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.
KOMMISSIONENS AFGØRELSE
af 14. august 2014
om at give Den Hellenske Republik dispensation fra visse bestemmelser i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF
(meddelt under nummer C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EUROPA-KOMMISSIONEN HAR -
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (1), særlig artikel 44, stk. 1, og artikel 48,
under henvisning til ansøgningerne fra Den Hellenske Republik af 17. januar 2012 og 5. december 2003,
efter at have informeret medlemsstaterne om denne ansøgning, og
ud fra følgende betragtninger:
1. PROCEDURE
(1)
Den 17. januar 2012 indsendte det græske ministerium for miljø, energi og klimaændringer (»YPEKA«) en ansøgning (»ansøgningen«) til Kommissionen i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF for visse græske øer, som ikke er sammenkoblet med el-forsyningssystemet på det græske fastland (de ikke-sammenkoblede øer eller »NII'er«).
(2)
Den 12. september 2012 anmodede Kommissionen den græske energitilsynsmyndighed (»RAE«) om at kommentere på ansøgningen. RAE svarede på denne anmodning den 16. november 2012 (»RAE-udtalelsen«).
(3)
RAE fremsendte yderligere begrundelser af ansøgningen den 17. december 2013, den 23. december 2013, den 4. februar 2014, den 28. februar 2014 og den 17. marts 2014.
(4)
Den 14. marts 2014 (med et tillæg indsendt den 20. marts 2014) informerede Kommissionen medlemsstaterne om ansøgningen i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF med en anmodning om fremsættelse af eventuelle bemærkninger inden den 25. marts 2014. Der blev ikke fremsat nogen bemærkninger.
(5)
Med ansøgningen fornyede YPEKA den anmodning, der blev indsendt af ministeriet for udvikling den 5. december 2003 i overensstemmelse med artikel 26, stk. 1, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/54/EF (2) (den »oprindelige ansøgning«), om en dispensation fra visse bestemmelser i direktiv 2003/54/EF. Selv om de indledende tiltag til at undersøge den oprindelige ansøgning blev igangsat, blev dispensationen i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF hverken givet eller afvist.
2. ANSØGNINGEN INDSENDT AF YPEKA
2.1. OMFANGET AF DEN ANMODEDE DISPENSATION
(6)
I ansøgningen anmodes der om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF.
(7)
Kapitel III i direktiv 2009/72/EF refererer til bevillingsproceduren og udbud med henblik på ny kapacitet. Kapitel VIII refererer til tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
2.2. DEN NUVÆRENDE OPBYGNING AF ELEKTRICITETSSYSTEMET PÅ NII'ERNE
(8)
De græske energimarkeder er primært styret af græsk lov nr. 4001/2011, som gennemfører direktiv 2009/72/EF. Lov nr. 4001/2011 trådte i kraft den 22. august 2011.
(9)
DEDDIE SA (»DEDDIE«) er den græske distributionssystemoperatør og er 100 % ejet af, men er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra, det græske statslige elektricitetsselskab (»PPC«), som er den nuværende græske elektricitetsproducent og -leverandør. Netaktiverne, der drives af DEDDIE, ejes af PPC.
(10)
I henhold til artikel 127 i lov nr. 4001/2011 er DEDDIE ansvarlig for udviklingen, driften og vedligeholdelsen af det græske elektricitetsdistributionssystem, som omfatter elektricitetsdistributionssystemet på NII'erne.
(11)
Derudover er DEDDIE ansvarlig for driften af elektricitetssystemerne på NII'erne. Disse opgaver omfatter: i) udarbejdelse af en produktionsudviklingsplan for mikro-isolerede systemer, herunder et program til at sammenkoble dem med andre NII'er ii) sikring af, at de nødvendige anlæg er tilgængelige til at etablere ny produktionskapacitet, udvide eksisterende kapacitet eller leveringskomponenter og udvide det græske elektricitetsdistributionssystem til ikke-sammenkoblede øer og mikro-isolerede systemer iii) indgåelse af kontrakter med licensindehavere, som administrerer elektricitetsforsyningen til og fra systemet, levering af supplerende tjenester til NII'ernes distributionssystemer og aflønning af elektricitetsproducenterne, afgifter til kunder og leverandører for den leverede elektricitet og for andre krediteringer og debiteringer i de særlige regnskaber, eksempelvis regnskaberne til aflønning for de offentlige serviceforpligtelser.
(12)
Ved artikel 137, stk. 1, i lov nr. 4001/2011 fastsættes, at alle elektricitetskunder klassificeres som egnede kunder med undtagelse af kunder i mikro-isolerede net i henhold til artikel 139 i samme lov.
(13)
I henhold til artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011:
»Med undtagelse af tilfælde, hvor elektricitet produceres ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybridkraftværker og i tilfælde af uafhængige producenter, hvis der er givet dispensation i overensstemmelse med bestemmelserne i artikel 139, kan der kun gives en produktionslicens til PPC SA i overensstemmelse med visse licensbestemmelser. PPC SA er ansvarlig for den uafbrudte forsyning til mikro-isolerede systemer, hvortil det har fået licens, og sikring af den langsigtede finansielle drift af elektricitetssystemerne på disse øer.«
(14)
I henhold til artikel 134 i lov nr. 4001/2011:
»Uden at dette berører bestemmelserne i artikel 139 i nærværende lov gives der kun forsyningslicenser til mikro-isolerede net til PPC SA i overensstemmelse med kravene i licensbestemmelserne. PPC SA skal forsyne ikke-egnede kunder med elektricitet på anmodning.«
(15)
I henhold til artikel 139 i lov nr. 4001/2011 kan der gives dispensation fra bestemmelserne i lov nr. 4001/2011 i overensstemmelse med artikel 44 i direktiv 2009/72/EF.
(16)
Ministerbeslutning nr. PD5/EL/B/F IB/12924 vedtaget i henhold til artikel 28 i græsk lov nr. 3426/2005 fastsætter, at elektricitetsforsyningen fra enhver elektricitetsproducent til forbrugere på NII'er betragtes som en offentlig serviceforpligtelse (»NII OSP«) af almen økonomisk interesse. Af hensyn til den sociale sammenhørighed skal elektricitetsleverandører på en NII levere elektricitet til en pris, der pr. kundekategori svarer til prisen for kunderne i det græske sammenkoblede system.
