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.
ROZHODNUTIE KOMISIE
zo 14. augusta 2014,
ktorým sa Helénskej republike udeľuje výnimka z niektorých ustanovení smernice Európskeho parlamentu a Rady 2009/72/ES
[oznámené pod číslom C(2014) 5902]
(2014/536/EÚ)
EURÓPSKA KOMISIA,
so zreteľom na Zmluvu o fungovaní Európskej únie,
so zreteľom na smernicu Európskeho parlamentu a Rady 2009/72/ES z 13. júla 2009 o spoločných pravidlách pre vnútorný trh s elektrinou, ktorou sa zrušuje smernica 2003/54/ES (1), a najmä na jej článok 44 ods. 1 a článok 48,
so zreteľom na žiadosti Helénskej republiky zo 17. januára 2012 a 5. decembra 2003,
po informovaní členských štátov o tejto žiadosti,
keďže:
1. POSTUP
(1)
Dňa 17. januára 2012 grécke ministerstvo životného prostredia, energetiky a klimatických zmien (ďalej len „YPEKA“) predložilo Komisii žiadosť (ďalej len „žiadosť“) podľa článku 44 ods. 1 smernice 2009/72/ES o výnimku z kapitol III a VIII smernice 2009/72/ES pre niektoré grécke ostrovy, ktoré nie sú prepojené s elektrizačnou sústavou kontinentálneho Grécka (non-interconnected islands, ďalej len „neprepojené ostrovy“ alebo „NII“).
(2)
Dňa 12. septembra 2012 si Komisia vyžiadala od gréckeho úradu pre reguláciu energetiky (Regulatory Authority for Energy, ďalej len „RAE“) stanovisko k žiadosti. RAE odpovedal na túto žiadosť 16. novembra 2012 (ďalej len „stanovisko RAE“).
(3)
Na odôvodnenie žiadosti RAE doplnil stanovisko 17. decembra 2013, 23. decembra 2013, 4. februára 2014, 28. februára 2014 a 17. marca 2014.
(4)
Dňa 14. marca 2014 (s dodatkom odoslaným 20. marca 2014) informovala Komisia členské štáty o žiadosti podľa článku 44 ods. 1 smernice 2009/72/ES so žiadosťou o predloženie prípadných pripomienok do 25. marca 2014. Neboli predložené žiadne pripomienky.
(5)
Svojou žiadosťou YPEKA obnovilo žiadosť ministerstva rozvoja predloženú 5. decembra 2003 podľa článku 26 ods. 1 smernice Európskeho parlamentu a Rady 2003/54/ES (2) (ďalej len „pôvodná žiadosť“) o výnimku z niektorých ustanovení smernice 2003/54/ES. I keď boli vykonané predbežné kroky na preskúmanie pôvodnej žiadosti, výnimka podľa článku 26 ods. 1 smernice 2003/54/ES nebola ani udelená ani zamietnutá.
2. ŽIADOSŤ PREDLOŽENÁ YPEKA
2.1. ROZSAH POŽADOVANEJ VÝNIMKY
(6)
V žiadosti sa požaduje výnimka z kapitol III a VIII smernice 2009/72/ES.
(7)
Kapitola III smernice 2009/72/ES sa týka postupu na udeľovanie povolení a výberového konania na nové kapacity. Kapitola VIII sa týka prístupu tretích strán, otvárania trhu a priamych vedení.
2.2. SÚČASNÁ ORGANIZÁCIA ELEKTRIZAČNEJ SÚSTAVY NA NII
(8)
Grécke trhy s energiou sa primárne riadia gréckym zákonom 4001/2011, ktorým sa transponuje smernica 2009/72/ES. Zákon 4001/2011 nadobudol účinnosť 22. augusta 2011.
(9)
Spoločnosť DEDDIE SA (ďalej len „DEDDIE“) je gréckym prevádzkovateľom distribučnej sústavy a jej 100-percentným vlastníkom je spoločnosť Public Power Corporation (ďalej len „PPC“), od ktorej je právne a funkčne oddelená a ktorá je etablovaným gréckym výrobcom a dodávateľom elektrickej energie. Majetok, ktorý predstavujú siete prevádzkované DEDDIE, vlastní PPC.
(10)
Podľa článku 127 zákona 4001/2011 DEDDIE zodpovedá za budovanie, prevádzku a údržbu gréckej elektrickej distribučnej sústavy, ktorá zahŕňa elektrickú distribučnú sústavu na NII.
(11)
Okrem toho DEDDIE zodpovedá za prevádzku elektrizačných sústav na NII. Tieto úlohy zahŕňajú: i) prípravu plánu rozvoja produkcie elektriny pre izolované mikrosústavy vrátane programu na ich vzájomné prepojenie s inými NII; ii) zabezpečenie toho, aby boli dostupné potrebné lokality na inštalovanie nových výrobných kapacít, na rozšírenie existujúcich kapacít alebo zásobovacích komponentov a na rozšírenie gréckej elektrickej distribučnej sústavy na neprepojené ostrovy a izolované mikrosústavy; iii) uzatváranie zmlúv s držiteľmi licencií, ktorými sa upravuje dodávanie elektriny do sústavy a z nej, poskytovanie doplnkových služieb distribučným sústavám NII a odmeny výrobcom elektriny, poplatky účtované spotrebiteľom a dodávateľom za dodávanú elektrinu a iné príjmy a výdavky na osobitných účtoch, ako napríklad odmeny za záväzky vyplývajúce zo služieb vo verejnom záujme.
(12)
Článok 137 ods. 1 zákona 4001/2011 stanovuje, že všetci spotrebitelia elektrickej energie sa považujú za oprávnených zákazníkov, s výnimkou spotrebiteľov s miestom odberu v rámci izolovaných mikrosietí s výhradou článku 139 tohto zákona.
(13)
Podľa článku 133 ods. 3 zákona 4001/2011:
„S výnimkou prípadov, keď sa elektrina vyrába pomocou obnoviteľných zdrojov energie alebo vysoko účinnou kombinovanou výrobou alebo hybridnými elektrárňami a v prípade samovýrobcov, ak bola udelená výnimka podľa ustanovení článku 139, licencia na produkciu sa udelí PPC SA len na základe určitých právnych predpisov o udeľovaní licencií. PPC SA zodpovedá za neprerušenú dodávku do izolovaných mikrosústav, na ktoré získa licenciu, a za zabezpečenie dlhodobej finančnej prevádzky elektrizačných sústav na týchto ostrovoch.“
(14)
Podľa článku 134 zákona 4001/2011:
„Bez toho, aby boli dotknuté ustanovenia článku 139 tohto zákona, sa licencie na dodávky do izolovaných mikrosietí udelia PPC SA výhradne v súlade s požiadavkami právnych predpisov o udeľovaní licencií. Na požiadanie musí PPC SA dodávať elektrinu neoprávneným zákazníkom.“
(15)
Podľa článku 139 zákona 4001/2011 sa môžu udeľovať výnimky z ustanovení zákona 4001/2011 v súlade s ustanoveniami článku 44 smernice 2009/72/ES.
(16)
V rozhodnutí ministerstva č. PD5/EL/B/F IB/12924 prijatom podľa článku 28 gréckeho zákona 3426/2005 sa stanovuje, že dodávky elektriny spotrebiteľom na NII akýmkoľvek výrobcom elektriny predstavujú záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme (ďalej len „záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII“) vo všeobecnom hospodárskom záujme. Z dôvodu sociálnej súdržnosti musia dodávatelia elektriny na NII dodávať elektrinu podľa kategórií spotrebiteľov za rovnakú cenu ako spotrebiteľom v prepojenej gréckej sústave.
