KOMMISSIONENS AFGØRELSE
af 14. august 2014
om at give Den Hellenske Republik dispensation fra visse bestemmelser i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF
(meddelt under nummer C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EUROPA-KOMMISSIONEN HAR -
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (1), særlig artikel 44, stk. 1, og artikel 48,
under henvisning til ansøgningerne fra Den Hellenske Republik af 17. januar 2012 og 5. december 2003,
efter at have informeret medlemsstaterne om denne ansøgning, og
ud fra følgende betragtninger:
1. PROCEDURE
(1)
Den 17. januar 2012 indsendte det græske ministerium for miljø, energi og klimaændringer (»YPEKA«) en ansøgning (»ansøgningen«) til Kommissionen i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF for visse græske øer, som ikke er sammenkoblet med el-forsyningssystemet på det græske fastland (de ikke-sammenkoblede øer eller »NII'er«).
(2)
Den 12. september 2012 anmodede Kommissionen den græske energitilsynsmyndighed (»RAE«) om at kommentere på ansøgningen. RAE svarede på denne anmodning den 16. november 2012 (»RAE-udtalelsen«).
(3)
RAE fremsendte yderligere begrundelser af ansøgningen den 17. december 2013, den 23. december 2013, den 4. februar 2014, den 28. februar 2014 og den 17. marts 2014.
(4)
Den 14. marts 2014 (med et tillæg indsendt den 20. marts 2014) informerede Kommissionen medlemsstaterne om ansøgningen i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF med en anmodning om fremsættelse af eventuelle bemærkninger inden den 25. marts 2014. Der blev ikke fremsat nogen bemærkninger.
(5)
Med ansøgningen fornyede YPEKA den anmodning, der blev indsendt af ministeriet for udvikling den 5. december 2003 i overensstemmelse med artikel 26, stk. 1, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/54/EF (2) (den »oprindelige ansøgning«), om en dispensation fra visse bestemmelser i direktiv 2003/54/EF. Selv om de indledende tiltag til at undersøge den oprindelige ansøgning blev igangsat, blev dispensationen i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF hverken givet eller afvist.
2. ANSØGNINGEN INDSENDT AF YPEKA
2.1. OMFANGET AF DEN ANMODEDE DISPENSATION
(6)
I ansøgningen anmodes der om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF.
(7)
Kapitel III i direktiv 2009/72/EF refererer til bevillingsproceduren og udbud med henblik på ny kapacitet. Kapitel VIII refererer til tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
2.2. DEN NUVÆRENDE OPBYGNING AF ELEKTRICITETSSYSTEMET PÅ NII'ERNE
(8)
De græske energimarkeder er primært styret af græsk lov nr. 4001/2011, som gennemfører direktiv 2009/72/EF. Lov nr. 4001/2011 trådte i kraft den 22. august 2011.
(9)
DEDDIE SA (»DEDDIE«) er den græske distributionssystemoperatør og er 100 % ejet af, men er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra, det græske statslige elektricitetsselskab (»PPC«), som er den nuværende græske elektricitetsproducent og -leverandør. Netaktiverne, der drives af DEDDIE, ejes af PPC.
(10)
I henhold til artikel 127 i lov nr. 4001/2011 er DEDDIE ansvarlig for udviklingen, driften og vedligeholdelsen af det græske elektricitetsdistributionssystem, som omfatter elektricitetsdistributionssystemet på NII'erne.
(11)
Derudover er DEDDIE ansvarlig for driften af elektricitetssystemerne på NII'erne. Disse opgaver omfatter: i) udarbejdelse af en produktionsudviklingsplan for mikro-isolerede systemer, herunder et program til at sammenkoble dem med andre NII'er ii) sikring af, at de nødvendige anlæg er tilgængelige til at etablere ny produktionskapacitet, udvide eksisterende kapacitet eller leveringskomponenter og udvide det græske elektricitetsdistributionssystem til ikke-sammenkoblede øer og mikro-isolerede systemer iii) indgåelse af kontrakter med licensindehavere, som administrerer elektricitetsforsyningen til og fra systemet, levering af supplerende tjenester til NII'ernes distributionssystemer og aflønning af elektricitetsproducenterne, afgifter til kunder og leverandører for den leverede elektricitet og for andre krediteringer og debiteringer i de særlige regnskaber, eksempelvis regnskaberne til aflønning for de offentlige serviceforpligtelser.
(12)
Ved artikel 137, stk. 1, i lov nr. 4001/2011 fastsættes, at alle elektricitetskunder klassificeres som egnede kunder med undtagelse af kunder i mikro-isolerede net i henhold til artikel 139 i samme lov.
(13)
I henhold til artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011:
»Med undtagelse af tilfælde, hvor elektricitet produceres ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybridkraftværker og i tilfælde af uafhængige producenter, hvis der er givet dispensation i overensstemmelse med bestemmelserne i artikel 139, kan der kun gives en produktionslicens til PPC SA i overensstemmelse med visse licensbestemmelser. PPC SA er ansvarlig for den uafbrudte forsyning til mikro-isolerede systemer, hvortil det har fået licens, og sikring af den langsigtede finansielle drift af elektricitetssystemerne på disse øer.«
(14)
I henhold til artikel 134 i lov nr. 4001/2011:
»Uden at dette berører bestemmelserne i artikel 139 i nærværende lov gives der kun forsyningslicenser til mikro-isolerede net til PPC SA i overensstemmelse med kravene i licensbestemmelserne. PPC SA skal forsyne ikke-egnede kunder med elektricitet på anmodning.«
(15)
I henhold til artikel 139 i lov nr. 4001/2011 kan der gives dispensation fra bestemmelserne i lov nr. 4001/2011 i overensstemmelse med artikel 44 i direktiv 2009/72/EF.
(16)
Ministerbeslutning nr. PD5/EL/B/F IB/12924 vedtaget i henhold til artikel 28 i græsk lov nr. 3426/2005 fastsætter, at elektricitetsforsyningen fra enhver elektricitetsproducent til forbrugere på NII'er betragtes som en offentlig serviceforpligtelse (»NII OSP«) af almen økonomisk interesse. Af hensyn til den sociale sammenhørighed skal elektricitetsleverandører på en NII levere elektricitet til en pris, der pr. kundekategori svarer til prisen for kunderne i det græske sammenkoblede system.
(17)
Artikel 52 i græsk lov nr. 4001/2011 fastsætter, at kunder på ikke-sammenkoblede øer har ret til særlige tjenester, både i forhold til pris og i forhold til kvalitet og forsyningssikkerhed, samt gennemsigtighed i forhold til de kontraktuelle vilkår og betingelser. Leverandører af NII OSP modtager, imod at varetage OSP'en, en økonomisk kompensation, der beregnes på baggrund af den metode, som er fastsat af RAE's beslutning 24/2014 (3). Denne metode er baseret på forskellen mellem de samlede produktionsomkostninger på de ikke-sammenkoblede øer (variable og faste) og den samlede markedspris, som leverandørerne står over for i det sammenkoblede system (systemets marginalomkostninger plus alle andre mekanismer i det græske sammenkoblede system). NII OSP-kompensationen beregnes på månedlig basis og pr. selvstyrende øsystem og er underlagt RAE's kontrol. NII OSP-kompensationen tilvejebringes via en afgift for alle kunder, inklusive dem på NII'erne. (4) NII OSP-mekanismen administreres af LAGIE, den græske statsejede markedsoperatør. Ministerbeslutning D5-EL/B/F1/oik.27547 af december 2011 (5) baseret på bestemmelserne i artikel 55, stk. 3, i lov nr. 4001/2011, fastsatte, at NII OSP skal tilbydes af alle leverandører, hvorved alle leverandører derfor er berettigede til NII OSP-kompensation.
(18)
Sekundær lovgivning regulerer mere udførligt forsyningen og produktionen af elektricitet på NII'erne. Ved RAE's beslutning nr. 39/2014 af 28. januar 2014 adopterede RAE kodekset for forvaltning af elektricitetssystemer på de ikke-sammenkoblede øer (»NII-kodekset«), som regulerer en lang række anliggender vedrørende driften af de isolerede systemer på NII'erne, herunder markedsåbning, markedsafregning og elektricitetsproduktion. NII-kodekset trådte i kraft på dagen for dets offentliggørelse, dvs. den 17. februar 2014.
2.3. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF ISOLEREDE SYSTEMER
(19)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved driften af Grækenlands isolerede elektricitetssystemer:
a)
en stor variation af elektricitetsefterspørgslen i mikro-isolerede systemer, som accentueres af: i) turismeaspektet i forhold til øernes økonomiske udvikling; og ii) den øgede markedsindtrængning af vedvarende energikilder (»RES«).
Disse faktorer medfører en negativ påvirkning af belastningsfaktoren for varme- eller konventionel produktionskapacitet og af muligheden for at dække omkostningerne ved investeringer i en sådan produktionskapacitet
b)
den store variation i vejrforholdene på øerne, som påvirker efterspørgslen og forårsager driftsforstyrrelser i produktionssystemerne og som følge deraf kræver omfattende reserver.
(20)
I ansøgningen fremhæves følgende problemer ved udviklingen af konventionel elektricitetsproduktion i de Grækenlands små, isolerede elektricitetssystemer:
a)
det er vanskeligt eller endda umuligt at finde egnede områder til nye, konventionelle kraftværker i de mikro-isolerede systemer, hvilket primært skyldes offentlig modstand
b)
NII'ernes lille størrelse, som giver anledning til store skift i den langsigtede udviklingsplanlægning af kraftvarmeproduktionen som følge af elektricitetsforbrugernes uforudsigelige investeringer (eksempelvis store turistkomplekser eller håndværksfaciliteter), der kræver hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til elektricitetsefterspørgslen
c)
elektricitetsefterspørgslen i NII'ernes isolerede systemer forventes at stige med 2 % pr. år indtil 2017. Selvom PPC har fået bevillinger til at etablere den yderligere påkrævede kapacitet, og etableringen allerede er planlagt (i 2017 forventes denne at dække alle NII'ers efterspørgsel med de nødvendige reservemarginer), har det ikke altid været muligt at overholde tidsplanen
d)
den lille belastningsstørrelse, de store belastningsvariationer og den øgede markedsindtrængning af RES i de fleste mikro-isolerede systemer begrænser de tilgængelige teknologiske løsninger til konventionel produktion, hvorved udvalget begrænses til små produktionsanlæg, som er drevet af tung olie med et lavt svovlindhold eller af let olie
e)
udbudsprocedurerne til ny strømproduktion er tidskrævende. Der går to et halvt til tre år fra bevillingen gives, indtil strømgeneratorerne påbegynder driften
f)
udviklingen af planer om konstruktionen af sammenkoblingsforbindelser mellem det græske sammenkoblede system og de mikro-isolerede systemer på NII'erne underminerer interessen for at investere i konventionel produktionskapacitet på NII'erne. Der er planlagt sammenkoblingsprojekter med Kykladerne og Kreta.
(21)
Som følge deraf må der regelmæssigt findes løsninger på nødsituationer, eksempelvis leje af mobile, dieseldrevne strømgeneratorer eller gasturbiner. Nødtvungne situationsafhængige bevillinger til nødproduktionsbehov er ikke ønskværdige, da de giver anledning til uøkonomisk leje af udstyr, i stedet form at udstyr købes. Ansøgningen giver flere eksempler på, at uforudsete hændelser har givet anledning til længerevarende brug af mobile strømgeneratorer.
