KOMMISSIONENS AFGØRELSE
af 14. august 2014
om at give Den Hellenske Republik dispensation fra visse bestemmelser i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF
(meddelt under nummer C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EUROPA-KOMMISSIONEN HAR -
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (1), særlig artikel 44, stk. 1, og artikel 48,
under henvisning til ansøgningerne fra Den Hellenske Republik af 17. januar 2012 og 5. december 2003,
efter at have informeret medlemsstaterne om denne ansøgning, og
ud fra følgende betragtninger:
1. PROCEDURE
(1)
Den 17. januar 2012 indsendte det græske ministerium for miljø, energi og klimaændringer (»YPEKA«) en ansøgning (»ansøgningen«) til Kommissionen i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF for visse græske øer, som ikke er sammenkoblet med el-forsyningssystemet på det græske fastland (de ikke-sammenkoblede øer eller »NII'er«).
(2)
Den 12. september 2012 anmodede Kommissionen den græske energitilsynsmyndighed (»RAE«) om at kommentere på ansøgningen. RAE svarede på denne anmodning den 16. november 2012 (»RAE-udtalelsen«).
(3)
RAE fremsendte yderligere begrundelser af ansøgningen den 17. december 2013, den 23. december 2013, den 4. februar 2014, den 28. februar 2014 og den 17. marts 2014.
(4)
Den 14. marts 2014 (med et tillæg indsendt den 20. marts 2014) informerede Kommissionen medlemsstaterne om ansøgningen i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF med en anmodning om fremsættelse af eventuelle bemærkninger inden den 25. marts 2014. Der blev ikke fremsat nogen bemærkninger.
(5)
Med ansøgningen fornyede YPEKA den anmodning, der blev indsendt af ministeriet for udvikling den 5. december 2003 i overensstemmelse med artikel 26, stk. 1, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/54/EF (2) (den »oprindelige ansøgning«), om en dispensation fra visse bestemmelser i direktiv 2003/54/EF. Selv om de indledende tiltag til at undersøge den oprindelige ansøgning blev igangsat, blev dispensationen i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF hverken givet eller afvist.
2. ANSØGNINGEN INDSENDT AF YPEKA
2.1. OMFANGET AF DEN ANMODEDE DISPENSATION
(6)
I ansøgningen anmodes der om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF.
(7)
Kapitel III i direktiv 2009/72/EF refererer til bevillingsproceduren og udbud med henblik på ny kapacitet. Kapitel VIII refererer til tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
2.2. DEN NUVÆRENDE OPBYGNING AF ELEKTRICITETSSYSTEMET PÅ NII'ERNE
(8)
De græske energimarkeder er primært styret af græsk lov nr. 4001/2011, som gennemfører direktiv 2009/72/EF. Lov nr. 4001/2011 trådte i kraft den 22. august 2011.
(9)
DEDDIE SA (»DEDDIE«) er den græske distributionssystemoperatør og er 100 % ejet af, men er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra, det græske statslige elektricitetsselskab (»PPC«), som er den nuværende græske elektricitetsproducent og -leverandør. Netaktiverne, der drives af DEDDIE, ejes af PPC.
(10)
I henhold til artikel 127 i lov nr. 4001/2011 er DEDDIE ansvarlig for udviklingen, driften og vedligeholdelsen af det græske elektricitetsdistributionssystem, som omfatter elektricitetsdistributionssystemet på NII'erne.
(11)
Derudover er DEDDIE ansvarlig for driften af elektricitetssystemerne på NII'erne. Disse opgaver omfatter: i) udarbejdelse af en produktionsudviklingsplan for mikro-isolerede systemer, herunder et program til at sammenkoble dem med andre NII'er ii) sikring af, at de nødvendige anlæg er tilgængelige til at etablere ny produktionskapacitet, udvide eksisterende kapacitet eller leveringskomponenter og udvide det græske elektricitetsdistributionssystem til ikke-sammenkoblede øer og mikro-isolerede systemer iii) indgåelse af kontrakter med licensindehavere, som administrerer elektricitetsforsyningen til og fra systemet, levering af supplerende tjenester til NII'ernes distributionssystemer og aflønning af elektricitetsproducenterne, afgifter til kunder og leverandører for den leverede elektricitet og for andre krediteringer og debiteringer i de særlige regnskaber, eksempelvis regnskaberne til aflønning for de offentlige serviceforpligtelser.
(12)
Ved artikel 137, stk. 1, i lov nr. 4001/2011 fastsættes, at alle elektricitetskunder klassificeres som egnede kunder med undtagelse af kunder i mikro-isolerede net i henhold til artikel 139 i samme lov.
(13)
I henhold til artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011:
»Med undtagelse af tilfælde, hvor elektricitet produceres ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybridkraftværker og i tilfælde af uafhængige producenter, hvis der er givet dispensation i overensstemmelse med bestemmelserne i artikel 139, kan der kun gives en produktionslicens til PPC SA i overensstemmelse med visse licensbestemmelser. PPC SA er ansvarlig for den uafbrudte forsyning til mikro-isolerede systemer, hvortil det har fået licens, og sikring af den langsigtede finansielle drift af elektricitetssystemerne på disse øer.«
(14)
I henhold til artikel 134 i lov nr. 4001/2011:
»Uden at dette berører bestemmelserne i artikel 139 i nærværende lov gives der kun forsyningslicenser til mikro-isolerede net til PPC SA i overensstemmelse med kravene i licensbestemmelserne. PPC SA skal forsyne ikke-egnede kunder med elektricitet på anmodning.«
(15)
I henhold til artikel 139 i lov nr. 4001/2011 kan der gives dispensation fra bestemmelserne i lov nr. 4001/2011 i overensstemmelse med artikel 44 i direktiv 2009/72/EF.
(16)
Ministerbeslutning nr. PD5/EL/B/F IB/12924 vedtaget i henhold til artikel 28 i græsk lov nr. 3426/2005 fastsætter, at elektricitetsforsyningen fra enhver elektricitetsproducent til forbrugere på NII'er betragtes som en offentlig serviceforpligtelse (»NII OSP«) af almen økonomisk interesse. Af hensyn til den sociale sammenhørighed skal elektricitetsleverandører på en NII levere elektricitet til en pris, der pr. kundekategori svarer til prisen for kunderne i det græske sammenkoblede system.
(17)
Artikel 52 i græsk lov nr. 4001/2011 fastsætter, at kunder på ikke-sammenkoblede øer har ret til særlige tjenester, både i forhold til pris og i forhold til kvalitet og forsyningssikkerhed, samt gennemsigtighed i forhold til de kontraktuelle vilkår og betingelser. Leverandører af NII OSP modtager, imod at varetage OSP'en, en økonomisk kompensation, der beregnes på baggrund af den metode, som er fastsat af RAE's beslutning 24/2014 (3). Denne metode er baseret på forskellen mellem de samlede produktionsomkostninger på de ikke-sammenkoblede øer (variable og faste) og den samlede markedspris, som leverandørerne står over for i det sammenkoblede system (systemets marginalomkostninger plus alle andre mekanismer i det græske sammenkoblede system). NII OSP-kompensationen beregnes på månedlig basis og pr. selvstyrende øsystem og er underlagt RAE's kontrol. NII OSP-kompensationen tilvejebringes via en afgift for alle kunder, inklusive dem på NII'erne. (4) NII OSP-mekanismen administreres af LAGIE, den græske statsejede markedsoperatør. Ministerbeslutning D5-EL/B/F1/oik.27547 af december 2011 (5) baseret på bestemmelserne i artikel 55, stk. 3, i lov nr. 4001/2011, fastsatte, at NII OSP skal tilbydes af alle leverandører, hvorved alle leverandører derfor er berettigede til NII OSP-kompensation.
(18)
Sekundær lovgivning regulerer mere udførligt forsyningen og produktionen af elektricitet på NII'erne. Ved RAE's beslutning nr. 39/2014 af 28. januar 2014 adopterede RAE kodekset for forvaltning af elektricitetssystemer på de ikke-sammenkoblede øer (»NII-kodekset«), som regulerer en lang række anliggender vedrørende driften af de isolerede systemer på NII'erne, herunder markedsåbning, markedsafregning og elektricitetsproduktion. NII-kodekset trådte i kraft på dagen for dets offentliggørelse, dvs. den 17. februar 2014.
2.3. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF ISOLEREDE SYSTEMER
(19)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved driften af Grækenlands isolerede elektricitetssystemer:
a)
en stor variation af elektricitetsefterspørgslen i mikro-isolerede systemer, som accentueres af: i) turismeaspektet i forhold til øernes økonomiske udvikling; og ii) den øgede markedsindtrængning af vedvarende energikilder (»RES«).
Disse faktorer medfører en negativ påvirkning af belastningsfaktoren for varme- eller konventionel produktionskapacitet og af muligheden for at dække omkostningerne ved investeringer i en sådan produktionskapacitet
b)
den store variation i vejrforholdene på øerne, som påvirker efterspørgslen og forårsager driftsforstyrrelser i produktionssystemerne og som følge deraf kræver omfattende reserver.
(20)
I ansøgningen fremhæves følgende problemer ved udviklingen af konventionel elektricitetsproduktion i de Grækenlands små, isolerede elektricitetssystemer:
a)
det er vanskeligt eller endda umuligt at finde egnede områder til nye, konventionelle kraftværker i de mikro-isolerede systemer, hvilket primært skyldes offentlig modstand
b)
NII'ernes lille størrelse, som giver anledning til store skift i den langsigtede udviklingsplanlægning af kraftvarmeproduktionen som følge af elektricitetsforbrugernes uforudsigelige investeringer (eksempelvis store turistkomplekser eller håndværksfaciliteter), der kræver hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til elektricitetsefterspørgslen
c)
elektricitetsefterspørgslen i NII'ernes isolerede systemer forventes at stige med 2 % pr. år indtil 2017. Selvom PPC har fået bevillinger til at etablere den yderligere påkrævede kapacitet, og etableringen allerede er planlagt (i 2017 forventes denne at dække alle NII'ers efterspørgsel med de nødvendige reservemarginer), har det ikke altid været muligt at overholde tidsplanen
d)
den lille belastningsstørrelse, de store belastningsvariationer og den øgede markedsindtrængning af RES i de fleste mikro-isolerede systemer begrænser de tilgængelige teknologiske løsninger til konventionel produktion, hvorved udvalget begrænses til små produktionsanlæg, som er drevet af tung olie med et lavt svovlindhold eller af let olie
e)
udbudsprocedurerne til ny strømproduktion er tidskrævende. Der går to et halvt til tre år fra bevillingen gives, indtil strømgeneratorerne påbegynder driften
f)
udviklingen af planer om konstruktionen af sammenkoblingsforbindelser mellem det græske sammenkoblede system og de mikro-isolerede systemer på NII'erne underminerer interessen for at investere i konventionel produktionskapacitet på NII'erne. Der er planlagt sammenkoblingsprojekter med Kykladerne og Kreta.
(21)
Som følge deraf må der regelmæssigt findes løsninger på nødsituationer, eksempelvis leje af mobile, dieseldrevne strømgeneratorer eller gasturbiner. Nødtvungne situationsafhængige bevillinger til nødproduktionsbehov er ikke ønskværdige, da de giver anledning til uøkonomisk leje af udstyr, i stedet form at udstyr købes. Ansøgningen giver flere eksempler på, at uforudsete hændelser har givet anledning til længerevarende brug af mobile strømgeneratorer.
(22)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved markedsåbningen i de Grækenlands isolerede elektricitetssystemer på NII'erne:
a)
For at give mulighed for markedsåbning skal der udvikles og bygges en specifik infrastruktur i de isolerede systemer på NII'erne. Denne infrastruktur forudsætter, at der bygges kontrolcentre, som skal administrere: i) den daglige produktionsplanlægning; og ii) markedsafregning i hvert isoleret system ved at fordele produktionsomkostningerne i hvert isoleret system til de leverandører, som er aktive deri.
Den nødvendige infrastruktur er omkostningskrævende, og omkostningerne bæres af forbrugerne
b)
På grund af NII OSP er elektricitetsprisen den samme for hver kundekategori på det græske territorium. De højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal derfor ydes kompensation til de leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder.
Det hævdes, at de store variationer i værdierne for den gennemsnitlige årlige variable produktionsomkostning pr. NII ville gøre afregningsmekanismen for markedet kompliceret.
(23)
Som følge deraf mener YPEKA, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet sammen med markedsåbning i de isolerede systemer på NII'erne medfører omkostninger, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(24)
Ansøgningen indeholder ikke en dato for, hvornår den anmodede dispensation ville ophøre.
3. RAE-UDTALELSEN
3.1. OMFANGET AF DISPENSATIONEN
3.1.1. Dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF
(25)
RAE er af den opfattelse, at dispensationen fra kapitel III i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1 ikke bør vedrøre etableringen af ny elektricitetskapacitet, som kan udvikles i et isoleret system, men kun renoveringen, opgraderingen eller udvidelsen af eksisterende produktionskapacitet. Eksisterende produktionskapacitet består af kraftværker, som allerede er i drift eller under konstruktion på NII'erne. Alle nye kraftværker, som bygges på disse øer, betragtes som ny produktionskapacitet.
(26)
RAE bemærker, at uafhængige strømproducenter (»IPP'er«) (dvs. andre producenter end PPC) i de sidste to årtier har udvist en stærk interesse i at udvikle kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder, i alle mikro-isolerede systemer. Som følge deraf bør tredjeparts adgang til alle NII'ers strømsystemer vedrørende udviklingen af værker, der anvender vedvarende energikilder, og kraftvarmeværker ikke begrænses.
(27)
RAE erklærer, at den ikke vil modsætte sig, at der gives dispensation til aktivering af nye konventionelle kraftværker, forudsat at visse betingelser er opfyldt. Dog tillader artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke muligheden for at dispensere fra ny kapacitet.
(28)
RAE vurderer, at kapacitetsudvidelsen af eksisterende konventionelle kraftværker hovedsageligt vedrører en kortvarende kapacitetsmangel på NII'erne, der stammer fra uventede skader på eksisterende kapacitet eller forsinket etablering af ny kapacitet, især i perioder med stor efterspørgsel (eksempelvis sommerhøjsæsonen). Disse udvidelser er underlagt en åben udbudsprocedure i henhold til artikel 8 i direktiv 2009/72/EF. En sådan procedure er tidskrævende og ikke velegnet til nødsituationernes presserende karakter.
(29)
RAE accepterer, at PPC bør tage sig af sådanne nødsituationer. Når det tages i betragtning, at PPC er i stand til at flytte mobile konventionelle enheder fra øer, hvor der er et kapacitetsoverskud, til de øer, hvor der er et kapacitetsunderskud, er det muligt, at denne løsning også er den mest økonomiske.