(17)
V článku 52 gréckeho zákona 4001/2011 sa stanovuje, že zákazníci na neprepojených ostrovoch majú nárok na špeciálne služby, a to tak pokiaľ ide o cenu, kvalitu a bezpečnosť dodávok, ako aj pokiaľ ide o transparentnosť zmluvných podmienok. Poskytovatelia plniaci záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII dostanú ako náhradu za poskytovanie záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme finančnú kompenzáciu vypočítanú na základe metodiky stanovenej rozhodnutím RAE 24/2014 (3). Táto metodika je založená na rozdiele medzi celkovými výrobnými nákladmi na neprepojených ostrovoch (pohyblivými a pevnými) a celkovou trhovou cenou, ktorú platia dodávatelia v prepojenej sústave (hraničné náklady v sústave plus všetky ostatné mechanizmy v prepojenej gréckej sústave). Kompenzácia za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII sa počíta na mesačnej báze a pre autonómne sústavy jednotlivých ostrovov a podlieha kontrole zo strany RAE. Kompenzácia za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII sa hradí prostredníctvom poplatku uloženého všetkým zákazníkom vrátane zákazníkov na NII (4). Mechanizmus záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme na NII spravuje LAGIE, grécky prevádzkovateľ trhu vlastnený štátom. V rozhodnutí ministerstva D5-EL/B/F1/oik.27547 z decembra 2011 (5) na základe ustanovení článku 55 ods. 3 zákona 4001/2011 sa stanovilo, že plnenie záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme na NII musia ponúkať všetci dodávatelia, preto majú na kompenzáciu za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII nárok všetci dodávatelia.
(18)
Sekundárne právne predpisy podrobnejšie upravujú dodávanie a výrobu elektriny na NII. Konkrétne RAE svojim rozhodnutím č. 39/2014 z 28. januára 2014 prijal Kódex riadenia elektrizačných sústav na neprepojených ostrovoch (ďalej len „kódex NII“), ktorým sa upravujú mnohé záležitosti vo vzťahu k prevádzke izolovaných sústav na NII vrátane otvárania trhu, trhového vyrovnávania a výroby elektriny. Kódex NII nadobudol účinnosť dňom jeho uverejnenia, t. j. 17. februára 2014.
2.3. VÝZNAMNÉ PROBLÉMY PRI PREVÁDZKE IZOLOVANÝCH SÚSTAV
(19)
V žiadosti sa zdôrazňujú tieto problémy pri prevádzke gréckych izolovaných elektrizačných sústav:
a)
veľké rozdiely v dopyte po elektrine v izolovaných mikrosústavách zvýraznené: i) aspektom cestovného ruchu v hospodárskom rozvoji ostrovov a ii) väčším rozšírením obnoviteľných zdrojov energie (Renewable Energy Sources, ďalej len „RES“).
Tieto faktory negatívne ovplyvňujú koeficient zaťaženia tepelnej alebo konvenčnej kapacity výroby elektriny a možnosť návratnosti nákladov z investícií do takýchto kapacít výroby elektriny;
b)
veľké rozdiely v poveternostných podmienkach na ostrovoch, ktoré ovplyvňujú dopyt a spôsobujú poruchy výrobných systémov a v dôsledku toho sú potrebné rozsiahle rezervy.
(20)
Žiadosť zdôrazňuje tieto problémy pri rozvoji konvenčnej výroby v gréckych malých izolovaných elektrizačných sústavách:
a)
ťažkosti alebo dokonca nemožnosť nájsť vhodné lokality pre nové konvenčné elektrárne v izolovaných mikrosústavách, predovšetkým kvôli odporu verejnosti;
b)
malá veľkosť NII, ktorá spôsobuje veľké zvraty v dlhodobom plánovaní budovania tepelnej výroby kvôli nepredvídateľným investíciám zo strany spotrebiteľov elektriny (ako napríklad veľké turistické komplexy alebo remeselné prevádzky), ktoré si vyžadujú rýchlu a flexibilnú reakciu na dopyt po elektrine;
c)
očakáva sa, že dopyt po elektrine v izolovaných sústavách NII bude do roku 2017 rásť o 2 % ročne. I keď boli PPC udelené povolenia na inštalovanie dodatočnej požadovanej kapacity a jej inštalovanie bolo už naplánované (očakáva sa, že do roku 2017 pokryje dopyt všetkých NII spolu s potrebnou rezervou), nie vždy bolo možné dodržať časový harmonogram;
d)
malá veľkosť zaťaženia, veľké rozdiely v zaťažení a väčšie rozšírenie RES vo väčšine izolovaných mikrosústav obmedzuje dostupné technologické riešenia pre konvenčnú výrobu na malé výrobné zariadenia spaľujúce ťažký olej s nízkym obsahom síry alebo ľahký olej;
e)
postupy obstarávania nových elektrární sú časovo náročné. Od udelenia povolenia po spustenie elektrárne prejde dva a pol až tri roky;
f)
vypracovanie plánov na vybudovanie prepojovacích vedení medzi gréckou prepojenou sústavou a izolovanými mikrosústavami na NII negatívne ovplyvňuje záujem o investovanie do konvenčných výrobných kapacít na NII. Projekty prepojenia s ostrovmi Kyklady a Krétou sú naplánované.
(21)
V dôsledku toho je potrebné pravidelne sa uchyľovať k núdzovým riešeniam, ako napríklad prenájom mobilných dieselových generátorov elektriny alebo plynových turbín. Potreba povoľovania núdzovej výroby v jednotlivých prípadoch je neželaná, pretože spôsobuje neekonomické prenajímanie zariadení namiesto ich kúpy. Žiadosť poskytuje niekoľko príkladov, keď nepredvídateľné udalosti viedli k dlhodobému používaniu mobilných generátorov elektriny.
(22)
Žiadosť zdôrazňuje tieto problémy vo vzťahu k otváraniu trhu v izolovaných elektrizačných sústavách na NII:
a)
na účely umožnenia otvárania trhu je potrebné v izolovaných sústavách na NII vyvinúť a nainštalovať špecifickú infraštruktúru. Takáto infraštruktúra si vyžaduje inštalovanie kontrolných stredísk na správu: i) denného plánovania výroby a ii) trhového vyrovnávania v každej izolovanej sústave prerozdelením výrobných nákladov v každej izolovanej sústave na dodávateľov aktívnych na tomto trhu.
Potrebná infraštruktúra je nákladná a náklady znášajú spotrebitelia;
b)
z dôvodu záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme na NII sú maloobchodné ceny elektriny rovnaké pre každú kategóriu spotrebiteľov v rámci celého územia Grécka. Ja preto potrebné, aby dodávatelia pôsobiaci na NII pokrývali vyššie výrobné náklady na NII v porovnaní s výrobnými nákladmi v prepojenej sústave tak, že sa príslušná časť kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme prerozdelí podľa predaja elektriny ich zákazníkom.
Uvádza sa, že veľké rozdiely vo výške priemerných ročných pohyblivých výrobných nákladov na NII by skomplikovali mechanizmus trhového vyrovnávania.
(23)
Preto YPEKA zastáva stanovisko, že budovanie potrebnej infraštruktúry na prevádzku trhu s elektrickou energiou a dohľad nad ním v spojení s otváraním trhu v izolovaných sústavách na NII prináša náklady, ktoré prevažujú nad prínosmi pre spotrebiteľov z otvárania trhu.
(24)
Žiadosť neobsahuje dátum, kedy by požadovaná výnimka prestala platiť.
3. STANOVISKO RAE
3.1. ROZSAH VÝNIMKY
3.1.1. Výnimka z kapitoly III smernice 2009/72/ES
(25)
RAE zastáva stanovisko, že výnimka z kapitoly III podľa článku 44 ods. 1 by sa nemala týkať inštalovania nových výrobných kapacít, ktoré je možné vybudovať v izolovaných sústavách, ale len modernizácie, vylepšovania alebo rozširovania existujúcich výrobných kapacít. Existujúce výrobné kapacity pozostávajú z elektrární, ktoré sú už na NII v prevádzke alebo sa budujú. Akákoľvek elektráreň, ktorá bude nainštalovaná na týchto ostrovoch, sa považuje za novú výrobnú kapacitu.
