РЕШЕНИЕ НА КОМИСИЯТА
от 14 август 2014 година
за предоставяне на Република Гърция на дерогация от определени разпоредби на Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета
(нотифицирано под номер С(2014) 5902)
(2014/536/ЕС)
ЕВРОПЕЙСКАТА КОМИСИЯ,
като взе предвид Договора за функционирането на Европейския съюз,
като взе предвид Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за отмяна на Директива 2003/54/ЕО (1), и по-специално член 44, параграф 1 и член 48 от нея,
като взе предвид заявленията на Република Гърция от 17 януари 2012 г. и 5 декември 2013 г.,
след като информира държавите членки за заявлението,
като има предвид, че:
1. ПРОЦЕДУРА
(1)
На 17 януари 2012 г. гръцкото Министерство на околната среда, енергетиката и климатичните промени (YPEKA) подаде заявление (по-долу наричано „заявлението“) до Комисията съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО за дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО за определени гръцки острови, които не са свързани с електроенергийната система на континентална Гърция (несвързаните с електроенергийната система острови, по-долу наричани „НЕСО“).
(2)
На 12 септември 2012 г. Комисията поиска от енергийния регулаторен орган (по-долу наричан „ЕРО“) на Гърция да представи коментари във връзка със заявлението. ЕРО отговори на искането на 16 ноември 2012 г. (по-долу този отговор е наричан „становището на ЕРО“).
(3)
ЕРО представи допълнителни доводи в подкрепа на заявлението на 17 декември 2013 г., 23 декември 2013 г., 4 февруари 2014 г., 28 февруари 2014 г. и 17 март 2014 г.
(4)
На 14 март 2014 г. (с допълнение, изпратено на 20 март 2014 г.) Комисията информира държавите членки за заявлението в съответствие с член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, с искане за представяне на становища до 25 март 2014 г. при необходимост. Не бяха представени становища.
(5)
Със заявлението си YPEKA поднови искането, подадено от Министерството на развитието на 5 декември 2003 г. в съответствие с член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (2) (по-долу наричано „първоначалното заявление“) за дерогация от определени разпоредби на Директива 2003/54/ЕО. Въпреки че бяха предприети предварителни стъпки за разглеждане на първоначалното заявление, дерогацията съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО не беше нито предоставена, нито отказана.
2. ЗАЯВЛЕНИЕТО, ПОДАДЕНО ОТ YPEKA
2.1. ОБХВАТ НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ
(6)
В заявлението се иска дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО.
(7)
Глава III от Директива 2009/72/ЕО се отнася до разрешителната процедура и обявяването на търгове за нови мощности. Глава VIII се отнася до достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
2.2. НАСТОЯЩА ОРГАНИЗАЦИЯ НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА НА НЕСО
(8)
Гръцките енергийни пазари са регулирани основно от гръцкия Закон 4001/2011, с който се транспонира Директива 2009/72/ЕО. Закон 4001/2011 влезе в сила на 22 август 2011 г.
(9)
„DEDDIE“ SA (по-долу наричан „DEDDIE“) е основният гръцки електроенергиен системен оператор, който е 100 % собственост на предприятието „Public Power Corporation“ (по-долу наричано „PPC“), историческият гръцки производител и доставчик на електроенергия, но юридически и функционално е отделен от него. Свързаните с мрежата активи, управлявани от DEDDIE, са собственост на PPC.
(10)
Съгласно член 127 от Закон 4001/2011 DEDDIE отговаря за развитието, експлоатацията и поддръжката на електроразпределителната система на Гърция, която включва електроразпределителната система на НЕСО.
(11)
Освен това DEDDIE отговаря за експлоатацията на електроенергийните системи на НЕСО. Това включва: i) изготвянето на план за разработване на производствени мощности за изолирани микросистеми, включително програма за свързване с други НЕСО; ii) гарантиране на наличието на необходимите обекти за инсталиране на нови производствени мощности с цел увеличаване на съществуващия капацитет или за доставка на компоненти и разширяване на електроразпределителната система на Гърция към несвързаните с електроенергийната система острови и изолираните микросистеми; iii) сключване на договори с притежатели на разрешителни, регулиращи доставките на електроенергия от и за системата, предоставянето на допълнителни услуги за електроразпределителните системи на НЕСО и възнаграждението на производителите на електроенергия, таксите за клиентите и доставчиците за доставената им електроенергия, както и други кредити и дебити по специални сметки, като тези за възнаграждението за задължения за обществени услуги.
(12)
Член 137, параграф 1 от Закон 4001/2011 гласи, че всички потребители на електроенергия ще се класифицират като привилегировани клиенти с изключение на клиентите, установени в рамките на изолирани микросистеми, при спазване на член 139 от същия закон.
(13)
Съгласно член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011:
„С изключение на случаите, в които електроенергията се произвежда от възобновяеми енергийни източници или от високоефективно комбинирано производство, или от хибридни електроцентрали, както и в случай на производители на енергия за собствени нужди, при предоставяне на дерогация съгласно разпоредбите на член 139 разрешение за производство се дава единствено на PPC SA в съответствие с определени разпоредби във връзка с разрешаването. PPC SA отговаря за непрекъснатото снабдяване на изолираните микросистеми, за които получава разрешение, както и за гарантирането на дългосрочното финансово управление на електроенергийните системи на тези острови.“
(14)
Съгласно член 134 от Закон 4001/2011:
„Без да се засягат разпоредбите на член 139 от настоящия закон, разрешения за снабдяване за изолирани микромрежи ще се издават единствено на PPC SA в съответствие с изискванията на разпоредбите във връзка с разрешенията. PPC SA трябва да снабдява непривилегированите клиенти с електроенергия при поискване.“
(15)
Съгласно член 139 от Закон 4001/2011 дерогации от разпоредбите на Закон 4001/2011 могат да се предоставят в съответствие с разпоредбите на член 44 от Директива 2009/72/ЕО.
(16)
В Министерско решение № PD5/EL/B/F IB/12924, прието в съответствие с член 28 от гръцкия Закон 3426/2005, се постановява, че снабдяването с електроенергия на клиенти от НЕСО от който и да е производител на електроенергия представлява задължение за обществена услуга за НЕСО („ЗОО за НЕСО“) от общ икономически интерес. По съображения във връзка със социалното сближаване доставчиците на електроенергия в НЕСО трябва да доставят електроенергия на цена, равна, според категориите потребители, на цената за взаимосвързаната система на Гърция.
(17)
Член 52 от гръцкия Закон 4001/2011 гласи, че клиентите от несвързани с електроенергийната система острови имат право на специални услуги както по отношение на цената, така и по отношение на качеството и сигурността на доставките, както и на прозрачност на договорните условия. В замяна на изпълнението на ЗОО доставчиците на ЗОО за НЕСО получават финансова компенсация, която се изчислява въз основа на методика, установена с Решение 24/2014 (3) на ЕРО. Тази методика се основава на разликата между пълните производствени разходи (променливи и постоянни) за несвързаните с електроенергийната система острови и пълната пазарна цена за доставчиците във взаимосвързаната система (пределни разходи на системата плюс всички други механизми във взаимосвързаната система на Гърция). Компенсацията за ЗОО за НЕСО се изчислява на месечна основа и за всяка автономна островна система и подлежи на контрол от страна на ЕРО. Компенсацията за ЗОО за НЕСО се набира чрез такса, наложена на всички клиенти, включително клиентите от НЕСО (4). Механизмът на ЗОО за НЕСО се управлява от LAGIE, гръцкия държавен пазарен оператор. В Министерско решение № D5-EL/B/F1/oik.27547 от декември 2011 г. (5), основаващо се на разпоредбите на член 55, параграф 3 от Закон 4001/2011, се постановява, че ЗОО за НЕСО се предлага от всички доставчици, следователно всички доставчици отговарят на условията за компенсация във връзка със ЗОО за НЕСО.
(18)
Вторичното законодателство урежда по-подробно доставките и производството на електроенергия за НЕСО. По-специално в своето Решение № 39/2014 от 28 януари 2014 г. ЕРО прие Кодекс за управление на електроенергийните системи на несвързаните с електроенергийната система острови („Кодексът за НЕСО“), който урежда много въпроси, свързани с функционирането на изолираните системи на НЕСО, включително отварянето на пазара, уреждането на финансовите отношения и производството на електроенергия. Кодексът за НЕСО влезе в сила в деня на публикуването му, т.е. на 17 февруари 2014 г.
2.3. Съществени проблеми във връзка с функционирането на изолираните системи
(19)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с функционирането на гръцките изолирани електроенергийни системи:
а)
големите разлики в потреблението на електроенергия в изолираните микросистеми, които още повече изпъкват на фона на: i) туристическия аспект на икономическото развитие на островите; и ii) навлизането на възобновяемите енергийни източници (ВЕИ).
Тези фактори оказват отрицателно въздействие както върху коефициента на натоварване на топлинните или конвенционалните производствени мощности, така и върху възможността за възстановяване на инвестиционните разходи за такива производствени мощности;
б)
големите разлики в метеорологичните условия на островите, които се отразяват на потреблението и причиняват неизправности във функционирането на системите за производство на електроенергия, като в резултат от това се изисква поддържане на значителни резерви.
(20)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с развитието на конвенционално производство на електроенергия в рамките на гръцките изолирани малки електроенергийни системи:
а)
затрудненията или дори невъзможността да се намерят подходящи местоположения за нови конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми, основно поради съпротивата от страна на обществеността;
б)
малкият размер на НЕСО, който поражда големи обрати в дългосрочното планиране в областта на развитието на топлинно производство на електроенергия в резултат на непредвидими инвестиции на потребителите на електроенергия (например големи туристически комплекси или пристанищни съоръжения), което изисква навременна и гъвкава реакция в отговор на потреблението на електроенергия;
в)
очаква се потреблението на електроенергия в изолираните системи на НЕСО да нараства с 2 % годишно до 2017 г. Въпреки че на PPC са предоставени разрешения да инсталира необходимите допълнителни мощности и тази инсталация вече е насрочена (очаква се 2017 г. тя да покрие потреблението на електроенергия на всички НЕСО заедно с необходимите резерви), спазването на времевия график невинаги е възможно;
г)
ниското натоварване, големите колебания в натоварването и все по-широкото навлизане на ВЕИ в повечето изолирани микросистеми ограничават достъпните технологични решения за конвенционално производство, ограничавайки избора до малки производствени инсталации, използващи за гориво мазут (котелно гориво) с ниско съдържание на сяра или леки дестилатни горива;
д)
процедурите за възлагане на обществени поръчки за нови мощности са времеемки. От момента на предоставянето на разрешение до пускането в експлоатацията на електроцентралите изминават между две и половина и три години;
е)
разработването на планове за изграждане на междусистемни връзки между взаимосвързаната система на Гърция и изолираните микросистеми на НЕСО намалява интереса към инвестиции в конвенционални мощности на НЕСО. Планирани са проекти за междусистемни връзки с Цикладските острови и остров Крит.
(21)
Вследствие на това редовно трябва да се намират решения при аварийни ситуации, като например наемането на мобилни дизелови генератори или газови турбини за производство на електроенергия. Необходимостта от искане на разрешение за производство на електроенергия при всяка аварийна ситуация е нежелателна, тъй като води до неизгодно икономически наемане вместо закупуване. В заявлението са предоставени редица примери, при които непредвидени обстоятелства са довели до по-дълговременно използване на мобилни генератори за производство на електроенергия.
(22)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с отварянето на пазара на изолираните електроенергийни системи на НЕСО:
а)
с цел да се позволи отваряне на пазара е необходимо да се разработи и инсталира специфична инфраструктура в изолираните системи на НЕСО. Тази инфраструктура включва изграждането на контролни центрове за: i) ежедневното планиране на производство; и ii) уреждането на финансовите отношения във всяка изолирана система чрез преразпределяне на производствените разходи във всяка изолирана система към активните доставчици в нея.
Необходимата инфраструктура е скъпа, а разходите се поемат от клиентите;
б)
вследствие на ЗОО за НЕСО цените на дребно на електроенергията са еднакви за всички категории клиенти на цялата територия на Гърция. Следователно по-високите производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да се възстановяват на активните доставчици в НЕСО чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти.
Твърди се, че големите разлики в размера на средногодишните променливи производствени разходи за всеки НЕСО ще усложнят механизма за уреждане на финансовите отношения.
(23)
Впоследствие YPEKA изрази становището, че развитието на инфраструктурата, необходима за функционирането и надзора на електроенергийния пазар, в съчетание с отварянето на пазара на изолираните системи на НЕСО, води до разходи, които надвишават потенциалните ползи за потребителите от отварянето на пазара.
(24)
В заявлението не се посочва срок на действие на исканата дерогация.
3. СТАНОВИЩЕТО НА ЕРО
3.1. ОБХВАТ НА ДЕРОГАЦИЯТА
3.1.1. Дерогация от глава III от Директива 2009/72/ЕО
(25)
ЕРО счита, че дерогацията от глава III в съответствие с член 44, параграф 1 следва да не засяга инсталирането на нови производствени мощности, които могат да бъдат разработени в една изолирана система, а само преустройството, осъвременяването и разширяването на съществуващите производствени мощности. Съществуващите производствени мощности се състоят от електроцентрали, които вече са в експлоатация или са в процес на изграждане на НЕСО. Всяка нова електроцентрала, която ще бъде изградена на тези острови, се счита за нова производствена мощност.
(26)
ЕРО отбелязва, че през последните две десетилетия независимите производители на електроенергия (наричани по-долу „НПЕ“) (т.е. различни от PPC) са проявили силен интерес към разработването на ВЕИ и централи за комбинирано производство на електроенергия във всички изолирани микросистеми. Затова следва да не се ограничава достъпът на трети страни до електроенергийните системи на всички НЕСО с оглед разработването на ВЕИ и на комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия (ТЕЕ).
(27)
ЕРО посочва, че не възразява срещу предоставянето на дерогация за пускането в действие на нови конвенционални електроцентрали, ако бъдат спазени определени условия. В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО обаче не е предвидена възможността за дерогация за нови мощности.
(28)
ЕРО счита, че разширяването на мощностите на съществуващите конвенционални електроцентрали се отнася основно до краткосрочен недостиг на мощност в рамките на НЕСО, породен от неочаквани щети върху съществуващите мощности или от забавената инсталация на нови мощности, особено по време на периоди на засилено потребление (например върховите периоди през лятото). Тези разширения са предмет на открита тръжна процедура съгласно член 8 от Директива 2009/72/ЕО. Тази процедура е времеемка и не е подходяща с оглед неотложното естество на необходимите действия при аварийни ситуации.
(29)
ЕРО приема, че PPC следва да покрива такива аварийни ситуации. Като се има предвид, че PPC е в състояние да придвижва конвенционални мобилни агрегати за производство на електроенергия от острови, на които има излишък на мощности, към онези, страдащи от недостиг на мощности, това решение може да се окаже и икономически най-изгодно.
(30)
ЕРО подчертава, че всяка дерогация трябва да дава възможност за определяне на подходящите процедури за издаване на разрешение за случаи на аварийни ситуации, и по-специално кои от посочените в член 7 от Директива 2009/72/ЕО критерии трябва да бъдат проверени от издаващите разрешения компетентни органи.