(17)
Artikel 52 i græsk lov nr. 4001/2011 fastsætter, at kunder på ikke-sammenkoblede øer har ret til særlige tjenester, både i forhold til pris og i forhold til kvalitet og forsyningssikkerhed, samt gennemsigtighed i forhold til de kontraktuelle vilkår og betingelser. Leverandører af NII OSP modtager, imod at varetage OSP'en, en økonomisk kompensation, der beregnes på baggrund af den metode, som er fastsat af RAE's beslutning 24/2014 (3). Denne metode er baseret på forskellen mellem de samlede produktionsomkostninger på de ikke-sammenkoblede øer (variable og faste) og den samlede markedspris, som leverandørerne står over for i det sammenkoblede system (systemets marginalomkostninger plus alle andre mekanismer i det græske sammenkoblede system). NII OSP-kompensationen beregnes på månedlig basis og pr. selvstyrende øsystem og er underlagt RAE's kontrol. NII OSP-kompensationen tilvejebringes via en afgift for alle kunder, inklusive dem på NII'erne. (4) NII OSP-mekanismen administreres af LAGIE, den græske statsejede markedsoperatør. Ministerbeslutning D5-EL/B/F1/oik.27547 af december 2011 (5) baseret på bestemmelserne i artikel 55, stk. 3, i lov nr. 4001/2011, fastsatte, at NII OSP skal tilbydes af alle leverandører, hvorved alle leverandører derfor er berettigede til NII OSP-kompensation.
(18)
Sekundær lovgivning regulerer mere udførligt forsyningen og produktionen af elektricitet på NII'erne. Ved RAE's beslutning nr. 39/2014 af 28. januar 2014 adopterede RAE kodekset for forvaltning af elektricitetssystemer på de ikke-sammenkoblede øer (»NII-kodekset«), som regulerer en lang række anliggender vedrørende driften af de isolerede systemer på NII'erne, herunder markedsåbning, markedsafregning og elektricitetsproduktion. NII-kodekset trådte i kraft på dagen for dets offentliggørelse, dvs. den 17. februar 2014.
2.3. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF ISOLEREDE SYSTEMER
(19)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved driften af Grækenlands isolerede elektricitetssystemer:
a)
en stor variation af elektricitetsefterspørgslen i mikro-isolerede systemer, som accentueres af: i) turismeaspektet i forhold til øernes økonomiske udvikling; og ii) den øgede markedsindtrængning af vedvarende energikilder (»RES«).
Disse faktorer medfører en negativ påvirkning af belastningsfaktoren for varme- eller konventionel produktionskapacitet og af muligheden for at dække omkostningerne ved investeringer i en sådan produktionskapacitet
b)
den store variation i vejrforholdene på øerne, som påvirker efterspørgslen og forårsager driftsforstyrrelser i produktionssystemerne og som følge deraf kræver omfattende reserver.
(20)
I ansøgningen fremhæves følgende problemer ved udviklingen af konventionel elektricitetsproduktion i de Grækenlands små, isolerede elektricitetssystemer:
a)
det er vanskeligt eller endda umuligt at finde egnede områder til nye, konventionelle kraftværker i de mikro-isolerede systemer, hvilket primært skyldes offentlig modstand
b)
NII'ernes lille størrelse, som giver anledning til store skift i den langsigtede udviklingsplanlægning af kraftvarmeproduktionen som følge af elektricitetsforbrugernes uforudsigelige investeringer (eksempelvis store turistkomplekser eller håndværksfaciliteter), der kræver hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til elektricitetsefterspørgslen
c)
elektricitetsefterspørgslen i NII'ernes isolerede systemer forventes at stige med 2 % pr. år indtil 2017. Selvom PPC har fået bevillinger til at etablere den yderligere påkrævede kapacitet, og etableringen allerede er planlagt (i 2017 forventes denne at dække alle NII'ers efterspørgsel med de nødvendige reservemarginer), har det ikke altid været muligt at overholde tidsplanen
d)
den lille belastningsstørrelse, de store belastningsvariationer og den øgede markedsindtrængning af RES i de fleste mikro-isolerede systemer begrænser de tilgængelige teknologiske løsninger til konventionel produktion, hvorved udvalget begrænses til små produktionsanlæg, som er drevet af tung olie med et lavt svovlindhold eller af let olie
e)
udbudsprocedurerne til ny strømproduktion er tidskrævende. Der går to et halvt til tre år fra bevillingen gives, indtil strømgeneratorerne påbegynder driften
f)
udviklingen af planer om konstruktionen af sammenkoblingsforbindelser mellem det græske sammenkoblede system og de mikro-isolerede systemer på NII'erne underminerer interessen for at investere i konventionel produktionskapacitet på NII'erne. Der er planlagt sammenkoblingsprojekter med Kykladerne og Kreta.
(21)
Som følge deraf må der regelmæssigt findes løsninger på nødsituationer, eksempelvis leje af mobile, dieseldrevne strømgeneratorer eller gasturbiner. Nødtvungne situationsafhængige bevillinger til nødproduktionsbehov er ikke ønskværdige, da de giver anledning til uøkonomisk leje af udstyr, i stedet form at udstyr købes. Ansøgningen giver flere eksempler på, at uforudsete hændelser har givet anledning til længerevarende brug af mobile strømgeneratorer.
(22)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved markedsåbningen i de Grækenlands isolerede elektricitetssystemer på NII'erne:
a)
For at give mulighed for markedsåbning skal der udvikles og bygges en specifik infrastruktur i de isolerede systemer på NII'erne. Denne infrastruktur forudsætter, at der bygges kontrolcentre, som skal administrere: i) den daglige produktionsplanlægning; og ii) markedsafregning i hvert isoleret system ved at fordele produktionsomkostningerne i hvert isoleret system til de leverandører, som er aktive deri.
Den nødvendige infrastruktur er omkostningskrævende, og omkostningerne bæres af forbrugerne
b)
På grund af NII OSP er elektricitetsprisen den samme for hver kundekategori på det græske territorium. De højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal derfor ydes kompensation til de leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder.
Det hævdes, at de store variationer i værdierne for den gennemsnitlige årlige variable produktionsomkostning pr. NII ville gøre afregningsmekanismen for markedet kompliceret.