(26)
RAE poznamenáva, že nezávislí výrobcovia elektrickej energie (independent power producers, ďalej len „IPP“) (t. j. iní ako PPC) prejavili počas posledných dvoch desaťročí silný záujem o budovanie RES a kogeneračných elektrární vo všetkých izolovaných mikrosústavách. Preto by nemal byť prístup tretích strán k energetickým sústavám všetkých NII, pokiaľ ide o rozvoj RES a kombinovanej výroby elektriny a tepla (combined heat and power, ďalej len „CHP“), obmedzovaný.
(27)
RAE uvádza, že nenamieta proti udeleniu výnimky na spustenie nových konvenčných elektrární za predpokladu splnenia určitých podmienok. Článok 44 ods. 1 smernice 2009/72/ES však neposkytuje možnosť výnimky pre nové kapacity.
(28)
RAE usudzuje, že rozšírenie kapacity existujúcich konvenčných elektrární sa týka hlavne krátkodobého nedostatku kapacity na NII vyplývajúcej z neočakávaných škôd vzniknutých na existujúcej kapacite alebo oneskorenej inštalácie nových kapacít, najmä počas období s vysokým dopytom (napr. letné špičky). Tieto rozšírenia podliehajú postupu verejnej súťaže podľa článku 8 smernice 2009/72/ES. Takýto postup je časovo náročný a nevyhovuje naliehavej povahe núdzových situácií.
(29)
RAE súhlasí s tým, že spoločnosť PPC by mala vykryť takéto núdzové situácie. Vzhľadom na to, že spoločnosť PPC je schopná presúvať mobilné konvenčné jednotky z ostrovov, na ktorých sú prebytky kapacity, na ostrovy s nedostatkom kapacít, takéto riešenie môže byť taktiež najhospodárnejšie.
(30)
RAE zdôrazňuje, že akákoľvek výnimka musí umožňovať špecifikovanie primeraného postupu udeľovania licencií v situáciách núdzových prípadov, a najmä, ktoré kritériá uvedené v článku 7 smernice 2009/72/ES musia byť preskúmané kompetentnými orgánmi udeľujúcimi licencie.
(31)
RAE má za to, že výnimka by mala byť udelená s obmedzeným trvaním, napríklad maximálne 10 rokov.
3.1.2. Výnimka z kapitoly VIII smernice
(32)
Podľa RAE dodávanie elektriny na NII v praxi súvisí so záväzkom vyplývajúcim zo služieb vo verejnom záujme na NII a s kompenzáciou za tento záväzok, pretože i) náklady na výrobu elektriny na NII sú významne vyššie ako náklady na pevnine a ii) grécky štát na celom území vyžaduje jednotné ceny podľa kategórie zákazníkov.
(33)
Kódex NII predpokladá inštalovanie určitých meracích a záznamových zariadení na NII pre hodinové meranie, energetických riadiacich a kontrolných stredísk, monitorovacích a súvisiacich IT systémov. RAE zastáva názor, že táto infraštruktúra je nevyhnutná na:
a)
zabezpečenie toho, aby náklady na záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme boli transparentné, nediskriminačné a overiteľné;
b)
správnu prevádzku a rozumné riadenie samotných elektrizačných sústav s cieľom dosiahnuť najhospodárnejší režim prevádzky, a teda výraznejšie zníženie poplatkov za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII pre spotrebiteľov elektriny;
c)
dosiahnutie väčšieho rozšírenia RES a kogenerácie vrátane technológií RES s komplexnými a špeciálnymi požiadavkami na riadenie, ako napríklad RES so skladovaním, solárne elektrárne a pod.;
d)
zaručenie požadovanej transparentnosti v riadení izolovaných sústav, a tým zabezpečenie nediskriminačného prístupu k všetkým účastníkom trhu, najmä výrobcom.
(34)
RAE preto argumentuje, že bez ohľadu na to, či má licenciu na pôsobenie v rámci izolovanej mikrosústavy jeden alebo viacero dodávateľov, táto infraštruktúra musí byť nainštalovaná v izolovaných sústavách na NII.
(35)
Odhadované náklady na inštalovanie tejto infraštruktúry by nemali prekročiť 20 až 30 miliónov EUR pre všetky NII vrátane ostrovov Kréta a Rodos. RAE považuje túto sumu za primeranú, najmä pri zvážení očakávaných prínosov, t. j. zabezpečenia transparentnosti a overenia záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme na NII, ako aj rozumnej a kontrolovanej prevádzky izolovaných elektrizačných sústav.
(36)
Na rozdiel od YPEKA zastáva RAE stanovisko, že udelenie licencie viac ako jednému subjektu na činnosť v danej izolovanej sústave na NII nebude znamenať významné dodatočné náklady na požadovanú infraštruktúru, keďže rovnaká infraštruktúra je už v každom prípade aj tak potrebná na denné plánovanie výrobných jednotiek nachádzajúcich sa na NII, trhové vyrovnávanie a zabezpečenie záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme na NII.
(37)
Okrem toho RAE usudzuje, že udelenie licencie na činnosť viac ako jednému dodávateľovi bude mať pre spotrebiteľov na NII dodatočné významné prínosy.
(38)
Preto RAE zastáva stanovisko, že trvalé vylúčenie alternatívnych dodávateľov na trhoch na NII nie je odôvodnené. Očakáva sa, že inštalovanie potrebnej infraštruktúry, ako je popísaná vyššie, bude dokončené v období troch až piatich rokov. RAE by nenamietal proti možnej výnimke, ktorá by platila bez predĺženia len na toto obdobie.
(39)
RAE ďalej poznamenáva, že v prípade, ak sa stav akejkoľvek izolovanej sústavy na NII zmení tak, že už nebude spadať do kategórie malých alebo izolovaných mikrosústav, výnimka by mala automaticky prestať platiť. To môže nastať, keď budú izolované sústavy na NII prepojené s gréckou prepojenou sústavou.
4. HODNOTENIE
4.1. PRÁVNY ZÁKLAD ŽIADOSTI
(40)
Článok 44 ods. 1 smernice 2009/72/ES stanovuje možnosť výnimky z niektorých ustanovení smernice, ak sa výnimka vzťahuje na malé izolované sústavy a izolované mikrosústavy.
(41)
Podľa článku 2 ods. 26 smernice 2009/72/ES je malou izolovanou sústavou akákoľvek sústava so spotrebou menej ako 3 000 GWh v roku 1996, pričom menej ako 5 % ročnej spotreby sa získa prostredníctvom prepojenia s inými sústavami.
(42)
Podľa článku 2 ods. 27 smernice 2009/72/ES je izolovanou mikrosústavou akákoľvek sústava so spotrebou menej ako 500 GWh v roku 1996, pričom nie je prepojená s inými sústavami.
(43)
Izolované sústavy uvedené v žiadosti pozostávajú z jedného, prípadne niekoľkých NII (pozri stĺpce 1 a 2 tabuľky). Aj keď izolovaná sústava pozostáva z niekoľkých NII, ktoré sú prepojené medzi sebou, elektrizačná sústava tvorená týmito prepojenými NII je izolovaná v tom zmysle, že nie je prepojená so žiadnou inou elektrizačnou sústavou.
(44)
Žiadosť uvádza, že 31 z 32 izolovaných sústav sú izolované mikrosústavy, z ktorých je najväčšou ostrov Rodos. Izolované mikrosústavy, ktorých sa žiadosť týka, predstavovali 5,24 % celkového predaja elektriny v Grécku v roku 2010. Izolovaná sústava ostrova Kréta sa považuje za malú izolovanú sústavu. Kréta predstavovala v roku 2010 3,01 % gréckeho dopytu po elektrine.
