РЕШЕНИЕ НА КОМИСИЯТА
от 14 август 2014 година
за предоставяне на Република Гърция на дерогация от определени разпоредби на Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета
(нотифицирано под номер С(2014) 5902)
(2014/536/ЕС)
ЕВРОПЕЙСКАТА КОМИСИЯ,
като взе предвид Договора за функционирането на Европейския съюз,
като взе предвид Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за отмяна на Директива 2003/54/ЕО (1), и по-специално член 44, параграф 1 и член 48 от нея,
като взе предвид заявленията на Република Гърция от 17 януари 2012 г. и 5 декември 2013 г.,
след като информира държавите членки за заявлението,
като има предвид, че:
1. ПРОЦЕДУРА
(1)
На 17 януари 2012 г. гръцкото Министерство на околната среда, енергетиката и климатичните промени (YPEKA) подаде заявление (по-долу наричано „заявлението“) до Комисията съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО за дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО за определени гръцки острови, които не са свързани с електроенергийната система на континентална Гърция (несвързаните с електроенергийната система острови, по-долу наричани „НЕСО“).
(2)
На 12 септември 2012 г. Комисията поиска от енергийния регулаторен орган (по-долу наричан „ЕРО“) на Гърция да представи коментари във връзка със заявлението. ЕРО отговори на искането на 16 ноември 2012 г. (по-долу този отговор е наричан „становището на ЕРО“).
(3)
ЕРО представи допълнителни доводи в подкрепа на заявлението на 17 декември 2013 г., 23 декември 2013 г., 4 февруари 2014 г., 28 февруари 2014 г. и 17 март 2014 г.
(4)
На 14 март 2014 г. (с допълнение, изпратено на 20 март 2014 г.) Комисията информира държавите членки за заявлението в съответствие с член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, с искане за представяне на становища до 25 март 2014 г. при необходимост. Не бяха представени становища.
(5)
Със заявлението си YPEKA поднови искането, подадено от Министерството на развитието на 5 декември 2003 г. в съответствие с член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (2) (по-долу наричано „първоначалното заявление“) за дерогация от определени разпоредби на Директива 2003/54/ЕО. Въпреки че бяха предприети предварителни стъпки за разглеждане на първоначалното заявление, дерогацията съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО не беше нито предоставена, нито отказана.
2. ЗАЯВЛЕНИЕТО, ПОДАДЕНО ОТ YPEKA
2.1. ОБХВАТ НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ
(6)
В заявлението се иска дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО.
(7)
Глава III от Директива 2009/72/ЕО се отнася до разрешителната процедура и обявяването на търгове за нови мощности. Глава VIII се отнася до достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
2.2. НАСТОЯЩА ОРГАНИЗАЦИЯ НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА НА НЕСО
(8)
Гръцките енергийни пазари са регулирани основно от гръцкия Закон 4001/2011, с който се транспонира Директива 2009/72/ЕО. Закон 4001/2011 влезе в сила на 22 август 2011 г.
(9)
„DEDDIE“ SA (по-долу наричан „DEDDIE“) е основният гръцки електроенергиен системен оператор, който е 100 % собственост на предприятието „Public Power Corporation“ (по-долу наричано „PPC“), историческият гръцки производител и доставчик на електроенергия, но юридически и функционално е отделен от него. Свързаните с мрежата активи, управлявани от DEDDIE, са собственост на PPC.
(10)
Съгласно член 127 от Закон 4001/2011 DEDDIE отговаря за развитието, експлоатацията и поддръжката на електроразпределителната система на Гърция, която включва електроразпределителната система на НЕСО.
(11)
Освен това DEDDIE отговаря за експлоатацията на електроенергийните системи на НЕСО. Това включва: i) изготвянето на план за разработване на производствени мощности за изолирани микросистеми, включително програма за свързване с други НЕСО; ii) гарантиране на наличието на необходимите обекти за инсталиране на нови производствени мощности с цел увеличаване на съществуващия капацитет или за доставка на компоненти и разширяване на електроразпределителната система на Гърция към несвързаните с електроенергийната система острови и изолираните микросистеми; iii) сключване на договори с притежатели на разрешителни, регулиращи доставките на електроенергия от и за системата, предоставянето на допълнителни услуги за електроразпределителните системи на НЕСО и възнаграждението на производителите на електроенергия, таксите за клиентите и доставчиците за доставената им електроенергия, както и други кредити и дебити по специални сметки, като тези за възнаграждението за задължения за обществени услуги.
(12)
Член 137, параграф 1 от Закон 4001/2011 гласи, че всички потребители на електроенергия ще се класифицират като привилегировани клиенти с изключение на клиентите, установени в рамките на изолирани микросистеми, при спазване на член 139 от същия закон.
(13)
Съгласно член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011:
„С изключение на случаите, в които електроенергията се произвежда от възобновяеми енергийни източници или от високоефективно комбинирано производство, или от хибридни електроцентрали, както и в случай на производители на енергия за собствени нужди, при предоставяне на дерогация съгласно разпоредбите на член 139 разрешение за производство се дава единствено на PPC SA в съответствие с определени разпоредби във връзка с разрешаването. PPC SA отговаря за непрекъснатото снабдяване на изолираните микросистеми, за които получава разрешение, както и за гарантирането на дългосрочното финансово управление на електроенергийните системи на тези острови.“
(14)
Съгласно член 134 от Закон 4001/2011:
„Без да се засягат разпоредбите на член 139 от настоящия закон, разрешения за снабдяване за изолирани микромрежи ще се издават единствено на PPC SA в съответствие с изискванията на разпоредбите във връзка с разрешенията. PPC SA трябва да снабдява непривилегированите клиенти с електроенергия при поискване.“
(15)
Съгласно член 139 от Закон 4001/2011 дерогации от разпоредбите на Закон 4001/2011 могат да се предоставят в съответствие с разпоредбите на член 44 от Директива 2009/72/ЕО.
(16)
В Министерско решение № PD5/EL/B/F IB/12924, прието в съответствие с член 28 от гръцкия Закон 3426/2005, се постановява, че снабдяването с електроенергия на клиенти от НЕСО от който и да е производител на електроенергия представлява задължение за обществена услуга за НЕСО („ЗОО за НЕСО“) от общ икономически интерес. По съображения във връзка със социалното сближаване доставчиците на електроенергия в НЕСО трябва да доставят електроенергия на цена, равна, според категориите потребители, на цената за взаимосвързаната система на Гърция.
(17)
Член 52 от гръцкия Закон 4001/2011 гласи, че клиентите от несвързани с електроенергийната система острови имат право на специални услуги както по отношение на цената, така и по отношение на качеството и сигурността на доставките, както и на прозрачност на договорните условия. В замяна на изпълнението на ЗОО доставчиците на ЗОО за НЕСО получават финансова компенсация, която се изчислява въз основа на методика, установена с Решение 24/2014 (3) на ЕРО. Тази методика се основава на разликата между пълните производствени разходи (променливи и постоянни) за несвързаните с електроенергийната система острови и пълната пазарна цена за доставчиците във взаимосвързаната система (пределни разходи на системата плюс всички други механизми във взаимосвързаната система на Гърция). Компенсацията за ЗОО за НЕСО се изчислява на месечна основа и за всяка автономна островна система и подлежи на контрол от страна на ЕРО. Компенсацията за ЗОО за НЕСО се набира чрез такса, наложена на всички клиенти, включително клиентите от НЕСО (4). Механизмът на ЗОО за НЕСО се управлява от LAGIE, гръцкия държавен пазарен оператор. В Министерско решение № D5-EL/B/F1/oik.27547 от декември 2011 г. (5), основаващо се на разпоредбите на член 55, параграф 3 от Закон 4001/2011, се постановява, че ЗОО за НЕСО се предлага от всички доставчици, следователно всички доставчици отговарят на условията за компенсация във връзка със ЗОО за НЕСО.
(18)
Вторичното законодателство урежда по-подробно доставките и производството на електроенергия за НЕСО. По-специално в своето Решение № 39/2014 от 28 януари 2014 г. ЕРО прие Кодекс за управление на електроенергийните системи на несвързаните с електроенергийната система острови („Кодексът за НЕСО“), който урежда много въпроси, свързани с функционирането на изолираните системи на НЕСО, включително отварянето на пазара, уреждането на финансовите отношения и производството на електроенергия. Кодексът за НЕСО влезе в сила в деня на публикуването му, т.е. на 17 февруари 2014 г.
2.3. Съществени проблеми във връзка с функционирането на изолираните системи
(19)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с функционирането на гръцките изолирани електроенергийни системи:
а)
големите разлики в потреблението на електроенергия в изолираните микросистеми, които още повече изпъкват на фона на: i) туристическия аспект на икономическото развитие на островите; и ii) навлизането на възобновяемите енергийни източници (ВЕИ).
Тези фактори оказват отрицателно въздействие както върху коефициента на натоварване на топлинните или конвенционалните производствени мощности, така и върху възможността за възстановяване на инвестиционните разходи за такива производствени мощности;
б)
големите разлики в метеорологичните условия на островите, които се отразяват на потреблението и причиняват неизправности във функционирането на системите за производство на електроенергия, като в резултат от това се изисква поддържане на значителни резерви.
(20)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с развитието на конвенционално производство на електроенергия в рамките на гръцките изолирани малки електроенергийни системи:
а)
затрудненията или дори невъзможността да се намерят подходящи местоположения за нови конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми, основно поради съпротивата от страна на обществеността;
б)
малкият размер на НЕСО, който поражда големи обрати в дългосрочното планиране в областта на развитието на топлинно производство на електроенергия в резултат на непредвидими инвестиции на потребителите на електроенергия (например големи туристически комплекси или пристанищни съоръжения), което изисква навременна и гъвкава реакция в отговор на потреблението на електроенергия;
в)
очаква се потреблението на електроенергия в изолираните системи на НЕСО да нараства с 2 % годишно до 2017 г. Въпреки че на PPC са предоставени разрешения да инсталира необходимите допълнителни мощности и тази инсталация вече е насрочена (очаква се 2017 г. тя да покрие потреблението на електроенергия на всички НЕСО заедно с необходимите резерви), спазването на времевия график невинаги е възможно;
г)
ниското натоварване, големите колебания в натоварването и все по-широкото навлизане на ВЕИ в повечето изолирани микросистеми ограничават достъпните технологични решения за конвенционално производство, ограничавайки избора до малки производствени инсталации, използващи за гориво мазут (котелно гориво) с ниско съдържание на сяра или леки дестилатни горива;
д)
процедурите за възлагане на обществени поръчки за нови мощности са времеемки. От момента на предоставянето на разрешение до пускането в експлоатацията на електроцентралите изминават между две и половина и три години;
е)
разработването на планове за изграждане на междусистемни връзки между взаимосвързаната система на Гърция и изолираните микросистеми на НЕСО намалява интереса към инвестиции в конвенционални мощности на НЕСО. Планирани са проекти за междусистемни връзки с Цикладските острови и остров Крит.
(21)
Вследствие на това редовно трябва да се намират решения при аварийни ситуации, като например наемането на мобилни дизелови генератори или газови турбини за производство на електроенергия. Необходимостта от искане на разрешение за производство на електроенергия при всяка аварийна ситуация е нежелателна, тъй като води до неизгодно икономически наемане вместо закупуване. В заявлението са предоставени редица примери, при които непредвидени обстоятелства са довели до по-дълговременно използване на мобилни генератори за производство на електроенергия.
(22)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с отварянето на пазара на изолираните електроенергийни системи на НЕСО:
а)
с цел да се позволи отваряне на пазара е необходимо да се разработи и инсталира специфична инфраструктура в изолираните системи на НЕСО. Тази инфраструктура включва изграждането на контролни центрове за: i) ежедневното планиране на производство; и ii) уреждането на финансовите отношения във всяка изолирана система чрез преразпределяне на производствените разходи във всяка изолирана система към активните доставчици в нея.
Необходимата инфраструктура е скъпа, а разходите се поемат от клиентите;
б)
вследствие на ЗОО за НЕСО цените на дребно на електроенергията са еднакви за всички категории клиенти на цялата територия на Гърция. Следователно по-високите производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да се възстановяват на активните доставчици в НЕСО чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти.
Твърди се, че големите разлики в размера на средногодишните променливи производствени разходи за всеки НЕСО ще усложнят механизма за уреждане на финансовите отношения.
(23)
Впоследствие YPEKA изрази становището, че развитието на инфраструктурата, необходима за функционирането и надзора на електроенергийния пазар, в съчетание с отварянето на пазара на изолираните системи на НЕСО, води до разходи, които надвишават потенциалните ползи за потребителите от отварянето на пазара.
(24)
В заявлението не се посочва срок на действие на исканата дерогация.
3. СТАНОВИЩЕТО НА ЕРО
3.1. ОБХВАТ НА ДЕРОГАЦИЯТА
3.1.1. Дерогация от глава III от Директива 2009/72/ЕО
(25)
ЕРО счита, че дерогацията от глава III в съответствие с член 44, параграф 1 следва да не засяга инсталирането на нови производствени мощности, които могат да бъдат разработени в една изолирана система, а само преустройството, осъвременяването и разширяването на съществуващите производствени мощности. Съществуващите производствени мощности се състоят от електроцентрали, които вече са в експлоатация или са в процес на изграждане на НЕСО. Всяка нова електроцентрала, която ще бъде изградена на тези острови, се счита за нова производствена мощност.
(26)
ЕРО отбелязва, че през последните две десетилетия независимите производители на електроенергия (наричани по-долу „НПЕ“) (т.е. различни от PPC) са проявили силен интерес към разработването на ВЕИ и централи за комбинирано производство на електроенергия във всички изолирани микросистеми. Затова следва да не се ограничава достъпът на трети страни до електроенергийните системи на всички НЕСО с оглед разработването на ВЕИ и на комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия (ТЕЕ).
(27)
ЕРО посочва, че не възразява срещу предоставянето на дерогация за пускането в действие на нови конвенционални електроцентрали, ако бъдат спазени определени условия. В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО обаче не е предвидена възможността за дерогация за нови мощности.
(28)
ЕРО счита, че разширяването на мощностите на съществуващите конвенционални електроцентрали се отнася основно до краткосрочен недостиг на мощност в рамките на НЕСО, породен от неочаквани щети върху съществуващите мощности или от забавената инсталация на нови мощности, особено по време на периоди на засилено потребление (например върховите периоди през лятото). Тези разширения са предмет на открита тръжна процедура съгласно член 8 от Директива 2009/72/ЕО. Тази процедура е времеемка и не е подходяща с оглед неотложното естество на необходимите действия при аварийни ситуации.