(30)
RAE understreger, at enhver dispensation skal tillade, at den passende licensprocedure for nødstilfældesituationer specificeres, og specifikt hvilke af de kriterier, der er nævnt i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF, som skal undersøges af de kompetente licensmyndigheder.
(31)
RAE skønner, at dispensationen bør gives med en begrænset varighed, eksempelvis maksimalt 10 år.
3.1.2. Dispensation fra direktivets kapitel VIII
(32)
I følge RAE er forsyningen af elektricitet på NII'erne rent praktisk forbundet med NII OSP og NII OSP-kompensationen, da i) omkostningerne til elektricitetsproduktion på NII'erne er betragteligt højere end omkostningerne på fastlandet, og ii) den græske stat kræver en ensartet pris pr. kundekategori på hele det græske territorium.
(33)
NII-kodekset omfatter installationen af bestemt måle- og kontroludstyr på NII'erne til måling på timebasis, energistyring og kontrolcentre, overvågning og tilhørende IT-systemer. RAE fastholder, at denne infrastruktur er nødvendig for:
a)
at sikre, at OSP-omkostningerne er gennemsigtige, ikke-diskriminerende og kan verificeres
b)
den korrekte drift og fornuftige forvaltning af de elektriske systemer for at opnå den mest økonomiske drift og dermed en større reduktion af NII OSP-afgifterne for elektricitetsforbrugerne
c)
at opnå en større markedsindtrængning af RES og kraftvarmeværker, herunder teknologier indenfor vedvarende energikilder med komplekse og særlige krav til forvaltningen af disse, såsom RES med lagring, solvarmekraftværker, osv.
d)
at garantere den nødvendige gennemsigtighed i forvaltningen af de isolerede systemer, hvorved en ikke-diskriminerende behandling af alle markedsdeltagere, især producenter, sikres.
(34)
RAE mener, at, uanset om en eller flere leverandører har licens til at være aktive i et mikro-isoleret system, skal denne infrastruktur etableres i de isolerede systemer på NII'erne.
(35)
De estimerede omkostninger til etableringen af denne infrastruktur forventes ikke at overstige 20 til 30 millioner euro for alle NII'er, inklusive Kreta og Rhodos. RAE anser dette beløb for at være rimeligt, især når de forventede fordele, dvs. sikring af gennemsigtighed og verificering af NII OSP samt den fornuftige og kontrollerede drift af de isolerede elektricitetssystemer, tages i betragtning.
(36)
I modsætning til YPEKA mener RAE, at licensudstedelse til, at mere end en leverandør kan være aktiv i et givent isoleret system på NII'erne, ikke vil medføre betydelige ekstraomkostninger til den påkrævede infrastruktur, da den samme infrastruktur i alle tilfælde allerede er nødvendig for den daglige planlægning af de produktionsenheder, der findes på NII'erne, markedsafregning og tilvejebringelsen af NII OSP.
(37)
Endvidere vurderer RAE, at der er yderligere betydelige fordele for NII-kunderne ved at tillade, at der er mere end en enkelt aktiv leverandør.
(38)
Følgeligt mener RAE, at den permanente udelukkelse af alternative leverandører på NII-markeder ikke er berettiget. Etableringen af den nødvendige infrastruktur som beskrevet ovenfor forventes at være fuldført inden for en periode på tre til fem år. RAE vil ikke modsætte sig en mulig dispensation uden nogen yderligere forlængelse udelukkende for denne tidsperiode.
(39)
RAE bemærker endvidere, at dispensationen automatisk bør ophøre med at være gældende i tilfælde af, at et givent isoleret systems status på NII'erne ændres således, at det ikke længere hører under kategorien for små eller mikro-isolerede systemer. Dette ville kunne ske i tilfælde, hvor de isolerede systemer på NII'erne sammenkobles med det græske sammenkoblede system.
4. VURDERING
4.1. ANSØGNINGENS JURIDISKE GRUNDLAG
(40)
I artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF gives mulighed for at dispensere fra visse bestemmelser i direktivet, såfremt dispensationen gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
(41)
I henhold til artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF er et lille isoleret system ethvert system med et forbrug på under 3 000 GWh i 1996, som får mindre end 5 % af sit årlige forbrug dækket via sammenkobling med andre systemer.
(42)
I henhold til artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF er et mikro-isoleret system ethvert system med et forbrug på under 500 GWh i 1996, uden forbindelse til andre systemer.
(43)
De isolerede systemer, som er identificeret i ansøgningen, består af en og, lejlighedsvist, flere NII'er (se kolonnerne 1 og 2 i tabellen). Selv om et isoleret system består af flere NII'er, der er sammenkoblet med hinanden, er det elektricitetssystem, som udgøres af disse sammenkoblede NII'er, isoleret i den forstand, at det ikke er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(44)
Ansøgningen hævder, at 31 af de 32 isolerede systemer er mikro-isolerede systemer, hvoraf det største er Rhodos. De mikro-isolerede systemer, hvortil ansøgningen er blevet udarbejdet, repræsenterede 5,24 % af det samlede salg af elektricitet i Grækenland i 2010. Kretas isolerede system betragtes som et lille isoleret system. I 2010 repræsenterede Kreta 3,01 % af den græske elektricitetsefterspørgsel.
Årlig efterspørgsel pr. isoleret system
Årlig efterspørgsel (MWh)
Årlig efterspørgsel i 1996
Navnet på det isolerede system
NII'er, der er en del af det isolerede system
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nej
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Inousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinoussa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Siros
Siros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Santorini
Santorini
Thirassia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Delos
Mykonos-Delos
45 740
78 049
115 071
112 978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skiros
Skiros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Simi
Simi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astipálea
Astipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Agios Efstratios
Agios Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythera
Antikythera
70
199
228
241
Ja
Ja
Arki og Marathi
Arki og Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Tabellen herover omfatter de isolerede systemer som fremgår af ansøgningen og indeholder oplysninger om hvert enkelt af dem. Ud fra disse oplysninger kan det udledes, at alle isolerede systemer, med undtagelse af Kreta, i 1996 havde en elektricitetsefterspørgsel, der kategoriserer dem som mikro-isolerede systemer som defineret i artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF. Med hensyn til Kreta bør desuden nævnes, at Kreta ikke var og stadig ikke er sammenkoblet med nogen andre elektricitetssystemer, og at procentandelen af efterspørgslen, der blev leveret igennem sammenkoblingsforbindelser, derfor var og stadig er nul, dvs. lavere end 5 %. Kreta er dermed et lille isoleret system som defineret i artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
(46)
RAE-udtalelsen kommenterede ikke på de isolerede systemer, der er identificeret i ansøgningen.
(47)
Kommissionen konkluderer dermed, at de isolerede systemer, som er angivet i kolonne 1 i ovenanførte tabel, alle er mikro-isolerede systemer, jf. artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF, med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system, jf. artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
4.2. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF KONVENTIONELLE KRAFTVÆRKER I MIKRO-ISOLEREDE SYSTEMER
(48)
Kommissionen er af den opfattelse, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer. Dette skyldes i særdeleshed følgende:
a)
Størrelsen på den belastning, som skal forsynes på øerne, giver ikke mulighed for, at der bygges større, mere effektive og rentable konventionelle kraftværker. Desuden er det også således, at for at et isoleret system skal kunne drives indenfor acceptable sikkerhedsmarginer, kan det ikke være afhængigt af et enkelt kraftværk.
I ingen af de mikro-isolerede systemer oversteg den årlige spidsbelastning på 188,5 MW i 2013. Gennemsnits- og medianspidsbelastningen på henholdsvis 20,8 og 4,2 MW er meget mindre.
Ingen af de konventionelle kraftværker, som på nuværende tidspunkt er etableret i de mikro-isolerede systemer, har en kapacitet, som overstiger 27 MW. Gennemsnits- og mediankraftværksstørrelsen er med henholdsvis 3,9 og 1,1 MW meget mindre.
Den lille belastning, som skal forsynes, den store variation i efterspørgslen, som påvirkes yderligere af den øgede markedsindtrængning af RES, reducerer også udvalget af teknologierne til de konventionelle kraftværker, som kan anvendes i mikro-isolerede systemer.
Al konventionel produktionskapacitet i de NII isolerede systemer er diesel- eller brændselsoliedrevet.
b)
De årlige belastningsfaktorer i alle mikro-isolerede systemer er lave. Belastningsfaktoren oversteg ikke 0,54 i 2012 i nogen af de mikro-isolerede systemer. Den gennemsnitlige og median spidsbelastning, som begge er på 0,38, er endnu mindre. I betragtning af prioritetsadgangen for RES og det faktum, at de belastningsfaktorer, der anvendes her, afspejler hele det mikro-isolerede systems elektricitetssystem, er belastningsfaktoren for konventionelle kraftværker på NII'er endnu lavere.
Den årlige belastningsfaktor i det græske sammenkoblede system er normalt ca. 50 % for alle blokke og 65 % for kraftværksblokke (6).
Den årlige belastningsfaktor er vejledende for det reelle brug, som skabes af kraftværker i løbet af et givent år, og dermed deres evne til at skabe omsætning.
Den øgede markedsindtrængning af RES vil reducere den belastning, som skal forsynes af konventionelle kraftværker, yderligere.
c)
Der findes flere projekter, der har til hensigt at sammenkoble NII'erne, især Kykladerne og Kreta, med det sammenkoblede system på det græske fastland. Som forklaret ovenfor er konventionelle kraftværker på NII'er ikke lige så effektive som kraftværker, der er etableret i det sammenkoblede system, og det er derfor ikke sandsynligt, at de er økonomisk bæredygtige, så snart de NII'er, hvor de er etableret, sammenkobles.
Muligheden for, at et isoleret system sammenkobles, er derfor en alvorlig hæmsko for investeringen i konventionel kapacitet på NII'erne.
d)
Den relativt lille belastning, der skal forsynes, betyder, at relativt små skift i efterspørgslen sandsynligvis vil påvirke den produktionskapacitet, der er påkrævet i et givent isoleret system. Den manglende sammenkoblingskapacitet betyder, at alle ændringer i efterspørgslen nødvendigvis skal tilpasses den produktionskapacitet, der findes i det mikro-isolerede system.
Denne faktor øger behovet for hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til længevarende skift i efterspørgslen.
Dette behov for fleksibilitet forstærkes yderligere af de oplevede vanskeligheder med hensyn til at finde egnede områder til konventionelle kraftværker på NII'erne samt varigheden af licens- og tilladelsesprocedurerne.
e)
Forholdet mellem den maksimale og den minimale årlige efterspørgsel i 2012 (7) i alle mikro-isolerede systemer er mindst 3,35, men er højere, og ofte meget højere, for et givent mikro-isoleret system. Det gennemsnitlige forhold og medianforholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel er netop 6,27 og 5,98.
Forholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel i 2010 i det græske sammenkoblede system er ca. 3.
Det højere forhold mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel afspejler graden af fleksibilitet og reserver, som, selv i et givent år, skal være tilgængelige i den produktionskapacitet, som findes i et isoleret system.
I denne henseende er det værd at bemærke, at i 2012 stammede ca. 60 % af de mikro-isolerede systemers brug fra mobile strømgeneratorer.
(49)
Kommissionen konkluderer derfor, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer på NII'erne som identificeret i tabellen herover.
4.3. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL III
4.3.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for ny kapacitet
(50)
I henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF kan der kun gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III for så vidt angår renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet.
(51)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til ny kapacitet.
(52)
I stedet, i betragtning af, at de isolerede systemer på NII'erne er distributionsnet, hvis bevillingsproceduren for ny kapacitet ikke skulle tillade den tilfredsstillende bevilling af ny kapacitet for de isolerede systemer på NII'erne, kan de græske myndigheder overveje at anvende bestemmelserne i artikel 7, stk. 3, i direktiv 2009/72/EF til ny, lille konventionel kapacitet. En sådan ny, lille konventionel kapacitet kan eksempelvis inkludere midlertidig produktionskapacitet, som kan gøres tilgængelig på lang sigt, uden at den permanent hører til et bestemt sted.
4.3.2. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for Kreta
(53)
Som anført ovenfor er alle NII'er mikro-isolerede systemer med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system.
(54)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til Kreta.
4.3.3. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III dækker ikke kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder
(55)
Ansøgningen nævner ikke eksplicit, at den anmodede dispensation kun vedrører konventionelle kraftværker.
(56)
Artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011 udelukker udtrykkeligt elektricitet, som er produceret ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybrid kraftværker og ved uafhængige producenter, fra omfanget af den eksklusive produktionslicens, som kan gives til PPC. Det samme gælder fra artikel 225 i NII-kodekset.
(57)
Desuden vedrører den fremlagte begrundelse kun betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker. Faktisk argumenteres der for, at disse kraftværker står overfor betydelige problemer, som blandt andet er et resultat af den øgede markedsindtrængning af RES.
(58)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen skulle have til hensigt at anmode om dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF til produktionsværker på nær konventionelle kraftværker, kan en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.3.4. Der kan gives dispensation til bevillingen til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet
(59)
I betragtning af de ovennævnte, betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker i små isolerede systemer, kan der gives dispensation til bevillingen af eksisterende konventionel kapacitet for så vidt, at dette vedrører renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet. En sådan bevilling kan gives direkte til PPC.
(60)
I forbindelse med denne dispensation:
a)
består eksisterende konventionel produktionskapacitet af projekter til konstruktionen af konventionel produktionskapacitet, hvortil RAE allerede har givet licens, og som ikke er blevet annulleret på den dato, hvor denne afgørelse træder i kraft
b)
betragtes fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation som konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets område udvidelsen af eksisterende kapacitet.
(61)
Der er dog ikke grundlag for en dispensation fra kriterierne og bestemmelserne, som eksempelvis dem, der er fastsat i artikel 7, stk. 2, i direktiv 2009/72/EF, hvortil der er givet bevilling til PPC.
(62)
Derudover er det vigtigt, i tilfælde af, at dispensationen gives direkte til PPC, at betingelserne fastsætter forpligtelserne med hensyn til, hvornår det godkendte konventionelle kraftværk skal være driftsklar, og inkluderer bestemmelser, der sikrer fuld og effektiv overensstemmelse med sådanne forpligtelser. Efter RAE's eget skøn kan en sådan bevilling, ved bevillingens udløb, forlænges, men kun hvis bevillingen udløb af årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol. Efter udløbet bør RAE iværksætte en bevillingsprocedure i fuld overensstemmelse med artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og dermed inkludere deltagelsen af tredjeparter.
4.3.5. Dispensationen kan ikke dække udbud med henblik på ny kapacitet
(63)
Pr. definition vedrører bevillingsproceduren som defineret i artikel 8 i direktiv 2009/72/EF den kapacitet, der stadig skal konstrueres og bevilliges, og som følgeligt konstituerer ny kapacitet.
(64)
Som følge af ovenstående bør der i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke gives dispensation til ny kapacitet.
