hitta lämpliga platser för konventionella kraftverk på de icke-anslutna öarna och fördröjningen i fråga om licens- och tillståndsförfaranden.
e)
Förhållandet mellan högsta och lägsta årliga efterfrågan under 2012 (7) i samtliga enskilda mikrosystem är minst 3,35, men högre, ofta mycket högre, i ett visst enskilt mikrosystem. Genomsnitt och median för förhållandet mellan högsta och lägsta efterfrågan är i själva verket 6,27 respektive 5,98.
Förhållandet mellan högsta och lägsta efterfrågan i det grekiska sammanlänkade systemet under 2010 är ungefär 3.
Det högre värdet för förhållandet mellan högsta och lägsta efterfrågan återspeglar den nivå i fråga om flexibilitet och reserver som, även inom ett visst år, behöver finnas tillgänglig inom den existerande produktionskapaciteten i ett enskilt system.
Det är i detta avseende värt att notera att 2012 användes mobila elgeneratorer i ungefär 60 % av de enskilda mikrosystemen.
(49)
Kommissionen drar därför slutsatsen att det finns påtagliga problem med drift av konventionella kraftverk i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna så som anges i tabellen ovan.
4.3 BEDÖMNING AV DET BEGÄRDA UNDANTAGET FRÅN KAPITEL III
4.3.1 Undantag från bestämmelserna i kapitel III kan inte gälla ny kapacitet
(50)
I enlighet med artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG kan undantag från bestämmelserna i kapitel III endast beviljas i fråga om renovering, uppgradering och utvidgning av befintlig kapacitet.
(51)
Följaktligen kan undantag från bestämmelserna i kapitel III i direktiv 2009/72/EG inte beviljas för ny kapacitet.
(52)
Eftersom de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna utgör distributionsnät skulle de grekiska myndigheterna i stället, i de fall där tillståndsförfarandet för ny kapacitet inte lyckas åstadkomma tillstånd till ny kapacitet i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna, kunna överväga att använda bestämmelserna i artikel 7.3 i direktiv 2009/72/EG även för ny småskalig konventionell kapacitet. Sådan ny småskalig konventionell kapacitet kan till exempel omfatta tillfällig produktionskapacitet som kan göras tillgänglig på lång sikt utan att permanent placeras på en särskild plats.
4.3.2 Undantag från bestämmelserna i kapitel III kan inte gälla Kreta
(53)
Som redan nämnts utgör samtliga icke-anslutna öar enskilda mikrosystem, med undantag för Kreta som utgör ett litet enskilt system.
(54)
Följaktligen kan undantag från bestämmelserna i kapitel III i direktiv 2009/72/EG inte beviljas för Kreta.
4.3.3 Undantag från bestämmelserna i kapitel III omfattar inte förnybara energikällor och kraftvärmeverk
(55)
I ansökan nämns det inte uttryckligen att det begärda undantaget endast gäller konventionella anläggningar.
(56)
I artikel 133.3 i lag 4001/2011 utesluts dock uttryckligen el producerad från förnybara energikällor, från högeffektiva kraftvärme- eller hybridanläggningar och när det gäller egenproducenter från tillämpningsområdet för den produktionslicens med ensamrätt som kan tilldelas PPC. Detta framgår även av artikel 225 i regelverket för icke-anslutna öar.
(57)
Dessutom gäller den inlämnade motiveringen endast påtagliga problem som rör driften av konventionella kraftverk. Det är i själva verket rimligt att dessa kraftverk står inför påtagliga problem, bland annat till följd av den ökade användningen av förnybara energikällor.
(58)
Även om ansökan skulle ha som mål att begära undantag från bestämmelserna i kapitel III i direktiv 2009/72/EG för andra produktionsanläggningar än konventionella kraftverk kan undantaget inte beviljas, eftersom inga motiverande skäl anges.