(23)
Som følge deraf mener YPEKA, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet sammen med markedsåbning i de isolerede systemer på NII'erne medfører omkostninger, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(24)
Ansøgningen indeholder ikke en dato for, hvornår den anmodede dispensation ville ophøre.
3. RAE-UDTALELSEN
3.1. OMFANGET AF DISPENSATIONEN
3.1.1. Dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF
(25)
RAE er af den opfattelse, at dispensationen fra kapitel III i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1 ikke bør vedrøre etableringen af ny elektricitetskapacitet, som kan udvikles i et isoleret system, men kun renoveringen, opgraderingen eller udvidelsen af eksisterende produktionskapacitet. Eksisterende produktionskapacitet består af kraftværker, som allerede er i drift eller under konstruktion på NII'erne. Alle nye kraftværker, som bygges på disse øer, betragtes som ny produktionskapacitet.
(26)
RAE bemærker, at uafhængige strømproducenter (»IPP'er«) (dvs. andre producenter end PPC) i de sidste to årtier har udvist en stærk interesse i at udvikle kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder, i alle mikro-isolerede systemer. Som følge deraf bør tredjeparts adgang til alle NII'ers strømsystemer vedrørende udviklingen af værker, der anvender vedvarende energikilder, og kraftvarmeværker ikke begrænses.
(27)
RAE erklærer, at den ikke vil modsætte sig, at der gives dispensation til aktivering af nye konventionelle kraftværker, forudsat at visse betingelser er opfyldt. Dog tillader artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke muligheden for at dispensere fra ny kapacitet.
(28)
RAE vurderer, at kapacitetsudvidelsen af eksisterende konventionelle kraftværker hovedsageligt vedrører en kortvarende kapacitetsmangel på NII'erne, der stammer fra uventede skader på eksisterende kapacitet eller forsinket etablering af ny kapacitet, især i perioder med stor efterspørgsel (eksempelvis sommerhøjsæsonen). Disse udvidelser er underlagt en åben udbudsprocedure i henhold til artikel 8 i direktiv 2009/72/EF. En sådan procedure er tidskrævende og ikke velegnet til nødsituationernes presserende karakter.
(29)
RAE accepterer, at PPC bør tage sig af sådanne nødsituationer. Når det tages i betragtning, at PPC er i stand til at flytte mobile konventionelle enheder fra øer, hvor der er et kapacitetsoverskud, til de øer, hvor der er et kapacitetsunderskud, er det muligt, at denne løsning også er den mest økonomiske.
(30)
RAE understreger, at enhver dispensation skal tillade, at den passende licensprocedure for nødstilfældesituationer specificeres, og specifikt hvilke af de kriterier, der er nævnt i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF, som skal undersøges af de kompetente licensmyndigheder.
(31)
RAE skønner, at dispensationen bør gives med en begrænset varighed, eksempelvis maksimalt 10 år.
3.1.2. Dispensation fra direktivets kapitel VIII
(32)
I følge RAE er forsyningen af elektricitet på NII'erne rent praktisk forbundet med NII OSP og NII OSP-kompensationen, da i) omkostningerne til elektricitetsproduktion på NII'erne er betragteligt højere end omkostningerne på fastlandet, og ii) den græske stat kræver en ensartet pris pr. kundekategori på hele det græske territorium.
(33)
NII-kodekset omfatter installationen af bestemt måle- og kontroludstyr på NII'erne til måling på timebasis, energistyring og kontrolcentre, overvågning og tilhørende IT-systemer. RAE fastholder, at denne infrastruktur er nødvendig for:
a)
at sikre, at OSP-omkostningerne er gennemsigtige, ikke-diskriminerende og kan verificeres
b)
den korrekte drift og fornuftige forvaltning af de elektriske systemer for at opnå den mest økonomiske drift og dermed en større reduktion af NII OSP-afgifterne for elektricitetsforbrugerne
c)
at opnå en større markedsindtrængning af RES og kraftvarmeværker, herunder teknologier indenfor vedvarende energikilder med komplekse og særlige krav til forvaltningen af disse, såsom RES med lagring, solvarmekraftværker, osv.
d)
at garantere den nødvendige gennemsigtighed i forvaltningen af de isolerede systemer, hvorved en ikke-diskriminerende behandling af alle markedsdeltagere, især producenter, sikres.
(34)
RAE mener, at, uanset om en eller flere leverandører har licens til at være aktive i et mikro-isoleret system, skal denne infrastruktur etableres i de isolerede systemer på NII'erne.
(35)
De estimerede omkostninger til etableringen af denne infrastruktur forventes ikke at overstige 20 til 30 millioner euro for alle NII'er, inklusive Kreta og Rhodos. RAE anser dette beløb for at være rimeligt, især når de forventede fordele, dvs. sikring af gennemsigtighed og verificering af NII OSP samt den fornuftige og kontrollerede drift af de isolerede elektricitetssystemer, tages i betragtning.
(36)
I modsætning til YPEKA mener RAE, at licensudstedelse til, at mere end en leverandør kan være aktiv i et givent isoleret system på NII'erne, ikke vil medføre betydelige ekstraomkostninger til den påkrævede infrastruktur, da den samme infrastruktur i alle tilfælde allerede er nødvendig for den daglige planlægning af de produktionsenheder, der findes på NII'erne, markedsafregning og tilvejebringelsen af NII OSP.
(37)
Endvidere vurderer RAE, at der er yderligere betydelige fordele for NII-kunderne ved at tillade, at der er mere end en enkelt aktiv leverandør.
(38)
Følgeligt mener RAE, at den permanente udelukkelse af alternative leverandører på NII-markeder ikke er berettiget. Etableringen af den nødvendige infrastruktur som beskrevet ovenfor forventes at være fuldført inden for en periode på tre til fem år. RAE vil ikke modsætte sig en mulig dispensation uden nogen yderligere forlængelse udelukkende for denne tidsperiode.
(39)
RAE bemærker endvidere, at dispensationen automatisk bør ophøre med at være gældende i tilfælde af, at et givent isoleret systems status på NII'erne ændres således, at det ikke længere hører under kategorien for små eller mikro-isolerede systemer. Dette ville kunne ske i tilfælde, hvor de isolerede systemer på NII'erne sammenkobles med det græske sammenkoblede system.