(22)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved markedsåbningen i de Grækenlands isolerede elektricitetssystemer på NII'erne:
a)
For at give mulighed for markedsåbning skal der udvikles og bygges en specifik infrastruktur i de isolerede systemer på NII'erne. Denne infrastruktur forudsætter, at der bygges kontrolcentre, som skal administrere: i) den daglige produktionsplanlægning; og ii) markedsafregning i hvert isoleret system ved at fordele produktionsomkostningerne i hvert isoleret system til de leverandører, som er aktive deri.
Den nødvendige infrastruktur er omkostningskrævende, og omkostningerne bæres af forbrugerne
b)
På grund af NII OSP er elektricitetsprisen den samme for hver kundekategori på det græske territorium. De højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal derfor ydes kompensation til de leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder.
Det hævdes, at de store variationer i værdierne for den gennemsnitlige årlige variable produktionsomkostning pr. NII ville gøre afregningsmekanismen for markedet kompliceret.
(23)
Som følge deraf mener YPEKA, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet sammen med markedsåbning i de isolerede systemer på NII'erne medfører omkostninger, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(24)
Ansøgningen indeholder ikke en dato for, hvornår den anmodede dispensation ville ophøre.
3. RAE-UDTALELSEN
3.1. OMFANGET AF DISPENSATIONEN
3.1.1. Dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF
(25)
RAE er af den opfattelse, at dispensationen fra kapitel III i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1 ikke bør vedrøre etableringen af ny elektricitetskapacitet, som kan udvikles i et isoleret system, men kun renoveringen, opgraderingen eller udvidelsen af eksisterende produktionskapacitet. Eksisterende produktionskapacitet består af kraftværker, som allerede er i drift eller under konstruktion på NII'erne. Alle nye kraftværker, som bygges på disse øer, betragtes som ny produktionskapacitet.
(26)
RAE bemærker, at uafhængige strømproducenter (»IPP'er«) (dvs. andre producenter end PPC) i de sidste to årtier har udvist en stærk interesse i at udvikle kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder, i alle mikro-isolerede systemer. Som følge deraf bør tredjeparts adgang til alle NII'ers strømsystemer vedrørende udviklingen af værker, der anvender vedvarende energikilder, og kraftvarmeværker ikke begrænses.
(27)
RAE erklærer, at den ikke vil modsætte sig, at der gives dispensation til aktivering af nye konventionelle kraftværker, forudsat at visse betingelser er opfyldt. Dog tillader artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke muligheden for at dispensere fra ny kapacitet.
(28)
RAE vurderer, at kapacitetsudvidelsen af eksisterende konventionelle kraftværker hovedsageligt vedrører en kortvarende kapacitetsmangel på NII'erne, der stammer fra uventede skader på eksisterende kapacitet eller forsinket etablering af ny kapacitet, især i perioder med stor efterspørgsel (eksempelvis sommerhøjsæsonen). Disse udvidelser er underlagt en åben udbudsprocedure i henhold til artikel 8 i direktiv 2009/72/EF. En sådan procedure er tidskrævende og ikke velegnet til nødsituationernes presserende karakter.
(29)
RAE accepterer, at PPC bør tage sig af sådanne nødsituationer. Når det tages i betragtning, at PPC er i stand til at flytte mobile konventionelle enheder fra øer, hvor der er et kapacitetsoverskud, til de øer, hvor der er et kapacitetsunderskud, er det muligt, at denne løsning også er den mest økonomiske.
(30)
RAE understreger, at enhver dispensation skal tillade, at den passende licensprocedure for nødstilfældesituationer specificeres, og specifikt hvilke af de kriterier, der er nævnt i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF, som skal undersøges af de kompetente licensmyndigheder.
(31)
RAE skønner, at dispensationen bør gives med en begrænset varighed, eksempelvis maksimalt 10 år.
3.1.2. Dispensation fra direktivets kapitel VIII
(32)
I følge RAE er forsyningen af elektricitet på NII'erne rent praktisk forbundet med NII OSP og NII OSP-kompensationen, da i) omkostningerne til elektricitetsproduktion på NII'erne er betragteligt højere end omkostningerne på fastlandet, og ii) den græske stat kræver en ensartet pris pr. kundekategori på hele det græske territorium.
(33)
NII-kodekset omfatter installationen af bestemt måle- og kontroludstyr på NII'erne til måling på timebasis, energistyring og kontrolcentre, overvågning og tilhørende IT-systemer. RAE fastholder, at denne infrastruktur er nødvendig for:
a)
at sikre, at OSP-omkostningerne er gennemsigtige, ikke-diskriminerende og kan verificeres
b)
den korrekte drift og fornuftige forvaltning af de elektriske systemer for at opnå den mest økonomiske drift og dermed en større reduktion af NII OSP-afgifterne for elektricitetsforbrugerne
c)
at opnå en større markedsindtrængning af RES og kraftvarmeværker, herunder teknologier indenfor vedvarende energikilder med komplekse og særlige krav til forvaltningen af disse, såsom RES med lagring, solvarmekraftværker, osv.
d)
at garantere den nødvendige gennemsigtighed i forvaltningen af de isolerede systemer, hvorved en ikke-diskriminerende behandling af alle markedsdeltagere, især producenter, sikres.
(34)
RAE mener, at, uanset om en eller flere leverandører har licens til at være aktive i et mikro-isoleret system, skal denne infrastruktur etableres i de isolerede systemer på NII'erne.
(35)
De estimerede omkostninger til etableringen af denne infrastruktur forventes ikke at overstige 20 til 30 millioner euro for alle NII'er, inklusive Kreta og Rhodos. RAE anser dette beløb for at være rimeligt, især når de forventede fordele, dvs. sikring af gennemsigtighed og verificering af NII OSP samt den fornuftige og kontrollerede drift af de isolerede elektricitetssystemer, tages i betragtning.
(36)
I modsætning til YPEKA mener RAE, at licensudstedelse til, at mere end en leverandør kan være aktiv i et givent isoleret system på NII'erne, ikke vil medføre betydelige ekstraomkostninger til den påkrævede infrastruktur, da den samme infrastruktur i alle tilfælde allerede er nødvendig for den daglige planlægning af de produktionsenheder, der findes på NII'erne, markedsafregning og tilvejebringelsen af NII OSP.
(37)
Endvidere vurderer RAE, at der er yderligere betydelige fordele for NII-kunderne ved at tillade, at der er mere end en enkelt aktiv leverandør.
(38)
Følgeligt mener RAE, at den permanente udelukkelse af alternative leverandører på NII-markeder ikke er berettiget. Etableringen af den nødvendige infrastruktur som beskrevet ovenfor forventes at være fuldført inden for en periode på tre til fem år. RAE vil ikke modsætte sig en mulig dispensation uden nogen yderligere forlængelse udelukkende for denne tidsperiode.
(39)
RAE bemærker endvidere, at dispensationen automatisk bør ophøre med at være gældende i tilfælde af, at et givent isoleret systems status på NII'erne ændres således, at det ikke længere hører under kategorien for små eller mikro-isolerede systemer. Dette ville kunne ske i tilfælde, hvor de isolerede systemer på NII'erne sammenkobles med det græske sammenkoblede system.
4. VURDERING
4.1. ANSØGNINGENS JURIDISKE GRUNDLAG
(40)
I artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF gives mulighed for at dispensere fra visse bestemmelser i direktivet, såfremt dispensationen gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
(41)
I henhold til artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF er et lille isoleret system ethvert system med et forbrug på under 3 000 GWh i 1996, som får mindre end 5 % af sit årlige forbrug dækket via sammenkobling med andre systemer.
(42)
I henhold til artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF er et mikro-isoleret system ethvert system med et forbrug på under 500 GWh i 1996, uden forbindelse til andre systemer.
(43)
De isolerede systemer, som er identificeret i ansøgningen, består af en og, lejlighedsvist, flere NII'er (se kolonnerne 1 og 2 i tabellen). Selv om et isoleret system består af flere NII'er, der er sammenkoblet med hinanden, er det elektricitetssystem, som udgøres af disse sammenkoblede NII'er, isoleret i den forstand, at det ikke er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(44)
Ansøgningen hævder, at 31 af de 32 isolerede systemer er mikro-isolerede systemer, hvoraf det største er Rhodos. De mikro-isolerede systemer, hvortil ansøgningen er blevet udarbejdet, repræsenterede 5,24 % af det samlede salg af elektricitet i Grækenland i 2010. Kretas isolerede system betragtes som et lille isoleret system. I 2010 repræsenterede Kreta 3,01 % af den græske elektricitetsefterspørgsel.
Årlig efterspørgsel pr. isoleret system
Årlig efterspørgsel (MWh)
Årlig efterspørgsel i 1996
Navnet på det isolerede system
NII'er, der er en del af det isolerede system
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nej
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Inousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinoussa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Siros
Siros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Santorini
Santorini
Thirassia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Delos
Mykonos-Delos
45 740
78 049
115 071
112 978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skiros
Skiros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Simi
Simi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astipálea
Astipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Agios Efstratios
Agios Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythera
Antikythera
70
199
228
241
Ja
Ja
Arki og Marathi
Arki og Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Tabellen herover omfatter de isolerede systemer som fremgår af ansøgningen og indeholder oplysninger om hvert enkelt af dem. Ud fra disse oplysninger kan det udledes, at alle isolerede systemer, med undtagelse af Kreta, i 1996 havde en elektricitetsefterspørgsel, der kategoriserer dem som mikro-isolerede systemer som defineret i artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF. Med hensyn til Kreta bør desuden nævnes, at Kreta ikke var og stadig ikke er sammenkoblet med nogen andre elektricitetssystemer, og at procentandelen af efterspørgslen, der blev leveret igennem sammenkoblingsforbindelser, derfor var og stadig er nul, dvs. lavere end 5 %. Kreta er dermed et lille isoleret system som defineret i artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
(46)
RAE-udtalelsen kommenterede ikke på de isolerede systemer, der er identificeret i ansøgningen.
(47)
Kommissionen konkluderer dermed, at de isolerede systemer, som er angivet i kolonne 1 i ovenanførte tabel, alle er mikro-isolerede systemer, jf. artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF, med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system, jf. artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
4.2. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF KONVENTIONELLE KRAFTVÆRKER I MIKRO-ISOLEREDE SYSTEMER
(48)
Kommissionen er af den opfattelse, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer. Dette skyldes i særdeleshed følgende:
a)
Størrelsen på den belastning, som skal forsynes på øerne, giver ikke mulighed for, at der bygges større, mere effektive og rentable konventionelle kraftværker. Desuden er det også således, at for at et isoleret system skal kunne drives indenfor acceptable sikkerhedsmarginer, kan det ikke være afhængigt af et enkelt kraftværk.
I ingen af de mikro-isolerede systemer oversteg den årlige spidsbelastning på 188,5 MW i 2013. Gennemsnits- og medianspidsbelastningen på henholdsvis 20,8 og 4,2 MW er meget mindre.
Ingen af de konventionelle kraftværker, som på nuværende tidspunkt er etableret i de mikro-isolerede systemer, har en kapacitet, som overstiger 27 MW. Gennemsnits- og mediankraftværksstørrelsen er med henholdsvis 3,9 og 1,1 MW meget mindre.
Den lille belastning, som skal forsynes, den store variation i efterspørgslen, som påvirkes yderligere af den øgede markedsindtrængning af RES, reducerer også udvalget af teknologierne til de konventionelle kraftværker, som kan anvendes i mikro-isolerede systemer.