4.3.4 Undantag för tillstånd till renovering, uppgradering och utvidgning av befintlig kapacitet kan beviljas
(59)
Mot bakgrund av ovannämnda påtagliga problem med drift av konventionella kraftverk i de små enskilda systemen kan undantag beviljas för tillstånd till befintlig konventionell kapacitet i den mån detta avser renovering, uppgradering och utvidgning av befintlig konventionell kapacitet. Ett sådant tillstånd kan beviljas PPC direkt.
(60)
I detta beslut om undantag gäller följande:
a)
Befintlig konventionell produktionskapacitet omfattar projekt för anläggande av konventionell produktionskapacitet där en licens från RAE redan har beviljats och inte har dragits tillbaka den dag då detta beslut träder i kraft.
b)
Fullständig demolering av den huvudsakliga produktionskapaciteten i en befintlig anläggning och ersättning med en ny anläggning för elproduktion anses vara anläggande av ny kapacitet.
c)
Placering av tillfällig produktionskapacitet i omedelbar närhet av den befintliga kapaciteten utgör en utvidgning av den befintliga kapaciteten.
(61)
Det finns dock inga skäl för ett undantag från de kriterier och villkor, t.ex. de som föreskrivs i artikel 7.2 i direktiv 2009/72/EG, som gäller för att ett tillstånd ska beviljas PPC.
(62)
Om undantaget beviljas PPC direkt är det dessutom viktigt att villkoren föreskriver skyldigheterna avseende den tidsfrist inom vilken de godkända konventionella kraftverken måste vara fullt fungerande, samt innehåller bestämmelser som säkerställer fullständigt och verkligt uppfyllande av dessa skyldigheter. När ett sådant tillstånd löper ut kan RAE på egen hand besluta att tillståndet förlängs, men endast om det löpt ut av skäl som ligger helt utanför PPC:s kontroll. När ett sådant tillstånd löper ut bör RAE organisera ett tillståndsförfarande helt i enlighet med artikel 7.1 i direktiv 2009/72/EG, och därmed inkludera deltagande av tredje parter.
4.3.5 Undantaget kan inte omfatta anbudsförfarande avseende ny kapacitet
(63)
Definitionsmässigt gäller anbudsförfaranden i den mening som avses i artikel 8 i direktiv 2009/72/EG den kapacitet som återstår att anläggas och tillståndsprövas, och som därmed utgör ny kapacitet.
(64)
Av de skäl som redan har angetts ovan bör undantag för ny kapacitet i enlighet med artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG inte beviljas.
4.4 BEDÖMNING AV DET BEGÄRDA UNDANTAGET FRÅN KAPITEL VIII
4.4.1 Undantag från bestämmelserna i kapitel VIII omfattar inte artikel 32 om tredje parts tillträde
(65)
Ansökan gäller undantag från kapitel VIII i direktiv 2009/72/EG och kan därmed anses omfatta en begäran om undantag från bestämmelserna i artikel 32 om tredje parts tillträde.
(66)
Ansökan anger inte om det begärda undantaget omfattar även artikel 32 i direktiv 2009/72/EG, och ger inte heller några skäl som motiverar ett sådant undantag. I lag 4001/2011 och i regelverket för icke-anslutna öar åläggs i stället Deddie att ge icke-diskriminerande tillträde för tredje part till det distributionssystem som drivs av Deddie (t.ex. artikel 127 i lag 4001/2011). Följaktligen kan ett sådant undantag inte beviljas.
4.4.2 Undantag från artikel 33 om öppnande av marknaderna och ömsesidighet
4.4.2.1 Inga skäl för permanent undantag från artikel 33 i direktiv 2009/72/EG
(67)
Ansökan hävdar i huvudsak att PPC bör förbli den enda leverantören med licens att försörja kunder på de icke-anslutna öarna, med motiveringen att utveckling av nödvändig infrastruktur för elmarknadens drift och tillsyn i enskilda mikrosystem, tillsammans med den som krävs för marknadsöppnande för tredjepartsleverantörer, innebär att driftskostnaderna för operatörerna på de icke-anslutna öarna uppväger konsumenternas fördelar från ett öppnande av marknaden.