Ročný dopyt v izolovaných sústavách
Ročný dopyt (MWh)
Ročný dopyt v roku 1996
Názov IS
NII, ktoré sú súčasťou IS
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kréta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Áno
Nie
Rodos
Rodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Áno
Áno
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Áno
Áno
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Áno
Áno
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Áno
Áno
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Áno
Áno
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Áno
Áno
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Áno
Áno
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Áno
Áno
Mykonos-Delos
Mykonos-Delos
45 740
78 049
115 071
112 978
Áno
Áno
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Áno
Áno
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Áno
Áno
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Áno
Áno
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Áno
Áno
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Áno
Áno
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Áno
Áno
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Áno
Áno
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Áno
Áno
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Áno
Áno
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Áno
Áno
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Áno
Áno
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Áno
Áno
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Áno
Áno
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Áno
Áno
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Áno
Áno
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Áno
Áno
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Áno
Áno
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Áno
Áno
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Áno
Áno
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Áno
Áno
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Áno
Áno
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Áno
Áno
(45)
Uvedená tabuľka obsahuje izolované sústavy, ako sú identifikované v žiadosti a poskytuje určité informácie o každej z nich. Z týchto informácií je možné odvodiť, že všetky izolované sústavy okrem Kréty mali v roku 1996 dopyt po elektrine, ktorý ich zaraďuje medzi izolované mikrosústavy v zmysle článku 2 ods. 27 smernice 2009/72/ES. Pokiaľ ide o Krétu, je potrebné ešte uviesť, že Kréta nebola a stále nie je prepojená so žiadnou inou elektrizačnou sústavou, percentuálny podiel dopytu uspokojený prostredníctvom prepojovacích vedení bol a je stále nula, t. j. nižší ako 5 %. Kréta je preto malou izolovanou sústavou v zmysle článku 2 ods. 26 smernice 2009/72/ES.
(46)
RAE sa vo svojom stanovisku nevyjadril k izolovaným sústavám identifikovaným v žiadosti.
(47)
Komisia preto dospela k záveru, že izolované sústavy identifikované v stĺpci 1 uvedenej tabuľky sú všetko izolované mikrosústavy v zmysle článku 2 ods. 27 smernice 2009/72/ES, okrem Kréty, ktorá je malou izolovanou sústavou v zmysle článku 2 ods. 26 smernice 2009/72/ES.
4.2. VÝZNAMNÉ PROBLÉMY PREVÁDZKOVANIA KONVENČNÝCH ELEKTRÁRNÍ V IZOLOVANÝCH MIKROSÚSTAVÁCH
(48)
Komisia má za to, že existujú významné problémy prevádzkovania konvenčných elektrární v izolovaných mikrosústavách. Je to najmä z týchto dôvodov:
a)
Veľkosť zaťaženia, ktorú je potrebné obslúžiť na ostrovoch, neumožňuje inštalovanie väčších, účinnejších a nákladovo efektívnejších konvenčných elektrární, taktiež preto, že ak má byť izolovaná sústava schopná prevádzky v rámci akceptovateľných bezpečnostných rozpätí, nemôže sa spoliehať na jedinú elektráreň.
Ročné špičkové zaťaženie v žiadnej z izolovaných mikrosústav v roku 2013 neprekročilo 188,5 MW. Priemerné špičkové zaťaženie 20,8 MW a mediánové špičkové zaťaženie 4,2 MW sú oveľa nižšie.
Žiadna z konvenčných elektrární momentálne nainštalovaných v izolovaných mikrosústavách nemá kapacitu vyššiu ako 27 MW. Priemerná veľkosť elektrární 3,9 MW a mediánová veľkosť elektrární 1,1 MW sú oveľa nižšie.
Malá veľkosť zaťaženia, ktorú je potrebné obslúžiť, veľké rozdiely v dopyte ďalej ovplyvnené zvyšujúcim sa rozšírením RES znižujú taktiež výber technológií konvenčných elektrární, ktoré je možné využiť v izolovaných mikrosústavách.
Všetky konvenčné výrobné kapacity v izolovaných sústavách na NII sú poháňané naftou alebo vykurovacím olejom.
b)
Ročné koeficienty zaťaženia vo všetkých izolovaných mikrosústavách sú nízke. Koeficient zaťaženia v roku 2012 v žiadnej z izolovaných mikrosústav neprekročil 0,54. Priemerné a mediánové špičkové zaťaženie na úrovni 0,38 je ešte nižšie. Vzhľadom na prioritný prístup RES a skutočnosť, že použité koeficienty zaťaženia odzrkadľujú celú elektrizačnú sústavu izolovanej mikrosústavy, koeficient zaťaženia pre konvenčné elektrárne na NII je ešte nižší.
Ročný koeficient zaťaženia v gréckej prepojenej sústave je zvyčajne okolo 50 % pre všetky jednotky a 65 % pre tepelné jednotky (6).
Ročný koeficient zaťaženia je indikátorom skutočného využitia elektrární počas daného roka, a teda ich schopnosti generovať výnosy.
Väčšie rozšírenie RES ešte viac zníži zaťaženie, ktoré je potrebné obslúžiť konvenčnými elektrárňami.
c)
Existuje niekoľko projektov, ktorých zámerom je prepojenie NII, najmä ostrovov Kyklady a Kréta, s hlavnou gréckou prepojenou sústavou. Ako bolo vysvetlené, konvenčné elektrárne na NII nie sú také efektívne ako v prepojenej sústave, a preto je nepravdepodobné, že budú ekonomicky životaschopné, keď budú NII, na ktorých sa nachádzajú, prepojené.
Možnosť, že izolovaná sústava bude prepojená, je preto závažnou prekážkou pre investovanie do konvenčných kapacít na NII.
d)
Relatívne malé zaťaženie, ktoré je potrebné obslúžiť, znamená, že výrobnú kapacitu požadovanú v rámci danej izolovanej sústavy pravdepodobne ovplyvnia relatívne malé zmeny v dopyte. Chýbajúca prepojovacia kapacita znamená, že všetky zmeny v dopyte musia byť nevyhnutne pokryté výrobnou kapacitou nachádzajúcou sa v rámci izolovanej mikrosústavy.
Tento faktor zvyšuje potrebu rýchlosti a flexibility reakcií na dlhodobé zmeny dopytu.
Táto potreba flexibility je ďalej zvýraznená ťažkosťami pociťovanými pri hľadaní vhodných lokalít pre konvenčné elektrárne na NII a trvaním postupov udeľovania licencií a vydávania povolení.
e)
Pomer maximálneho a minimálneho ročného dopytu v roku 2012 (7) vo všetkých izolovaných mikrosústavách je najmenej 3,35, pričom však v určitých izolovaných mikrosústavách je vyšší, často oveľa vyšší. V skutočnosti je priemerný pomer maxima voči minimu 6,27 a mediánový 5,98.
Pomer maximálneho dopytu voči minimálnemu v roku 2010 v gréckej prepojenej sústave je okolo 3.
Vyšší pomer maximálneho dopytu voči minimálnemu odzrkadľuje stupeň flexibility a rezerv, ktoré musia byť dostupné dokonca aj v rámci daného roka vo výrobnej kapacite nainštalovanej v izolovanej sústave.
V tejto súvislosti je pozoruhodné, že v roku 2012 boli približne v 60 % izolovaných mikrosústav používané mobilné generátory.
(49)
Komisia preto dospela k záveru, že existujú významné problémy pri prevádzke konvenčných elektrární v rámci izolovaných sústav na NII identifikovaných v uvedenej tabuľke.
4.3. POSÚDENIE POŽADOVANEJ VÝNIMKY Z KAPITOLY III
4.3.1. Výnimka z ustanovení kapitoly III sa nemôže vzťahovať na novú kapacitu
(50)
Podľa článku 44 ods. 1 smernice 2009/72/ES môžu byť výnimky z ustanovení kapitoly III udelené, len pokiaľ ide o modernizáciu, vylepšovanie a rozširovanie existujúcej kapacity.
(51)
Preto výnimka z ustanovení kapitoly III smernice 2009/72/ES nemôže byť udelená pre novú kapacitu.