(29)
ЕРО приема, че PPC следва да покрива такива аварийни ситуации. Като се има предвид, че PPC е в състояние да придвижва конвенционални мобилни агрегати за производство на електроенергия от острови, на които има излишък на мощности, към онези, страдащи от недостиг на мощности, това решение може да се окаже и икономически най-изгодно.
(30)
ЕРО подчертава, че всяка дерогация трябва да дава възможност за определяне на подходящите процедури за издаване на разрешение за случаи на аварийни ситуации, и по-специално кои от посочените в член 7 от Директива 2009/72/ЕО критерии трябва да бъдат проверени от издаващите разрешения компетентни органи.
(31)
ЕРО счита, че дерогацията следва да се предостави с ограничен срок на действие, например за не повече от 10 години.
3.1.2. Дерогация от глава VIII от Директивата
(32)
Според ЕРО снабдяването с електроенергия на НЕСО на практика е свързано със ЗОО за НЕСО и компенсацията за ЗОО за НЕСО, тъй като i) разходите за производство за електроенергия на НЕСО са значително по-високи отколкото на континенталната част на страната и ii) гръцката държава изисква единно ценообразуване на цялата територия на страната по категории клиенти.
(33)
В Кодекса за НЕСО се предвижда монтирането на определено измервателно и записващо оборудване на НЕСО за почасово измерване, центрове за енергийно управление и контрол, за наблюдение и свързани ИТ системи. ЕРО поддържа становището, че тази инфраструктура е крайно необходима с цел:
а)
гарантиране, че разходите за ЗОО са прозрачни, недискриминационни и могат да бъдат проверени;
б)
правилното функциониране и стабилното управление на самите електроенергийни системи, така че да се постигне най-икономичен режим на работа и оттам - по-голямо намаление на таксите за ЗОО за НЕСО за потребителите на електроенергия;
в)
осъществяване на по-широко навлизане на ВЕИ и на комбинираното производство на електроенергия, включително технологии за ВЕИ със сложни и специални изисквания във връзка с управлението им, например ВЕИ с акумулиране на електроенергията, слънчево-топлинни електроцентрали и т.н.;
г)
гарантиране на необходимата прозрачност в управлението на изолираните системи, като по този начин се гарантира недискриминационно отношение за всички участници на пазара, по-специално за производителите.
(34)
ЕРО съответно твърди, че независимо от това, дали един или повече доставчици имат разрешение да осъществяват дейност в рамките на изолирана микросистема, тази инфраструктура трябва да бъде инсталирана в изолираните системи на НЕСО.
(35)
Очаква се разходите за инсталиране на тази инфраструктура да не надхвърлят 20 до 30 млн. EUR за всички НЕСО, включително Крит и Родос. ЕРО счита тази сума за разумна, особено като се вземат предвид очакваните ползи, т.е. осигуряването на прозрачност и проверка на ЗОО за НЕСО, както и безпроблемното и контролирано функциониране на изолираните електроенергийни системи.
(36)
Противно на YPEKA, ЕРО счита, че предоставянето на разрешение на повече от един доставчик за осъществяване на дейност в определена изолирана система на НЕСО няма да доведе до значителни допълнителни разходи във връзка с необходимата инфраструктура, тъй като във всеки случай същата инфраструктура вече е необходима за ежедневното планиране на разположените на НЕСО инсталации за производство на електроенергия, за уреждането на финансовите отношения и за осигуряване на ЗОО за НЕСО.
(37)
Освен това ЕРО счита, че предоставянето на разрешение за осъществяване на дейност на повече от един доставчик ще донесе значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО.
(38)
ЕРО съответно счита, че трайното изключване на алтернативни доставчици на пазарите на НЕСО не е оправдано. Инсталирането на необходимата инфраструктура, описана по-горе, се очаква да приключи в срок от 3 до 5 години. ЕРО не би възразил срещу възможна дерогация изрично за този срок, без допълнително удължаване.
(39)
ЕРО отбелязва също, че ако статутът на която и да е изолирана система на НЕСО се промени, така че тя повече да не попада в категорията на изолираните малки или микросистеми, прилагането на дерогацията следва автоматично да се прекрати. Това може да се случи, когато изолираните системи на НЕСО се свържат с взаимосвързаната система на Гърция.
4. ОЦЕНКА
4.1. ПРАВНО ОСНОВАНИЕ ЗА ЗАЯВЛЕНИЕТО
(40)
В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО се предвижда възможността за дерогация от определени разпоредби на Директивата, като дерогацията се прилага за малки изолирани системи и изолирани микросистеми.
(41)
Съгласно член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО малка изолирана система е система с потребление под 3 000 GWh през 1996 г., при която под 5 % от годишното потребление се получава чрез свързване с други системи.
(42)
Съгласно член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО изолирана микросистема е система с потребление под 500 GWh през 1996 г., която няма връзка с други системи.
(43)
Посочените в заявлението изолирани системи се състоят от една и, в някои случаи, от няколко НЕСО (вж. колони 1 и 2 от таблицата). Дори ако една изолирана система включва няколко НЕСО, които са взаимосвързани помежду си, съставената от тези взаимосвързани НЕСО електроенергийна система е изолирана, в смисъл че не е свързана с друга електроенергийна система.
(44)
В заявлението се твърди, че 31 от 32-те изолирани системи са изолирани микросистеми, най-голямата от които е остров Родос. Изолираните микросистеми, във връзка с които е подадено заявлението, представляват 5,24 % от общите продажби на електроенергия в Гърция за 2010 г. Изолираната система на остров Крит се счита за малка изолирана система. Крит представлява 3,01 % от потреблението на електроенергия в Гърция за 2010 г.
Годишно потребление в изолираната система (ИС)
Годишно потребление (MWh)
Годишно потребление през 1996 г.
Наименование на ИС
НЕСО, които са част от ИС
1996 г.
2003 г.
2010 г.
2013 г.
3 000 GWh
500 GWh
Крит
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Да
Не
Родос
Родос
Халки
386 630
650 115
764 401
760 658
Да
Да
Кос-Калимнос
Кос
Калимнос
Липси
Лерос
Нисирос-Гиали
Тилос
Телендос
Псеримос
156 340
281 574
351 959
352 984
Да
Да
Лесбос
Лесбос
153 650
259 552
308 454
288 230
Да
Да
Хиос
Хиос
Псара
Инусес
110 480
180 868
214 449
200 042
Да
Да
Парос
Парос
Антипарос
Наксос
Ираклея
Куфонися
Схинуса
Иос
Сикинос
Фолегандрос
95 340
164 761
208 206
194 740
Да
Да
Самос
Самос
Фурни
Тимена
90 170
136 283
151 017
137 315
Да
Да
Сирос
Сирос
56 920
100 429
107 270
95 302
Да
Да
Тира
Тира
Тирасия
47 680
88 073
117 957
120 199
Да
Да
Миконос-Дилос
Миконос-Дилос
45 740
78 049
115 071
112 978
Да
Да
Лимнос
Лимнос
35 650
55 340
62 710
59 672
Да
Да
Карпатос
Карпатос
Касос
26 580
30 397
37 829
36 931
Да
Да
Милос
Милос
Кимолос
15 460
37 331
45 819
45 402
Да
Да
Икария
Икария
13 110
24 359
28 845
27 613
Да
Да
Скирос
Скирос
9 380
14 053
16 150
14 782
Да
Да
Патмос
Патмос
8 770
13 988
16 738
17 020
Да
Да
Сифнос
Сифнос
6 540
13 180
17 966
16 521
Да
Да
Сими
Сими
5 250
9 819
15 054
14 662
Да
Да
Аморгос
Аморгос
3 840
7 284
9 816
9 072
Да
Да
Китнос
Китнос
3 610
7 089
8 309
7 991
Да
Да
Серифос
Серифос
2 830
6 793
8 162
7 654
Да
Да
Астипалея
Астипалея
2 470
5 283
6 997
6 670
Да
Да
Мегисти
Мегисти
770
1 863
2 751
3 005
Да
Да
Агиос Ефстратиос
Агиос Ефстратиос
540
937
1 058
1 075
Да
Да
Анафи
Анафи
400
858
1 110
1 179
Да
Да
Отони
Отони
330
588
674
632
Да
Да
Ерикуса
Ерикуса
220
452
710
746
Да
Да
Агатониси
Агатониси
190
388
522
642
Да
Да
Донуса
Донуса
180
417
676
690
Да
Да
Антикитера
Антикитера
70
199
228
241
Да
Да
Арки-Марати
Арки-Марати
0
175
248
312
Да
Да
Гавдос
Гавдос
0
0
365
471
Да
Да
(45)
Таблицата по-горе съдържа изолираните системи, както са посочени в заявлението, и предоставя определена информация за всяка от тях. От тази информация може да се заключи, че потреблението на електроенергия през 1996 г. във всички изолирани системи, с изключение на Крит, ги квалифицира като изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО. По отношение на Крит допълнително трябва да се посочи, че тъй като Крит не е бил и все още не е свързан с друга електроенергийна система, процентният дял на задоволеното търсене чрез междусистемни електропроводи е бил и все още е 0, т.е. по-нисък от 5 %. Следователно по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО Крит представлява малка изолирана система.
(46)
В становището на ЕРО не се коментират посочените в заявлението изолирани системи.
(47)
Поради това Комисията заключава, че всички изолирани системи, както са посочени в колона 1 на таблицата по-горе, са изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО с изключение на Крит, който представлява малка изолирана система по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО.
4.2. СЪЩЕСТВЕНИ ПРОБЛЕМИ ЗА ФУНКЦИОНИРАНЕТО НА КОНВЕНЦИОНАЛНИТЕ ЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ В ИЗОЛИРАНИТЕ МИКРОСИСТЕМИ
(48)
Комисията счита, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електросистеми в изолираните микросистеми. Това се дължи по-специално на следните факти:
а)
Размерът на натоварването, което трябва да бъде достигнато на островите, не позволява инсталирането на по-големи, по-ефективни и по-рентабилни конвенционални електроцентрали, също и поради факта, че за да може дадена изолирана система да функционира в приемливи граници на безопасност, тя не може да разчита на една-единствена електроцентрала.
През 2013 г. годишното върхово натоварване на нито една от изолираните системи не е надвишило 188,5 MW. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - съответно 20,8 и 4,2 MW, са много по-ниски.
Нито една от инсталираните към момента конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми не притежава мощност над 27 MW. Средният номинален и средният реален размер на електроцентралите - съответно 3,9 и 1,1 MW, са много по-малки.
Малкият размер на натоварването, което трябва да бъде достигнато, големите разлики в потреблението, засегнато допълнително от все по-широкото навлизане на ВЕИ, също намаляват избора на технологии за конвенционалните електроцентрали, които могат да се използват в рамките на изолираните микросистеми.
Всички конвенционални производствени мощности на изолираните системи на НЕСО използват дизелово гориво или мазут.
б)
Годишните коефициенти на натоварване на всички изолирани микросистеми са ниски. Коефициентът на натоварване за 2012 г. не надвишава 0,54 в нито една от изолираните микросистеми. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - 0,38 и за двете, са още по-ниски. С оглед на приоритетния достъп до ВЕИ и на факта, че използваните тук коефициенти на натоварване отразяват цялата електроенергийна мрежа на изолираната микросистема, коефициентът на натоварване на конвенционалните електроцентрали на НЕСО е още по-нисък.
Годишният коефициент на натоварване на взаимосвързаната система на Гърция обикновено е около 50 % за всички инсталации за производство на електроенергия и 65 % за топлоелектрическите инсталации (6).
Годишният коефициент на натоварване е показателен за действителното потребление на електроенергия от електроцентралите за дадена година и следователно за способността им да реализират приходи.
Все по-широкото навлизане на ВЕИ ще намали още повече натоварването, което трябва да бъде достигнато от конвенционалните електроцентрали.
в)
Съществуват няколко проекта, чиято цел е свързването на НЕСО, по-специално Цикладските острови и остров Крит, с основната взаимосвързана система на Гърция. Както беше обяснено по-горе, конвенционалните електроцентрали на НЕСО не са толкова ефективни колкото електроцентралите, инсталирани във взаимосвързаната система, поради което е малко вероятно да бъдат икономически жизнеспособни след като НЕСО, на които са разположени, бъдат свързани с взаимосвързаната система.
Следователно възможността за свързване на дадена изолирана система представлява значителен възпиращ фактор за инвестициите в конвенционални мощности на НЕСО.
г)
Относително ниското натоварване, което трябва да бъде обслужвано, означава, че има вероятност сравнително малки обрати в потреблението да засегнат производствените мощности, необходими в рамките на дадена изолирана система. Липсата на капацитет за взаимосвързване означава, че всички промени в потреблението при необходимост трябва да съответстват на производствените мощности, разположени в рамките на изолираната микросистема.
Този фактор засилва необходимостта от бързина и гъвкавост на реакциите в отговор на по-дългосрочни обрати в потреблението.
Тази необходимост от гъвкавост се засилва още повече от затрудненията при намирането на подходящи местоположения за конвенционални електроцентрали на НЕСО, както и от продължителността на процедурите за предоставяне на разрешение.
д)
Съотношението на максималното спрямо минималното потребление през 2012 г. (7) във всички изолирани микросистеми е поне 3,35, но е по-високо, често много по-високо, за дадена изолирана микросистема. В действителност средноаритметичното и медианното съотношение на максималното спрямо минималното потребление е съответно 6,27 и 5,98.
През 2010 г. съотношението на максималното спрямо минималното потребление за взаимосвързаната система на Гърция е около 3.
По-високото съотношение на максималното спрямо минималното потребление отразява степента на гъвкавост и количеството резерви, които, дори в рамките на една година, трябва да са достъпни в рамките на производствените мощности, инсталирани в изолирана система.
В това отношение следва да се отбележи, че през 2012 г. около 60 % от потреблението в изолираните микросистеми е задоволено от мобилни генератори за производство на електроенергия.
(49)
Поради това Комисията заключава, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО, посочени в таблицата по-горе.
4.3. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА III
4.3.1. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се прилага за нови мощности.
(50)
Съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО дерогации от разпоредбите на глава III могат да се предоставят единствено доколкото те се отнасят до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности.
(51)
Следователно дерогации от глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за нови мощности.
(52)
Вместо това, предвид факта, че изолираните системи на НЕСО са електроразпределителни мрежи, в случай че посредством разрешителната процедура не успее да се осигури задоволително разрешение за нови мощности за изолираните системи на НЕСО, гръцките органи могат да обмислят прилагането на разпоредбите на член 7, параграф 3 от Директива 2009/72/ЕО и за нови малки конвенционални мощности. Такива нови малки конвенционални мощности включват например временни производствени мощности, които могат да са налични в дългосрочен план без постоянно конкретно местоположение.