(68)
Som framgår av RAE:s yttrande är syftet med den infrastruktur som installerats på de icke-anslutna öarna att säkerställa att den allmännyttiga skyldigheten kan administreras i enlighet med gällande lag och på ett öppet, kontrollerbart och icke-diskriminerande sätt. Dessutom krävs infrastrukturen för driften av de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna ur teknisk och ekonomisk synvinkel. Eftersom infrastrukturen i vilket fall som helst är nödvändig för att uppfylla dessa krav, oberoende av antalet leverantörer som är licensierade på de icke-anslutna öarna, innebär följaktligen ett marknadsöppnande inte ökade kostnader för infrastrukturen.
(69)
Även om liknande infrastruktur krävs finns det ingen inneboende koppling mellan marknadsöppnande och den tekniska driften av de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna eller den allmännyttiga skyldigheten, eftersom det inte finns något orsakssamband mellan å ena sidan den tekniska och ekonomiska driften av dessa enskilda system och tillämpningen av den allmännyttiga skyldigheten i enlighet med gällande lagkrav och å andra sidan frågan om huruvida en eller flera leverantörer har licens att försörja elkonsumenter på de icke-anslutna öarna.
(70)
Det stämmer att den högre produktionskostnaden på de icke-anslutna öarna jämfört med produktionskostnaden i det sammanlänkade systemet måste täckas av leverantörer som är verksamma på de icke-anslutna öarna genom att respektive del av ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten fördelas som en funktion av leverantörernas elförsäljning till sina kunder. Fastställande av produktionskostnaderna på de icke-anslutna öarna är i vilket som fall som helst ett krav för att avgöra den ekonomiska ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten, oavsett antalet leverantörer som är verksamma på de icke-anslutna öarna.
(71)
Den enda ytterligare kravet för marknadsöppnande är fördelningen av ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten till respektive leverantör som en funktion av elförsäljningen till deras kunder. Även tillhörande kunduppgifter, särskilt mätaruppgifter, krävs, oavsett om en eller flera leverantörer har licens att försörja kunder som är baserade på de icke-anslutna öarna.
(72)
Att bevilja ersättning för den allmännyttiga skyldigheten till leverantörer innebär följaktligen enbart möjlighet att koppla kundernas mätaruppgifter till en viss licensierad leverantör, dvs. en i första hand administrativ process som bygger på information som helt eller i mycket stor utsträckning samlas in oavsett om marknadsöppnande föreligger eller inte på de icke-anslutna öarna. Dessutom är denna möjlighet en förutsättning för försörjningen på varje korrekt fungerande elmarknad. Sådana kostnader kan därför inte godtas som skäl till undantag avseende marknadsöppnande, eftersom de inte är specifika för verksamheten i enskilda system på icke-anslutna öar och inte kopplade till ett påtagligt problem med driften av dessa system.
(73)
Det är viktigt att notera att upprättande av register för att koppla mätaruppgifter till leverantörer är en del av den infrastruktur som behöver inrättas. Anläggning av hela den planerade infrastrukturen kommer att underlätta optimal drift av enskilda elsystem, samtidigt som ett fullständigt genomförande av de tillhörande investeringarna inte är en nödvändig förutsättning för att marknadsöppnande ska äga rum.
(74)
Det faktum att det kan förekomma stora variationer i värdet för den genomsnittliga rörliga produktionskostnaden per år och icke-ansluten ö är oväsentligt. Även om sådana variationer kan påvisas gäller de i själva verket produktionskostnaden för el inom de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna. Det finns redan krav att detta belopp fastställs för administrationen av den allmännyttiga skyldigheten i enlighet med lagkraven, och detta påverkas dessutom inte på något sätt av antalet leverantörer med licens att försörja kunder som är baserade på de icke-anslutna öarna. Med tanke på att administrationen av den allmännyttiga skyldigheten redan bygger på ett månatligt system, separat för varje enskilt system, är det svårt att föreställa sig att stora årliga variationer per icke-ansluten ö kan ge upphov till väsentliga problem.