(52)
Vzhľadom na to, že izolované sústavy na NII sú rozvodné siete, môžu grécke orgány, ak sa postupom na udeľovanie povolení pre novú kapacitu nedokáže zabezpečiť vyhovujúce povolenie novej kapacity pre izolované sústavy na NII, zvážiť namiesto toho použitie ustanovení článku 7 ods. 3 smernice 2009/72/ES aj pre nové malé konvenčné kapacity. Takáto nová malá konvenčná kapacita môže zahŕňať napríklad dočasnú výrobnú kapacitu, ktorá môže byť sprístupnená na dlhodobom základe bez trvalého umiestnenia v špecifickej lokalite.
4.3.2. Výnimka z ustanovení kapitoly III sa nemôže vzťahovať na Krétu
(53)
Ako je uvedené vyššie, všetky NII sú izolované mikrosústavy, s výnimkou Kréty, ktorá je malou izolovanou sústavou.
(54)
Preto výnimka z ustanovení kapitoly III smernice 2009/72/ES nemôže byť udelená Kréte.
4.3.3. Výnimka z ustanovení kapitoly III sa netýka elektrární RES a CHP
(55)
Žiadosť explicitne neuvádza, že požadovaná výnimka sa týka len konvenčných elektrární.
(56)
Článok 133 ods. 3 zákona 4001/2011 však výslovne z rozsahu výhradnej licencie na výrobu, ktorá môže byť udelená PPC, vylučuje elektrinu vyrábanú z obnoviteľných zdrojov, vysoko účinnou kombinovanou výrobou alebo hybridnými elektrárňami, ako aj samovýrobcami. To isté vyplýva z článku 225 kódexu NII.
(57)
Okrem tohto sa predložené odôvodnenie týka len významných problémov súvisiacich s prevádzkou konvenčných elektrární. V skutočnosti sa argumentuje, že tieto elektrárne sa stretávajú s významnými problémami, okrem iného v dôsledku väčšieho rozšírenia RES.
(58)
Preto, aj keby sa v žiadosti požadovala výnimka z ustanovení kapitoly III smernice 2009/72/ES pre iné elektrárne ako konvenčné elektrárne, výnimku nie je možné udeliť, keďže neboli uvedené žiadne dôvody, ktoré by ju odôvodňovali.
4.3.4. Je možné udeliť výnimku na povolenie modernizácie, vylepšovania a rozširovania existujúcich kapacít
(59)
Z hľadiska uvedených významných problémov pri prevádzke konvenčných elektrární v rámci malých izolovaných sústav je možné udeliť výnimku na povolenie pre existujúcu konvenčnú kapacitu, pokiaľ sa bude týkať jej modernizácie, vylepšovania a rozširovania. Takéto povolenie je možné udeliť priamo PPC.
(60)
Na účely tejto výnimky:
a)
existujúca konvenčná výrobná kapacita zahŕňa projekty na vybudovanie konvenčných výrobných kapacít, na ktoré už bola vydaná licencia zo strany RAE a neboli zrušené k dátumu, kedy toto rozhodnutie nadobúda účinnosť;
b)
úplná likvidácia hlavnej výrobnej kapacity v existujúcej lokalite a jej nahradenie novým zariadením na výrobu elektriny sa považuje za vybudovanie novej kapacity;
c)
umiestnenie dočasnej výrobnej kapacity v lokalite existujúcej kapacity predstavuje rozšírenie existujúcej kapacity.
(61)
Nie je však žiadny dôvod na výnimku z kritérií a podmienok, ktoré sú stanovené v článku 7 ods. 2 smernice 2009/72/ES, podľa ktorých sa udeľuje povolenie PPC.
(62)
V prípade, ak je výnimka udelená priamo PPC, je okrem toho dôležité, aby sa v podmienkach stanovovali povinnosti týkajúce sa času, do ktorého musí byť povolená konvenčná elektráreň plne funkčná, a aby obsahovali ustanovenia zabezpečujúce úplné a účinné dodržanie takýchto povinností. Po uplynutí platnosti môže byť takéto priame povolenie predĺžené na základe vlastného uváženia RAE, avšak iba vtedy, ak platnosť skončila z dôvodov, ktoré spoločnosť PPC nemohla ovplyvniť. Po uplynutí platnosti by RAE mal zorganizovať postup na udeľovanie povolení v plnom súlade s článkom 7 ods. 1 smernice 2009/72/ES, teda vrátane účasti tretích strán.
4.3.5. Výnimka sa nemôže týkať výberového konania na nové kapacity
(63)
Na základe vymedzenia sa výberové konanie v zmysle článku 8 smernice 2009/72/ES týka kapacity, ktorá sa ešte len bude budovať a povoľovať, a teda predstavuje novú kapacitu.
(64)
Z dôvodov opísaných vyššie by podľa článku 44 ods. 1 smernice 2009/72/ES výnimka pre novú kapacitu nemala byť udelená.
4.4. POSÚDENIE POŽADOVANEJ VÝNIMKY Z KAPITOLY VIII
4.4.1. Výnimka z ustanovení kapitoly VIII sa nevzťahuje na článok 32 o prístupe tretích strán
(65)
Žiadosť sa týka výnimky z kapitoly VIII smernice 2009/72/ES, a preto je možné usúdiť, že zahŕňa požiadavku na výnimku z ustanovení článku 32 týkajúcich sa prístupu tretích strán (third party access, ďalej len „TPA“).
(66)
V žiadosti sa nešpecifikuje, či sa požadovaná výnimka týka taktiež článku 32 smernice 2009/72/ES, ani sa v nej neuvádzajú žiadne dôvody odôvodňujúce takúto výnimku. Zákon 4001/2011 a kódex NII naopak ukladajú spoločnosti DEDDIE povinnosť poskytnúť nediskriminačný prístup tretím stranám k distribučnej sústave prevádzkovanej spoločnosťou DEDDIE (napr. článok 127 zákona 4001/2011). Preto takúto výnimku nie je možné udeliť.
4.4.2. Výnimka z článku 33 o otváraní trhu a reciprocite
4.4.2.1. Nie sú žiadne dôvody pre trvalú výnimku z článku 33 smernice 2009/72/ES
(67)
V žiadosti sa v zásade argumentuje, že spoločnosť PPC by mala zostať výhradným dodávateľom s licenciou na zásobovanie zákazníkov na NII z dôvodu, že budovanie potrebnej infraštruktúry na prevádzku a dohľad nad trhom s elektrickou energiou v izolovaných mikrosústavách spolu s infraštruktúrou potrebnou na otváranie trhu dodávateľom, ktorí predstavujú tretie strany, prináša prevádzkovateľovi na NII prevádzkové náklady, ktoré prevyšujú potenciálne prínosy otvárania trhu pre spotrebiteľov.
(68)
Ako je zrejmé zo stanoviska RAE, infraštruktúra inštalovaná na NII má zabezpečiť, aby bolo v súlade s existujúcimi predpismi možné spravovať záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII transparentným, overiteľným a nediskriminačným spôsobom. Okrem toho sa infraštruktúra na prevádzku izolovaných sústav na NII vyžaduje z technického a ekonomického hľadiska. Preto, keďže na splnenie týchto požiadaviek je infraštruktúra potrebná v každom prípade, bez ohľadu na počet dodávateľov, ktorí majú na NII licencie, otváranie trhu nezvýši náklady na infraštruktúru.
(69)
Aj keď sa vyžaduje podobná infraštruktúra, otváranie trhu nemusí nevyhnutne súvisieť s technickou prevádzkou izolovaných sústav na NII alebo so záväzkom vyplývajúcim zo služieb vo verejnom záujme na NII, keďže neexistuje žiadne príčinné spojenie medzi technickou a ekonomickou prevádzkou týchto izolovaných sústav a zabezpečením záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme na NII v súlade s príslušnými zákonnými požiadavkami na jednej strane a otázkou, či má licenciu na dodávanie elektriny spotrebiteľom na NII jeden alebo viacerí dodávatelia, na strane druhej.