(31)
ЕРО счита, че дерогацията следва да се предостави с ограничен срок на действие, например за не повече от 10 години.
3.1.2. Дерогация от глава VIII от Директивата
(32)
Според ЕРО снабдяването с електроенергия на НЕСО на практика е свързано със ЗОО за НЕСО и компенсацията за ЗОО за НЕСО, тъй като i) разходите за производство за електроенергия на НЕСО са значително по-високи отколкото на континенталната част на страната и ii) гръцката държава изисква единно ценообразуване на цялата територия на страната по категории клиенти.
(33)
В Кодекса за НЕСО се предвижда монтирането на определено измервателно и записващо оборудване на НЕСО за почасово измерване, центрове за енергийно управление и контрол, за наблюдение и свързани ИТ системи. ЕРО поддържа становището, че тази инфраструктура е крайно необходима с цел:
а)
гарантиране, че разходите за ЗОО са прозрачни, недискриминационни и могат да бъдат проверени;
б)
правилното функциониране и стабилното управление на самите електроенергийни системи, така че да се постигне най-икономичен режим на работа и оттам - по-голямо намаление на таксите за ЗОО за НЕСО за потребителите на електроенергия;
в)
осъществяване на по-широко навлизане на ВЕИ и на комбинираното производство на електроенергия, включително технологии за ВЕИ със сложни и специални изисквания във връзка с управлението им, например ВЕИ с акумулиране на електроенергията, слънчево-топлинни електроцентрали и т.н.;
г)
гарантиране на необходимата прозрачност в управлението на изолираните системи, като по този начин се гарантира недискриминационно отношение за всички участници на пазара, по-специално за производителите.
(34)
ЕРО съответно твърди, че независимо от това, дали един или повече доставчици имат разрешение да осъществяват дейност в рамките на изолирана микросистема, тази инфраструктура трябва да бъде инсталирана в изолираните системи на НЕСО.
(35)
Очаква се разходите за инсталиране на тази инфраструктура да не надхвърлят 20 до 30 млн. EUR за всички НЕСО, включително Крит и Родос. ЕРО счита тази сума за разумна, особено като се вземат предвид очакваните ползи, т.е. осигуряването на прозрачност и проверка на ЗОО за НЕСО, както и безпроблемното и контролирано функциониране на изолираните електроенергийни системи.
(36)
Противно на YPEKA, ЕРО счита, че предоставянето на разрешение на повече от един доставчик за осъществяване на дейност в определена изолирана система на НЕСО няма да доведе до значителни допълнителни разходи във връзка с необходимата инфраструктура, тъй като във всеки случай същата инфраструктура вече е необходима за ежедневното планиране на разположените на НЕСО инсталации за производство на електроенергия, за уреждането на финансовите отношения и за осигуряване на ЗОО за НЕСО.
(37)
Освен това ЕРО счита, че предоставянето на разрешение за осъществяване на дейност на повече от един доставчик ще донесе значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО.
(38)
ЕРО съответно счита, че трайното изключване на алтернативни доставчици на пазарите на НЕСО не е оправдано. Инсталирането на необходимата инфраструктура, описана по-горе, се очаква да приключи в срок от 3 до 5 години. ЕРО не би възразил срещу възможна дерогация изрично за този срок, без допълнително удължаване.
(39)
ЕРО отбелязва също, че ако статутът на която и да е изолирана система на НЕСО се промени, така че тя повече да не попада в категорията на изолираните малки или микросистеми, прилагането на дерогацията следва автоматично да се прекрати. Това може да се случи, когато изолираните системи на НЕСО се свържат с взаимосвързаната система на Гърция.
4. ОЦЕНКА
4.1. ПРАВНО ОСНОВАНИЕ ЗА ЗАЯВЛЕНИЕТО
(40)
В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО се предвижда възможността за дерогация от определени разпоредби на Директивата, като дерогацията се прилага за малки изолирани системи и изолирани микросистеми.
(41)
Съгласно член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО малка изолирана система е система с потребление под 3 000 GWh през 1996 г., при която под 5 % от годишното потребление се получава чрез свързване с други системи.
(42)
Съгласно член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО изолирана микросистема е система с потребление под 500 GWh през 1996 г., която няма връзка с други системи.
(43)
Посочените в заявлението изолирани системи се състоят от една и, в някои случаи, от няколко НЕСО (вж. колони 1 и 2 от таблицата). Дори ако една изолирана система включва няколко НЕСО, които са взаимосвързани помежду си, съставената от тези взаимосвързани НЕСО електроенергийна система е изолирана, в смисъл че не е свързана с друга електроенергийна система.
(44)
В заявлението се твърди, че 31 от 32-те изолирани системи са изолирани микросистеми, най-голямата от които е остров Родос. Изолираните микросистеми, във връзка с които е подадено заявлението, представляват 5,24 % от общите продажби на електроенергия в Гърция за 2010 г. Изолираната система на остров Крит се счита за малка изолирана система. Крит представлява 3,01 % от потреблението на електроенергия в Гърция за 2010 г.
Годишно потребление в изолираната система (ИС)
Годишно потребление (MWh)
Годишно потребление през 1996 г.
Наименование на ИС
НЕСО, които са част от ИС
1996 г.
2003 г.
2010 г.
2013 г.
3 000 GWh
500 GWh
Крит
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Да
Не
Родос
Родос
Халки
386 630
650 115
764 401
760 658
Да
Да
Кос-Калимнос
Кос
Калимнос
Липси
Лерос
Нисирос-Гиали
Тилос
Телендос
Псеримос
156 340
281 574
351 959
352 984
Да
Да
Лесбос
Лесбос
153 650
259 552
308 454
288 230
Да
Да
Хиос
Хиос
Псара
Инусес
110 480
180 868
214 449
200 042
Да
Да
Парос
Парос
Антипарос
Наксос
Ираклея
Куфонися
Схинуса
Иос
Сикинос
Фолегандрос
95 340
164 761
208 206
194 740
Да
Да
Самос
Самос
Фурни
Тимена
90 170
136 283
151 017
137 315
Да
Да
Сирос
Сирос
56 920
100 429
107 270
95 302
Да
Да
Тира
Тира
Тирасия
47 680
88 073
117 957
120 199
Да
Да
Миконос-Дилос
Миконос-Дилос
45 740
78 049
115 071
112 978
Да
Да
Лимнос
Лимнос
35 650
55 340
62 710
59 672
Да
Да
Карпатос
Карпатос
Касос
26 580
30 397
37 829
36 931
Да
Да
Милос
Милос
Кимолос
15 460
37 331
45 819
45 402
Да
Да
Икария
Икария
13 110
24 359
28 845
27 613
Да
Да
Скирос
Скирос
9 380
14 053
16 150
14 782
Да
Да
Патмос
Патмос
8 770
13 988
16 738
17 020
Да
Да
Сифнос
Сифнос
6 540
13 180
17 966
16 521
Да
Да
Сими
Сими
5 250
9 819
15 054
14 662
Да
Да
Аморгос
Аморгос
3 840
7 284
9 816
9 072
Да
Да
Китнос
Китнос
3 610
7 089
8 309
7 991
Да
Да
Серифос
Серифос
2 830
6 793
8 162
7 654
Да
Да
Астипалея
Астипалея
2 470
5 283
6 997
6 670
Да
Да
Мегисти
Мегисти
770
1 863
2 751
3 005
Да
Да
Агиос Ефстратиос
Агиос Ефстратиос
540
937
1 058
1 075
Да
Да
Анафи
Анафи
400
858
1 110
1 179
Да
Да
Отони
Отони
330
588
674
632
Да
Да
Ерикуса
Ерикуса
220
452
710
746
Да
Да
Агатониси
Агатониси
190
388
522
642
Да
Да
Донуса
Донуса
180
417
676
690
Да
Да
Антикитера
Антикитера
70
199
228
241
Да
Да
Арки-Марати
Арки-Марати
0
175
248
312
Да
Да
Гавдос
Гавдос
0
0
365
471
Да
Да
(45)
Таблицата по-горе съдържа изолираните системи, както са посочени в заявлението, и предоставя определена информация за всяка от тях. От тази информация може да се заключи, че потреблението на електроенергия през 1996 г. във всички изолирани системи, с изключение на Крит, ги квалифицира като изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО. По отношение на Крит допълнително трябва да се посочи, че тъй като Крит не е бил и все още не е свързан с друга електроенергийна система, процентният дял на задоволеното търсене чрез междусистемни електропроводи е бил и все още е 0, т.е. по-нисък от 5 %. Следователно по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО Крит представлява малка изолирана система.
(46)
В становището на ЕРО не се коментират посочените в заявлението изолирани системи.
(47)
Поради това Комисията заключава, че всички изолирани системи, както са посочени в колона 1 на таблицата по-горе, са изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО с изключение на Крит, който представлява малка изолирана система по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО.
4.2. СЪЩЕСТВЕНИ ПРОБЛЕМИ ЗА ФУНКЦИОНИРАНЕТО НА КОНВЕНЦИОНАЛНИТЕ ЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ В ИЗОЛИРАНИТЕ МИКРОСИСТЕМИ
(48)
Комисията счита, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електросистеми в изолираните микросистеми. Това се дължи по-специално на следните факти:
а)
Размерът на натоварването, което трябва да бъде достигнато на островите, не позволява инсталирането на по-големи, по-ефективни и по-рентабилни конвенционални електроцентрали, също и поради факта, че за да може дадена изолирана система да функционира в приемливи граници на безопасност, тя не може да разчита на една-единствена електроцентрала.
През 2013 г. годишното върхово натоварване на нито една от изолираните системи не е надвишило 188,5 MW. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - съответно 20,8 и 4,2 MW, са много по-ниски.
Нито една от инсталираните към момента конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми не притежава мощност над 27 MW. Средният номинален и средният реален размер на електроцентралите - съответно 3,9 и 1,1 MW, са много по-малки.
Малкият размер на натоварването, което трябва да бъде достигнато, големите разлики в потреблението, засегнато допълнително от все по-широкото навлизане на ВЕИ, също намаляват избора на технологии за конвенционалните електроцентрали, които могат да се използват в рамките на изолираните микросистеми.
Всички конвенционални производствени мощности на изолираните системи на НЕСО използват дизелово гориво или мазут.
б)
Годишните коефициенти на натоварване на всички изолирани микросистеми са ниски. Коефициентът на натоварване за 2012 г. не надвишава 0,54 в нито една от изолираните микросистеми. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - 0,38 и за двете, са още по-ниски. С оглед на приоритетния достъп до ВЕИ и на факта, че използваните тук коефициенти на натоварване отразяват цялата електроенергийна мрежа на изолираната микросистема, коефициентът на натоварване на конвенционалните електроцентрали на НЕСО е още по-нисък.
Годишният коефициент на натоварване на взаимосвързаната система на Гърция обикновено е около 50 % за всички инсталации за производство на електроенергия и 65 % за топлоелектрическите инсталации (6).
Годишният коефициент на натоварване е показателен за действителното потребление на електроенергия от електроцентралите за дадена година и следователно за способността им да реализират приходи.
Все по-широкото навлизане на ВЕИ ще намали още повече натоварването, което трябва да бъде достигнато от конвенционалните електроцентрали.
в)
Съществуват няколко проекта, чиято цел е свързването на НЕСО, по-специално Цикладските острови и остров Крит, с основната взаимосвързана система на Гърция. Както беше обяснено по-горе, конвенционалните електроцентрали на НЕСО не са толкова ефективни колкото електроцентралите, инсталирани във взаимосвързаната система, поради което е малко вероятно да бъдат икономически жизнеспособни след като НЕСО, на които са разположени, бъдат свързани с взаимосвързаната система.
Следователно възможността за свързване на дадена изолирана система представлява значителен възпиращ фактор за инвестициите в конвенционални мощности на НЕСО.
г)
Относително ниското натоварване, което трябва да бъде обслужвано, означава, че има вероятност сравнително малки обрати в потреблението да засегнат производствените мощности, необходими в рамките на дадена изолирана система. Липсата на капацитет за взаимосвързване означава, че всички промени в потреблението при необходимост трябва да съответстват на производствените мощности, разположени в рамките на изолираната микросистема.
Този фактор засилва необходимостта от бързина и гъвкавост на реакциите в отговор на по-дългосрочни обрати в потреблението.
Тази необходимост от гъвкавост се засилва още повече от затрудненията при намирането на подходящи местоположения за конвенционални електроцентрали на НЕСО, както и от продължителността на процедурите за предоставяне на разрешение.
д)
Съотношението на максималното спрямо минималното потребление през 2012 г. (7) във всички изолирани микросистеми е поне 3,35, но е по-високо, често много по-високо, за дадена изолирана микросистема. В действителност средноаритметичното и медианното съотношение на максималното спрямо минималното потребление е съответно 6,27 и 5,98.
През 2010 г. съотношението на максималното спрямо минималното потребление за взаимосвързаната система на Гърция е около 3.
По-високото съотношение на максималното спрямо минималното потребление отразява степента на гъвкавост и количеството резерви, които, дори в рамките на една година, трябва да са достъпни в рамките на производствените мощности, инсталирани в изолирана система.
В това отношение следва да се отбележи, че през 2012 г. около 60 % от потреблението в изолираните микросистеми е задоволено от мобилни генератори за производство на електроенергия.
(49)
Поради това Комисията заключава, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО, посочени в таблицата по-горе.
4.3. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА III
4.3.1. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се прилага за нови мощности.
(50)
Съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО дерогации от разпоредбите на глава III могат да се предоставят единствено доколкото те се отнасят до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности.
(51)
Следователно дерогации от глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за нови мощности.
(52)
Вместо това, предвид факта, че изолираните системи на НЕСО са електроразпределителни мрежи, в случай че посредством разрешителната процедура не успее да се осигури задоволително разрешение за нови мощности за изолираните системи на НЕСО, гръцките органи могат да обмислят прилагането на разпоредбите на член 7, параграф 3 от Директива 2009/72/ЕО и за нови малки конвенционални мощности. Такива нови малки конвенционални мощности включват например временни производствени мощности, които могат да са налични в дългосрочен план без постоянно конкретно местоположение.
4.3.2. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се приложи за остров Крит.
(53)
Както бе посочено по-горе, всички НЕСО са изолирани микросистеми, с изключение на остров Крит, който е малка изолирана система.
(54)
Следователно дерогации от разпоредбите в глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за остров Крит.
4.3.3. Дерогацията от разпоредбите на глава III не обхващат ВЕИ и електроцентрали за ТЕЕ.
(55)
В заявлението не се посочва изрично, че исканата дерогация се отнася единствено за конвенционални електроцентрали.
(56)
Член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011 обаче изрично изключва електроенергията, произведена чрез възобновяеми енергийни източници, чрез високоефективно комбинирано производство или от хибридни електроцентрали, както и случая на производители на енергия за собствени нужди, попадащи в обхвата на изключителното разрешение за производство, което може да бъде дадено на PPC. Същото следва и от член 225 от Кодекса за НЕСО.
(57)
Освен това представената обосновка е свързана единствено със съществените проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали. Всъщност се твърди, че тези електроцентрали са изправени пред съществени проблеми, в резултат ина все по-разширеното използване на ВЕИ.