4.4. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL VIII
4.4.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel VIII dækker ikke artikel 32 om tredjeparts adgang
(65)
Ansøgningen vedrører dispensationen fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra bestemmelserne i artikel 32 om tredjeparts adgang (»TPA«).
(66)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 32 i direktiv 2009/72/EF, og den giver heller ikke noget grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation. Lov nr. 4001/2011 og NII-kodekset forpligter i stedet DEDDIE til at give ikke-diskriminerende adgang til det distributionssystem, som drives af DEDDIE (eks. artikel 127 i lov nr. 4001/2011), til tredjeparter. Som følge deraf kan der ikke gives en sådan dispensation.
4.4.2. Dispensation fra artikel 33 om markedsåbning og gensidighed
4.4.2.1. Der er ikke grundlag for at give permanent dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(67)
Ansøgningen argumenterer overvejende for, at PPC fortsat bør være eneste leverandør, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, på baggrund af, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet i mikro-isolerede systemer sammen med dem, som er nødvendige for markedsåbning for tredjeparter, medfører driftsomkostninger for NII-operatøren, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(68)
Som det viser sig i RAE-udtalelsen, har den infrastruktur, der er etableret på NII'erne, til hensigt at sikre, at NII OSP kan administreres på en gennemsigtig, verificerbar og ikke-diskriminerende måde i overensstemmelse med eksisterende lovgivning. Endvidere er infrastrukturen ud fra et teknisk og økonomisk synspunkt nødvendig for at drive de isolerede systemer på NII'erne. Følgeligt, da infrastrukturen i alle tilfælde er nødvendig for at overholde de krav, uanset hvor mange leverandører, som har licens på NII'erne, øger markedsåbningen ikke omkostningerne til infrastrukturen.
(69)
Selv hvis en lignende infrastruktur er nødvendig, er markedsåbning i sig selv ikke forbundet med den tekniske drift af de isolerede systemer på NII'erne eller med NII OSP, da der på den ene side ikke er nogen kausal forbindelse mellem den tekniske og økonomiske drift af disse isolerede systemer og forvaltningen af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav og spørgsmålet om en eller flere leverandører har licens til at forsyne elektricitetsforbrugere på NII'erne på den anden side.
(70)
Det er korrekt, at de højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal dækkes af leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af NII OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Fastsættelse af produktionsomkostningerne på NII'erne er dog stadig nødvendig for at fastsætte den økonomiske kompensation for NII OSP, uden hensyn til antallet af aktive leverandører på NII'erne.
(71)
Det eneste ekstra krav til markedsåbning er fordelingen af den respektive del af NII OSP-kompensationen til hver leverandør som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Selv de tilhørende kundedata, især målerdata, er påkrævede, uanset om en eller flere leverandører har licens til at forsyne NII-baserede kunder.
(72)
Følgeligt medfører tildelingen af NII OSP-kompensationen til leverandørerne blot muligheden for at tilskrive kundernes målerdata til en bestemt, autoriseret leverandør, hvilket primært er en administrativ proces, som er baseret på oplysninger, der udelukkende eller i meget høj grad er indsamlet uden hensyn til om der findes markedsåbning på NII'erne eller ej. For det andet er denne mulighed en forudsætning for den korrekte drift af ethvert elektricitetsforsyningsmarked. Sådanne omkostninger kan derfor ikke accepteres som grundlag for dispensationen fra markedsåbning, da de ikke er specifikke for driften af de isolerede systemer på NII'erne og ikke er forbundet med betydelige problemer med driften deraf.
(73)
Det er vigtigt at bemærke, at udarbejdelsen af registre til tilskrivning af måleroplysninger til leverandører udgør en del af den infrastruktur, som skal etableres. Hvorimod etableringen af den samlede, påtænkte infrastruktur vil facilitere den optimale drift af de isolerede elektricitetssystemer, er den fulde realisering af de tilhørende investeringer ikke en nødvendig betingelse for, at markedsåbningen kan finde sted.
(74)
Det faktum, at der muligvis findes store variationer i værdierne for den gennemsnitlige, årlige variable produktionsomkostning pr. NII, er uvæsentlig. Selv hvis denne variation blev begrundet, vedrører denne variation netop omkostningerne ved produktion af elektricitet i de isolerede systemer på NII'erne. Fastsættelsen af dette beløb er allerede nødvendig for at administrere NII OSP i overensstemmelse med de juridiske krav og er desuden ikke på nogen måde påvirket af antallet af leverandører, som har licens til at forsyne NII-baserede kunder. Endvidere, i betragtning af, at forvaltningen af NII OSP stadig er baseret på et månedsbaseret system, som er separat for hvert isoleret system, er det svært at forestille sig, at store årlige variationer pr. NII kan give anledning til materielle problemer.
(75)
Det fremgår af ovenstående, at antallet af leverandører, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, hverken er uløseligt forbundet med den tekniske og økonomiske drift af de isolerede systemer, ej heller med driften af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav.
(76)
Det kan endvidere bemærkes, at markedsåbning har fordele som opvejer omkostningerne, der eventuelt måtte eksistere, ved markedsåbningen. Som RAE bemærker, kunne alternative leverandører på NII'erne give yderligere, betydelige fordele for NII-baserede kunder ved at kombinere leveringen af andre tjenester med elektricitetsforsyningstjenesten.
(77)
Som følge deraf bør anmodningen om dispensation på permanent basis fra artikel 33 ikke gives.
4.4.2.2. Begrænsning i varigheden for et isoleret system fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(78)
I betragtning af ovenstående skal det anerkendes, at markedsåbning kræver opsætning af praktiske arrangementer for at muliggøre, at isolerede systemer på NII'er kan drives i fuld overensstemmelse med NII-kodekset. Praktiske problemer i forbindelse med markedsåbning kan enten medføre, at de registre, der er nødvendige for tilskrivning af målere og målerdata til leverandørerne, ikke er tilgængelige, eller det faktum, at den optimale opsætning af infrastrukturen endnu ikke er på plads. På baggrund af dette kan det påtænkes, at der kan gives en tidsbegrænset dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF.
(79)
Til vurderingen af en sådan dispensation fra kapitel VIII er følgende to betragtninger relevante:
a)
som allerede er påpeget er det vigtigste element, som er nødvendigt for at gøre markedsåbning på NII'erne mulig, tilgængeligheden af et register på NII'erne, der gør det muligt at tilskrive målerdata til en given leverandør. Artikel 327, stk. 4, i NII-kodekset fastsætter, at det register, som er påkrævet til dette formål, skal være færdiggjort senest 2 år efter, at NII-kodekset er trådt i kraft. Tilgængeligheden af dette register er rent praktisk en nødvendig betingelse for markedsåbningen.
b)
Den fulde færdiggørelse af investeringsprogrammet for den infrastruktur, som skal etableres på NII'erne, ville med sikkerhed facilitere den praktiske drift af markedsåbningen på NII'erne. Dette er dog ikke et nødvendigt krav. Artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset fastsætter en tidsplan indenfor hvilken det er meningen, at alle nuværende NII'er skal være udstyret med denne yderligere infrastruktur, der skal etableres på NII'erne senest 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset.
(80)
Som følge deraf bør der gives dispensation fra markedsåbningen for en periode på mindst 2 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2016, for at de registre, der er et nødvendigt krav til markedsåbningen, skal kunne etableres. Da den samlede infrastruktur skal være etableret senest 5 år efter NII-kodeksets ikrafttrædelse, bør gyldigheden af dispensationen i alle tilfælde begrænses til 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2019 for ethvert af de isolerede systemer på NII'erne. Da dispensationen kun kan retfærdiggøres, hvor der stadig er betydelige og materielle problemer ved markedsåbning, som direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af investeringsprogrammet for infrastrukturen på NII'erne, bør det dog kontrolleres regelmæssigt om sådanne problemer fortsætter i et givent NII-isoleret system. En sådan kontrol bør anvende en investeringsplan fra DEDDIE, der er godkendt af de kompetente, græske myndigheder, som sammenligningsgrundlag til etableringen af den nødvendige infrastruktur på NII'erne. Denne plan bør derfor være færdiggjort og godkendt inden den 17. februar 2015.
(81)
For ikke at forsinke markedsåbningen unødvendigt bør DEDDIE's investeringsplan for infrastrukturen godkendes af RAE, og den bør prioritere de isolerede systemer på Kreta og Rhodos, da disse er de tættest befolkede NII'er.
(82)
Fra den 17. februar 2016 og derefter skal DEDDIE indtil den 17. februar 2019 udarbejde en rapport på årlig basis, som skal godkendes RAE, hvori baggrunden for, at der ikke har fundet markedsåbning sted i et givet NII-isoleret system, specificeres. Denne rapport bør offentliggøres og notificeres til Kommissionen.
4.4.3. Dispensationen fra bestemmelsen i kapitel VIII dækker ikke artikel 34
(83)
Ansøgningen vedrører dispensation fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra artikel 34 om direkte linjer som defineret i artikel 2, stk. 15, i direktiv 2009/72/EF.
(84)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 34 i direktiv 2009/72/EF.
(85)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen har til hensigt at anmode om dispensation fra artikel 34 i direktiv 2009/72/EF, bør en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.4.4. Sammenkoblingsforbindelser - anvendelse af dispensationen fra kapitlerne III og VIII
(86)
Den nærværende dispensation vedrører mikro-isolerede systemer, der netop er karakteriseret ved det faktum, at de ikke er, eller, i tilfældet af små isolerede systemer, kun i en meget begrænset grad er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(87)
Men:
a)
i overensstemmelse med den nyligt godkendte tiårige udviklingsplan for den græske elektricitetstransmissionsoperatør, (den uafhængige strømtransmissionsoperatør eller »ADMIE« S.A) forventes sammenkoblingen af Kykladerne at være fuldført inden 2018 i tre faser, hvoraf visse af øerne i Kykladerne sammenkobles med det græske sammenkoblingssystem længe før denne dato
b)
yderligere forventes sammenkoblingen med Kreta at være fuldført i 2020. Projektets relevante dele for de tre første år er blevet inkluderet i ADMIE's godkendte tiårige udviklingsplan fra 2013. Den endelige plan skal inkluderes i den tiårige udviklingsplan, som vil blive godkendt i 2014.
(88)
Det er derfor nødvendigt at fastsætte udtrykkeligt, at den nærværende dispensation for et givent isoleret system automatisk ophører, så snart en sammenkobling mellem et givent isoleret system og det græske sammenkoblede system er driftsklar.
(89)
DEDDIE er 100 % ejet af PPC, selvom DEDDIE er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra sidstnævnte. I modsætning til en distributionssystemoperatør som defineret i direktiv 2009/72/EF har DEDDIE også omfattende opgaver i forhold til driften af NII isolerede systemer og driften af produktionen på NII'erne, herunder den konventionelle produktionskapacitet, der ejes af PPC, og dermed dens økonomiske aflønning. Som anført ovenfor påvirker sammenkoblingen den økonomiske bæredygtighed af de konventionelle kraftværker, der allerede er installeret i de isolerede systemer på NII'erne.
(90)
Der bør kun gives dispensation, hvis dispensationen er proportionel og ikke går ud over, hvad der er strengt nødvendigt. Det er derfor nødvendigt at give klare incitamenter og gennemsigtighed, hvad angår beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles.
(91)
Artikel 108 i lov nr. 4001/2011 fastsætter, at:
»ADMIE SA skal indsende en tiårig udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem til RAE inden den 31. marts hvert år […] Den tiårige udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem skal i særdeleshed: […] (c) stille en teknisk og økonomisk cost/benefit-undersøgelse for vigtige transmissionsarbejder […], især for […] sammenkoblingsforbindelser mellem øer og transmissionssystemet, herunder en tidshorisont, estimeret cash-flow og finansieringskrav til alle investeringsprojekter, til rådighed.«
(92)
For at sikre, at der findes klare incitamenter og gennemsigtighed i forbindelse med beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles, skal de græske myndigheder sikre at:
a)
alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af, systematisk overvejes, når de bevilliger eller sætter eksisterende eller ny kapacitet for et givent isoleret system i udbud på en NII, ADMIE, DEDDIE og RAE. En sådan bevilling til eksisterende eller ny kapacitet bør afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne bør omfatte alle omkostninger til at forsyne elektricitet til slutkunder i det isolerede system, herunder NII OSP-kompensation
b)
Cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 tager kun de effektive omkostninger ved investering i og drift af sammenkoblingen i betragtning. Den bør især ikke tage tabt omsætning ved eller værdiforringelse fra konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er, i betragtning
c)
RAE offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyningen af elektricitetskunder i hvert af de isolerede systemer på NII'erne. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 som godkendt af RAE, vil RAE på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart afholde en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer som fastsat i artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF. Der bør konstrueres en sammenkoblingsforbindelse, hvis konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder, der bor på NII'er.
d)
RAE sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den tidsfrist, som RAE har fastsat, bør der søges erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
4.5. VARIGHED
(93)
Det er nødvendigt at gennemgå de fakta, hvorpå den nærværende dispensation er baseret, især efter at planerne om at sammenkoble visse isolerede systemer skal fuldføres, og tidsfristerne for etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237 i NII-kodekset er udløbet.
(94)
Som følge deraf er enhver dispensation gyldig indtil den 1. januar 2021.
4.6. TILBAGEVIRKENDE KRAFT
(95)
Som anført ovenfor fornyede ansøgningen af 17. januar 2012 den oprindelige ansøgning, som blev indsendt i 2003.
(96)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF ophævet af direktiv 2009/72/EF indeholdt også bestemmelser, der gav medlemsstaterne mulighed for at ansøge om dispensation fra visse bestemmelser i dette direktiv i tilfælde af betydelige problemer med driften af små og mikro-isolerede systemer. I henhold til artikel 48 i direktiv 2009/72/EF skal referencer til den ophævede artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tolkes som referencer til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF.
(97)
Definitionerne af små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer, der anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2003/54/EF, er identiske med dem, som anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2009/72/EF.
(98)
Begge disse definitioner refererer til elektricitetsefterspørgslen i isolerede systemer i 1996, som ikke har ændret sig. Desuden var Kreta ikke sammenkoblet med det græske sammenkoblede system, hverken i 2003 eller i 2012, eller i det øjeblik, hvor nærværende afgørelse om dispensation træder i kraft.
(99)
Som følge deraf blev alle små og mikro-isolerede elektricitetssystemer, som kunne betegnes som små eller mikro-isolerede systemer i ansøgningen, betegnet som sådanne, da den oprindelige ansøgning blev udarbejdet, og når nærværende dispensation træder i kraft.
(100)
Som følge deraf er der ikke sket nogen juridiske eller faktuelle ændringer med hensyn til de små og mikro-isolerede systemer, som kan berettige til dispensation under direktiv 2003/54/EF og direktiv 2009/72/EF.
(101)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel III, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel III i direktiv 2009/72/EF, vedrørende bevillingsprocedurerne for ny kapacitet og udbud med henblik på ny kapacitet.