4. VURDERING
4.1. ANSØGNINGENS JURIDISKE GRUNDLAG
(40)
I artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF gives mulighed for at dispensere fra visse bestemmelser i direktivet, såfremt dispensationen gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
(41)
I henhold til artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF er et lille isoleret system ethvert system med et forbrug på under 3 000 GWh i 1996, som får mindre end 5 % af sit årlige forbrug dækket via sammenkobling med andre systemer.
(42)
I henhold til artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF er et mikro-isoleret system ethvert system med et forbrug på under 500 GWh i 1996, uden forbindelse til andre systemer.
(43)
De isolerede systemer, som er identificeret i ansøgningen, består af en og, lejlighedsvist, flere NII'er (se kolonnerne 1 og 2 i tabellen). Selv om et isoleret system består af flere NII'er, der er sammenkoblet med hinanden, er det elektricitetssystem, som udgøres af disse sammenkoblede NII'er, isoleret i den forstand, at det ikke er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(44)
Ansøgningen hævder, at 31 af de 32 isolerede systemer er mikro-isolerede systemer, hvoraf det største er Rhodos. De mikro-isolerede systemer, hvortil ansøgningen er blevet udarbejdet, repræsenterede 5,24 % af det samlede salg af elektricitet i Grækenland i 2010. Kretas isolerede system betragtes som et lille isoleret system. I 2010 repræsenterede Kreta 3,01 % af den græske elektricitetsefterspørgsel.
Årlig efterspørgsel pr. isoleret system
Årlig efterspørgsel (MWh)
Årlig efterspørgsel i 1996
Navnet på det isolerede system
NII'er, der er en del af det isolerede system
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nej
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Inousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinoussa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Siros
Siros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Santorini
Santorini
Thirassia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Delos
Mykonos-Delos
45 740
78 049
115 071
112 978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skiros
Skiros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Simi
Simi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astipálea
Astipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Agios Efstratios
Agios Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythera
Antikythera
70
199
228
241
Ja
Ja
Arki og Marathi
Arki og Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Tabellen herover omfatter de isolerede systemer som fremgår af ansøgningen og indeholder oplysninger om hvert enkelt af dem. Ud fra disse oplysninger kan det udledes, at alle isolerede systemer, med undtagelse af Kreta, i 1996 havde en elektricitetsefterspørgsel, der kategoriserer dem som mikro-isolerede systemer som defineret i artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF. Med hensyn til Kreta bør desuden nævnes, at Kreta ikke var og stadig ikke er sammenkoblet med nogen andre elektricitetssystemer, og at procentandelen af efterspørgslen, der blev leveret igennem sammenkoblingsforbindelser, derfor var og stadig er nul, dvs. lavere end 5 %. Kreta er dermed et lille isoleret system som defineret i artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
(46)
RAE-udtalelsen kommenterede ikke på de isolerede systemer, der er identificeret i ansøgningen.
(47)
Kommissionen konkluderer dermed, at de isolerede systemer, som er angivet i kolonne 1 i ovenanførte tabel, alle er mikro-isolerede systemer, jf. artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF, med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system, jf. artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
4.2. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF KONVENTIONELLE KRAFTVÆRKER I MIKRO-ISOLEREDE SYSTEMER
(48)
Kommissionen er af den opfattelse, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer. Dette skyldes i særdeleshed følgende:
a)
Størrelsen på den belastning, som skal forsynes på øerne, giver ikke mulighed for, at der bygges større, mere effektive og rentable konventionelle kraftværker. Desuden er det også således, at for at et isoleret system skal kunne drives indenfor acceptable sikkerhedsmarginer, kan det ikke være afhængigt af et enkelt kraftværk.
I ingen af de mikro-isolerede systemer oversteg den årlige spidsbelastning på 188,5 MW i 2013. Gennemsnits- og medianspidsbelastningen på henholdsvis 20,8 og 4,2 MW er meget mindre.
Ingen af de konventionelle kraftværker, som på nuværende tidspunkt er etableret i de mikro-isolerede systemer, har en kapacitet, som overstiger 27 MW. Gennemsnits- og mediankraftværksstørrelsen er med henholdsvis 3,9 og 1,1 MW meget mindre.
Den lille belastning, som skal forsynes, den store variation i efterspørgslen, som påvirkes yderligere af den øgede markedsindtrængning af RES, reducerer også udvalget af teknologierne til de konventionelle kraftværker, som kan anvendes i mikro-isolerede systemer.
Al konventionel produktionskapacitet i de NII isolerede systemer er diesel- eller brændselsoliedrevet.
b)
De årlige belastningsfaktorer i alle mikro-isolerede systemer er lave. Belastningsfaktoren oversteg ikke 0,54 i 2012 i nogen af de mikro-isolerede systemer. Den gennemsnitlige og median spidsbelastning, som begge er på 0,38, er endnu mindre. I betragtning af prioritetsadgangen for RES og det faktum, at de belastningsfaktorer, der anvendes her, afspejler hele det mikro-isolerede systems elektricitetssystem, er belastningsfaktoren for konventionelle kraftværker på NII'er endnu lavere.
Den årlige belastningsfaktor i det græske sammenkoblede system er normalt ca. 50 % for alle blokke og 65 % for kraftværksblokke (6).
Den årlige belastningsfaktor er vejledende for det reelle brug, som skabes af kraftværker i løbet af et givent år, og dermed deres evne til at skabe omsætning.
Den øgede markedsindtrængning af RES vil reducere den belastning, som skal forsynes af konventionelle kraftværker, yderligere.
c)
Der findes flere projekter, der har til hensigt at sammenkoble NII'erne, især Kykladerne og Kreta, med det sammenkoblede system på det græske fastland. Som forklaret ovenfor er konventionelle kraftværker på NII'er ikke lige så effektive som kraftværker, der er etableret i det sammenkoblede system, og det er derfor ikke sandsynligt, at de er økonomisk bæredygtige, så snart de NII'er, hvor de er etableret, sammenkobles.
Muligheden for, at et isoleret system sammenkobles, er derfor en alvorlig hæmsko for investeringen i konventionel kapacitet på NII'erne.
d)
Den relativt lille belastning, der skal forsynes, betyder, at relativt små skift i efterspørgslen sandsynligvis vil påvirke den produktionskapacitet, der er påkrævet i et givent isoleret system. Den manglende sammenkoblingskapacitet betyder, at alle ændringer i efterspørgslen nødvendigvis skal tilpasses den produktionskapacitet, der findes i det mikro-isolerede system.