(75)
Av ovanstående följer att antalet leverantörer med licens att försörja kunder på de icke-anslutna öarna varken har någon inneboende koppling till den tekniska och ekonomiska driften av de enskilda systemen eller till tillämpningen av den allmännyttiga skyldigheten i enlighet med relevanta lagkrav.
(76)
Det kan dessutom noteras att marknadsöppnande har fördelar som uppväger kostnaderna, om sådana finns, för marknadsöppnandet. Alternativa leverantörer på de icke-anslutna öarna skulle, så som RAE påpekar, kunna ge ytterligare betydande fördelar för de kunder som är baserade på de icke-anslutna öarna, genom att kombinera elförsörjning med tillhandahållande av andra tjänster.
(77)
Ansökan om permanent undantag från artikel 33 bör följaktligen inte beviljas.
4.4.2.2 Begränsad varaktighet för undantag från artikel 33 i direktiv 2009/72/EG för ett enskilt system
(78)
Mot bakgrund av ovanstående måste det erkännas att marknadsöppnande kräver praktiska åtgärder som möjliggör att enskilda system på icke-anslutna öar kan drivas helt i enlighet med regelverket för icke-anslutna öar. Praktiska problem i samband med marknadsöppnande kan innebära antingen att de register som krävs för att koppla mätare och mätaruppgifter till leverantörer inte är tillgängliga eller att den optimala infrastrukturkonfigurationen ännu inte finns på plats. På denna grundval kan man tänka sig att bevilja ett tidsbegränsat undantag från artikel 33 i direktiv 2009/72/EG.
(79)
Vid bedömningen av varaktigheten för ett sådant undantag från kapitel VIII är följande två överväganden relevanta:
a)
Som redan påpekats är det viktigaste kravet för marknadsöppnande på de icke-anslutna öarna att det finns tillgång till ett register på de icke-anslutna öarna så att mätaruppgifter kan kopplas till en viss leverantör. I artikel 327.4 i regelverket för icke-anslutna öar föreskrivs att det register som krävs för detta ändamål är klart senast två år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft. Tillgången till registret är en nödvändig förutsättning för marknadsöppnande i praktiken.
b)
Fullbordandet av investeringsprogrammet för infrastruktur som ska installeras på de icke-anslutna öarna skulle i praktiken säkert underlätta marknadsöppnande på de icke-anslutna öarna. Detta är dock inte ett nödvändigt krav. I artikel 237.7 i regelverket för icke-anslutna öar fastställs en tidsplan där alla nuvarande icke-anslutna öar antas vara utrustade med den tillkommande infrastrukturen som ska installeras på de icke-anslutna öarna senast fem år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft.
(80)
Följaktligen bör ett undantag från marknadsöppnande beviljas för minst två år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft, dvs. till och med den 17 februari 2016, för att de register som är en nödvändig förutsättning för marknadsöppnande ska fastställas. Eftersom hela infrastrukturen måste vara installerad senast fem år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft bör undantagets giltighet i alla händelser begränsas till fem år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft, dvs. till och med den 17 februari 2019, för samtliga enskilda system på de icke-anslutna öarna. Eftersom undantaget endast kan motiveras om marknadsöppnandet hindras av påtagliga och väsentliga problem som kan anses bero direkt på det ofullbordade investeringsprogrammet för infrastrukturen på de icke-anslutna öarna bör det kontrolleras regelbundet om dessa problem kvarstår i ett visst enskilt system på en icke-ansluten ö. Riktmärke för en sådan kontroll bör vara en investeringsplan, upprättad av Deddie och godkänd av de behöriga grekiska myndigheterna, för installation av den nödvändiga infrastrukturen på de icke-anslutna öarna. Denna plan bör därför vara avslutad och godkänd senast den 17 februari 2015.
