KOMMISSIONENS AFGØRELSE
af 14. august 2014
om at give Den Hellenske Republik dispensation fra visse bestemmelser i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF
(meddelt under nummer C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EUROPA-KOMMISSIONEN HAR -
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (1), særlig artikel 44, stk. 1, og artikel 48,
under henvisning til ansøgningerne fra Den Hellenske Republik af 17. januar 2012 og 5. december 2003,
efter at have informeret medlemsstaterne om denne ansøgning, og
ud fra følgende betragtninger:
1. PROCEDURE
(1)
Den 17. januar 2012 indsendte det græske ministerium for miljø, energi og klimaændringer (»YPEKA«) en ansøgning (»ansøgningen«) til Kommissionen i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF for visse græske øer, som ikke er sammenkoblet med el-forsyningssystemet på det græske fastland (de ikke-sammenkoblede øer eller »NII'er«).
(2)
Den 12. september 2012 anmodede Kommissionen den græske energitilsynsmyndighed (»RAE«) om at kommentere på ansøgningen. RAE svarede på denne anmodning den 16. november 2012 (»RAE-udtalelsen«).
(3)
RAE fremsendte yderligere begrundelser af ansøgningen den 17. december 2013, den 23. december 2013, den 4. februar 2014, den 28. februar 2014 og den 17. marts 2014.
(4)
Den 14. marts 2014 (med et tillæg indsendt den 20. marts 2014) informerede Kommissionen medlemsstaterne om ansøgningen i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF med en anmodning om fremsættelse af eventuelle bemærkninger inden den 25. marts 2014. Der blev ikke fremsat nogen bemærkninger.
(5)
Med ansøgningen fornyede YPEKA den anmodning, der blev indsendt af ministeriet for udvikling den 5. december 2003 i overensstemmelse med artikel 26, stk. 1, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/54/EF (2) (den »oprindelige ansøgning«), om en dispensation fra visse bestemmelser i direktiv 2003/54/EF. Selv om de indledende tiltag til at undersøge den oprindelige ansøgning blev igangsat, blev dispensationen i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF hverken givet eller afvist.
2. ANSØGNINGEN INDSENDT AF YPEKA
2.1. OMFANGET AF DEN ANMODEDE DISPENSATION
(6)
I ansøgningen anmodes der om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF.
(7)
Kapitel III i direktiv 2009/72/EF refererer til bevillingsproceduren og udbud med henblik på ny kapacitet. Kapitel VIII refererer til tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
2.2. DEN NUVÆRENDE OPBYGNING AF ELEKTRICITETSSYSTEMET PÅ NII'ERNE
(8)
De græske energimarkeder er primært styret af græsk lov nr. 4001/2011, som gennemfører direktiv 2009/72/EF. Lov nr. 4001/2011 trådte i kraft den 22. august 2011.
(9)
DEDDIE SA (»DEDDIE«) er den græske distributionssystemoperatør og er 100 % ejet af, men er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra, det græske statslige elektricitetsselskab (»PPC«), som er den nuværende græske elektricitetsproducent og -leverandør. Netaktiverne, der drives af DEDDIE, ejes af PPC.
(10)
I henhold til artikel 127 i lov nr. 4001/2011 er DEDDIE ansvarlig for udviklingen, driften og vedligeholdelsen af det græske elektricitetsdistributionssystem, som omfatter elektricitetsdistributionssystemet på NII'erne.
(11)
Derudover er DEDDIE ansvarlig for driften af elektricitetssystemerne på NII'erne. Disse opgaver omfatter: i) udarbejdelse af en produktionsudviklingsplan for mikro-isolerede systemer, herunder et program til at sammenkoble dem med andre NII'er ii) sikring af, at de nødvendige anlæg er tilgængelige til at etablere ny produktionskapacitet, udvide eksisterende kapacitet eller leveringskomponenter og udvide det græske elektricitetsdistributionssystem til ikke-sammenkoblede øer og mikro-isolerede systemer iii) indgåelse af kontrakter med licensindehavere, som administrerer elektricitetsforsyningen til og fra systemet, levering af supplerende tjenester til NII'ernes distributionssystemer og aflønning af elektricitetsproducenterne, afgifter til kunder og leverandører for den leverede elektricitet og for andre krediteringer og debiteringer i de særlige regnskaber, eksempelvis regnskaberne til aflønning for de offentlige serviceforpligtelser.
(12)
Ved artikel 137, stk. 1, i lov nr. 4001/2011 fastsættes, at alle elektricitetskunder klassificeres som egnede kunder med undtagelse af kunder i mikro-isolerede net i henhold til artikel 139 i samme lov.
(13)
I henhold til artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011:
»Med undtagelse af tilfælde, hvor elektricitet produceres ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybridkraftværker og i tilfælde af uafhængige producenter, hvis der er givet dispensation i overensstemmelse med bestemmelserne i artikel 139, kan der kun gives en produktionslicens til PPC SA i overensstemmelse med visse licensbestemmelser. PPC SA er ansvarlig for den uafbrudte forsyning til mikro-isolerede systemer, hvortil det har fået licens, og sikring af den langsigtede finansielle drift af elektricitetssystemerne på disse øer.«
(14)
I henhold til artikel 134 i lov nr. 4001/2011:
»Uden at dette berører bestemmelserne i artikel 139 i nærværende lov gives der kun forsyningslicenser til mikro-isolerede net til PPC SA i overensstemmelse med kravene i licensbestemmelserne. PPC SA skal forsyne ikke-egnede kunder med elektricitet på anmodning.«
(15)
I henhold til artikel 139 i lov nr. 4001/2011 kan der gives dispensation fra bestemmelserne i lov nr. 4001/2011 i overensstemmelse med artikel 44 i direktiv 2009/72/EF.
(16)
Ministerbeslutning nr. PD5/EL/B/F IB/12924 vedtaget i henhold til artikel 28 i græsk lov nr. 3426/2005 fastsætter, at elektricitetsforsyningen fra enhver elektricitetsproducent til forbrugere på NII'er betragtes som en offentlig serviceforpligtelse (»NII OSP«) af almen økonomisk interesse. Af hensyn til den sociale sammenhørighed skal elektricitetsleverandører på en NII levere elektricitet til en pris, der pr. kundekategori svarer til prisen for kunderne i det græske sammenkoblede system.
(17)
Artikel 52 i græsk lov nr. 4001/2011 fastsætter, at kunder på ikke-sammenkoblede øer har ret til særlige tjenester, både i forhold til pris og i forhold til kvalitet og forsyningssikkerhed, samt gennemsigtighed i forhold til de kontraktuelle vilkår og betingelser. Leverandører af NII OSP modtager, imod at varetage OSP'en, en økonomisk kompensation, der beregnes på baggrund af den metode, som er fastsat af RAE's beslutning 24/2014 (3). Denne metode er baseret på forskellen mellem de samlede produktionsomkostninger på de ikke-sammenkoblede øer (variable og faste) og den samlede markedspris, som leverandørerne står over for i det sammenkoblede system (systemets marginalomkostninger plus alle andre mekanismer i det græske sammenkoblede system). NII OSP-kompensationen beregnes på månedlig basis og pr. selvstyrende øsystem og er underlagt RAE's kontrol. NII OSP-kompensationen tilvejebringes via en afgift for alle kunder, inklusive dem på NII'erne. (4) NII OSP-mekanismen administreres af LAGIE, den græske statsejede markedsoperatør. Ministerbeslutning D5-EL/B/F1/oik.27547 af december 2011 (5) baseret på bestemmelserne i artikel 55, stk. 3, i lov nr. 4001/2011, fastsatte, at NII OSP skal tilbydes af alle leverandører, hvorved alle leverandører derfor er berettigede til NII OSP-kompensation.
(18)
Sekundær lovgivning regulerer mere udførligt forsyningen og produktionen af elektricitet på NII'erne. Ved RAE's beslutning nr. 39/2014 af 28. januar 2014 adopterede RAE kodekset for forvaltning af elektricitetssystemer på de ikke-sammenkoblede øer (»NII-kodekset«), som regulerer en lang række anliggender vedrørende driften af de isolerede systemer på NII'erne, herunder markedsåbning, markedsafregning og elektricitetsproduktion. NII-kodekset trådte i kraft på dagen for dets offentliggørelse, dvs. den 17. februar 2014.
2.3. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF ISOLEREDE SYSTEMER
(19)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved driften af Grækenlands isolerede elektricitetssystemer:
a)
en stor variation af elektricitetsefterspørgslen i mikro-isolerede systemer, som accentueres af: i) turismeaspektet i forhold til øernes økonomiske udvikling; og ii) den øgede markedsindtrængning af vedvarende energikilder (»RES«).
Disse faktorer medfører en negativ påvirkning af belastningsfaktoren for varme- eller konventionel produktionskapacitet og af muligheden for at dække omkostningerne ved investeringer i en sådan produktionskapacitet
b)
den store variation i vejrforholdene på øerne, som påvirker efterspørgslen og forårsager driftsforstyrrelser i produktionssystemerne og som følge deraf kræver omfattende reserver.
(20)
I ansøgningen fremhæves følgende problemer ved udviklingen af konventionel elektricitetsproduktion i de Grækenlands små, isolerede elektricitetssystemer:
a)
det er vanskeligt eller endda umuligt at finde egnede områder til nye, konventionelle kraftværker i de mikro-isolerede systemer, hvilket primært skyldes offentlig modstand
b)
NII'ernes lille størrelse, som giver anledning til store skift i den langsigtede udviklingsplanlægning af kraftvarmeproduktionen som følge af elektricitetsforbrugernes uforudsigelige investeringer (eksempelvis store turistkomplekser eller håndværksfaciliteter), der kræver hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til elektricitetsefterspørgslen
c)
elektricitetsefterspørgslen i NII'ernes isolerede systemer forventes at stige med 2 % pr. år indtil 2017. Selvom PPC har fået bevillinger til at etablere den yderligere påkrævede kapacitet, og etableringen allerede er planlagt (i 2017 forventes denne at dække alle NII'ers efterspørgsel med de nødvendige reservemarginer), har det ikke altid været muligt at overholde tidsplanen
d)
den lille belastningsstørrelse, de store belastningsvariationer og den øgede markedsindtrængning af RES i de fleste mikro-isolerede systemer begrænser de tilgængelige teknologiske løsninger til konventionel produktion, hvorved udvalget begrænses til små produktionsanlæg, som er drevet af tung olie med et lavt svovlindhold eller af let olie
e)
udbudsprocedurerne til ny strømproduktion er tidskrævende. Der går to et halvt til tre år fra bevillingen gives, indtil strømgeneratorerne påbegynder driften
f)
udviklingen af planer om konstruktionen af sammenkoblingsforbindelser mellem det græske sammenkoblede system og de mikro-isolerede systemer på NII'erne underminerer interessen for at investere i konventionel produktionskapacitet på NII'erne. Der er planlagt sammenkoblingsprojekter med Kykladerne og Kreta.
(21)
Som følge deraf må der regelmæssigt findes løsninger på nødsituationer, eksempelvis leje af mobile, dieseldrevne strømgeneratorer eller gasturbiner. Nødtvungne situationsafhængige bevillinger til nødproduktionsbehov er ikke ønskværdige, da de giver anledning til uøkonomisk leje af udstyr, i stedet form at udstyr købes. Ansøgningen giver flere eksempler på, at uforudsete hændelser har givet anledning til længerevarende brug af mobile strømgeneratorer.
(22)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved markedsåbningen i de Grækenlands isolerede elektricitetssystemer på NII'erne:
a)
For at give mulighed for markedsåbning skal der udvikles og bygges en specifik infrastruktur i de isolerede systemer på NII'erne. Denne infrastruktur forudsætter, at der bygges kontrolcentre, som skal administrere: i) den daglige produktionsplanlægning; og ii) markedsafregning i hvert isoleret system ved at fordele produktionsomkostningerne i hvert isoleret system til de leverandører, som er aktive deri.
Den nødvendige infrastruktur er omkostningskrævende, og omkostningerne bæres af forbrugerne
b)
På grund af NII OSP er elektricitetsprisen den samme for hver kundekategori på det græske territorium. De højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal derfor ydes kompensation til de leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder.
Det hævdes, at de store variationer i værdierne for den gennemsnitlige årlige variable produktionsomkostning pr. NII ville gøre afregningsmekanismen for markedet kompliceret.
(23)
Som følge deraf mener YPEKA, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet sammen med markedsåbning i de isolerede systemer på NII'erne medfører omkostninger, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(24)
Ansøgningen indeholder ikke en dato for, hvornår den anmodede dispensation ville ophøre.
3. RAE-UDTALELSEN
3.1. OMFANGET AF DISPENSATIONEN
3.1.1. Dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF
(25)
RAE er af den opfattelse, at dispensationen fra kapitel III i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1 ikke bør vedrøre etableringen af ny elektricitetskapacitet, som kan udvikles i et isoleret system, men kun renoveringen, opgraderingen eller udvidelsen af eksisterende produktionskapacitet. Eksisterende produktionskapacitet består af kraftværker, som allerede er i drift eller under konstruktion på NII'erne. Alle nye kraftværker, som bygges på disse øer, betragtes som ny produktionskapacitet.
(26)
RAE bemærker, at uafhængige strømproducenter (»IPP'er«) (dvs. andre producenter end PPC) i de sidste to årtier har udvist en stærk interesse i at udvikle kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder, i alle mikro-isolerede systemer. Som følge deraf bør tredjeparts adgang til alle NII'ers strømsystemer vedrørende udviklingen af værker, der anvender vedvarende energikilder, og kraftvarmeværker ikke begrænses.
(27)
RAE erklærer, at den ikke vil modsætte sig, at der gives dispensation til aktivering af nye konventionelle kraftværker, forudsat at visse betingelser er opfyldt. Dog tillader artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke muligheden for at dispensere fra ny kapacitet.
(28)
RAE vurderer, at kapacitetsudvidelsen af eksisterende konventionelle kraftværker hovedsageligt vedrører en kortvarende kapacitetsmangel på NII'erne, der stammer fra uventede skader på eksisterende kapacitet eller forsinket etablering af ny kapacitet, især i perioder med stor efterspørgsel (eksempelvis sommerhøjsæsonen). Disse udvidelser er underlagt en åben udbudsprocedure i henhold til artikel 8 i direktiv 2009/72/EF. En sådan procedure er tidskrævende og ikke velegnet til nødsituationernes presserende karakter.
(29)
RAE accepterer, at PPC bør tage sig af sådanne nødsituationer. Når det tages i betragtning, at PPC er i stand til at flytte mobile konventionelle enheder fra øer, hvor der er et kapacitetsoverskud, til de øer, hvor der er et kapacitetsunderskud, er det muligt, at denne løsning også er den mest økonomiske.
(30)
RAE understreger, at enhver dispensation skal tillade, at den passende licensprocedure for nødstilfældesituationer specificeres, og specifikt hvilke af de kriterier, der er nævnt i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF, som skal undersøges af de kompetente licensmyndigheder.
(31)
RAE skønner, at dispensationen bør gives med en begrænset varighed, eksempelvis maksimalt 10 år.