(102)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel VII, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF, vedrørende tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
(103)
Hvis Kommissionen havde givet dispensation som svar på den oprindelige ansøgning, ville Kommissionen kunne have gjort dette på de samme betingelser som under nærværende dispensation under direktiv 2009/72/EF.
(104)
Desuden er der ikke sket nogen ændringer i de faktuelle omstændigheder siden 2003. NII'ernes geografiske situation, de økonomiske faktorer, der styrer driften af elektricitetssystemerne i de NII isolerede systemer og karakteren af de betydelige problemer, der findes ved driften af konventionelle kraftværker i NII isolerede systemer, har netop ikke ændret sig væsentligt siden 2003.
(105)
Den oprindelige ansøgning har været under behandling siden 2003. Kommissionens passivitet bør ikke være til skade for Den Hellenske Republik. Den Hellenske Republik har opfyldt dens forpligtelser i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF og artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og indsendt en behørigt berettiget anmodning om dispensation under disse artikler for de isolerede systemer på NII'erne.
(106)
Det er derfor passende, at nærværende dispensation træder i kraft fra datoen for notifikationen af den oprindelige ansøgning, dvs. fra den 5. december 2003 -
VEDTAGET DENNE AFGØRELSE:
Artikel 1
Denne afgørelse gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer som identificeret i tabellen.
I forbindelse med denne afgørelse er Kreta et lille isoleret system, hvorimod andre isolerede systemer er mikro-isolerede systemer.
Artikel 2
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 33 i direktiv 2009/72/EF for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
2. Denne dispensation er gyldig indtil den 17. februar 2016 eller den fuldstændige etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, uanset hvilken der kommer senere. I alle tilfælde ophører denne dispensation med at gælde den 17. februar 2019.
3. De græske myndigheder udarbejder inden den 17. februar 2015 en plan for infrastrukturinvesteringerne som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, hvor det separat for hvert NII-isoleret system angives, inden hvilken dato infrastrukturen skal være fuldt ud etableret. I denne plan prioriteres Kreta og Rhodos.
4. Fra den 17. februar 2016 og fremefter udarbejder de græske myndigheder på årlig basis indtil den 17. februar 2019 en rapport, der for hvert NII-isoleret system specificerer: a) om der er sket en markedsåbning; b) status for infrastrukturinvesteringerne i forhold til den relevante plan c) de vedvarende betydelige og materielle problemer for markedsåbningen; og d) om disse problemer direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af infrastrukturinvesteringen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset.
Artikel 3
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF, således at bevillinger til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet indenfor mikro-isolerede systemer kan gives direkte til PPC.
2. I forbindelse med denne dispensation:
a)
omfatter eksisterende konventionel produktionskapacitet projekter til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet, hvortil der findes en gyldig licens, der er udstedt RAE, på den dato, hvor denne afgørelse meddeles
b)
udgør fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation ikke eksisterende kapacitet, men konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig, konventionel produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets anlæg en udvidelse af eksisterende kapacitet.
3. Efter RAE's eget skøn kan en bevilling, der er givet i overensstemmelse med stk. 1, forlænges ved udløbet, men kun hvis forsinkelserne skyldes årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol.
4. Denne dispensation gælder ikke længere for bevillinger, der er givet i henhold til det første afsnit, og som er udløbet eller annulleret.
5. Alle andre bestemmelser i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF er fortsat fuldt ud gældende.
6. Dispensationen er gyldig indtil den 1. januar 2021.
Artikel 4
1. De i denne afgørelse nævnte dispensationer gælder ikke længere for små og mikro-isolerede systemer, så snart de er sammenkoblet med det sammenkoblede system.
2. De græske myndigheder:
a)
overvejer, når de bevilliger eller sætter ny kapacitet i et givent NII-isoleret system i udbud, systematisk alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af. En bevilling til ny kapacitet afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne omfatter alle omkostninger ved forsyningen af elektricitet til slutkunder i det isolerede system, inklusive NII OSP-kompensation
b)
sikrer, at cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 kun tager de effektive omkostninger ved investering i og drift af den projekterede sammenkobling i betragtning. Ved undersøgelsen tages ikke hensyn til tabt omsætning ved eller værdiforringelse af konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er
c)
offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyning af elektricitetskunder i hvert af de NII isolerede systemer. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 og som godkendt af RAE, afholder de græske myndigheder, jf. artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF, på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer. Der etableres en sammenkoblingsforbindelse, såfremt konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder på NII'er.
d)
sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den fastsatte tidsfrist, kan de græske myndigheder søge erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
Artikel 5
Afgørelsen gælder fra den 5. december 2003
Artikel 6
Denne afgørelse er rettet til Den Hellenske Republik.
Udfærdiget i Bruxelles, den 14. august 2014.
A BIZOTTSÁG HATÁROZATA
(2014. augusztus 14.)
a Görög Köztársaság számára a 2009/72/EK európai parlamenti és tanácsi irányelv egyes rendelkezéseivel összefüggésben engedélyezett eltérésről
(az értesítés a C(2014) 5902. számú dokumentummal történt)
(2014/536/EU)
AZ EURÓPAI BIZOTTSÁG,
tekintettel az Európai Unió működéséről szóló szerződésre,
tekintettel a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 2003/54/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről szóló, 2009. július 13-i 2009/72/EK európai parlamenti és tanácsi irányelvre (1) és különösen annak 44. cikke (1) bekezdésére és 48. cikkére,
tekintettel a Görög Köztársaság 2012. január 17-én és 2003. december 5-én kelt kérelmére,
a tagállamok számára a kérelemről nyújtott tájékoztatást követően,
mivel:
1. ELJÁRÁS
(1)
2012. január 17-én a görög Környezetvédelmi, Energiaügyi és Éghajlatügyi Minisztérium (a továbbiakban: YPEKA) kérelmet (a továbbiakban: kérelem) nyújtott be a Bizottsághoz a 2009/72/EK irányelv 44. cikke (1) bekezdésének értelmében, és eltérést kért a 2009/72/EK irányelv III. és VIII. fejezetétől azon görög szigetek számára, amelyek nem kapcsolódnak a görög szárazföld villamosenergia-rendszeréhez (a továbbiakban: nem összekapcsolt szigetek).
(2)
2012. szeptember 12-én a Bizottság felkérte a görög energiaszabályozó hatóságot (a továbbiakban: RAE), hogy véleményezze a kérelmet. A RAE 2012. november 16-án válaszolt a felkérésre (a továbbiakban: RAE-vélemény).
(3)
2013. december 17-én, 2013. december 23-án, 2014. február 4-én, 2014. február 28-án és 2014. március 17-én a RAE további beadványokat nyújtott be a kérelem alátámasztása céljából.
(4)
2014. március 14-én (és a 2014. március 20-án kiküldött kiegészítésben) a Bizottság tájékoztatta a tagállamokat a kérelemről a 2009/72/EK irányelv 44. cikke (1) bekezdése szerint, és kérte, hogy amennyiben szükségesnek tartják, 2014. március 25-ig nyújtsák be észrevételeiket. Egyetlen tagállam sem nyújtott be észrevételeket.
(5)
Ezzel a kérelemmel az YPEKA megújította a Fejlesztési Minisztérium által 2003. december 5-én a 2003/54/EK európai parlamenti és tanácsi irányelv (2) 26. cikkének (1) bekezdése értelmében benyújtott kérelmet (a továbbiakban: első kérelem), amelyben a minisztérium eltérést kért a 2003/54/EK irányelv bizonyos rendelkezéseitől. Bár történtek előzetes lépések az első kérelem kivizsgálására, a 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdése szerint kért eltérésnek sem az engedélyezésére, sem az elutasítására nem került sor.
2. AZ YPEKA ÁLTAL BENYÚJTOTT KÉRELEM
2.1. A KÉRT ELTÉRÉS HATÁLYA
(6)
A kérelem a 2009/72/EK irányelv III. és VIII. fejezetétől kér eltérést.
(7)
A 2009/72/EK irányelv III. fejezete az engedélyezési eljárásra és az új kapacitások létesítésére vonatkozó versenytárgyalási eljárásra vonatkozik. A VIII. fejezet a harmadik felek hozzáférésére, a piacnyitásra és a közvetlen vezetékekre vonatkozik.
2.2. A NEM ÖSSZEKAPCSOLT SZIGETEK VILLAMOSENERGIA-RENDSZEREINEK JELENLEGI SZERVEZETE
(8)
A görög energiapiacokat elsősorban a 4001/2011. sz. görög törvény szabályozza, amely a 2009/72/EK irányelv átültetése. A 4001/2011. sz. törvény 2011. augusztus 22-én lépett hatályba.
(9)
A görög elosztórendszert a DEDDIE SA (a továbbiakban: DEDDIE) üzemelteti, amely 100 %-ban a hagyományos görög villamosenergia-termelő és -szolgáltató, a Public Power Corporation (a továbbiakban: PPC) tulajdonában van, de amely jogilag és funkcionálisan attól függetlenül működik. A DEDDIE által üzemeltetett hálózati eszközök tulajdonosa a PPC.
(10)
A 4001/2011. sz. törvény 127. cikke értelmében a DEDDIE a felelős a görög villamosenergia-elosztó rendszer fejlesztéséért, üzemeltetéséért és fenntartásáért, és ez a rendszer magában foglalja a nem összekapcsolt szigetek villamosenergia-elosztó rendszereit is.
(11)
Ezen kívül a DEDDIE a felelős a nem összekapcsolt szigetek villamosenergia-rendszereinek üzemeltetéséért is. Ezek a feladatok az alábbiakat foglalják magukban: i. termelésfejlesztési terv kidolgozása a szigetüzemben működő mikrorendszerek számára, beleértve a más nem összekapcsolt szigetekkel való összekapcsolásukra irányuló programot is; ii. annak biztosítása, hogy rendelkezésre álljanak a szükséges helyszínek az új termelőkapacitás telepítésére, a meglévő kapacitás vagy az átviteli komponensek bővítésére, valamint a görög villamosenergia-elosztó rendszernek a nem összekapcsolt szigetekre és a szigetüzemben működő mikrorendszerekre való kiterjesztésére; iii. olyan szerződések kötése az engedélyesekkel, amelyek szabályozzák a villamos energia szállítását a rendszerbe és a rendszerből, a nem összekapcsolt szigetek elosztórendszereinek nyújtott kiegészítő szolgáltatásokat, a villamosenergia-termelők bevételeit, a fogyasztóknak és a szolgáltatóknak a nekik szállított villamos energiáért felszámított díjakat, valamint a speciális számlákon végzett egyéb terheléseket és jóváírásokat, például a közszolgáltatási kötelezettségek teljesítéséért járó díjazást.
(12)
A 4001/2011. sz. törvény 137. cikkének (1) bekezdése kimondja, hogy minden áramfogyasztót jogosult fogyasztónak kell tekinteni, kivéve a szigetüzemben működő mikrohálózatok fogyasztóit, akikre ugyanezen törvény 139. cikke alkalmazandó.
(13)
A 4001/2011. sz. törvény 133. cikkének (3) bekezdése szerint:
„Azon esetek kivételével, amikor a villamos energiát megújuló energiaforrásokból vagy nagy hatékonyságú kapcsolt vagy hibrid erőművekkel állítják elő, valamint a saját célra termelő erőművek esetét kivéve, ha engedélyezett az eltérés a 139. cikk rendelkezései szerint, akkor a PPC SA csak bizonyos engedélyezési szabályok szerint kaphatja meg a termelési engedélyt. A PPC SA felelős a zavartalan ellátásért azon szigetüzemben működő mikrorendszerekben, amelyekhez megkapja az engedélyt, és pénzügyi szempontból is ő felelős ezen szigetek villamosenergia-rendszereinek hosszú távú üzemeltetéséért.”
(14)
A 4001/2011. sz. törvény 134. cikke szerint:
„Az e törvény 139. cikkében foglalt rendelkezések sérelme nélkül a szigetüzemben működő mikrohálózatokhoz kizárólag a PPC SA kaphat ellátási engedélyt az Engedélyezési Szabályok követelményei szerint. Kérésre a PPC SA a nem jogosult fogyasztókat is köteles villamos energiával ellátni.”
(15)
A 4001/2011. sz. törvény 139. cikke értelmében a 4001/2011. sz. törvény rendelkezéseitől való eltérések a 2009/72/EK irányelv 44. cikkének rendelkezései szerint adhatók meg.
(16)
A 3426/2005. sz. görög törvény 28. cikke szerint elfogadott PD5/EL/B/F IB/12924. sz. miniszteri döntés kimondja, hogy a nem összekapcsolt szigeteken található fogyasztók villamos energiával történő ellátása bármely villamosenergia-termelő által általános gazdasági érdekű közszolgáltatási kötelezettségnek minősül. A társadalmi kohézió biztosítása érdekében a nem összekapcsolt szigeteken működő villamosenergia-szolgáltatóknak olyan áron kell szolgáltatniuk a villamos energiát, amely minden fogyasztói kategória esetében azonos az összekapcsolt görög rendszerben alkalmazott árakkal.
(17)
A 4001/2011. sz. görög törvény 52. cikke kimondja, hogy a nem összekapcsolt szigeteken található fogyasztók speciális szolgáltatásokra jogosultak mind az árat, mind az ellátás minőségét és biztonságát, mind pedig a szerződéses feltételek átláthatóságát tekintve. A nem összekapcsolt szigeteken közszolgáltatási kötelezettséget teljesítő vállalatok a közszolgáltatásért cserében pénzügyi kompenzációt kapnak, amelyet a RAE 24/2014 határozatában megállapított módszertan alapján számítanak ki (3). Ez a módszertan a nem összekapcsolt szigeteken jelentkező teljes (változó és fix) termelési költségek és az összekapcsolt rendszerben a szolgáltatóknak felszámított teljes piaci ár (a rendszer határköltsége plusz egyéb mechanizmusok a görög összekapcsolt rendszerben) közötti különbségen alapul. A nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt havi alapon és önálló szigetrendszerenként, a RAE ellenőrzése alatt számítják. A nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt egy minden fogyasztóra - tehát a nem összekapcsolt szigeteken lévőkre is - kivetett illetékből fedezik (4). A nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettség mechanizmusát a LAGIE irányítja, amely görög állami tulajdonban lévő piaci szereplő. A 2011. decemberi D5-EL/B/F1/oik.27547. sz. miniszteri döntés (5), amely a 4001/2011. sz. törvény 55. cikkének (3) bekezdésében foglalt rendelkezéseken alapul, kimondja, hogy a nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatást minden szolgáltatónak fel kell ajánlania, tehát minden szolgáltató jogosult ilyen kompenzációra.