(81)
För att inte försena marknadsöppnandet i onödan bör Deddies investeringsplan för infrastruktur godkännas av RAE, och de enskilda systemen på Kreta och Rhodos bör prioriteras, eftersom dessa är de mest befolkade icke-anslutna öarna.
(82)
Från och med den 17 februari 2016, och därefter årligen fram till den 17 februari 2019, bör Deddie upprätta en rapport, som bör godkännas av RAE, och ange på vilka grunder marknadsöppnande ännu inte har skett i ett visst enskilt system på en icke-ansluten ö. Rapporten bör offentliggöras och anmälas till kommissionen.
4.4.3 Undantaget från bestämmelserna i kapitel VIII omfattar inte artikel 34
(83)
Ansökan gäller undantag från kapitel VIII i direktiv 2009/72/EG och kan därmed anses omfatta en begäran om undantag från artikel 34 om direktledningar i den mening som avses i artikel 2.15 i direktiv 2009/72/EG.
(84)
Ansökan anger inte om det begärda undantaget omfattar även artikel 34 i direktiv 2009/72/EG.
(85)
Även om ansökan är avsedd att begära undantag från artikel 34 i direktiv 2009/72/EG bör ett sådant undantag följaktligen inte beviljas eftersom inga motiverande skäl anges.
4.4.4 Sammanlänkningar - tillämpning av undantaget från kapitlen III och VIII
(86)
Det aktuella undantaget gäller enskilda mikrosystem som tydligt kännetecknas av att de inte är sammanlänkade med andra elsystem, eller när det gäller små enskilda system att de endast i mycket begränsad omfattning är sammanlänkade med andra elsystem.
(87)
Dock gäller följande:
a)
Enligt den nyligen godkända tioåriga utvecklingsplanen för den systemansvarige för överföringssystemet i Grekland (nedan kallad ADMIE) förväntas sammanlänkningen av Kykladerna fullbordas i tre faser fram till 2018, där vissa öar i Kykladerna ska vara anslutna till det grekiska sammanlänkade systemet långt tidigare.
b)
Dessutom förväntas sammanlänkningen för Kreta vara klar 2020. De relevanta delarna av projektet under de första tre åren har tagits med i ADMIE:s godkända tioåriga utvecklingsplan från 2013. Den slutliga planen måste tas med i den tioåriga utvecklingsplan som kommer att godkännas under 2014.
(88)
Det är nödvändigt att uttryckligen föreskriva att det aktuella undantaget för ett visst enskilt system upphör automatiskt så snart en länk mellan ett visst enskilt system och det grekiska sammanlänkade systemet har blivit fullt fungerande.
(89)
Deddie ägs till 100 % av PPC, även om det är juridiskt och funktionellt avskilt. I motsats till en systemansvarig för distributionssystem i den mening som avses i direktiv 2009/72/EG har Deddie också omfattande arbetsuppgifter avseende driften av enskilda system på icke-anslutna öar och av elproduktionen på de icke-anslutna öarna, inklusive den konventionella produktionskapacitet som ägs av PPC och därmed även dess ekonomiska utbyte. Såsom anges ovan påverkar sammanlänkningen den ekonomiska bärkraften för de konventionella kraftverk som för närvarande finns i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna.
(90)
Undantag bör endast beviljas om de är proportionella och inte sträcker sig längre än vad som är strikt nödvändigt. Det är därför nödvändigt att ge tydliga incitament och visa öppenhet när det gäller beslut om att sammanlänka de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna.
(91)
I artikel 108 i lag 4001/2011 föreskrivs följande:
”ADMIE ska senast den 31 mars varje år lämna in en tioårsplan till RAE angående utvecklingen av det grekiska elöverföringssystemet […] tioårsplanen angående utvecklingen av det grekiska elöverföringssystemet ska särskilt […] c) tillhandahålla en teknisk och ekonomisk kostnads-nyttoanalys av större arbeten i överföringsnätet […], särskilt i fråga om […] sammanlänkningar mellan öar och överföringssystemet, inklusive en tidsplan, uppskattat kassaflöde och finansieringsbehov för alla investeringsprojekt.”