3.1.2. Dispensation fra direktivets kapitel VIII
(32)
I følge RAE er forsyningen af elektricitet på NII'erne rent praktisk forbundet med NII OSP og NII OSP-kompensationen, da i) omkostningerne til elektricitetsproduktion på NII'erne er betragteligt højere end omkostningerne på fastlandet, og ii) den græske stat kræver en ensartet pris pr. kundekategori på hele det græske territorium.
(33)
NII-kodekset omfatter installationen af bestemt måle- og kontroludstyr på NII'erne til måling på timebasis, energistyring og kontrolcentre, overvågning og tilhørende IT-systemer. RAE fastholder, at denne infrastruktur er nødvendig for:
a)
at sikre, at OSP-omkostningerne er gennemsigtige, ikke-diskriminerende og kan verificeres
b)
den korrekte drift og fornuftige forvaltning af de elektriske systemer for at opnå den mest økonomiske drift og dermed en større reduktion af NII OSP-afgifterne for elektricitetsforbrugerne
c)
at opnå en større markedsindtrængning af RES og kraftvarmeværker, herunder teknologier indenfor vedvarende energikilder med komplekse og særlige krav til forvaltningen af disse, såsom RES med lagring, solvarmekraftværker, osv.
d)
at garantere den nødvendige gennemsigtighed i forvaltningen af de isolerede systemer, hvorved en ikke-diskriminerende behandling af alle markedsdeltagere, især producenter, sikres.
(34)
RAE mener, at, uanset om en eller flere leverandører har licens til at være aktive i et mikro-isoleret system, skal denne infrastruktur etableres i de isolerede systemer på NII'erne.
(35)
De estimerede omkostninger til etableringen af denne infrastruktur forventes ikke at overstige 20 til 30 millioner euro for alle NII'er, inklusive Kreta og Rhodos. RAE anser dette beløb for at være rimeligt, især når de forventede fordele, dvs. sikring af gennemsigtighed og verificering af NII OSP samt den fornuftige og kontrollerede drift af de isolerede elektricitetssystemer, tages i betragtning.
(36)
I modsætning til YPEKA mener RAE, at licensudstedelse til, at mere end en leverandør kan være aktiv i et givent isoleret system på NII'erne, ikke vil medføre betydelige ekstraomkostninger til den påkrævede infrastruktur, da den samme infrastruktur i alle tilfælde allerede er nødvendig for den daglige planlægning af de produktionsenheder, der findes på NII'erne, markedsafregning og tilvejebringelsen af NII OSP.
(37)
Endvidere vurderer RAE, at der er yderligere betydelige fordele for NII-kunderne ved at tillade, at der er mere end en enkelt aktiv leverandør.
(38)
Følgeligt mener RAE, at den permanente udelukkelse af alternative leverandører på NII-markeder ikke er berettiget. Etableringen af den nødvendige infrastruktur som beskrevet ovenfor forventes at være fuldført inden for en periode på tre til fem år. RAE vil ikke modsætte sig en mulig dispensation uden nogen yderligere forlængelse udelukkende for denne tidsperiode.
(39)
RAE bemærker endvidere, at dispensationen automatisk bør ophøre med at være gældende i tilfælde af, at et givent isoleret systems status på NII'erne ændres således, at det ikke længere hører under kategorien for små eller mikro-isolerede systemer. Dette ville kunne ske i tilfælde, hvor de isolerede systemer på NII'erne sammenkobles med det græske sammenkoblede system.
4. VURDERING
4.1. ANSØGNINGENS JURIDISKE GRUNDLAG
(40)
I artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF gives mulighed for at dispensere fra visse bestemmelser i direktivet, såfremt dispensationen gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
(41)
I henhold til artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF er et lille isoleret system ethvert system med et forbrug på under 3 000 GWh i 1996, som får mindre end 5 % af sit årlige forbrug dækket via sammenkobling med andre systemer.
(42)
I henhold til artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF er et mikro-isoleret system ethvert system med et forbrug på under 500 GWh i 1996, uden forbindelse til andre systemer.
(43)
De isolerede systemer, som er identificeret i ansøgningen, består af en og, lejlighedsvist, flere NII'er (se kolonnerne 1 og 2 i tabellen). Selv om et isoleret system består af flere NII'er, der er sammenkoblet med hinanden, er det elektricitetssystem, som udgøres af disse sammenkoblede NII'er, isoleret i den forstand, at det ikke er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(44)
Ansøgningen hævder, at 31 af de 32 isolerede systemer er mikro-isolerede systemer, hvoraf det største er Rhodos. De mikro-isolerede systemer, hvortil ansøgningen er blevet udarbejdet, repræsenterede 5,24 % af det samlede salg af elektricitet i Grækenland i 2010. Kretas isolerede system betragtes som et lille isoleret system. I 2010 repræsenterede Kreta 3,01 % af den græske elektricitetsefterspørgsel.
Årlig efterspørgsel pr. isoleret system
Årlig efterspørgsel (MWh)
Årlig efterspørgsel i 1996
Navnet på det isolerede system
NII'er, der er en del af det isolerede system
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nej
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Inousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinoussa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Siros
Siros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Santorini
Santorini
Thirassia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Delos
Mykonos-Delos
45 740
78 049
115 071
112 978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skiros
Skiros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Simi
Simi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astipálea
Astipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Agios Efstratios
Agios Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythera
Antikythera
70
199
228
241
Ja
Ja
Arki og Marathi
Arki og Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Tabellen herover omfatter de isolerede systemer som fremgår af ansøgningen og indeholder oplysninger om hvert enkelt af dem. Ud fra disse oplysninger kan det udledes, at alle isolerede systemer, med undtagelse af Kreta, i 1996 havde en elektricitetsefterspørgsel, der kategoriserer dem som mikro-isolerede systemer som defineret i artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF. Med hensyn til Kreta bør desuden nævnes, at Kreta ikke var og stadig ikke er sammenkoblet med nogen andre elektricitetssystemer, og at procentandelen af efterspørgslen, der blev leveret igennem sammenkoblingsforbindelser, derfor var og stadig er nul, dvs. lavere end 5 %. Kreta er dermed et lille isoleret system som defineret i artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
(46)
RAE-udtalelsen kommenterede ikke på de isolerede systemer, der er identificeret i ansøgningen.
(47)
Kommissionen konkluderer dermed, at de isolerede systemer, som er angivet i kolonne 1 i ovenanførte tabel, alle er mikro-isolerede systemer, jf. artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF, med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system, jf. artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
4.2. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF KONVENTIONELLE KRAFTVÆRKER I MIKRO-ISOLEREDE SYSTEMER
(48)
Kommissionen er af den opfattelse, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer. Dette skyldes i særdeleshed følgende:
a)
Størrelsen på den belastning, som skal forsynes på øerne, giver ikke mulighed for, at der bygges større, mere effektive og rentable konventionelle kraftværker. Desuden er det også således, at for at et isoleret system skal kunne drives indenfor acceptable sikkerhedsmarginer, kan det ikke være afhængigt af et enkelt kraftværk.
I ingen af de mikro-isolerede systemer oversteg den årlige spidsbelastning på 188,5 MW i 2013. Gennemsnits- og medianspidsbelastningen på henholdsvis 20,8 og 4,2 MW er meget mindre.
Ingen af de konventionelle kraftværker, som på nuværende tidspunkt er etableret i de mikro-isolerede systemer, har en kapacitet, som overstiger 27 MW. Gennemsnits- og mediankraftværksstørrelsen er med henholdsvis 3,9 og 1,1 MW meget mindre.
Den lille belastning, som skal forsynes, den store variation i efterspørgslen, som påvirkes yderligere af den øgede markedsindtrængning af RES, reducerer også udvalget af teknologierne til de konventionelle kraftværker, som kan anvendes i mikro-isolerede systemer.
Al konventionel produktionskapacitet i de NII isolerede systemer er diesel- eller brændselsoliedrevet.
b)
De årlige belastningsfaktorer i alle mikro-isolerede systemer er lave. Belastningsfaktoren oversteg ikke 0,54 i 2012 i nogen af de mikro-isolerede systemer. Den gennemsnitlige og median spidsbelastning, som begge er på 0,38, er endnu mindre. I betragtning af prioritetsadgangen for RES og det faktum, at de belastningsfaktorer, der anvendes her, afspejler hele det mikro-isolerede systems elektricitetssystem, er belastningsfaktoren for konventionelle kraftværker på NII'er endnu lavere.
Den årlige belastningsfaktor i det græske sammenkoblede system er normalt ca. 50 % for alle blokke og 65 % for kraftværksblokke (6).
Den årlige belastningsfaktor er vejledende for det reelle brug, som skabes af kraftværker i løbet af et givent år, og dermed deres evne til at skabe omsætning.
Den øgede markedsindtrængning af RES vil reducere den belastning, som skal forsynes af konventionelle kraftværker, yderligere.
c)
Der findes flere projekter, der har til hensigt at sammenkoble NII'erne, især Kykladerne og Kreta, med det sammenkoblede system på det græske fastland. Som forklaret ovenfor er konventionelle kraftværker på NII'er ikke lige så effektive som kraftværker, der er etableret i det sammenkoblede system, og det er derfor ikke sandsynligt, at de er økonomisk bæredygtige, så snart de NII'er, hvor de er etableret, sammenkobles.
Muligheden for, at et isoleret system sammenkobles, er derfor en alvorlig hæmsko for investeringen i konventionel kapacitet på NII'erne.
d)
Den relativt lille belastning, der skal forsynes, betyder, at relativt små skift i efterspørgslen sandsynligvis vil påvirke den produktionskapacitet, der er påkrævet i et givent isoleret system. Den manglende sammenkoblingskapacitet betyder, at alle ændringer i efterspørgslen nødvendigvis skal tilpasses den produktionskapacitet, der findes i det mikro-isolerede system.
Denne faktor øger behovet for hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til længevarende skift i efterspørgslen.
Dette behov for fleksibilitet forstærkes yderligere af de oplevede vanskeligheder med hensyn til at finde egnede områder til konventionelle kraftværker på NII'erne samt varigheden af licens- og tilladelsesprocedurerne.
e)
Forholdet mellem den maksimale og den minimale årlige efterspørgsel i 2012 (7) i alle mikro-isolerede systemer er mindst 3,35, men er højere, og ofte meget højere, for et givent mikro-isoleret system. Det gennemsnitlige forhold og medianforholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel er netop 6,27 og 5,98.
Forholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel i 2010 i det græske sammenkoblede system er ca. 3.
Det højere forhold mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel afspejler graden af fleksibilitet og reserver, som, selv i et givent år, skal være tilgængelige i den produktionskapacitet, som findes i et isoleret system.
I denne henseende er det værd at bemærke, at i 2012 stammede ca. 60 % af de mikro-isolerede systemers brug fra mobile strømgeneratorer.
(49)
Kommissionen konkluderer derfor, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer på NII'erne som identificeret i tabellen herover.
4.3. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL III
4.3.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for ny kapacitet
(50)
I henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF kan der kun gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III for så vidt angår renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet.
(51)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til ny kapacitet.
(52)
I stedet, i betragtning af, at de isolerede systemer på NII'erne er distributionsnet, hvis bevillingsproceduren for ny kapacitet ikke skulle tillade den tilfredsstillende bevilling af ny kapacitet for de isolerede systemer på NII'erne, kan de græske myndigheder overveje at anvende bestemmelserne i artikel 7, stk. 3, i direktiv 2009/72/EF til ny, lille konventionel kapacitet. En sådan ny, lille konventionel kapacitet kan eksempelvis inkludere midlertidig produktionskapacitet, som kan gøres tilgængelig på lang sigt, uden at den permanent hører til et bestemt sted.
4.3.2. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for Kreta
(53)
Som anført ovenfor er alle NII'er mikro-isolerede systemer med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system.
(54)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til Kreta.
4.3.3. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III dækker ikke kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder
(55)
Ansøgningen nævner ikke eksplicit, at den anmodede dispensation kun vedrører konventionelle kraftværker.
(56)
Artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011 udelukker udtrykkeligt elektricitet, som er produceret ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybrid kraftværker og ved uafhængige producenter, fra omfanget af den eksklusive produktionslicens, som kan gives til PPC. Det samme gælder fra artikel 225 i NII-kodekset.
(57)
Desuden vedrører den fremlagte begrundelse kun betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker. Faktisk argumenteres der for, at disse kraftværker står overfor betydelige problemer, som blandt andet er et resultat af den øgede markedsindtrængning af RES.
(58)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen skulle have til hensigt at anmode om dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF til produktionsværker på nær konventionelle kraftværker, kan en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.3.4. Der kan gives dispensation til bevillingen til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet
(59)
I betragtning af de ovennævnte, betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker i små isolerede systemer, kan der gives dispensation til bevillingen af eksisterende konventionel kapacitet for så vidt, at dette vedrører renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet. En sådan bevilling kan gives direkte til PPC.
(60)
I forbindelse med denne dispensation:
a)
består eksisterende konventionel produktionskapacitet af projekter til konstruktionen af konventionel produktionskapacitet, hvortil RAE allerede har givet licens, og som ikke er blevet annulleret på den dato, hvor denne afgørelse træder i kraft
b)
betragtes fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation som konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets område udvidelsen af eksisterende kapacitet.
(61)
Der er dog ikke grundlag for en dispensation fra kriterierne og bestemmelserne, som eksempelvis dem, der er fastsat i artikel 7, stk. 2, i direktiv 2009/72/EF, hvortil der er givet bevilling til PPC.
(62)
Derudover er det vigtigt, i tilfælde af, at dispensationen gives direkte til PPC, at betingelserne fastsætter forpligtelserne med hensyn til, hvornår det godkendte konventionelle kraftværk skal være driftsklar, og inkluderer bestemmelser, der sikrer fuld og effektiv overensstemmelse med sådanne forpligtelser. Efter RAE's eget skøn kan en sådan bevilling, ved bevillingens udløb, forlænges, men kun hvis bevillingen udløb af årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol. Efter udløbet bør RAE iværksætte en bevillingsprocedure i fuld overensstemmelse med artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og dermed inkludere deltagelsen af tredjeparter.
4.3.5. Dispensationen kan ikke dække udbud med henblik på ny kapacitet
(63)
Pr. definition vedrører bevillingsproceduren som defineret i artikel 8 i direktiv 2009/72/EF den kapacitet, der stadig skal konstrueres og bevilliges, og som følgeligt konstituerer ny kapacitet.
(64)
Som følge af ovenstående bør der i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke gives dispensation til ny kapacitet.
4.4. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL VIII
4.4.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel VIII dækker ikke artikel 32 om tredjeparts adgang
(65)
Ansøgningen vedrører dispensationen fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra bestemmelserne i artikel 32 om tredjeparts adgang (»TPA«).
(66)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 32 i direktiv 2009/72/EF, og den giver heller ikke noget grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation. Lov nr. 4001/2011 og NII-kodekset forpligter i stedet DEDDIE til at give ikke-diskriminerende adgang til det distributionssystem, som drives af DEDDIE (eks. artikel 127 i lov nr. 4001/2011), til tredjeparter. Som følge deraf kan der ikke gives en sådan dispensation.