(18)
A másodlagos jogszabályok részletesebben szabályozzák a villamos energia nem összekapcsolt szigeteken történő előállítását és szolgáltatását. Nevezetesen a 2014. január 28-i 39/2014. számú döntésével a RAE elfogadta a nem összekapcsolt szigetek villamosenergia-rendszereinek irányítási szabályzatát (a továbbiakban: a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat), amely számos kérdést szabályoz a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek üzemeltetésével kapcsolatban, beleértve a piacnyitást, a piaci elszámolást és a villamos energia előállítását is. A nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat a kiadásának napján, tehát 2014. február 17-én lépett hatályba.
2.3. A SZIGETÜZEMBEN MŰKÖDŐ RENDSZEREK ÜZEMELTETÉSÉVEL KAPCSOLATOS ALAPVETŐ PROBLÉMÁK
(19)
A kérelem a szigetüzemben működő görög villamosenergia-rendszerek üzemeltetésével kapcsolatban az alábbi problémákra világít rá:
a)
a villamos energia iránti kereslet jelenős ingadozása a szigetüzemben működő mikrorendszerekben i. a szigetek gazdasági fejlődésének idegenforgalmi vonatkozásai, illetve ii. a megújuló energiaforrások növekvő részaránya miatt.
Ezek a tényezők hátrányosan befolyásolják mind a hőerőműben történő vagy hagyományos villamosenergia-termelés terhelési tényezőjét, mind az ilyen termelőlétesítményekre irányuló beruházások költségeinek megtérülését;
b)
a szigetek időjárásának jelentős ingadozása, ami befolyásolja a keresletet, és meghibásodásokat okoz a termelői rendszerekben, ezért jelentős tartalékokat tesz szükségessé.
(20)
A kérelem a szigetüzemben működő görög villamosenergia-rendszerekben folytatott hagyományos energiatermelés fejlesztésével kapcsolatban az alábbi problémákra világít rá:
a)
a szigetüzemben működő mikrorendszerekben - elsősorban a lakosság ellenállása miatt - nehéz, gyakran lehetetlen megfelelő helyet találni az új építésű hagyományos erőművek számára;
b)
a nem összekapcsolt szigetek kis mérete a hőerőművek hosszú távú fejlesztési terveiben nagy irányváltoztatásokat idézhet elő, mert nem mindig lehet előre látni az áramfogyasztók beruházásait (például nagy idegenforgalmi komplexumok vagy vízi közlekedési létesítmények építését), amelyek gyorsaságot és rugalmasságot igényelnek a villamosenergia-igényekre való reagálásban;
c)
a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben a villamos energia iránti igény 2017-ig várhatóan évente 2 %-kal fog emelkedni. Bár a PPC megkapta az engedélyeket a további szükséges kapacitás létesítésére, és a telepítést már be is ütemezték (ez várhatóan minden nem összekapcsolt sziget igényeit fedezi majd 2017-ig a szükséges tartalékokkal együtt), nem mindig sikerült tartani az ütemtervet;
d)
a kis terhelés, a terhelés jelentős ingadozásai és a megújuló energiaforrások növekvő részaránya a legtöbb szigetüzemben működő mikrorendszerben behatárolja a hagyományos termeléshez választható technológiai megoldásokat, és kizárólag az alacsony kéntartalmú nehézolajjal és a könnyűolajjal fűtött kisebb erőműveket teszi lehetővé;
e)
az új termelőkapacitás beszerzési eljárásai időigényesek. Az engedély kibocsátásától a termelőkapacitás üzembe állításáig két és fél-három év telik el;
f)
a görög összekapcsolt rendszer és a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő mikrorendszerek közötti rendszerösszekötők létesítésére vonatkozó elképzelések aláássák az érdeklődést a nem összekapcsolt szigetek hagyományos termelőkapacitásaiba való beruházás iránt. Rendszer-összekapcsolási projektek a Kikládokkal és Krétával vannak tervbe véve.
(21)
Mindezek miatt rendszeresen szükségmegoldásokhoz, például dízel meghajtású mobil áramfejlesztők vagy gázturbinák bérléséhez kell folyamodni. A szükségtermelés esetenkénti engedélyezése nem kívánatos, mert a berendezések nem gazdaságos bérletére, nem pedig a megvásárlásukra ösztönöz. A kérelem számos olyan példát felsorol, amikor az előre nem látható események a mobil áramfejlesztők hosszú távú igénybevételéhez vezettek.
(22)
A kérelem a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő villamosenergia-rendszerek piacnyitásával kapcsolatban az alábbi problémákra világít rá:
a)
a piacnyitás lehetővé tétele érdekében speciális infrastruktúrát kell kialakítani és telepíteni a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerekben. Az infrastruktúra azokat az irányító központokat is magában foglalja, amelyek szükségesek i. a termelés napi ütemezéséhez, illetve ii. az egyes szigetüzemben működő rendszerekben végrehajtott piaci elszámoláshoz, amelynek keretében a termelési költséget az adott rendszerekben működő szolgáltatók között részarányosan felosztják.
A szükséges infrastruktúra meglehetősen költséges, és ezt a költséget a fogyasztók viselik;
b)
a nem összekapcsolt szigeteken fennálló közszolgáltatási kötelezettség miatt a lakossági árak egész Görögországban minden fogyasztói kategóriában azonosak. Ennélfogva a nem összekapcsolt szigeteken felmerülő, az összekapcsolt rendszerben érvényesülő termelési költséghez képest vett magasabb termelési költségeket a nem összekapcsolt szigeteken működő szolgáltatók számára jóvá kell írni úgy, hogy a fogyasztóiknak eladott villamos energia mennyiségével arányosan felosztják közöttük a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzáció adott részét.
A kérelmező állítása szerint a nem összekapcsolt szigetekre eső átlagos éves változó termelési költség annyira ingadozó, hogy bonyolulttá tenné a piaci elszámolási mechanizmust.
(23)
Ennek alapján az YPEKA úgy ítéli meg, hogy a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben a villamosenergia-piac piacnyitással történő működtetéséhez és felügyeletéhez szükséges infrastruktúra kialakításának költségei meghaladják azokat az előnyöket, amelyeket a fogyasztók élveznének a piacnyitásból.
(24)
A kérelemben nem szerepel a kért eltérés időbeli hatályának megjelölése.
3. A RAE-VÉLEMÉNY
3.1. AZ ELTÉRÉS HATÁLYA
3.1.1. A 2009/72/EK irányelv III. fejezetétől való eltérés
(25)
A RAE-vélemény szerint a III. fejezet tekintetében a 44. cikk (1) bekezdése alapján kért eltérés nem érintené a szigetüzemben működő rendszerben telepíthető új villamosenergia-kapacitásokat, hanem kizárólag csak a meglévő termelőkapacitás felújítását, fejlesztését és bővítését. A meglévő termelőkapacitás azokból az erőművekből áll, amelyek a nem összekapcsolt szigeteken már működnek vagy építés alatt állnak. Ezeken a szigeteken minden újabb erőmű új termelőkapacitásnak számít.
(26)
A RAE megjegyzi, hogy a független villamosenergia-termelők (tehát nem a PPC) az utóbbi két évtizedben erős érdeklődést mutattak a megújuló energiaforrások és a kapcsolt erőművek iránt minden szigetüzemben működő rendszerben. Ennek következtében nem indokolt korlátozni a harmadik felek hozzáférését a nem összekapcsolt szigetek villamosenergia-rendszereihez a megújuló energiaforrások és a hőt és villamos energiát kapcsoltan termelő erőművek vonatkozásában.
(27)
A RAE kijelentette, hogy nem ellenzi az eltérés engedélyezését az új építésű hagyományos erőművek aktiválásához, amennyiben bizonyos feltételek teljesülnek. A 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdése azonban nem teszi lehetővé az eltérés engedélyezését az új kapacitásokhoz.
(28)
A RAE úgy látja, hogy a meglévő hagyományos erőművek kapacitásának bővítése főleg az olyan rövid távú kapacitáshiányokat enyhíti a nem összekapcsolt szigeteken, amelyek abból erednek, hogy váratlanul károsodik a meglévő kapacitás, vagy késik az új kapacitás telepítése, különösen a nagy kereslettel járó időszakokban (például a nyári csúcsidőszakban). Ezeket a bővítéseket a 2009/72/EK irányelv 8. cikke szerint azonban nyílt versenytárgyalási eljárással kell megvalósítani. Egy ilyen eljárás időigényes és nem felel meg a szükséghelyzetek sürgős igényeinek.
(29)
A RAE elfogadja, hogy ezeket a szükséghelyzeteket a PPC-nek kell megoldania. Figyelembe véve azt, hogy a PPC át tud telepíteni hagyományos mobil egységeket olyan szigetekről, ahol kapacitástöbblet van, azokra, ahol hiány van, valószínűleg ez a leggazdaságosabb megoldás.
(30)
A RAE hangsúlyozza, hogy minden eltérés esetében meg kell határozni a megfelelő engedélyezési eljárást a szükséghelyzetekre, valamint azt, hogy a 2009/72/EK irányelv 7. cikkéből konkrétan mely kritériumokat kell megvizsgálniuk az illetékes engedélyezési hatóságoknak.
(31)
A RAE-vélemény szerint az eltérést korlátozott időtartamra, például legfeljebb 10 évre kell engedélyezni.
3.1.2. Eltérés az irányelv VIII. fejezetétől
(32)
A RAE-vélemény szerint a nem összekapcsolt szigeteken a villamos energia kereskedelme gyakorlatilag a nem összekapcsolt szigeteken teljesítendő közszolgáltatási kötelezettséggel és a hozzá tartozó kompenzációval áll összefüggésben, mert i. a nem összekapcsolt szigeteken jelentősen magasabb a villamos energia előállításának költsége, mint a szárazföldön, és ii. a görög állam az minden egyes fogyasztói kategóriában egységes árképzést ír elő az ország egész területén.
(33)
A nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályok az óránkénti mérések, az energiarendszer irányító- és vezérlőközpontjai, a monitoring és a kapcsolódó számítástechnikai rendszerek céljára előírják bizonyos mérő- és adatrögzítő berendezések telepítését a nem összekapcsolt szigeteken. A RAE megítélése szerint ez az infrastruktúra továbbra is nélkülözhetetlen:
a)
annak biztosításához, hogy a közszolgáltatási kötelezettség költségei átláthatók, megkülönböztetésmentesek és ellenőrizhetők legyenek;
b)
a villamosenergia-rendszerek megfelelő üzemeltetéséhez és irányításához, hogy a leggazdaságosabb üzemmód valósuljon meg, és ennek köszönhetően nagyobb mértékben csökkenjen a nem összekapcsolt szigeteken teljesítendő közszolgáltatási kötelezettség díja;
c)
a megújuló energiaforrások és a kapcsolt termelés nagyobb arányának eléréséhez, beleértve az olyan megújulóenergiaforrás-technológiákat is, amelyek összetett és speciális követelményeket támasztanak az irányítással szemben (megújuló energiaforrások energiatárolással, naperőművek stb.);
d)
a szigetüzemben működő rendszerek irányításában szükséges átláthatóság garantálásához, ezzel biztosítva minden piaci szereplővel, különösen pedig a termelőkkel szemben a diszkriminációmentességet.
(34)
A RAE azzal érvel továbbá, hogy attól függetlenül, hogy egy vagy több szolgáltató kapott-e működési engedélyt egy szigetüzemben működő mikrorendszerben, ezt az infrastruktúrát mindenképpen telepíteni kell a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben.
(35)
A szóban forgó infrastruktúra telepítésének becsült költsége várhatóan nem lenne több, mint 20-30 millió EUR az összes nem összekapcsolt szigeten, beleértve Krétát és Rodoszt is. A RAE méltányosnak tartja ezt az összeget, különösen a várható előnyök fényében, tehát úgy, hogy ez biztosítaná minden nem összekapcsolt sziget közszolgáltatási kötelezettségének átláthatóságát és ellenőrzését, valamint a szigetüzemben működő rendszerek megfelelő és ellenőrzött működését.
(36)
Az YPEKA-val ellentétben a RAE azt az álláspontot képviseli, hogy azzal, hogy a nem összekapcsolt szigeteken egy adott szigetüzemben működő rendszerben több szolgáltató is kap engedélyt, nem jelentkezik jelentős többletköltség az infrastruktúra terén, mivel ugyanarra az infrastruktúrára mindenképpen szükség van a nem összekapcsolt szigeteken működő áramtermelő egységek üzemének napi szintű ütemezéséhez, a piaci elszámoláshoz és a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséhez.
(37)
Ezenfelül a RAE úgy látja, hogy a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók számára jelentős többletelőnyökkel járna az, ha több szolgáltató is működne.
(38)
A RAE tehát azt az álláspontot képviseli, hogy a nem összekapcsolt szigetek piacain nem indokolt állandó jelleggel kizárni az alternatív szolgáltatókat. A fentiekben leírt szükséges infrastruktúra telepítése várhatóan három-öt év alatt megvalósulna. A RAE nem ellenezné az esetleges eltérést szigorúan erre az időszakra, további meghosszabbítás nélkül.
(39)
A RAE megjegyzi továbbá, hogy amennyiben a nem összekapcsolt szigeteken bármely szigetüzemben működő rendszer státusa úgy változna, hogy nem lenne szigetüzemben működő mikrorendszer többé, az eltérés engedélyezésének automatikusan hatályát kell veszítenie. Ez olyan helyeken fordulhat elő, ahol a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereit összekapcsolják a görög összekapcsolt rendszerrel.
4. ÉRTÉKELÉS
4.1. A KÉRELEM JOGALAPJA
(40)
A 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdése biztosítja a lehetőséget az irányelv bizonyos rendelkezéseitől való eltérésre, amennyiben az eltérés kis, szigetüzemben működő rendszerekre és szigetüzemben működő mikrorendszerekre vonatkozik.
(41)
A 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 26. pontja értelmében a kis, szigetüzemben működő rendszer olyan rendszer, amelyben a fogyasztás 1996-ban nem haladta meg a 3 000 GWh-t, és amelyben az éves fogyasztás kevesebb mint 5 %-a származik más rendszerekkel való összekapcsolódásból.
(42)
A 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 27. pontja értelmében a szigetüzemben működő mikrorendszer olyan rendszer, amelyben a fogyasztás 1996-ban nem haladta meg az 500 GWh-t, és amely nem áll összeköttetésben más rendszerekkel.
(43)
A kérelemben azonosított szigetüzemben működő rendszerek egy, vagy alkalmanként több nem összekapcsolt szigetből állnak (lásd a táblázat 1. és 2. oszlopát). Ha a szigetüzemben működő rendszer több egymással kapcsolatban álló, de egyébként nem összekapcsolt szigetből áll, akkor is szigetüzemben működő villamosenergia-rendszerről beszélünk abban az értelemben, hogy nem kapcsolódnak más villamosenergia-rendszerekhez.