(92)
För att säkerställa tydliga incitament och öppenhet när det gäller beslut om att sammanlänka enskilda system på de icke-anslutna öarna bör de grekiska myndigheterna säkerställa följande:
a)
Att ADMIE, Deddie och RAE, i samband med tillståndsprövning eller anbudsförfarande för befintlig eller ny kapacitet i ett visst enskilt system på en icke-ansluten ö, systematiskt överväger alternativet att sammanlänka det enskilda system i vilket den aktuella icke-anslutna ön ingår. Ett tillstånd till befintlig eller ny kapacitet bör vägras om anläggande av en länk är kostnadseffektivare. Kostnaderna bör omfatta alla kostnader för att tillhandahålla el till slutkunder inom det enskilda systemet, inklusive ersättning för den allmännyttiga skyldigheten.
b)
Att ADMIE:s kostnads-nyttoanalys för större arbeten i överföringsnätet, i enlighet med artikel 108 i lag 4001/2011, enbart tar hänsyn till verkliga kostnader för investeringar och drift av sammanlänkningen. Särskilt bör den inte ta hänsyn till uteblivna intäkter eller värdeminskning avseende de konventionella produktionstillgångar som redan finns anlagda på de icke-anslutna öarna.
c)
Att RAE offentliggör, i samband med ADMIE:s tioåriga investeringsplan enligt artikel 108 i lag 4001/2011, de totala kostnaderna, inklusive ersättning för den allmännyttiga skyldigheten, för att försörja elkunder i vart och ett av de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna. Om anläggandet av en länk inte ingår i ADMIE:s tioåriga investeringsplan enligt artikel 108 i lag 4001/2011 som godkänts av RAE, kommer RAE att på eget initiativ eller på begäran av en tredje part organisera ett anbudsförfarande enligt artikel 22.7 b i direktiv 2009/72/EG för anläggande av en länk som ansluter ett eller flera enskilda system på icke-anslutna öar. En länk bör anläggas om den minskar de totala kostnaderna, inklusive ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten, för att försörja elkunder på de icke-anslutna öarna.
d)
Att RAE fastställer en tydlig tidsfrist för när anläggandet av en länk ska vara klart. Om länken inte anläggs alls eller inte anläggs inom den tidsfrist som fastställts av RAE bör skadestånd sökas för icke realiserade kostnadsbesparingar.
4.5 VARAKTIGHET
(93)
Det är nödvändigt att se över de omständigheter som utgör grunden för det aktuella undantaget, särskilt efter det att planerna för att sammanlänka vissa enskilda system ska vara klara och när tidsfristerna för installation av infrastruktur enligt artikel 237 i regelverket för icke-anslutna öar har löpt ut.
(94)
Följaktligen ska varje undantag gälla till och med den 1 januari 2021.
4.6 RETROAKTIV VERKAN
(95)
Såsom anges ovan innebar ansökan av den 17 januari 2012 en förnyelse av den ursprungliga ansökan som lämnades in 2003.
(96)
I artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG, som upphävts genom direktiv 2009/72/EG, fanns också bestämmelser som tillät medlemsstater att ansöka om undantag från vissa bestämmelser i det direktivet om det fanns påtagliga problem med driften av små enskilda system och enskilda mikrosystem. I enlighet med artikel 48 i direktiv 2009/72/EG ska hänvisningar till den upphävda artikeln 26.1 i direktiv 2003/54/EG anses som hänvisningar till artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG.
(97)
Definitionerna av litet enskilt system och enskilt mikrosystem i artikel 2.26 och 2.27 i direktiv 2003/54/EG är identiska med dem som används i artikel 2.26 och 2.27 i direktiv 2009/72/EG.
(98)
Båda dessa definitioner hänvisar till efterfrågan på el i enskilda system under 1996, som inte har förändrats. Dessutom var Kreta inte sammanlänkat med det grekiska sammanlänkade systemet vare sig 2003 eller 2012, eller vid den tidpunkt då det aktuella beslutet om undantag träder i kraft.