4.4.2. Dispensation fra artikel 33 om markedsåbning og gensidighed
4.4.2.1. Der er ikke grundlag for at give permanent dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(67)
Ansøgningen argumenterer overvejende for, at PPC fortsat bør være eneste leverandør, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, på baggrund af, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet i mikro-isolerede systemer sammen med dem, som er nødvendige for markedsåbning for tredjeparter, medfører driftsomkostninger for NII-operatøren, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(68)
Som det viser sig i RAE-udtalelsen, har den infrastruktur, der er etableret på NII'erne, til hensigt at sikre, at NII OSP kan administreres på en gennemsigtig, verificerbar og ikke-diskriminerende måde i overensstemmelse med eksisterende lovgivning. Endvidere er infrastrukturen ud fra et teknisk og økonomisk synspunkt nødvendig for at drive de isolerede systemer på NII'erne. Følgeligt, da infrastrukturen i alle tilfælde er nødvendig for at overholde de krav, uanset hvor mange leverandører, som har licens på NII'erne, øger markedsåbningen ikke omkostningerne til infrastrukturen.
(69)
Selv hvis en lignende infrastruktur er nødvendig, er markedsåbning i sig selv ikke forbundet med den tekniske drift af de isolerede systemer på NII'erne eller med NII OSP, da der på den ene side ikke er nogen kausal forbindelse mellem den tekniske og økonomiske drift af disse isolerede systemer og forvaltningen af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav og spørgsmålet om en eller flere leverandører har licens til at forsyne elektricitetsforbrugere på NII'erne på den anden side.
(70)
Det er korrekt, at de højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal dækkes af leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af NII OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Fastsættelse af produktionsomkostningerne på NII'erne er dog stadig nødvendig for at fastsætte den økonomiske kompensation for NII OSP, uden hensyn til antallet af aktive leverandører på NII'erne.
(71)
Det eneste ekstra krav til markedsåbning er fordelingen af den respektive del af NII OSP-kompensationen til hver leverandør som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Selv de tilhørende kundedata, især målerdata, er påkrævede, uanset om en eller flere leverandører har licens til at forsyne NII-baserede kunder.
(72)
Følgeligt medfører tildelingen af NII OSP-kompensationen til leverandørerne blot muligheden for at tilskrive kundernes målerdata til en bestemt, autoriseret leverandør, hvilket primært er en administrativ proces, som er baseret på oplysninger, der udelukkende eller i meget høj grad er indsamlet uden hensyn til om der findes markedsåbning på NII'erne eller ej. For det andet er denne mulighed en forudsætning for den korrekte drift af ethvert elektricitetsforsyningsmarked. Sådanne omkostninger kan derfor ikke accepteres som grundlag for dispensationen fra markedsåbning, da de ikke er specifikke for driften af de isolerede systemer på NII'erne og ikke er forbundet med betydelige problemer med driften deraf.
(73)
Det er vigtigt at bemærke, at udarbejdelsen af registre til tilskrivning af måleroplysninger til leverandører udgør en del af den infrastruktur, som skal etableres. Hvorimod etableringen af den samlede, påtænkte infrastruktur vil facilitere den optimale drift af de isolerede elektricitetssystemer, er den fulde realisering af de tilhørende investeringer ikke en nødvendig betingelse for, at markedsåbningen kan finde sted.
(74)
Det faktum, at der muligvis findes store variationer i værdierne for den gennemsnitlige, årlige variable produktionsomkostning pr. NII, er uvæsentlig. Selv hvis denne variation blev begrundet, vedrører denne variation netop omkostningerne ved produktion af elektricitet i de isolerede systemer på NII'erne. Fastsættelsen af dette beløb er allerede nødvendig for at administrere NII OSP i overensstemmelse med de juridiske krav og er desuden ikke på nogen måde påvirket af antallet af leverandører, som har licens til at forsyne NII-baserede kunder. Endvidere, i betragtning af, at forvaltningen af NII OSP stadig er baseret på et månedsbaseret system, som er separat for hvert isoleret system, er det svært at forestille sig, at store årlige variationer pr. NII kan give anledning til materielle problemer.
(75)
Det fremgår af ovenstående, at antallet af leverandører, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, hverken er uløseligt forbundet med den tekniske og økonomiske drift af de isolerede systemer, ej heller med driften af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav.
(76)
Det kan endvidere bemærkes, at markedsåbning har fordele som opvejer omkostningerne, der eventuelt måtte eksistere, ved markedsåbningen. Som RAE bemærker, kunne alternative leverandører på NII'erne give yderligere, betydelige fordele for NII-baserede kunder ved at kombinere leveringen af andre tjenester med elektricitetsforsyningstjenesten.
(77)
Som følge deraf bør anmodningen om dispensation på permanent basis fra artikel 33 ikke gives.
4.4.2.2. Begrænsning i varigheden for et isoleret system fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(78)
I betragtning af ovenstående skal det anerkendes, at markedsåbning kræver opsætning af praktiske arrangementer for at muliggøre, at isolerede systemer på NII'er kan drives i fuld overensstemmelse med NII-kodekset. Praktiske problemer i forbindelse med markedsåbning kan enten medføre, at de registre, der er nødvendige for tilskrivning af målere og målerdata til leverandørerne, ikke er tilgængelige, eller det faktum, at den optimale opsætning af infrastrukturen endnu ikke er på plads. På baggrund af dette kan det påtænkes, at der kan gives en tidsbegrænset dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF.
(79)
Til vurderingen af en sådan dispensation fra kapitel VIII er følgende to betragtninger relevante:
a)
som allerede er påpeget er det vigtigste element, som er nødvendigt for at gøre markedsåbning på NII'erne mulig, tilgængeligheden af et register på NII'erne, der gør det muligt at tilskrive målerdata til en given leverandør. Artikel 327, stk. 4, i NII-kodekset fastsætter, at det register, som er påkrævet til dette formål, skal være færdiggjort senest 2 år efter, at NII-kodekset er trådt i kraft. Tilgængeligheden af dette register er rent praktisk en nødvendig betingelse for markedsåbningen.
b)
Den fulde færdiggørelse af investeringsprogrammet for den infrastruktur, som skal etableres på NII'erne, ville med sikkerhed facilitere den praktiske drift af markedsåbningen på NII'erne. Dette er dog ikke et nødvendigt krav. Artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset fastsætter en tidsplan indenfor hvilken det er meningen, at alle nuværende NII'er skal være udstyret med denne yderligere infrastruktur, der skal etableres på NII'erne senest 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset.
(80)
Som følge deraf bør der gives dispensation fra markedsåbningen for en periode på mindst 2 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2016, for at de registre, der er et nødvendigt krav til markedsåbningen, skal kunne etableres. Da den samlede infrastruktur skal være etableret senest 5 år efter NII-kodeksets ikrafttrædelse, bør gyldigheden af dispensationen i alle tilfælde begrænses til 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2019 for ethvert af de isolerede systemer på NII'erne. Da dispensationen kun kan retfærdiggøres, hvor der stadig er betydelige og materielle problemer ved markedsåbning, som direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af investeringsprogrammet for infrastrukturen på NII'erne, bør det dog kontrolleres regelmæssigt om sådanne problemer fortsætter i et givent NII-isoleret system. En sådan kontrol bør anvende en investeringsplan fra DEDDIE, der er godkendt af de kompetente, græske myndigheder, som sammenligningsgrundlag til etableringen af den nødvendige infrastruktur på NII'erne. Denne plan bør derfor være færdiggjort og godkendt inden den 17. februar 2015.
(81)
For ikke at forsinke markedsåbningen unødvendigt bør DEDDIE's investeringsplan for infrastrukturen godkendes af RAE, og den bør prioritere de isolerede systemer på Kreta og Rhodos, da disse er de tættest befolkede NII'er.
(82)
Fra den 17. februar 2016 og derefter skal DEDDIE indtil den 17. februar 2019 udarbejde en rapport på årlig basis, som skal godkendes RAE, hvori baggrunden for, at der ikke har fundet markedsåbning sted i et givet NII-isoleret system, specificeres. Denne rapport bør offentliggøres og notificeres til Kommissionen.
4.4.3. Dispensationen fra bestemmelsen i kapitel VIII dækker ikke artikel 34
(83)
Ansøgningen vedrører dispensation fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra artikel 34 om direkte linjer som defineret i artikel 2, stk. 15, i direktiv 2009/72/EF.
(84)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 34 i direktiv 2009/72/EF.
(85)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen har til hensigt at anmode om dispensation fra artikel 34 i direktiv 2009/72/EF, bør en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.4.4. Sammenkoblingsforbindelser - anvendelse af dispensationen fra kapitlerne III og VIII
(86)
Den nærværende dispensation vedrører mikro-isolerede systemer, der netop er karakteriseret ved det faktum, at de ikke er, eller, i tilfældet af små isolerede systemer, kun i en meget begrænset grad er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(87)
Men:
a)
i overensstemmelse med den nyligt godkendte tiårige udviklingsplan for den græske elektricitetstransmissionsoperatør, (den uafhængige strømtransmissionsoperatør eller »ADMIE« S.A) forventes sammenkoblingen af Kykladerne at være fuldført inden 2018 i tre faser, hvoraf visse af øerne i Kykladerne sammenkobles med det græske sammenkoblingssystem længe før denne dato
b)
yderligere forventes sammenkoblingen med Kreta at være fuldført i 2020. Projektets relevante dele for de tre første år er blevet inkluderet i ADMIE's godkendte tiårige udviklingsplan fra 2013. Den endelige plan skal inkluderes i den tiårige udviklingsplan, som vil blive godkendt i 2014.
(88)
Det er derfor nødvendigt at fastsætte udtrykkeligt, at den nærværende dispensation for et givent isoleret system automatisk ophører, så snart en sammenkobling mellem et givent isoleret system og det græske sammenkoblede system er driftsklar.
(89)
DEDDIE er 100 % ejet af PPC, selvom DEDDIE er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra sidstnævnte. I modsætning til en distributionssystemoperatør som defineret i direktiv 2009/72/EF har DEDDIE også omfattende opgaver i forhold til driften af NII isolerede systemer og driften af produktionen på NII'erne, herunder den konventionelle produktionskapacitet, der ejes af PPC, og dermed dens økonomiske aflønning. Som anført ovenfor påvirker sammenkoblingen den økonomiske bæredygtighed af de konventionelle kraftværker, der allerede er installeret i de isolerede systemer på NII'erne.
(90)
Der bør kun gives dispensation, hvis dispensationen er proportionel og ikke går ud over, hvad der er strengt nødvendigt. Det er derfor nødvendigt at give klare incitamenter og gennemsigtighed, hvad angår beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles.
(91)
Artikel 108 i lov nr. 4001/2011 fastsætter, at:
»ADMIE SA skal indsende en tiårig udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem til RAE inden den 31. marts hvert år […] Den tiårige udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem skal i særdeleshed: […] (c) stille en teknisk og økonomisk cost/benefit-undersøgelse for vigtige transmissionsarbejder […], især for […] sammenkoblingsforbindelser mellem øer og transmissionssystemet, herunder en tidshorisont, estimeret cash-flow og finansieringskrav til alle investeringsprojekter, til rådighed.«
(92)
For at sikre, at der findes klare incitamenter og gennemsigtighed i forbindelse med beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles, skal de græske myndigheder sikre at:
a)
alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af, systematisk overvejes, når de bevilliger eller sætter eksisterende eller ny kapacitet for et givent isoleret system i udbud på en NII, ADMIE, DEDDIE og RAE. En sådan bevilling til eksisterende eller ny kapacitet bør afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne bør omfatte alle omkostninger til at forsyne elektricitet til slutkunder i det isolerede system, herunder NII OSP-kompensation
b)
Cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 tager kun de effektive omkostninger ved investering i og drift af sammenkoblingen i betragtning. Den bør især ikke tage tabt omsætning ved eller værdiforringelse fra konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er, i betragtning
c)
RAE offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyningen af elektricitetskunder i hvert af de isolerede systemer på NII'erne. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 som godkendt af RAE, vil RAE på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart afholde en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer som fastsat i artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF. Der bør konstrueres en sammenkoblingsforbindelse, hvis konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder, der bor på NII'er.
d)
RAE sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den tidsfrist, som RAE har fastsat, bør der søges erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
4.5. VARIGHED
(93)
Det er nødvendigt at gennemgå de fakta, hvorpå den nærværende dispensation er baseret, især efter at planerne om at sammenkoble visse isolerede systemer skal fuldføres, og tidsfristerne for etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237 i NII-kodekset er udløbet.
(94)
Som følge deraf er enhver dispensation gyldig indtil den 1. januar 2021.
4.6. TILBAGEVIRKENDE KRAFT
(95)
Som anført ovenfor fornyede ansøgningen af 17. januar 2012 den oprindelige ansøgning, som blev indsendt i 2003.
(96)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF ophævet af direktiv 2009/72/EF indeholdt også bestemmelser, der gav medlemsstaterne mulighed for at ansøge om dispensation fra visse bestemmelser i dette direktiv i tilfælde af betydelige problemer med driften af små og mikro-isolerede systemer. I henhold til artikel 48 i direktiv 2009/72/EF skal referencer til den ophævede artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tolkes som referencer til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF.
(97)
Definitionerne af små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer, der anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2003/54/EF, er identiske med dem, som anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2009/72/EF.
(98)
Begge disse definitioner refererer til elektricitetsefterspørgslen i isolerede systemer i 1996, som ikke har ændret sig. Desuden var Kreta ikke sammenkoblet med det græske sammenkoblede system, hverken i 2003 eller i 2012, eller i det øjeblik, hvor nærværende afgørelse om dispensation træder i kraft.
(99)
Som følge deraf blev alle små og mikro-isolerede elektricitetssystemer, som kunne betegnes som små eller mikro-isolerede systemer i ansøgningen, betegnet som sådanne, da den oprindelige ansøgning blev udarbejdet, og når nærværende dispensation træder i kraft.
(100)
Som følge deraf er der ikke sket nogen juridiske eller faktuelle ændringer med hensyn til de små og mikro-isolerede systemer, som kan berettige til dispensation under direktiv 2003/54/EF og direktiv 2009/72/EF.
(101)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel III, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel III i direktiv 2009/72/EF, vedrørende bevillingsprocedurerne for ny kapacitet og udbud med henblik på ny kapacitet.
(102)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel VII, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF, vedrørende tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
(103)
Hvis Kommissionen havde givet dispensation som svar på den oprindelige ansøgning, ville Kommissionen kunne have gjort dette på de samme betingelser som under nærværende dispensation under direktiv 2009/72/EF.
(104)
Desuden er der ikke sket nogen ændringer i de faktuelle omstændigheder siden 2003. NII'ernes geografiske situation, de økonomiske faktorer, der styrer driften af elektricitetssystemerne i de NII isolerede systemer og karakteren af de betydelige problemer, der findes ved driften af konventionelle kraftværker i NII isolerede systemer, har netop ikke ændret sig væsentligt siden 2003.