4.3.2. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се приложи за остров Крит.
(53)
Както бе посочено по-горе, всички НЕСО са изолирани микросистеми, с изключение на остров Крит, който е малка изолирана система.
(54)
Следователно дерогации от разпоредбите в глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за остров Крит.
4.3.3. Дерогацията от разпоредбите на глава III не обхващат ВЕИ и електроцентрали за ТЕЕ.
(55)
В заявлението не се посочва изрично, че исканата дерогация се отнася единствено за конвенционални електроцентрали.
(56)
Член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011 обаче изрично изключва електроенергията, произведена чрез възобновяеми енергийни източници, чрез високоефективно комбинирано производство или от хибридни електроцентрали, както и случая на производители на енергия за собствени нужди, попадащи в обхвата на изключителното разрешение за производство, което може да бъде дадено на PPC. Същото следва и от член 225 от Кодекса за НЕСО.
(57)
Освен това представената обосновка е свързана единствено със съществените проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали. Всъщност се твърди, че тези електроцентрали са изправени пред съществени проблеми, в резултат ина все по-разширеното използване на ВЕИ.
(58)
Следователно дори и със заявлението да се иска предоставяне на дерогация от разпоредбите на глава III от Директива 2009/72/ЕО за електроцентрали, различни от конвенционалните електроцентрали, дерогацията не може да бъде предоставена, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.3.4. Дерогацията за разрешението за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности може да бъде предоставена.
(59)
С оглед на горепосочените съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на малките изолирани системи дерогация може да се предостави за разрешението за съществуващи конвенционални мощности, доколкото това се отнася до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи конвенционални мощности. Такова разрешение може да се предостави пряко на PPC.
(60)
За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности обхващат проекти за изграждане на конвенционални производствени мощности, за които вече е предоставено разрешение от страна на ЕРО, което не е отменено към датата на влизане в сила на настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия се счита за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност представлява разширяване на съществуваща мощност.
(61)
Въпреки това няма основания за дерогация от критериите и условията, например определените в член 7, параграф 2 от Директива 2009/72/ЕО, съгласно които се предоставя разрешение на PPC.
(62)
Нещо повече, в случай че дерогацията се предоставя пряко на PPC, е важно условията да предвиждат задълженията по отношение на датата, от която конвенционалната електроцентрала, за която е получено разрешение, трябва да функционира пълноценно, както и да включват разпоредби за гарантиране на пълно и ефективно съответствие с тези задължения. В случай на изтичане на срока на действие, по самостоятелна преценка на ЕРО такова пряко разрешение може да бъде удължено, но само ако изтичането на срока на действието му се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC. В случай на изтичане на срока на действие ЕРО следва да организира разрешителна процедура в пълно съответствие с член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, т.е. включваща участие на трети страни.
4.3.5. Дерогацията не може да обхваща обявяването на търгове за нови мощности
(63)
По определение обявяването на търгове по смисъла на член 8 от Директива 2009/72/ЕО се отнася до мощностите, които предстои да бъдат изградени и разрешени и които следователно представляват нови мощности.
(64)
Поради вече изложените по-горе причини не следва да се предоставя дерогация за нови мощности съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
4.4. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА VIII
4.4.1. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 32 относно достъпа на трети страни
(65)
ЗАЯВЛЕНИЕТО СЕ ОТНАСЯ ДО ДЕРОГАЦИЯТА ОТ ГЛАВА VIII ОТ ДИРЕКТИВА 2009/72/ЕО И СЛЕДОВАТЕЛНО МОЖЕ ДА СЕ СЧИТА, ЧЕ ВКЛЮЧВА ИСКАНЕ ЗА ДЕРОГАЦИЯ ОТ РАЗПОРЕДБИТЕ НА ЧЛЕН 32 ОТНОСНО ДОСТЪПА НА ТРЕТИ СТРАНИ („ДТС“).
(66)
В заявлението не се посочва конкретно дали исканата дерогация обхваща и член 32 от Директива 2009/72/ЕО, нито се представят причини, които да я обосновават. Вместо това Закон 4001/2011 и Кодексът за НЕСО задължават DEDDIE да предоставя недискриминационен достъп на трети страни до разпределителната система, управлявана от DEDDIE (напр. член 127 от Закон 4001/2011). Следователно такава дерогация не може да бъде предоставена.
4.4.2. Дерогация от член 33 относно отварянето на пазара и реципрочността
4.4.2.1. Няма основания за трайна дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(67)
В заявлението се твърди най-общо, че PPC следва да остане единственият доставчик с разрешение да снабдява клиентите от НЕСО въз основа на факта, че разработването на необходимата инфраструктура за функционирането и надзора на електроенергийния пазар в изолираните микросистеми, заедно с тази, необходима за отварянето на пазара за доставки от трети страни, включва оперативни разходи за оператора от НЕСО, които може да надвишат ползите, които отварянето на пазара би донесло за клиентите.
(68)
Както става ясно от становището на ЕРО, инсталираната на НЕСО инфраструктура има за цел да гарантира изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със съществуващото законодателство по един прозрачен, подлежащ на проверка и недискриминационен начин. Нещо повече, тази инфраструктура е необходима за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО от техническа и икономическа гледна точка. Следователно, тъй като инфраструктурата е необходима за спазване на тези изисквания във всички случаи, независимо от броя на доставчиците, притежаващи разрешение за извършване на дейност на НЕСО, отварянето на пазара не увеличава разходите за инфраструктурата.
(69)
Дори ако се изисква сходна инфраструктура, отварянето на пазара не е неразривно свързано с техническото функциониране на изолираните системи на НЕСО или ЗОО за НЕСО, тъй като няма причинно-следствена връзка между техническата и икономическата експлоатация на тези системи и изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания, от една страна, и въпросът, дали един или няколко доставчици имат разрешение да снабдяват потребителите на електроенергия от НЕСО, от друга страна.
(70)
Вярно е, че увеличените производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да бъдат възстановени от страна на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО, чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО за НЕСО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти. Въпреки това установяването на производствените разходи на НЕСО във всеки случай е необходимо за определяне на финансовата компенсация за ЗОО за НЕСО, независимо от броя на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО.
(71)
Единственото допълнително изискване за отваряне на пазара е преразпределянето на съответните части от ЗОО за НЕСО към всеки доставчик в зависимост от продажбите на електроенергия на неговите клиенти. Дори свързаните клиентски данни, по-специално данните от измервания, се изискват независимо дали един или повече доставчици имат разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО.
(72)
Следователно предоставянето на компенсацията за ЗОО за НЕСО на доставчиците включва единствено възможността за разпределяне на клиентските данни от измерванията към определен доставчик с разрешение, което представлява най-вече административен процес, основаващ се на информация, събирана изцяло или до голяма степен независимо от това, дали е налице отваряне на пазара на НЕСО или не. Второ, тази способност е предварително условие за правилното функциониране на който и да е пазар за доставки на електроенергия. Следователно такива разходи не могат да се приемат като основание за дерогация за отваряне на пазара, тъй като не са специфични за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и не са свързани със съществен проблем в тяхната експлоатация.
(73)
Важно е да се отбележи, че изготвянето на регистри за разпределяне към доставчиците на информацията от измервания е част от инфраструктурата, която предстои да бъде въведена. Докато въвеждането на цялата предвиждана инфраструктура ще улесни оптималната работа на изолираните електроенергийни системи, пълната реализация на свързаните с нея инвестиции не е задължително условие за постигане на отварянето на пазара.
(74)
Фактът, че може да съществува голяма разлика в стойностите на средните годишни променливи производствени разходи за различните НЕСО, е несъществен. В действителност, дори да бъде доказана, тази разлика се отнася до разходите за производство на електроенергия в рамките на изолираните системи на НЕСО. Установяването на тази сума вече се изисква за изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със законовите изисквания и освен това не е засегнато по никакъв начин от броя на доставчиците с разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО. Нещо повече, с оглед на факта, че изпълнението на ЗОО за НЕСО вече се основава на месечна система отделно за всяка изолирана система, е трудно да се повярва, че големите годишни разлики за отделните НЕСО може да породят съществени проблеми.
(75)
От горепосоченото следва, че броят на доставчиците с разрешение да снабдяват клиенти от НЕСО не е неразривно свързан нито с техническата и икономическата експлоатация на изолираните системи, нито с изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания.
(76)
Може също така да се отбележи, че отварянето на пазара ще донесе ползи, надвишаващи разходите, ако такива възникнат, за отварянето на пазара. Както отбелязва ЕРО, алтернативните доставчици на НЕСО могат да предоставят значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО чрез комбиниране на предоставянето на други услуги със снабдяването с електроенергия.
(77)
Следователно исканата трайна дерогация от член 33 следва да не се предостави.
4.4.2.2. Ограничение на срока на действие на дерогацията за изолирана система във връзка с член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(78)
С оглед на горепосоченото трябва да се признае, че отварянето на пазара изисква въвеждането на практически договорености, за да може изолираните системи на НЕСО да функционират изцяло в съответствие с кодекса за НЕСО. Практическите проблеми, свързани с отварянето на пазара, може да включват както недостъпността на необходимите регистри за разпределяне на електромерите и данните от измерванията между доставчиците, или факта, че оптималната инфраструктурна конфигурация все още не е въведена. Въз основа на това може да се предвиди предоставянето на ограничена във времето дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО.
(79)
При оценката на срока на действие на тази дерогация от глава VIII трябва да се вземат под внимание следните две съображения:
а)
както вече бе изтъкнато, най-важният елемент, необходим, за да се позволи отварянето на пазара на НЕСО, е наличието на регистър на НЕСО, който позволява разпределянето на данните от измерванията към даден доставчик. Член 327, параграф 4 от Кодекса за НЕСО постановява, че необходимият за тази цел регистър трябва да бъде завършен не по-късно от две години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО. Наличието на регистъра е необходимо условие за практическото отваряне на пазара;
б)
цялостното изпълнение на инвестиционната програма за инфраструктурата, която предстои да бъде въведена на НЕСО, определено би улеснило практическата работа по отварянето на пазара на НЕСО. Това обаче не е необходимо изискване. В член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО е изложен график, съгласно който се очаква всички НЕСО да бъдат оборудвани с допълнителната инфраструктура, която предстои да бъде инсталирана на НЕСО, не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО.
(80)
Следователно дерогацията от изискването за отваряне на пазара следва да се предостави за най-малко 2 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2016 г., с цел установяването на регистрите, които са необходими за отварянето на пазара. Тъй като цялостната инфраструктура трябва да бъде инсталирана не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, срокът на действие на дерогацията следва във всеки случай да бъде ограничен до 5 години от влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2019 г. за всяка от изолираните системи на НЕСО. Въпреки това, тъй като дерогацията е обоснована единствено в случаите, когато пред отварянето на пазара продължават да са налице съществени проблеми, които са пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурната инвестиционна програма на НЕСО, следва да се извършва редовна проверка, дали тези проблеми продължават да съществуват в дадена изолирана система на НЕСО. При тази проверка като база за сравнение следва да се използва инвестиционен план, изготвен от DEDDIE и одобрен от компетентните гръцки органи, за инсталирането на изискваната инфраструктура на НЕСО. Следователно този план следва да бъде напълно завършен и одобрен до 17 февруари 2015 г.
(81)
С цел да се избегне ненужно забавяне на отварянето на пазара инфраструктурният инвестиционен план на DEDDIE следва да бъде одобрен от ЕРО и следва да включва като приоритет изолираните системи на Крит и Родос, тъй като те са най-гъсто населените НЕСО.
(82)
Ежегодно от 17 февруари 2016 г. до 17 февруари 2019 г. DEDDIE следва да изготвя доклад, който следва да бъде одобрен от ЕРО, като в него се посочва на какви основания все още не е извършено отваряне на пазара в дадена изолирана система на НЕСО. Този доклад следва да бъде публикуван и изпратен на Комисията.
4.4.3. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 34
(83)
Заявлението се отнася до дерогация от глава VIII от Директива 2009/72/ЕО и следователно може да се счита, че включва искане за дерогация от член 34 по отношение на директните електропроводни линии по смисъла на член 2, точка 15 от Директива 2009/72/ЕО.
(84)
В заявлението не се посочва дали исканата дерогация обхваща и член 34 от Директива 2009/72/ЕО.
(85)
Следователно дори в заявлението да се иска дерогация от член 34 от Директива 2009/72/ЕО, тази дерогация следва да не се предоставя, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.4.4. Междусистемни електропроводи - заявление за дерогация от глави III и VIII
(86)
Настоящата дерогация се отнася до изолираните микросистеми, които се характеризират с факта, че нямат или, в случая на малките изолирани системи, имат много ограничена връзка с други електроенергийни системи.
(87)
Въпреки това:
а)
съгласно одобрения наскоро десетгодишен план за развитие на гръцкия оператор на преносната система - Независимия оператор на енергийната преносна система („ADMIE“ S.A, или ADMIE) - се очаква свързването на Цикладските острови да приключи до 2018 г. на три етапа, като някои от Цикладските острови ще бъдат свързани с взаимосвързаната система на Гърция много преди тази дата;
б)
нещо повече, очаква се свързването на Крит да приключи до 2020 г. Съответните части от проекта за първите три години са включени в одобрения десетгодишен план за развитите на ADMIE от 2013 г. Окончателният план трябва да бъде включен в десетгодишния план за развитие, който предстои да бъде одобрен през 2014 г.
(88)
Необходимо е да се предвиди изрично, че настоящата дерогация за дадена изолирана система се прекратява автоматично веднага щом влязат в пълна експлоатация междусистемните електропроводи между дадена изолирана система и взаимосвързаната система на Гърция.
(89)
DEDDIE, макар и юридически и функционално самостоятелен, е 100 % собственост на PPC. В противовес на задачите на оператор на разпределителна система по смисъла на Директива 2009/72/ЕО DEDDIE има възложени и разширени задачи, свързани с експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и управлението на производството на електроенергия на НЕСО, включително от конвенционалните производствени мощности, притежавани от PPC, и следователно - на тяхната икономическа възвръщаемост. Както бе посочено по-горе, взаимното свързване засяга икономическата жизнеспособност на конвенционалните електрически централи, които понастоящем са изградени в изолираните системи на НЕСО.
(90)
Дерогациите следва да се предоставят единствено ако са пропорционални и не надхвърлят строго необходимото. Поради това е необходимо да се осигурят ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО.