(58)
Следователно дори и със заявлението да се иска предоставяне на дерогация от разпоредбите на глава III от Директива 2009/72/ЕО за електроцентрали, различни от конвенционалните електроцентрали, дерогацията не може да бъде предоставена, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.3.4. Дерогацията за разрешението за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности може да бъде предоставена.
(59)
С оглед на горепосочените съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на малките изолирани системи дерогация може да се предостави за разрешението за съществуващи конвенционални мощности, доколкото това се отнася до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи конвенционални мощности. Такова разрешение може да се предостави пряко на PPC.
(60)
За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности обхващат проекти за изграждане на конвенционални производствени мощности, за които вече е предоставено разрешение от страна на ЕРО, което не е отменено към датата на влизане в сила на настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия се счита за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност представлява разширяване на съществуваща мощност.
(61)
Въпреки това няма основания за дерогация от критериите и условията, например определените в член 7, параграф 2 от Директива 2009/72/ЕО, съгласно които се предоставя разрешение на PPC.
(62)
Нещо повече, в случай че дерогацията се предоставя пряко на PPC, е важно условията да предвиждат задълженията по отношение на датата, от която конвенционалната електроцентрала, за която е получено разрешение, трябва да функционира пълноценно, както и да включват разпоредби за гарантиране на пълно и ефективно съответствие с тези задължения. В случай на изтичане на срока на действие, по самостоятелна преценка на ЕРО такова пряко разрешение може да бъде удължено, но само ако изтичането на срока на действието му се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC. В случай на изтичане на срока на действие ЕРО следва да организира разрешителна процедура в пълно съответствие с член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, т.е. включваща участие на трети страни.
4.3.5. Дерогацията не може да обхваща обявяването на търгове за нови мощности
(63)
По определение обявяването на търгове по смисъла на член 8 от Директива 2009/72/ЕО се отнася до мощностите, които предстои да бъдат изградени и разрешени и които следователно представляват нови мощности.
(64)
Поради вече изложените по-горе причини не следва да се предоставя дерогация за нови мощности съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
4.4. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА VIII
4.4.1. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 32 относно достъпа на трети страни
(65)
ЗАЯВЛЕНИЕТО СЕ ОТНАСЯ ДО ДЕРОГАЦИЯТА ОТ ГЛАВА VIII ОТ ДИРЕКТИВА 2009/72/ЕО И СЛЕДОВАТЕЛНО МОЖЕ ДА СЕ СЧИТА, ЧЕ ВКЛЮЧВА ИСКАНЕ ЗА ДЕРОГАЦИЯ ОТ РАЗПОРЕДБИТЕ НА ЧЛЕН 32 ОТНОСНО ДОСТЪПА НА ТРЕТИ СТРАНИ („ДТС“).
(66)
В заявлението не се посочва конкретно дали исканата дерогация обхваща и член 32 от Директива 2009/72/ЕО, нито се представят причини, които да я обосновават. Вместо това Закон 4001/2011 и Кодексът за НЕСО задължават DEDDIE да предоставя недискриминационен достъп на трети страни до разпределителната система, управлявана от DEDDIE (напр. член 127 от Закон 4001/2011). Следователно такава дерогация не може да бъде предоставена.
4.4.2. Дерогация от член 33 относно отварянето на пазара и реципрочността
4.4.2.1. Няма основания за трайна дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(67)
В заявлението се твърди най-общо, че PPC следва да остане единственият доставчик с разрешение да снабдява клиентите от НЕСО въз основа на факта, че разработването на необходимата инфраструктура за функционирането и надзора на електроенергийния пазар в изолираните микросистеми, заедно с тази, необходима за отварянето на пазара за доставки от трети страни, включва оперативни разходи за оператора от НЕСО, които може да надвишат ползите, които отварянето на пазара би донесло за клиентите.
(68)
Както става ясно от становището на ЕРО, инсталираната на НЕСО инфраструктура има за цел да гарантира изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със съществуващото законодателство по един прозрачен, подлежащ на проверка и недискриминационен начин. Нещо повече, тази инфраструктура е необходима за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО от техническа и икономическа гледна точка. Следователно, тъй като инфраструктурата е необходима за спазване на тези изисквания във всички случаи, независимо от броя на доставчиците, притежаващи разрешение за извършване на дейност на НЕСО, отварянето на пазара не увеличава разходите за инфраструктурата.
(69)
Дори ако се изисква сходна инфраструктура, отварянето на пазара не е неразривно свързано с техническото функциониране на изолираните системи на НЕСО или ЗОО за НЕСО, тъй като няма причинно-следствена връзка между техническата и икономическата експлоатация на тези системи и изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания, от една страна, и въпросът, дали един или няколко доставчици имат разрешение да снабдяват потребителите на електроенергия от НЕСО, от друга страна.
(70)
Вярно е, че увеличените производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да бъдат възстановени от страна на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО, чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО за НЕСО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти. Въпреки това установяването на производствените разходи на НЕСО във всеки случай е необходимо за определяне на финансовата компенсация за ЗОО за НЕСО, независимо от броя на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО.
(71)
Единственото допълнително изискване за отваряне на пазара е преразпределянето на съответните части от ЗОО за НЕСО към всеки доставчик в зависимост от продажбите на електроенергия на неговите клиенти. Дори свързаните клиентски данни, по-специално данните от измервания, се изискват независимо дали един или повече доставчици имат разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО.
(72)
Следователно предоставянето на компенсацията за ЗОО за НЕСО на доставчиците включва единствено възможността за разпределяне на клиентските данни от измерванията към определен доставчик с разрешение, което представлява най-вече административен процес, основаващ се на информация, събирана изцяло или до голяма степен независимо от това, дали е налице отваряне на пазара на НЕСО или не. Второ, тази способност е предварително условие за правилното функциониране на който и да е пазар за доставки на електроенергия. Следователно такива разходи не могат да се приемат като основание за дерогация за отваряне на пазара, тъй като не са специфични за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и не са свързани със съществен проблем в тяхната експлоатация.
(73)
Важно е да се отбележи, че изготвянето на регистри за разпределяне към доставчиците на информацията от измервания е част от инфраструктурата, която предстои да бъде въведена. Докато въвеждането на цялата предвиждана инфраструктура ще улесни оптималната работа на изолираните електроенергийни системи, пълната реализация на свързаните с нея инвестиции не е задължително условие за постигане на отварянето на пазара.
(74)
Фактът, че може да съществува голяма разлика в стойностите на средните годишни променливи производствени разходи за различните НЕСО, е несъществен. В действителност, дори да бъде доказана, тази разлика се отнася до разходите за производство на електроенергия в рамките на изолираните системи на НЕСО. Установяването на тази сума вече се изисква за изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със законовите изисквания и освен това не е засегнато по никакъв начин от броя на доставчиците с разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО. Нещо повече, с оглед на факта, че изпълнението на ЗОО за НЕСО вече се основава на месечна система отделно за всяка изолирана система, е трудно да се повярва, че големите годишни разлики за отделните НЕСО може да породят съществени проблеми.
(75)
От горепосоченото следва, че броят на доставчиците с разрешение да снабдяват клиенти от НЕСО не е неразривно свързан нито с техническата и икономическата експлоатация на изолираните системи, нито с изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания.
(76)
Може също така да се отбележи, че отварянето на пазара ще донесе ползи, надвишаващи разходите, ако такива възникнат, за отварянето на пазара. Както отбелязва ЕРО, алтернативните доставчици на НЕСО могат да предоставят значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО чрез комбиниране на предоставянето на други услуги със снабдяването с електроенергия.
(77)
Следователно исканата трайна дерогация от член 33 следва да не се предостави.
4.4.2.2. Ограничение на срока на действие на дерогацията за изолирана система във връзка с член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(78)
С оглед на горепосоченото трябва да се признае, че отварянето на пазара изисква въвеждането на практически договорености, за да може изолираните системи на НЕСО да функционират изцяло в съответствие с кодекса за НЕСО. Практическите проблеми, свързани с отварянето на пазара, може да включват както недостъпността на необходимите регистри за разпределяне на електромерите и данните от измерванията между доставчиците, или факта, че оптималната инфраструктурна конфигурация все още не е въведена. Въз основа на това може да се предвиди предоставянето на ограничена във времето дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО.
(79)
При оценката на срока на действие на тази дерогация от глава VIII трябва да се вземат под внимание следните две съображения:
а)
както вече бе изтъкнато, най-важният елемент, необходим, за да се позволи отварянето на пазара на НЕСО, е наличието на регистър на НЕСО, който позволява разпределянето на данните от измерванията към даден доставчик. Член 327, параграф 4 от Кодекса за НЕСО постановява, че необходимият за тази цел регистър трябва да бъде завършен не по-късно от две години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО. Наличието на регистъра е необходимо условие за практическото отваряне на пазара;
б)
цялостното изпълнение на инвестиционната програма за инфраструктурата, която предстои да бъде въведена на НЕСО, определено би улеснило практическата работа по отварянето на пазара на НЕСО. Това обаче не е необходимо изискване. В член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО е изложен график, съгласно който се очаква всички НЕСО да бъдат оборудвани с допълнителната инфраструктура, която предстои да бъде инсталирана на НЕСО, не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО.
(80)
Следователно дерогацията от изискването за отваряне на пазара следва да се предостави за най-малко 2 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2016 г., с цел установяването на регистрите, които са необходими за отварянето на пазара. Тъй като цялостната инфраструктура трябва да бъде инсталирана не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, срокът на действие на дерогацията следва във всеки случай да бъде ограничен до 5 години от влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2019 г. за всяка от изолираните системи на НЕСО. Въпреки това, тъй като дерогацията е обоснована единствено в случаите, когато пред отварянето на пазара продължават да са налице съществени проблеми, които са пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурната инвестиционна програма на НЕСО, следва да се извършва редовна проверка, дали тези проблеми продължават да съществуват в дадена изолирана система на НЕСО. При тази проверка като база за сравнение следва да се използва инвестиционен план, изготвен от DEDDIE и одобрен от компетентните гръцки органи, за инсталирането на изискваната инфраструктура на НЕСО. Следователно този план следва да бъде напълно завършен и одобрен до 17 февруари 2015 г.
(81)
С цел да се избегне ненужно забавяне на отварянето на пазара инфраструктурният инвестиционен план на DEDDIE следва да бъде одобрен от ЕРО и следва да включва като приоритет изолираните системи на Крит и Родос, тъй като те са най-гъсто населените НЕСО.
(82)
Ежегодно от 17 февруари 2016 г. до 17 февруари 2019 г. DEDDIE следва да изготвя доклад, който следва да бъде одобрен от ЕРО, като в него се посочва на какви основания все още не е извършено отваряне на пазара в дадена изолирана система на НЕСО. Този доклад следва да бъде публикуван и изпратен на Комисията.
4.4.3. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 34
(83)
Заявлението се отнася до дерогация от глава VIII от Директива 2009/72/ЕО и следователно може да се счита, че включва искане за дерогация от член 34 по отношение на директните електропроводни линии по смисъла на член 2, точка 15 от Директива 2009/72/ЕО.
(84)
В заявлението не се посочва дали исканата дерогация обхваща и член 34 от Директива 2009/72/ЕО.
(85)
Следователно дори в заявлението да се иска дерогация от член 34 от Директива 2009/72/ЕО, тази дерогация следва да не се предоставя, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.4.4. Междусистемни електропроводи - заявление за дерогация от глави III и VIII
(86)
Настоящата дерогация се отнася до изолираните микросистеми, които се характеризират с факта, че нямат или, в случая на малките изолирани системи, имат много ограничена връзка с други електроенергийни системи.
(87)
Въпреки това:
а)
съгласно одобрения наскоро десетгодишен план за развитие на гръцкия оператор на преносната система - Независимия оператор на енергийната преносна система („ADMIE“ S.A, или ADMIE) - се очаква свързването на Цикладските острови да приключи до 2018 г. на три етапа, като някои от Цикладските острови ще бъдат свързани с взаимосвързаната система на Гърция много преди тази дата;
б)
нещо повече, очаква се свързването на Крит да приключи до 2020 г. Съответните части от проекта за първите три години са включени в одобрения десетгодишен план за развитите на ADMIE от 2013 г. Окончателният план трябва да бъде включен в десетгодишния план за развитие, който предстои да бъде одобрен през 2014 г.
(88)
Необходимо е да се предвиди изрично, че настоящата дерогация за дадена изолирана система се прекратява автоматично веднага щом влязат в пълна експлоатация междусистемните електропроводи между дадена изолирана система и взаимосвързаната система на Гърция.
(89)
DEDDIE, макар и юридически и функционално самостоятелен, е 100 % собственост на PPC. В противовес на задачите на оператор на разпределителна система по смисъла на Директива 2009/72/ЕО DEDDIE има възложени и разширени задачи, свързани с експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и управлението на производството на електроенергия на НЕСО, включително от конвенционалните производствени мощности, притежавани от PPC, и следователно - на тяхната икономическа възвръщаемост. Както бе посочено по-горе, взаимното свързване засяга икономическата жизнеспособност на конвенционалните електрически централи, които понастоящем са изградени в изолираните системи на НЕСО.
(90)
Дерогациите следва да се предоставят единствено ако са пропорционални и не надхвърлят строго необходимото. Поради това е необходимо да се осигурят ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО.
(91)
Член 108 от Закон 4001/2011 предвижда следното:
„До 31 март всяка година „ADMIE“ SA представя десетгодишен план за развитие на гръцката електропреносна система […]. В десетгодишния план за развитие на гръцката електропреносна система се предвижда по-конкретно: […] в) технически и финансов анализ на разходите и ползите за важни дейности по преноса на електроенергия […], по-специално […] свързващи електропроводи между островите и преносната система, включително времева рамка, очакван паричен поток и финансови изисквания за всички инвестиционни проекти.“
(92)
За да се гарантира наличието на ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО, гръцките органи следва да гарантират, че:
а)
при издаване на разрешение или обявяване на търг за обществена поръчка за съществуващи или нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО, ADMIE, DEDDIE и RAE систематично обмислят алтернативата за създаване на връзка с изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Такова разрешение за съществуващи или нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-ефективно от гледна точка на разходите. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. По-специално в него следва да не се включват пропуснатите приходи или обезценяването на активите на конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, последният ще организира, по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна, тръжна процедура, както е предвидено в член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО, за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемният електропровод следва да се изгради, ако изграждането му ще понижи общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяването с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
ЕРО определя ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в срока, заложен от ЕРО, следва да се изиска обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
4.5. СРОК НА ДЕЙСТВИЕ
(93)
Необходимо е да се направи преглед на фактите, на които се основава настоящата дерогация, по-специално след предвиденото изпълнение на плановете за свързване чрез междусистемни електропроводи на някои изолирани системи и изтичането на сроковете за инсталиране на инфраструктурата, както е предвидено в член 237 от Кодекса за НЕСО.
(94)
Следователно евентуалната дерогация ще има срок на действие до 1 януари 2021 г.