(105)
Den oprindelige ansøgning har været under behandling siden 2003. Kommissionens passivitet bør ikke være til skade for Den Hellenske Republik. Den Hellenske Republik har opfyldt dens forpligtelser i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF og artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og indsendt en behørigt berettiget anmodning om dispensation under disse artikler for de isolerede systemer på NII'erne.
(106)
Det er derfor passende, at nærværende dispensation træder i kraft fra datoen for notifikationen af den oprindelige ansøgning, dvs. fra den 5. december 2003 -
VEDTAGET DENNE AFGØRELSE:
Artikel 1
Denne afgørelse gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer som identificeret i tabellen.
I forbindelse med denne afgørelse er Kreta et lille isoleret system, hvorimod andre isolerede systemer er mikro-isolerede systemer.
Artikel 2
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 33 i direktiv 2009/72/EF for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
2. Denne dispensation er gyldig indtil den 17. februar 2016 eller den fuldstændige etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, uanset hvilken der kommer senere. I alle tilfælde ophører denne dispensation med at gælde den 17. februar 2019.
3. De græske myndigheder udarbejder inden den 17. februar 2015 en plan for infrastrukturinvesteringerne som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, hvor det separat for hvert NII-isoleret system angives, inden hvilken dato infrastrukturen skal være fuldt ud etableret. I denne plan prioriteres Kreta og Rhodos.
4. Fra den 17. februar 2016 og fremefter udarbejder de græske myndigheder på årlig basis indtil den 17. februar 2019 en rapport, der for hvert NII-isoleret system specificerer: a) om der er sket en markedsåbning; b) status for infrastrukturinvesteringerne i forhold til den relevante plan c) de vedvarende betydelige og materielle problemer for markedsåbningen; og d) om disse problemer direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af infrastrukturinvesteringen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset.
Artikel 3
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF, således at bevillinger til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet indenfor mikro-isolerede systemer kan gives direkte til PPC.
2. I forbindelse med denne dispensation:
a)
omfatter eksisterende konventionel produktionskapacitet projekter til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet, hvortil der findes en gyldig licens, der er udstedt RAE, på den dato, hvor denne afgørelse meddeles
b)
udgør fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation ikke eksisterende kapacitet, men konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig, konventionel produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets anlæg en udvidelse af eksisterende kapacitet.
3. Efter RAE's eget skøn kan en bevilling, der er givet i overensstemmelse med stk. 1, forlænges ved udløbet, men kun hvis forsinkelserne skyldes årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol.
4. Denne dispensation gælder ikke længere for bevillinger, der er givet i henhold til det første afsnit, og som er udløbet eller annulleret.
5. Alle andre bestemmelser i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF er fortsat fuldt ud gældende.
6. Dispensationen er gyldig indtil den 1. januar 2021.
Artikel 4
1. De i denne afgørelse nævnte dispensationer gælder ikke længere for små og mikro-isolerede systemer, så snart de er sammenkoblet med det sammenkoblede system.
2. De græske myndigheder:
a)
overvejer, når de bevilliger eller sætter ny kapacitet i et givent NII-isoleret system i udbud, systematisk alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af. En bevilling til ny kapacitet afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne omfatter alle omkostninger ved forsyningen af elektricitet til slutkunder i det isolerede system, inklusive NII OSP-kompensation
b)
sikrer, at cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 kun tager de effektive omkostninger ved investering i og drift af den projekterede sammenkobling i betragtning. Ved undersøgelsen tages ikke hensyn til tabt omsætning ved eller værdiforringelse af konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er
c)
offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyning af elektricitetskunder i hvert af de NII isolerede systemer. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 og som godkendt af RAE, afholder de græske myndigheder, jf. artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF, på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer. Der etableres en sammenkoblingsforbindelse, såfremt konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder på NII'er.
d)
sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den fastsatte tidsfrist, kan de græske myndigheder søge erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
Artikel 5
Afgørelsen gælder fra den 5. december 2003
Artikel 6
Denne afgørelse er rettet til Den Hellenske Republik.
Udfærdiget i Bruxelles, den 14. august 2014.
KOMISSION PÄÄTÖS,
annettu 14 päivänä elokuuta 2014,
poikkeuksen myöntämisestä Helleenien tasavallalle eräistä Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2009/72/EY säännöksistä
(tiedoksiannettu numerolla C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EUROOPAN KOMISSIO, joka
ottaa huomioon Euroopan unionin toiminnasta tehdyn sopimuksen,
ottaa huomioon sisämarkkinoita koskevista yhteisistä säännöistä ja direktiivin 2003/54/EY kumoamisesta 13 päivänä heinäkuuta 2009 annetun Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2009/72/EY (1) ja erityisesti sen 44 artiklan 1 kohdan ja 48 artiklan,
ottaa huomioon Helleenien tasavallan 17 päivänä tammikuuta 2012 ja 5 päivänä joulukuuta 2003 esittämät hakemukset,
on ilmoittanut jäsenvaltioille tästä hakemuksesta,
sekä katsoo seuraavaa:
1. MENETTELY
(1)
Kreikan ympäristö-, energia- ja ilmastonmuutosministeriö, jäljempänä ’YPEKA’, toimitti 17 päivänä tammikuuta 2012 komissiolle direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdassa tarkoitetun hakemuksen, jäljempänä ’hakemus’, joka koski poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III ja VIII luvun säännöksistä tiettyjen Kreikan saarten osalta, jotka eivät ole yhteenliitettyjä Manner-Kreikan sähköverkkoon, jäljempänä ’yhteenliittämättömät saaret’.
(2)
Komissio pyysi 12 päivänä syyskuuta 2012 Kreikan energiansääntelyviranomaista, jäljempänä ’RAE’, esittämään huomautuksensa hakemuksesta. RAE vastasi pyyntöön 16 päivänä marraskuuta 2012, jäljempänä ’RAE:n lausunto’.
(3)
RAE esitti täydentäviä huomautuksia hakemuksen perusteiksi 17 päivänä joulukuuta 2013, 23 päivänä joulukuuta 2013, 4 päivänä helmikuuta 2014, 28 päivänä helmikuuta 2014 ja 17 päivänä maaliskuuta 2014.
(4)
Komissio ilmoitti 14 päivänä maaliskuuta 2014 (sekä 20 päivänä maaliskuuta 2014 lähetetyllä lisäyksellä) jäsenvaltioille direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdan mukaisesta hakemuksesta ja pyysi niitä esittämään tarvittaessa huomautuksensa 25 päivään maaliskuuta 2014 mennessä. Huomautuksia ei esitetty.
(5)
Hakemuksellaan YPEKA uusi kehitysministeriön 5 päivänä joulukuuta 2003 Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2003/54/EY (2) 26 artiklan 1 kohdan mukaisesti toimittaman hakemuksen, jäljempänä ’alkuperäinen hakemus’, joka koski poikkeusta direktiivin 2003/54/EY tietyistä säännöksistä. Vaikka alustavia toimia alkuperäisen hakemuksen tutkimiseksi toteutettiin, direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohdan mukaista poikkeusta ei myönnetty eikä evätty.
2. YPEKA:N TOIMITTAMA HAKEMUS
2.1 HAETUN POIKKEUKSEN LAAJUUS
(6)
Hakemuksella haetaan poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III ja VIII luvuista.
(7)
Direktiivin 2009/72/EY III luku koskee lupamenettelyä uuden kapasiteetin osalta sekä uutta kapasiteettia koskevaa tarjouskilpailua. Direktiivin VIII luku koskee kolmannen osapuolen pääsyä verkkoon, markkinoiden avaamista ja erillisiä linjoja.
2.2 SÄHKÖVERKON NYKYINEN JÄRJESTÄMINEN YHTEENLIITTÄMÄTTÖMILLÄ SAARILLA
(8)
Kreikan energiamarkkinoita säännellään ensisijaisesti Kreikan lailla nro 4001/2011, jolla saatetaan direktiivi 2009/72/EY osaksi kansallista lainsäädäntöä. Laki nro 4001/2011 tuli voimaan 22 päivänä elokuuta 2011.
(9)
DEDDIE SA, jäljempänä ’DEDDIE’, on Kreikan jakeluverkonhaltija, jonka omistaa sataprosenttisesti Public Power Corporation, jäljempänä ’PPC’, Kreikan vakiintunut sähköntuottaja ja -toimittaja, josta se on kuitenkin oikeudellisesti ja toiminnallisesti eriytetty. PPC omistaa verkko-omaisuuden, jonka toiminnasta DEDDIE vastaa.
(10)
Lain nro 4001/2011 127 §:n mukaan DEDDIE vastaa Kreikan sähkönjakeluverkon kehittämisestä, käytöstä ja ylläpidosta. Verkkoon kuuluu myös yhteenliittämättömien saarien sähkönjakeluverkko.
(11)
Lisäksi DEDDIE vastaa sähköverkkojen toiminnasta yhteenliittämättömillä saarilla. Tehtäviin kuuluvat i) tuotannon kehittämisohjelman valmistelu erittäin pienten erillisten verkkojen osalta, myös ohjelma niiden yhteenliittämiseksi muiden yhteenliittämättömien saarien kanssa, ii) sen varmistaminen, että tarvittavat sijoituspaikat ovat saatavilla uuden tuotantokapasiteetin perustamiseksi, nykyisen kapasiteetin tai toimituskomponenttien laajentamiseksi sekä Kreikan sähkönjakeluverkon laajentamiseksi yhteenliittämättömille saarille ja erittäin pieniin erillisiin verkkoihin sekä iii) sopimusten tekeminen niiden käyttöluvan haltijoiden kanssa, jotka hallinnoivat sähköntoimituksia verkkoon ja verkosta, lisäpalvelujen tarjoamista yhteenliittämättömien saarien jakeluverkoille sekä korvauksia sähköntuottajille, asiakkaiden ja toimittajien maksuja toimitetusta sähköstä sekä muita menoja ja tuloja erityisillä tileillä, kuten korvausta julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä.
(12)
Lain nro 4001/2011 137 §:n 1 momentissa säädetään, että kaikki sähkönkuluttajat luokitellaan vaatimukset täyttäviksi asiakkaiksi lukuun ottamatta erittäin pienten erillisten verkkojen asiakkaita, joihin sovelletaan saman lain 139 §:ää.
(13)
Lain nro 4001/2011 133 §:n 3 momentin mukaan:
”Lukuun ottamatta tapauksia, joissa sähkö tuotetaan uusiutuvista energialähteistä tai tehokkaalla yhteistuotannolla tai hybridivoimaloissa, ja omavaraisten tuottajien tapauksia, jos poikkeus on myönnetty 139 §:n säännösten mukaisesti, tuotantolupa myönnetään vain PPC SA:lle tiettyjen lupia koskevien säännösten mukaisesti. PPC SA vastaa keskeytymättömistä toimituksista erittäin pieniin erillisiin verkkoihin, joiden osalta sille myönnetään lupa, sekä näiden saarien sähköverkkojen pitkäaikaisen taloudellisen toiminnan turvaamisesta.”
(14)
Lain nro 4001/2011 134 §:n mukaan:
”Toimitusluvat erittäin pieniin erillisiin verkkoihin myönnetään vain PPC SA:lle lupia koskevien säännösten vaatimusten mukaisesti, sanotun kuitenkaan rajoittamatta tämän lain 139 §:n soveltamista. PPC SA:n on pyynnöstä toimitettava sähköä muille kuin vaatimukset täyttäville asiakkaille.”
(15)
Lain nro 4001/2011 139 §:n mukaan poikkeuksia lain nro 4001/2011 säännöksistä voidaan myöntää direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan mukaisesti.
(16)
Kreikan lain nro 3426/2005 28 §:n nojalla tehdyssä ministeriön päätöksessä nro PD5/EL/B/F IB/12924 todetaan, että minkä tahansa sähköntuottajan sähköntoimitus asiakkaille yhteenliittämättömillä saarilla on julkisen palvelun velvoitteen täyttämistä yleisen taloudellisen edun mukaisesti. Sosiaalisen yhteenkuuluvuuden perusteella sähköntoimittajien on yhteenliittämättömillä saarilla toimitettava sähköä asiakasryhmittäin vastaavaan hintaan kuin asiakkaille Kreikan yhteenliitetyissä verkoissa.
(17)
Kreikan lain nro 4001/2011 52 §:ssä säädetään, että yhteenliittämättömien saarien asiakkailla on oikeus erityispalveluihin niin hinnan kuin laadun ja toimitusvarmuuden osalta sekä oikeus sopimusehtojen avoimuuteen. Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttäjät saavat julkisen palvelun velvoitteen suorittamisesta taloudellisen korvauksen, jonka suuruus lasketaan RAE:n päätöksessä nro 24/2014 (3) esitetyn menetelmän mukaisesti. Menetelmä perustuu eroon yhteenliittämättömien saarien täysimääräisten (kiinteiden ja vaihtuvien) tuotantokustannusten sekä toimittajien yhteenliitettyjen verkkojen osalta saaman täyden markkinahinnan välillä (verkon rajakustannukset ja kaikki muut mekanismit Kreikan yhteenliitetyissä verkoissa). Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus lasketaan kuukausittain kunkin itsenäisen saaren verkon osalta, ja sitä valvoo RAE. Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus kerätään kaikilta asiakkailta, myös näillä saarilla, perittävänä maksuna (4). Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen mekanismia hallinnoi LAGIE, Kreikan valtion omistama markkinatoimija. Lain nro 4001/2011 55 §:n 3 momentin säännösten perusteella joulukuussa 2011 annetussa ministeriön päätöksessä nro D5-EL/B/F1/oik.27547 (5), todettiin, että kaikkien toimittajien on täytettävä yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoite, joten kaikki toimittajat ovat oikeutettuja yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettavaan korvaukseen.
(18)
Yhteenliittämättömien saarien sähköntoimituksia ja -tuotantoa säännellään yksityiskohtaisemmin sekundäärilainsäädännössä. RAE hyväksyi erityisesti 28 päivänä tammikuuta 2014 tekemällään päätöksellä nro 39/2014 yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön, jossa säännellään useita yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen toimintaa koskevia seikkoja, kuten markkinoiden avaamista, markkinoiden selvitysjärjestelyä ja sähköntuotantoa. Yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstö tuli voimaan julkaisupäivänään 17 päivänä helmikuuta 2014.
2.3 HUOMATTAVAT VAIKEUDET ERILLISTEN VERKKOJEN TOIMINNASSA
(19)
Hakemuksessa tuodaan esiin seuraavat vaikeudet Kreikan erillisten verkkojen toiminnassa:
a)
erittäin pienten erillisten verkkojen energiankysynnän suuret vaihtelut, joita korostavat i) saarten taloudellisen kehittämisen matkailunäkökohta ja ii) uusiutuvien energialähteiden yhä suurempi markkinaosuus.
Nämä tekijät vaikuttavat kielteisesti sekä lämpövoimaloiden tai perinteisten voimaloiden tuotantokapasiteetin kuormituskertoimeen että mahdollisuuteen kattaa tällaiseen tuotantokapasiteettiin tehtyjen investointien kustannukset;
b)
saarten sääolojen suuri vaihtelu, joka vaikuttaa kysyntään ja aiheuttaa toimintahäiriöitä sähköntuotantojärjestelmässä, minkä seurauksena tarvitaan paljon varavoimaa.