(91)
Член 108 от Закон 4001/2011 предвижда следното:
„До 31 март всяка година „ADMIE“ SA представя десетгодишен план за развитие на гръцката електропреносна система […]. В десетгодишния план за развитие на гръцката електропреносна система се предвижда по-конкретно: […] в) технически и финансов анализ на разходите и ползите за важни дейности по преноса на електроенергия […], по-специално […] свързващи електропроводи между островите и преносната система, включително времева рамка, очакван паричен поток и финансови изисквания за всички инвестиционни проекти.“
(92)
За да се гарантира наличието на ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО, гръцките органи следва да гарантират, че:
а)
при издаване на разрешение или обявяване на търг за обществена поръчка за съществуващи или нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО, ADMIE, DEDDIE и RAE систематично обмислят алтернативата за създаване на връзка с изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Такова разрешение за съществуващи или нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-ефективно от гледна точка на разходите. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. По-специално в него следва да не се включват пропуснатите приходи или обезценяването на активите на конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, последният ще организира, по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна, тръжна процедура, както е предвидено в член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО, за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемният електропровод следва да се изгради, ако изграждането му ще понижи общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяването с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
ЕРО определя ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в срока, заложен от ЕРО, следва да се изиска обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
4.5. СРОК НА ДЕЙСТВИЕ
(93)
Необходимо е да се направи преглед на фактите, на които се основава настоящата дерогация, по-специално след предвиденото изпълнение на плановете за свързване чрез междусистемни електропроводи на някои изолирани системи и изтичането на сроковете за инсталиране на инфраструктурата, както е предвидено в член 237 от Кодекса за НЕСО.
(94)
Следователно евентуалната дерогация ще има срок на действие до 1 януари 2021 г.
4.6. ОБРАТНО ДЕЙСТВИЕ
(95)
Както бе посочено по-горе, със заявлението от 17 януари 2012 г. беше подновено първоначалното заявление, подадено през 2003 г.
(96)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО, отменена от Директива 2009/72/ЕО, също съдържа разпоредби, позволяващи на държавите членки да подават заявления за дерогации от определени разпоредби на тази директива в случай на съществени проблеми във функционирането на малки изолирани системи и изолирани микросистеми. Съгласно член 48 от Директива 2009/72/ЕО позоваванията на отменения член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО ще се тълкуват като позовавания на член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
(97)
Определенията за малка изолирана система и изолирана микросистема, използвани в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2003/54/ЕО са идентични с използваните в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2009/72/ЕО.
(98)
И двете определения се отнасят до потреблението на електроенергия в изолирани системи през 1996 г., което не се е променило. Нещо повече, Крит не е свързан с взаимосвързаната система на Гърция нито през 2003 г., нито през 2012 г., нито към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(99)
Следователно всички изолирани микросистеми и малки изолирани системи, които отговарят на условията за изолирани микросистеми и малки изолирани системи в заявлението, са отговаряли на тези условия при подаването на първоначалното заявление и към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(100)
Следователно не са настъпили юридически и фактически промени по отношение на малките изолирани системи и изолираните микросистеми, които може да отговарят на условията за дерогация съгласно Директива 2003/54/ЕО и Директива 2009/72/ЕО.
(101)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава III на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава III от Директива 2009/72/ЕО по отношение на разрешителните процедури за нови мощности и обявяване на търгове за нови мощности.
(102)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава VII на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава VIII от Директива 2009/72/ЕО по отношение на достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
(103)
Ако Комисията бе предоставила дерогация в отговор на първоначалното заявление, това щеше да стане при същите условия както настоящата дерогация съгласно Директива 2009/72/ЕО.
(104)
Освен това от 2003 г. насам не е настъпила промяна във фактическите обстоятелства. В действителност географското положение на НЕСО, икономическите фактори, оказващи въздействие върху функционирането на електроенергийните системи на НЕСО, както и характерът на съществуващите съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО не са претърпели съществена промяна от 2003 г. насам.
(105)
Решението по първоначалното заявление се очаква от 2003 г. насам. Непредприемането на действия от страна на Комисията следва да не бъде в ущърб на Република Гърция. Република Гърция е спазила задълженията си съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО и член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО и е подала надлежно обосновано заявление за дерогация съгласно тези членове за изолираните системи на НЕСО.
(106)
Поради това е целесъобразно настоящото решение за дерогация да влезе в сила от датата на уведомлението за първоначалното заявление, т.е. от 5 декември 2003 г.,
ПРИЕ НАСТОЯЩОТО РЕШЕНИЕ:
Член 1
Настоящото решение се прилага за малките изолирани системи и изолираните микросистеми, посочени в таблицата.
За целите на настоящото решение Крит е малка изолирана система, а всички останали изолирани системи са изолирани микросистеми.
Член 2
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 33 от Директива 2009/72/ЕО за малките изолирани системи и изолираните микросистеми.
2. Настоящата дерогация има срок на действие до 17 февруари 2016 г. или до цялостното инсталиране на инфраструктурата, предвидено в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, което от двете настъпи по-късно. Във всеки случай срокът на действие на настоящата дерогация изтича на 17 февруари 2019 г.
3. До 17 февруари 2015 г. гръцките органи трябва да изготвят план за инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва до коя дата инфраструктурата ще бъде напълно инсталирана. В плана приоритет трябва да се отдаде на Крит и Родос.
4. От 17 февруари 2016 г. нататък, ежегодно до 17 февруари 2019 г., гръцките органи трябва да изготвят доклад, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва: a) дали е настъпило отваряне на пазара; б) състоянието на инфраструктурните инвестиции във връзка със съответния план; в) съществените проблеми, възпрепятстващи отварянето на пазара; и г) дали тези проблеми могат да бъдат пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО.
Член 3
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, по силата на която разрешения за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност може да се предостави пряко на PPC.
2. За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности включват проекти за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност, за която издадено от ЕРО валидно разрешение е налично към датата на уведомлението за настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия не се счита за съществуваща мощност, а за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност се счита за разширяване на съществуваща мощност.
3. В случай на изтичане на срока на действие на разрешение, издадено в съответствие с първия параграф, по самостоятелна преценка на ЕРО това разрешение може да бъде удължено, при условие че закъснението се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC.
4. Настоящата дерогация няма да се прилага в бъдеще за разрешения, издадени съгласно първия параграф, които са с изтекъл срок на действие или са отменени.
5. Всички други разпоредби на член 7 от Директива 2009/72/ЕО продължават да се прилагат.
6. Настоящата дерогация е в сила до 1 януари 2021 г.
Член 4
1. Предвидените в настоящото решение дерогации спират да се прилагат за малките изолирани системи и изолираните микросистеми след свързването им с взаимосвързаната система.
2. Гръцките органи:
а)
при провеждане на процедура за издаване на разрешение или тръжна процедура за нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО систематично обмислят алтернативата за свързване с междусистемен електропровод на изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Разрешение за нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-разходоефективно. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
гарантират, че в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, както е предвидено в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. В него следва да не се включват пропуснатите приходи във връзка с конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО, нито обезценяването на активите им;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, гръцките органи организират по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна по член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО тръжна процедура за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемен електропровод се изгражда, ако това ще доведе до намаление на общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяване с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
определят ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в заложения срок, гръцките органи изискват обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
Член 5
Настоящото решение се прилага от 5 декември 2003 г.
Член 6
Адресат на настоящото решение е Република Гърция.
Съставено в Брюксел на 14 август 2014 година.
KOMISJONI OTSUS,
14. august 2014,
millega tehakse Kreeka Vabariigile erand Euroopa Parlamendi ja nõukogu direktiivi 2009/72/EÜ teatavatest sätetest
(teatavaks tehtud numbri C(2014) 5902 all)
(2014/536/EL)
EUROOPA KOMISJON,
võttes arvesse Euroopa Liidu toimimise lepingut,
võttes arvesse Euroopa Parlamendi ja nõukogu 13. juuli 2009. aasta direktiivi 2009/72/EÜ, mis käsitleb elektrienergia siseturu ühiseeskirju ning millega tunnistatakse kehtetuks direktiiv 2003/54/EÜ, (1) eriti selle artikli 44 lõiget 1 ja artiklit 48,
võttes arvesse Kreeka Vabariigi 17. jaanuari 2012. aasta ja 5. detsembri 2003. aasta taotlusi,
olles teavitanud liikmesriike kõnealusest taotlusest
ning arvestades järgmist:
1. MENETLUS
(1)
17. jaanuaril 2012. aastal esitas Kreeka keskkonna-, energeetika- ja kliimamuutuste ministeerium (edaspidi „YPEKA”) Euroopa Komisjonile taotluse (edaspidi „taotlus”) vastavalt direktiivi 2009/72/EÜ artikli 44 lõikele 1 erandi tegemiseks direktiivi 2009/72/EÜ III ja VIII peatükist teatud Kreeka saarte puhul, mis ei ole vastastikku ühendatud Kreeka maismaaosa elektrivõrguga (teiste võrkudega ühendamata saared või „ühendamata saared”).
(2)
12. septembril 2012. aastal palus Euroopa Komisjon Kreeka energeetikat reguleerival asutusel (edaspidi „ERA”) kõnealust taotlust kommenteerida. ERA vastas sellele nõudmisele 16. novembril 2012. aastal (edaspidi „ERA arvamus”).
(3)
ERA esitas veel märkusi oma taotluse põhjendamiseks 17. detsembril 2013, 23. detsembril 2013, 4. veebruaril 2014, 28. veebruaril 2014 ja 17. märtsil 2014.
(4)
14. märtsil 2014. aastal (ja 20. märtsil 2014. aastal saadetud lisandis) teavitas komisjon liikmesriike kõnealusest taotlusest vastavalt direktiivi 2009/72/EÜ artikli 44 lõikele 1 ning kutsus üles esitama vajaduse korral märkusi hiljemalt 25. märtsiks 2014. aastal. Märkusi ei esitatud.
(5)
Kõnealuse taotlusega uuendas YPEKA taotlust, mille oli 5. detsembril 2003. aastal esitanud arendusministeerium (edaspidi „esialgne taotlus”) Euroopa Parlamendi ja nõukogu direktiivi 2003/54/EÜ (2) artikli 26 lõike 1 kohaselt erandi saamiseks direktiivi 2003/54/EÜ teatavatest sätetest. Ehkki esialgse taotluse uurimiseks tehti ettevalmistusi, ei antud vastavalt direktiivi 2003/54/EÜ artikli 26 lõikele 1 taotletud erandit, samas ei antud ka eitavat vastust.
2. YPEKA ESITATUD TAOTLUS
2.1. TAOTLETUD ERANDI KOHALDAMISALA
(6)
Taotluses soovitakse erandi tegemist direktiivi 2009/72/EÜ III ja VIII peatükist.
(7)
Direktiivi 2009/72/EÜ III peatükis käsitletakse loaprotseduuri ja pakkumismenetlust uute võimsuste saamiseks. VIII peatükis käsitletakse kolmandate isikute juurdepääsu, turu avanemist ja otseliine.
2.2. TEISTE VÕRKUDEGA ÜHENDAMATA SAARTE ELEKTRIVÕRGU PRAEGUNE KORRALDUS
(8)
Kreeka energiaturgude suhtes kehtib eeskätt Kreeka seadus 4001/2011, millega võetakse siseriiklikku õiguskorda üle direktiiv 2009/72/EÜ. Seadus 4001/2011 jõustus 22. augustil 2011.
(9)
DEDDIE SA (edaspidi „DEDDIE”) on Kreeka jaotusvõrguettevõtja, mille omanik on 100 % ulatuses Public Power Corporation (edaspidi „PPC”), Kreeka turgu valitsev elektrienergiatootja ja -tarnija, kuid mis on sellest õiguslikult ja funktsionaalselt eraldatud. Võrguvarad, mida DEDDIE haldab, kuuluvad PPC-le.
(10)
Vastavalt seaduse 4001/2011 artiklile 127 vastutab DEDDIE Kreeka elektrijaotusvõrgu, sealhulgas teiste võrkudega ühendamata saarte elektrijaotusvõrgu arendamise, haldamise ja hooldamise eest.
(11)
Lisaks vastutab DEDDIE teiste võrkudega ühendamata saarte elektrivõrkude töö eest. Ülesannete hulka kuuluvad i) tootmisarenduskava ettevalmistamine üliväikestele eraldatud võrkudele, sealhulgas kava nende vastastikuseks ühendamiseks muude saartega, mis on teiste võrkudega ühendamata, ii) vajalike tootmiskohtade olemasolu tagamine uute tootmisvõimsuste rajamiseks, olemasolevate võimsus- ja tarnekomponentide laiendamiseks ning Kreeka elektrijaotusvõrgu laiendamiseks teiste võrkudega ühendamata saartele ja üliväikestele eraldatud võrkudele, iii) lepingute sõlmimine tegevusloa omanikega, kes juhivad elektri edastamist ühest võrgust teise, abiteenuste osutamist teiste võrkudega ühendamata saarte jaotusvõrkudele, tasude maksmist elektritootjatele, tarbijate ja tarnijate makseid neile edastatava elektri eest ning muude erikontodel olevate nõuete ja kohustustega seotud makseid, nt avalike teenuste osutamise kohustuse eest.
(12)
Seaduse 4001/2011 artikli 137 lõikes 1 sätestatakse, et kõik elektritarbijad tuleb liigitada vabatarbijateks, v.a üliväikestesse eraldatud võrkudesse kuuluvad tarbijad vastavalt sama seaduse artiklile 139.
(13)
Seaduse 4001/2011 artikli 133 lõikes 3 sätestatakse järgmist:
„Välja arvatud juhtudel, kui elektrit toodetakse taastuvenergia allikatest või suure tõhususega koostootmis- või hübriidelektrijaamades, ning oma tarbeks tootjate puhul, siis juhul, kui on tehtud erand vastavalt artikli 139 sätetele, antakse luba tootmiseks ainult PPC SA-le kooskõlas teatavate lubade andmist käsitlevate määrustega. PPC SA vastutab üliväikeste eraldatud võrkude tõrgeteta elektriga varustamise eest, milleks ta taotleb tegevusluba, ja kõnealuste saarte elektrivõrkude pikaajalise finantstegevuse tagamise eest.”
(14)
Seaduse 4001/2011 artiklis 134 sätestatakse järgmist:
„Ilma et see piiraks käesoleva seaduse artikli 139 sätteid, antakse üliväikestele eraldatud võrkudele elektri tarnimise luba ainult PPC SA-le vastavalt tegevuslubade andmist käsitlevatele määrustele. PPC SA peab väiketarbijate taotlusel tarnima neile elektrit.”
(15)
Vastavalt seaduse 4001/2011 artiklile 139 tehakse seaduse 4001/2011 sätetest erandeid vastavalt direktiivi 2009/72/EÜ artikli 44 sätetele.
