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