(99)
Följaktligen var samtliga enskilda mikroelsystem och små enskilda elsystem som betecknas som enskilda mikrosystem eller små enskilda system i ansökan att anse som sådana, både när den första ansökan lämnades in och när det aktuella beslutet om undantag träder i kraft.
(100)
Följaktligen har inga rättsliga eller faktiska förändringar inträffat beträffande de små enskilda system och enskilda mikrosystem som kan omfattas av undantag enligt direktiv 2003/54/EG och direktiv 2009/72/EG.
(101)
I artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG medgavs beviljande av undantag från kapitel III som innehåller bestämmelser, liksom kapitel III i direktiv 2009/72/EG, om tillstånds- och anbudsförfaranden för ny kapacitet.
(102)
I artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG medgavs beviljande av undantag från kapitel VII som innehåller bestämmelser, liksom kapitel VIII i direktiv 2009/72/EG, om tredje parts tillträde, marknadsöppnande och direktledningar.
(103)
Om kommissionen hade beviljat undantag som svar på den ursprungliga ansökan skulle den ha kunnat göra det på samma villkor som gäller för det aktuella undantaget enligt direktiv 2009/72/EG.
(104)
Dessutom har de faktiska omständigheterna inte förändrats sedan 2003. De icke-anslutna öarnas geografiska läge, de ekonomiska faktorer som styr drift av elsystemen inom de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna och karaktären av de påtagliga problem som finns angående drift av konventionella kraftverk inom de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna har inte ändrats väsentligt sedan 2003.
(105)
Behandlingen av den ursprungliga ansökan har pågått sedan 2003. Kommissionens passivitet bör inte vara till nackdel för Republiken Grekland. Republiken Grekland har uppfyllt sina skyldigheter enligt artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG och artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG och lämnat in en väl motiverad begäran om undantag enligt dessa artiklar för de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna.
(106)
Det är därför lämpligt att det aktuella beslutet om undantag har verkan från och med dagen för anmälan av den ursprungliga ansökan, dvs. från och med den 5 december 2003.
HÄRIGENOM FÖRESKRIVS FÖLJANDE.
Artikel 1
Detta beslut är tillämpligt på små enskilda system och enskilda mikrosystem som anges i tabell.
I detta beslut gäller att Kreta är ett litet enskilt system, medan samtliga övriga enskilda system är enskilda mikrosystem.
Artikel 2
1. Ett undantag beviljas från bestämmelserna i artikel 33 i direktiv 2009/72/EG för små enskilda system och enskilda mikrosystem.
2. Detta undantag ska gälla till och med den 17 februari 2016 eller tills fullbordad installation av infrastrukturen enligt artikel 237.7 i regelverket för icke-anslutna öar, beroende på vilket som infaller sist. Under alla omständigheter ska detta undantag upphöra att gälla den 17 februari 2019.
3. De grekiska myndigheterna ska senast den 17 februari 2015 upprätta en plan för infrastrukturinvesteringar enligt artikel 237.7 i regelverket för icke-anslutna öar, där det anges, separat för varje enskilt system på icke-anslutna öar, när infrastrukturen ska vara helt installerad. I denna plan ska Kreta och Rhodos prioriteras.
4. Från och med den 17 februari 2016, och därefter årligen fram till den 17 februari 2019, ska de grekiska myndigheterna utarbeta en rapport där man för varje enskilt system på de icke-anslutna öarna anger följande: a) om marknadsöppnande har ägt rum, b) status för infrastrukturinvesteringarna i förhållande till den berörda planen, c) påtagliga och väsentliga problem som kvarstår inför marknadsöppnande, och d) om dessa problem direkt kan hänföras till att infrastrukturinvesteringen enligt artikel 237.7 i regelverket för icke-anslutna öar inte fullbordats.