(16)
Kreeka seaduse 3426/2005 artikli 28 alusel vastu võetud ministri otsuses nr PD5/EL/B/F IB/12924 sätestatakse, et mis tahes elektritootja teostatav elektri tarnimine teiste võrkudega ühendamata saarte tarbijatele kujutab endast avaliku teenindamise kohustust, mis pakub üldist majandushuvi. Sotsiaalse ühtekuuluvuse tõttu peavad teiste võrkudega ühendamata saarte elektritarnijad tarnima elektrit hinnaga, mis võrdub Kreeka vastastikku ühendatud võrgu hindadega vastavalt tarbijakategooriale.
(17)
Kreeka seaduse 4001/2011 artiklis 52 on sätestatud, et teiste võrkudega ühendamata saarte tarbijatel on õigus eriteenustele nii hinna, kvaliteedi kui ka energiavarustuse kindluse osas ning läbipaistvate lepingutingimuste õigus. Ühendamata saartele avaliku teenuse osutajad saavad avaliku teenindamise kohustuse täitmise eest rahalist hüvitist, mida arvutatakse ERA otsuses 24/2014 sätestatud meetodil (3). Meetodi aluseks on erinevus teiste võrkudega ühendamata saarte täielike tootmiskulude (muutuv- ja püsikulud) ja ning täieliku turuhinna vahel, millega tarbijad vastastikku ühendatud võrgus silmitsi seisavad (võrgu piirkulud, millele on lisatud kõik muud Kreeka vastastikku ühendatud võrgu mehhanismid). Ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitis arvutatakse iga kuu autonoomse saaresüsteemi kaupa ning seda kontrollib ERA. Ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitist rahastatakse kõigi, sealhulgas teiste võrkudega ühendamata saartel elavate tarbijate maksustamisega (4). Ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse mehhanismi haldab LAGIE, Kreeka riigile kuuluv turuosaline. Ministri 2011. aasta detsembri otsuses D5-EL/B/F1/oik.27547, (5) mille aluseks oli seaduse 4001/2011 artikli 55 lõige 3, on sätestatud, et ühendamata saartele peavad kõnealust avalikku teenust pakkuma kõik tarnijad, seega on kõik tarnijad kõlblikud saama ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitist.
(18)
Teisestes õigusaktides reguleeritakse üksikasjalikumalt elektri tarnimist ja tootmist teiste võrkudega ühendamata saartel. 28. jaanuari 2014. aasta otsusega nr 39/2014 võttis ERA vastu teiste võrkudega ühendamata saarte elektrienergiavõrkude juhtimiseeskirjad (edaspidi „ühendamata saarte eeskirjad”), millega reguleeritakse paljusid küsimusi seoses ühendamata saarte eraldatud võrkude haldamisega, sealhulgas turu avanemine, turuarveldus ja elektritootmine. Ühendamata saarte eeskirjad jõustusid avaldamispäeval, 17. veebruaril 2014.
2.3. ULATUSLIKUD PROBLEEMID ERALDATUD VÕRKUDE HALDAMISEL
(19)
Taotluses tõstetakse esile järgmisi probleeme Kreeka eraldatud elektrivõrkude haldamisel:
a)
elektrinõudluse suur variatiivsus üliväikestes eraldatud võrkudes, mida teravdab veelgi i) saarte majandusarengu seotus turismiga ja ii) taastuvenergia allikate üha suurem kasutamine.
Need tegurid mõjutavad negatiivselt nii soojusenergia või traditsioonilise energia tootmisvõimsuse koormustegurit kui ka võimalust nõuda sisse sellisesse tootmisvõimsusse tehtud investeeringute kulud;
b)
saarte ilmastikutingimuste suur kõikumine, mis mõjutab nõudlust ja põhjustab elektritootmissüsteemide rikkeid, mis omakorda nõuab märkimisväärsete vahendite eraldamist.
(20)
Taotluses tõstetakse esile järgmisi probleeme seoses traditsioonilise elektritootmise arendamisega Kreeka väikestes eraldatud elektrivõrkudes:
a)
raskused või isegi võimatus leida üliväikestes eraldatud võrkudes sobivaid tootmiskohti uute traditsiooniliste elektrijaamade rajamiseks, eeskätt üldsuse vastuseisu tõttu;
b)
teiste võrkudega ühendamata saarte väiksus, mis põhjustab soojusenergia tootmise pikaajalise arengukava ulatuslikku muutumist elektritarbijate (nt suurte turismikomplekside või käsitöönduslike rajatiste) investeeringute prognoosimatuse tõttu, mis nõuab elektrinõudlusele vastamisel sihipärasust ja paindlikkust;
c)
nõudlus elektri järele teiste võrkudega ühendamata saarte eraldatud võrkudes suureneb kuni 2017. aastani ootuste kohaselt 2 % aastas. Ehkki PPC-le on antud luba nõutava lisavõimsuse rajamiseks ning see on juba kavva võetud (oodatakse, et see katab 2017. aastaks kõikide ühendamata saarte nõudluse, sealhulgas vajalikud võimsusreservi varud), ei ole alati olnud võimalik ajakavast kinni pidada;
d)
väike koormus, koormuse suur kõikuvus ja taastuvenergia allikate üha suurem kasutamine enamikus üliväikestes eraldatud võrkudes seab piirangud traditsioonilise elektritootmise tehnoloogilistele lahendustele, piirates valiku ainult väikeste tootmisseadmetega, mis kasutavad madala väävlisisaldusega rasket kütteõli või kergõli;
e)
uute elektrijaamade pakkumismenetlused on aeganõudvad. Loa andmisest kuni elektrijaama käiku andmiseni läheb aega kaks ja pool kuni kolm aastat;
f)
kava siduda Kreeka vastastikku seotud võrk ühendamata saarte üliväikeste eraldatud võrkudega riivab huvi investeerida ühendamata saarte traditsioonilisse tootmisvõimsusse. Kavas on projektid võrkude ühendamiseks Küklaadide saarte ja Kreetaga.
(21)
Selle tulemusena on regulaarselt kasutatud selliseid hädaabilahendusi nagu mobiilsed diiselkütusel töötavad elektrigeneraatorid ja gaasiturbiinid. Vajadus erakorraline elektritootmine üksikjuhtumi kaupa heaks kiita on ebasoovitav, kuna sellega kaasneb seadmete ostmise asemel nende rentimine, mis on ebaökonoomne. Taotluses tuuakse mitmeid näiteid selle kohta, kuidas ennenägematute sündmuste tõttu on tulnud mobiilseid elektrigeneraatoreid kasutada pikema aja jooksul.
(22)
Taotluses tõstetakse esile järgmisi probleeme seoses ühendamata saarte eraldatud elektrivõrkude turu avanemisega:
a)
turu avanemise võimaldamiseks on tarvis välja töötada ja ühendamata saarte eraldatud võrkudesse rajada spetsiaalne taristu. Taristu hõlmab seirekeskuste rajamist, et juhtida i) elektritootmise igapäevast kavandamist ja ii) iga eraldatud võrgu turuarveldust, jaotades iga eraldatud võrgu tootmiskulud võrgus tegutsevate tarnijate vahel ümber.
Vajalik taristu on kulukas ja need kulud kannavad tarbijad;
b)
ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse tõttu on elektri jaemüügihinnad kogu Kreeka territooriumil igale tarbijakategooriale samad. Teiste võrkudega ühendamata saarte tootmiskulud, mis on vastastikku ühendatud võrgu tootmiskuludest suuremad, tuleb seega hüvitada ühendamata saartel tegutsevatele tarnijatele ja selleks tuleb avaliku teenindamise hüvitise vastav osa jagada ümber tarbijatele osutatud elektrimüügi raames.
Väidetakse, et ühendamata saarte tootmismaksumuse aastakeskmised väärtused on nii erinevad, et muudaksid turuarveldussüsteemi keeruliseks.
(23)
Selle tulemusel on YPEKA seisukohal, et elektrituru haldamiseks ja seireks vajaliku taristu väljaarendamine seoses ühendamata saarte eraldatud võrkude turu avanemisega toob kaasa kulud, mis kaaluvad üles turu avanemisest saadava võimaliku kasu tarbijatele.
(24)
Taotluses ei ole nimetatud taotletud erandi aegumiskuupäeva.
3. ERA ARVAMUS
3.1. ERANDI KOHALDAMISALA
3.1.1. Erand direktiivi 2009/72/EÜ III peatükist
(25)
ERA on arvamusel, et erand III peatükist vastavalt artikli 44 lõikele 1 ei peaks puudutama eraldatud võrgus väljaarendatava uue tootmisvõimsuse rajamist, vaid ainult olemasoleva võimsuse ümberkorraldamist, suurendamist ja laiendamist. Olemasoleva tootmisvõimsuse moodustavad ühendamata saarte elektrijaamad, mis juba töötavad või on ehitamisel. Iga neile saartele rajatavat uut elektrijaama peetakse uueks tootmisvõimsuseks.
(26)
ERA märgib, et sõltumatud elektritootjad (st muud kui PPC) on viimasel kahekümnel aastal näidanud üles suurt huvi taastuvenergia- ja koostootmisjaamade arendamiseks kõigis üliväikestes eraldatud võrkudes. Seega ei tohiks taastuvenergia allikate ning soojus- ja elektrienergia koostootmise arendamisega seoses piirata kolmandate osapoolte ligipääsu ühelegi ühendamata saarte elektrivõrgule.
(27)
ERA väidab, et see ei ole vastuolus erandi tegemisega uute tavapäraste elektrijaamade käivitamiseks, juhul kui teatud tingimused on täidetud. Direktiivi 2009/72/EÜ artikli 44 lõikes 1 ei sätestata siiski võimalust teha erandit uue tootmisvõimsuse kasutuselevõtuks.
(28)
ERA leiab, et olemasolevate traditsiooniliste elektrijaamade võimsuse laiendamine puudutab peamiselt lühiajalist puudulikku võimsust ühendamata saartel, mis tuleneb olemasoleva võimsuse ootamatust kahjustusest või viivitustest uue tootmisvõimsuse rajamisel, eeskätt suure nõudlusega ajavahemikul (nt suvisel kõrghooajal). Kõnealustele laiendustele kehtib vastavalt direktiivi 2009/72/EÜ artiklile 8 avatud pakkumismenetlus. Selline menetlus on aeganõudev ega ole kiireloomuliste eriolukordade puhul sobilik.
(29)
ERA nõustub, et PPC peaks lahendama kõik sellised eriolukorrad. Arvestades, et PPC on suuteline viima mobiilseid traditsioonilisi generaatoreid saartelt, kus on tootmisvõimsuse ülejääk, neile saartele, mille tootmisvõimsus on puudulik, võib kõnealune lahendus olla ka kõige ökonoomsem.
(30)
ERA rõhutab, et mis tahes erandit tehes tuleb täpselt määratleda asjakohane tegevusloa andmise menetlus eriolukordadeks ning eeskätt see, milliseid direktiivi 2009/72/EÜ artiklis 7 nimetatud kriteeriume peavad pädevad tegevuslube väljastavad asutused arvesse võtma.
(31)
ERA leiab, et erand peab olema piiratud kehtivusega, nt maksimaalselt 10 aastat.
3.1.2. Erand direktiivi VIII peatükist
(32)
ERA sõnul on elektri tarnimine ühendamata saartele põhimõtteliselt seotud ühendamata saarte avaliku teenindamise ja ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitisega, kuna i) elektritootmine ühendamata saartel on märkimisväärselt kulukam kui maismaal ja ii) Kreeka riik nõuab ühtset, kliendikategooria alusel hinnastamist kogu oma territooriumil.
(33)
Ühendamata saarte eeskirjades nähakse ette teatud igatunniste mõõtmis- ja salvestamisseadmete paigaldamine ühendamata saartele, energiajuhtimis- ja seirekeskuste loomine ning seire- ja asjaomaste IT-süsteemide paigaldamine. ERA väitel on see taristu hädavajalik selleks, et
a)
tagada avaliku teenindamise kohustuse täitmisega seotud kulude läbipaistvus, mittediskrimineerimine ja kontrollitavus;
b)
elektrivõrgud toimiksid nõuetekohaselt ja neid juhitaks usaldusväärselt, et saavutada kõige ökonoomsem töörežiim ja seeläbi oluliselt väiksemad ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse täitmisega seotud maksud elektrienergia tarbijatele;
c)
saavutada taastuvate energiaallikate ja koostootmise suurem kasutamine, sealhulgas selliste taastuvenergia tehnoloogiate kasutamine, mille juhtimise nõuded on keerukad ja spetsiifilised, nt ladustamisega taastuvenergia allikad, päikeseenergial toimivad elektrijaamad jne;
d)
tagada eraldatud võrkude piisavalt läbipaistev juhtimine, kindlustades seeläbi kõigi turuosaliste, eeskätt tootjate mittediskrimineeriva kohtlemise.
(34)
ERA väidab seega, et olenemata sellest, kas luba üliväikeses eraldatud võrgus tegutseda on ühel või enamal tarnijal, tuleb kõnealune taristu lülitada ühendamata saarte eraldatud võrkudesse.
(35)
Kõnealuse taristu rajamise hinnangulised kulud kõikide ühendamata saarte, sealhulgas Kreeta ja Rhodose saare puhul ei ületa eelduste kohaselt 20-30 miljonit eurot. ERA leiab, et see summa on mõistlik, eelkõige arvestades oodatavat kasu, st ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse täitmise läbipaistvust ja kontrollitavust ning eraldatud elektrivõrkude usaldusväärset ja kontrollitud toimimist.
(36)
Vastupidiselt YPEKA-le leiab ERA, et tegevusloa andmine rohkem kui ühele ühendamata saarte konkreetses eraldatud võrgus tegutsevale tarnijale ei too kaasa märkimisväärseid lisakulusid seoses nõutud taristuga, kuna sama taristu on igal juhul vajalik juba ühendamata saartel asuvate elektritootmisüksuste töö igapäevaseks kavandamiseks, turuarvelduseks ja ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse täitmiseks.
(37)
Lisaks leiab ERA, et ühendamata saarte tarbijatele tooks märkimisväärset lisakasu, kui tegevusluba oleks rohkem kui ühel tarnijal.
(38)
Seetõttu on ERA arvamusel, et alternatiivsete tarnijate püsiv kõrvalejätmine teiste võrkudega ühendamata saarte turgudelt ei ole põhjendatud. Vajaliku taristu rajamine, nagu eelpool kirjeldatud, lõpetatakse eelduste kohaselt kolme kuni viie aasta jooksul. ERA ei ole vastu võimaliku erandi tegemisele rangelt selleks ajavahemikuks, ilma pikendamisvõimaluseta.