Al konventionel produktionskapacitet i de NII isolerede systemer er diesel- eller brændselsoliedrevet.
b)
De årlige belastningsfaktorer i alle mikro-isolerede systemer er lave. Belastningsfaktoren oversteg ikke 0,54 i 2012 i nogen af de mikro-isolerede systemer. Den gennemsnitlige og median spidsbelastning, som begge er på 0,38, er endnu mindre. I betragtning af prioritetsadgangen for RES og det faktum, at de belastningsfaktorer, der anvendes her, afspejler hele det mikro-isolerede systems elektricitetssystem, er belastningsfaktoren for konventionelle kraftværker på NII'er endnu lavere.
Den årlige belastningsfaktor i det græske sammenkoblede system er normalt ca. 50 % for alle blokke og 65 % for kraftværksblokke (6).
Den årlige belastningsfaktor er vejledende for det reelle brug, som skabes af kraftværker i løbet af et givent år, og dermed deres evne til at skabe omsætning.
Den øgede markedsindtrængning af RES vil reducere den belastning, som skal forsynes af konventionelle kraftværker, yderligere.
c)
Der findes flere projekter, der har til hensigt at sammenkoble NII'erne, især Kykladerne og Kreta, med det sammenkoblede system på det græske fastland. Som forklaret ovenfor er konventionelle kraftværker på NII'er ikke lige så effektive som kraftværker, der er etableret i det sammenkoblede system, og det er derfor ikke sandsynligt, at de er økonomisk bæredygtige, så snart de NII'er, hvor de er etableret, sammenkobles.
Muligheden for, at et isoleret system sammenkobles, er derfor en alvorlig hæmsko for investeringen i konventionel kapacitet på NII'erne.
d)
Den relativt lille belastning, der skal forsynes, betyder, at relativt små skift i efterspørgslen sandsynligvis vil påvirke den produktionskapacitet, der er påkrævet i et givent isoleret system. Den manglende sammenkoblingskapacitet betyder, at alle ændringer i efterspørgslen nødvendigvis skal tilpasses den produktionskapacitet, der findes i det mikro-isolerede system.
Denne faktor øger behovet for hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til længevarende skift i efterspørgslen.
Dette behov for fleksibilitet forstærkes yderligere af de oplevede vanskeligheder med hensyn til at finde egnede områder til konventionelle kraftværker på NII'erne samt varigheden af licens- og tilladelsesprocedurerne.
e)
Forholdet mellem den maksimale og den minimale årlige efterspørgsel i 2012 (7) i alle mikro-isolerede systemer er mindst 3,35, men er højere, og ofte meget højere, for et givent mikro-isoleret system. Det gennemsnitlige forhold og medianforholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel er netop 6,27 og 5,98.
Forholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel i 2010 i det græske sammenkoblede system er ca. 3.
Det højere forhold mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel afspejler graden af fleksibilitet og reserver, som, selv i et givent år, skal være tilgængelige i den produktionskapacitet, som findes i et isoleret system.
I denne henseende er det værd at bemærke, at i 2012 stammede ca. 60 % af de mikro-isolerede systemers brug fra mobile strømgeneratorer.
(49)
Kommissionen konkluderer derfor, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer på NII'erne som identificeret i tabellen herover.
4.3. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL III
4.3.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for ny kapacitet
(50)
I henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF kan der kun gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III for så vidt angår renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet.
(51)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til ny kapacitet.
(52)
I stedet, i betragtning af, at de isolerede systemer på NII'erne er distributionsnet, hvis bevillingsproceduren for ny kapacitet ikke skulle tillade den tilfredsstillende bevilling af ny kapacitet for de isolerede systemer på NII'erne, kan de græske myndigheder overveje at anvende bestemmelserne i artikel 7, stk. 3, i direktiv 2009/72/EF til ny, lille konventionel kapacitet. En sådan ny, lille konventionel kapacitet kan eksempelvis inkludere midlertidig produktionskapacitet, som kan gøres tilgængelig på lang sigt, uden at den permanent hører til et bestemt sted.
4.3.2. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for Kreta
(53)
Som anført ovenfor er alle NII'er mikro-isolerede systemer med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system.
(54)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til Kreta.
4.3.3. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III dækker ikke kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder
(55)
Ansøgningen nævner ikke eksplicit, at den anmodede dispensation kun vedrører konventionelle kraftværker.
(56)
Artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011 udelukker udtrykkeligt elektricitet, som er produceret ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybrid kraftværker og ved uafhængige producenter, fra omfanget af den eksklusive produktionslicens, som kan gives til PPC. Det samme gælder fra artikel 225 i NII-kodekset.
(57)
Desuden vedrører den fremlagte begrundelse kun betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker. Faktisk argumenteres der for, at disse kraftværker står overfor betydelige problemer, som blandt andet er et resultat af den øgede markedsindtrængning af RES.
(58)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen skulle have til hensigt at anmode om dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF til produktionsværker på nær konventionelle kraftværker, kan en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.3.4. Der kan gives dispensation til bevillingen til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet
(59)
I betragtning af de ovennævnte, betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker i små isolerede systemer, kan der gives dispensation til bevillingen af eksisterende konventionel kapacitet for så vidt, at dette vedrører renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet. En sådan bevilling kan gives direkte til PPC.
(60)
I forbindelse med denne dispensation:
a)
består eksisterende konventionel produktionskapacitet af projekter til konstruktionen af konventionel produktionskapacitet, hvortil RAE allerede har givet licens, og som ikke er blevet annulleret på den dato, hvor denne afgørelse træder i kraft
b)
betragtes fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation som konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets område udvidelsen af eksisterende kapacitet.
(61)
Der er dog ikke grundlag for en dispensation fra kriterierne og bestemmelserne, som eksempelvis dem, der er fastsat i artikel 7, stk. 2, i direktiv 2009/72/EF, hvortil der er givet bevilling til PPC.
(62)
Derudover er det vigtigt, i tilfælde af, at dispensationen gives direkte til PPC, at betingelserne fastsætter forpligtelserne med hensyn til, hvornår det godkendte konventionelle kraftværk skal være driftsklar, og inkluderer bestemmelser, der sikrer fuld og effektiv overensstemmelse med sådanne forpligtelser. Efter RAE's eget skøn kan en sådan bevilling, ved bevillingens udløb, forlænges, men kun hvis bevillingen udløb af årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol. Efter udløbet bør RAE iværksætte en bevillingsprocedure i fuld overensstemmelse med artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og dermed inkludere deltagelsen af tredjeparter.
4.3.5. Dispensationen kan ikke dække udbud med henblik på ny kapacitet
(63)
Pr. definition vedrører bevillingsproceduren som defineret i artikel 8 i direktiv 2009/72/EF den kapacitet, der stadig skal konstrueres og bevilliges, og som følgeligt konstituerer ny kapacitet.
(64)
Som følge af ovenstående bør der i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke gives dispensation til ny kapacitet.
4.4. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL VIII
4.4.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel VIII dækker ikke artikel 32 om tredjeparts adgang
(65)
Ansøgningen vedrører dispensationen fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra bestemmelserne i artikel 32 om tredjeparts adgang (»TPA«).
(66)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 32 i direktiv 2009/72/EF, og den giver heller ikke noget grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation. Lov nr. 4001/2011 og NII-kodekset forpligter i stedet DEDDIE til at give ikke-diskriminerende adgang til det distributionssystem, som drives af DEDDIE (eks. artikel 127 i lov nr. 4001/2011), til tredjeparter. Som følge deraf kan der ikke gives en sådan dispensation.
4.4.2. Dispensation fra artikel 33 om markedsåbning og gensidighed
4.4.2.1. Der er ikke grundlag for at give permanent dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(67)
Ansøgningen argumenterer overvejende for, at PPC fortsat bør være eneste leverandør, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, på baggrund af, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet i mikro-isolerede systemer sammen med dem, som er nødvendige for markedsåbning for tredjeparter, medfører driftsomkostninger for NII-operatøren, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(68)
Som det viser sig i RAE-udtalelsen, har den infrastruktur, der er etableret på NII'erne, til hensigt at sikre, at NII OSP kan administreres på en gennemsigtig, verificerbar og ikke-diskriminerende måde i overensstemmelse med eksisterende lovgivning. Endvidere er infrastrukturen ud fra et teknisk og økonomisk synspunkt nødvendig for at drive de isolerede systemer på NII'erne. Følgeligt, da infrastrukturen i alle tilfælde er nødvendig for at overholde de krav, uanset hvor mange leverandører, som har licens på NII'erne, øger markedsåbningen ikke omkostningerne til infrastrukturen.
(69)
Selv hvis en lignende infrastruktur er nødvendig, er markedsåbning i sig selv ikke forbundet med den tekniske drift af de isolerede systemer på NII'erne eller med NII OSP, da der på den ene side ikke er nogen kausal forbindelse mellem den tekniske og økonomiske drift af disse isolerede systemer og forvaltningen af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav og spørgsmålet om en eller flere leverandører har licens til at forsyne elektricitetsforbrugere på NII'erne på den anden side.
(70)
Det er korrekt, at de højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal dækkes af leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af NII OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Fastsættelse af produktionsomkostningerne på NII'erne er dog stadig nødvendig for at fastsætte den økonomiske kompensation for NII OSP, uden hensyn til antallet af aktive leverandører på NII'erne.
(71)
Det eneste ekstra krav til markedsåbning er fordelingen af den respektive del af NII OSP-kompensationen til hver leverandør som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Selv de tilhørende kundedata, især målerdata, er påkrævede, uanset om en eller flere leverandører har licens til at forsyne NII-baserede kunder.
(72)
Følgeligt medfører tildelingen af NII OSP-kompensationen til leverandørerne blot muligheden for at tilskrive kundernes målerdata til en bestemt, autoriseret leverandør, hvilket primært er en administrativ proces, som er baseret på oplysninger, der udelukkende eller i meget høj grad er indsamlet uden hensyn til om der findes markedsåbning på NII'erne eller ej. For det andet er denne mulighed en forudsætning for den korrekte drift af ethvert elektricitetsforsyningsmarked. Sådanne omkostninger kan derfor ikke accepteres som grundlag for dispensationen fra markedsåbning, da de ikke er specifikke for driften af de isolerede systemer på NII'erne og ikke er forbundet med betydelige problemer med driften deraf.
(73)
Det er vigtigt at bemærke, at udarbejdelsen af registre til tilskrivning af måleroplysninger til leverandører udgør en del af den infrastruktur, som skal etableres. Hvorimod etableringen af den samlede, påtænkte infrastruktur vil facilitere den optimale drift af de isolerede elektricitetssystemer, er den fulde realisering af de tilhørende investeringer ikke en nødvendig betingelse for, at markedsåbningen kan finde sted.
(74)
Det faktum, at der muligvis findes store variationer i værdierne for den gennemsnitlige, årlige variable produktionsomkostning pr. NII, er uvæsentlig. Selv hvis denne variation blev begrundet, vedrører denne variation netop omkostningerne ved produktion af elektricitet i de isolerede systemer på NII'erne. Fastsættelsen af dette beløb er allerede nødvendig for at administrere NII OSP i overensstemmelse med de juridiske krav og er desuden ikke på nogen måde påvirket af antallet af leverandører, som har licens til at forsyne NII-baserede kunder. Endvidere, i betragtning af, at forvaltningen af NII OSP stadig er baseret på et månedsbaseret system, som er separat for hvert isoleret system, er det svært at forestille sig, at store årlige variationer pr. NII kan give anledning til materielle problemer.