Artikel 3
1. Ett undantag beviljas från bestämmelserna i artikel 7.1 i direktiv 2009/72/EG enligt vilket tillstånd för renovering, uppgradering och utvidgning av befintlig konventionell kapacitet inom enskilda mikrosystem kan beviljas PPC direkt.
2. I detta beslut om undantag gäller följande:
a)
Befintlig konventionell produktionskapacitet ska omfatta projekt för renovering, uppgradering och utvidgning av konventionell produktionskapacitet där det finns en giltig licens utfärdad av RAE på dagen för delgivningen av detta beslut.
b)
Fullständig demolering av den huvudsakliga produktionskapaciteten i en befintlig anläggning och ersättning med en ny anläggning för elproduktion ska inte utgöra befintlig kapacitet utan anläggande av ny kapacitet.
c)
Placering av tillfällig konventionell produktionskapacitet i omedelbar närhet av befintlig kapacitet ska utgöra en utvidgning av befintlig kapacitet.
3. När det tillstånd som beviljas i enlighet med den första punkten löper ut kan RAE på egen hand besluta att tillståndet förlängs, förutsatt att förseningarna helt beror på omständigheter som ligger utanför PPC:s kontroll.
4. Detta undantag ska inte längre gälla för tillstånd som beviljats enligt den första punkten och som har löpt ut eller dragits tillbaka.
5. Alla övriga bestämmelser i artikel 7 i direktiv 2009/72/EG fortsätter att gälla fullt ut.
6. Detta undantag är giltigt fram till den 1 januari 2021.
Artikel 4
1. De undantag som föreskrivs i detta beslut ska inte längre gälla för små enskilda system och enskilda mikrosystem när de väl anslutits till det sammanlänkade systemet.
2. För de grekiska myndigheterna gäller följande:
a)
De ska, i samband med tillstånds- eller anbudsförfarande för ny kapacitet i ett visst enskilt system på en icke-ansluten ö, systematiskt överväga alternativet att sammanlänka det enskilda system i vilket den aktuella icke-anslutna ön ingår. Ett tillstånd för ny kapacitet ska vägras om anläggande av en länk är kostnadseffektivare. Kostnaderna ska omfatta alla kostnader för att tillhandahålla el till slutkunder inom det enskilda systemet, inklusive ersättning för den allmännyttiga skyldigheten.
b)
De ska säkerställa att ADMIE:s kostnads-nyttoanalys för större arbeten i överföringsnätet, i enlighet med artikel 108 i lag 4001/2011, enbart ska ta hänsyn till verkliga kostnader för investeringar och drift av den projekterade sammanlänkningen. Den ska inte ta hänsyn till uteblivna intäkter eller värdeminskning avseende de konventionella produktionstillgångar som redan finns anlagda på de icke-anslutna öarna.
c)
De ska offentliggöra, i samband med ADMIE:s tioåriga investeringsplan enligt artikel 108 i lag 4001/2011, de totala kostnaderna, inklusive ersättning för den allmännyttiga skyldigheten, för att försörja elkunder i vart och ett av de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna. Om anläggandet av en länk inte ingår i ADMIE:s tioåriga investeringsplan enligt artikel 108 i lag 4001/2011 som godkänts av RAE, ska de grekiska myndigheterna på eget initiativ eller på begäran av en tredje part organisera ett anbudsförfarande enligt artikel 22.7 b i direktiv 2009/72/EG för anläggande av en länk som ansluter ett eller flera enskilda system på icke-anslutna öar. En länk ska anläggas om den minskar de totala kostnaderna, inklusive ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten, för att försörja elkunder på de icke-anslutna öarna.
d)
De ska fastställa en tydlig tidsfrist för när anläggandet av länken ska vara klart. Om länken inte anläggs alls eller inte anläggs inom den tidsfrist som fastställts ska de grekiska myndigheterna söka skadestånd för icke realiserade kostnadsbesparingar.
Artikel 5
Beslutet ska tillämpas från och med den 5 december 2003.
Artikel 6
Detta beslut riktar sig till Republiken Grekland.
Utfärdat i Bryssel den 14 augusri 2014.