(39)
ERA märgib veel, et juhul, kui ühendamata saarel asuva mis tahes eraldatud võrgu staatus muutub nii, et see ei kuulu enam väikeste ega üliväikeste eraldatud võrkude hulka, lõpeb erandi kehtivus selle võrgu suhtes automaatselt. Selline olukord võib tekkida juhul, kui ühendamata saarte eraldatud võrgud ühendatakse vastastikku Kreeka maismaaosa vastastikku ühendatud võrguga.
4. HINDAMINE
4.1. TAOTLUSE ÕIGUSLIK ALUS
(40)
Direktiivi 2009/72/EÜ artikli 44 lõikes 1 sätestatakse võimalus teha erandeid direktiivi teatud sätetest, kui erand kehtib väikestele ja üliväikestele eraldatud võrkudele.
(41)
Direktiivi 2009/72/EÜ artikli 2 lõike 26 kohaselt on väike eraldatud võrk iga võrk, kus tarbimine oli 1996. aastal väiksem kui 3 000 GWh ja milles vähem kui 5 % iga-aastasest tarbimisest kaetakse ühenduste kaudu teiste võrkudega.
(42)
Direktiivi 2009/72/EÜ artikli 2 lõike 27 kohaselt on üliväike eraldatud võrk iga võrk, kus tarbimine oli 1996. aastal väiksem kui 500 GWh ja millel puuduvad ühendused teiste võrkudega.
(43)
Taotluses nimetatud eraldatud võrgud koosnevad ühest ja harva mitmest ühendamata saarest (vt tabeli I ja II lahtrit). Isegi kui eraldatud võrk koosneb mitmest ühendamata saarest, mis on omavahel vastastikku ühendatud, on nende vastastikku ühendatud saarte elektrivõrk eraldatud selles mõttes, et see ei ole ühendatud ühegi teise elektrivõrguga.
(44)
Taotluses nimetatakse, et 32st eraldatud võrgust 31 on üliväikesed eraldatud võrgud, millest suurim on Rhodose saar. Üliväikesed eraldatud võrgud, mille kohta taotlus on esitatud, andsid 2010. aastal Kreeka elektri kogumüügist 5,24 %. Kreeta eraldatud võrku peetakse väikeseks eraldatud võrguks. Kreeta elektrinõudlus oli 2010. aastal 3,01 % Kreeka elektrinõudlusest.
Eraldatud võrkude aastane nõudlus
Aastane nõudlus (MWh)
Aastane nõudlus 1996. aastal (MWh)
Eraldatud võrgu nimi
Eraldatud võrku kuuluvad ühendamata saared
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreeta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Jah
Ei
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Jah
Jah
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Jah
Jah
Lesvos
Lesvos
153 650
259 552
308 454
288 230
Jah
Jah
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Jah
Jah
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Jah
Jah
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Jah
Jah
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Jah
Jah
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Jah
Jah
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Jah
Jah
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Jah
Jah
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Jah
Jah
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Jah
Jah
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Jah
Jah
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Jah
Jah
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Jah
Jah
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Jah
Jah
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Jah
Jah
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Jah
Jah
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Jah
Jah
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Jah
Jah
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Jah
Jah
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Jah
Jah
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Jah
Jah
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Jah
Jah
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Jah
Jah
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Jah
Jah
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Jah
Jah
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Jah
Jah
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Jah
Jah
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Jah
Jah
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Jah
Jah
(45)
Tabelis on esitatud eraldatud võrgud, nagu neid on nimetatud kõnealuses taotluses, ning teatavad andmed igaühe kohta. Sellest teabest saab järeldada, et kõigis eraldatud võrkudes, v.a Kreetal, oli 1996. aastal selline elektrinõudlus, mille tõttu nad kvalifitseeruvad üliväikesteks eraldatud võrkudeks direktiivi 2009/72/EÜ artikli 2 lõike 27 tähenduses. Seoses Kreetaga tuleb lisaks märkida, et kuna Kreeta oli ja on siiani teiste elektrivõrkudega vastastikku ühendamata, oli vastastikuste ühenduste kaudu rahuldatud nõudluse protsentuaalne osakaal null, st alla 5 %, ja on seda siiani. Kreeta on seega väike eraldatud võrk direktiivi 2009/72/EÜ artikli 2 lõike 26 tähenduses.
(46)
ERA ei kommenteerinud oma arvamuses taotluses nimetatud eraldatud võrke.
(47)
Komisjon järeldab seega, et eraldatud võrgud, nagu need on esitatud eelpool toodud tabeli 1. lahtris, on kõik üliväikesed eraldatud võrgud direktiivi 2009/72/EÜ artikli 2 lõike 27 tähenduses, välja arvatud Kreeta, mis on väike eraldatud võrk direktiivi 2009/72/EÜ artikli 2 lõike 26 tähenduses.
4.2. ULATUSLIKUD PROBLEEMID TAVAPÄRASTE ELEKTRIJAAMADE HALDAMISEL ÜLIVÄIKESTES ERALDATUD VÕRKUDES
(48)
Komisjoni arvates esineb tavapäraste elektrijaamade haldamisel üliväikestes eraldatud võrkudes ulatuslikke probleeme. See tuleneb eelkõige järgmistest asjaoludest.
a)
Saarte teeninduskoormus ei võimalda ehitada suuremaid, tõhusamaid ja kulutõhusamaid tavapäraseid elektrijaamu, seda ka seepärast, et eraldatud võrgu toimimiseks vastuvõetavates ohutuspiirides ei tohi võrk sõltuda ühestainsast elektrijaamast.
Mitte ühegi üliväikese eraldatud võrgu aasta tippkoormus ei ületanud 2013. aastal 188,5 MW. Keskmine ja mediaantippkoormus 20,8 ja 4,2 MW on palju väiksemad.
Mitte ühegi praeguseks üliväikestesse võrkudesse rajatud traditsioonilise elektrijaama võimsus ei ületa 27 MW. Elektrijaamade keskmine ja mediaanvõimsus 3,9 ja 1,1 MW on palju väiksemad.
Väike teeninduskoormus ja väga kõikuv nõudlus, mida veelgi mõjutab taastuvenergia allikate üha laialdasem kasutamine, kitsendavad ka üliväikeste võrkude puhul tavapäraste elektrijaamade tehniliste lahenduste valikut.
Ühendamata saarte eraldatud võrkude kõik tavapärased tootmisvõimsused kasutavad diisli- või kütteõli.
b)
Kõigi üliväikeste eraldatud võrkude aastane koormustegur on väike. Üheski üliväikeses eraldatud võrgus ei olnud koormustegur 2012. aastal suurem kui 0,54. Keskmine ja mediaantippkoormus, mõlemad 0,38, on sellest isegi väiksemad. Arvestades eelisjuurdepääsu taastuvenergia allikatele ning asjaolu, et siin kasutatud koormustegurid kajastavad üliväikese eraldatud võrgu kogu elektrivõrku, on ühendamata saarte tavapäraste elektrijaamade koormustegur veelgi väiksem.
Kreeka vastastikku ühendatud võrgu aastane koormustegur on tavaliselt kõigi elektrijaamade puhul 50 % ja soojuselektrijaamade puhul 65 % (6).
Aastane koormustegur osutab elektrijaamade tegelikule kasutusele antud aastal ja seega nende suutlikkusele tulu teenida.
Taastuvenergia allikate üha laialdasem kasutamine vähendab tavapäraste elektrijaamade koormust veelgi.
c)
Käimas on mitmeid projekte, mille eesmärk on ühendamata saared, eeskätt Küklaadid ja Kreeta, ühendada Kreeka vastastikku ühendatud võrguga. Nagu eespool selgitatud, ei ole ühendamata saarte tavapärased elektrijaamad nii tõhusad kui vastastikku ühendatud võrku rajatud elektrijaamad ning seetõttu on ebatõenäoline, et nad on majanduslikult elujõulised, kui ühendamata saared, millel nad asuvad, on vastastikku ühendatud.
Võimalus, et eraldatud võrk tulevikus teiste võrkudega ühendatakse, on seega võimas stiimul hoidumiseks investeerimast ühendamata saarte tavapärasesse võimsusesse.
d)
Suhteliselt väike teeninduskoormus tähendab, et nõudluse suhteliselt väikesed muutused mõjutavad tõenäoliselt antud eraldatud võrgult nõutavat tootmisvõimsust. Vastastikku ühendamise võimaluste puudumine tähendab, et kõigile muutustele nõudluses tuleb paratamatult vastata üliväikeses eraldatud võrgus asuva tootmisvõimsusega.
See tegur suurendab vajadust sihipärasuse ja paindlikkuse järele, et oleks võimalik vastata nõudluse muutustele pikema aja kestel..
Vajadust paindlikkuse järele suurendavad veelgi täheldatud raskused traditsiooniliste elektrijaamade jaoks sobivate tootmiskohtade leidmisel teiste võrkudega ühendamata saartel ning tegevuslubade ja lubade väljastamise menetluste kestus.
e)
Maksimaalse ja minimaalse aastanõudluse suhtarv 2012. aastal (7) on kõigis üliväikestes eraldatud võrkudes vähemalt 3,35, kuid on konkreetse üliväikese eraldatud võrgu puhul suurem ja sageli palju suurem. Maksimaalse ja minimaalse nõudluse keskmine suhtarv on 6,27 ja mediaansuhtarv 5,98.
Kreeka vastastikku ühendatud võrgu maksimaalse ja minimaalse nõudluse suhtarv 2010. aastal oli ligikaudu 3.
Maksimaalse ja minimaalse nõudluse suurem suhtarv näitab paindlikkust ja seda, kui suur elektrienergia reserv peab antud aastal olema eraldatud võrku rajatud tootmisvõimsuses saadaval.
Selles kontekstis väärib märkimist, et 2012. aastal kasutati üliväikestest eraldatud võrkudest umbes 60 % puhul mobiilseid elektrigeneraatoreid.
(49)
Komisjon leiab seega, et traditsiooniliste elektrijaamade haldamisel üliväikestes eraldatud võrkudes esineb ulatuslikke probleeme, nagu eespool toodud tabelis näha.
4.3. DIREKTIIVI III PEATÜKIST TAOTLETUD ERANDI HINDAMINE
4.3.1. Erandit III peatüki sätetest ei saa kohaldada uuele tootmisvõimsusele.
(50)
Direktiivi 2009/72/EÜ artikli 44 lõike 1 kohaselt saab III peatüki sätetest teha erandit ainult seoses olemasoleva võimsuse ümberkorraldamise, suurendamise ja laiendamisega.
(51)
Seega ei saa direktiivi 2009/72/EÜ III peatüki sätetest teha erandit uute võimsuste osas.
(52)
Selle asemel - eeldusel et teiste võrkudega ühendamata saarte eraldatud võrgud on jaotusvõrgud - võivad Kreeka ametiasutused kaaluda direktiivi 2009/72/EÜ artikli 7 punkti 3 sätete kohaldamist ka uutele väikestele traditsioonilistele võimsustele, juhul kui uue võimsuse arendamise loaprotseduuri tulemusel ei anta luba uue võimsuse rajamiseks teiste võrkudega ühendamata saarte eraldatud võrkudesse. Selline uus väike traditsiooniline võimsus võib näiteks tähendada ajutist tootmisvõimsust, mis tehakse pikaajaliselt kättesaadavaks, ilma et sellele määrataks konkreetset asukohta.
4.3.2. Erandit III peatüki sätetest ei saa kohaldada Kreetale.
(53)
Nagu eelpool nimetatud, on kõik teiste võrkudega ühendamata saared üliväikesed eraldatud võrgud, v.a Kreeta, mis on väike eraldatud võrk.
(54)
Seega ei saa direktiivi 2009/72/EÜ III peatüki sätetest Kreetale erandit teha.
4.3.3. Erand III peatüki sätetest ei kehti taastuvenergia rajatistele ega soojus- ja elektrienergia koostootmisjaamadele.
(55)
Taotluses ei mainita selgelt, et erandit taotletakse vaid tavapärastele elektrijaamadele.
(56)
Seaduse 4001/2011 artikli 133 lõikes 3 jäetakse aga selle tootmisloa kohaldamisalast, mis võidakse anda ainsana PPC-le, selgesõnaliselt välja elekter, mis on toodetud taastuvatest energiaallikatest, tõhusa koostootmise abil või hübriidelektrijaamades, ning mis on oma tarbeks toodetud. Sama järeldub ka ühendamata saarte eeskirjade artiklist 225.
(57)
Lisaks käsitletakse esitatud põhjenduses ainult tavapäraste elektrijaamade haldamisega seotud olulisi probleeme. Põhjenduses leitakse õigupoolest, et kõnealused elektrijaamad seisavad silmitsi ulatuslike probleemidega muu hulgas just taastuvate energiaallikate laialdasema kasutamise tõttu.
(58)
Seetõttu ei saa erandit teha, isegi kui taotluses palutaks teha erandit direktiivi 2009/72/EÜ III peatüki sätetest muudele kui traditsioonilistele elektrijaamadele, kuna selle kohta ei esitatud põhjendusi.
4.3.4. Erandit olemasoleva võimsuse ümberkorraldamise, suurendamise ja laiendamise lubamiseks saab teha.
(59)
Arvestades eeltoodud ulatuslikke probleeme tavapäraste elektrijaamade haldamisel väikestes eraldatud võrkudes, saab teha erandit olemasoleva traditsioonilise võimsuse lubamiseks ulatuses, mis hõlmab olemasoleva traditsioonilise võimsuse ümberkorraldamist, uuendamist ja laiendamist. Sellise loa saab anda otse PPC-le.
(60)
Kõnealuse erandi tähenduses
a)
hõlmab olemasolev tavapärane tootmisvõimsus projekte selliste tavapäraste tootmisvõimsuste ehitamiseks, milleks ERA on juba tegevusloa väljastanud ning seda luba ei ole käesoleva otsuse jõustumise kuupäevaks tühistatud;
b)
käsitletakse olemasoleva tootmiskoha peamise tootmisvõimsuse täielikku lammutamist ja asendamist uue elektritootmisrajatisega uue võimsuse ehitamisena;
c)
käsitletakse ajutise tootmisvõimsuse rajamist olemasoleva võimsuse piirkonda olemasoleva võimsuse laiendamisena.
(61)
Siiski ei ole alust teha erandit direktiivi 2009/72/EÜ artikli 7 lõikes 2 sätestatud kriteeriumidest ja nõuetest, mille kohaselt antakse PPC-le luba.