4.6. ОБРАТНО ДЕЙСТВИЕ
(95)
Както бе посочено по-горе, със заявлението от 17 януари 2012 г. беше подновено първоначалното заявление, подадено през 2003 г.
(96)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО, отменена от Директива 2009/72/ЕО, също съдържа разпоредби, позволяващи на държавите членки да подават заявления за дерогации от определени разпоредби на тази директива в случай на съществени проблеми във функционирането на малки изолирани системи и изолирани микросистеми. Съгласно член 48 от Директива 2009/72/ЕО позоваванията на отменения член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО ще се тълкуват като позовавания на член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
(97)
Определенията за малка изолирана система и изолирана микросистема, използвани в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2003/54/ЕО са идентични с използваните в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2009/72/ЕО.
(98)
И двете определения се отнасят до потреблението на електроенергия в изолирани системи през 1996 г., което не се е променило. Нещо повече, Крит не е свързан с взаимосвързаната система на Гърция нито през 2003 г., нито през 2012 г., нито към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(99)
Следователно всички изолирани микросистеми и малки изолирани системи, които отговарят на условията за изолирани микросистеми и малки изолирани системи в заявлението, са отговаряли на тези условия при подаването на първоначалното заявление и към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(100)
Следователно не са настъпили юридически и фактически промени по отношение на малките изолирани системи и изолираните микросистеми, които може да отговарят на условията за дерогация съгласно Директива 2003/54/ЕО и Директива 2009/72/ЕО.
(101)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава III на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава III от Директива 2009/72/ЕО по отношение на разрешителните процедури за нови мощности и обявяване на търгове за нови мощности.
(102)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава VII на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава VIII от Директива 2009/72/ЕО по отношение на достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
(103)
Ако Комисията бе предоставила дерогация в отговор на първоначалното заявление, това щеше да стане при същите условия както настоящата дерогация съгласно Директива 2009/72/ЕО.
(104)
Освен това от 2003 г. насам не е настъпила промяна във фактическите обстоятелства. В действителност географското положение на НЕСО, икономическите фактори, оказващи въздействие върху функционирането на електроенергийните системи на НЕСО, както и характерът на съществуващите съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО не са претърпели съществена промяна от 2003 г. насам.
(105)
Решението по първоначалното заявление се очаква от 2003 г. насам. Непредприемането на действия от страна на Комисията следва да не бъде в ущърб на Република Гърция. Република Гърция е спазила задълженията си съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО и член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО и е подала надлежно обосновано заявление за дерогация съгласно тези членове за изолираните системи на НЕСО.
(106)
Поради това е целесъобразно настоящото решение за дерогация да влезе в сила от датата на уведомлението за първоначалното заявление, т.е. от 5 декември 2003 г.,
ПРИЕ НАСТОЯЩОТО РЕШЕНИЕ:
Член 1
Настоящото решение се прилага за малките изолирани системи и изолираните микросистеми, посочени в таблицата.
За целите на настоящото решение Крит е малка изолирана система, а всички останали изолирани системи са изолирани микросистеми.
Член 2
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 33 от Директива 2009/72/ЕО за малките изолирани системи и изолираните микросистеми.
2. Настоящата дерогация има срок на действие до 17 февруари 2016 г. или до цялостното инсталиране на инфраструктурата, предвидено в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, което от двете настъпи по-късно. Във всеки случай срокът на действие на настоящата дерогация изтича на 17 февруари 2019 г.
3. До 17 февруари 2015 г. гръцките органи трябва да изготвят план за инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва до коя дата инфраструктурата ще бъде напълно инсталирана. В плана приоритет трябва да се отдаде на Крит и Родос.
4. От 17 февруари 2016 г. нататък, ежегодно до 17 февруари 2019 г., гръцките органи трябва да изготвят доклад, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва: a) дали е настъпило отваряне на пазара; б) състоянието на инфраструктурните инвестиции във връзка със съответния план; в) съществените проблеми, възпрепятстващи отварянето на пазара; и г) дали тези проблеми могат да бъдат пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО.
Член 3
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, по силата на която разрешения за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност може да се предостави пряко на PPC.
2. За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности включват проекти за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност, за която издадено от ЕРО валидно разрешение е налично към датата на уведомлението за настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия не се счита за съществуваща мощност, а за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност се счита за разширяване на съществуваща мощност.
3. В случай на изтичане на срока на действие на разрешение, издадено в съответствие с първия параграф, по самостоятелна преценка на ЕРО това разрешение може да бъде удължено, при условие че закъснението се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC.
4. Настоящата дерогация няма да се прилага в бъдеще за разрешения, издадени съгласно първия параграф, които са с изтекъл срок на действие или са отменени.
5. Всички други разпоредби на член 7 от Директива 2009/72/ЕО продължават да се прилагат.
6. Настоящата дерогация е в сила до 1 януари 2021 г.
Член 4
1. Предвидените в настоящото решение дерогации спират да се прилагат за малките изолирани системи и изолираните микросистеми след свързването им с взаимосвързаната система.
2. Гръцките органи:
а)
при провеждане на процедура за издаване на разрешение или тръжна процедура за нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО систематично обмислят алтернативата за свързване с междусистемен електропровод на изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Разрешение за нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-разходоефективно. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
гарантират, че в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, както е предвидено в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. В него следва да не се включват пропуснатите приходи във връзка с конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО, нито обезценяването на активите им;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, гръцките органи организират по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна по член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО тръжна процедура за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемен електропровод се изгражда, ако това ще доведе до намаление на общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяване с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
определят ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в заложения срок, гръцките органи изискват обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
Член 5
Настоящото решение се прилага от 5 декември 2003 г.
Член 6
Адресат на настоящото решение е Република Гърция.
Съставено в Брюксел на 14 август 2014 година.
A BIZOTTSÁG HATÁROZATA
(2014. augusztus 14.)
a Görög Köztársaság számára a 2009/72/EK európai parlamenti és tanácsi irányelv egyes rendelkezéseivel összefüggésben engedélyezett eltérésről
(az értesítés a C(2014) 5902. számú dokumentummal történt)
(2014/536/EU)
AZ EURÓPAI BIZOTTSÁG,
tekintettel az Európai Unió működéséről szóló szerződésre,
tekintettel a villamos energia belső piacára vonatkozó közös szabályokról és a 2003/54/EK irányelv hatályon kívül helyezéséről szóló, 2009. július 13-i 2009/72/EK európai parlamenti és tanácsi irányelvre (1) és különösen annak 44. cikke (1) bekezdésére és 48. cikkére,
tekintettel a Görög Köztársaság 2012. január 17-én és 2003. december 5-én kelt kérelmére,
a tagállamok számára a kérelemről nyújtott tájékoztatást követően,
mivel:
1. ELJÁRÁS
(1)
2012. január 17-én a görög Környezetvédelmi, Energiaügyi és Éghajlatügyi Minisztérium (a továbbiakban: YPEKA) kérelmet (a továbbiakban: kérelem) nyújtott be a Bizottsághoz a 2009/72/EK irányelv 44. cikke (1) bekezdésének értelmében, és eltérést kért a 2009/72/EK irányelv III. és VIII. fejezetétől azon görög szigetek számára, amelyek nem kapcsolódnak a görög szárazföld villamosenergia-rendszeréhez (a továbbiakban: nem összekapcsolt szigetek).
(2)
2012. szeptember 12-én a Bizottság felkérte a görög energiaszabályozó hatóságot (a továbbiakban: RAE), hogy véleményezze a kérelmet. A RAE 2012. november 16-án válaszolt a felkérésre (a továbbiakban: RAE-vélemény).
(3)
2013. december 17-én, 2013. december 23-án, 2014. február 4-én, 2014. február 28-án és 2014. március 17-én a RAE további beadványokat nyújtott be a kérelem alátámasztása céljából.
(4)
2014. március 14-én (és a 2014. március 20-án kiküldött kiegészítésben) a Bizottság tájékoztatta a tagállamokat a kérelemről a 2009/72/EK irányelv 44. cikke (1) bekezdése szerint, és kérte, hogy amennyiben szükségesnek tartják, 2014. március 25-ig nyújtsák be észrevételeiket. Egyetlen tagállam sem nyújtott be észrevételeket.
(5)
Ezzel a kérelemmel az YPEKA megújította a Fejlesztési Minisztérium által 2003. december 5-én a 2003/54/EK európai parlamenti és tanácsi irányelv (2) 26. cikkének (1) bekezdése értelmében benyújtott kérelmet (a továbbiakban: első kérelem), amelyben a minisztérium eltérést kért a 2003/54/EK irányelv bizonyos rendelkezéseitől. Bár történtek előzetes lépések az első kérelem kivizsgálására, a 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdése szerint kért eltérésnek sem az engedélyezésére, sem az elutasítására nem került sor.
2. AZ YPEKA ÁLTAL BENYÚJTOTT KÉRELEM
2.1. A KÉRT ELTÉRÉS HATÁLYA
(6)
A kérelem a 2009/72/EK irányelv III. és VIII. fejezetétől kér eltérést.
(7)
A 2009/72/EK irányelv III. fejezete az engedélyezési eljárásra és az új kapacitások létesítésére vonatkozó versenytárgyalási eljárásra vonatkozik. A VIII. fejezet a harmadik felek hozzáférésére, a piacnyitásra és a közvetlen vezetékekre vonatkozik.
2.2. A NEM ÖSSZEKAPCSOLT SZIGETEK VILLAMOSENERGIA-RENDSZEREINEK JELENLEGI SZERVEZETE
(8)
A görög energiapiacokat elsősorban a 4001/2011. sz. görög törvény szabályozza, amely a 2009/72/EK irányelv átültetése. A 4001/2011. sz. törvény 2011. augusztus 22-én lépett hatályba.
(9)
A görög elosztórendszert a DEDDIE SA (a továbbiakban: DEDDIE) üzemelteti, amely 100 %-ban a hagyományos görög villamosenergia-termelő és -szolgáltató, a Public Power Corporation (a továbbiakban: PPC) tulajdonában van, de amely jogilag és funkcionálisan attól függetlenül működik. A DEDDIE által üzemeltetett hálózati eszközök tulajdonosa a PPC.
(10)
A 4001/2011. sz. törvény 127. cikke értelmében a DEDDIE a felelős a görög villamosenergia-elosztó rendszer fejlesztéséért, üzemeltetéséért és fenntartásáért, és ez a rendszer magában foglalja a nem összekapcsolt szigetek villamosenergia-elosztó rendszereit is.
(11)
Ezen kívül a DEDDIE a felelős a nem összekapcsolt szigetek villamosenergia-rendszereinek üzemeltetéséért is. Ezek a feladatok az alábbiakat foglalják magukban: i. termelésfejlesztési terv kidolgozása a szigetüzemben működő mikrorendszerek számára, beleértve a más nem összekapcsolt szigetekkel való összekapcsolásukra irányuló programot is; ii. annak biztosítása, hogy rendelkezésre álljanak a szükséges helyszínek az új termelőkapacitás telepítésére, a meglévő kapacitás vagy az átviteli komponensek bővítésére, valamint a görög villamosenergia-elosztó rendszernek a nem összekapcsolt szigetekre és a szigetüzemben működő mikrorendszerekre való kiterjesztésére; iii. olyan szerződések kötése az engedélyesekkel, amelyek szabályozzák a villamos energia szállítását a rendszerbe és a rendszerből, a nem összekapcsolt szigetek elosztórendszereinek nyújtott kiegészítő szolgáltatásokat, a villamosenergia-termelők bevételeit, a fogyasztóknak és a szolgáltatóknak a nekik szállított villamos energiáért felszámított díjakat, valamint a speciális számlákon végzett egyéb terheléseket és jóváírásokat, például a közszolgáltatási kötelezettségek teljesítéséért járó díjazást.
(12)
A 4001/2011. sz. törvény 137. cikkének (1) bekezdése kimondja, hogy minden áramfogyasztót jogosult fogyasztónak kell tekinteni, kivéve a szigetüzemben működő mikrohálózatok fogyasztóit, akikre ugyanezen törvény 139. cikke alkalmazandó.
(13)
A 4001/2011. sz. törvény 133. cikkének (3) bekezdése szerint:
„Azon esetek kivételével, amikor a villamos energiát megújuló energiaforrásokból vagy nagy hatékonyságú kapcsolt vagy hibrid erőművekkel állítják elő, valamint a saját célra termelő erőművek esetét kivéve, ha engedélyezett az eltérés a 139. cikk rendelkezései szerint, akkor a PPC SA csak bizonyos engedélyezési szabályok szerint kaphatja meg a termelési engedélyt. A PPC SA felelős a zavartalan ellátásért azon szigetüzemben működő mikrorendszerekben, amelyekhez megkapja az engedélyt, és pénzügyi szempontból is ő felelős ezen szigetek villamosenergia-rendszereinek hosszú távú üzemeltetéséért.”
(14)
A 4001/2011. sz. törvény 134. cikke szerint:
„Az e törvény 139. cikkében foglalt rendelkezések sérelme nélkül a szigetüzemben működő mikrohálózatokhoz kizárólag a PPC SA kaphat ellátási engedélyt az Engedélyezési Szabályok követelményei szerint. Kérésre a PPC SA a nem jogosult fogyasztókat is köteles villamos energiával ellátni.”
(15)
A 4001/2011. sz. törvény 139. cikke értelmében a 4001/2011. sz. törvény rendelkezéseitől való eltérések a 2009/72/EK irányelv 44. cikkének rendelkezései szerint adhatók meg.
(16)
A 3426/2005. sz. görög törvény 28. cikke szerint elfogadott PD5/EL/B/F IB/12924. sz. miniszteri döntés kimondja, hogy a nem összekapcsolt szigeteken található fogyasztók villamos energiával történő ellátása bármely villamosenergia-termelő által általános gazdasági érdekű közszolgáltatási kötelezettségnek minősül. A társadalmi kohézió biztosítása érdekében a nem összekapcsolt szigeteken működő villamosenergia-szolgáltatóknak olyan áron kell szolgáltatniuk a villamos energiát, amely minden fogyasztói kategória esetében azonos az összekapcsolt görög rendszerben alkalmazott árakkal.
(17)
A 4001/2011. sz. görög törvény 52. cikke kimondja, hogy a nem összekapcsolt szigeteken található fogyasztók speciális szolgáltatásokra jogosultak mind az árat, mind az ellátás minőségét és biztonságát, mind pedig a szerződéses feltételek átláthatóságát tekintve. A nem összekapcsolt szigeteken közszolgáltatási kötelezettséget teljesítő vállalatok a közszolgáltatásért cserében pénzügyi kompenzációt kapnak, amelyet a RAE 24/2014 határozatában megállapított módszertan alapján számítanak ki (3). Ez a módszertan a nem összekapcsolt szigeteken jelentkező teljes (változó és fix) termelési költségek és az összekapcsolt rendszerben a szolgáltatóknak felszámított teljes piaci ár (a rendszer határköltsége plusz egyéb mechanizmusok a görög összekapcsolt rendszerben) közötti különbségen alapul. A nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt havi alapon és önálló szigetrendszerenként, a RAE ellenőrzése alatt számítják. A nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt egy minden fogyasztóra - tehát a nem összekapcsolt szigeteken lévőkre is - kivetett illetékből fedezik (4). A nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettség mechanizmusát a LAGIE irányítja, amely görög állami tulajdonban lévő piaci szereplő. A 2011. decemberi D5-EL/B/F1/oik.27547. sz. miniszteri döntés (5), amely a 4001/2011. sz. törvény 55. cikkének (3) bekezdésében foglalt rendelkezéseken alapul, kimondja, hogy a nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatást minden szolgáltatónak fel kell ajánlania, tehát minden szolgáltató jogosult ilyen kompenzációra.