(20)
Hakemuksessa tuodaan esiin seuraavat vaikeudet perinteisen tuotannon kehittämisessä Kreikan pienten erillisten verkkojen osalta:
a)
vaikeus tai jopa mahdottomuus löytää soveltuvia sijoituspaikkoja uusia perinteisiä tuotantolaitoksia varten erittäin pienissä erillisissä verkoissa, mikä johtuu pääosin asukkaiden vastustuksesta;
b)
yhteenliittämättömien saarien pieni koko, josta seuraa merkittäviä käänteitä lämpövoimantuotannon pitkäaikaisessa kehittämissuunnittelussa, koska (suurten matkailualan yritysten tai alusliikenteen käyttämien laitosten kaltaisten) sähkönkuluttajien investointeja ei voida ennakoida, mikä vaatii tarkoituksenmukaisuutta ja joustavuutta sähkönkysyntään vastaamisessa;
c)
yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen sähkönkysynnän odotetaan lisääntyvän vuosittain kaksi prosenttia vuoteen 2017 saakka. Vaikka PPC:lle on myönnetty luvat tarvittavan lisäkapasiteetin rakentamiseen ja rakentamisaikataulu on jo laadittu (lisäkapasiteetin odotetaan kattavan kaikkien yhteenliittämättömien saarien kysynnän tarvittavine varatehoineen vuoteen 2017 mennessä), aikataulua ei aina ole ollut mahdollista noudattaa;
d)
vähäinen kuormitus, suuret vaihtelut kuormituksessa ja uusiutuvien energialähteiden yhä suurempi osuus useimmissa pienissä erillisissä verkoissa rajoittaa perinteisen tuotannon käytettävissä olevia teknisiä ratkaisuja, mikä rajoittaa valinnanvaran pieniin tuotantolaitoksiin, joissa polttoaineena käytetään raskasta polttoöljyä, jonka rikkipitoisuus on pieni, tai kevyttä polttoöljyä;
e)
uuden tuotannon hankintamenettelyt ovat aikaa vieviä. Luvan myöntämisestä uuden tuotannon käynnistymiseen kuluu kahdesta ja puolesta vuodesta kolmeen vuoteen;
f)
suunnitelmat rajayhdysjohtojen rakentamisesta Kreikan yhteenliitetyn verkon ja yhteenliittämättömien saarien erittäin pienten erillisten verkkojen välille heikentävät kiinnostusta investoida yhteenliittämättömien saarien perinteiseen tuotantokapasiteettiin. Yhteenliitäntähankkeet Kykladien saarten ja Kreetan kanssa on suunniteltu.
(21)
Tämän vuoksi joudutaan säännöllisesti turvautumaan hätäratkaisuihin, kuten siirrettävien dieselkäyttöisten sähkögeneraattorien tai kaasuturbiinien vuokraamiseen. Hätätuotantoratkaisujen hyväksyminen tapauskohtaisesti ei ole suotavaa, koska se johtaa laitteiden epätaloudelliseen vuokraamiseen niiden hankkimisen sijaan. Hakemuksessa esitetään useita esimerkkejä siitä, kuinka ennalta arvaamattomat tapahtumat ovat johtaneet siirrettävien sähkögeneraattorien pidempiaikaiseen käyttöön.
(22)
Hakemuksessa tuodaan esiin seuraavat vaikeudet yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen markkinoiden avaamisessa:
a)
Markkinoiden avaaminen edellyttää erityisen infrastruktuurin suunnittelemista ja rakentamista yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa. Infrastruktuurin myötä on rakennettava valvontakeskuksia hallinnoimaan i) tuotannon päivittäistä aikatauluttamista ja ii) markkinajärjestelyä kussakin erillisessä verkossa jakamalla kunkin erillisen verkon tuotantokustannukset siinä aktiivisesti toimivien toimittajien kesken.
Tarvittava infrastruktuuri tulee kalliiksi, ja kustannuksista vastaavat kuluttajat.
b)
Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen ansiosta sähkön vähittäishinnat ovat samat kaikille kuluttajaryhmille koko Kreikan alueella. Yhteenliittämättömien saarien suuremmat tuotantokustannukset verrattuna yhteenliitettyjen verkkojen tuotantokustannuksiin on siis korvattava yhteenliittämättömien saarien aktiivisille toimittajille jakamalla julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus suhteessa näiden toimittajien asiakkailleen myymän sähkön määrään.
Väitetään, että merkittävä vaihtelu keskimääräisissä vuotuisissa muuttuvissa tuotantokustannuksissa kunkin yhteenliittämättömän saaren osalta monimutkaistaa markkinoiden selvitysjärjestelyä.
(23)
Tämän vuoksi YPEKA katsoo, että tarvittavan infrastruktuurin kehittämisestä sähkömarkkinoiden toimintaa ja valvontaa varten yhdessä markkinoiden avaamisen kanssa yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa aiheutuu kustannuksia, jotka ovat suurempia kuin markkinoiden avaamisesta kuluttajille mahdollisesti koituvat hyödyt.
(24)
Hakemuksessa ei esitetä määräaikaa, johon mennessä haetun poikkeuksen voimassaolo päättyisi.
3. RAE:n LAUSUNTO
3.1 POIKKEUKSEN LAAJUUS
3.1.1 Poikkeus direktiivin 2009/72/EY III luvusta
(25)
RAE katsoo, että 44 artiklan 1 kohdan mukaisen poikkeuksen III luvusta ei pitäisi koskea sellaisen uuden sähköntuotantokapasiteetin rakentamista, jota voidaan kehittää erillisessä verkossa, vaan ainoastaan nykyisen tuotantokapasiteetin kunnostamista, parantamista ja lisäämistä. Nykyinen tuotantokapasiteetti muodostuu yhteenliittämättömien saarien jo toiminnassa tai rakenteilla olevista voimalaitoksista. Kaikki saarille rakennettavat uudet voimalaitokset katsotaan uudeksi tuotantokapasiteetiksi.
(26)
RAE huomauttaa, että itsenäiset sähköntuottajat (toisin sanoen muut kuin PPC) ovat osoittaneet vahvaa kiinnostusta uusiutuvien energialähteiden ja yhteistuotantolaitosten kehittämiseen kaikissa erittäin pienissä verkoissa kahden viimeisen vuosikymmenen aikana. Tämän vuoksi ei pitäisi rajoittaa kolmansien osapuolten pääsyä kaikkien yhteenliittämättömien saarien energiajärjestelmiin uusiutuvien energialähteiden sekä sähkön ja lämmön yhteistuotannon osalta.
(27)
RAE toteaa, ettei se vastusta poikkeuksen myöntämistä uusien perinteisten voimaloiden käyttöönotolle, kunhan tietyt edellytykset täyttyvät. Direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdassa ei kuitenkaan säädetä poikkeusmahdollisuudesta uuden tuotantokapasiteetin osalta.
(28)
RAE katsoo, että nykyisten perinteisten voimaloiden kapasiteetin laajentaminen koskee pääasiassa lyhytaikaista kapasiteetin puutetta yhteenliittämättömillä saarilla nykyisen tuotantokapasiteetin odottamattomien vaurioiden tai uuden kapasiteetin viivästyneen käyttöönoton vuoksi, erityisesti suuren kysynnän aikoina (esimerkiksi kesän huippusesongin aikana). Laajennuksiin sovelletaan direktiivin 2009/72/EY 8 artiklan mukaista avointa tarjouskilpailua. Tällainen menettely on aikaa vievä eikä sovellu hätätilanteiden kiireelliseen luonteeseen.
(29)
RAE katsoo, että PPC:n on huolehdittava tällaisista hätätilanteista. Kun otetaan huomioon, että PPC pystyy siirtämään liikkuvia perinteisiä yksiköitä ylikapasiteettia omaavilta saarilta saarille, joilla tarvitaan lisäkapasiteettia, ratkaisu on kenties myös taloudellisin.
(30)
RAE painottaa, että mahdollisen poikkeuksen yhteydessä on voitava täsmentää asianmukainen lupamenettely hätätilanteita varten ja erityisesti se, mitä direktiivin 2009/72/EY 7 artiklassa mainituista kriteereistä toimivaltaisen viranomaisen on luvan osalta tarkasteltava.
(31)
RAE katsoo, että poikkeus olisi myönnettävä rajatuksi ajaksi, kuten enintään kymmeneksi vuodeksi.
3.1.2 Poikkeus direktiivin VIII luvusta
(32)
RAE:n mukaan sähköntoimitus yhteenliittämättömillä saarilla liittyy käytännössä julkisen palvelun velvoitteeseen kyseisillä saarilla sekä julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettavaan korvaukseen, koska i) sähkön tuotantokustannukset yhteenliittämättömillä saarilla ovat huomattavasti suuremmat kuin mantereella ja ii) Kreikan valtio edellyttää asiakasluokittain yhdenmukaista hinnoittelua koko alueellaan.
(33)
Yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstössä määrätään tiettyjen mittaus- ja valvontalaitteiden asentamisesta yhteenliittämättömillä saarilla tuntikohtaista mittausta, energianhallinta- ja valvontakeskuksia, seurantaa ja niihin liittyviä tietoteknisiä järjestelmiä varten. RAE painottaa, että infrastruktuuri on välttämätöntä
a)
sen varmistamiseksi, että julkisen palvelun velvoitteen kustannukset ovat avoimia, syrjimättömiä ja varmennettavissa;
b)
itse sähköjärjestelmien toiminnan ja hyvän hallinnoinnin kannalta, jotta voidaan saavuttaa taloudellisin toimintatapa ja näin vähentää edelleen yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteesta kuluttajille aiheutuvia maksuja;
c)
uusiutuvien energialähteiden ja yhteistuotannon yhä laajemman käytön toteuttamiseksi, mukaan lukien uusiutuviin energialähteisiin perustuvat teknologiat, joiden hallintaan liittyy monimutkaisia erityisvaatimuksia, kuten uusiutuvien energialähteiden ja varastoinnin yhdistäminen sekä aurinkolämpövoimalaitokset;
d)
tarvittavan avoimuuden takaamiseksi erillisten verkkojen hallinnoinnissa, jotta varmistetaan kaikkien markkinatoimijoiden, erityisesti tuottajien, syrjimätön kohtelu.
(34)
RAE katsoo, että tämä infrastruktuuri on otettava käyttöön yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa riippumatta siitä, onko lupa toimia aktiivisesti erittäin pienessä erillisessä verkossa yhdellä tai useammalla toimittajalla.
(35)
Infrastruktuurin rakentamiskustannuksiksi arvioidaan 20-30 miljoonaa euroa. Tämä kattaa kaikki yhteenliittämättömät saaret, myös Kreetan ja Rodoksen. RAE:n mukaan summa on kohtuullinen, varsinkin kun otetaan huomioon odotetut hyödyt, joita ovat avoimuuden takaaminen ja yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen varmentaminen sekä erillisten sähköverkkojen moitteeton ja valvottu toiminta.
(36)
Toisin kuin YPEKA, RAE katsoo, että aktiivisen toiminnan salliminen useammalle kuin yhdelle toimijalle tietyssä yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa ei aiheuta merkittäviä lisäkustannuksia tarvittavassa infrastruktuurissa, koska kyseinen infrastruktuuri joka tapauksessa on tarpeen jo yhteenliittämättömillä saarilla toimivien tuotantoyksiköiden päivittäistä aikatauluttamista, markkinoiden selvitysjärjestelyä ja yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämistä varten.
(37)
Lisäksi RAE katsoo, että yhteenliittämättömien saarien kuluttajille koituu merkittäviä lisähyötyjä siitä, että useamman kuin yhden toimijan sallitaan toimia aktiivisesti.
(38)
Tämän vuoksi RAE katsoo, että vaihtoehtoisten toimittajien pysyvä sulkeminen yhteenliittämättömien saarten markkinoiden ulkopuolelle ei ole perusteltua. Edellä kuvatun tarvittavan infrastruktuurin rakentaminen odotetaan saatettavan loppuun 3-5 vuoden kuluessa. RAE ei vastusta poikkeuksen myöntämistä, jos se myönnetään vain täksi ajaksi ilman jatkoa.
(39)
Lisäksi RAE toteaa, että jos tietyn erillisen verkon asema yhteenliittämättömillä saarilla muuttuu niin, ettei se enää kuulu pienten tai erittäin pienten erillisten verkkojen ryhmään, poikkeuksen soveltamisen olisi päätyttävä automaattisesti. Näin kävisi tapauksessa, jossa yhteenliittämättömien saarien erillisiä verkkoja liitetään Kreikan yhteenliitettyyn verkkoon.
4. ARVIOINTI
4.1 HAKEMUKSEN OIKEUSPERUSTA
(40)
Direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdassa säädetään mahdollisuudesta poiketa tietyistä direktiivin säännöksistä pienten ja erittäin pienten erillisten verkkojen osalta.
(41)
Direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 26 alakohdan mukaan pienellä erillisellä verkolla tarkoitetaan mitä tahansa verkkoa, jossa kulutus oli alle 3 000 gigawattituntia vuonna 1996 ja jossa alle 5 prosenttia vuosikulutuksesta on peräisin yhteenliittämisistä toisiin verkkoihin.
(42)
Direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 27 alakohdan mukaan erittäin pienellä erillisellä verkolla tarkoitetaan mitä tahansa verkkoa, jossa kulutus oli vuonna 1996 alle 500 gigawattituntia ja jota ei ole liitetty muihin verkkoihin.
(43)
Hakemuksessa yksilöidyt erilliset verkot käsittävät yhden ja toisinaan useampia yhteenliittämättömiä saaria (ks. taulukon sarakkeet 1 ja 2). Vaikka erillinen verkko koostuisi useasta yhteenliittämättömästä saaresta, jotka ovat yhteenliitetyt keskenään, näiden keskenään yhteenliitettyjen saarien sähköverkko on erillinen, koska sitä ei ole liitetty toiseen sähköverkkoon.
(44)
Hakemuksen mukaan 31 kaikkiaan 32 erillisestä verkosta on erittäin pieniä erillisiä verkkoja, joista suurin on Rodoksen sähköverkko. Erittäin pienten erillisten verkkojen, joiden osalta hakemus on laadittu, osuus sähkön kokonaismyynnistä Kreikassa oli 5,24 prosenttia vuonna 2010.Kreetan erillinen verkko katsotaan pieneksi erilliseksi verkoksi. Kreetan kysyntä muodosti vuonna 2010 3,01 prosenttia Kreikan sähkönkysynnästä.