Denne faktor øger behovet for hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til længevarende skift i efterspørgslen.
Dette behov for fleksibilitet forstærkes yderligere af de oplevede vanskeligheder med hensyn til at finde egnede områder til konventionelle kraftværker på NII'erne samt varigheden af licens- og tilladelsesprocedurerne.
e)
Forholdet mellem den maksimale og den minimale årlige efterspørgsel i 2012 (7) i alle mikro-isolerede systemer er mindst 3,35, men er højere, og ofte meget højere, for et givent mikro-isoleret system. Det gennemsnitlige forhold og medianforholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel er netop 6,27 og 5,98.
Forholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel i 2010 i det græske sammenkoblede system er ca. 3.
Det højere forhold mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel afspejler graden af fleksibilitet og reserver, som, selv i et givent år, skal være tilgængelige i den produktionskapacitet, som findes i et isoleret system.
I denne henseende er det værd at bemærke, at i 2012 stammede ca. 60 % af de mikro-isolerede systemers brug fra mobile strømgeneratorer.
(49)
Kommissionen konkluderer derfor, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer på NII'erne som identificeret i tabellen herover.
4.3. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL III
4.3.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for ny kapacitet
(50)
I henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF kan der kun gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III for så vidt angår renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet.
(51)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til ny kapacitet.
(52)
I stedet, i betragtning af, at de isolerede systemer på NII'erne er distributionsnet, hvis bevillingsproceduren for ny kapacitet ikke skulle tillade den tilfredsstillende bevilling af ny kapacitet for de isolerede systemer på NII'erne, kan de græske myndigheder overveje at anvende bestemmelserne i artikel 7, stk. 3, i direktiv 2009/72/EF til ny, lille konventionel kapacitet. En sådan ny, lille konventionel kapacitet kan eksempelvis inkludere midlertidig produktionskapacitet, som kan gøres tilgængelig på lang sigt, uden at den permanent hører til et bestemt sted.
4.3.2. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for Kreta
(53)
Som anført ovenfor er alle NII'er mikro-isolerede systemer med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system.
(54)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til Kreta.
4.3.3. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III dækker ikke kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder
(55)
Ansøgningen nævner ikke eksplicit, at den anmodede dispensation kun vedrører konventionelle kraftværker.
(56)
Artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011 udelukker udtrykkeligt elektricitet, som er produceret ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybrid kraftværker og ved uafhængige producenter, fra omfanget af den eksklusive produktionslicens, som kan gives til PPC. Det samme gælder fra artikel 225 i NII-kodekset.
(57)
Desuden vedrører den fremlagte begrundelse kun betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker. Faktisk argumenteres der for, at disse kraftværker står overfor betydelige problemer, som blandt andet er et resultat af den øgede markedsindtrængning af RES.
(58)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen skulle have til hensigt at anmode om dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF til produktionsværker på nær konventionelle kraftværker, kan en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.3.4. Der kan gives dispensation til bevillingen til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet
(59)
I betragtning af de ovennævnte, betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker i små isolerede systemer, kan der gives dispensation til bevillingen af eksisterende konventionel kapacitet for så vidt, at dette vedrører renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet. En sådan bevilling kan gives direkte til PPC.
(60)
I forbindelse med denne dispensation:
a)
består eksisterende konventionel produktionskapacitet af projekter til konstruktionen af konventionel produktionskapacitet, hvortil RAE allerede har givet licens, og som ikke er blevet annulleret på den dato, hvor denne afgørelse træder i kraft
b)
betragtes fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation som konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets område udvidelsen af eksisterende kapacitet.
(61)
Der er dog ikke grundlag for en dispensation fra kriterierne og bestemmelserne, som eksempelvis dem, der er fastsat i artikel 7, stk. 2, i direktiv 2009/72/EF, hvortil der er givet bevilling til PPC.
(62)
Derudover er det vigtigt, i tilfælde af, at dispensationen gives direkte til PPC, at betingelserne fastsætter forpligtelserne med hensyn til, hvornår det godkendte konventionelle kraftværk skal være driftsklar, og inkluderer bestemmelser, der sikrer fuld og effektiv overensstemmelse med sådanne forpligtelser. Efter RAE's eget skøn kan en sådan bevilling, ved bevillingens udløb, forlænges, men kun hvis bevillingen udløb af årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol. Efter udløbet bør RAE iværksætte en bevillingsprocedure i fuld overensstemmelse med artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og dermed inkludere deltagelsen af tredjeparter.
4.3.5. Dispensationen kan ikke dække udbud med henblik på ny kapacitet
(63)
Pr. definition vedrører bevillingsproceduren som defineret i artikel 8 i direktiv 2009/72/EF den kapacitet, der stadig skal konstrueres og bevilliges, og som følgeligt konstituerer ny kapacitet.
(64)
Som følge af ovenstående bør der i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke gives dispensation til ny kapacitet.
4.4. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL VIII
4.4.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel VIII dækker ikke artikel 32 om tredjeparts adgang
(65)
Ansøgningen vedrører dispensationen fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra bestemmelserne i artikel 32 om tredjeparts adgang (»TPA«).
(66)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 32 i direktiv 2009/72/EF, og den giver heller ikke noget grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation. Lov nr. 4001/2011 og NII-kodekset forpligter i stedet DEDDIE til at give ikke-diskriminerende adgang til det distributionssystem, som drives af DEDDIE (eks. artikel 127 i lov nr. 4001/2011), til tredjeparter. Som følge deraf kan der ikke gives en sådan dispensation.