(18)
A másodlagos jogszabályok részletesebben szabályozzák a villamos energia nem összekapcsolt szigeteken történő előállítását és szolgáltatását. Nevezetesen a 2014. január 28-i 39/2014. számú döntésével a RAE elfogadta a nem összekapcsolt szigetek villamosenergia-rendszereinek irányítási szabályzatát (a továbbiakban: a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat), amely számos kérdést szabályoz a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek üzemeltetésével kapcsolatban, beleértve a piacnyitást, a piaci elszámolást és a villamos energia előállítását is. A nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat a kiadásának napján, tehát 2014. február 17-én lépett hatályba.
2.3. A SZIGETÜZEMBEN MŰKÖDŐ RENDSZEREK ÜZEMELTETÉSÉVEL KAPCSOLATOS ALAPVETŐ PROBLÉMÁK
(19)
A kérelem a szigetüzemben működő görög villamosenergia-rendszerek üzemeltetésével kapcsolatban az alábbi problémákra világít rá:
a)
a villamos energia iránti kereslet jelenős ingadozása a szigetüzemben működő mikrorendszerekben i. a szigetek gazdasági fejlődésének idegenforgalmi vonatkozásai, illetve ii. a megújuló energiaforrások növekvő részaránya miatt.
Ezek a tényezők hátrányosan befolyásolják mind a hőerőműben történő vagy hagyományos villamosenergia-termelés terhelési tényezőjét, mind az ilyen termelőlétesítményekre irányuló beruházások költségeinek megtérülését;
b)
a szigetek időjárásának jelentős ingadozása, ami befolyásolja a keresletet, és meghibásodásokat okoz a termelői rendszerekben, ezért jelentős tartalékokat tesz szükségessé.
(20)
A kérelem a szigetüzemben működő görög villamosenergia-rendszerekben folytatott hagyományos energiatermelés fejlesztésével kapcsolatban az alábbi problémákra világít rá:
a)
a szigetüzemben működő mikrorendszerekben - elsősorban a lakosság ellenállása miatt - nehéz, gyakran lehetetlen megfelelő helyet találni az új építésű hagyományos erőművek számára;
b)
a nem összekapcsolt szigetek kis mérete a hőerőművek hosszú távú fejlesztési terveiben nagy irányváltoztatásokat idézhet elő, mert nem mindig lehet előre látni az áramfogyasztók beruházásait (például nagy idegenforgalmi komplexumok vagy vízi közlekedési létesítmények építését), amelyek gyorsaságot és rugalmasságot igényelnek a villamosenergia-igényekre való reagálásban;
c)
a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben a villamos energia iránti igény 2017-ig várhatóan évente 2 %-kal fog emelkedni. Bár a PPC megkapta az engedélyeket a további szükséges kapacitás létesítésére, és a telepítést már be is ütemezték (ez várhatóan minden nem összekapcsolt sziget igényeit fedezi majd 2017-ig a szükséges tartalékokkal együtt), nem mindig sikerült tartani az ütemtervet;
d)
a kis terhelés, a terhelés jelentős ingadozásai és a megújuló energiaforrások növekvő részaránya a legtöbb szigetüzemben működő mikrorendszerben behatárolja a hagyományos termeléshez választható technológiai megoldásokat, és kizárólag az alacsony kéntartalmú nehézolajjal és a könnyűolajjal fűtött kisebb erőműveket teszi lehetővé;
e)
az új termelőkapacitás beszerzési eljárásai időigényesek. Az engedély kibocsátásától a termelőkapacitás üzembe állításáig két és fél-három év telik el;
f)
a görög összekapcsolt rendszer és a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő mikrorendszerek közötti rendszerösszekötők létesítésére vonatkozó elképzelések aláássák az érdeklődést a nem összekapcsolt szigetek hagyományos termelőkapacitásaiba való beruházás iránt. Rendszer-összekapcsolási projektek a Kikládokkal és Krétával vannak tervbe véve.
(21)
Mindezek miatt rendszeresen szükségmegoldásokhoz, például dízel meghajtású mobil áramfejlesztők vagy gázturbinák bérléséhez kell folyamodni. A szükségtermelés esetenkénti engedélyezése nem kívánatos, mert a berendezések nem gazdaságos bérletére, nem pedig a megvásárlásukra ösztönöz. A kérelem számos olyan példát felsorol, amikor az előre nem látható események a mobil áramfejlesztők hosszú távú igénybevételéhez vezettek.
(22)
A kérelem a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő villamosenergia-rendszerek piacnyitásával kapcsolatban az alábbi problémákra világít rá:
a)
a piacnyitás lehetővé tétele érdekében speciális infrastruktúrát kell kialakítani és telepíteni a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerekben. Az infrastruktúra azokat az irányító központokat is magában foglalja, amelyek szükségesek i. a termelés napi ütemezéséhez, illetve ii. az egyes szigetüzemben működő rendszerekben végrehajtott piaci elszámoláshoz, amelynek keretében a termelési költséget az adott rendszerekben működő szolgáltatók között részarányosan felosztják.
A szükséges infrastruktúra meglehetősen költséges, és ezt a költséget a fogyasztók viselik;
b)
a nem összekapcsolt szigeteken fennálló közszolgáltatási kötelezettség miatt a lakossági árak egész Görögországban minden fogyasztói kategóriában azonosak. Ennélfogva a nem összekapcsolt szigeteken felmerülő, az összekapcsolt rendszerben érvényesülő termelési költséghez képest vett magasabb termelési költségeket a nem összekapcsolt szigeteken működő szolgáltatók számára jóvá kell írni úgy, hogy a fogyasztóiknak eladott villamos energia mennyiségével arányosan felosztják közöttük a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzáció adott részét.
A kérelmező állítása szerint a nem összekapcsolt szigetekre eső átlagos éves változó termelési költség annyira ingadozó, hogy bonyolulttá tenné a piaci elszámolási mechanizmust.
(23)
Ennek alapján az YPEKA úgy ítéli meg, hogy a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben a villamosenergia-piac piacnyitással történő működtetéséhez és felügyeletéhez szükséges infrastruktúra kialakításának költségei meghaladják azokat az előnyöket, amelyeket a fogyasztók élveznének a piacnyitásból.
(24)
A kérelemben nem szerepel a kért eltérés időbeli hatályának megjelölése.
3. A RAE-VÉLEMÉNY
3.1. AZ ELTÉRÉS HATÁLYA
3.1.1. A 2009/72/EK irányelv III. fejezetétől való eltérés
(25)
A RAE-vélemény szerint a III. fejezet tekintetében a 44. cikk (1) bekezdése alapján kért eltérés nem érintené a szigetüzemben működő rendszerben telepíthető új villamosenergia-kapacitásokat, hanem kizárólag csak a meglévő termelőkapacitás felújítását, fejlesztését és bővítését. A meglévő termelőkapacitás azokból az erőművekből áll, amelyek a nem összekapcsolt szigeteken már működnek vagy építés alatt állnak. Ezeken a szigeteken minden újabb erőmű új termelőkapacitásnak számít.
(26)
A RAE megjegyzi, hogy a független villamosenergia-termelők (tehát nem a PPC) az utóbbi két évtizedben erős érdeklődést mutattak a megújuló energiaforrások és a kapcsolt erőművek iránt minden szigetüzemben működő rendszerben. Ennek következtében nem indokolt korlátozni a harmadik felek hozzáférését a nem összekapcsolt szigetek villamosenergia-rendszereihez a megújuló energiaforrások és a hőt és villamos energiát kapcsoltan termelő erőművek vonatkozásában.
(27)
A RAE kijelentette, hogy nem ellenzi az eltérés engedélyezését az új építésű hagyományos erőművek aktiválásához, amennyiben bizonyos feltételek teljesülnek. A 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdése azonban nem teszi lehetővé az eltérés engedélyezését az új kapacitásokhoz.
(28)
A RAE úgy látja, hogy a meglévő hagyományos erőművek kapacitásának bővítése főleg az olyan rövid távú kapacitáshiányokat enyhíti a nem összekapcsolt szigeteken, amelyek abból erednek, hogy váratlanul károsodik a meglévő kapacitás, vagy késik az új kapacitás telepítése, különösen a nagy kereslettel járó időszakokban (például a nyári csúcsidőszakban). Ezeket a bővítéseket a 2009/72/EK irányelv 8. cikke szerint azonban nyílt versenytárgyalási eljárással kell megvalósítani. Egy ilyen eljárás időigényes és nem felel meg a szükséghelyzetek sürgős igényeinek.
(29)
A RAE elfogadja, hogy ezeket a szükséghelyzeteket a PPC-nek kell megoldania. Figyelembe véve azt, hogy a PPC át tud telepíteni hagyományos mobil egységeket olyan szigetekről, ahol kapacitástöbblet van, azokra, ahol hiány van, valószínűleg ez a leggazdaságosabb megoldás.
(30)
A RAE hangsúlyozza, hogy minden eltérés esetében meg kell határozni a megfelelő engedélyezési eljárást a szükséghelyzetekre, valamint azt, hogy a 2009/72/EK irányelv 7. cikkéből konkrétan mely kritériumokat kell megvizsgálniuk az illetékes engedélyezési hatóságoknak.
(31)
A RAE-vélemény szerint az eltérést korlátozott időtartamra, például legfeljebb 10 évre kell engedélyezni.
3.1.2. Eltérés az irányelv VIII. fejezetétől
(32)
A RAE-vélemény szerint a nem összekapcsolt szigeteken a villamos energia kereskedelme gyakorlatilag a nem összekapcsolt szigeteken teljesítendő közszolgáltatási kötelezettséggel és a hozzá tartozó kompenzációval áll összefüggésben, mert i. a nem összekapcsolt szigeteken jelentősen magasabb a villamos energia előállításának költsége, mint a szárazföldön, és ii. a görög állam az minden egyes fogyasztói kategóriában egységes árképzést ír elő az ország egész területén.
(33)
A nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályok az óránkénti mérések, az energiarendszer irányító- és vezérlőközpontjai, a monitoring és a kapcsolódó számítástechnikai rendszerek céljára előírják bizonyos mérő- és adatrögzítő berendezések telepítését a nem összekapcsolt szigeteken. A RAE megítélése szerint ez az infrastruktúra továbbra is nélkülözhetetlen:
a)
annak biztosításához, hogy a közszolgáltatási kötelezettség költségei átláthatók, megkülönböztetésmentesek és ellenőrizhetők legyenek;
b)
a villamosenergia-rendszerek megfelelő üzemeltetéséhez és irányításához, hogy a leggazdaságosabb üzemmód valósuljon meg, és ennek köszönhetően nagyobb mértékben csökkenjen a nem összekapcsolt szigeteken teljesítendő közszolgáltatási kötelezettség díja;
c)
a megújuló energiaforrások és a kapcsolt termelés nagyobb arányának eléréséhez, beleértve az olyan megújulóenergiaforrás-technológiákat is, amelyek összetett és speciális követelményeket támasztanak az irányítással szemben (megújuló energiaforrások energiatárolással, naperőművek stb.);
d)
a szigetüzemben működő rendszerek irányításában szükséges átláthatóság garantálásához, ezzel biztosítva minden piaci szereplővel, különösen pedig a termelőkkel szemben a diszkriminációmentességet.
(34)
A RAE azzal érvel továbbá, hogy attól függetlenül, hogy egy vagy több szolgáltató kapott-e működési engedélyt egy szigetüzemben működő mikrorendszerben, ezt az infrastruktúrát mindenképpen telepíteni kell a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben.
(35)
A szóban forgó infrastruktúra telepítésének becsült költsége várhatóan nem lenne több, mint 20-30 millió EUR az összes nem összekapcsolt szigeten, beleértve Krétát és Rodoszt is. A RAE méltányosnak tartja ezt az összeget, különösen a várható előnyök fényében, tehát úgy, hogy ez biztosítaná minden nem összekapcsolt sziget közszolgáltatási kötelezettségének átláthatóságát és ellenőrzését, valamint a szigetüzemben működő rendszerek megfelelő és ellenőrzött működését.
(36)
Az YPEKA-val ellentétben a RAE azt az álláspontot képviseli, hogy azzal, hogy a nem összekapcsolt szigeteken egy adott szigetüzemben működő rendszerben több szolgáltató is kap engedélyt, nem jelentkezik jelentős többletköltség az infrastruktúra terén, mivel ugyanarra az infrastruktúrára mindenképpen szükség van a nem összekapcsolt szigeteken működő áramtermelő egységek üzemének napi szintű ütemezéséhez, a piaci elszámoláshoz és a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséhez.
(37)
Ezenfelül a RAE úgy látja, hogy a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók számára jelentős többletelőnyökkel járna az, ha több szolgáltató is működne.
(38)
A RAE tehát azt az álláspontot képviseli, hogy a nem összekapcsolt szigetek piacain nem indokolt állandó jelleggel kizárni az alternatív szolgáltatókat. A fentiekben leírt szükséges infrastruktúra telepítése várhatóan három-öt év alatt megvalósulna. A RAE nem ellenezné az esetleges eltérést szigorúan erre az időszakra, további meghosszabbítás nélkül.
(39)
A RAE megjegyzi továbbá, hogy amennyiben a nem összekapcsolt szigeteken bármely szigetüzemben működő rendszer státusa úgy változna, hogy nem lenne szigetüzemben működő mikrorendszer többé, az eltérés engedélyezésének automatikusan hatályát kell veszítenie. Ez olyan helyeken fordulhat elő, ahol a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereit összekapcsolják a görög összekapcsolt rendszerrel.
4. ÉRTÉKELÉS
4.1. A KÉRELEM JOGALAPJA
(40)
A 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdése biztosítja a lehetőséget az irányelv bizonyos rendelkezéseitől való eltérésre, amennyiben az eltérés kis, szigetüzemben működő rendszerekre és szigetüzemben működő mikrorendszerekre vonatkozik.
(41)
A 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 26. pontja értelmében a kis, szigetüzemben működő rendszer olyan rendszer, amelyben a fogyasztás 1996-ban nem haladta meg a 3 000 GWh-t, és amelyben az éves fogyasztás kevesebb mint 5 %-a származik más rendszerekkel való összekapcsolódásból.
(42)
A 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 27. pontja értelmében a szigetüzemben működő mikrorendszer olyan rendszer, amelyben a fogyasztás 1996-ban nem haladta meg az 500 GWh-t, és amely nem áll összeköttetésben más rendszerekkel.
(43)
A kérelemben azonosított szigetüzemben működő rendszerek egy, vagy alkalmanként több nem összekapcsolt szigetből állnak (lásd a táblázat 1. és 2. oszlopát). Ha a szigetüzemben működő rendszer több egymással kapcsolatban álló, de egyébként nem összekapcsolt szigetből áll, akkor is szigetüzemben működő villamosenergia-rendszerről beszélünk abban az értelemben, hogy nem kapcsolódnak más villamosenergia-rendszerekhez.