(62)
Lisaks sellele, juhul kui erand tehakse otse PPC-le, on tähtis, et tingimustes sätestatakse aeg, mille jooksul peab loa saanud tavapärane elektrijaam olema täielikult kasutusvalmis, ning lisatakse ka sätted, millega tagatakse selliste kohustuste täielik ja tulemuslik täitmine. Otsese loa aegumisel on ainuüksi ERA-l õigus seda pikendada, kuid ainult juhul, kui see on aegunud põhjustel, mis on PPC kontrolli alt täielikult väljas. Aegumise korral peab ERA korraldama loaprotseduuri, mis vastab täielikult direktiivi 2009/72/EÜ artikli 7 lõikele 1, millega kaasatakse kolmandad isikud.
4.3.5. Erand ei hõlma pakkumismenetlusi uute võimsuste leidmiseks.
(63)
Pakkumismenetlus direktiivi 2009/72/EÜ artikli 8 tähenduses puudutab võimsust, mida tuleb veel ehitada ja milleks luba saada ning mis seetõttu kujutab endast uut võimsust.
(64)
Juba eelnevalt sätestatud põhjustel ei saa direktiivi 2009/72/EÜ artikli 44 lõike 1 kohaselt teha erandit uuele võimsusele.
4.4. DIREKTIIVI VIII PEATÜKIST TAOTLETUD ERANDI HINDAMINE
4.4.1. Erand VIII peatüki sätetest ei hõlma artiklit 32 kolmandate isikute juurdepääsu kohta.
(65)
Taotlus puudutab erandit direktiivi 2009/72/EÜ VIII peatükist ja seega võib arvata, et see sisaldab ka erandi taotlemist kolmandate isikute juurdepääsu käsitleva artikli 32 sätetest.
(66)
Taotluses ei täpsustata, kas taotletud erand hõlmab ka direktiivi 2009/72/EÜ artiklit 32, samuti ei esitata ühtegi põhjendust sellise erandi tegemiseks. Selle asemel kohustatakse seadusega 4001/2011 ja ühendamata saarte eeskirjadega DEDDIEt tagama kolmandate isikute mittediskrimineeriva juurdepääsu jaotusvõrgule, mida haldab DEDDIE (nt seaduse 4001/2011 artikkel 127). Seega ei saa sellist erandit teha.
4.4.2. Erand artiklist 33 turu avanemise ja vastastikkuse kohta
4.4.2.1. Alus teha püsiv erand direktiivi 2009/72/EÜ artiklist 33 puudub.
(67)
Taotluses väidetakse sisuliselt, et PPC peaks jääma ainsaks tarnijaks, kellel on tegevusluba teiste võrkudega ühendamata saarte tarbijatele elektrienergiat tarnida, kuna üliväikeste eraldatud võrkude elektrituru haldamiseks ja seireks ning kolmandatele isikutele turu avanemiseks vajaliku taristu väljaarendamisega kaasnevad ühendamata saarte turuosalisele tegevuskulud, mis kaaluvad üles turu avanemisest saadava tulu tarbijatele.
(68)
Nagu ERA arvamusest ilmneb, on teiste võrkudega ühendamata saartele rajatud taristu eesmärk tagada, et ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse täitmist juhitakse vastavalt olemasolevatele õigusaktidele läbipaistval, kontrollitaval ja mittediskrimineerival viisil. Lisaks on taristu nõutav ühendamata saarte eraldatud võrkude tehniliseks ja majanduslikuks haldamiseks. Seega, kuna taristu on igal juhul vajalik nende nõuete täitmiseks, olenemata teiste võrkudega ühendamata saartel tegutsemiseks loa saanud tarnijate arvust, ei suurenda turu avanemine taristu maksumust.
(69)
Isegi kui sarnane taristu on nõutav, ei ole turu avanemine loomupäraselt seotud ühendamata saarte eraldatud võrkude tehnilise haldamisega ega ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse täitmisega, kuna puudub põhjuslik seos ühelt poolt kõnealuste eraldatud võrkude tehnilise ja majandusliku haldamise ning ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse täitmise vahel vastavalt asjaomastele õigusnõuetele ning teiselt poolt küsimuse vahel, kas ühel või mitmel tarnijal on tegevusluba teiste võrkudega ühendamata saarte tarbijatele elektrit tarnida.
(70)
On selge, et ühendamata saarte tootmiskulud, mis on vastastikku ühendatud võrgu tootmiskuludest suuremad, tuleb katta ühendamata saartel tegutsevatel tarnijatel, selleks tuleb avaliku teenindamise hüvitise vastav osa jagada ümber vastavalt nende tarbijatele toimuvale elektrimüügile. Igal juhul on vaja kindlaks määrata ühendamata saarte tootmiskulud, et määratleda ühendamata saarte avaliku teenindamise rahaline hüvitis, sõltumata sellest, kui palju tarnijaid ühendamata saartel tegutseb.
(71)
Turu avamise ainus lisanõue on tarbijatele osutatud elektrimüügi raames avaliku teenindamise hüvitise ümberjagamine vastavalt iga tarnija müüdava elektri osale. Ka seonduvad tarbijaandmed, eeskätt mõõtmisandmed, on vajalikud, sõltumata sellest, kas ühel või enamal tarnijal on tegevusluba tarnida elektrit teiste võrkudega ühendamata saarte tarbijatele.
(72)
Seega on ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitise andmiseks tarnijatele tarvis üksnes suutlikkust viia tarbijate mõõtmisandmed kokku konkreetse tegevusluba omava tarnijaga; see on eeskätt haldusprotsess, mis põhineb teabel, mida kogutakse täies ulatuses või väga suures ulatuses olenemata sellest, kas teiste võrkudega ühendamata saarte turg on avatud või ei ole. Teiseks on see suutlikkus eelduseks mis tahes elektrienergia turu nõuetekohasele haldamisele. Selliseid kulusid ei saa seega pidada vastuvõetavaks põhjenduseks, miks tuleks turu avanemisel erand teha, kuna need ei puuduta ainult teiste võrkudega ühendamata saarte eraldatud võrkude haldamist ega ole seotud ulatuslike probleemidega nende haldamisel.
(73)
Oluline on märkida, et registrite koostamine mõõtmisandmete kokkuviimiseks tarnijatega on osa rajatavast taristust. Kui kavandatud taristu rajamine täies ulatuses hõlbustab eraldatud elektrivõrkude optimaalset haldamist, siis sellega seotud investeeringute täielik lõpuleviimine ei ole turu avanemiseks hädavajalik tingimus.
(74)
Asjaolu, et aastakeskmise muutuva tootmismaksumuse väärtus võib ühendamata saarte lõikes olla väga erinev, on ebaoluline. Isegi siis, kui seda tõendatakse, puudutab selline varieeruvus elektritootmise hinda ühendamata saarte eraldatud võrkudes. Selle summa kindlaksmääramine on nõutav juba ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse täitmise juhtimiseks vastavalt õigusnõuetele ning lisaks ei mõjuta seda mingil viisil ühendamata saartel asuvatele tarbijatele elektri tarnimiseks loa saanud tarnijate arv. Lisaks sellele, arvestades et ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse täitmise juhtimise aluseks on juba iga eraldatud võrku eraldi käsitlev igakuine süsteem, on keeruline kujutleda, et suur aastane varieeruvus teiste võrkudega ühendamata saarel võib põhjustada tõsiseid probleeme.
(75)
Eelnevast järeldub, et ühendamata saartel asuvatele klientidele elektri tarnimiseks tegevusluba omavate tarnijate arv ei ole loomupäraselt seotud eraldatud võrkude tehnilise ja majandusliku haldamisega ega ühendamata saarte avaliku teenindamise kohustuse täitmisega vastavalt asjaomastele õigusnõuetele.
(76)
Lisaks tuleb märkida, et turu avanemisega kaasneb kasu, mis kaalub üles turu avanemise võimalikud kulud. Nagu ERA märgib, võivad ühendamata saarte alternatiivsed tarnijad tuua ühendamata saartel asuvatele klientidele täiendavat märgatavat kasu, täiendades elektri tarnimisega teiste teenuste osutamist.
(77)
Seetõttu ei saa rahuldada taotlust püsiva erandi tegemiseks artiklist 33.
4.4.2.2. Piiratud kestusega erandi tegemine eraldatud võrgule direktiivi 2009/72/EÜ artiklist 33.
(78)
Eelnevat arvestades tuleb tunnistada, et turu avanemine nõuab praktilist korraldamist, et ühendamata saarte eraldatud võrke saaks hallata täielikus vastavuses ühendamata saarte eeskirjadega. Turu avanemisega seotud praktilised probleemid võivad olla nt mõõtmiste ja mõõtmisandmete tarnijatega kokkuviimiseks nõutavate registrite puudumine või asjaolu, et optimaalne taristu ei ole veel paigas. Seda aluseks võttes võib vaadelda ajaliselt piiratud erandi tegemist direktiivi 2009/72/EÜ artiklist 33.
(79)
Sellise VIII peatükist tehtava erandi kestuse hindamisel tuleb arvesse võtta järgmist kaht kaalutlust:
a)
nagu juba välja toodud, on turu avanemise võimaldamiseks ühendamata saartel kõige olulisem nõue registri olemasolu ühendamata saarte kohta, mis võimaldaks viia mõõtmisandmed konkreetse tarnijaga kokku. Ühendamata saarte eeskirjade artikli 327 lõikes 4 sätestatakse, et selleks nõutav register peab valmima hiljemalt kaks aastat pärast ühendamata saarte eeskirjade jõustumist. Registri olemasolu on turu avanemiseks praktiliselt vajalik tingimus;
b)
teiste võrkudega ühendamata saartele rajatavasse taristusse investeerimise kava täielik lõpuleviimine hõlbustaks kindlasti ühendamata saarte turu avanemise haldamist praktikas. See ei ole siiski hädavajalik nõue. Ühendamata saarte eeskirjade artikli 237 lõikes 7 sätestatakse ajakava, mille kohaselt peavad kõik praegused teiste võrkudega ühendamata saared olema varustatud ühendamata saartele rajatava täiendava taristuga hiljemalt viis aastat pärast ühendamata saarte eeskirjade jõustumist.
(80)
Seega tuleks turu avanemise erand teha vähemalt kaheks aastaks pärast ühendamata saarte eeskirjade jõustumist, st kuni 17. veebruarini 2016, et võidaks luua registrid, mis on turu avanemiseks hädavajalik nõue. Kuna taristu peab olema täies ulatuses valminud hiljemalt viis aastat pärast ühendamata saarte eeskirjade jõustumist, tuleks erandi kehtivust igal juhul piirata viie aastani pärast ühendamata saarte eeskirjade jõustumist, st kuni 17. veebruarini 2019 iga teiste võrkudega ühendamata saare eraldatud võrgu puhul. Kuna erandit saab põhjendada ainult juhul, kui turu avanemisega on seosetud ulatuslikud ja tõsised probleemid, mis on otseselt tingitud teiste võrkudega ühendamata saarte taristusse investeerimise kava täitmatajätmisest, tuleks korrapäraselt kontrollida, kas sellised probleemid antud ühendamata saare eraldatud võrgus jätkuvalt esinevad. Sellise kontrolli puhul tuleks võrdlusalusena kasutada DEDDIE investeerimiskava ühendamata saartele nõutava taristu rajamiseks, mille on heaks kiitnud Kreeka ametiasutused. Kava koostamine tuleks seega lõpule viia ja kava heaks kiita 17. veebruariks 2015.
(81)
Et turu avanemisega asjatult ei viivitataks, peaks ERA heaks kiitma DEDDIE taristusse investeerimise kava ning selles tuleks esmatähtsaks pidada Kreeta ja Rhodose eraldatud võrke, kuna need on kõige suurema rahvaarvuga ühendamata saared.
(82)
Alates 17. veebruarist 2016 ja pärast seda igal aastal kuni 17. veebruarini 2019 peab DEDDIE koostama aruande, mille ERA peab heaks kiitma ja milles täpsustatakse põhjused, miks turu avanemine ei ole antud ühendamata saare eraldatud võrgus veel aset leidnud. Aruanne tuleks avaldada ja sellest Euroopa Komisjonile teatada.
4.4.3. Erand VIII peatüki sätetest ei kehti artiklile 34.
(83)
Taotlus puudutab erandit direktiivi 2009/72/EÜ VIII peatükist ja seega võib järeldada, et see hõlmab ka erandi taotlemist artikli 34 sätetest otseliinide kohta direktiivi 2009/72/EÜ artikli 2 lõike 15 tähenduses.
(84)
Taotluses ei täpsustata, kas taotletud erand hõlmab ka direktiivi 2009/72/EÜ artiklit 34.
(85)
Seetõttu ei saa erandit teha, isegi kui taotluses soovitakse teha erandit direktiivi 2009/72/EÜ artiklist 34, kuna selle kohta ei ole esitatud põhjendusi.
4.4.4. Võrkudevahelised ühendused - taotlus erandi tegemiseks III ja VIII peatükist.
(86)
Praegune erand puudutab üliväikesi eraldatud võrke, mida kirjeldab täpselt asjaolu, et nad ei ole või väikeste eraldatud võrkude puhul on ainult väga väheses ulatuses teiste elektrivõrkudega vastastikku ühendatud.
(87)
Sellest hoolimata
a)
peaks Küklaadide saarte vastastikune ühendus valmima vastavalt Kreeka põhivõrguettevõtja, sõltumatu ülekandevõrguettevõtja ADMIE S.A (edaspidi „ADMIE”) hiljuti heakskiidu saanud kümne aasta arengukavale eelduste kohaselt 2018. aastaks kolmes järgus, kusjuures teatud Küklaadide saared ühendatakse Kreeka vastastikku ühendatud võrguga tükk aega enne seda kuupäeva;
b)
valmib ka vastastikune ühendus Kreetaga eeldatavasti 2020. aastaks. Projekti esimese kolme aasta asjakohased osad on lisatud ADMIE 2013. aastal heaks kiidetud kümne aasta arengukavasse. Lõplik kava tuleb lisada 2014. aastal heakskiidetavasse kümneaastasesse arengukavasse.
(88)
Vaja on selgesõnaliselt sätestada, et kõnealune erand konkreetsele eraldatud võrgule kaotab automaatselt kehtivuse niipea, kui vastastikune ühendus selle eraldatud võrgu ja Kreeka vastastikku ühendatud võrgu vahel on täielikult kasutusvalmis.
(89)
Ehkki DEDDIE on PPCst õiguslikult ja funktsionaalselt eraldatud, on selle omanik 100 % ulatuses PPC. Vastupidiselt jaotusvõrguettevõtjale direktiivi 2009/72/EÜ tähenduses, on DEDDIE-l ka ulatuslikud ülesanded seoses ühendamata saarte eraldatud võrkude haldamisega ning elektritootmisega ühendamata saartel, sealhulgas PPC omandis oleva tavapärase tootmisvõimsusega ja seega selle majandusliku tasustamisega. Nagu eelpool sätestatud, mõjutab vastastikune ühendus ühendamata saarte eraldatud võrkudesse praeguseks rajatud tavapäraste elektrijaamade majanduslikku elujõulisust.