4.4.2. Dispensation fra artikel 33 om markedsåbning og gensidighed
4.4.2.1. Der er ikke grundlag for at give permanent dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(67)
Ansøgningen argumenterer overvejende for, at PPC fortsat bør være eneste leverandør, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, på baggrund af, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet i mikro-isolerede systemer sammen med dem, som er nødvendige for markedsåbning for tredjeparter, medfører driftsomkostninger for NII-operatøren, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(68)
Som det viser sig i RAE-udtalelsen, har den infrastruktur, der er etableret på NII'erne, til hensigt at sikre, at NII OSP kan administreres på en gennemsigtig, verificerbar og ikke-diskriminerende måde i overensstemmelse med eksisterende lovgivning. Endvidere er infrastrukturen ud fra et teknisk og økonomisk synspunkt nødvendig for at drive de isolerede systemer på NII'erne. Følgeligt, da infrastrukturen i alle tilfælde er nødvendig for at overholde de krav, uanset hvor mange leverandører, som har licens på NII'erne, øger markedsåbningen ikke omkostningerne til infrastrukturen.
(69)
Selv hvis en lignende infrastruktur er nødvendig, er markedsåbning i sig selv ikke forbundet med den tekniske drift af de isolerede systemer på NII'erne eller med NII OSP, da der på den ene side ikke er nogen kausal forbindelse mellem den tekniske og økonomiske drift af disse isolerede systemer og forvaltningen af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav og spørgsmålet om en eller flere leverandører har licens til at forsyne elektricitetsforbrugere på NII'erne på den anden side.
(70)
Det er korrekt, at de højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal dækkes af leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af NII OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Fastsættelse af produktionsomkostningerne på NII'erne er dog stadig nødvendig for at fastsætte den økonomiske kompensation for NII OSP, uden hensyn til antallet af aktive leverandører på NII'erne.
(71)
Det eneste ekstra krav til markedsåbning er fordelingen af den respektive del af NII OSP-kompensationen til hver leverandør som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Selv de tilhørende kundedata, især målerdata, er påkrævede, uanset om en eller flere leverandører har licens til at forsyne NII-baserede kunder.
(72)
Følgeligt medfører tildelingen af NII OSP-kompensationen til leverandørerne blot muligheden for at tilskrive kundernes målerdata til en bestemt, autoriseret leverandør, hvilket primært er en administrativ proces, som er baseret på oplysninger, der udelukkende eller i meget høj grad er indsamlet uden hensyn til om der findes markedsåbning på NII'erne eller ej. For det andet er denne mulighed en forudsætning for den korrekte drift af ethvert elektricitetsforsyningsmarked. Sådanne omkostninger kan derfor ikke accepteres som grundlag for dispensationen fra markedsåbning, da de ikke er specifikke for driften af de isolerede systemer på NII'erne og ikke er forbundet med betydelige problemer med driften deraf.
(73)
Det er vigtigt at bemærke, at udarbejdelsen af registre til tilskrivning af måleroplysninger til leverandører udgør en del af den infrastruktur, som skal etableres. Hvorimod etableringen af den samlede, påtænkte infrastruktur vil facilitere den optimale drift af de isolerede elektricitetssystemer, er den fulde realisering af de tilhørende investeringer ikke en nødvendig betingelse for, at markedsåbningen kan finde sted.
(74)
Det faktum, at der muligvis findes store variationer i værdierne for den gennemsnitlige, årlige variable produktionsomkostning pr. NII, er uvæsentlig. Selv hvis denne variation blev begrundet, vedrører denne variation netop omkostningerne ved produktion af elektricitet i de isolerede systemer på NII'erne. Fastsættelsen af dette beløb er allerede nødvendig for at administrere NII OSP i overensstemmelse med de juridiske krav og er desuden ikke på nogen måde påvirket af antallet af leverandører, som har licens til at forsyne NII-baserede kunder. Endvidere, i betragtning af, at forvaltningen af NII OSP stadig er baseret på et månedsbaseret system, som er separat for hvert isoleret system, er det svært at forestille sig, at store årlige variationer pr. NII kan give anledning til materielle problemer.
(75)
Det fremgår af ovenstående, at antallet af leverandører, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, hverken er uløseligt forbundet med den tekniske og økonomiske drift af de isolerede systemer, ej heller med driften af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav.
(76)
Det kan endvidere bemærkes, at markedsåbning har fordele som opvejer omkostningerne, der eventuelt måtte eksistere, ved markedsåbningen. Som RAE bemærker, kunne alternative leverandører på NII'erne give yderligere, betydelige fordele for NII-baserede kunder ved at kombinere leveringen af andre tjenester med elektricitetsforsyningstjenesten.
(77)
Som følge deraf bør anmodningen om dispensation på permanent basis fra artikel 33 ikke gives.
4.4.2.2. Begrænsning i varigheden for et isoleret system fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(78)
I betragtning af ovenstående skal det anerkendes, at markedsåbning kræver opsætning af praktiske arrangementer for at muliggøre, at isolerede systemer på NII'er kan drives i fuld overensstemmelse med NII-kodekset. Praktiske problemer i forbindelse med markedsåbning kan enten medføre, at de registre, der er nødvendige for tilskrivning af målere og målerdata til leverandørerne, ikke er tilgængelige, eller det faktum, at den optimale opsætning af infrastrukturen endnu ikke er på plads. På baggrund af dette kan det påtænkes, at der kan gives en tidsbegrænset dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF.
(79)
Til vurderingen af en sådan dispensation fra kapitel VIII er følgende to betragtninger relevante:
a)
som allerede er påpeget er det vigtigste element, som er nødvendigt for at gøre markedsåbning på NII'erne mulig, tilgængeligheden af et register på NII'erne, der gør det muligt at tilskrive målerdata til en given leverandør. Artikel 327, stk. 4, i NII-kodekset fastsætter, at det register, som er påkrævet til dette formål, skal være færdiggjort senest 2 år efter, at NII-kodekset er trådt i kraft. Tilgængeligheden af dette register er rent praktisk en nødvendig betingelse for markedsåbningen.
b)
Den fulde færdiggørelse af investeringsprogrammet for den infrastruktur, som skal etableres på NII'erne, ville med sikkerhed facilitere den praktiske drift af markedsåbningen på NII'erne. Dette er dog ikke et nødvendigt krav. Artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset fastsætter en tidsplan indenfor hvilken det er meningen, at alle nuværende NII'er skal være udstyret med denne yderligere infrastruktur, der skal etableres på NII'erne senest 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset.