(70)
Je správne, že vyššie výrobné náklady na NII v porovnaní s výrobnými nákladmi v prepojenej sústave musia dodávatelia pôsobiaci na NII pokrývať prerozdelením príslušnej časti kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII podľa predaja elektriny svojim zákazníkom.. Na určenie finančnej kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII sa však stanovenie výrobných nákladov na NII vyžaduje v každom prípade, a to bez ohľadu na počet dodávateľov pôsobiacich na NII.
(71)
Jedinou dodatočnou požiadavkou v prípade otvárania trhu je prerozdelenie príslušnej časti kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII jednotlivým dodávateľom podľa predaja elektriny ich zákazníkom. Dokonca aj súvisiace údaje o zákazníkoch, najmä údaje z meračov, sú vyžadované bez ohľadu na to, či má licenciu na dodávanie elektriny zákazníkom na NII jeden alebo viacerí dodávatelia.
(72)
Preto si poskytnutie kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII dodávateľom vyžaduje len schopnosť priradiť údaje z meračov u zákazníkov ku konkrétnemu dodávateľovi s licenciou, čo je primárne administratívny proces založený na informáciách úplne alebo do veľkej miery zhromažďovaných bez ohľadu na to, či je trh na NII otvorený alebo nie. Po druhé, táto schopnosť je predpokladom pre správne fungovanie akéhokoľvek trhu s dodávkami elektriny. Takéto náklady preto nemôžu byť akceptované ako dôvody pre výnimku z otvárania trhu, keďže nie sú špecifické pre prevádzku izolovaných sústav na NII a nesúvisia s významným problémom pri ich prevádzke.
(73)
Je dôležité poznamenať, že vypracovanie registrov na priradenie informácií z meračov k dodávateľom je súčasťou infraštruktúry, ktorá má byť zavedená. Zatiaľ čo zavedenie celej plánovanej infraštruktúry uľahčí optimálnu prevádzku izolovaných elektrizačných sústav, úplná realizácia súvisiacich investícií nie je nevyhnutnou podmienkou pre otváranie trhu.
(74)
Skutočnosť, že môžu existovať veľké odchýlky v hodnotách priemerných ročných pohyblivých výrobných nákladov na NII, je nepodstatná. Takéto rozdiely, aj keď sú odôvodnené, sa týkajú nákladov na výrobu elektriny v rámci izolovaných sústav na NII. Stanovenie tejto sumy sa vyžaduje už pre správu záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme na NII v súlade s právnymi požiadavkami a okrem toho nie je nijako ovplyvnené počtom dodávateľov, ktorí majú licenciu na dodávanie elektriny zákazníkom na NII. Okrem toho je vzhľadom na skutočnosť, že správa záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme na NII je už založená na mesačnom systéme pre každú izolovanú sústavu samostatne, ťažké si predstaviť, že veľké ročné rozdiely ma NII môžu predstavovať podstatné problémy.
(75)
Z uvedeného vyplýva, že počet dodávateľov, ktorí majú licenciu na dodávky elektriny zákazníkom na NII, nevyhnutne nesúvisí s technickou a ekonomickou prevádzkou izolovaných sústav, ani so zabezpečením záväzku vyplývajúceho zo služieb vo verejnom záujme na NII v súlade s príslušnými zákonnými požiadavkami.
(76)
Ďalej je možné poznamenať, že otváranie trhu prinesie výhody, ktoré prevažujú nad nákladmi otvárania trhu, ak vôbec existujú. Ako uvádza RAE, alternatívni dodávatelia na NII by mohli poskytovať významné dodatočné benefity pre zákazníkov na NII, a to spojením poskytovania iných služieb s dodávkou elektriny.
(77)
Preto by sa nemala udeliť trvalá výnimka z článku 33.
4.4.2.2. Obmedzená platnosť výnimky z článku 33 smernice 2009/72/ES v prípade izolovaných sústav
(78)
Vzhľadom na uvedené je potrebné uznať, že otváranie trhu si vyžaduje realizovanie praktických opatrení na umožnenie plnej prevádzkyschopnosti izolovaných sústav na NII v súlade s kódexom NII. Praktické problémy týkajúce sa otvárania trhu môžu predstavovať buď nedostupnosť registrov vyžadovaných na priradenie meračov a údajov z meračov k dodávateľom alebo skutočnosť, že infraštruktúra s optimálnou konfiguráciou nie je ešte vybudovaná. Na základe toho je možné uvažovať o udelení výnimky z článku 33 smernice 2009/72/ES na obmedzený čas.
(79)
Pre posúdenie trvania takejto výnimky z kapitoly VIII sú relevantné tieto dva aspekty:
a)
ako už bolo zdôraznené, najdôležitejším prvkom vyžadovaným na umožnenie otvárania trhu na NII je dostupnosť registra na NII umožňujúceho priradenie údajov z meračov k danému dodávateľovi. V článku 327 ods. 4 kódexu NII sa stanovuje, že register vyžadovaný na tento účel má byť dokončený najneskôr 2 roky po nadobudnutí účinnosti kódexu NII. Dostupnosť registra je nevyhnutnou podmienkou pre otváranie trhu v praktickom zmysle;
b)
úplné dokončenie investičného programu na inštalovanie infraštruktúry na NII by určite uľahčilo praktické fungovanie otvárania trhu na NII. Nie je to však nevyhnutná požiadavka. V článku 237 ods. 7 kódexu NII sa stanovuje harmonogram, na základe ktorého majú byť všetky súčasné NII vybavené dodatočnou inštalovanou infraštruktúrou na NII najneskôr do 5 rokov po nadobudnutí účinnosti kódexu NII.
(80)
Preto by mala byť výnimka z otvárania trhu udelená na obdobie najmenej 2 rokov po nadobudnutí účinnosti kódexu NII, t. j. do 17. februára 2016, aby mohli byť vytvorené registre, ktoré sú nevyhnutnou požiadavkou na otváranie trhu. Keďže celá infraštruktúra má byť nainštalovaná najneskôr do 5 rokov po dátume nadobudnutia účinnosti kódexu NII, platnosť výnimky by mala byť v každom prípade obmedzená na 5 rokov po nadobudnutí účinnosti kódexu NII, t. j. do 17. februára 2019, a to pre akúkoľvek izolovanú sústavu na NII. Keďže však výnimka môže byť odôvodnená len v prípade, ak existujú významné a podstatné problémy pre otváranie trhu, ktoré je možné priamo pripísať nedokončeniu programu investícií do infraštruktúry na NII, malo by sa pravidelne overovať, či takéto problémy pretrvávajú v danej izolovanej sústave NII. Takéto overovanie by malo použiť ako referenčné kritérium investičný plán spoločnosti DEDDIE na inštalovanie požadovanej infraštruktúry na NII schválený príslušnými gréckymi orgánmi. Tento plán by preto mal byť dokončený a schválený do 17. februára 2015.
(81)
Aby sa otváranie trhu zbytočne neodkladalo, RAE by mal schváliť plán investícií do infraštruktúry spoločnosti DEDDIE, ktorý by sa mal prednostne zamerať na izolované sústavy ostrovov Kréta a Rodos, keďže tieto NII majú najviac obyvateľov.
(82)
Od 17. februára 2016 a potom každý rok do 17. februára 2019 by spoločnosť DEDDIE mala vypracovať správu, ktorú by mal schváliť RAE a v ktorej sa špecifikuje, z akých dôvodov nebol trh v danej izolovanej sústave NII ešte otvorený. Táto správa by mala byť uverejnená a oznámená Komisii.
4.4.3. Výnimka z ustanovenia kapitoly VIII sa nevzťahuje na článok 34
(83)
Žiadosť sa týka výnimky z kapitoly VIII smernice 2009/72/ES a teda je možné usúdiť, že zahŕňa požiadavku na výnimku z článku 34, pokiaľ ide o priame vedenia v zmysle článku 2 ods. 15 smernice 2009/72/ES.
(84)
V žiadosti sa nešpecifikuje, či sa požadovaná výnimka vzťahuje aj na článok 34 smernice 2009/72/ES.