Vuotuinen kysyntä erillisissä verkoissa
Vuotuinen kysyntä (MWh)
Vuotuinen kysyntä vuonna 1996
Erillisen verkon nimi
Erilliseen verkkoon kuuluvat yhteenliittämättömät saaret
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreeta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Kyllä
Ei
Rodos
Rodos
Chálki
386 630
650 115
764 401
760 658
Kyllä
Kyllä
Kos-Kálymnos
Kos
Kálymnos
Lipsí
Léros
Nísyros-Giali
Tílos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Kyllä
Kyllä
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Kyllä
Kyllä
Chios
Chios
Psara
Inousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Kyllä
Kyllä
Páros
Páros
Antíparos
Náxos
Iraklia
Koufonisia
Schinoussa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Kyllä
Kyllä
Sámos
Sámos
Foúrnoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Kyllä
Kyllä
Sýros
Sýros
56 920
100 429
107 270
95 302
Kyllä
Kyllä
Thíra
Thíra
Thirasía
47 680
88 073
117 957
120 199
Kyllä
Kyllä
Mýkonos-Dilos
Mýkonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Kyllä
Kyllä
Límnos
Límnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Kyllä
Kyllä
Kárpathos
Kárpathos
Kásos
26 580
30 397
37 829
36 931
Kyllä
Kyllä
Mílos
Mílos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Kyllä
Kyllä
Ikaría
Ikaría
13 110
24 359
28 845
27 613
Kyllä
Kyllä
Skíros
Skíros
9 380
14 053
16 150
14 782
Kyllä
Kyllä
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Kyllä
Kyllä
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Kyllä
Kyllä
Sými
Sými
5 250
9 819
15 054
14 662
Kyllä
Kyllä
Amorgós
Amorgós
3 840
7 284
9 816
9 072
Kyllä
Kyllä
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Kyllä
Kyllä
Sérifos
Sérifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Kyllä
Kyllä
Astypálaia
Astypálaia
2 470
5 283
6 997
6 670
Kyllä
Kyllä
Megísti
Megísti
770
1 863
2 751
3 005
Kyllä
Kyllä
Agios Efstratios
Agios Efstratios
540
937
1 058
1 075
Kyllä
Kyllä
Anáfi
Anáfi
400
858
1 110
1 179
Kyllä
Kyllä
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Kyllä
Kyllä
Ereikoússa
Ereikoússa
220
452
710
746
Kyllä
Kyllä
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Kyllä
Kyllä
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Kyllä
Kyllä
Antikythera
Antikythera
70
199
228
241
Kyllä
Kyllä
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Kyllä
Kyllä
Gávdos
Gávdos
0
0
365
471
Kyllä
Kyllä
(45)
Edellä esitetty taulukko käsittää hakemuksessa yksilöidyt erilliset verkot. Niistä kustakin esitetään tiettyjä tietoja. Näistä tiedoista voidaan päätellä, että Kreetaa lukuun ottamatta kaikkien erillisten verkkojen kysyntä oli vuonna 1996 sellainen, että ne voitiin määritellä direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 27 alakohdassa tarkoitetuiksi erittäin pieniksi erillisiksi verkoiksi. Kreetan osalta on lisäksi todettava, että koska Kreeta ei ollut eikä vieläkään ole yhteenliitetty muihin sähköverkkoihin, sen vuosikulutuksesta 0 prosenttia oli ja on peräisin yhteenliittämisistä toisiin verkkoihin, eli alle viisi prosenttia. Kreeta on näin ollen direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 26 alakohdassa tarkoitettu pieni erillinen verkko.
(46)
RAE:n lausunnossa ei esitetty huomautuksia hakemuksessa yksilöidyistä erillisistä verkoista.
(47)
Komissio katsoo tämän vuoksi, että kaikki edellä esitetyn taulukon sarakkeessa 1 esitetyt erilliset verkot ovat direktiivin 2009/72/EY 1 artiklan 27 alakohdassa tarkoitettuja erittäin pieniä erillisiä verkkoja, lukuun ottamatta Kreetaa, joka on direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 26 kohdassa tarkoitettu pieni erillinen verkko.
4.2 PERINTEISTEN VOIMALAITOSTEN HUOMATTAVAT TOIMINTAVAIKEUDET ERITTÄIN PIENISSÄ ERILLISISSÄ VERKOISSA
(48)
Komissio katsoo, että perinteisten voimalaitosten toimintaan liittyy huomattavia vaikeuksia erittäin pienissä erillisissä verkoissa. Tämä johtuu pääasiassa seuraavista tekijöistä:
a)
Saarilla tarjottavan kuormituksen koko ei mahdollista suurempien, tehokkaampien ja kustannustehokkaampien laitosten rakentamista, myöskään sen vuoksi, että voidakseen toimia hyväksyttävissä turvarajoissa erillinen verkko ei voi toimia vain yhden voimalan varassa.
Yhdenkään erittäin pienen erillisen verkon vuotuinen huippukuormitus ei ylittänyt 188,5:tä megawattia vuonna 2013. Keskimääräinen huippukuormitus ja huippukuormituksen mediaani, 20,8 ja 4,2 megawattia, ovat paljon pienempiä.
Yhdenkään erittäin pieniin erillisiin verkkoihin nykyisin asennetun perinteisen voimalan kapasiteetti ei ylitä 27:ää megawattia. Voimaloiden keskimääräinen koko ja mediaanikoko, 3,9 ja 1,1 megawattia, ovat paljon pienempiä.
Tarjottavan kuormituksen vähäinen koko ja kysynnän suuri vaihtelu, johon vaikuttaa myös uusiutuvien energialähteiden lisääntynyt osuus, vähentää myös valinnanvaraa erittäin pienten verkkojen perinteisissä voimaloissa käytettävän teknologian osalta.
Yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen koko perinteinen tuotantokapasiteetti käyttää polttoaineena dieseliä tai polttoöljyä.
b)
Kaikkien erittäin pienten verkkojen vuotuinen kuormitusaste on pieni. Kuormitusaste ei ylittänyt vuonna 2012 0,54:ää missään erittäin pienessä erillisessä verkossa. Keskimääräinen huippukuormitus ja huippukuormituksen mediaani, 0,38, olivat vielä pienempiä. Ottaen huomioon uusiutuvien energialähteiden ensisijaisen verkkoonpääsyn sekä sen, että käytetty kuormitusaste kuvaa erittäin pientä erillistä verkkoa kokonaisuudessaan, yhteenliittämättömien saarien perinteisten voimaloiden kuormitusaste on vieläkin pienempi.
Kreikan yhteenliitetyn verkon vuotuinen kuormitusaste on tavallisesti 50 prosenttia kaikkien yksiköiden osalta ja 65 prosenttia lämpövoimayksiköiden osalta (6).
Vuotuinen kuormitusaste osoittaa voimalaitosten todellisen käytön vuoden aikana. Siitä käy siis ilmi niiden kyky saada tuloja.
Uusiutuvien energialähteiden kasvava osuus tulee vähentämään entisestään perinteisten voimaloiden tarjoamaa kuormitusta.
c)
Käynnissä on useita hankkeita yhteenliittämättömien saarien liittämiseksi Kreikan yhteenliitettyyn verkkoon, erityisesti Kykladien saarilla ja Kreetalla. Kuten edellä on selitetty, yhteenliittämättömien saarien perinteiset voimalaitokset eivät ole yhtä tehokkaita kuin yhteenliitettyyn verkkoon asennetut voimalaitokset, joten niiden taloudellinen kannattavuus on epätodennäköistä sen jälkeen, kun yhteenliittämättömät saaret on liitetty Manner-Kreikan verkkoon.
Erillisen verkon yhteenliittämismahdollisuus ehkäisee siis voimakkaasti investointeja yhteenliittämättömien saarien perinteiseen kapasiteettiin.
d)
Koska tarjottava kuormitus on suhteellisen pieni, suhteellisen pienet muutokset kysynnässä vaikuttavat todennäköisesti tietyssä erillisessä verkossa tarvittavaan tuotantokapasiteettiin. Yhteenliitäntäkapasiteetin puuttuminen tarkoittaa, että kaikkiin muutoksiin kysynnässä on vastattava erittäin pienessä erillisessä verkossa sijaitsevalla tuotantokapasiteetilla.
Tämä lisää tarkoituksenmukaisuuden ja joustavuuden tarvetta, jotta voidaan vastata pidemmän aikavälin kysynnän vaihteluihin.
Joustavuuden tarvetta korostavat entisestään havaittu vaikeus löytää soveltuvia sijoituspaikkoja perinteisille voimalaitoksille yhteenliittämättömillä saarilla sekä lupa- ja hyväksyntämenettelyjen kesto.
e)
Kaikkien erittäin pienten erillisten verkkojen vuotuisen enimmäis- ja vähimmäiskysynnän välinen suhde vuonna 2012 (7) on suurempi kuin 3,35, mutta se on isompi ja monesti paljon isompi yksittäisessä erittäin pienessä erillisessä verkossa. Enimmäis- ja vähimmäiskysynnän keskimääräinen ja mediaanisuhde ovatkin 6,27 ja 5,98.
Kreikan yhteenliitetyssä verkossa enimmäis- ja vähimmäiskysynnän välinen suhde vuonna 2010 on noin kolme.
Enimmäis- ja vähimmäiskysynnän välinen suurempi suhde kuvaa joustavuuden ja varavoiman määrää, joiden on kunakin vuonna oltava saatavilla erillisen verkon tuotantokapasiteetissa.
Tämän osalta on syytä panna merkille, että vuonna 2012 noin 60 prosentilla erittäin pienistä erillisistä verkoista hyödynnettiin siirrettäviä sähkögeneraattoreita.
(49)
Komissio katsoo tämän vuoksi, että perinteisten voimalaitosten toimintaan liittyy huomattavia vaikeuksia edellä olevassa taulukossa yksilöidyillä yhteenliittämättömillä saarilla.
4.3 III LUVUN OSALTA PYYDETYN POIKKEUKSEN ARVIOINTI
4.3.1 Poikkeusta III luvun säännöksistä ei voida soveltaa uuteen kapasiteettiin
(50)
Direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdan mukaan poikkeuksia III luvun säännöksistä voidaan myöntää vain olemassa olevan kapasiteetin kunnostamisen, parantamisen ja lisäämisen osalta.
(51)
Näin ollen poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III luvun säännöksistä ei voida myöntää uuden kapasiteetin osalta.
(52)
Yhteenliittämättömien saarien erilliset verkot ovat jakeluverkkoja, joten jos lupamenettely yhteenliittämättömien saarien uuden kapasiteetin osalta ei johda toivottuun lupaan, Kreikan viranomaisten olisi harkittava direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan 3 kohdan säännösten soveltamista myös uuteen pienimuotoiseen perinteiseen tuotantoon. Uuteen pienimuotoiseen perinteiseen kapasiteettiin voi esimerkiksi sisältyä väliaikaista tuotantokapasiteettia, joka tarjotaan pitkäaikaisesti, ilman että se liittyy tiettyyn paikkaan.
4.3.2 Poikkeusta III luvun säännöksistä ei voida soveltaa Kreetaan
(53)
Kuten edellä on todettu, kaikki yhteenliittämättömät saaret ovat erittäin pieniä erillisiä verkkoja lukuun ottamatta Kreetaa, joka on pieni erillinen verkko.
(54)
Näin ollen poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III luvun säännöksistä ei voida myöntää Kreetan osalta
4.3.3 Poikkeus III luvun säännöksistä ei kata uusiutuviin energialähteisiin perustuvia laitoksia eikä sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksia.
(55)
Hakemuksessa ei erikseen mainita, että haettu poikkeus koskee ainoastaan perinteisiä laitoksia.
(56)
Lain nro 4001/2011 133 §:n 3 momentissa kuitenkin nimenomaan suljetaan PPC:lle myönnettävän yksinomaisen tuotantoluvan soveltamisalan ulkopuolelle uusiutuvista energialähteistä, tehokkaalla yhteistuotannolla tai hybridivoimaloissa tuotettu sähkö sekä omavaraisten tuottajien tapaukset. Sama päätelmä on johdettavissa yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 225 artiklasta.
(57)
Lisäksi esitetyt perustelut liittyvät huomattaviin vaikeuksiin ainoastaan perinteisten voimalaitosten toiminnassa. Itse asiassa perustelujen mukaan kyseiset voimalaitokset kohtaavat huomattavia vaikeuksia muun muassa uusiutuvien energialähteiden osuuden kasvun vuoksi.
(58)
Vaikka hakemuksessa siis haettaisiin poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III luvun säännöksistä muiden kuin perinteisten voimaloiden osalta, poikkeusta ei voida myöntää, koska tälle ei ole esitetty perusteluja.
4.3.4 Poikkeus olemassa olevan kapasiteetin kunnostamisen, parantamisen ja lisäämisen osalta voidaan myöntää
(59)
Ottaen huomioon edellä mainitut huomattavat vaikeudet pienten erillisten verkkojen perinteisten voimaloiden toiminnassa poikkeus voidaan myöntää olemassa olevan perinteisen kapasiteetin osalta siltä osin kun kyse on olemassa olevan perinteisen kapasiteetin kunnostamisesta, parantamisesta ja lisäämisestä. Lupa voidaan myöntää suoraan PPC:lle.
(60)
Tämän poikkeuksen osalta
a)
olemassa oleva perinteinen tuotantokapasiteetti käsittää sellaiset perinteisen tuotantokapasiteetin lisärakennushankkeet, joille RAE on jo myöntänyt luvan ja joita ei ole peruttu päivänä, jona tämä päätös tulee voimaan;
b)
olemassa olevan kohteen pääasiallisen tuotantokapasiteetin purkaminen kokonaisuudessaan ja sen korvaaminen uudella energiantuotantolaitoksella katsotaan uuden kapasiteetin rakentamiseksi;
c)
väliaikaisen tuotantokapasiteetin sijoittaminen olemassa olevan kapasiteetin tuotantopaikan rajojen sisälle katsotaan olemassa olevan kapasiteetin laajentamiseksi.
(61)
Ei kuitenkaan ole perusteita poikkeukselle direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan 2 kohdassa esitetyn kaltaisten perusteiden ja edellytysten osalta, joiden mukaisesti lupa on myönnetty PPC:lle.
(62)
Lisäksi jos poikkeus myönnetään suoraan PPC:lle, on tärkeää, että ehdoissa määrätään ajasta, jonka kuluessa hyväksytyn perinteisen voimalaitoksen on oltava toiminnassa, ja että ne sisältävät määräykset, joilla varmistetaan tällaisten velvoitteiden täysimääräinen ja tehokas noudattaminen. Määräajan päätyttyä suoraan myönnettyä lupaa voidaan RAE:n yksiomaisen harkintavallan puitteissa jatkaa mutta ainoastaan, jos käyttöönoton viivästyminen johtuu täysin PPC:n vaikutusvallan ulkopuolisista syistä. Määräajan päätyttyä RAE:n on järjestettävä lupamenettely täysin direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan 1 kohdan mukaisesti, jolloin myös kolmannet osapuolet voivat osallistua siihen.
4.3.5 Poikkeus ei voi kattaa uutta kapasiteettia koskevaa tarjouskilpailua
(63)
Määritelmänsä mukaisesti direktiivin 2009/72/EY 8 artiklassa tarkoitettu tarjouskilpailu koskee rakennettavaa ja hyväksyttävää kapasiteettia, toisin sanoen uutta kapasiteettia.