(75)
Det fremgår af ovenstående, at antallet af leverandører, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, hverken er uløseligt forbundet med den tekniske og økonomiske drift af de isolerede systemer, ej heller med driften af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav.
(76)
Det kan endvidere bemærkes, at markedsåbning har fordele som opvejer omkostningerne, der eventuelt måtte eksistere, ved markedsåbningen. Som RAE bemærker, kunne alternative leverandører på NII'erne give yderligere, betydelige fordele for NII-baserede kunder ved at kombinere leveringen af andre tjenester med elektricitetsforsyningstjenesten.
(77)
Som følge deraf bør anmodningen om dispensation på permanent basis fra artikel 33 ikke gives.
4.4.2.2. Begrænsning i varigheden for et isoleret system fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(78)
I betragtning af ovenstående skal det anerkendes, at markedsåbning kræver opsætning af praktiske arrangementer for at muliggøre, at isolerede systemer på NII'er kan drives i fuld overensstemmelse med NII-kodekset. Praktiske problemer i forbindelse med markedsåbning kan enten medføre, at de registre, der er nødvendige for tilskrivning af målere og målerdata til leverandørerne, ikke er tilgængelige, eller det faktum, at den optimale opsætning af infrastrukturen endnu ikke er på plads. På baggrund af dette kan det påtænkes, at der kan gives en tidsbegrænset dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF.
(79)
Til vurderingen af en sådan dispensation fra kapitel VIII er følgende to betragtninger relevante:
a)
som allerede er påpeget er det vigtigste element, som er nødvendigt for at gøre markedsåbning på NII'erne mulig, tilgængeligheden af et register på NII'erne, der gør det muligt at tilskrive målerdata til en given leverandør. Artikel 327, stk. 4, i NII-kodekset fastsætter, at det register, som er påkrævet til dette formål, skal være færdiggjort senest 2 år efter, at NII-kodekset er trådt i kraft. Tilgængeligheden af dette register er rent praktisk en nødvendig betingelse for markedsåbningen.
b)
Den fulde færdiggørelse af investeringsprogrammet for den infrastruktur, som skal etableres på NII'erne, ville med sikkerhed facilitere den praktiske drift af markedsåbningen på NII'erne. Dette er dog ikke et nødvendigt krav. Artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset fastsætter en tidsplan indenfor hvilken det er meningen, at alle nuværende NII'er skal være udstyret med denne yderligere infrastruktur, der skal etableres på NII'erne senest 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset.
(80)
Som følge deraf bør der gives dispensation fra markedsåbningen for en periode på mindst 2 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2016, for at de registre, der er et nødvendigt krav til markedsåbningen, skal kunne etableres. Da den samlede infrastruktur skal være etableret senest 5 år efter NII-kodeksets ikrafttrædelse, bør gyldigheden af dispensationen i alle tilfælde begrænses til 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2019 for ethvert af de isolerede systemer på NII'erne. Da dispensationen kun kan retfærdiggøres, hvor der stadig er betydelige og materielle problemer ved markedsåbning, som direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af investeringsprogrammet for infrastrukturen på NII'erne, bør det dog kontrolleres regelmæssigt om sådanne problemer fortsætter i et givent NII-isoleret system. En sådan kontrol bør anvende en investeringsplan fra DEDDIE, der er godkendt af de kompetente, græske myndigheder, som sammenligningsgrundlag til etableringen af den nødvendige infrastruktur på NII'erne. Denne plan bør derfor være færdiggjort og godkendt inden den 17. februar 2015.
(81)
For ikke at forsinke markedsåbningen unødvendigt bør DEDDIE's investeringsplan for infrastrukturen godkendes af RAE, og den bør prioritere de isolerede systemer på Kreta og Rhodos, da disse er de tættest befolkede NII'er.
(82)
Fra den 17. februar 2016 og derefter skal DEDDIE indtil den 17. februar 2019 udarbejde en rapport på årlig basis, som skal godkendes RAE, hvori baggrunden for, at der ikke har fundet markedsåbning sted i et givet NII-isoleret system, specificeres. Denne rapport bør offentliggøres og notificeres til Kommissionen.
4.4.3. Dispensationen fra bestemmelsen i kapitel VIII dækker ikke artikel 34
(83)
Ansøgningen vedrører dispensation fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra artikel 34 om direkte linjer som defineret i artikel 2, stk. 15, i direktiv 2009/72/EF.
(84)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 34 i direktiv 2009/72/EF.
(85)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen har til hensigt at anmode om dispensation fra artikel 34 i direktiv 2009/72/EF, bør en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.4.4. Sammenkoblingsforbindelser - anvendelse af dispensationen fra kapitlerne III og VIII
(86)
Den nærværende dispensation vedrører mikro-isolerede systemer, der netop er karakteriseret ved det faktum, at de ikke er, eller, i tilfældet af små isolerede systemer, kun i en meget begrænset grad er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(87)
Men:
a)
i overensstemmelse med den nyligt godkendte tiårige udviklingsplan for den græske elektricitetstransmissionsoperatør, (den uafhængige strømtransmissionsoperatør eller »ADMIE« S.A) forventes sammenkoblingen af Kykladerne at være fuldført inden 2018 i tre faser, hvoraf visse af øerne i Kykladerne sammenkobles med det græske sammenkoblingssystem længe før denne dato
b)
yderligere forventes sammenkoblingen med Kreta at være fuldført i 2020. Projektets relevante dele for de tre første år er blevet inkluderet i ADMIE's godkendte tiårige udviklingsplan fra 2013. Den endelige plan skal inkluderes i den tiårige udviklingsplan, som vil blive godkendt i 2014.
(88)
Det er derfor nødvendigt at fastsætte udtrykkeligt, at den nærværende dispensation for et givent isoleret system automatisk ophører, så snart en sammenkobling mellem et givent isoleret system og det græske sammenkoblede system er driftsklar.
(89)
DEDDIE er 100 % ejet af PPC, selvom DEDDIE er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra sidstnævnte. I modsætning til en distributionssystemoperatør som defineret i direktiv 2009/72/EF har DEDDIE også omfattende opgaver i forhold til driften af NII isolerede systemer og driften af produktionen på NII'erne, herunder den konventionelle produktionskapacitet, der ejes af PPC, og dermed dens økonomiske aflønning. Som anført ovenfor påvirker sammenkoblingen den økonomiske bæredygtighed af de konventionelle kraftværker, der allerede er installeret i de isolerede systemer på NII'erne.
(90)
Der bør kun gives dispensation, hvis dispensationen er proportionel og ikke går ud over, hvad der er strengt nødvendigt. Det er derfor nødvendigt at give klare incitamenter og gennemsigtighed, hvad angår beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles.
(91)
Artikel 108 i lov nr. 4001/2011 fastsætter, at:
»ADMIE SA skal indsende en tiårig udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem til RAE inden den 31. marts hvert år […] Den tiårige udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem skal i særdeleshed: […] (c) stille en teknisk og økonomisk cost/benefit-undersøgelse for vigtige transmissionsarbejder […], især for […] sammenkoblingsforbindelser mellem øer og transmissionssystemet, herunder en tidshorisont, estimeret cash-flow og finansieringskrav til alle investeringsprojekter, til rådighed.«
(92)
For at sikre, at der findes klare incitamenter og gennemsigtighed i forbindelse med beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles, skal de græske myndigheder sikre at:
a)
alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af, systematisk overvejes, når de bevilliger eller sætter eksisterende eller ny kapacitet for et givent isoleret system i udbud på en NII, ADMIE, DEDDIE og RAE. En sådan bevilling til eksisterende eller ny kapacitet bør afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne bør omfatte alle omkostninger til at forsyne elektricitet til slutkunder i det isolerede system, herunder NII OSP-kompensation
b)
Cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 tager kun de effektive omkostninger ved investering i og drift af sammenkoblingen i betragtning. Den bør især ikke tage tabt omsætning ved eller værdiforringelse fra konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er, i betragtning
c)
RAE offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyningen af elektricitetskunder i hvert af de isolerede systemer på NII'erne. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 som godkendt af RAE, vil RAE på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart afholde en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer som fastsat i artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF. Der bør konstrueres en sammenkoblingsforbindelse, hvis konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder, der bor på NII'er.
d)
RAE sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den tidsfrist, som RAE har fastsat, bør der søges erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
4.5. VARIGHED
(93)
Det er nødvendigt at gennemgå de fakta, hvorpå den nærværende dispensation er baseret, især efter at planerne om at sammenkoble visse isolerede systemer skal fuldføres, og tidsfristerne for etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237 i NII-kodekset er udløbet.
(94)
Som følge deraf er enhver dispensation gyldig indtil den 1. januar 2021.
4.6. TILBAGEVIRKENDE KRAFT
(95)
Som anført ovenfor fornyede ansøgningen af 17. januar 2012 den oprindelige ansøgning, som blev indsendt i 2003.
(96)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF ophævet af direktiv 2009/72/EF indeholdt også bestemmelser, der gav medlemsstaterne mulighed for at ansøge om dispensation fra visse bestemmelser i dette direktiv i tilfælde af betydelige problemer med driften af små og mikro-isolerede systemer. I henhold til artikel 48 i direktiv 2009/72/EF skal referencer til den ophævede artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tolkes som referencer til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF.
(97)
Definitionerne af små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer, der anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2003/54/EF, er identiske med dem, som anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2009/72/EF.
(98)
Begge disse definitioner refererer til elektricitetsefterspørgslen i isolerede systemer i 1996, som ikke har ændret sig. Desuden var Kreta ikke sammenkoblet med det græske sammenkoblede system, hverken i 2003 eller i 2012, eller i det øjeblik, hvor nærværende afgørelse om dispensation træder i kraft.
(99)
Som følge deraf blev alle små og mikro-isolerede elektricitetssystemer, som kunne betegnes som små eller mikro-isolerede systemer i ansøgningen, betegnet som sådanne, da den oprindelige ansøgning blev udarbejdet, og når nærværende dispensation træder i kraft.
(100)
Som følge deraf er der ikke sket nogen juridiske eller faktuelle ændringer med hensyn til de små og mikro-isolerede systemer, som kan berettige til dispensation under direktiv 2003/54/EF og direktiv 2009/72/EF.
(101)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel III, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel III i direktiv 2009/72/EF, vedrørende bevillingsprocedurerne for ny kapacitet og udbud med henblik på ny kapacitet.
(102)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel VII, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF, vedrørende tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
(103)
Hvis Kommissionen havde givet dispensation som svar på den oprindelige ansøgning, ville Kommissionen kunne have gjort dette på de samme betingelser som under nærværende dispensation under direktiv 2009/72/EF.
(104)
Desuden er der ikke sket nogen ændringer i de faktuelle omstændigheder siden 2003. NII'ernes geografiske situation, de økonomiske faktorer, der styrer driften af elektricitetssystemerne i de NII isolerede systemer og karakteren af de betydelige problemer, der findes ved driften af konventionelle kraftværker i NII isolerede systemer, har netop ikke ændret sig væsentligt siden 2003.
(105)
Den oprindelige ansøgning har været under behandling siden 2003. Kommissionens passivitet bør ikke være til skade for Den Hellenske Republik. Den Hellenske Republik har opfyldt dens forpligtelser i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF og artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og indsendt en behørigt berettiget anmodning om dispensation under disse artikler for de isolerede systemer på NII'erne.