(80)
Som følge deraf bør der gives dispensation fra markedsåbningen for en periode på mindst 2 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2016, for at de registre, der er et nødvendigt krav til markedsåbningen, skal kunne etableres. Da den samlede infrastruktur skal være etableret senest 5 år efter NII-kodeksets ikrafttrædelse, bør gyldigheden af dispensationen i alle tilfælde begrænses til 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2019 for ethvert af de isolerede systemer på NII'erne. Da dispensationen kun kan retfærdiggøres, hvor der stadig er betydelige og materielle problemer ved markedsåbning, som direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af investeringsprogrammet for infrastrukturen på NII'erne, bør det dog kontrolleres regelmæssigt om sådanne problemer fortsætter i et givent NII-isoleret system. En sådan kontrol bør anvende en investeringsplan fra DEDDIE, der er godkendt af de kompetente, græske myndigheder, som sammenligningsgrundlag til etableringen af den nødvendige infrastruktur på NII'erne. Denne plan bør derfor være færdiggjort og godkendt inden den 17. februar 2015.
(81)
For ikke at forsinke markedsåbningen unødvendigt bør DEDDIE's investeringsplan for infrastrukturen godkendes af RAE, og den bør prioritere de isolerede systemer på Kreta og Rhodos, da disse er de tættest befolkede NII'er.
(82)
Fra den 17. februar 2016 og derefter skal DEDDIE indtil den 17. februar 2019 udarbejde en rapport på årlig basis, som skal godkendes RAE, hvori baggrunden for, at der ikke har fundet markedsåbning sted i et givet NII-isoleret system, specificeres. Denne rapport bør offentliggøres og notificeres til Kommissionen.
4.4.3. Dispensationen fra bestemmelsen i kapitel VIII dækker ikke artikel 34
(83)
Ansøgningen vedrører dispensation fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra artikel 34 om direkte linjer som defineret i artikel 2, stk. 15, i direktiv 2009/72/EF.
(84)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 34 i direktiv 2009/72/EF.
(85)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen har til hensigt at anmode om dispensation fra artikel 34 i direktiv 2009/72/EF, bør en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.4.4. Sammenkoblingsforbindelser - anvendelse af dispensationen fra kapitlerne III og VIII
(86)
Den nærværende dispensation vedrører mikro-isolerede systemer, der netop er karakteriseret ved det faktum, at de ikke er, eller, i tilfældet af små isolerede systemer, kun i en meget begrænset grad er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(87)
Men:
a)
i overensstemmelse med den nyligt godkendte tiårige udviklingsplan for den græske elektricitetstransmissionsoperatør, (den uafhængige strømtransmissionsoperatør eller »ADMIE« S.A) forventes sammenkoblingen af Kykladerne at være fuldført inden 2018 i tre faser, hvoraf visse af øerne i Kykladerne sammenkobles med det græske sammenkoblingssystem længe før denne dato
b)
yderligere forventes sammenkoblingen med Kreta at være fuldført i 2020. Projektets relevante dele for de tre første år er blevet inkluderet i ADMIE's godkendte tiårige udviklingsplan fra 2013. Den endelige plan skal inkluderes i den tiårige udviklingsplan, som vil blive godkendt i 2014.
(88)
Det er derfor nødvendigt at fastsætte udtrykkeligt, at den nærværende dispensation for et givent isoleret system automatisk ophører, så snart en sammenkobling mellem et givent isoleret system og det græske sammenkoblede system er driftsklar.
(89)
DEDDIE er 100 % ejet af PPC, selvom DEDDIE er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra sidstnævnte. I modsætning til en distributionssystemoperatør som defineret i direktiv 2009/72/EF har DEDDIE også omfattende opgaver i forhold til driften af NII isolerede systemer og driften af produktionen på NII'erne, herunder den konventionelle produktionskapacitet, der ejes af PPC, og dermed dens økonomiske aflønning. Som anført ovenfor påvirker sammenkoblingen den økonomiske bæredygtighed af de konventionelle kraftværker, der allerede er installeret i de isolerede systemer på NII'erne.
(90)
Der bør kun gives dispensation, hvis dispensationen er proportionel og ikke går ud over, hvad der er strengt nødvendigt. Det er derfor nødvendigt at give klare incitamenter og gennemsigtighed, hvad angår beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles.
(91)
Artikel 108 i lov nr. 4001/2011 fastsætter, at:
»ADMIE SA skal indsende en tiårig udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem til RAE inden den 31. marts hvert år […] Den tiårige udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem skal i særdeleshed: […] (c) stille en teknisk og økonomisk cost/benefit-undersøgelse for vigtige transmissionsarbejder […], især for […] sammenkoblingsforbindelser mellem øer og transmissionssystemet, herunder en tidshorisont, estimeret cash-flow og finansieringskrav til alle investeringsprojekter, til rådighed.«
(92)
For at sikre, at der findes klare incitamenter og gennemsigtighed i forbindelse med beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles, skal de græske myndigheder sikre at:
a)
alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af, systematisk overvejes, når de bevilliger eller sætter eksisterende eller ny kapacitet for et givent isoleret system i udbud på en NII, ADMIE, DEDDIE og RAE. En sådan bevilling til eksisterende eller ny kapacitet bør afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne bør omfatte alle omkostninger til at forsyne elektricitet til slutkunder i det isolerede system, herunder NII OSP-kompensation
b)
Cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 tager kun de effektive omkostninger ved investering i og drift af sammenkoblingen i betragtning. Den bør især ikke tage tabt omsætning ved eller værdiforringelse fra konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er, i betragtning
c)
RAE offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyningen af elektricitetskunder i hvert af de isolerede systemer på NII'erne. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 som godkendt af RAE, vil RAE på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart afholde en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer som fastsat i artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF. Der bør konstrueres en sammenkoblingsforbindelse, hvis konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder, der bor på NII'er.
d)
RAE sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den tidsfrist, som RAE har fastsat, bør der søges erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
4.5. VARIGHED
(93)
Det er nødvendigt at gennemgå de fakta, hvorpå den nærværende dispensation er baseret, især efter at planerne om at sammenkoble visse isolerede systemer skal fuldføres, og tidsfristerne for etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237 i NII-kodekset er udløbet.
(94)
Som følge deraf er enhver dispensation gyldig indtil den 1. januar 2021.
4.6. TILBAGEVIRKENDE KRAFT
(95)
Som anført ovenfor fornyede ansøgningen af 17. januar 2012 den oprindelige ansøgning, som blev indsendt i 2003.