(85)
Preto, aj keď sa v žiadosti má žiadať o výnimku z článku 34 smernice 2009/72/ES, takáto výnimka by sa nemala udeliť, keďže neboli uvedené žiadne dôvody, ktoré by ju odôvodňovali.
4.4.4. Prepojovacie vedenia - žiadosť o výnimku z kapitol III a VIII
(86)
Táto výnimka sa týka izolovaných mikrosústav, ktoré sú presne charakterizované skutočnosťou, že nie sú alebo v prípade malých izolovaných sústav sú len do veľmi obmedzenej miery prepojené s inými elektrizačnými sústavami.
(87)
Avšak:
a)
podľa nedávno schváleného desaťročného plánu rozvoja gréckeho prevádzkovateľa prenosovej sústavy, Nezávislého prevádzkovateľa energetickej prenosovej sústavy ADMIE S.A (ďalej len „ADMIE“), sa očakáva dokončenie prepojenia ostrovov Kyklady v roku 2018 v troch fázach, pričom niektoré z ostrovov Kyklady budú prepojené s gréckou prepojenou sústavou oveľa skôr;
b)
okrem tohto sa očakáva dokončenie prepojenia Kréty do roku 2020. Relevantné časti projektu na prvé tri roky boli zahrnuté do desaťročného plánu rozvoja ADMIE schváleného v roku 2013. Konečný plán musí byť zahrnutý do desaťročného plánu rozvoja, ktorý bude schválený v roku 2014.
(88)
Je potrebné výslovne stanoviť, že súčasná výnimka pre danú izolovanú sústavu prestáva automaticky platiť, len čo bude plne sprevádzkované prepojenie medzi danou izolovanou sústavou a gréckou prepojenou sústavou.
(89)
Jediným vlastníkom spoločnosti DEDDIE je spoločnosť PPC, aj keď je od právne a funkčne oddelená. Na rozdiel od prevádzkovateľa distribučnej sústavy v zmysle smernice 2009/72/ES má DEDDIE taktiež rozsiahle úlohy pri prevádzke izolovaných sústav NII a prevádzke výroby elektriny na NII, čo zahŕňa konvenčné výrobné kapacity vo vlastníctve PPC, a teda aj ekonomickú odplatu. Ako bolo vysvetlené vyššie, prepojenie ovplyvňuje ekonomickú životaschopnosť konvenčných elektrární momentálne nainštalovaných v rámci izolovaných sústav na NII.
(90)
Výnimky by sa mali udeliť len vtedy, ak sú primerané a nejdú nad rámec toho, čo je nevyhnutne nutné. Preto je potrebné poskytnúť jasné stimuly a zabezpečiť transparentnosť vo vzťahu k rozhodnutiam, či prepojiť izolované sústavy NII.
(91)
V článku 108 zákona 4001/2011 sa stanovuje, že:
„ADMIE SA predloží desaťročný plán rozvoja gréckej elektrickej prenosovej sústavy RAE do 31. marca každého roku […]. Desaťročný plán rozvoja gréckej elektrickej prenosovej sústavy bude najmä: […] c) obsahovať štúdiu technických a finančných nákladov a prínosov pre dôležité prenosové diela […], najmä pre […] prepojenia medzi ostrovmi a prenosovou sústavou, vrátane časového rámca, odhadovaných peňažných tokov a finančných požiadaviek pre všetky investičné projekty.“
(92)
S cieľom zaistiť existenciu jasných stimulov a transparentnosti vo vzťahu k rozhodnutiam, či prepojiť izolované sústavy NII, by mali grécke orgány zabezpečiť, že:
a)
pri povoľovaní alebo výberovom konaní na existujúce alebo nové kapacity pre danú izolovanú sústavu na NII ADMIE, DEDDIE a RAE systematicky zvážia alternatívu prepojenia izolovanej sústavy, ktorej je daný NII súčasťou. Takéto povolenie pre existujúce alebo nové kapacity by sa malo zamietnuť, ak je vybudovanie prepojovacieho vedenia nákladovo efektívnejšie. Náklady by mali zahŕňať všetky náklady na dodávanie elektriny konečným zákazníkom v rámci izolovanej sústavy vrátane kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII;
b)
štúdia nákladov a prínosov pre dôležité prenosové diela zo strany ADMIE, ako je stanovené v článku 108 zákona 4001/2011 zohľadní len efektívne náklady na investície do prepojenia a jeho prevádzkovanie. Najmä by nemala zohľadňovať stratené výnosy alebo odpisy hodnoty konvenčných výrobných aktív, ktoré sú už nainštalované na NII;
c)
RAE v spojení s desaťročným investičným plánom spoločnosti ADMIE podľa článku 108 zákona 4001/2011 uverejní celkové náklady na dodávanie elektriny zákazníkom v každej z izolovaných sústav NII vrátane kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII. Ak vybudovanie prepojovacieho vedenia nie je obsiahnuté v desaťročnom investičnom pláne ADMIE podľa článku 108 zákona 4001/2011, ktorý schválil RAE, RAE z vlastného podnetu alebo na jednoduchú žiadosť tretej strany zorganizuje výberové konanie podľa článku 22 ods. 7 písm. b) smernice 2009/72/ES na vybudovanie prepojovacieho vedenia spájajúceho jednu alebo viacero izolovaných sústav NII. Prepojovacie vedenie by malo byť vybudované, ak jeho vybudovanie zníži celkové náklady na dodávanie elektriny zákazníkom na NII vrátane kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII;
d)
RAE stanoví jasný termín dokončenia výstavby prepojovacieho vedenia. Ak prepojovacie vedenie nebude vybudované alebo nebude vybudované v termíne stanovenom RAE, malo by sa požadovať odškodnenie za nerealizované úspory nákladov.
4.5. TRVANIE
(93)
Je potrebné preskúmať skutočnosti, na ktorých je táto výnimka založená, najmä potom, čo majú byť dokončené plány na prepojenie niektorých izolovaných sústav, a po uplynutí termínov na inštalovanie infraštruktúry stanovených v článku 237 kódexu NII.
(94)
Preto bude akákoľvek výnimka platná do 1. januára 2021.
4.6. SPÄTNÁ ÚČINNOSŤ
(95)
Ako je uvedené vyššie, žiadosťou zo 17. januára 2012 bola obnovená pôvodná žiadosť predložená v roku 2003.
(96)
Článok 26 ods. 1 smernice 2003/54/ES zrušenej smernicou 2009/72/ES obsahoval aj ustanovenia umožňujúce členským štátom požiadať o výnimky z určitých ustanovení uvedenej smernice v prípade významných problémov pri prevádzke malých izolovaných sústav a izolovaných mikrosústav. Podľa článku 48 smernice 2009/72/ES sa odkazy na zrušený článok 26 ods. 1 smernice 2003/54/ES vykladajú ako odkazy na článok 44 ods. 1 smernice 2009/72/ES.
(97)
Vymedzenia pojmov malá izolovaná sústava a izolovaná mikrosústava uvedené v článku 2 ods. 26 a 27 smernice 2003/54/ES sú rovnaké ako vymedzenia použité v článku 2 ods. 26 a 27 smernice 2009/72/ES.
(98)
Obe tieto definície odkazujú na dopyt po elektrine v izolovaných sústavách v roku 1996, čo sa nezmenilo. Okrem toho nebola Kréta prepojená s gréckou prepojenou sústavou v roku 2003 ani v roku 2012, ani v čase, keď toto rozhodnutie o udelení výnimky nadobudne účinnosť.
(99)
Preto všetky izolované elektrizačné mikrosústavy a malé izolované elektrizačné sústavy, ktoré sa v žiadosti zaraďujú ako izolované mikrosústavy alebo malé izolované sústavy, sa ako také zaraďovali v čase podania pôvodnej žiadosti a v čase, keď toto rozhodnutie o udelení výnimky nadobudne účinnosť.
(100)
Preto, pokiaľ ide o malé izolované sústavy a izolované mikrosústavy, ktoré môžu byť oprávnené na udelenie výnimky podľa smernice 2003/54/ES a smernice 2009/72/ES, nedošlo k žiadnym právnym ani faktickým zmenám.