(106)
Det er derfor passende, at nærværende dispensation træder i kraft fra datoen for notifikationen af den oprindelige ansøgning, dvs. fra den 5. december 2003 -
VEDTAGET DENNE AFGØRELSE:
Artikel 1
Denne afgørelse gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer som identificeret i tabellen.
I forbindelse med denne afgørelse er Kreta et lille isoleret system, hvorimod andre isolerede systemer er mikro-isolerede systemer.
Artikel 2
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 33 i direktiv 2009/72/EF for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
2. Denne dispensation er gyldig indtil den 17. februar 2016 eller den fuldstændige etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, uanset hvilken der kommer senere. I alle tilfælde ophører denne dispensation med at gælde den 17. februar 2019.
3. De græske myndigheder udarbejder inden den 17. februar 2015 en plan for infrastrukturinvesteringerne som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, hvor det separat for hvert NII-isoleret system angives, inden hvilken dato infrastrukturen skal være fuldt ud etableret. I denne plan prioriteres Kreta og Rhodos.
4. Fra den 17. februar 2016 og fremefter udarbejder de græske myndigheder på årlig basis indtil den 17. februar 2019 en rapport, der for hvert NII-isoleret system specificerer: a) om der er sket en markedsåbning; b) status for infrastrukturinvesteringerne i forhold til den relevante plan c) de vedvarende betydelige og materielle problemer for markedsåbningen; og d) om disse problemer direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af infrastrukturinvesteringen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset.
Artikel 3
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF, således at bevillinger til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet indenfor mikro-isolerede systemer kan gives direkte til PPC.
2. I forbindelse med denne dispensation:
a)
omfatter eksisterende konventionel produktionskapacitet projekter til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet, hvortil der findes en gyldig licens, der er udstedt RAE, på den dato, hvor denne afgørelse meddeles
b)
udgør fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation ikke eksisterende kapacitet, men konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig, konventionel produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets anlæg en udvidelse af eksisterende kapacitet.
3. Efter RAE's eget skøn kan en bevilling, der er givet i overensstemmelse med stk. 1, forlænges ved udløbet, men kun hvis forsinkelserne skyldes årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol.
4. Denne dispensation gælder ikke længere for bevillinger, der er givet i henhold til det første afsnit, og som er udløbet eller annulleret.
5. Alle andre bestemmelser i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF er fortsat fuldt ud gældende.
6. Dispensationen er gyldig indtil den 1. januar 2021.
Artikel 4
1. De i denne afgørelse nævnte dispensationer gælder ikke længere for små og mikro-isolerede systemer, så snart de er sammenkoblet med det sammenkoblede system.
2. De græske myndigheder:
a)
overvejer, når de bevilliger eller sætter ny kapacitet i et givent NII-isoleret system i udbud, systematisk alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af. En bevilling til ny kapacitet afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne omfatter alle omkostninger ved forsyningen af elektricitet til slutkunder i det isolerede system, inklusive NII OSP-kompensation
b)
sikrer, at cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 kun tager de effektive omkostninger ved investering i og drift af den projekterede sammenkobling i betragtning. Ved undersøgelsen tages ikke hensyn til tabt omsætning ved eller værdiforringelse af konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er
c)
offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyning af elektricitetskunder i hvert af de NII isolerede systemer. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 og som godkendt af RAE, afholder de græske myndigheder, jf. artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF, på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer. Der etableres en sammenkoblingsforbindelse, såfremt konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder på NII'er.
d)
sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den fastsatte tidsfrist, kan de græske myndigheder søge erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
Artikel 5
Afgørelsen gælder fra den 5. december 2003
Artikel 6
Denne afgørelse er rettet til Den Hellenske Republik.
Udfærdiget i Bruxelles, den 14. august 2014.
BESCHLUSS DER KOMMISSION
vom 14. August 2014
über die Ausnahme der Hellenischen Republik von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates
(Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (1), insbesondere auf Artikel 44 Absatz 1 und Artikel 48,
gestützt auf die Anträge der Hellenischen Republik vom 17. Januar 2012 und vom 5. Dezember 2003,
nachdem die Mitgliedstaaten über diesen Antrag unterrichtet wurden,
in Erwägung nachstehender Gründe:
1. VERFAHREN
(1)
Am 17. Januar 2012 hat das griechische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimawandel („YPEKA“) der Kommission gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG einen Antrag („Antrag“) auf eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG für bestimmte griechische Inseln, die nicht an das Stromnetz des griechischen Festlands angeschlossen sind (nicht angeschlossene Inseln oder „NAI“) übermittelt.
(2)
Am 12. September 2012 ersuchte die Kommission die griechische Energieregulierungsbehörde („ERB)“, zu dem Antrag Stellung zu nehmen. Die ERB kam diesem Ersuchen am 16. November 2012 nach („ERB-Stellungnahme“).
(3)
Die ERB übermittelte am 17. Dezember 2013, 23. Dezember 2013, 4. Februar 2014, 28. Februar 2014 und 17. März 2014 weitere Unterlagen zur Begründung des Antrags.
(4)
Am 14. März 2014 (sowie durch ein am 20. März 2014 verschicktes Addendum) unterrichtete die Kommission die Mitgliedstaaten über den Antrag gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG und forderte sie auf, etwaige Stellungnahmen dazu bis zum 25. März 2014 vorzulegen. Es gingen keine Stellungnahmen ein.
(5)
Mit seinem Antrag erneuerte YPEKA den Antrag, den das Entwicklungsministerium am 5. Dezember 2003 gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (2) („Erstantrag“) für eine Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2003/54/EG eingereicht hatte. Obwohl erste Schritte zur Prüfung des Erstantrags eingeleitet wurden, wurde die Ausnahme gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG weder gewährt noch abgelehnt.
2. DER VON YPEKA VORGELEGTE ANTRAG
2.1. GELTUNGSBEREICH DER BEANTRAGTEN AUSNAHME
(6)
Im Antrag wird um eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG ersucht.
(7)
Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG betrifft das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und die Ausschreibung neuer Kapazitäten. Kapitel VIII betrifft den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
2.2. DERZEITIGE ORGANISATION DES STROMNETZES AUF DEN NAI
(8)
Die griechischen Energiemärkte werden in erster Linie durch das griechische Gesetz 4001/2011 geregelt, mit dem die Richtlinie 2009/72/EG umgesetzt wurde. Das Gesetz 4001/2011 trat am 22. August 2011 in Kraft.
(9)
DEDDIE SA („DEDDIE“) ist der griechische Verteilernetzbetreiber, der zu 100 % im Eigentum des etablierten Stromerzeugers und -lieferanten Public Power Corporation („PPC“) steht, rechtlich und funktional jedoch von diesem entflochten ist. Die von DEDDIE betriebenen Netzanlagen stehen im Eigentum der PPC.
(10)
Gemäß Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011 ist DEDDIE für Ausbau, Betrieb und Instandhaltung des griechischen Stromverteilernetzes verantwortlich, das das Stromverteilernetz auf den NAI umfasst.
(11)
Darüber hinaus ist DEDDIE für den Betrieb der Stromnetze auf den NAI zuständig. Zu diesen Aufgaben gehören i) die Erstellung eines Entwicklungsplans für isolierte Kleinstnetze, einschließlich eines Programms für ihre Anbindung an andere NAI, ii) Maßnahmen zur Sicherstellung, dass die notwendigen Standorte zur Verfügung stehen für die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, für den Ausbau vorhandener Kapazitäten oder Versorgungskomponenten und für die Ausweitung des griechischen Stromverteilernetzes auf nicht an das Verbundnetz angeschlossene Inseln und auf isolierte Kleinstnetze, iii) der Abschluss von Verträgen mit den Genehmigungsinhabern für die Ein- und Ausspeisung von Strom in das bzw. aus dem Netz, für die Bereitstellung von Hilfsdiensten für die Verteilernetze der NAI, für die Vergütung der Stromerzeuger, für die Gebühren, die den mit Strom belieferten Kunden und Lieferanten in Rechnung gestellt werden, und für Sonderkonten für sonstige Einnahmen und Ausgaben, z. B. zur Vergütung von gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen.
(12)
In Artikel 137 Absatz 1 des Gesetzes 4001/2011 heißt es, dass alle Stromverbraucher als zugelassene Kunden zu betrachten sind, mit Ausnahme der Verbraucher in isolierten Kleinstnetzen, für die Artikel 139 dieses Gesetzes gilt.
(13)
Nach Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Mit Ausnahme von Fällen, in denen Strom mithilfe von erneuerbaren Energiequellen oder durch hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung oder Hybridanlagen erzeugt wird, und im Fall von Eigenerzeugern, sofern eine Ausnahme gemäß den Bestimmungen des Artikels 139 gewährt wurde, wird allein der PPC SA eine Erzeugungsgenehmigung gemäß bestimmten Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA ist für die ununterbrochene Belieferung isolierter Kleinstnetze, für die sie eine Genehmigung erhält, und für die Sicherung des langfristigen finanziellen Betriebs der Stromnetze auf diesen Inseln verantwortlich.“
(14)
Nach Artikel 134 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Unbeschadet der Bestimmungen des Artikels 139 dieses Gesetzes werden Genehmigungen für die Belieferung von isolierten Kleinstnetzen allein der PPC SA im Einklang mit den Anforderungen der Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA muss nicht zugelassene Kunden auf Antrag mit Strom beliefern.“
(15)
Nach Artikel 139 des Gesetzes 4001/2011 können Ausnahmen von den Bestimmungen des Gesetzes 4001/2011 gemäß den Bestimmungen des Artikels 44 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
(16)
In dem nach Artikel 28 des griechischen Gesetzes 3426/2005 angenommenen Ministerialerlass Nr. PD5/EL/B/F IB/12924 ist festgelegt, dass die Stromversorgung von Verbrauchern auf NAI durch jedweden Stromerzeuger eine gemeinwirtschaftliche Verpflichtung („GWV für NAI“) im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse darstellt. Aus Gründen des sozialen Zusammenhalts müssen Stromversorger auf NAI den Strom pro Verbraucherkategorie zu demselben Preis wie im griechischen Verbundnetz liefern.
(17)
Artikel 52 des griechischen Gesetzes 4001/2011 sieht vor, dass Kunden auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln Anspruch auf besondere Dienstleistungen sowohl in Bezug auf den Preis als auch in Bezug auf die Qualität und die Sicherheit der Versorgung sowie die Transparenz der Vertragsbedingungen haben. Versorger, die gemeinwirtschaftliche Leistungen für NAI erbringen, erhalten als Gegenleistung eine finanzielle Entschädigung, die anhand einer Methodik berechnet wird, die in dem ERB-Beschluss 24/2014 (3) festgelegt wurde. Diese Methodik beruht auf der Differenz zwischen den vollständigen (variablen und fixen) Produktionskosten auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln und dem vollständigen Marktpreis der Lieferanten im Verbundnetz (Grenzkosten des Netzes zuzüglich aller sonstigen Mechanismen im griechischen Verbundnetz). Die Entschädigung für die GWV für NAI wird monatlich und pro autonomes Inselnetz berechnet und unterliegt der Kontrolle durch die ERB. Die Entschädigung für die GWV für NAI wird durch eine Abgabe für alle Kunden erhoben, einschließlich der Kunden auf den NAI. (4) Der Mechanismus für die GWV für NAI wird von LAGIE verwaltet, dem staatlichen griechischen Marktbetreiber. Im Ministerialerlass D5-EL/B/F1/oik.27547 vom Dezember 2011 (5), der auf Artikel 55 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 beruht, ist geregelt, dass die GWV für NAI von allen Lieferanten angeboten werden muss, weshalb alle Lieferanten einen Anspruch auf eine Entschädigung für GWV für NAI haben.