(44)
A kérelem szerint a 32 szigetüzemben működő rendszerből 31 mikrorendszer, közülük Rodosz a legnagyobb. Azok a szigetüzemben működő mikrorendszerek, amelyekre a kérelem vonatkozik, a görögországi teljes villamosenergia-értékesítés 5,24 %-át képviselték 2010-ben. A krétai szigetüzemben működő rendszer kis, szigetüzemben működő rendszernek tekinthető. 2010-ben Kréta a görög áramkereslet 3,01 %-át képviselte.
Éves kereslet szigetüzemben működő rendszerenként
Éves kereslet (MWh)
Éves kereslet 1996-ban
A szigetüzemben működő rendszer neve
A szigetüzemben működő rendszer részét képező nem összekapcsolt szigetek
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kréta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Igen
Nem
Rodosz
Rodosz
Hálki
386 630
650 115
764 401
760 658
Igen
Igen
Kósz-Kálimnosz
Kósz
Kálimnosz
Lipszi
Lérosz
Níszirosz-Jiali
Tílosz
Telendosz
Pszerimosz
156 340
281 574
351 959
352 984
Igen
Igen
Lészvosz
Lészvosz
153 650
259 552
308 454
288 230
Igen
Igen
Híosz
Híosz
Pszará
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Igen
Igen
Párosz
Párosz
Antíparosz
Náxosz
Iráklia
Kufoníszi
Schinousa
Íosz
Szíkinosz
Folégandrosz
95 340
164 761
208 206
194 740
Igen
Igen
Számosz
Számosz
Fúrni
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Igen
Igen
Szírosz
Szírosz
56 920
100 429
107 270
95 302
Igen
Igen
Thíra
Thíra
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Igen
Igen
Míkonosz-Dílosz
Míkonosz-Dílosz
45 740
78 049
115 071
112 978
Igen
Igen
Límnosz
Límnosz
35 650
55 340
62 710
59 672
Igen
Igen
Kárpathosz
Kárpathosz
Kászosz
26 580
30 397
37 829
36 931
Igen
Igen
Mílosz
Mílosz
Kímolosz
15 460
37 331
45 819
45 402
Igen
Igen
Ikaría
Ikaría
13 110
24 359
28 845
27 613
Igen
Igen
Szkírosz
Szkírosz
9 380
14 053
16 150
14 782
Igen
Igen
Pátmosz
Pátmosz
8 770
13 988
16 738
17 020
Igen
Igen
Szífnosz
Szífnosz
6 540
13 180
17 966
16 521
Igen
Igen
Szími
Szími
5 250
9 819
15 054
14 662
Igen
Igen
Amorgósz
Amorgósz
3 840
7 284
9 816
9 072
Igen
Igen
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Igen
Igen
Szérifosz
Szérifosz
2 830
6 793
8 162
7 654
Igen
Igen
Asztipálea
Asztipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Igen
Igen
Megiszti
Megiszti
770
1 863
2 751
3 005
Igen
Igen
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Igen
Igen
Anáfi
Anáfi
400
858
1 110
1 179
Igen
Igen
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Igen
Igen
Eríkusza
Eríkusza
220
452
710
746
Igen
Igen
Agathóniszi
Agathóniszi
190
388
522
642
Igen
Igen
Donúsza
Donúsza
180
417
676
690
Igen
Igen
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Igen
Igen
Árki-Marathi
Árki-Marathi
0
175
248
312
Igen
Igen
Gávdosz
Gávdosz
0
0
365
471
Igen
Igen
(45)
A fenti táblázat a kérelemben megnevezett szigetüzemben működő rendszereket tartalmazza, és mindegyikről ad bizonyos információkat. Ezekből az információkból az derül ki, hogy Kréta kivételével 1996-ban minden szigetüzemben működő rendszerben olyan kereslet volt a villamos energia iránt, amely alapján a 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 27. pontja értelmében szigetüzemben működő mikrorendszernek minősülnek. Krétával kapcsolatban meg kell még említeni, hogy mivel Kréta nem állt és ma sem áll összeköttetésben egyetlen más villamosenergia-rendszerrel sem, a rendszerösszekötéseken keresztül kielégített kereslet százalékos aránya mindig is nulla volt, és jelenleg is az, tehát 5 %-nál alacsonyabb. A 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 26. pontja értelmében így Kréta kis, szigetüzemben működő rendszernek minősül.
(46)
A RAE-vélemény nem fűzött megjegyzést a kérelemben azonosított szigetüzemben működő rendszerekhez.
(47)
A Bizottság így azt állapította meg, hogy a fenti táblázat 1. oszlopában megnevezett szigetüzemben működő rendszerek a 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 27. pontja értelmében mind szigetüzemben működő mikrorendszerek, kivéve Krétát, amely a 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 26. pontja értelmében kis, szigetüzemben működő rendszernek minősül.
4.2. A HAGYOMÁNYOS ERŐMŰVEKNEK A SZIGETÜZEMBEN MŰKÖDŐ MIKRORENDSZEREKBEN TÖRTÉNŐ ÜZEMELTETÉSÉVEL KAPCSOLATOS ALAPVETŐ PROBLÉMÁK
(48)
A Bizottság véleménye szerint a hagyományos erőműveknek a szigetüzemben működő mikrorendszerekben való üzemeltetésével kapcsolatban alapvető problémák állnak fenn. Ez különösen az alábbi tényezőkkel magyarázható:
a)
Annak a terhelésnek a mértéke, amelyet a szigeteken ki kell szolgálni, nem teszi lehetővé nagyobb, hatékonyabb és költséghatékonyabb hagyományos erőművek telepítését, és ahhoz, hogy egy szigetüzemben működő rendszer elfogadható biztonsági határokon belül működjön, nem elegendő egyetlen erőműre támaszkodni.
2013-ban az éves csúcsterhelés egyetlen szigetüzemben működő mikrorendszerben sem haladta meg a 188,5 MW-ot. A terhelési csúcsok átlaga és mediánja, amely 20,8 MW, illetve 4,2 MW, ennél sokkal alacsonyabb.
A szigetüzemben működő mikrorendszerekben jelenleg telepített egyetlen hagyományos erőmű kapacitása sem haladja meg a 27 MW-ot. Az erőművek teljesítményének átlaga és mediánja, amely 3,9 MW, illetve 1,1 MW, ennél sokkal alacsonyabb.
A kiszolgálandó terhelés kicsiny volta és a kereslet erős ingadozása, valamint a megújuló energiaforrások növekvő részesedése miatt erősen korlátozott azoknak a hagyományos erőmű-technológiáknak a száma, amelyeket alkalmazni lehet a szigetüzemben működő mikrorendszerekben.
A nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben minden hagyományos termelőkapacitás dízelolajat vagy fűtőolajat használ.
b)
Az éves terhelési tényező minden szigetüzemben működő mikrorendszerben alacsony. 2012-ben a terhelési tényező egyik szigetüzemben működő mikrorendszerben sem haladta meg a 0,54-ot. A terhelési csúcsok 0,38-os átlaga és mediánja ennél is kisebb. Tekintettel a megújuló energiaforrások előtérbe kerülésére és arra, hogy az itt feltüntetett terhelési tényezők a szigetüzemben működő mikrorendszerek teljes villamosenergia-rendszereit tükrözik, a nem összekapcsolt szigeteken működő hagyományos erőművek terhelési tényezője még ennél is alacsonyabb.
A görög összekapcsolt rendszerben az éves terhelési tényező általában 50 % az összes erőművi blokk, és 65 % a hőerőművi blokkok esetében (6).
Az éves terhelési tényező jó útmutatással szolgál arra nézve, hogy egy adott évben milyen az erőművek tényleges kihasználtsága, és így mennyi bevételt tudnak termelni.
A megújuló energiaforrások növekvő részesedése miatt tovább fog csökkenni a hagyományos erőművek által kiszolgálandó terhelés.
c)
Számos olyan projekt indult, amelyeknek az a céljuk, hogy összekapcsolják a nem összekapcsolt szigeteket, különösen a Kikládokat és Krétát a fő görög összekapcsolt rendszerrel. Amint azt a fentiekben kifejtettük, a nem összekapcsolt szigeteken nem olyan hatékonyak a hagyományos erőművek, mint az összekapcsolt rendszerbe telepítettek, ezért valószínű, hogy gazdaságilag nem is lennének életképesek a szigetüknek a rendszerrel történő összekapcsolását követően.
Az a lehetőség tehát, hogy egy szigetüzemben működő rendszert összekapcsolnak a fő rendszerrel, komolyan visszafogja a hagyományos kapacitásokra irányuló beruházásokat a nem összekapcsolt szigeteken.
d)
A kiszolgálandó viszonylag kis terhelés azt jelenti, hogy az egy adott szigetüzemben működő rendszerben szükséges termelőkapacitásnak várhatóan viszonylag kis keresletváltozásra kell felkészülnie. Az összekapcsolási lehetőség hiánya azt eredményezi, hogy a kereslet minden változását szükségszerűen a szigetüzemben működő mikrorendszeren belül található termelőkapacitásnak kell kielégítenie.
Emiatt nagy szükség van a gyorsaságra és a rugalmasságra a keresletben hosszabb távon előforduló változtatások kezeléséhez.
Rugalmasságra annál is inkább szükség van, mert nehézségek érzékelhetők a hagyományos erőműveknek a nem összekapcsolt szigeteken történő elhelyezésével, valamint az engedélyezési eljárások időtartamával kapcsolatban.
e)
2012-ben a legnagyobb és a legkisebb éves kereslet aránya (7) minden szigetüzemben működő mikrorendszerben legalább 3,35, de bizonyos rendszerek esetében ennél magasabb, sok esetben jóval magasabb volt. A legnagyobb és a legkisebb kereslet arányának átlaga és mediánja 6,27, illetve 5,98 volt.
2010-ben a görög összekapcsolt rendszerben a legnagyobb és a legkisebb kereslet aránya körülbelül 3 volt.
A legnagyobb és a legkisebb kereslet magasabb aránya azt mutatja, hogy akár egy adott éven belül is mennyi rugalmasságot és tartalékot kell biztosítani a szigetüzemben működő rendszer termelőkapacitásában.
Ebben a vonatkozásban figyelemre méltó, hogy 2012-ben a szigetüzemben működő mikrorendszerek mintegy 60 %-ában használtak mobil áramfejlesztőket.
(49)
A Bizottság megállapítja tehát, hogy alapvető problémák állnak fenn a hagyományos erőműveknek a fenti táblázatban azonosított nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben történő üzemeltetésével kapcsolatban.
4.3. A III. FEJEZETTŐL KÉRT ELTÉRÉS ÉRTÉKELÉSE
4.3.1. A III. fejezet rendelkezéseitől kért eltérések nem vonatkozhatnak új kapacitásra.
(50)
A 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdése értelmében a III. fejezetben foglalt rendelkezéstől való eltérések kizárólag a meglévő kapacitás felújításához, fejlesztéséhez és bővítéséhez adhatók meg.
(51)
Ebből következően a 2009/72/EK irányelv III. fejezetének rendelkezéseitől való eltérés új kapacitásra nem engedélyezhető.
(52)
Ehelyett, mivel a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek elosztóhálózatok, amennyiben az új kapacitások engedélyezési eljárásával nem biztosítható a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerekhez szükséges új kapacitás engedélyezése, a görög hatóságok fontolóra vehetik a 2009/72/EK irányelv 7. cikkének (3) bekezdésében foglalt rendelkezések új, kisebb méretű hagyományos kapacitásokhoz történő alkalmazását. Az új, kisebb méretű hagyományos kapacitások között szóba jöhetnek például olyan ideiglenes termelőkapacitások, amelyek hosszú távon is rendelkezésre állhatnak anélkül, hogy állandó jelleggel egy konkrét helyhez rendelnék őket.
4.3.2. A III. fejezet rendelkezéseitől kért eltérések Krétára nem alkalmazhatók.
(53)
Mint a fentiekben említettük, minden nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő mikrorendszer, kivéve Krétát, amely kis, szigetüzemben működő rendszer.
(54)
Ebből következően a 2009/72/EK irányelv III. fejezetének rendelkezéseitől való eltérés nem engedélyezhető Kréta esetében.
4.3.3. A III. fejezet rendelkezéseitől való eltérés nem vonatkozik a megújuló energiaforrásokat alkalmazó és a hőt és villamos energiát kapcsoltan termelő erőművekre.
(55)
A kérelem nem említi kifejezetten, hogy a kért eltérés csak a hagyományos erőművekre vonatkozik.
(56)
A 4001/2011. sz. törvény 133. cikkének (3) bekezdése azonban kifejezetten kizárja a megújuló energiaforrásokkal és a nagy hatékonyságú kapcsolt vagy hibrid erőművekkel előállított, valamint a saját célra termelt villamos energiát a PPC-nek adható kizárólagos termelési engedély hatályából. Ugyanez következik a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 225. cikkéből.
(57)
Ezenkívül a kérelem indokolása kizárólag a hagyományos erőművek üzemeltetésével kapcsolatban említ alapvető problémákat. Az érvelés szerint a hagyományos erőművek többek között valójában azért küzdenek alapvető problémákkal, mert növekszik a megújuló energiaforrások részesedése.
(58)
Következésképpen ha a kérelem a nem hagyományos erőművek számára is eltérést kérne a 2009/72/EK irányelv III. fejezetének rendelkezéseitől, az eltérést nem lehetne engedélyezni, mert a kérelem nem tartalmazza az ehhez szükséges indokolást.
4.3.4. A meglévő kapacitás felújításának, fejlesztésének és bővítésének engedélyezésével kapcsolatban engedélyezhető az eltérés.
(59)
Tekintettel a hagyományos erőművek üzemeltetésével kapcsolatban felmerülő, a fentiekben ismertetett alapvető problémákra a kis, szigetüzemben működő rendszerekben a meglévő hagyományos kapacitás engedélyezésével kapcsolatban akkor engedélyezhető az irányelv rendelkezéseitől való eltérés, ha az engedélyezés a meglévő hagyományos kapacitás felújítására, fejlesztésére és bővítésére vonatkozik. Ez az eltérés engedélyezhető közvetlenül a PPC javára.
(60)
Ezen eltérés alkalmazásában:
a)
a meglévő hagyományos termelőkapacitás olyan hagyományos termelőkapacitás építésére vonatkozó projekteket foglal magában, amelyekhez a RAE már kibocsátotta az engedélyt, és e határozat hatálybalépésének napjáig nem vonta vissza;
b)
a fő termelőkapacitás teljes megszüntetése egy meglévő helyszínen és az új villamosenergia-termelő létesítmény építése ugyanott új kapacitás építésének minősül;
c)
az ideiglenes termelőkapacitás elhelyezése a meglévő kapacitás kerületén belül a meglévő kapacitás bővítésének minősül.
(61)
Nem indokolt eltérni ugyanakkor azoktól a kritériumoktól és feltételektől, mint amelyeket például a 2009/72/EK irányelv 7. cikkének (2) bekezdése említ, amelyek alapján a PPC megkapja az engedélyt.