(90)
Erandeid tuleks teha ainult siis, kui need on proportsionaalsed ning piirduvad rangelt hädavajalikuga. Seepärast on vajalik tagada selged stiimulid ja läbipaistvus seoses otsustega, kas ühendamata saarte eraldatud võrgud vastastikku ühendada.
(91)
Seaduse 4001/2011 artiklis 108 sätestatakse:
„ADMIE SA esitab ERA-le iga aasta 31. märtsiks Kreeka elektri põhivõrgu kümne aasta arengukava. [---] Kreeka elektri põhivõrgu kümne aasta arengukava peab eeskätt [---] c) sätestama oluliste elektrienergia edastamise tööde tehnilise ja rahalise kulutõhususe uuringu [---], eriti [---] saarte ja põhivõrgu vaheliste ühenduste kohta, sealhulgas kõigi investeerimisprojektide ajakava, hinnangulise rahavoo ja rahastamisnõuete kohta.”
(92)
Et tagada selged stiimulid ja läbipaistvus seoses otsustega, kas ühendamata saarte eraldatud võrgud vastastikku ühendada, peavad Kreeka ametiasutused tagama, et
a)
ühendamata saare konkreetses eraldatud võrgus olemasoleva või uue tootmisvõimsuse jaoks loa andmisel või pakkumismenetluse korraldamisel kaaluvad ADMIE, DEDDIE ja ERA süstemaatiliselt alternatiivi ühendada eraldatud võrk, mille osa konkreetne ühendamata saar on. Sellisele olemasolevale või uuele tootmisvõimsusele loa andmisest tuleb keelduda, kui võrkudevahelise ühenduse ehitamine on kulutõhusam. Kulud peaksid hõlmama kõiki kulusid seoses eraldatud võrgus elektri tarnimisega lõpptarbijatele, sealhulgas ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitist;
b)
seaduse 4001/2011 artikli 108 kohases ADMIE oluliste elektrienergia edastamise tööde kulutõhususuuringus võetakse arvesse ainult võrguühendusse investeerimise ja selle tõhusa haldamise kulusid. Eeskätt ei tohiks uuringus arvesse võtta ühendamata saartele juba rajatud tavapäraste elektrijaamade kaotatud tulu või väärtuse langust;
c)
ERA avaldab seoses ADMIE kümne aasta investeerimiskavaga, nagu sätestatud seaduse 4001/2011 artiklis 108, iga ühendamata saarel asuva eraldatud võrgu üldkulud seoses elektri tarnimisega tarbijatele, sealhulgas ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitise. Välja arvatud juhul, kui võrkudevahelise ühenduse ehitamine on kaasatud ADMIE seaduse 4001/2011 artikli 108 kohasesse kümne aasta investeerimiskavasse, nagu ERA on selle heaks kiitnud, korraldab ERA vastavalt direktiivi 2009/72/EÜ artikli 22 lõike 7 punkti b sätetele kas omaalgatuslikult või kolmanda osapoole lihttaotluse alusel pakkumismenetluse üht või mitut ühendamata saare eraldatud võrku ühendava võrkudevahelise ühenduse ehitamiseks. Võrkudevaheline ühendus tuleb ehitada, kui selle ehitamine alandab üldkulusid, sealhulgas ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitist, seoses ühendamata saartel asuvatele tarbijatele elektri tarnimisega;
d)
ERA määrab kindla tähtpäeva võrkudevahelise ühenduse valmimiseks. Kui võrkudevahelist ühendust ei ehitata või seda ei ehitata ERA määratud ajavahemikul, tuleb kulude vähendamata jäämise eest nõuda hüvitist.
4.5. KESTUS
(93)
Faktid, mis on käesoleva erandi aluseks, tuleb üle vaadata, eriti pärast seda, kui teatud eraldatud võrkude vastastikku ühendamise kavad peavad valmis olema ning taristu rajamise tähtpäevad vastavalt ühendamata saarte eeskirjade artiklile 237 on möödunud.
(94)
Seega kehtib iga erand 1. jaanuarini 2021.
4.6. TAGASIULATUV MÕJU
(95)
Nagu eelpool nimetatud, uuendati 17. jaanuari 2012. aasta taotlusega esialgset taotlust, mis esitati 2003. aastal.
(96)
Direktiivi 2003/54/EÜ (mis tunnistati kehtetuks direktiiviga 2009/72/EÜ) artikli 26 lõikes 1 sätestati ka liikmesriikide võimalus taotleda erandit direktiivi teatud sätetest, juhul kui väikeste ja üliväikeste eraldatud võrkude toimimisel ilmnevad ulatuslikud probleemid. Vastavalt direktiivi 2009/72/EÜ artiklile 48 tõlgendatakse viiteid kehtetuks tunnistatud direktiivi 2003/54/EÜ artikli 26 lõikele 1 viidetena direktiivi 2009/72/EÜ artikli 44 lõikele 1.
(97)
Direktiivi 2003/54/EÜ artikli 2 lõigetes 26 ja 27 kasutatud väikese eraldatud võrgu ja üliväikese eraldatud võrgu määratlused on samased direktiivi 2009/72/EÜ artikli 2 lõigetes 26 ja 27 kasutatud määratlustega.
(98)
Mõlemad määratlused viitavad eraldatud võrkude elektrinõudlusele 1996. aastal, mis ei muutunud. Lisaks ei olnud Kreeta ühendatud Kreeka vastastikku ühendatud võrguga ei 2003. aastal, 2012. aastal ega ole seda ka hetkel, mil käesolev erand jõustub.
(99)
Kõik üliväikesed ja väikesed elektrivõrgud, mis kvalifitseeruvad käesolevas taotluses üliväikesteks ja väikesteks eraldatud võrkudeks, kvalifitseerusid seega selleks ka esialgse taotluse tegemise ajal ja kvalifitseeruvad ka ajal, kui käesolev otsus erandi tegemise kohta jõustub.
(100)
Seega ei ole seoses väikeste ja üliväikeste eraldatud võrkudega toimunud ühtegi õiguslikku ega faktilist muutust, mis võiks kvalifitseeruda erandiks direktiivi 2003/54/EÜ ja direktiivi 2009/72/EÜ raames.
(101)
Direktiivi 2003/54/EÜ artikli 26 lõikes 1 lubati teha erandit III peatükist, mille sätetes, nagu ka direktiivi 2009/72/EÜ III peatükis, käsitletakse uute võimsuste arendamise loaprotseduuri ja pakkumismenetlust uute võimsuste leidmiseks.
(102)
Direktiivi 2003/54/EÜ artikli 26 lõikes 1 lubati teha erandit VII peatükist, mille sätetes nagu ka direktiivi 2009/72/EÜ VIII peatükis käsitletakse kolmandate isikute juurdepääsu, turu avanemist ja otseliine.
(103)
Kui komisjon oleks vastusena esialgsele taotlusele teinud erandi, oleks ta seda teinud samadel tingimustel nagu praeguse erandi puhul direktiivi 2009/72/EÜ alusel.
(104)
Lisaks ei ole 2003. aastast saadik toimunud muutusi tegelikes asjaoludes. Teiste võrkudega ühendamata saarte geograafiline olukord, ühendamata saarte eraldatud võrkudes asuvate elektrivõrkude haldamist mõjutavad majanduslikud tegurid ning ühendamata saarte eraldatud võrkudes asuvate traditsiooniliste elektrijaamade haldamise tagajärjel tekkivate ulatuslike probleemide iseloom ei ole 2003. aastast saadik sisuliselt muutunud.
(105)
Esialgne taotlus on 2003. aastast saadik otsustamisel. Komisjoni tegevusetus ei tohiks Kreeka Vabariiki kahjustada. Kreeka Vabariik on täitnud oma kohustusi vastavalt direktiivi 2003/54/EÜ artikli 26 lõikele 1 ja direktiivi 2009/72/EÜ artikli 44 lõikele 1 ning esitanud nende artiklite raames igati põhjendatud eranditaotluse seoses teiste võrkudega ühendamata saarte eraldatud võrkudega.
(106)
Seepärast on kohane, et käesolev otsus erandi tegemise kohta jõustub alates esialgse taotluse teatavaks tegemisest, st 5. detsembrist 2003,
ON VASTU VÕTNUD KÄESOLEVA OTSUSE:
Artikkel 1
Käesolevat otsust kohaldatakse tabelis määratletud väikestele ja üliväikestele eraldatud võrkudele.
Käesolevas otsuses käsitletakse Kreetat väikese eraldatud võrguna, kõik teised eraldatud võrgud on üliväikesed eraldatud võrgud.
Artikkel 2
1. Direktiivi 2009/72/EÜ artikli 33 sätetest tehakse erand väikestele ja üliväikestele eraldatud võrkudele.
2. Erand kehtib kas 17. veebruarini 2016 või taristu täies ulatuses rajamiseni vastavalt ühendamata saarte eeskirjade artikli 237 lõike 7 sätetele, olenevalt sellest, kumb neist jõuab kätte varem. Igal juhul kaotab erand kehtivuse 17. veebruaril 2019.
3. Kreeka ametiasutused koostavad 17. veebruariks 2015 taristusse investeerimise kava vastavalt ühendamata saarte eeskirjade artikli 237 lõike 7 sätetele, täpsustades iga ühendamata saare eraldatud võrgu puhul eraldi, milliseks kuupäevaks taristu peab olema täies ulatuses rajatud. Kavas tuleb esmatähtsaks pidada Kreetat ja Rhodost.
4. Alates 17. veebruarist 2016 ja pärast seda igal aastal kuni 17. veebruarini 2019 peavad Kreeka ametiasutused koostama aruande, milles täpsustatakse iga ühendamata saare eraldatud võrgu kohta järgmised andmed: a) kas turu avanemine on aset leidnud; b) milline on taristusse tehtavate investeeringute olukord võrreldes asjaomase kavaga; c) millised on jätkuvad ulatuslikud ja tõsised probleemid seoses turu avanemisega ning d) kas need probleemid on otseselt tingitud taristusse investeerimise kava täitmatajätmisest vastavalt ühendamata saarte eeskirjade artikli 237 lõike 7 sätetele.
Artikkel 3
1. Direktiivi 2009/72/EÜ artikli 7 lõike 1 sätetest tehakse erand, mille kohaselt saab loa üliväikeste eraldatud võrkude olemasoleva traditsioonilise võimsuse ümberkorraldamiseks, suurendamiseks ja laiendamiseks anda otse PPC-le.
2. Kõnealuse erandi tähenduses
a)
hõlmab olemasolev traditsiooniline tootmisvõimsus projekte selliste traditsiooniliste tootmisvõimsuste ümberkorraldamiseks, suurendamiseks ja laiendamiseks, milleks ERA on käesoleva otsuse teatavaks tegemise kuupäevaks juba kehtiva tegevusloa väljastanud;
b)
ei käsitleta olemasoleva tootmiskoha peamise tootmisvõimsuse täielikku lammutamist ja asendamist uue elektritootmisrajatisega mitte olemasoleva võimsusena, vaid uue võimsuse ehitamisena;
c)
käsitletakse ajutise traditsioonilise tootmisvõimsuse rajamist olemasoleva võimsuse piirkonda olemasoleva võimsuse laiendamisena.
3. Vastavalt esimesele lõikele antud loa aegumisel on ainuüksi ERA-l õigus seda pikendada, kuid ainult juhul, kui viivitused on tekkinud põhjustel, mis on täielikult PPC kontrolli alt väljas.
4. Erand ei kehti enam esimese lõike kohaselt antud lubadele, mis on aegunud või tühistatud.
5. Direktiivi 2009/72/EÜ artikli 7 kõiki teisi sätteid kohaldatakse jätkuvalt täies ulatuses.
6. Kõnealune erand kehtib 1. jaanuarini 2021.
Artikkel 4
1. Kui väikesed ja üliväikesed eraldatud võrgud ühendatakse vastastikku ühendatud võrguga, ei kehti neile enam käesoleva otsusega sätestatud erandid.
2. Kreeka ametiasutused
a)
peavad kaaluma ühendamata saare konkreetse eraldatud võrgu jaoks uue tootmisvõimsuse jaoks loa andmisel või pakkumismenetluse korraldamisel kavakindlalt alternatiivi ühendada eraldatud võrk, mille osa konkreetne ühendamata saar on. Uuele tootmisvõimsusele loa andmisest keeldutakse, kui võrkudevahelise ühenduse ehitamine on kulutõhusam. Kulud hõlmavad kõiki kulusid seoses eraldatud võrgus elektri tarnimisega lõpptarbijale, sealhulgas ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitist;
b)
peavad tagama, et ADMIE oluliste elektrienergia edastamise tööde kulutõhususuuringus, nagu sätestatud seaduse 4001/2011 artiklis 108, võetakse arvesse ainult kavandatud võrguühendusse investeerimise ja selle tõhusa haldamise kulusid. Uuringus ei võeta arvesse ühendamata saartele juba rajatud traditsiooniliste elektrijaamade kaotatud tulu või väärtuse langust;
c)
peavad avaldama seoses ADMIE kümne aasta investeerimiskavaga, nagu sätestatud seaduse 4001/2011 artiklis 108, iga ühendamata saarel asuva eraldatud võrgu üldkulud seoses elektri tarnimisega tarbijatele, sealhulgas ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitise. Kui võrkudevahelise ühenduse ehitamine ei kuulu ERA heakskiidetud seaduse 4001/2011 artiklis 108 sätestatud ADMIE kümne aasta investeerimiskavasse, peavad Kreeka ametiasutused vastavalt direktiivi 2009/72/EÜ artikli 22 lõike 7 punkti b sätetele kas omaalgatuslikult või kolmanda osapoole lihttaotluse alusel korraldama pakkumismenetluse üht või mitut ühendamata saare eraldatud võrku ühendava võrguühenduse ehitamiseks. Võrguühendus tuleb ehitada, kui sellega alandatakse üldkulusid, mis on seotud ühendamata saartel asuvatele tarbijatele elektri tarnimisega, sealhulgas ühendamata saarte avaliku teenindamise hüvitist;
d)
peavad määrama kindla tähtpäeva võrkudevahelise ühenduse valmimiseks. Kui võrkudevahelist ühendust ei ehitata või seda ei ehitata valmis määratud ajavahemikul, peavad Kreeka ametiasutused nõudma teostamata kulude vähendamise eest hüvitist.
Artikkel 5
Otsust kohaldatakse 5. detsembrist 2003.
Artikkel 6
Otsus on suunatud Kreeka Vabariigile.
Brüssel, 14. august 2014