(64)
Edellä esitetyistä syistä direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdan mukaista poikkeusta ei voida myöntää uudelle kapasiteetille.
4.4 VIII LUVUN OSALTA PYYDETYN POIKKEUKSEN ARVIOINTI
4.4.1 Poikkeus VIII luvun säännöksistä ei kata kolmannen osapuolen pääsyä verkkoon koskevaa 32 artiklaa
(65)
Hakemus koskee poikkeusta direktiivin 2009/72/EY VIII luvusta, joten sen voidaan katsoa koskevan myös poikkeusta kolmannen osapuolen pääsyä verkkoon koskevan 32 artiklan säännöksistä.
(66)
Hakemuksessa ei täsmennetä, kattaako haettu poikkeus myös direktiivin 2009/72/EY 32 artiklan, eikä siinä esitetä perusteluja tällaiselle poikkeukselle. Sen sijaan laissa nro 4001/2011 ja yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstössä velvoitetaan DEDDIE tarjoamaan kolmannelle osapuolelle syrjimätön pääsy DEDDIE:n jakeluverkkoon (esim. lain nro 4001/2011 127 §). Tällaista poikkeusta ei näin ollen voida myöntää.
4.4.2 Poikkeus markkinoiden avaamista ja vastavuoroisuutta koskevasta 33 artiklasta
4.4.2.1 Pysyvälle poikkeukselle markkinoiden avaamista ja vastavuoroisuutta koskevasta direktiivin 2009/72/EY 33 artiklasta ei ole perusteita
(67)
Hakemuksessa väitetään pääasiassa, että PPC:n olisi oltava ainoa yhteenliittämättömien saarien asiakkaiden hyväksytty toimittaja sillä perusteella, että tarvittavan infrastruktuurin rakentaminen erittäin pienten erillisten verkkojen sähkömarkkinoiden toiminnan ja valvonnan takaamiseksi yhdistettynä sellaisen infrastruktuurin rakentamiseen, jota markkinoiden avaaminen kolmansille toimittajille edellyttäisi, aiheuttaisi yhteenliittämättömien saarien verkonhaltijoille käyttökustannuksia, jotka ylittäisivät kuluttajille markkinoiden avaamisesta mahdollisesti aiheutuvan hyödyn.
(68)
Kuten RAE:n lausunnosta käy ilmi, yhteenliittämättömien saarien rakennetulla infrastruktuurilla pyritään varmistamaan, että julkisen palvelun velvoite voidaan täyttää yhteenliittämättömillä saarilla nykylainsäädännön edellyttämällä avoimella, varmennettavalla ja syrjimättömällä tavalla. Lisäksi infrastruktuuria tarvitaan yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen teknisen ja taloudellisen toiminnan kannalta. Tämän vuoksi, koska infrastruktuuri on joka tapauksessa välttämätön näiden vaatimusten täyttämiseksi siitä riippumatta, kuinka monta toimittajaa yhteenliittämättömillä saarilla on hyväksytty, markkinoiden avaaminen ei lisää infrastruktuurikustannuksia.
(69)
Vaikka samanlaista infrastruktuuria tarvitaan, markkinoiden avaaminen ei ole erottamattomasti yhteydessä yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen tekniseen toimintaan tai niiden julkisen palvelun velvoitteeseen, koska erillisten verkkojen teknisen ja taloudellisen toiminnan sekä yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisen välillä ei ole kausaalista yhteyttä toisaalta sovellettavien oikeudellisten vaatimusten ja toisaalta sen kannalta, onko yhdellä tai useammalla toimittajalla lupa toimittaa sähköä yhteenliittämättömien saarien sähkönkuluttajille.
(70)
On totta, että yhteenliittämättömien saarien suuremmat tuotantokustannukset verrattuna yhteenliitettyjen verkkojen tuotantokustannuksiin on korvattava yhteenliittämättömien saarien aktiivisille toimittajille jakamalla julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus suhteessa näiden toimittajien asiakkailleen myymän sähkön määrään. Yhteenliittämättömien saarien tuotantokustannukset on kuitenkin joka tapauksessa vahvistettava, jotta voidaan määrittää yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus, riippumatta siellä aktiivisesti toimivien toimittajien määrästä.
(71)
Markkinoiden avaamisesta seuraava ainoa lisävaatimus on yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteesta maksettavan korvauksen jakaminen kullekin toimittajalle suhteessa niiden asiakkailleen myymän sähkön määrään. Jopa tätä koskevat asiakastiedot, erityisesti mittaustiedot, tarvitaan riippumatta siitä, onko useammalla kuin yhdellä toimittajalla lupa toimittaa sähköä yhteenliittämättömillä saarilla oleville asiakkaille.
(72)
Näin ollen yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteesta maksettavan korvauksen myöntäminen toimittajille edellyttää pelkästään mahdollisuutta osoittaa asiakkaan mittaustietojen koskevan tiettyä luvan saanutta toimittajaa. Tämä on pääasiassa hallinnollinen prosessi, joka perustuu tietoihin, jotka kerätään täysin tai suurelta osin riippumatta siitä, onko yhteenliittämättömien saarien markkinoita avattu. Toiseksi sähköntoimitusmarkkinoiden moitteeton toiminta edellyttää aina tätä mahdollisuutta. Näiden kustannusten ei siis voida katsoa toimivan perusteena poikkeuksen myöntämiselle markkinoiden avaamisen osalta, koska ne eivät liity erityisesti yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen toimintaan eivätkä huomattaviin vaikeuksiin niiden toiminnassa.
(73)
On tärkeää panna merkille, että rekisterien kokoaminen mittaustietojen liittämiseksi toimittajiin on osa perustettavaa infrastruktuuria. Vaikka suunnitellun infrastruktuurin toteuttaminen kokonaisuudessaan helpottaa tulevaisuudessa erillisten sähköverkkojen optimaalista toimintaa, siihen liittyvien investointien toteutuminen täysimääräisesti ei ole välttämätön edellytys markkinoiden avaamiselle.
(74)
Se, että yhteenliittämättömillä saarilla voi olla merkittävää vaihtelua keskimääräisissä vuotuisissa muuttuvissa tuotantokustannuksissa, on epäolennaista. Vaikka näin olisi, vaihtelu koskisi sähkön tuotantokustannuksia yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa. Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen hallinnoiminen oikeudellisten velvoitteiden mukaisesti edellyttää jo määrän vahvistamista eikä siihen vaikuta millään tavalla se, kuinka monella toimittajalla on lupa toimittaa sähköä asiakkaille saarilla. Lisäksi on vaikea käsittää, miten suuri vuotuinen vaihtelu yhteenliittämättömillä saarilla voi aiheuttaa aineellisia ongelmia, koska yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttymisen hallinnointi perustuu jo nyt kunkin erillisen järjestelmän omaan kuukausittaiseen järjestelmään.
(75)
Edellä esitetystä seuraa, että niiden toimittajien määrä, joilla on lupa toimittaa sähköä asiakkaille yhteenliittämättömillä saarilla, ei liity olennaisesti erillisten verkkojen tekniseen ja taloudelliseen toimintaan eikä yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen toimintaan sovellettavien oikeudellisten vaatimusten mukaisesti.
(76)
Lisäksi voidaan todeta, että markkinoiden avaamiseen liittyy hyötyjä, jotka ylittävät mahdolliset kustannukset. Kuten RAE on huomauttanut, yhteenliittämättömien saarien vaihtoehtoiset toimittajat voisivat tuoda mukanaan merkittäviä lisäetuja asiakkaille yhdistämällä sähköntoimituksiin muiden palvelujen tarjontaa.
(77)
Tämän vuoksi pysyvää poikkeusta 33 artiklasta ei pidä myöntää.
4.4.2.2 Erilliselle verkolle direktiivin 2009/72/EY 33 artiklan säännöksistä myönnettävän poikkeuksen keston rajaaminen
(78)
Ottaen huomioon edellä esitetty on tunnustettava, että markkinoiden avaaminen edellyttää käytännön järjestelyjä, jotta yhteenliittämättömien saarien erilliset verkot voivat toimia täysin yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön mukaisesti. Markkinoiden avaamiseen liittyviä käytännön ongelmia voivat olla sellaisten rekisterien puuttuminen, joita tarvitaan mittarien ja mittaustietojen liittämiseksi toimittajiin, tai se, että optimaalista infrastruktuurirakennetta ei ole vielä toteutettu. Tämän perusteella voidaan tarkastella kestoltaan rajatun poikkeuksen myöntämistä direktiivin 2009/72/EY 33 artiklan osalta.
(79)
Arvioitaessa tällaisen poikkeuksen kestoa VIII luvun osalta olennaisia ovat seuraavat kaksi seikkaa:
a)
Kuten on jo todettu, merkittävin yhteenliittämättömien saarien markkinoiden avaamisen edellyttämä tekijä on sellaisen rekisterin olemassaolo saarilla, joka mahdollistaa mittaustietojen liittämisen tiettyyn toimittajaan. Yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 327 artiklan 4 kohdan mukaan tätä varten tarvittava rekisteri on saatava valmiiksi viimeistään kahden vuoden kuluttua johtamissäännöstön voimaantulosta. Rekisterin saatavuus on välttämätön edellytys markkinoiden avaamiselle käytännössä.
b)
Yhteenliittämättömien saarien rakennettavan infrastruktuurin investointiohjelman täydellinen loppuunsaattaminen epäilemättä helpottaisi saarten markkinoiden avaamista käytännössä. Tämä ei kuitenkaan ole välttämätön edellytys. Yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklan 7 kohdassa esitetään aikataulu, jonka mukaisesti kaikkien nykyisten yhteenliittämättömien saarien olisi oltava varustettuja lisäinfrastruktuurilla, joka niille on määrä rakentaa, viimeistään viiden vuoden kuluessa johtamissäännöstön voimaantulosta.
(80)
Tämän vuoksi poikkeus markkinoiden avaamisesta olisi myönnettävä vähintään kahdeksi vuodeksi johtamissäännön voimaantulosta, toisin sanoen 17 päivään helmikuuta 2016 saakka, jotta markkinoiden avaamisen edellyttämät rekisterit voidaan perustaa. Koska infrastruktuurin kokonaisuudessaan on oltava valmis viimeistään viiden vuoden kuluttua yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön voimaantulosta, poikkeuksen kesto on joka tapauksessa rajattava viiteen vuoteen johtamissäännöstön voimaantulosta, toisin sanoen 17 päivään helmikuuta 2019 saakka kaikkien yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen osalta. Koska poikkeus on perusteltu ainoastaan silloin, kun markkinoiden avaamiseen liittyy huomattavia ja aineellisia vaikeuksia, jotka ovat suoraan seurausta siitä, että yhteenliittämättömien saarien infrastruktuuri-investointien ohjelmaa ei ole saatettu päätökseen, on kuitenkin säännöllisesti tarkasteltava sitä, onko tällaisia ongelmia edelleen yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa. Tällaisessa tarkistuksessa vertailuperustana olisi käytettävä DEDDIE:n investointisuunnitelmaa, jonka Kreikan toimivaltaiset viranomaiset ovat hyväksyneet tarvittavan infrastruktuurin rakentamiseksi yhteenliittämättömille saarille. Tämä suunnitelma olisi siis saatettava valmiiksi ja hyväksyttävä 17 päivään helmikuuta 2015 mennessä.
(81)
Tarpeettomien viivästysten välttämiseksi markkinoiden avaamisessa RAE:n olisi hyväksyttävä DEDDIE:n infrastruktuuri-investointisuunnitelma ja asetettava etusijalle Kreetan ja Rodoksen erilliset verkot, koska ne ovat väkimäärältään suurimmat yhteenliittämättömät saaret.
(82)
DEDDIE:n olisi laadittava 17 päivästä helmikuuta 2016 alkaen vuosittain 17 päivään helmikuuta 2019 saakka raportteja, joissa se perustelee, miksi tietyn yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon avaaminen markkinoille ei ole toteutunut. Raportti on julkaistava ja annettava tiedoksi komissiolle.
4.4.3 Poikkeus VIII luvun säännöksistä ei kata 34 artiklaa
(83)
Hakemus koskee poikkeusta direktiivin 2009/72/EY VIII luvusta, joten sen voidaan katsoa kattavan myös poikkeuksen direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 15 alakohdassa määriteltyjä erillisiä linjoja koskevasta 34 artiklasta.
(84)
Hakemuksessa ei täsmennetä, kattaako haettu poikkeus myös direktiivin 2009/72/EY 34 artiklan.
(85)
Vaikka hakemuksessa siis olisi tarkoitus hakea poikkeusta direktiivin 2009/72/EY 34 artiklasta, poikkeusta ei voida myöntää, koska tälle ei ole esitetty perusteluja.
4.4.4 Yhteenliitännät - III ja VIII luvun osalta pyydetyn poikkeuksen soveltaminen
(86)
Tämä poikkeus koskee erittäin pieniä erillisiä verkkoja, joille on nimenomaan ominaista se, että ne eivät ole, tai pienten erillisten verkkojen tapauksessa ovat vain hyvin rajallisesti, yhteenliitettyjä muiden sähköverkkojen kanssa.
(87)
On kuitenkin pantava merkille, että
a)
Kreikan siirtoverkonhaltijan ADMIE SA:n hiljattain hyväksytyn kymmenvuotisen kehittämissuunnitelman mukaan Kykladien saarten yhteenliittäminen on määrä saattaa päätökseen vuoteen 2018 mennessä kolmessa vaiheessa, ja tiettyjä Kykladien saaria yhdistetään Kreikan yhteenliitettyyn verkkoon paljon ennen tätä määräaikaa;
b)
lisäksi Kreetan yhteenliitännän on määrä valmistua vuoteen 2020 mennessä. Hankkeen kolmen ensimmäisen vuoden merkittävät osiot sisältyvät vuonna 2013 hyväksyttyyn ADMIE:n kymmenvuotiseen kehittämissuunnitelmaan. Lopullinen suunnitelma on sisällytettävä vuonna 2014 hyväksyttävään kymmenvuotiseen kehittämissuunnitelmaan.
(88)
On todettava nimenomaisesti, että tämä tiettyä erillistä verkkoa koskeva poikkeus päättyy automaattisesti, kun kyseisen erillisen verkon ja Kreikan yhteenliitetyn verkon välinen yhteenliittäminen on täysimääräisesti toteutettu.
(89)
Vaikka DEDDIE on oikeudellisesti ja toiminnallisesti eriytetty PPC:stä, viimeksi mainittu kuitenkin omistaa sen sataprosenttisesti. Toisin kuin direktiivissä 2009/72/EY tarkoitetulla jakeluverkonhaltijalla, DEDDIE:llä on merkittäviä tehtäviä myös yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen toiminnassa ja tuotantotoiminnassa, mukaan lukien PPC:n omistama perinteinen tuotantokapasiteetti, ja se saa näin myös taloudellisia korvauksia siitä. Kuten edellä on esitetty, yhteenliittämisellä on vaikutusta yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen nykyisten perinteisten voimaloiden taloudelliseen kannattavuuteen.