(18)
Die Erzeugung und Lieferung von Strom auf den NAI wird in den sekundären Rechtsvorschriften detaillierter geregelt. Mit ihrem Beschluss Nr. 39/2014 vom 28. Januar 2014 hat die ERB den Kodex für das Management von Stromnetzen auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln („NAI-Kodex“) angenommen, in dem viele Fragen geregelt werden, die mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen, einschließlich der Marktöffnung, der Abrechnung und der Stromerzeugung. Der NAI-Kodex trat am Tag seiner Veröffentlichung, d. h. am 17. Februar 2014, in Kraft.
2.3. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB ISOLIERTER NETZE
(19)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für den Betrieb der isolierten griechischen Stromnetze herausgestellt:
a)
die großen Schwankungen der Stromnachfrage in den isolierten Kleinstnetzen, die durch Folgendes verschärft werden: i) durch die auf den Tourismus ausgerichtete wirtschaftliche Entwicklung der Inseln und ii) durch den vermehrten Ausbau der erneuerbaren Energien („EE“).
Diese Faktoren wirken sich sowohl auf den Lastfaktor der thermischen oder herkömmlichen Erzeugungskapazitäten als auch auf die Möglichkeit, die Kosten von Investitionen in solche Erzeugungskapazitäten zu decken, negativ aus;
b)
die großen Unterschiede bei den Wetterbedingungen auf den Inseln, die sich auf die Nachfrage auswirken und das Funktionieren der Erzeugungssysteme stören, weshalb umfangreiche Reserven notwendig sind.
(20)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Entwicklung der herkömmlichen Erzeugung in den kleinen isolierten griechischen Stromnetzen benannt:
a)
die Schwierigkeiten bzw. sogar Unmöglichkeit, geeignete Standorte für neue herkömmliche Stromerzeugungsanlagen in den isolierten Kleinstnetzen zu finden, was primär auf den Widerstand der Öffentlichkeit zurückzuführen ist;
b)
die geringe Größe der NAI, die zu großen Rückschlägen bei der langfristigen Planung für die Entwicklung der thermischen Erzeugung führt, wenn die Stromverbraucher (z. B. große Fremdenverkehrsanlagen oder Anlegestellen) unvorhergesehene Investitionen tätigen, und die Schnelligkeit und Flexibilität bei der Reaktion auf die Stromnachfrage erfordert.
c)
Die Stromnachfrage der isolierten Netze der NAI wird bis 2017 voraussichtlich um 2 % pro Jahr steigen. Obwohl der PPC bereits die Genehmigungen für die Installation der erforderlichen zusätzlichen Kapazitäten erteilt wurden und die Terminplanung für die Installation bereits vorgenommen wurde (diese soll bis 2017 die Nachfrage aller NAI sowie die notwendigen Reservemargen abdecken), konnte der Zeitplan nicht immer eingehalten werden;
d)
Die geringe Lastgröße, starke Lastschwankungen und eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien in den meisten isolierten Kleinstnetzen begrenzen die im Bereich der herkömmlichen Erzeugung verfügbaren technischen Lösungen und beschränken die Auswahlmöglichkeiten auf kleine Erzeugungsanlagen, die mit Schweröl mit geringem Schwefelgehalt oder mit Leichtöl betrieben werden.
e)
Die Verfahren für die Beschaffung neuer Stromerzeugungsanlagen sind zeitaufwendig. Zwischen der Erteilung der Genehmigung und dem Betriebsbeginn neuer Erzeugungsanlagen vergehen zweieinhalb bis drei Jahre.
f)
Die Entwicklung von Plänen für den Bau von Verbindungsleitungen zwischen dem griechischen Verbundnetz und den isolierten Kleinstnetzen auf den NAI konterkariert das Interesse an Investitionen in herkömmliche Erzeugungskapazitäten auf den NAI. Vorhaben für Verbindungsleitungen zu den Kykladen und nach Kreta sind geplant.
(21)
Infolgedessen muss regelmäßig auf Notlösungen zurückgegriffen werden, etwa auf die Anmietung mobiler dieselbetriebener Stromgeneratoren oder Gasturbinen. Notwendig werdende Einzelfallgenehmigungen für die Notstromerzeugung sind nicht wünschenswert, da sie zur unwirtschaftlichen Anmietung von Geräten statt zu ihrer Anschaffung führen. Im Antrag werden beispielhaft mehrere Fälle genannt, in denen unvorhersehbare Ereignisse eine längerfristige Nutzung mobiler Stromgeneratoren zur Folge hatten.
(22)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Marktöffnung der isolierten Stromnetze auf den NAI angeführt:
a)
Die Marktöffnung setzt die Entwicklung und die Installation spezieller Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI voraus. Diese Infrastruktur umfasst die Einrichtung von Kontrollzentren, die für Folgendes zuständig sind: i) die tägliche Planung der Erzeugung und ii) die Abrechnung in jedem isolierten Netz durch die Aufteilung der Erzeugungskosten der einzelnen isolierten Netze auf die dort tätigen Versorger.
Die dafür notwendige Infrastruktur ist kostspielig, und die Kosten werden von den Verbrauchern getragen.
b)
Wegen der GWV für NAI sind die Stromendkundenpreise für jede Verbraucherkategorie im gesamten griechischen Hoheitsgebiet gleich. Die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten müssen daher von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird.
Es wird vorgetragen, dass die große Schwankungsbreite bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Erzeugungskosten pro NAI den Marktabrechnungsmechanismus kompliziert machen würde.
(23)
Daher vertritt YPEKA die Auffassung, dass der Aufbau der notwendigen Infrastruktur für den Betrieb des Strommarkts und für die Aufsicht darüber in Verbindung mit der Marktöffnung der isolierten Netze auf den NAI mit Kosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher aus der Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(24)
Im Antrag wird kein Zeitpunkt genannt, zu dem die beantragte Ausnahme auslaufen soll.
3. STELLUNGNAHME DER ERB
3.1. GELTUNGSBEREICH DER AUSNAHME
3.1.1. Ausnahme von Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG
(25)
Nach Auffassung der ERB sollte die Ausnahme von Kapitel III gemäß Artikel 44 Absatz 1 nicht die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, die in einem isolierten Netz entwickelt werden können, betreffen, sondern nur die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden Erzeugungskapazitäten. Die bestehenden Erzeugungskapazitäten umfassen die Kraftwerke, die auf den NAI bereits in Betrieb oder im Bau befindlich sind. Jedes neue Kraftwerk, das auf diesen Inseln gebaut wird, wird als neue Erzeugungskapazität betrachtet.
(26)
Die ERB stellt fest, dass unabhängige Stromerzeuger („USE“) (d. h. andere Stromerzeuger als die PPC) in den letzten zwanzig Jahren ein starkes Interesse an der Entwicklung von Anlagen auf der Basis erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung in allen isolierten Kleinstnetzen hatten. Folglich sollte der Zugang Dritter zu den Stromnetzen aller NAI hinsichtlich des Ausbaus erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung („KWK“) nicht eingeschränkt werden.
(27)
Die ERB erklärt, dass sie sich nicht gegen die Gewährung einer Ausnahme für die Inbetriebnahme neuer konventioneller Kraftwerke ausspricht, sofern bestimmte Bedingungen erfüllt sind. In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist jedoch die Möglichkeit einer Ausnahme für neue Kapazität nicht vorgesehen.
(28)
Die ERB ist der Ansicht, dass die Kapazitätserweiterung bei bestehenden konventionellen Kraftwerken hauptsächlich einen kurzfristigen Kapazitätsmangel auf den NAI betrifft, der auf unvorhergesehene Schäden bei bestehender Kapazität oder auf Verzögerungen bei der Installation neuer Kapazität, vor allem in Zeiten hoher Nachfrage (z. B. Sommerspitzen), zurückzuführen ist. Für diese Erweiterungen gilt ein offenes Ausschreibungsverfahren gemäß Artikel 8 der Richtlinie 2009/72/EG. Ein solches Verfahren ist zeitaufwändig und eignet sich nicht für die Dringlichkeit, die in Notfällen geboten ist.
(29)
Die ERB ist damit einverstanden, dass PPC für solche Notfälle zuständig sein sollte. Wird berücksichtigt, dass PPC in der Lage ist, mobile konventionelle Anlagen von Inseln mit einem Kapazitätsüberschuss auf Inseln mit einem Kapazitätsmangel zu verbringen, könnte diese Lösung auch die wirtschaftlichste sein.
(30)
Die ERB betont, dass es bei jeder Ausnahmeregelung möglich sein muss, das geeignete Genehmigungsverfahren für Notfälle festzulegen und insbesondere, welches der in Artikel 7 der Richtlinie 2009/72/EG genannten Kriterien von den zuständigen Genehmigungsbehörden geprüft werden muss.
(31)
Nach Ansicht der ERB sollte die Ausnahme für eine begrenzte Dauer, z. B. von höchstens 10 Jahren, gewährt werden.
3.1.2. Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie
(32)
Der ERB zufolge hängt die Stromversorgung auf den NAI in der Praxis mit den GWV für NAI und mit der entsprechenden Entschädigung zusammen, da i) die Kosten der Stromerzeugung auf den NAI erheblich höher als auf dem Festland sind und ii) der griechische Staat in seinem gesamten Hoheitsgebiet einen einheitlichen Preis pro Kundenkategorie verlangt.
(33)
Im NAI-Kodex ist die Installation bestimmter Mess- und Aufzeichnungsgeräte auf den NAI für stündliche Messungen, von Strommanagement- und Regelzentren sowie von Überwachungs- und damit zusammenhängenden IT-Systemen vorgesehen. Laut ERB ist diese Infrastruktur unabdingbar
a)
dafür, dass die Kosten für die GWV transparent, nichtdiskriminierend und überprüfbar sind;
b)
für den ordnungsgemäßen Betrieb und das korrekte Management der Stromnetze an sich, um die wirtschaftlichste Betriebsart und dadurch eine stärkere Senkung der Gebühren der Stromverbraucher für die GWV für NAI zu erreichen;
c)
für eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung, einschließlich EE-Technologien, die komplexe und besondere Anforderungen an das Management stellen, wie EE mit Speicherung, solarthermische Anlagen usw.;
d)
für die notwendige Transparenz beim Management der isolierten Netze, wodurch eine diskriminierungsfreie Behandlung aller Marktteilnehmer, insbesondere von Erzeugern, sichergestellt wird.
(34)
Die ERB ist daher der Ansicht, dass diese Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI installiert werden muss, unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger die Genehmigung dafür haben, in einem isolierten Kleinstnetz tätig zu sein.
(35)
Die geschätzten Kosten für die Installation dieser Infrastruktur werden voraussichtlich nicht mehr als 20-30 Mio. EUR für alle NAI betragen, einschließlich der Inseln Kreta und Rhodos. Die ERB hält diesen Betrag für angemessen, vor allem in Anbetracht des erwarteten Nutzens, d. h. Transparenz und Überprüfung der GWV für NAI sowie ordnungsgemäßer und kontrollierter Betrieb der isolierten Stromnetze.