(44)
A kérelem szerint a 32 szigetüzemben működő rendszerből 31 mikrorendszer, közülük Rodosz a legnagyobb. Azok a szigetüzemben működő mikrorendszerek, amelyekre a kérelem vonatkozik, a görögországi teljes villamosenergia-értékesítés 5,24 %-át képviselték 2010-ben. A krétai szigetüzemben működő rendszer kis, szigetüzemben működő rendszernek tekinthető. 2010-ben Kréta a görög áramkereslet 3,01 %-át képviselte.
Éves kereslet szigetüzemben működő rendszerenként
Éves kereslet (MWh)
Éves kereslet 1996-ban
A szigetüzemben működő rendszer neve
A szigetüzemben működő rendszer részét képező nem összekapcsolt szigetek
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kréta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Igen
Nem
Rodosz
Rodosz
Hálki
386 630
650 115
764 401
760 658
Igen
Igen
Kósz-Kálimnosz
Kósz
Kálimnosz
Lipszi
Lérosz
Níszirosz-Jiali
Tílosz
Telendosz
Pszerimosz
156 340
281 574
351 959
352 984
Igen
Igen
Lészvosz
Lészvosz
153 650
259 552
308 454
288 230
Igen
Igen
Híosz
Híosz
Pszará
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Igen
Igen
Párosz
Párosz
Antíparosz
Náxosz
Iráklia
Kufoníszi
Schinousa
Íosz
Szíkinosz
Folégandrosz
95 340
164 761
208 206
194 740
Igen
Igen
Számosz
Számosz
Fúrni
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Igen
Igen
Szírosz
Szírosz
56 920
100 429
107 270
95 302
Igen
Igen
Thíra
Thíra
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Igen
Igen
Míkonosz-Dílosz
Míkonosz-Dílosz
45 740
78 049
115 071
112 978
Igen
Igen
Límnosz
Límnosz
35 650
55 340
62 710
59 672
Igen
Igen
Kárpathosz
Kárpathosz
Kászosz
26 580
30 397
37 829
36 931
Igen
Igen
Mílosz
Mílosz
Kímolosz
15 460
37 331
45 819
45 402
Igen
Igen
Ikaría
Ikaría
13 110
24 359
28 845
27 613
Igen
Igen
Szkírosz
Szkírosz
9 380
14 053
16 150
14 782
Igen
Igen
Pátmosz
Pátmosz
8 770
13 988
16 738
17 020
Igen
Igen
Szífnosz
Szífnosz
6 540
13 180
17 966
16 521
Igen
Igen
Szími
Szími
5 250
9 819
15 054
14 662
Igen
Igen
Amorgósz
Amorgósz
3 840
7 284
9 816
9 072
Igen
Igen
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Igen
Igen
Szérifosz
Szérifosz
2 830
6 793
8 162
7 654
Igen
Igen
Asztipálea
Asztipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Igen
Igen
Megiszti
Megiszti
770
1 863
2 751
3 005
Igen
Igen
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Igen
Igen
Anáfi
Anáfi
400
858
1 110
1 179
Igen
Igen
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Igen
Igen
Eríkusza
Eríkusza
220
452
710
746
Igen
Igen
Agathóniszi
Agathóniszi
190
388
522
642
Igen
Igen
Donúsza
Donúsza
180
417
676
690
Igen
Igen
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Igen
Igen
Árki-Marathi
Árki-Marathi
0
175
248
312
Igen
Igen
Gávdosz
Gávdosz
0
0
365
471
Igen
Igen
(45)
A fenti táblázat a kérelemben megnevezett szigetüzemben működő rendszereket tartalmazza, és mindegyikről ad bizonyos információkat. Ezekből az információkból az derül ki, hogy Kréta kivételével 1996-ban minden szigetüzemben működő rendszerben olyan kereslet volt a villamos energia iránt, amely alapján a 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 27. pontja értelmében szigetüzemben működő mikrorendszernek minősülnek. Krétával kapcsolatban meg kell még említeni, hogy mivel Kréta nem állt és ma sem áll összeköttetésben egyetlen más villamosenergia-rendszerrel sem, a rendszerösszekötéseken keresztül kielégített kereslet százalékos aránya mindig is nulla volt, és jelenleg is az, tehát 5 %-nál alacsonyabb. A 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 26. pontja értelmében így Kréta kis, szigetüzemben működő rendszernek minősül.
(46)
A RAE-vélemény nem fűzött megjegyzést a kérelemben azonosított szigetüzemben működő rendszerekhez.
(47)
A Bizottság így azt állapította meg, hogy a fenti táblázat 1. oszlopában megnevezett szigetüzemben működő rendszerek a 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 27. pontja értelmében mind szigetüzemben működő mikrorendszerek, kivéve Krétát, amely a 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 26. pontja értelmében kis, szigetüzemben működő rendszernek minősül.
4.2. A HAGYOMÁNYOS ERŐMŰVEKNEK A SZIGETÜZEMBEN MŰKÖDŐ MIKRORENDSZEREKBEN TÖRTÉNŐ ÜZEMELTETÉSÉVEL KAPCSOLATOS ALAPVETŐ PROBLÉMÁK
(48)
A Bizottság véleménye szerint a hagyományos erőműveknek a szigetüzemben működő mikrorendszerekben való üzemeltetésével kapcsolatban alapvető problémák állnak fenn. Ez különösen az alábbi tényezőkkel magyarázható:
a)
Annak a terhelésnek a mértéke, amelyet a szigeteken ki kell szolgálni, nem teszi lehetővé nagyobb, hatékonyabb és költséghatékonyabb hagyományos erőművek telepítését, és ahhoz, hogy egy szigetüzemben működő rendszer elfogadható biztonsági határokon belül működjön, nem elegendő egyetlen erőműre támaszkodni.
2013-ban az éves csúcsterhelés egyetlen szigetüzemben működő mikrorendszerben sem haladta meg a 188,5 MW-ot. A terhelési csúcsok átlaga és mediánja, amely 20,8 MW, illetve 4,2 MW, ennél sokkal alacsonyabb.
A szigetüzemben működő mikrorendszerekben jelenleg telepített egyetlen hagyományos erőmű kapacitása sem haladja meg a 27 MW-ot. Az erőművek teljesítményének átlaga és mediánja, amely 3,9 MW, illetve 1,1 MW, ennél sokkal alacsonyabb.
A kiszolgálandó terhelés kicsiny volta és a kereslet erős ingadozása, valamint a megújuló energiaforrások növekvő részesedése miatt erősen korlátozott azoknak a hagyományos erőmű-technológiáknak a száma, amelyeket alkalmazni lehet a szigetüzemben működő mikrorendszerekben.
A nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben minden hagyományos termelőkapacitás dízelolajat vagy fűtőolajat használ.
b)
Az éves terhelési tényező minden szigetüzemben működő mikrorendszerben alacsony. 2012-ben a terhelési tényező egyik szigetüzemben működő mikrorendszerben sem haladta meg a 0,54-ot. A terhelési csúcsok 0,38-os átlaga és mediánja ennél is kisebb. Tekintettel a megújuló energiaforrások előtérbe kerülésére és arra, hogy az itt feltüntetett terhelési tényezők a szigetüzemben működő mikrorendszerek teljes villamosenergia-rendszereit tükrözik, a nem összekapcsolt szigeteken működő hagyományos erőművek terhelési tényezője még ennél is alacsonyabb.
A görög összekapcsolt rendszerben az éves terhelési tényező általában 50 % az összes erőművi blokk, és 65 % a hőerőművi blokkok esetében (6).
Az éves terhelési tényező jó útmutatással szolgál arra nézve, hogy egy adott évben milyen az erőművek tényleges kihasználtsága, és így mennyi bevételt tudnak termelni.
A megújuló energiaforrások növekvő részesedése miatt tovább fog csökkenni a hagyományos erőművek által kiszolgálandó terhelés.
c)
Számos olyan projekt indult, amelyeknek az a céljuk, hogy összekapcsolják a nem összekapcsolt szigeteket, különösen a Kikládokat és Krétát a fő görög összekapcsolt rendszerrel. Amint azt a fentiekben kifejtettük, a nem összekapcsolt szigeteken nem olyan hatékonyak a hagyományos erőművek, mint az összekapcsolt rendszerbe telepítettek, ezért valószínű, hogy gazdaságilag nem is lennének életképesek a szigetüknek a rendszerrel történő összekapcsolását követően.
Az a lehetőség tehát, hogy egy szigetüzemben működő rendszert összekapcsolnak a fő rendszerrel, komolyan visszafogja a hagyományos kapacitásokra irányuló beruházásokat a nem összekapcsolt szigeteken.
d)
A kiszolgálandó viszonylag kis terhelés azt jelenti, hogy az egy adott szigetüzemben működő rendszerben szükséges termelőkapacitásnak várhatóan viszonylag kis keresletváltozásra kell felkészülnie. Az összekapcsolási lehetőség hiánya azt eredményezi, hogy a kereslet minden változását szükségszerűen a szigetüzemben működő mikrorendszeren belül található termelőkapacitásnak kell kielégítenie.
Emiatt nagy szükség van a gyorsaságra és a rugalmasságra a keresletben hosszabb távon előforduló változtatások kezeléséhez.
Rugalmasságra annál is inkább szükség van, mert nehézségek érzékelhetők a hagyományos erőműveknek a nem összekapcsolt szigeteken történő elhelyezésével, valamint az engedélyezési eljárások időtartamával kapcsolatban.
e)
2012-ben a legnagyobb és a legkisebb éves kereslet aránya (7) minden szigetüzemben működő mikrorendszerben legalább 3,35, de bizonyos rendszerek esetében ennél magasabb, sok esetben jóval magasabb volt. A legnagyobb és a legkisebb kereslet arányának átlaga és mediánja 6,27, illetve 5,98 volt.
2010-ben a görög összekapcsolt rendszerben a legnagyobb és a legkisebb kereslet aránya körülbelül 3 volt.
A legnagyobb és a legkisebb kereslet magasabb aránya azt mutatja, hogy akár egy adott éven belül is mennyi rugalmasságot és tartalékot kell biztosítani a szigetüzemben működő rendszer termelőkapacitásában.
Ebben a vonatkozásban figyelemre méltó, hogy 2012-ben a szigetüzemben működő mikrorendszerek mintegy 60 %-ában használtak mobil áramfejlesztőket.
(49)
A Bizottság megállapítja tehát, hogy alapvető problémák állnak fenn a hagyományos erőműveknek a fenti táblázatban azonosított nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben történő üzemeltetésével kapcsolatban.
4.3. A III. FEJEZETTŐL KÉRT ELTÉRÉS ÉRTÉKELÉSE
4.3.1. A III. fejezet rendelkezéseitől kért eltérések nem vonatkozhatnak új kapacitásra.
(50)
A 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdése értelmében a III. fejezetben foglalt rendelkezéstől való eltérések kizárólag a meglévő kapacitás felújításához, fejlesztéséhez és bővítéséhez adhatók meg.
(51)
Ebből következően a 2009/72/EK irányelv III. fejezetének rendelkezéseitől való eltérés új kapacitásra nem engedélyezhető.
(52)
Ehelyett, mivel a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek elosztóhálózatok, amennyiben az új kapacitások engedélyezési eljárásával nem biztosítható a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerekhez szükséges új kapacitás engedélyezése, a görög hatóságok fontolóra vehetik a 2009/72/EK irányelv 7. cikkének (3) bekezdésében foglalt rendelkezések új, kisebb méretű hagyományos kapacitásokhoz történő alkalmazását. Az új, kisebb méretű hagyományos kapacitások között szóba jöhetnek például olyan ideiglenes termelőkapacitások, amelyek hosszú távon is rendelkezésre állhatnak anélkül, hogy állandó jelleggel egy konkrét helyhez rendelnék őket.
4.3.2. A III. fejezet rendelkezéseitől kért eltérések Krétára nem alkalmazhatók.
(53)
Mint a fentiekben említettük, minden nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő mikrorendszer, kivéve Krétát, amely kis, szigetüzemben működő rendszer.
(54)
Ebből következően a 2009/72/EK irányelv III. fejezetének rendelkezéseitől való eltérés nem engedélyezhető Kréta esetében.
4.3.3. A III. fejezet rendelkezéseitől való eltérés nem vonatkozik a megújuló energiaforrásokat alkalmazó és a hőt és villamos energiát kapcsoltan termelő erőművekre.
(55)
A kérelem nem említi kifejezetten, hogy a kért eltérés csak a hagyományos erőművekre vonatkozik.
(56)
A 4001/2011. sz. törvény 133. cikkének (3) bekezdése azonban kifejezetten kizárja a megújuló energiaforrásokkal és a nagy hatékonyságú kapcsolt vagy hibrid erőművekkel előállított, valamint a saját célra termelt villamos energiát a PPC-nek adható kizárólagos termelési engedély hatályából. Ugyanez következik a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 225. cikkéből.
(57)
Ezenkívül a kérelem indokolása kizárólag a hagyományos erőművek üzemeltetésével kapcsolatban említ alapvető problémákat. Az érvelés szerint a hagyományos erőművek többek között valójában azért küzdenek alapvető problémákkal, mert növekszik a megújuló energiaforrások részesedése.
(58)
Következésképpen ha a kérelem a nem hagyományos erőművek számára is eltérést kérne a 2009/72/EK irányelv III. fejezetének rendelkezéseitől, az eltérést nem lehetne engedélyezni, mert a kérelem nem tartalmazza az ehhez szükséges indokolást.
4.3.4. A meglévő kapacitás felújításának, fejlesztésének és bővítésének engedélyezésével kapcsolatban engedélyezhető az eltérés.
(59)
Tekintettel a hagyományos erőművek üzemeltetésével kapcsolatban felmerülő, a fentiekben ismertetett alapvető problémákra a kis, szigetüzemben működő rendszerekben a meglévő hagyományos kapacitás engedélyezésével kapcsolatban akkor engedélyezhető az irányelv rendelkezéseitől való eltérés, ha az engedélyezés a meglévő hagyományos kapacitás felújítására, fejlesztésére és bővítésére vonatkozik. Ez az eltérés engedélyezhető közvetlenül a PPC javára.
(60)
Ezen eltérés alkalmazásában:
a)
a meglévő hagyományos termelőkapacitás olyan hagyományos termelőkapacitás építésére vonatkozó projekteket foglal magában, amelyekhez a RAE már kibocsátotta az engedélyt, és e határozat hatálybalépésének napjáig nem vonta vissza;
b)
a fő termelőkapacitás teljes megszüntetése egy meglévő helyszínen és az új villamosenergia-termelő létesítmény építése ugyanott új kapacitás építésének minősül;
c)
az ideiglenes termelőkapacitás elhelyezése a meglévő kapacitás kerületén belül a meglévő kapacitás bővítésének minősül.
(61)
Nem indokolt eltérni ugyanakkor azoktól a kritériumoktól és feltételektől, mint amelyeket például a 2009/72/EK irányelv 7. cikkének (2) bekezdése említ, amelyek alapján a PPC megkapja az engedélyt.