(90)
Poikkeuksia voidaan myöntää vain, jos ne ovat oikeasuhteisia, eivätkä ne saa olla laajempia kuin on ehdottomasti tarpeen. Tämän vuoksi on tarjottava selkeitä kannustimia ja huolehdittava avoimuudesta yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen yhteenliittämistä koskevien päätösten osalta.
(91)
Lain nro 4001/2011 108 §:ssä säädetään seuraavaa:
”ADMIE SA toimittaa Kreikan sähkönsiirtojärjestelmää koskevan kymmenvuotisen kehittämissuunnitelman RAE:lle kunkin vuoden maaliskuun 31 päivään mennessä […] Kreikan sähkönsiirtojärjestelmää koskevassa kymmenvuotisessa kehittämissuunnitelmassa on erityisesti: […] (c) esitettävä tekninen ja taloudellinen kustannus-hyötyanalyysi merkittävistä siirtoverkon rakennustöistä […], erityisesti […] saarien ja siirtoverkon välisistä yhdysjohdoista, mukaan lukien aikataulu, arvioitu kassavirta ja kaikkien investointihankkeiden rahoitusvaatimukset.”
(92)
Sen varmistamiseksi, että tarjolla on selkeitä kannustimia ja että avoimuudesta huolehditaan yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen yhteenliittämistä koskevien päätösten osalta, Kreikan viranomaisten on varmistettava, että:
a)
hyväksyessään tai kilpailuttaessaan tietyn yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon nykyistä tai uutta kapasiteettia ADMIE, DEDDIE ja RAE tarkastelevat järjestelmällisesti vaihtoehtoa sen erillisen verkon yhteenliittämiseksi, johon kyseinen yhteenliittämätön saari kuuluu. Tällaista nykyistä tai uutta kapasiteettia ei pidä hyväksyä, jos yhdysjohdon rakentaminen on kustannustehokkaampaa. Kustannuksiin on sisällytettävä kaikki sähkön toimittamiseen loppukäyttäjälle erillisessä verkossa liittyvä kustannukset, myös yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus;
b)
ADMIE:n lain nro 4001/2011 108 §:n mukaisesti toimittamassa merkittävistä siirtoverkon rakennustöistä laaditussa kustannus-hyötyanalyysissa tarkastellaan ainoastaan yhteenliittämisinvestoinnin ja yhteenliittämisen toiminnan tehokkaita kustannuksia. Erityisesti siinä ei pidä ottaa huomioon tulonmenetyksiä tai yhteenliittämättömien saarien jo rakennetun perinteisen tuotanto-omaisuuden arvonalennuksia;
c)
RAE julkaisee lain nro 4001/2011 108 §:n mukaisen ADMIE:n kymmenvuotisen investointisuunnitelman yhteydessä kokonaiskustannukset sähköntoimituksista asiakkaille kussakin yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa, mukaan lukien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus. Jos yhdysjohdon rakentaminen ei sisälly RAE:n hyväksymään lain nro 4001/2011 108 §:ssä tarkoitettuun ADMIE:n kymmenvuotiseen investointisuunnitelmaan, RAE järjestää joko omasta aloitteestaan tai kolmannen osapuolen pyynnöstä direktiivin 2009/72/EY 22 artiklan 7 kohdan b alakohdan mukaisen tarjouskilpailun yhden tai useamman yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon yhteenliittävän yhdysjohdon rakentamiseksi. Yhdysjohto olisi rakennettava, jos sen rakentaminen laskee sähköntoimituksista asiakkaille kussakin yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa aiheutuvia kokonaiskustannuksia, julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus mukaan luettuna;
d)
RAE asettaa yhdysjohdon valmistumiselle selkeän määräajan. Jos rahayhdysjohtoa ei rakenneta tai se ei valmistu RAE:n asettamassa määräajassa, toteutumattomien kustannussäästöjen osalta olisi haettava korvauksia.
4.5 KESTO
(93)
Tosiseikkoja, joihin tämä poikkeus perustuu, on tarkasteltava uudelleen erityisesti sen jälkeen kun tiettyjen erillisten verkkojen yhteenliittämistä koskevien suunnitelmien on määrä olla loppuunsaatettuja ja yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklassa asetetut määräajat infrastruktuurin rakentamiselle ovat kuluneet umpeen.
(94)
Näin ollen poikkeus voi olla voimassa 1 päivään tammikuuta 2021 saakka.
4.6 TAANNEHTIVA VAIKUTUS
(95)
Kuten edellä on todettu, 17 päivänä tammikuuta 2012 toimitetulla hakemuksella uudistettiin vuonna 2003 toimitettu alkuperäinen hakemus.
(96)
Direktiivillä 2009/72/EY kumotun direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohtaan sisältyi myös säännöksiä, joiden mukaan jäsenvaltiot voivat hakea poikkeuksia tiettyjen direktiivin säännösten osalta, jos pienten tai erittäin pienten erillisten verkkojen toiminnassa on huomattavia vaikeuksia. Direktiivin 2009/72/EY 48 artiklan mukaan viittauksia kumotun direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohtaan pidetään viittauksina direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohtaan.
(97)
Direktiivin 2003/54/EY 2 artiklan 26 ja 27 alakohdassa esitetyt pienten ja erittäin pienten erillisten verkkojen määritelmät ovat samat kuin direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 26 ja 27 alakohdassa esitetyt.
(98)
Molemmissa määritelmissä viitataan erillisten verkkojen kulutukseen vuonna 1996, joka ei ole muuttunut. Kreeta ei myöskään ole ollut yhteenliitetty Kreikan yhteenliitettyyn verkkoon sen enempää vuonna 2003 kuin vuonna 2012 tai ajankohtana, jona tämä poikkeusta koskeva päätös tulee voimaan.
(99)
Näin ollen kaikki pienet erilliset verkot tai erittäin pienet erilliset verkot, jotka nyt kelpuutetaan pieniksi tai erittäin pieniksi erillisiksi verkoiksi hakemuksessa, olivat sellaisia jo alkuperäisen hakemuksen laatimisajankohtana ja ovat sitä, kun tämä poikkeusta koskeva päätös tulee voimaan.
(100)
On siis todettava, että niiden pienten tai erittäin pienten erillisten verkkojen osalta, jotka voivat olla oikeutettuja direktiivin 2003/54/EY ja direktiivin 2009/72/EY mukaiseen poikkeukseen, ei ole tapahtunut oikeudellisia tai tosiasiallisia muutoksia.
(101)
Direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohdassa esitettiin mahdollisuus myöntää poikkeus direktiivin III luvun säännöksistä, jotka direktiivin 2009/72/EY III luvun tavoin koskevat uutta kapasiteettia koskevia lupamenettelyjä ja tarjouskilpailumenettelyjä.
(102)
Direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohdassa esitettiin mahdollisuus myöntää poikkeus direktiivin VII luvun säännöksistä, jotka direktiivin 2009/72/EY VIII luvun tavoin koskevat kolmannen osapuolen verkkoon pääsyä, markkinoiden avaamista ja erillisiä linjoja.
(103)
Jos komissio olisi myöntänyt poikkeuksen alkuperäisen hakemuksen perusteella, se olisi toiminut näin samoin ehdoin myös direktiiviä 2009/72/EY koskevan uuden poikkeuksen osalta.
(104)
Lisäksi tosiseikat eivät ole muuttuneet vuodesta 2003. Yhteenliittämättömien saarien maantieteellinen asema, yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen toimintaan vaikuttavat taloudelliset tekijät sekä niiden huomattavien vaikeuksien luonne, joita esiintyy perinteisten voimaloiden toiminnassa näiden saarien erillisissä verkoissa, eivät ole muuttuneet vuodesta 2003.
(105)
Alkuperäinen hakemus on ollut vireillä vuodesta 2003 alkaen. Komission toimien puuttumisesta ei pidä aiheutua haittaa Helleenien tasavallalle. Helleenien tasavalta on täyttänyt direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohdan ja direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdan mukaan sille kuuluvat velvoitteet ja esittänyt asianmukaisesti perustellun hakemuksen poikkeuksen soveltamiseksi näiden artiklojen säännöksistä yhteenliittämättömien saarien osalta.
(106)
Tämän vuoksi on asianmukaista, että tämä poikkeusta koskeva päätös tulee taannehtivasti voimaan alkuperäisen hakemuksen tiedoksiantamisesta, toisin sanoen 5 päivästä joulukuuta 2003 alkaen,
ON HYVÄKSYNYT TÄMÄN PÄÄTÖKSEN:
1 artikla
Tätä päätöstä sovelletaan taulukossa eriteltyihin pieniin ja erittäin pieniin erillisiin verkkoihin.
Tämän päätöksen soveltamiseksi Kreeta katsotaan pieneksi erilliseksi verkoksi ja kaikki muut erilliset verkot erittäin pieniksi erillisiksi verkoiksi.
2 artikla
1. Myönnetään poikkeus direktiivin 2009/72/EY 33 artiklan säännöksistä pienten ja erittäin pienten erillisten verkkojen osalta.
2. Poikkeus on voimassa 17 päivään helmikuuta 2016 tai siihen asti, kunnes yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklan 7 kohdassa tarkoitettu infrastruktuuri on loppuunsaatettu, riippuen siitä, kumpi tapahtuu myöhemmin. Poikkeuksen voimassaolo päättyy joka tapauksessa 17 päivänä helmikuuta 2019.
3. Kreikan viranomaisten on laadittava 17 päivään helmikuuta 2015 mennessä yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklan 7 kohdan mukainen infrastruktuuri-investointeja koskeva suunnitelma, jossa täsmennetään kunkin yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon osalta määräaika, johon mennessä infrastruktuuri on saatettava valmiiksi. Suunnitelmassa on asetettava etusijalle Kreeta ja Rodos.
4. Kreikan viranomaisten on laadittava 17 päivästä helmikuuta 2016 alkaen vuosittain 17 päivään helmikuuta 2019 saakka raportti, jossa täsmennetään kunkin yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon osalta, a) ovatko markkinat avautuneet, b) kyseiseen alueeseen sovellettavan infrastruktuuri-investointeja koskevan suunnitelman tilanne, c) markkinoiden avaamista edelleen haittaavat merkittävät ja aineelliset vaikeudet ja d) voidaanko näiden vaikeuksien katsoa johtuvan suoraan siitä, että yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklan 7 kohdan mukaisia infrastruktuuri-investointeja ei ole tehty.
3 artikla
1. Myönnetään direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan 1 kohdan säännöksistä poikkeus, jonka mukaan lupa erittäin pienten erillisten verkkojen perinteisen kapasiteetin kunnostamiseen, parantamiseen ja lisäämiseen voidaan myöntää suoraan PPC:lle.
2. Tämän poikkeuksen soveltamiseksi
a)
olemassa olevaan perinteiseen tuotantokapasiteettiin sisältyvät sellaiset hankkeet perinteisen tuotantokapasiteetin kunnostamiseksi, parantamiseksi ja lisäämiseksi, joiden osalta on voimassa RAE:n myöntämä lupa tämän päätöksen tiedoksiantamispäivänä;
b)
olemassa olevan kohteen pääasiallisen tuotantokapasiteetin purkamista kokonaisuudessaan ja sen korvaamista uudella energiantuotantolaitoksella ei katsota olemassa olevaksi kapasiteetiksi vaan uuden kapasiteetin rakentamiseksi;
c)
väliaikaisen perinteisen tuotantokapasiteetin sijoittaminen olemassa olevan kapasiteetin tuotantopaikan rajojen sisälle katsotaan olemassa olevan kapasiteetin laajentamiseksi.
3. Ensimmäisen kohdan mukaisesti myönnetyn luvan voimassaolon päätyttyä lupaa voidaan RAE:n yksiomaisen harkintavallan puitteissa jatkaa, mutta ainoastaan jos käyttöönoton viivästyminen johtuu täysin PPC:n vaikutusvallan ulkopuolisista syistä.
4. Tätä poikkeusta ei sovelleta ensimmäisen kohdan mukaisesti myönnettyihin lupiin, jotka ovat päättyneet tai jotka on peruutettu.
5. Kaikkia muita direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan säännöksiä sovelletaan täysimääräisesti.
6. Tämä poikkeus on voimassa 1 päivään tammikuuta 2021 saakka.
4 artikla
1. Tässä päätöksessä myönnettyä poikkeusta ei sovelleta pieniin ja erittäin pieniin erillisiin verkkoihin sen jälkeen, kun ne on liitetty yhteenliitettyyn verkkoon.
2. Kreikan viranomaisten on
a)
hyväksyessään tai kilpailuttaessaan tietyn yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon uutta kapasiteettia tarkasteltava järjestelmällisesti vaihtoehtoa sen erillisen verkon yhteenliittämisestä, johon kyseinen yhteenliittämätön saari kuuluu. Uutta kapasiteettia koskevaa lupaa ei myönnetä, jos yhdysjohdon rakentaminen on kustannustehokkaampaa. Kustannuksiin on sisällytettävä kaikki sähkön toimittamiseen loppukäyttäjälle erillisessä verkossa liittyvä kustannukset, myös yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus;
b)
varmistettava, että ADMIE:n lain nro 4001/2011 108 §:n mukaisesti toimittamassa merkittävistä siirtoverkon rakennustöistä laaditussa kustannus-hyötyanalyysissa tarkastellaan ainoastaan yhteenliittämisinvestoinnin ja yhteenliittämisen toiminnan tehokkaita kustannuksia. Siinä ei pidä ottaa huomioon tulonmenetyksiä tai yhteenliittämättömien saarien jo rakennetun perinteisen tuotanto-omaisuuden arvonalennuksia;
c)
julkaistava lain nro 4001/2011 108 §:n mukaisen ADMIEn kymmenvuotisen investointisuunnitelman yhteydessä kokonaiskustannukset sähköntoimituksista asiakkaille kussakin yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa, julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus mukaan luettuna Jos yhdysjohdon rakentaminen ei sisälly RAE:n hyväksymään lain nro 4001/2011 108 §:ssä tarkoitettuun ADMIE:n kymmenvuotiseen investointisuunnitelmaan, Kreikan viranomaisten on järjestettävä joko omasta aloitteestaan tai kolmannen osapuolen pyynnöstä direktiivin 2009/72/EY 22 artiklan 7 kohdan b alakohdan mukainen tarjouskilpailu yhden tai useamman yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon yhteenliittävän yhdysjohdon rakentamiseksi. Yhdysjohto on rakennettava, jos sen rakentaminen laskee sähköntoimituksista asiakkaille kussakin yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa aiheutuvia kokonaiskustannuksia, julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus mukaan luettuna;
d)
asetettava yhdysjohdon valmistumiselle selkeä määräaika. Jos yhdysjohtoa ei rakenneta tai se ei valmistu asetetussa määräajassa, Kreikan viranomaisten on haettava korvauksia toteutumattomien kustannussäästöjen osalta.
5 artikla
Tätä päätöstä sovelletaan 5 päivästä joulukuuta 2003.
6 artikla
Tämä päätös on osoitettu Helleenien tasavallalle.
Tehty Brysselissä 14 päivänä elokuuta 2014.