(96)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF ophævet af direktiv 2009/72/EF indeholdt også bestemmelser, der gav medlemsstaterne mulighed for at ansøge om dispensation fra visse bestemmelser i dette direktiv i tilfælde af betydelige problemer med driften af små og mikro-isolerede systemer. I henhold til artikel 48 i direktiv 2009/72/EF skal referencer til den ophævede artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tolkes som referencer til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF.
(97)
Definitionerne af små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer, der anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2003/54/EF, er identiske med dem, som anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2009/72/EF.
(98)
Begge disse definitioner refererer til elektricitetsefterspørgslen i isolerede systemer i 1996, som ikke har ændret sig. Desuden var Kreta ikke sammenkoblet med det græske sammenkoblede system, hverken i 2003 eller i 2012, eller i det øjeblik, hvor nærværende afgørelse om dispensation træder i kraft.
(99)
Som følge deraf blev alle små og mikro-isolerede elektricitetssystemer, som kunne betegnes som små eller mikro-isolerede systemer i ansøgningen, betegnet som sådanne, da den oprindelige ansøgning blev udarbejdet, og når nærværende dispensation træder i kraft.
(100)
Som følge deraf er der ikke sket nogen juridiske eller faktuelle ændringer med hensyn til de små og mikro-isolerede systemer, som kan berettige til dispensation under direktiv 2003/54/EF og direktiv 2009/72/EF.
(101)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel III, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel III i direktiv 2009/72/EF, vedrørende bevillingsprocedurerne for ny kapacitet og udbud med henblik på ny kapacitet.
(102)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel VII, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF, vedrørende tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
(103)
Hvis Kommissionen havde givet dispensation som svar på den oprindelige ansøgning, ville Kommissionen kunne have gjort dette på de samme betingelser som under nærværende dispensation under direktiv 2009/72/EF.
(104)
Desuden er der ikke sket nogen ændringer i de faktuelle omstændigheder siden 2003. NII'ernes geografiske situation, de økonomiske faktorer, der styrer driften af elektricitetssystemerne i de NII isolerede systemer og karakteren af de betydelige problemer, der findes ved driften af konventionelle kraftværker i NII isolerede systemer, har netop ikke ændret sig væsentligt siden 2003.
(105)
Den oprindelige ansøgning har været under behandling siden 2003. Kommissionens passivitet bør ikke være til skade for Den Hellenske Republik. Den Hellenske Republik har opfyldt dens forpligtelser i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF og artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og indsendt en behørigt berettiget anmodning om dispensation under disse artikler for de isolerede systemer på NII'erne.
(106)
Det er derfor passende, at nærværende dispensation træder i kraft fra datoen for notifikationen af den oprindelige ansøgning, dvs. fra den 5. december 2003 -
VEDTAGET DENNE AFGØRELSE:
Artikel 1
Denne afgørelse gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer som identificeret i tabellen.
I forbindelse med denne afgørelse er Kreta et lille isoleret system, hvorimod andre isolerede systemer er mikro-isolerede systemer.
Artikel 2
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 33 i direktiv 2009/72/EF for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
2. Denne dispensation er gyldig indtil den 17. februar 2016 eller den fuldstændige etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, uanset hvilken der kommer senere. I alle tilfælde ophører denne dispensation med at gælde den 17. februar 2019.
3. De græske myndigheder udarbejder inden den 17. februar 2015 en plan for infrastrukturinvesteringerne som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, hvor det separat for hvert NII-isoleret system angives, inden hvilken dato infrastrukturen skal være fuldt ud etableret. I denne plan prioriteres Kreta og Rhodos.
4. Fra den 17. februar 2016 og fremefter udarbejder de græske myndigheder på årlig basis indtil den 17. februar 2019 en rapport, der for hvert NII-isoleret system specificerer: a) om der er sket en markedsåbning; b) status for infrastrukturinvesteringerne i forhold til den relevante plan c) de vedvarende betydelige og materielle problemer for markedsåbningen; og d) om disse problemer direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af infrastrukturinvesteringen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset.
Artikel 3
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF, således at bevillinger til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet indenfor mikro-isolerede systemer kan gives direkte til PPC.
2. I forbindelse med denne dispensation:
a)
omfatter eksisterende konventionel produktionskapacitet projekter til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet, hvortil der findes en gyldig licens, der er udstedt RAE, på den dato, hvor denne afgørelse meddeles
b)
udgør fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation ikke eksisterende kapacitet, men konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig, konventionel produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets anlæg en udvidelse af eksisterende kapacitet.
3. Efter RAE's eget skøn kan en bevilling, der er givet i overensstemmelse med stk. 1, forlænges ved udløbet, men kun hvis forsinkelserne skyldes årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol.
4. Denne dispensation gælder ikke længere for bevillinger, der er givet i henhold til det første afsnit, og som er udløbet eller annulleret.
5. Alle andre bestemmelser i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF er fortsat fuldt ud gældende.
6. Dispensationen er gyldig indtil den 1. januar 2021.
Artikel 4
1. De i denne afgørelse nævnte dispensationer gælder ikke længere for små og mikro-isolerede systemer, så snart de er sammenkoblet med det sammenkoblede system.
2. De græske myndigheder:
a)
overvejer, når de bevilliger eller sætter ny kapacitet i et givent NII-isoleret system i udbud, systematisk alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af. En bevilling til ny kapacitet afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne omfatter alle omkostninger ved forsyningen af elektricitet til slutkunder i det isolerede system, inklusive NII OSP-kompensation
b)
sikrer, at cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 kun tager de effektive omkostninger ved investering i og drift af den projekterede sammenkobling i betragtning. Ved undersøgelsen tages ikke hensyn til tabt omsætning ved eller værdiforringelse af konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er
c)
offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyning af elektricitetskunder i hvert af de NII isolerede systemer. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 og som godkendt af RAE, afholder de græske myndigheder, jf. artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF, på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer. Der etableres en sammenkoblingsforbindelse, såfremt konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder på NII'er.
d)
sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den fastsatte tidsfrist, kan de græske myndigheder søge erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
Artikel 5
Afgørelsen gælder fra den 5. december 2003
Artikel 6
Denne afgørelse er rettet til Den Hellenske Republik.
Udfærdiget i Bruxelles, den 14. august 2014.