(62)
Ezenfelül, amennyiben az eltérés engedélyezése közvetlenül a PPC számára történik, a feltételek között meg kell határozni az engedélyezett hagyományos erőmű teljes üzembe állításának határidejével kapcsolatos kötelezettségeket, valamint azokat a rendelkezéseket, amelyek biztosítják e kötelezettségek teljes és tényleges betartását. Lejáratkor a RAE diszkrecionális joga az engedély közvetlen meghosszabbítása, de erre csak akkor van lehetőség, ha a lejárat teljes mértékben a PPC-n kívül álló okok miatt következett be. Lejáratkor a RAE-nek a 2009/72/EK irányelv 7. cikkének (1) bekezdése szerint, tehát harmadik felek részvételével kell megszerveznie az engedélyezési eljárást.
4.3.5. Az eltérés nem terjedhet ki új kapacitásra kiírt versenytárgyalásra.
(63)
A 2009/72/EK irányelv 8. cikke értelmében lebonyolított versenytárgyalás főszabályként olyan kapacitásra vonatkozik, amelyet még meg kell építeni és engedélyezni, és amely ezért új kapacitásnak minősül.
(64)
A fentiekben már kifejtett okok miatt a 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdése értelmében új kapacitásra nem engedélyezhető eltérés.
4.4. A VIII. FEJEZETTŐL KÉRT ELTÉRÉS ÉRTÉKELÉSE
4.4.1. A VIII. fejezet rendelkezéseitől való eltérés nem foglalja magában a harmadik felek hozzáférésével kapcsolatos 32. cikket.
(65)
A kérelem a 2009/72/EK irányelv VIII. fejezetétől való eltérésre vonatkozik, ezért úgy is tekinthető, hogy a 32. cikknek a harmadik felek hozzáférésére vonatkozó rendelkezéseitől is eltérést kér.
(66)
A kérelem nem határozza meg, hogy a kért eltérés kiterjed-e a 2009/72/EK irányelv 32. cikkére is, és nem ad semmilyen indokolást az ilyen eltérés igazolására. A 4001/2011. sz. törvény és a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat arra kötelezi a DEDDIE-t, hogy a harmadik felek számára biztosítson diszkriminációmentes hozzáférést a DEDDIE által üzemeltetett elosztórendszerhez (lásd például a 4001/2011. sz. törvény 127. cikkét). Következésképpen ilyen eltérés nem engedélyezhető.
4.4.2. A piacnyitásról és a viszonosságról szóló 33. cikktől való eltérés
4.4.2.1. Nem indokolt állandó jelleggel eltérést engedélyezni a 2009/72/EK irányelv 33. cikkétől.
(67)
A kérelem lényegében azt mondja, hogy a PPC maradjon az egyetlen olyan szolgáltató, amely engedélyt kap a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók ellátására, mivel a szigetüzemben működő mikrorendszerekben a villamosenergia-piac üzemeltetéséhez és felügyeletéhez szükséges infrastruktúra kifejlesztése a harmadik felek számára történő piacnyitás feltételeinek megteremtésével együtt olyan üzemeltetési költséggel járna a nem összekapcsolt szigeten működő üzemeltető számára, amely felülmúlja azokat az előnyöket, amelyeket a fogyasztók élveznének a piacnyitás miatt.
(68)
Ahogyan az a RAE-véleményből nyilvánvaló, a nem összekapcsolt szigeteken telepített infrastruktúrának az a feladata, hogy lehetővé tegye ezeken a szigeteken a közszolgáltatási kötelezettség teljesítését a meglévő jogszabályok szerint, átlátható, ellenőrizhető és diszkriminációmentes módon. Ezenfelül az infrastruktúra műszaki és gazdasági szempontból a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek üzemeltetéséhez is szükséges. Következésképpen, mivel az infrastruktúra mindenképpen szükséges a fenti követelmények teljesítéséhez, a piacnyitás a nem összekapcsolt szigeteken működő engedélyezett szolgáltatók számától függetlenül nem növeli az infrastruktúra költségeit.
(69)
A piacnyitás valójában akkor sem áll összefüggésben a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek műszaki üzemeltetésével és a közszolgáltatási kötelezettség teljesítésével, ha ezek hasonló infrastruktúrát igényelnek, mert nincs okozati összefüggés a szigetüzemben működő rendszerek műszaki és gazdasági üzemeltetése és a közszolgáltatási kötelezettség jogszabályok szerinti teljesítése, valamint aközött, hogy egy vagy több szolgáltató kap-e engedélyt a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók ellátására.
(70)
Valóban igaz, hogy a nem összekapcsolt szigeteken felmerülő, az összekapcsolt rendszerben fennálló termelési költséghez képest vett magasabb termelési költségeket a nem összekapcsolt szigeteken működő szolgáltatók számára jóvá kell írni úgy, hogy a fogyasztóiknak eladott villamos energia mennyiségével arányosan felosztják közöttük a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséért járó kompenzáció adott részét. Ugyanakkor a szigeteken működő aktív szolgáltatók számától függetlenül is mindenképpen meg kell határozni a termelési költségeket a nem összekapcsolt szigeteken ahhoz, hogy meg lehessen állapítani a kérdéses szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt.
(71)
A piacnyitás egyetlen többletkövetelménye a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzáció vonatkozó részeinek a fogyasztóiknak eladott villamos energia mennyiségével arányos felosztása az egyes szolgáltatók között. Még a kapcsolódó fogyasztói adatok, különösen a fogyasztásmérési adatok is attól függetlenül szükségesek, hogy egy vagy több szolgáltató kapott-e engedélyt a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók ellátására.
(72)
Ebből következik, hogy a nem összekapcsolt szigeteken teljesített közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzáció megadása a szolgáltatóknak mindössze azt jelenti, hogy a fogyasztók fogyasztására vonatkozó mérési adatokat konkrét engedélyezett szolgáltatóhoz lehet rendelni, ami elsősorban adminisztratív folyamat olyan információk alapján, amelyeket teljes egészében vagy nagymértékben attól függetlenül is gyűjtenek, hogy megvalósul-e a piacnyitás a szigeteken vagy sem. Másfelől ez a képesség előfeltétele minden villamosenergia-piac megfelelő működésének. Ezeket a költségeket tehát nem lehet alapul felhasználni a piacnyitással kapcsolatos eltérés indokolásához, mivel nem a nem összekapcsolt szigeteken szigetüzemben működő rendszerek működéséhez, illetve azok alapvető üzemeltetési problémáihoz kötődnek.
(73)
Fontos megjegyezni, hogy azoknak a nyilvántartásoknak az elkészítése, amelyek a fogyasztásmérési adatokat a szolgáltatókhoz rendelik, részét képezi a megvalósítandó infrastruktúrának. Miközben a tervezett infrastruktúra teljes kiépítése lehetővé teszi a szigetüzemben működő villamosenergia-rendszerek optimális üzemeltetését, a kapcsolódó beruházások teljes megvalósítása nem szükséges feltétele a piacnyitásnak.
(74)
Az a körülmény, hogy nagy eltérések tapasztalhatók az egyes nem összekapcsolt szigetek átlagos éves változó termelési költségeiben, lényegtelen. Valójában ezek az eltérések, még ha jelentősek is, a villamos energia előállításának költségére vonatkoznak a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben. Ezt az összeget a vonatkozó jogi követelmények szerint egyébként is meg kell határozni a nem összekapcsolt szigetekkel kapcsolatos közszolgáltatási kötelezettséggel kapcsolatban felmerülő igazgatási feladatok ellátásához, és ezt semmilyen módon nem befolyásolja az, hogy hány szolgáltató kapott engedélyt a nem összekapcsolt szigeten lévő fogyasztók ellátására. Ezenfelül, tekintettel arra, hogy a közszolgáltatási kötelezettség teljesítése már most is havi rendszerre épül minden szigetüzemben működő rendszerben, nehéz elképzelni, hogy a szigeteken mért nagy éves eltérések alapvető problémákat okoznának.
(75)
A fentiekből az következik, hogy a nem összekapcsolt szigeteken lévő fogyasztók ellátására feljogosított szolgáltatók száma valójában nem áll összefüggésben a szigetüzemben működő rendszerek műszaki és gazdasági üzemeltetésével, sem pedig a közszolgáltatási kötelezettségnek a vonatkozó jogszabályok szerint történő teljesítésével.
(76)
Meg kell jegyezni továbbá, hogy a piacnyitás olyan előnyökkel jár, amelyek meghaladják annak esetleges költségeit. Mint ahogyan azt a RAE megjegyezte, a nem összekapcsolt szigeteken működő alternatív szolgáltatók további jelentős előnyökhöz juttathatják az ott lévő fogyasztókat azzal, hogy egyéb szolgáltatások nyújtásával kombinálják a villamosenergia-ellátást.
(77)
Következésképpen állandó jelleggel nem engedélyezhető eltérés a 33. cikktől.
4.4.2.2. A szigetüzemben működő rendszerekkel kapcsolatban a 2009/72/EK irányelv 33. cikkétől engedélyezett eltérés időtartamának korlátozása
(78)
A fentiek alapján be kell látni, hogy a piacnyitás gyakorlati intézkedéseket igényel annak érdekében, hogy a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszerei teljes mértékben a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat szerint tudjanak működni. A piacnyitással kapcsolatos gyakorlati problémák között lehet az, hogy nem állnak rendelkezésre a fogyasztásmérők és a fogyasztásmérési adatok szolgáltatókhoz történő hozzárendeléséhez szükséges nyilvántartások, illetőleg az, hogy az infrastruktúra konfigurációja még nem optimális. Ezen az alapon indokolt lehet a 2009/72/EK irányelv 33. cikkétől való eltérést átmenetileg engedélyezni.
(79)
A VIII. fejezettől való eltérés időtartamának megállapítása során az alábbi két szempontot kell figyelembe venni:
a)
mint már rámutattunk, a nem összekapcsolt szigeteken a piacnyitás legfontosabb feltétele, hogy rendelkezésre álljon olyan nyilvántartás a szigetekről, amely alapján a fogyasztásmérési adatokat egy adott szolgáltatóhoz lehet rendelni. A nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 327. cikkének (4) bekezdése kimondja, hogy az erre a célra szükséges nyilvántartást legkésőbb a szabályzat hatálybalépése után 2 évvel véglegesíteni kell. A nyilvántartás rendelkezésre állása a piacnyitás egyik gyakorlati előfeltétele;
b)
a nem összekapcsolt szigeteken szükséges infrastruktúra-beruházási program teljes megvalósítása minden bizonnyal elősegítené a piacnyitás gyakorlati megvalósítását a nem összekapcsolt szigeteken. Ez azonban nem szükséges feltétel. A nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkének (7) bekezdése megszabja azt a menetrendet, amely szerint, legkésőbb a szabályzat hatálybalépését követő 5 éven belül a jelenleg nem összekapcsolt szigetek mindegyikén meg kell valósítani a kiegészítő infrastruktúrát.
(80)
Ebből az következik, hogy a piacnyitástól való eltérést a szabályzat hatálybalépését követően legalább 2 évre, tehát 2016. február 17-ig kell engedélyezni ahhoz, hogy létrejöjjenek a piacnyitáshoz szükséges nyilvántartások. Mivel a szabályzat hatálybalépését követően legkésőbb 5 éven belül a teljes infrastruktúrát meg kell valósítani, az eltérés időbeli hatályát a szabályzat hatálybalépését követő 5 évre, tehát a 2019. február 17-ig tartó időszakra kell korlátozni minden egyes nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszere számára. Mivel azonban az eltérés csak ott indokolt, ahol olyan alapvető és lényeges problémák akadályozzák a piacnyitást, amelyek közvetlenül azzal kapcsolatosak, hogy nem valósult meg az infrastruktúra-beruházási program a nem összekapcsolt szigeteken, rendszeresen ellenőrizni kell, hogy egy adott szigetüzemben működő rendszerben fennállnak-e még a problémák. Az ellenőrzést egy, a DEDDIE által összeállított, az illetékes görög hatóságok által jóváhagyott, a szükséges infrastruktúrának a szigeteken történő kiépítésére vonatkozó beruházási terv alapján kell végezni. Ezt a tervet tehát 2015. február 17-ig véglegesíteni kell és jóvá kell hagyni.
(81)
Annak érdekében, hogy a piacnyitás ne szenvedjen indokolatlan késedelmet, a DEDDIE infrastruktúra-beruházási tervét jóvá kell hagynia a RAE-nek, és abban Kréta és Rodosz szigetüzemben működő rendszereinek kell elsőbbséget adni, mivel ezek a legnépesebb nem összekapcsolt szigetek.
(82)
2016. február 17-től kezdve 2019. február 17-ig a DEDDIE-nek évente jelentést kell készítenie, amelyet a RAE-nek jóvá kell hagynia, és amely leírja, hogy miért nem valósult még meg a piacnyitás egy adott nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszerében. Ezt a jelentést közzé kell tenni és be kell nyújtani a Bizottságnak.
4.4.3. A VIII. fejezet rendelkezéseitől való eltérés nem terjed ki a 34. cikkre.
(83)
A kérelem a 2009/72/EK irányelv VIII. fejezetétől való eltérésre vonatkozik, ezért úgy tekinthető, hogy 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 15. pontja értelmében vett közvetlen vezetékeket illetően a 34. cikktől való eltérés lehetőségét is kéri.
(84)
A kérelem nem határozza meg, hogy a kért eltérés kiterjed-e a 2009/72/EK irányelv 34. cikkére is.
(85)
Következésképpen ha a kérelem a 2009/72/EK irányelv 34. cikkétől is kérné az eltérés lehetőségét, ezt az eltérést nem lehetne engedélyezni, mert a kérelem nem tartalmazza az ehhez szükséges indokolást.
4.4.4. Rendszerösszekötők - a III. és a VIII. fejezettől kért eltérés alkalmazása
(86)
A jelenlegi eltérés azokra a szigetüzemben működő mikrorendszerekre vonatkozik, amelyeket pontosan jellemez az a körülmény, hogy nem vagy csak nagyon korlátozott mértékben állnak összeköttetésben más villamosenergia-rendszerekkel (kis, szigetüzemben működő rendszerek).
(87)
Mindazonáltal:
a)
a görög átvitelirendszer-üzemeltetőnek, az ADMIE-nak a közelmúltban jóváhagyott tízéves fejlesztési terve szerint a Kikládok összekapcsolása várhatóan 2018-ra megvalósul három fázisban, oly módon, hogy a Kikládok egyes szigeteit már jóval a fenti dátum előtt összekapcsolják a rendszerrel;
b)
Kréta összekapcsolása 2020-ra várható. A projekt első három évre vonatkozó részei szerepelnek az ADMIE 2013-ban jóváhagyott tízéves fejlesztési tervében is. A végleges tervet be kell építeni a tízéves fejlesztési tervbe, amelyet 2014-ben fognak jóváhagyni.
(88)
Egyértelműen ki kell azonban mondani, hogy egy adott szigetüzemben működő rendszer számára engedélyezett eltérés automatikusan megszűnik, ha teljes értékűvé válik a rendszer-összeköttetés az adott szigetüzemben működő rendszer és a görög összekapcsolt rendszer között.