(36)
Anders als YPEKA vertritt die ERB die Auffassung, dass die Zulassung von mehr als einem Versorger in einem bestimmten isolierten Netz auf den NAI keine erheblichen zusätzlichen Kosten für die erforderliche Infrastruktur mit sich bringt, da dieselbe Infrastruktur ohnehin schon für die tägliche Planung der auf den NAI gelegenen Erzeugungsanlagen, für die Abrechnung und für die Erbringung der GWV für NAI notwendig ist.
(37)
Zudem ist die ERB der Ansicht, dass es für die Verbraucher auf den NAI weitere erhebliche Vorteile gibt, wenn mehr als ein Versorger dort zugelassen wird.
(38)
Folglich vertritt die ERB die Auffassung, dass der ständige Ausschluss anderer Versorger auf den Märkten der NAI nicht gerechtfertigt ist. Die Installation der oben genannten erforderlichen Infrastruktur dürfte in einem Zeitraum von drei bis fünf Jahren abgeschlossen sein. Die ERB würde sich einer Ausnahme, die nur für diesen Zeitraum ohne jede weitere Verlängerung gilt, nicht entgegenstellen.
(39)
Die ERB weist ferner darauf hin, dass die Ausnahme automatisch nicht mehr gelten sollte, wenn sich der Status eines isolierten Netzes auf den NAI dahingehend ändert, dass es nicht mehr in die Kategorie der kleinen isolierten Netze oder isolierten Kleinstnetze fällt. Dies könnte dann der Fall sein, wenn die isolierten Netze auf den NAI an das griechische Verbundnetz angeschlossen werden.
4. BEWERTUNG
4.1. RECHTSGRUNDLAGE DES ANTRAGS
(40)
In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist die Möglichkeit einer Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie vorgesehen, sofern die Ausnahme für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze gilt.
(41)
Nach Artikel 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „kleines, isoliertes Netz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 3 000 GWh im Jahr 1996, das bis zu einem Wert von weniger als 5 % seines Jahresverbrauchs mit anderen Netzen in Verbund geschaltet werden kann.
(42)
Nach Artikel 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „isoliertes Kleinstnetz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 500 GWh im Jahr 1996, das nicht mit anderen Netzen verbunden ist.
(43)
Die im Antrag genannten isolierten Netze umfassen eine und gelegentlich mehrere NAI (siehe Spalten 1 und 2 in der Tabelle). Selbst wenn ein isoliertes Netz mehrere untereinander verbundene NAI umfasst, handelt es sich bei dem aus diesen miteinander verbundenen NAI bestehenden Stromnetz um ein isoliertes Stromnetz, da es nicht mit einem anderen Stromnetz verbunden ist.
(44)
Im Antrag heißt es, dass es sich bei 31 der 32 isolierten Netze um isolierte Kleinstnetze handelt, wobei das größte davon Rhodos ist. Auf die isolierten Kleinstnetze, für die der Antrag gestellt wurde, entfielen 5,24 % des gesamten Stromabsatzes in Griechenland im Jahr 2010. Das isolierte Netz von Kreta wird als ein kleines, isoliertes Netz betrachtet. Im Jahr 2010 entfielen 3,01 % der griechischen Stromnachfrage auf Kreta.
Jährliche Nachfrage je isoliertes Netz
Jährliche Nachfrage (MWh)
Jährliche Nachfrage im Jahr 1996
Bezeichnung des isolierten Netzes
NAI, die Teil des isolierten Netzes sind
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nein
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760.658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200.042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
12.978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythira
Antikythira
70
199
228
241
Ja
Ja
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Die vorstehende Tabelle enthält die im Antrag genannten isolierten Netze sowie bestimmte Angaben zu den einzelnen Netzen. Diesen Informationen ist zu entnehmen, dass alle isolierten Netze mit Ausnahme von Kreta im Jahr 1996 eine Stromnachfrage aufwiesen, die dazu berechtigt, sie als isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG einzustufen. In Bezug auf Kreta muss zudem erwähnt werden, dass Kreta noch nie an ein anderes Stromnetz angeschlossen war und dies nach wie vor nicht ist, weshalb der prozentuale Anteil der durch Verbindungsleitungen gedeckten Nachfrage Null war und ist, d. h. weniger als 5 % beträgt. Kreta ist daher ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG.
(46)
In ihrer Stellungnahme äußerte sich die ERB nicht zu den im Antrag genannten isolierten Netzen.
(47)
Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass alle in Spalte 1 der vorstehenden Tabelle angegebenen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG sind mit Ausnahme von Kreta, bei dem es sich um ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG handelt.
4.2. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB KONVENTIONELLER KRAFTWERKE IN DEN ISOLIERTEN KLEINSTNETZEN
(48)
Nach Ansicht der Kommission bestehen erhebliche Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den isolierten Kleinstnetzen. Zurückzuführen ist dies insbesondere auf die folgenden Elemente:
a)
Die Größe der auf den Inseln abzudeckenden Last lässt die Installation größerer, effizienterer und kostengünstigerer konventioneller Kraftwerke nicht zu, auch deshalb, weil ein isoliertes Netz sich nicht auf ein einziges Kraftwerk verlassen kann, wenn es innerhalb akzeptabler Sicherheitsmargen betrieben werden soll.
In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug die jährliche Spitzenlast 2013 mehr als 188,5 MW. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast waren mit 20,8 MW bzw. 4,2 MW wesentlich niedriger.
Keines der derzeit in den isolierten Kleinstnetzen installierten Kraftwerke hat eine Kapazität von mehr als 27 MW. Der Durchschnitt und der Median der installierten Leistung lagen mit 3,9 und 1,1 MW deutlich darunter.
Die geringe Größe der abzudeckenden Last und die starken Nachfrageschwankungen, die durch die zunehmende Verbreitung der EE verschärft werden, schränken auch die Auswahl der konventionellen Stromerzeugungstechnologien ein, die in den isolierten Kleinstnetzen eingesetzt werden können.
Alle konventionellen Stromerzeugungsanlagen der isolierten Netze auf den NAI werden mit Diesel oder Heizöl betrieben.
b)
Die jährlichen Lastfaktoren sind in allen isolierten Kleinstnetzen niedrig. In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug der Lastfaktor im Jahr 2012 mehr als 0,54. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast von jeweils 0,38 sind sogar noch niedriger. In Anbetracht der vorrangigen Einspeisung erneuerbarer Energien und der Tatsache, dass die hier verwendeten Lastfaktoren das gesamte Stromnetz der isolierten Kleinstnetze widerspiegeln, ist der Lastfaktor konventioneller Kraftwerke auf den NAI noch niedriger.
Im griechischen Verbundnetz beträgt der jährliche Lastfaktor in der Regel etwa 50 % für alle Kraftwerke und 65 % für thermische Kraftwerke (6).
Der jährliche Lastfaktor ist ein Indikator für die tatsächliche Nutzung von Kraftwerken in einem bestimmten Jahr und somit für ihre Fähigkeit zur Erwirtschaftung von Einnahmen.
Die zunehmende Verbreitung der EE wird die durch konventionelle Kraftwerke abzudeckende Last noch weiter verringern.
c)
Es gibt mehrere Projekte, durch die die NAI, insbesondere die Kykladen und Kreta, an das griechische Hauptverbundnetz angebunden werden sollen. Wie oben erläutert, sind konventionelle Kraftwerke auf den NAI nicht so effizient wie die im Verbundnetz installierten Kraftwerke und werden sie daher, sobald die NAI, auf denen sie installiert sind, an das Verbundnetz angeschlossen werden, voraussichtlich nicht wirtschaftlich sein.
Die Möglichkeit, dass ein isoliertes Netz an das Verbundnetz angeschlossen wird, ist somit ein erhebliches Hemmnis für Investitionen in konventionelle Erzeugungskapazitäten auf den NAI.
d)
Wegen der relativ kleinen abzudeckenden Last können relativ kleine Nachfrageänderungen Auswirkungen auf die in einem bestimmten isolierten Netz erforderliche Erzeugungskapazität haben. Die fehlende Verbindungskapazität bedeutet, dass alle Änderungen der Nachfrage zwangsläufig durch Erzeugungskapazitäten in den isolierten Kleinstnetzen ausgeglichen werden müssen.
Dieser Faktor verstärkt die Notwendigkeit einer schnellen und flexiblen Reaktion auf längerfristige Änderungen der Nachfrage.
Diese notwendige Flexibilität wird durch die Schwierigkeiten bei der Suche nach geeigneten Standorten für konventionelle Kraftwerke auf den NAI und die Dauer der Zulassungs- und Genehmigungsverfahren noch verschärft.
e)
Das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage lag im Jahr 2012 (7) in allen isolierten Kleinstnetzen bei mindestens 3,35, wobei dieses Verhältnis in einem bestimmten isolierten Kleinstnetz größer und vielfach deutlich größer sein kann. Der Durchschnitt und der Median des Verhältnisses zwischen der Höchst- und der Mindestnachfrage betragen 6,27 bzw. 5,98.
Im griechischen Verbundnetz lag das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage 2013 bei etwa 3.
Das größere Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage spiegelt die Flexibilität und Reserven wider, die sogar innerhalb eines bestimmten Jahres bei den in einem isolierten Netz installierten Erzeugungskapazitäten verfügbar sein müssen.
Bemerkenswert ist in diesem Zusammenhang, dass im Jahr 2012 in ca. 60 % der isolierten Kleinstnetze mobile Stromgeneratoren genutzt wurden.
(49)
Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den in vorstehender Tabelle genannten isolierten Netzen der NAI erhebliche Probleme bestehen.
4.3. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL III
4.3.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für neue Kapazitäten gelten.
(50)
Gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG können Ausnahmen von den Bestimmungen des Kapitels III nur dann gewährt werden, wenn die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität betroffen ist.
(51)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für neue Kapazitäten nicht gewährt werden.
(52)
Da es sich bei den isolierten Netzen auf den NAI um Verteilernetze handelt, könnten die griechischen Behörden, falls das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten nicht zur erfolgreichen Genehmigung der neuen Kapazitäten für die isolierten Netze auf den NAI führt, stattdessen in Erwägung ziehen, die Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 3 der Richtlinie 2009/72/EG auch für neue kleine konventionelle Kapazitäten in Anspruch zu nehmen. Diese neuen kleinen konventionellen Kapazitäten können beispielsweise vorübergehende Kapazitäten umfassen, die langfristig ohne dauerhafte Zuordnung zu einem bestimmten Standort zur Verfügung gestellt werden können.
4.3.2. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für Kreta gelten.
(53)
Wie oben ausgeführt wurde, handelt es sich mit Ausnahme von Kreta, das ein kleines, isoliertes Netze ist, bei allen NAI um isolierte Kleinstnetze.
(54)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für Kreta nicht gewährt werden.
4.3.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III erstreckt sich nicht auf erneuerbare Energien und KWK-Anlagen.
(55)
Im Antrag wird nicht ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die beantragte Ausnahme nur konventionelle Anlagen betrifft.
(56)
In Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 wird jedoch Strom, der durch den Einsatz erneuerbarer Energien, durch hocheffiziente KWK oder Hybridanlagen und Selbsterzeuger erzeugt wird, aus dem Geltungsbereich der ausschließlichen Erzeugungsgenehmigung, die der PPC möglicherweise erteilt wird, ausdrücklich ausgeschlossen. Dasselbe ergibt sich aus Artikel 225 des NAI-Kodex.