(62)
Ezenfelül, amennyiben az eltérés engedélyezése közvetlenül a PPC számára történik, a feltételek között meg kell határozni az engedélyezett hagyományos erőmű teljes üzembe állításának határidejével kapcsolatos kötelezettségeket, valamint azokat a rendelkezéseket, amelyek biztosítják e kötelezettségek teljes és tényleges betartását. Lejáratkor a RAE diszkrecionális joga az engedély közvetlen meghosszabbítása, de erre csak akkor van lehetőség, ha a lejárat teljes mértékben a PPC-n kívül álló okok miatt következett be. Lejáratkor a RAE-nek a 2009/72/EK irányelv 7. cikkének (1) bekezdése szerint, tehát harmadik felek részvételével kell megszerveznie az engedélyezési eljárást.
4.3.5. Az eltérés nem terjedhet ki új kapacitásra kiírt versenytárgyalásra.
(63)
A 2009/72/EK irányelv 8. cikke értelmében lebonyolított versenytárgyalás főszabályként olyan kapacitásra vonatkozik, amelyet még meg kell építeni és engedélyezni, és amely ezért új kapacitásnak minősül.
(64)
A fentiekben már kifejtett okok miatt a 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdése értelmében új kapacitásra nem engedélyezhető eltérés.
4.4. A VIII. FEJEZETTŐL KÉRT ELTÉRÉS ÉRTÉKELÉSE
4.4.1. A VIII. fejezet rendelkezéseitől való eltérés nem foglalja magában a harmadik felek hozzáférésével kapcsolatos 32. cikket.
(65)
A kérelem a 2009/72/EK irányelv VIII. fejezetétől való eltérésre vonatkozik, ezért úgy is tekinthető, hogy a 32. cikknek a harmadik felek hozzáférésére vonatkozó rendelkezéseitől is eltérést kér.
(66)
A kérelem nem határozza meg, hogy a kért eltérés kiterjed-e a 2009/72/EK irányelv 32. cikkére is, és nem ad semmilyen indokolást az ilyen eltérés igazolására. A 4001/2011. sz. törvény és a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat arra kötelezi a DEDDIE-t, hogy a harmadik felek számára biztosítson diszkriminációmentes hozzáférést a DEDDIE által üzemeltetett elosztórendszerhez (lásd például a 4001/2011. sz. törvény 127. cikkét). Következésképpen ilyen eltérés nem engedélyezhető.
4.4.2. A piacnyitásról és a viszonosságról szóló 33. cikktől való eltérés
4.4.2.1. Nem indokolt állandó jelleggel eltérést engedélyezni a 2009/72/EK irányelv 33. cikkétől.
(67)
A kérelem lényegében azt mondja, hogy a PPC maradjon az egyetlen olyan szolgáltató, amely engedélyt kap a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók ellátására, mivel a szigetüzemben működő mikrorendszerekben a villamosenergia-piac üzemeltetéséhez és felügyeletéhez szükséges infrastruktúra kifejlesztése a harmadik felek számára történő piacnyitás feltételeinek megteremtésével együtt olyan üzemeltetési költséggel járna a nem összekapcsolt szigeten működő üzemeltető számára, amely felülmúlja azokat az előnyöket, amelyeket a fogyasztók élveznének a piacnyitás miatt.
(68)
Ahogyan az a RAE-véleményből nyilvánvaló, a nem összekapcsolt szigeteken telepített infrastruktúrának az a feladata, hogy lehetővé tegye ezeken a szigeteken a közszolgáltatási kötelezettség teljesítését a meglévő jogszabályok szerint, átlátható, ellenőrizhető és diszkriminációmentes módon. Ezenfelül az infrastruktúra műszaki és gazdasági szempontból a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek üzemeltetéséhez is szükséges. Következésképpen, mivel az infrastruktúra mindenképpen szükséges a fenti követelmények teljesítéséhez, a piacnyitás a nem összekapcsolt szigeteken működő engedélyezett szolgáltatók számától függetlenül nem növeli az infrastruktúra költségeit.
(69)
A piacnyitás valójában akkor sem áll összefüggésben a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek műszaki üzemeltetésével és a közszolgáltatási kötelezettség teljesítésével, ha ezek hasonló infrastruktúrát igényelnek, mert nincs okozati összefüggés a szigetüzemben működő rendszerek műszaki és gazdasági üzemeltetése és a közszolgáltatási kötelezettség jogszabályok szerinti teljesítése, valamint aközött, hogy egy vagy több szolgáltató kap-e engedélyt a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók ellátására.
(70)
Valóban igaz, hogy a nem összekapcsolt szigeteken felmerülő, az összekapcsolt rendszerben fennálló termelési költséghez képest vett magasabb termelési költségeket a nem összekapcsolt szigeteken működő szolgáltatók számára jóvá kell írni úgy, hogy a fogyasztóiknak eladott villamos energia mennyiségével arányosan felosztják közöttük a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséért járó kompenzáció adott részét. Ugyanakkor a szigeteken működő aktív szolgáltatók számától függetlenül is mindenképpen meg kell határozni a termelési költségeket a nem összekapcsolt szigeteken ahhoz, hogy meg lehessen állapítani a kérdéses szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt.
(71)
A piacnyitás egyetlen többletkövetelménye a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzáció vonatkozó részeinek a fogyasztóiknak eladott villamos energia mennyiségével arányos felosztása az egyes szolgáltatók között. Még a kapcsolódó fogyasztói adatok, különösen a fogyasztásmérési adatok is attól függetlenül szükségesek, hogy egy vagy több szolgáltató kapott-e engedélyt a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók ellátására.
(72)
Ebből következik, hogy a nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzáció megadása a szolgáltatóknak mindössze azt jelenti, hogy a fogyasztók fogyasztására vonatkozó mérési adatokat konkrét engedélyezett szolgáltatóhoz lehet rendelni, ami elsősorban adminisztratív folyamat olyan információk alapján, amelyeket teljes egészében vagy nagymértékben attól függetlenül is gyűjtenek, hogy megvalósul-e a piacnyitás a szigeteken vagy sem. Másfelől ez a képesség előfeltétele minden villamosenergia-piac megfelelő működésének. Ezeket a költségeket tehát nem lehet alapul felhasználni a piacnyitással kapcsolatos eltérés indokolásához, mivel nem a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek működéséhez, illetve azok alapvető üzemeltetési problémáihoz kötődnek.
(73)
Fontos megjegyezni, hogy azoknak a nyilvántartásoknak az elkészítése, amelyek a fogyasztásmérési adatokat a szolgáltatókhoz rendelik, részét képezi a megvalósítandó infrastruktúrának. Miközben a tervezett infrastruktúra teljes kiépítése lehetővé teszi a szigetüzemben működő villamosenergia-rendszerek optimális üzemeltetését, a kapcsolódó beruházások teljes megvalósítása nem szükséges feltétele a piacnyitásnak.
(74)
Az a körülmény, hogy nagy eltérések tapasztalhatók az egyes nem összekapcsolt szigetek átlagos éves változó termelési költségeiben, lényegtelen. Valójában ezek az eltérések, még ha jelentősek is, a villamos energia előállításának költségére vonatkoznak a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben. Ezt az összeget a vonatkozó jogi követelmények szerint egyébként is meg kell határozni a nem összekapcsolt szigetekkel kapcsolatos közszolgáltatási kötelezettséggel kapcsolatban felmerülő igazgatási feladatok ellátásához, és ezt semmilyen módon nem befolyásolja az, hogy hány szolgáltató kapott engedélyt a nem összekapcsolt szigeten lévő fogyasztók ellátására. Ezenfelül, tekintettel arra, hogy a közszolgáltatási kötelezettség teljesítése már most is havi rendszerre épül minden szigetüzemben működő rendszerben, nehéz elképzelni, hogy a szigeteken mért nagy éves eltérések alapvető problémákat okoznának.
(75)
A fentiekből az következik, hogy a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók ellátására feljogosított szolgáltatók száma valójában nem áll összefüggésben a szigetüzemben működő rendszerek műszaki és gazdasági üzemeltetésével, sem pedig a közszolgáltatási kötelezettségnek a vonatkozó jogszabályok szerint történő teljesítésével.
(76)
Meg kell jegyezni továbbá, hogy a piacnyitás olyan előnyökkel jár, amelyek meghaladják annak esetleges költségeit. Mint ahogyan azt a RAE megjegyezte, a nem összekapcsolt szigeteken működő alternatív szolgáltatók további jelentős előnyökhöz juttathatják az ott lévő fogyasztókat azzal, hogy egyéb szolgáltatások nyújtásával kombinálják a villamosenergia-ellátást.
(77)
Következésképpen állandó jelleggel nem engedélyezhető eltérés a 33. cikktől.
4.4.2.2. A szigetüzemben működő rendszerekkel kapcsolatban a 2009/72/EK irányelv 33. cikkétől engedélyezett eltérés időtartamának korlátozása
(78)
A fentiek alapján be kell látni, hogy a piacnyitás gyakorlati intézkedéseket igényel annak érdekében, hogy a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszerei teljes mértékben a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat szerint tudjanak működni. A piacnyitással kapcsolatos gyakorlati problémák között lehet az, hogy nem állnak rendelkezésre a fogyasztásmérők és a fogyasztásmérési adatok szolgáltatókhoz történő hozzárendeléséhez szükséges nyilvántartások, illetőleg az, hogy az infrastruktúra konfigurációja még nem optimális. Ezen az alapon indokolt lehet a 2009/72/EK irányelv 33. cikkétől való eltérést átmenetileg engedélyezni.
(79)
A VIII. fejezettől való eltérés időtartamának megállapítása során az alábbi két szempontot kell figyelembe venni:
a)
mint már rámutattunk, a nem összekapcsolt szigeteken a piacnyitás legfontosabb feltétele, hogy rendelkezésre álljon olyan nyilvántartás a szigetekről, amely alapján a fogyasztásmérési adatokat egy adott szolgáltatóhoz lehet rendelni. A nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 327. cikkének (4) bekezdése kimondja, hogy az erre a célra szükséges nyilvántartást legkésőbb a szabályzat hatálybalépése után 2 évvel véglegesíteni kell. A nyilvántartás rendelkezésre állása a piacnyitás egyik gyakorlati előfeltétele;
b)
a nem összekapcsolt szigeteken szükséges infrastruktúra-beruházási program teljes megvalósítása minden bizonnyal elősegítené a piacnyitás gyakorlati megvalósítását a nem összekapcsolt szigeteken. Ez azonban nem szükséges feltétel. A nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkének (7) bekezdése megszabja azt a menetrendet, amely szerint, legkésőbb a szabályzat hatálybalépését követő 5 éven belül a jelenleg nem összekapcsolt szigetek mindegyikén meg kell valósítani a kiegészítő infrastruktúrát.
(80)
Ebből az következik, hogy a piacnyitástól való eltérést a szabályzat hatálybalépését követően legalább 2 évre, tehát 2016. február 17-ig kell engedélyezni ahhoz, hogy létrejöjjenek a piacnyitáshoz szükséges nyilvántartások. Mivel a szabályzat hatálybalépését követően legkésőbb 5 éven belül a teljes infrastruktúrát meg kell valósítani, az eltérés időbeli hatályát a szabályzat hatálybalépését követő 5 évre, tehát a 2019. február 17-ig tartó időszakra kell korlátozni minden egyes nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszere számára. Mivel azonban az eltérés csak ott indokolt, ahol olyan alapvető és lényeges problémák akadályozzák a piacnyitást, amelyek közvetlenül azzal kapcsolatosak, hogy nem valósult meg az infrastruktúra-beruházási program a nem összekapcsolt szigeteken, rendszeresen ellenőrizni kell, hogy egy adott szigetüzemben működő rendszerben fennállnak-e még a problémák. Az ellenőrzést egy, a DEDDIE által összeállított, az illetékes görög hatóságok által jóváhagyott, a szükséges infrastruktúrának a szigeteken történő kiépítésére vonatkozó beruházási terv alapján kell végezni. Ezt a tervet tehát 2015. február 17-ig véglegesíteni kell és jóvá kell hagyni.
(81)
Annak érdekében, hogy a piacnyitás ne szenvedjen indokolatlan késedelmet, a DEDDIE infrastruktúra-beruházási tervét jóvá kell hagynia a RAE-nek, és abban Kréta és Rodosz szigetüzemben működő rendszereinek kell elsőbbséget adni, mivel ezek a legnépesebb nem összekapcsolt szigetek.
(82)
2016. február 17-től kezdve 2019. február 17-ig a DEDDIE-nek évente jelentést kell készítenie, amelyet a RAE-nek jóvá kell hagynia, és amely leírja, hogy miért nem valósult még meg a piacnyitás egy adott nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszerében. Ezt a jelentést közzé kell tenni és be kell nyújtani a Bizottságnak.
4.4.3. A VIII. fejezet rendelkezéseitől való eltérés nem terjed ki a 34. cikkre.
(83)
A kérelem a 2009/72/EK irányelv VIII. fejezetétől való eltérésre vonatkozik, ezért úgy tekinthető, hogy 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 15. pontja értelmében vett közvetlen vezetékeket illetően a 34. cikktől való eltérés lehetőségét is kéri.
(84)
A kérelem nem határozza meg, hogy a kért eltérés kiterjed-e a 2009/72/EK irányelv 34. cikkére is.
(85)
Következésképpen ha a kérelem a 2009/72/EK irányelv 34. cikkétől is kérné az eltérés lehetőségét, ezt az eltérést nem lehetne engedélyezni, mert a kérelem nem tartalmazza az ehhez szükséges indokolást.
4.4.4. Rendszerösszekötők - a III. és a VIII. fejezettől kért eltérés alkalmazása
(86)
A jelenlegi eltérés azokra a szigetüzemben működő mikrorendszerekre vonatkozik, amelyeket pontosan jellemez az a körülmény, hogy nem vagy csak nagyon korlátozott mértékben állnak összeköttetésben más villamosenergia-rendszerekkel (kis, szigetüzemben működő rendszerek).
(87)
Mindazonáltal:
a)
a görög átvitelirendszer-üzemeltetőnek, az ADMIE-nak a közelmúltban jóváhagyott tízéves fejlesztési terve szerint a Kikládok összekapcsolása várhatóan 2018-ra megvalósul három fázisban, oly módon, hogy a Kikládok egyes szigeteit már jóval a fenti dátum előtt összekapcsolják a rendszerrel;
b)
Kréta összekapcsolása 2020-ra várható. A projekt első három évre vonatkozó részei szerepelnek az ADMIE 2013-ban jóváhagyott tízéves fejlesztési tervében is. A végleges tervet be kell építeni a tízéves fejlesztési tervbe, amelyet 2014-ben fognak jóváhagyni.