(89)
A jogi és funkcionális leválás ellenére a DEDDIE a PPC 100 %-os tulajdonában áll. Ellentétben a 2009/72/EK irányelv értelmében vett elosztórendszer-üzemeltetőkkel, a DEDDIE kiterjedt feladatokat lát el a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereinek üzemeltetésében és a szigeteken végzett villamosenergia-termelésben is, amelyek magukban foglalják a PPC tulajdonában lévő hagyományos termelőkapacitást és annak gazdasági hasznát is. A fentiek értelmében a rendszer-összeköttetés befolyásolja a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben jelenleg meglévő hagyományos erőművek gazdasági életképességét.
(90)
Az eltérést csak akkor lehet engedélyezni, ha az arányos, és nem haladja meg a feltétlenül szükséges mértéket. Világos ösztönzőkre és átláthatóságra van tehát szükség azon döntésekkel kapcsolatban, hogy összekapcsolják-e a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereit.
(91)
A 4001/2011. sz. törvény 108. cikke a következőket mondja ki:
„Az ADMIE SA-nak minden évben március 31-ig be kell nyújtania egy tízéves görög villamosenergia-átviteli tervet a RAE-nek. […] A tízéves görög villamosenergia-átviteli tervnek tartalmaznia kell különösen: […] (c) egy műszaki és pénzügyi költség-haszon elemzést az átviteli infrastruktúra legfontosabb elemeiről […], különösen a […] szigetek közötti rendszerösszekötőkről és az átviteli rendszerről, beleértve minden beruházási projekt esetében a határidők, a becsült pénzforgalom és a finanszírozási követelmények megjelölését is.”
(92)
Annak érdekében, hogy világos ösztönzők és átláthatóság segítse annak eldöntését, hogy össze kell-e kötni a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereit, a görög hatóságoknak az alábbiakat kell biztosítaniuk:
a)
Amikor meglévő vagy új kapacitást engedélyeznek vagy pályáztatnak egy nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszeréhez, az ADMIE-nek, a DEDDIE-nek és a RAE-nek szisztematikusan végig kell gondolnia a szigetüzemben működő rendszer összekapcsolásának alternatíváit. A meglévő vagy az új kapacitásra vonatkozó engedély kibocsátását meg kell tagadni, ha költséghatékonyabb a rendszerösszekötő létesítése. A költségeknek a végfelhasználók villamos energiával történő ellátásának minden költségét magukban kell foglalniuk, beleértve a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséért járó kompenzációt is.
b)
Az átviteli infrastruktúra legfontosabb elemeire vonatkozóan az ADMIE által készített költség-haszon elemzés a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke szerint csak a rendszer-összeköttetés beruházásának és működtetésének tényleges költségeit veheti figyelembe. Nem veheti figyelembe különösen az elveszett nyereséget és a nem összekapcsolt szigeteken már meglévő hagyományos termelési eszközök értékének csökkenését.
c)
Az ADMIE által a 4001/2011. sz. törvény értelmében készített tízéves beruházási terv vonatkozásában a RAE-nek közzé kell tennie a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben található összes fogyasztó kiszolgálásával kapcsolatban felmerülő teljes költséget, amelynek a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséért járó kompenzációt is tartalmaznia kell. Ha az ADMIE tízéves beruházási terve nem tartalmazza rendszerösszekötő építését a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke és a RAE jóváhagyása szerint, a RAE-nek a saját kezdeményezésére vagy harmadik fél felkérésére pályázatot kell kiírnia a 2009/72/EK irányelv 22. cikke (7) bekezdésének b) pontja szerint olyan rendszerösszekötő megépítésére, amely összeköti egy vagy több nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszerét. A rendszerösszekötőt abban az esetben kell megépíteni, ha az építés csökkenti a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszereiben található összes fogyasztó kiszolgálásával kapcsolatban felmerülő, a közszolgáltatási kötelezettség teljesítéséért járó kompenzációt is magában foglaló teljes költséget.
d)
A rendszerösszekötő megépítésének pontos határidejét a RAE határozza meg. Ha a rendszerösszekötőt nem vagy nem a RAE által előírt határidőig építik meg, a nem realizált költségmegtakarítás után kártérítést lehet kérni.
4.5. IDŐTARTAM
(93)
A jelen eltérés alapjául szolgáló tényeket felül kell vizsgálni különösen akkor, amikor esedékes a nem összekapcsolt szigetek összekapcsolására irányuló tervek megvalósulása, valamint amikor lejárnak a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkében az infrastruktúra kiépítésére vonatkozóan megállapított határidők.
(94)
Következésképpen mindennemű eltérésnek 2021. január 1-jéig kell érvényesnek lennie.
4.6. VISSZAMENŐLEGES HATÁLY
(95)
Mint azt a fentiekben jeleztük, a 2012. január 17-i kérelem megújította a 2003-ban benyújtott első kérelmet.
(96)
A 2009/72/EK irányelvvel hatályon kívül helyezett 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdése szintén tartalmazott olyan rendelkezéseket, amelyek lehetővé tették a tagállamok számára, hogy eltérést kérjenek az irányelv bizonyos rendelkezéseitől, amennyiben alapvető problémák merülnek fel a szigetüzemben működő kis vagy mikrorendszerek üzemeltetésével kapcsolatban. A 2009/72/EK irányelv 48. cikke értelmében a hatályon kívül helyezett 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdésére való hivatkozásokat úgy kell értelmezni, hogy azok a 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdésére irányulnak.
(97)
A kis, szigetüzemben működő rendszernek és a szigetüzemben működő mikrorendszernek a 2003/54/EK irányelv 2. cikkének 26. és 27. pontja szerinti fogalommeghatározása megegyezik a 2009/72/EK irányelv 2. cikkének 26. és 27. pontjában található fogalommeghatározásokkal.
(98)
Mindkét fogalommeghatározás a szigetüzemben működő rendszerekben 1996-ban jelentkező villamosenergia-keresletre hivatkozik, ami azóta nem változott. Ezenkívül Kréta nem kapcsolódott a görög összekapcsolt rendszerhez sem 2003-ban, sem 2012-ben, és akkor sem fog kapcsolódni, amikor a jelen eltérés hatályba lép.
(99)
Következésképpen a kérelemben kis, szigetüzemben működő rendszernek és szigetüzemben működő mikrorendszernek minősített rendszer az első kérelemben is annak minősült, és akkor is annak fog minősülni, amikor a jelen eltérés hatályba lép.
(100)
Nem történt tehát sem jogi, sem ténybeli változás azon kis, szigetüzemben rendszerek és szigetüzemben működő mikrorendszerek vonatkozásában, amelyek esetében a 2003/54/EK és a 2009/72/EK irányelv eltérésre ad lehetőséget.
(101)
A 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdése eltérést tett lehetővé a III. fejezettől, amelyben olyan, az új kapacitásokkal kapcsolatos engedélyezési eljárásokat és versenytárgyalásokat szabályozó rendelkezések találhatók, mint a 2009/72/EK irányelv III. fejezetében.
(102)
A 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdése eltérést tett lehetővé a VII. fejezettől, amelyben olyan, a harmadik felek hozzáférését, a piacnyitást és a közvetlen vezetékeket szabályozó rendelkezések találhatók, mint a 2009/72/EK irányelv VIII. fejezetében.
(103)
Ha a Bizottság az első kérelem alapján engedélyezte volna az eltérést, ezt ugyanolyan feltételekkel tette volna, mint amelyeket a jelen eltérés esetében a 2009/72/EK irányelv alapján megállapít.
(104)
A ténybeli körülmények 2003 óta nem változtak. Nem változott lényegesen 2003 óta a nem összekapcsolt szigetek földrajzi elhelyezkedése, a szigetek szigetüzemben működő villamosenergia-rendszereinek működését meghatározó gazdasági körülmények, valamint a hagyományos erőműveknek a szigetek szigetüzemben működő rendszereiben történő üzemeltetésével kapcsolatos alapvető problémák jellege sem.
(105)
Az első kérelem 2003 óta vár elbírálásra. Az a körülmény, hogy a Bizottság nem intézkedett, nem járhat hátrányos következményekkel a Görög Köztársaság számára. A Görög Köztársaság teljesítette a 2003/54/EK irányelv 26. cikkének (1) bekezdésében és a 2009/72/EK irányelv 44. cikkének (1) bekezdésében meghatározott kötelezettségeit, és a nem összekapcsolt szigetek szigetüzemben működő rendszerei vonatkozásában benyújtotta indokolással ellátott kérelmét a fenti cikkektől való eltérésre.
(106)
Helyénvaló tehát, hogy az eltérésről rendelkező e határozat az első kérelem benyújtásának napjától, tehát 2003. december 5-től legyen alkalmazandó,
ELFOGADTA EZT A HATÁROZATOT:
1. cikk
Ez a határozat a táblázatban meghatározott kis, szigetüzemben működő rendszerekre és szigetüzemben működő mikrorendszerekre vonatkozik.
E határozat alkalmazásában Kréta kis, szigetüzemben működő rendszer, az összes többi sziget pedig szigetüzemben működő mikrorendszer.
2. cikk
(1) A Görög Köztársaság a kis, szigetüzemben működő rendszerek és a szigetüzemben működő mikrorendszerek vonatkozásában eltérhet a 2009/72/EK irányelv 33. cikkének rendelkezéseitől.
(2) Az eltérés lehetősége 2016. február 17-ig, vagy pedig, ha az később következik be, a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkének (7) bekezdésében meghatározott infrastruktúra teljes telepítéséig áll fenn. Az eltérés lehetősége mindazonáltal legkésőbb 2019. február 17-ig áll fenn.
(3) A görög hatóságok 2015. február 17-ig elkészítik a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkének (7) bekezdésében meghatározott infrastruktúra-fejlesztési beruházásokra vonatkozó tervüket, és minden egyes szigetüzemben működő rendszerre vonatkozóan meghatározzák azt a határidőt, ameddig az infrastruktúrának teljes mértékben el kell készülnie. Ebben a tervben Kréta és Rodosz számára elsőbbséget kell biztosítani.
(4) A görög hatóságok 2016. február 17-től2019. február 17-ig minden évben jelentést készítenek a nem összekapcsolt szigetek minden egyes elszigetelt rendszeréről a következő tartalommal: a) megvalósult-e a piacnyitás; b) az infrastruktúra-fejlesztési beruházások állapota a vonatkozó tervhez képest; c) a piacnyitást akadályozó alapvető és fontos problémák; d) ezek a problémák közvetlenül kapcsolódnak-e a nem összekapcsolt szigetekre vonatkozó szabályzat 237. cikkének (7) bekezdésében meghatározott infrastruktúra-fejlesztési beruházások elmaradásához.
3. cikk
(1) A Görög Köztársaság a 2009/72/EK irányelv 7. cikkének (1) bekezdésében foglalt rendelkezéstől eltérve jogosult arra, hogy a szigetüzemben működő rendszerekben található meglévő hagyományos termelőkapacitás felújítására, fejlesztésére és bővítésére vonatkozóan közvetlenül a PPC számára bocsásson ki engedélyt.
(2) Ezen eltérés alkalmazásában:
a)
a meglévő hagyományos termelőkapacitás magában foglalja a hagyományos termelőkapacitás felújítására, fejlesztésére és bővítésére irányuló mindazon projekteket, amelyek az e határozatra vonatkozó értesítés napján a RAE által kibocsátott érvényes engedéllyel rendelkeznek;
b)
a fő termelőkapacitás teljes megszüntetése egy meglévő helyszínen és az új villamosenergia-termelő létesítmény építése ugyanott nem meglévő kapacitásnak, hanem új kapacitás építésének minősül;
c)
az ideiglenes hagyományos termelőkapacitás elhelyezése a meglévő kapacitás kerületén belül a meglévő kapacitás bővítésének minősül.
(3) Az (1) bekezdés alapján kibocsátott engedély lejártakor a RAE saját hatáskörben meghosszabbíthatja az engedélyt, ha a késedelem teljes mértékben a PPC-n kívül álló okok miatt következett be.
(4) Az eltérés nem vonatkozik az (1) bekezdés alapján kibocsátott azon engedélyekre, amelyek lejártak vagy visszavonásra kerültek.
(5) A 2009/72/EK irányelv 7. cikkének minden egyéb rendelkezését változatlanul alkalmazni kell.
(6) Ez az eltérés 2021. január 1-jéig érvényes.
4. cikk
(1) Az e határozattal engedélyezett eltérések nem érvényesek a szigetüzemben működő kis és mikrorendszerekre azt követően, hogy összekapcsolták őket az összekapcsolt rendszerrel.
(2) A görög hatóságok:
a)
amikor egy nem összekapcsolt sziget szigetüzemben működő rendszerére vonatkozóan új kapacitást engedélyeznek vagy új kapacitással kapcsolatban versenytárgyalást írnak ki, szisztematikusan végiggondolják a szigetüzemben működő rendszer összekapcsolásának alternatíváit. Az új kapacitás engedélyezését meg kell tagadni, ha a rendszerösszekötő létesítése költséghatékonyabb. A költségeknek a végfelhasználók villamos energiával történő ellátásának minden költségét magukban kell foglalniuk, beleértve a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt is;
b)
biztosítják, hogy az ADMIE által a lényeges átviteli infrastruktúrára vonatkozóan elvégzendő költség-haszon elemzés a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke szerint csak a tervezett rendszer-összeköttetés tényleges beruházási és üzemeltetési költségeit vegye figyelembe. Nem veheti figyelembe ugyanakkor a nem összekapcsolt szigeteken már telepített hagyományos termelőkapacitások elmaradt nyereségét vagy értékcsökkenését;
c)
az ADMIE-nak a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke értelmében készített tízéves beruházási tervével kapcsolatban közzéteszik a szigetüzemben működő rendszerekben lévő fogyasztók villamos energiával történő ellátásának átfogó költségeit, beleértve a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt is. Ha az ADMIE tízéves beruházási terve a 4001/2011. sz. törvény 108. cikke és a RAE jóváhagyása szerint nem tartalmazza a rendszerösszekötő építését, a görög hatóságok saját kezdeményezésre vagy harmadik fél kérésére pályázatot írnak ki a 2009/72/EK irányelv 22. cikke (7) bekezdésének b) pontja alapján olyan rendszerösszekötő építésére, amely összeköt egy vagy több szigetüzemben működő rendszert. A rendszerösszekötőt akkor kell megépíteni, ha a megépítése csökkenti a nem összekapcsolt szigeteken található fogyasztók villamos energiával történő ellátásának átfogó költségeit, beleértve a közszolgáltatási kötelezettségért járó kompenzációt is;
d)
meghatározzák a rendszerösszekötő építésének pontos határidejét. Ha a rendszerösszekötőt nem vagy nem a megállapított határidőig építik meg, a görög hatóságok kártérítést kérhetnek a költségmegtakarítás elmaradásáért.
5. cikk
E határozat rendelkezéseit 2003. december 5-től kell alkalmazni.
6. cikk
Ez a határozat címzettje a Görög Köztársaság.
Kelt Brüsszelben, 2014. augusztus 14-én.