(101)
Článok 26 ods. 1 smernice 2003/54/ES umožňoval udeliť výnimku z jej kapitoly III, ktorá obsahuje ustanovenia, ako sú ustanovenia kapitoly III smernice 2009/72/ES týkajúce sa postupov na udeľovanie povolení na nové kapacity a výberového konania na nové kapacity.
(102)
Článok 26 ods. 1 smernice 2003/54/ES umožňoval udeliť výnimku z jej kapitoly VII, ktorá obsahuje ustanovenia, ako sú ustanovenia kapitoly VIII smernice 2009/72/ES týkajúce sa prístupu tretích strán, otvárania trhu a priamych vedení.
(103)
Ak by Komisia udelila výnimku na základe pôvodnej žiadosti, mohla tak urobiť za rovnakých podmienok ako v prípade tejto výnimky podľa smernice 2009/72/ES.
(104)
Okrem toho sa od roku 2003 nevyskytla žiadna zmena vo faktických okolnostiach. Geografická situácia NII, ekonomické faktory ovplyvňujúce prevádzku elektrizačných sústav v rámci izolovaných sústav na NII a povaha významných problémov, ktoré existujú v rámci prevádzky konvenčných elektrární v izolovaných sústavách na NII, sa od roku 2003 podstatne nezmenili.
(105)
Vo veci pôvodnej žiadosti sa od roku 2003 nerozhodlo. Nekonanie Komisie by nemalo byť na úkor Helénskej republiky. Helénska republika splnila svoje povinnosti podľa článku 26 ods. 1 smernice 2003/54/ES a článku 44 ods. 1 smernice 2009/72/ES a podala náležite zdôvodnenú žiadosť o výnimku pre izolované sústavy na NII podľa uvedených článkov.
(106)
Je preto primerané, aby toto rozhodnutie o udelení výnimky nadobudlo účinnosť od dátumu oznámenia pôvodnej žiadosti, t. j. od 5. decembra 2003,
PRIJALA TOTO ROZHODNUTIE:
Článok 1
Toto rozhodnutie sa vzťahuje na malé izolované sústavy a izolované mikrosústavy uvedené v tabuľke.
Na účely tohto rozhodnutia je Kréta malou izolovanou sústavou a všetky ostatné izolované sústavy sú izolované mikrosústavy.
Článok 2
1. Pre malé izolované sústavy a izolované mikrosústavy sa udeľuje výnimka z ustanovení článku 33 smernice 2009/72/ES.
2. Táto výnimka je platná do 17. februára 2016 alebo do úplnej inštalácie infraštruktúry uvedenej v článku 237 ods. 7 kódexu NII, podľa toho, čo nastane neskôr. V každom prípade sa táto výnimka prestane uplatňovať 17. februára 2019.
3. Grécke orgány vypracujú do 17. februára 2015 plán investícií do infraštruktúry uvedený v článku 237 ods. 7 kódexu NII, v ktorom sa samostatne pre každú izolovanú sústavu na NII špecifikuje, dokedy musí byť inštalácia infraštruktúry dokončená. V tomto pláne sa uprednostnia Kréta a Rodos.
4. Od 17. februára 2016 a potom každý rok do 17. februára 2019 vypracujú grécke orgány správu, v ktorej pre každú izolovanú sústavu na NII uvedú: a) či sa otvoril trh; b) stav investícií do infraštruktúry vo vzťahu k príslušnému plánu; c) významné a podstatné problémy, ktoré bránia otvoreniu trhu, a d) či je možné tieto problémy priamo pripísať nedokončeniu investícií do infraštruktúry stanovených v článku 237 ods. 7 kódexu NII.
Článok 3
1. Udeľuje sa výnimka z ustanovení článku 7 ods. 1 smernice 2009/72/ES, podľa ktorej je možné povolenia na modernizáciu, vylepšovanie a rozširovanie existujúcej konvenčnej kapacity v rámci izolovaných mikrosústav udeliť priamo PPC.
2. Na účely tejto výnimky:
a)
existujúce konvenčné výrobné kapacity zahŕňajú projekty na modernizáciu, vylepšovanie a rozširovanie konvenčných výrobných kapacít, pre ktoré k dátumu oznámenia tohto rozhodnutia existuje platná licencia vydaná RAE;
b)
úplná likvidácia hlavnej výrobnej kapacity v existujúcej lokalite a jej nahradenie novým zariadením na výrobu elektriny sa nepovažuje za existujúcu kapacitu, ale vybudovanie novej kapacity;
c)
umiestnenie dočasnej konvenčnej výrobnej kapacity v lokalite existujúcej kapacity predstavuje rozšírenie existujúcej kapacity.
3. Po uplynutí platnosti povolenia udeleného podľa prvého odseku je možné platnosť tohto povolenia predĺžiť na základe vlastného uváženia RAE za predpokladu, že oneskorenia sú spôsobené dôvodmi, ktoré spoločnosť PPC nemohla ovplyvniť.
4. Táto výnimka sa už nevzťahuje na povolenia udelené podľa prvého odseku, ktorých platnosť uplynula alebo boli zrušené.
5. Všetky ostatné ustanovenia článku 7 smernice 2009/72/ES naďalej platia v plnom rozsahu.
6. Táto výnimka je platná do 1. januára 2021.
Článok 4
1. Výnimky uvedené v tomto rozhodnutí sa nebudú vzťahovať na malé izolované sústavy a izolované mikrosústavy po tom, ako budú prepojené s prepojenou sústavou.
2. Grécke orgány:
a)
pri udeľovaní povolení alebo výberovom konaní na nové kapacity v rámci danej izolovanej sústavy na NII systematicky zvážia alternatívu prepojenia izolovanej sústavy, ktorej je daný NII súčasťou. Udelenie povolenia na nové kapacity sa zamietne, ak je vybudovanie prepojovacieho vedenia nákladovo efektívnejšie. Náklady zahŕňajú všetky náklady na dodávanie elektriny konečným zákazníkom v rámci izolovanej sústavy vrátane kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII;
b)
zabezpečia, aby štúdia nákladov a prínosov pre dôležité prenosové diela vykonaná spoločnosťou ADMIE podľa článku 108 zákona 4001/2011 zohľadňovala len efektívne náklady na investície do projektovaného prepojenia a jeho prevádzkovanie. Štúdia nesmie zohľadňovať stratené výnosy alebo odpisy hodnoty konvenčných výrobných aktív, ktoré sú už nainštalované na NII;
c)
v spojení s desaťročným investičným plánom spoločnosti ADMIE podľa článku 108 zákona 4001/2011 uverejnia celkové náklady na dodávanie elektriny zákazníkom v každej z izolovaných sústav na NII vrátane kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII. Ak vybudovanie prepojovacieho vedenia nie je obsiahnuté v desaťročnom investičnom pláne ADMIE podľa článku 108 zákona 4001/2011, ktorý schválil RAE, grécke orgány z vlastného podnetu alebo na jednoduchú žiadosť tretej strany zorganizujú výberové konanie podľa článku 22 ods. 7 písm. b) smernice 2009/72/ES na vybudovanie prepojovacieho vedenia spájajúceho jednu alebo viacero izolovaných sústav NII. Prepojovacie vedenie sa vybuduje, ak jeho vybudovanie zníži celkové náklady na dodávanie elektriny zákazníkom na NII vrátane kompenzácie za záväzok vyplývajúci zo služieb vo verejnom záujme na NII;
d)
stanovia jasný termín dokončenia výstavby prepojovacieho vedenia. Ak prepojovacie vedenie nebude vybudované alebo nebude vybudované v stanovenom termíne, grécke orgány budú požadovať odškodnenie za nerealizované úspory nákladov.
Článok 5
Toto rozhodnutie sa uplatňuje od 5. decembra 2003.
Článok 6
Toto rozhodnutie je určené Helénskej republike.
V Bruseli 14. augusta 2014