(88)
Egyértelműen ki kell azonban mondani, hogy egy adott szigetüzemben működő rendszer számára engedélyezett eltérés automatikusan megszűnik, ha teljes értékűvé válik a rendszer-összeköttetés az adott szigetüzemben működő rendszer és a görög összekapcsolt rendszer között.
(89)
A jogi és funkcionális leválás ellenére a DEDDIE a PPC 100 %-os tulajdonában áll. Ellentétben a 2009/72/EK irányelv értelmében vett elosztórendszer-üzemeltetőkkel, a DEDDIE kiterjedt feladatokat lát el a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereinek üzemeltetésében és a szigeteken végzett villamosenergia-termelésben is, amelyek magukban foglalják a PPC tulajdonában lévő hagyományos termelőkapacitást és annak gazdasági hasznát is. A fentiek értelmében a rendszer-összeköttetés befolyásolja a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben jelenleg meglévő hagyományos erőművek gazdasági életképességét.
(90)
Az eltérést csak akkor lehet engedélyezni, ha az arányos, és nem haladja meg a feltétlenül szükséges mértéket. Világos ösztönzőkre és átláthatóságra van tehát szükség azon döntésekkel kapcsolatban, hogy összekapcsolják-e a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereit.
(91)
A 4001/2011. sz. törvény 108. cikke a következőket mondja ki:
„Az ADMIE SA-nak minden évben március 31-ig be kell nyújtania egy tízéves görög villamosenergia-átviteli tervet a RAE-nek. […] A tízéves görög villamosenergia-átviteli tervnek tartalmaznia kell különösen: […] (c) egy műszaki és pénzügyi költség-haszon elemzést az átviteli infrastruktúra legfontosabb elemeiről […], különösen a […] szigetek közötti rendszerösszekötőkről és az átviteli rendszerről, beleértve minden beruházási projekt esetében a határidők, a becsült pénzforgalom és a finanszírozási követelmények megjelölését is.”
(92)
Annak érdekében, hogy világos ösztönzők és átláthatóság segítse annak eldöntését, hogy össze kell-e kötni a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereit, a görög hatóságoknak az alábbiakat kell biztosítaniuk:
a)
Amikor meglévő vagy új kapacitást engedélyeznek vagy pályáztatnak egy nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszeréhez, az ADMIE-nek, a DEDDIE-nek és a RAE-nek szisztematikusan végig kell gondolnia a szigetüzemben működő rendszer összekapcsolásának alternatíváit. A meglévő vagy az új kapacitásra vonatkozó engedély kibocsátását meg kell tagadni, ha költséghatékonyabb a rendszerösszekötő létesítése. A költségeknek a végfelhasználók villamos energiával történő ellátásának minden költségét magukban kell foglalniuk, beleértve a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséért járó kompenzációt is.
b)
Az átviteli infrastruktúra legfontosabb elemeire vonatkozóan az ADMIE által készített költség-haszon elemzés a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke szerint csak a rendszer-összeköttetés beruházásának és működtetésének tényleges költségeit veheti figyelembe. Nem veheti figyelembe különösen az elveszett nyereséget és a nem összekapcsolt szigeteken már meglévő hagyományos termelési eszközök értékének csökkenését.
c)
Az ADMIE által a 4001/2011. sz. törvény értelmében készített tízéves beruházási terv vonatkozásában a RAE-nek közzé kell tennie a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben található összes fogyasztó kiszolgálásával kapcsolatban felmerülő teljes költséget, amelynek a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséért járó kompenzációt is tartalmaznia kell. Ha az ADMIE tízéves beruházási terve nem tartalmazza rendszerösszekötő építését a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke és a RAE jóváhagyása szerint, a RAE-nek a saját kezdeményezésére vagy harmadik fél felkérésére pályázatot kell kiírnia a 2009/72/EK irányelv 22. cikke (7) bekezdésének b) pontja szerint olyan rendszerösszekötő megépítésére, amely összeköti egy vagy több nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszerét. A rendszerösszekötőt abban az esetben kell megépíteni, ha az építés csökkenti a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben található összes fogyasztó kiszolgálásával kapcsolatban felmerülő, a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséért járó kompenzációt is magában foglaló teljes költséget.
d)
A rendszerösszekötő megépítésének pontos határidejét a RAE határozza meg. Ha a rendszerösszekötőt nem vagy nem a RAE által előírt határidőig építik meg, a nem realizált költségmegtakarítás után kártérítést lehet kérni.
4.5. IDŐTARTAM
(93)
A jelen eltérés alapjául szolgáló tényeket felül kell vizsgálni különösen akkor, amikor esedékes a nem összekapcsolt szigetek összekapcsolására irányuló tervek megvalósulása, valamint amikor lejárnak a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkében az infrastruktúra kiépítésére vonatkozóan megállapított határidők.
(94)
Következésképpen mindennemű eltérésnek 2021. január 1-jéig kell érvényesnek lennie.
4.6. VISSZAMENŐLEGES HATÁLY
(95)
Mint azt a fentiekben jeleztük, a 2012. január 17-i kérelem megújította a 2003-ban benyújtott első kérelmet.
(96)
A 2009/72/EK irányelvvel hatályon kívül helyezett 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdése szintén tartalmazott olyan rendelkezéseket, amelyek lehetővé tették a tagállamok számára, hogy eltérést kérjenek az irányelv bizonyos rendelkezéseitől, amennyiben alapvető problémák merülnek fel a szigetüzemben működő kis vagy mikrorendszerek üzemeltetésével kapcsolatban. A 2009/72/EK irányelv 48. cikke értelmében a hatályon kívül helyezett 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdésére való hivatkozásokat úgy kell értelmezni, hogy azok a 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdésére irányulnak.
(97)
A kis, szigetüzemben működő rendszernek és a szigetüzemben működő mikrorendszernek a 2003/54/EK irányelv 2. cikkének 26. és 27. pontja szerinti fogalommeghatározása megegyezik a 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 26. és 27. pontjában található fogalommeghatározásokkal.
(98)
Mindkét fogalommeghatározás a szigetüzemben működő rendszerekben 1996-ban jelentkező villamosenergia-keresletre hivatkozik, ami azóta nem változott. Ezenkívül Kréta nem kapcsolódott a görög összekapcsolt rendszerhez sem 2003-ban, sem 2012-ben, és akkor sem fog kapcsolódni, amikor a jelen eltérés hatályba lép.
(99)
Következésképpen a kérelemben kis, szigetüzemben működő rendszernek és szigetüzemben működő mikrorendszernek minősített rendszer az első kérelemben is annak minősült, és akkor is annak fog minősülni, amikor a jelen eltérés hatályba lép.
(100)
Nem történt tehát sem jogi, sem ténybeli változás azon kis, szigetüzemben rendszerek és szigetüzemben működő mikrorendszerek vonatkozásában, amelyek esetében a 2003/54/EK és a 2009/72/EK irányelv eltérésre ad lehetőséget.
(101)
A 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdése eltérést tett lehetővé a III. fejezettől, amelyben olyan, az új kapacitásokkal kapcsolatos engedélyezési eljárásokat és versenytárgyalásokat szabályozó rendelkezések találhatók, mint a 2009/72/EK irányelv III. fejezetében.
(102)
A 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdése eltérést tett lehetővé a VII. fejezettől, amelyben olyan, a harmadik felek hozzáférését, a piacnyitást és a közvetlen vezetékeket szabályozó rendelkezések találhatók, mint a 2009/72/EK irányelv VIII. fejezetében.
(103)
Ha a Bizottság az első kérelem alapján engedélyezte volna az eltérést, ezt ugyanolyan feltételekkel tette volna, mint amelyeket a jelen eltérés esetében a 2009/72/EK irányelv alapján megállapít.
(104)
A ténybeli körülmények 2003 óta nem változtak. Nem változott lényegesen 2003 óta a nem összekapcsolt szigetek földrajzi elhelyezkedése, a szigetek szigetüzemben működő villamosenergia-rendszereinek működését meghatározó gazdasági körülmények, valamint a hagyományos erőműveknek a szigetek szigetüzemben működő rendszereiben történő üzemeltetésével kapcsolatos alapvető problémák jellege sem.
(105)
Az első kérelem 2003 óta vár elbírálásra. Az a körülmény, hogy a Bizottság nem intézkedett, nem járhat hátrányos következményekkel a Görög Köztársaság számára. A Görög Köztársaság teljesítette a 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdésében és a 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdésében meghatározott kötelezettségeit, és a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszerei vonatkozásában benyújtotta indokolással ellátott kérelmét a fenti cikkektől való eltérésre.
(106)
Helyénvaló tehát, hogy az eltérésről rendelkező e határozat az első kérelem benyújtásának napjától, tehát 2003. december 5-től legyen alkalmazandó,
ELFOGADTA EZT A HATÁROZATOT:
1. cikk
Ez a határozat a táblázatban meghatározott kis, szigetüzemben működő rendszerekre és szigetüzemben működő mikrorendszerekre vonatkozik.
E határozat alkalmazásában Kréta kis, szigetüzemben működő rendszer, az összes többi sziget pedig szigetüzemben működő mikrorendszer.
2. cikk
(1) A Görög Köztársaság a kis, szigetüzemben működő rendszerek és a szigetüzemben működő mikrorendszerek vonatkozásában eltérhet a 2009/72/EK irányelv 33. cikkének rendelkezéseitől.
(2) Az eltérés lehetősége 2016. február 17-ig, vagy pedig, ha az később következik be, a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkének (7) bekezdésében meghatározott infrastruktúra teljes telepítéséig áll fenn. Az eltérés lehetősége mindazonáltal legkésőbb 2019. február 17-ig áll fenn.
(3) A görög hatóságok 2015. február 17-ig elkészítik a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkének (7) bekezdésében meghatározott infrastruktúra-fejlesztési beruházásokra vonatkozó tervüket, és minden egyes szigetüzemben működő rendszerre vonatkozóan meghatározzák azt a határidőt, ameddig az infrastruktúrának teljes mértékben el kell készülnie. Ebben a tervben Kréta és Rodosz számára elsőbbséget kell biztosítani.
(4) A görög hatóságok 2016. február 17-től2019. február 17-ig minden évben jelentést készítenek a nem összekapcsolt szigetek minden egyes elszigetelt rendszeréről a következő tartalommal: a) megvalósult-e a piacnyitás; b) az infrastruktúra-fejlesztési beruházások állapota a vonatkozó tervhez képest; c) a piacnyitást akadályozó alapvető és fontos problémák; d) ezek a problémák közvetlenül kapcsolódnak-e a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkének (7) bekezdésében meghatározott infrastruktúra-fejlesztési beruházások elmaradásához.
3. cikk
(1) A Görög Köztársaság a 2009/72/EK irányelv 7. cikkének (1) bekezdésében foglalt rendelkezéstől eltérve jogosult arra, hogy a szigetüzemben működő rendszerekben található meglévő hagyományos termelőkapacitás felújítására, fejlesztésére és bővítésére vonatkozóan közvetlenül a PPC számára bocsásson ki engedélyt.
(2) Ezen eltérés alkalmazásában:
a)
a meglévő hagyományos termelőkapacitás magában foglalja a hagyományos termelőkapacitás felújítására, fejlesztésére és bővítésére irányuló mindazon projekteket, amelyek az e határozatra vonatkozó értesítés napján a RAE által kibocsátott érvényes engedéllyel rendelkeznek;
b)
a fő termelőkapacitás teljes megszüntetése egy meglévő helyszínen és az új villamosenergia-termelő létesítmény építése ugyanott nem meglévő kapacitásnak, hanem új kapacitás építésének minősül;
c)
az ideiglenes hagyományos termelőkapacitás elhelyezése a meglévő kapacitás kerületén belül a meglévő kapacitás bővítésének minősül.
(3) Az (1) bekezdés alapján kibocsátott engedély lejártakor a RAE saját hatáskörben meghosszabbíthatja az engedélyt, ha a késedelem teljes mértékben a PPC-n kívül álló okok miatt következett be.
(4) Az eltérés nem vonatkozik az (1) bekezdés alapján kibocsátott azon engedélyekre, amelyek lejártak vagy visszavonásra kerültek.
(5) A 2009/72/EK irányelv 7. cikkének minden egyéb rendelkezését változatlanul alkalmazni kell.
(6) Ez az eltérés 2021. január 1-jéig érvényes.
4. cikk
(1) Az e határozattal engedélyezett eltérések nem érvényesek a szigetüzemben működő kis és mikrorendszerekre azt követően, hogy összekapcsolták őket az összekapcsolt rendszerrel.
(2) A görög hatóságok:
a)
amikor egy nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszerére vonatkozóan új kapacitást engedélyeznek vagy új kapacitással kapcsolatban versenytárgyalást írnak ki, szisztematikusan végiggondolják a szigetüzemben működő rendszer összekapcsolásának alternatíváit. Az új kapacitás engedélyezését meg kell tagadni, ha a rendszerösszekötő létesítése költséghatékonyabb. A költségeknek a végfelhasználók villamos energiával történő ellátásának minden költségét magukban kell foglalniuk, beleértve a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt is;
b)
biztosítják, hogy az ADMIE által a lényeges átviteli infrastruktúrára vonatkozóan elvégzendő költség-haszon elemzés a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke szerint csak a tervezett rendszer-összeköttetés tényleges beruházási és üzemeltetési költségeit vegye figyelembe. Nem veheti figyelembe ugyanakkor a nem összekapcsolt szigeteken már telepített hagyományos termelőkapacitások elmaradt nyereségét vagy értékcsökkenését;
c)
az ADMIE-nak a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke értelmében készített tízéves beruházási tervével kapcsolatban közzéteszik a szigetüzemben működő rendszerekben lévő fogyasztók villamos energiával történő ellátásának átfogó költségeit, beleértve a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt is. Ha az ADMIE tízéves beruházási terve a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke és a RAE jóváhagyása szerint nem tartalmazza a rendszerösszekötő építését, a görög hatóságok saját kezdeményezésre vagy harmadik fél kérésére pályázatot írnak ki a 2009/72/EK irányelv 22. cikke (7) bekezdésének b) pontja alapján olyan rendszerösszekötő építésére, amely összeköt egy vagy több szigetüzemben működő rendszert. A rendszerösszekötőt akkor kell megépíteni, ha a megépítése csökkenti a nem összekapcsolt szigeteken található fogyasztók villamos energiával történő ellátásának átfogó költségeit, beleértve a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt is;
d)
meghatározzák a rendszerösszekötő építésének pontos határidejét. Ha a rendszerösszekötőt nem vagy nem a megállapított határidőig építik meg, a görög hatóságok kártérítést kérhetnek a költségmegtakarítás elmaradásáért.
5. cikk
E határozat rendelkezéseit 2003. december 5-től kell alkalmazni.
6. cikk
Ez a határozat címzettje a Görög Köztársaság.
Kelt Brüsszelben, 2014. augusztus 14-én.