(57)
Darüber hinaus wird in der Begründung auf erhebliche Probleme mit dem Betrieb von lediglich konventionellen Kraftwerken Bezug genommen. Es wird argumentiert, dass diese Kraftwerke unter anderem aufgrund der stärkeren Verbreitung erneuerbarer Energien mit erheblichen Problemen konfrontiert sind.
(58)
Selbst wenn im Antrag um eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für andere als konventionelle Kraftwerke ersucht würde, könnte eine Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.3.4. Die Ausnahme für die Genehmigung der Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität kann gewährt werden.
(59)
In Anbetracht der oben genannten erheblichen Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb kleiner, isolierter Netze kann eine Ausnahme für die Genehmigung bestehender konventioneller Kapazitäten gewährt werden, soweit die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden konventionellen Kapazitäten betroffen sind. Eine solche Genehmigung kann der PPC unmittelbar erteilt werden.
(60)
Für die Zwecke dieser Ausnahme
a)
umfassen die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten Vorhaben für den Bau von konventionellen Erzeugungskapazitäten, für die bereits eine Genehmigung der ERB erteilt wurde und die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieses Beschlusses nicht aufgehoben war;
b)
gilt der vollständige Rückbau der Haupterzeugungserzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage als Bau neuer Kapazitäten;
c)
bedeutet die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten.
(61)
Allerdings gibt es keine Gründe für eine Ausnahme von den in Artikel 7 Absatz 2 der Richtlinie 2009/72/EG festgelegten Kriterien und Bedingungen, nach denen der PPC eine Genehmigung erteilt wird.
(62)
Falls die Genehmigung der PPC direkt erteilt wird, müssen zudem in den Bedingungen die Verpflichtungen in Bezug auf den Zeitpunkt, bis zu dem das genehmigte konventionelle Kraftwerke voll funktionsfähig sein muss, festgelegt werden und Bestimmungen vorgesehen werden, die eine umfassende und wirksame Einhaltung dieser Verpflichtungen sicherstellen. Nach ihrem Ablauf kann eine solche direkte Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, jedoch nur wenn sie aus Gründen abgelaufen ist, die die PPC nicht zu verantworten hat. Nach ihrem Ablauf sollte die ERB ein Genehmigungsverfahren organisieren, das in vollem Umfang mit Artikel 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG übereinstimmt und daher die Beteiligung Dritter vorsieht.
4.3.5. Die Ausnahme kann sich nicht auf die Ausschreibung neuer Kapazitäten erstrecken.
(63)
Eine Ausschreibung im Sinne des Artikels 8 der Richtlinie 2009/72/EG betrifft per Definition noch zu bauende und zu genehmigende Kapazitäten, bei denen es sich somit um neue Kapazitäten handelt.
(64)
Aus den bereits oben dargelegten Gründen sollte eine Ausnahme für neue Kapazitäten nicht gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
4.4. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL VIII
4.4.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 32 über den Zugang Dritter.
(65)
Der Antrag betrifft die Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 32 in Bezug auf den Netzzugang Dritter („TPA“) umfasst.
(66)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 32 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht, und es werden auch keine Gründe für eine solche Ausnahme angeführt. Mit dem Gesetz 4001/2011 und dem NAI-Kodex wurde die DEDDIE jedoch verpflichtet, Dritten einen diskriminierungsfreien Zugang zu dem von DEDDIE betriebenen Verteilernetz zu gewähren (siehe Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011). Daher kann eine solche Ausnahme nicht gewährt werden.
4.4.2. Ausnahme von Artikel 33 über Marktöffnung und Gegenseitigkeit
4.4.2.1. Keine Gründe für eine dauerhafte Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG
(67)
Im Antrag wird im Kern geltend gemacht, dass die PPC weiterhin der einzige Versorger sein sollte, der eine Genehmigung für die Versorgung von Kunden auf den NAI hat. Dies wird damit begründet, dass die Entwicklung der Infrastruktur, die für den Betrieb und die Überwachung des Strommarktes in isolierten Kleinstnetzen sowie für die Öffnung für Drittanbieter notwendig ist, für den Betreiber auf den NAI mit Betriebskosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher durch die Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(68)
Wie aus der Stellungnahme der ERB hervorgeht, soll durch die Infrastruktur auf den NAI sichergestellt werden, dass die GWV für NAI im Einklang mit bestehendem Recht auf transparente, nicht diskriminierende und überprüfbare Weise verwaltet werden können. Darüber hinaus ist die Infrastruktur für den Betrieb der isolierten Netze der NAI technisch und wirtschaftlich notwendig. Da die Infrastruktur unabhängig von der Zahl der Anbieter, die über eine Zulassung auf den NAI verfügen, in jedem Fall notwendig ist, um diesen Anforderungen zu genügen, hat eine Marktöffnung keine höheren Infrastrukturkosten zu Folge.
(69)
Selbst wenn eine ähnliche Infrastruktur erforderlich ist, steht die Marktöffnung in keinem unmittelbaren Zusammenhang mit dem technischen Betrieb der isolierten Netze oder mit den GWV für NAI, da kein Kausalzusammenhang besteht zwischen dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb dieser isolierten Netze und der Umsetzung der GWV für NAI gemäß den einschlägigen rechtlichen Anforderungen einerseits und andererseits der Frage, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung der Stromverbraucher auf den NAI zugelassen sind.
(70)
Es trifft zu, dass die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden müssen, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV für NAI entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird. Allerdings ist die Ermittlung der Produktionskosten auf den NAI für die Bestimmung der finanziellen Entschädigung für die GWV für NAI unabhängig von der Zahl der auf den NAI tätigen Versorger ohnehin notwendig.
(71)
Die einzige zusätzliche Anforderung hinsichtlich der Marktöffnung besteht darin, die jeweiligen Anteile an der Entschädigung für die GWV für NAI an die Versorger entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufzuteilen. Selbst die damit zusammenhängenden Kundendaten, insbesondere Messdaten, sind unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung von Kunden auf NAI zugelassen sind, notwendig.
(72)
Daher setzt die Entschädigung der Versorger für die GWV für NAI lediglich die Fähigkeit voraus, die Messdaten der Kunden einem bestimmten zugelassenen Versorger zuzuordnen; dabei handelt es sich in erster Linie um einen administrativen Vorgang, der auf Informationen beruht, die in Gänze oder zu einem erheblichen Teil unabhängig davon erhoben werden, ob eine Marktöffnung auf den NAI besteht oder nicht. Zudem ist diese Zuordenbarkeit eine Vorbedingung für das ordnungsgemäße Funktionieren eines jeden Stromversorgungsmarktes. Solche Kosten können daher nicht als Grund für eine Ausnahme hinsichtlich der Marktöffnung akzeptiert werden, da sie weder speziell mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen noch mit einem erheblichen Problem bei deren Betrieb verbunden sind.
(73)
Wichtig ist der Hinweis, dass die Erstellung von Registern für die Zuordnung der Messinformationen zu den Versorgern Teil der zu schaffenden Infrastruktur ist. Wenngleich die Schaffung der vollständigen geplanten Infrastruktur den optimalen Betrieb isolierter Stromnetze erleichtern wird, ist die vollumfängliche Vornahme der damit verbundenen Investitionen keine notwendige Voraussetzung für eine Marktöffnung.
(74)
Die Tatsache, dass bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Produktionskosten pro NAI möglicherweise große Unterschiede bestehen, ist unerheblich. Selbst wenn solche Unterschiede auftreten, so betreffen sie die Kosten für die Stromerzeugung innerhalb der isolierten Netze der NAI. Die Ermittlung dieses Betrags ist bereits eine Voraussetzung dafür, dass die GWV für NAI gemäß den rechtlichen Anforderungen verwaltet werden, außerdem wird sie in keiner Weise durch die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassenen Versorger beeinflusst. Da die Verwaltung der GWV für NAI bereits auf einem getrennten monatlichen System für jedes isolierte Netz beruht, ist es schwer vorstellbar, dass große jährliche Schwankungen pro NAI zu konkreten Problemen führen können.
(75)
Aus dem Vorstehenden ergibt sich, dass die Zahl der Versorger, die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassen sind, weder mit dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb der isolierten Netze noch mit der im Einklang mit den einschlägigen rechtlichen Anforderungen erfolgenden Umsetzung der GWV für NAI untrennbar verbunden ist.
(76)
Im Übrigen ist anzumerken, dass eine Marktöffnung Vorteile mit sich bringt, die die etwaigen Kosten einer Marktöffnung übersteigen. Die ERB weist darauf hin, dass alternative Versorger auf den NAI den Kunden auf den NAI wesentliche zusätzliche Vorteile anbieten könnten, indem sie die Stromversorgung mit anderen Dienstleistungen kombinieren.
(77)
Folglich sollte dem Antrag auf eine unbefristete Ausnahme von Artikel 33 nicht stattgegeben werden.
4.4.2.2. Zeitliche Begrenzung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG bei einem isolierten Netz
(78)
In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen ist festzustellen, dass die Marktöffnung praktische Vorkehrungen erfordert, damit die isolierten Netze auf den NAI in völliger Übereinstimmung mit dem NAI-Kodex betrieben werden können. Praktische Probleme im Zusammenhang mit der Marktöffnung können darin bestehen, dass die für die Zuordnung der Messstellen und der Messdaten zu den Versorgen erforderlichen Register nicht verfügbar sind oder die optimale Konfiguration der Infrastruktur noch nicht vorhanden ist. Daher kann die Erteilung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG, die zeitlich begrenzt ist, in Betracht gezogen werden.
(79)
Bei der Beurteilung der Dauer einer solchen Ausnahme von Kapitel VIII sind die beiden folgenden Aspekte relevant:
a)
Wie bereits ausgeführt, ist die Verfügbarkeit eines Registers über die NAI, das die Zuordnung der Messdaten zu einem bestimmten Versorger ermöglicht, die wichtigste Voraussetzung für die Marktöffnung auf den NAI. Nach Artikel 327 Absatz 4 muss das dafür erforderliche Register spätestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex fertiggestellt sein. Die Verfügbarkeit des Registers ist eine notwendige praktische Voraussetzung für die Marktöffnung.
b)
Die vollständige Durchführung des Investitionsprogramms für die auf den NAI zu installierende Infrastruktur würde die praktische Umsetzung der Marktöffnung auf den NAI sicherlich erleichtern. Dies ist jedoch keine notwendige Voraussetzung. Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex enthält einen Zeitplan, nach dem alle derzeitigen NAI spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex mit der auf den NAI zu installierenden zusätzlichen Infrastruktur ausgerüstet werden sollen.
(80)
Daher sollte eine Ausnahme von der Marktöffnung für mindestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex gewährt werden, d. h. bis zum 17. Februar 2016, damit die Register, die eine notwendige Voraussetzung für die Marktöffnung sind, eingerichtet werden können. Da die vollständige Infrastruktur spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex installiert werden muss, sollte die Geltungsdauer der Ausnahme auf jeden Fall auf 5 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex begrenzt werden, d. h. für jedes der isolierten Netze der NAI bis zum 17. Februar 2019. Da die Ausnahme sich jedoch nur dann rechtfertigen lässt, wenn erhebliche und konkrete Probleme hinsichtlich der Marktöffnung weiterbestehen, die direkt damit zusammenhängen, dass das Programm für Infrastrukturinvestitionen auf den NAI nicht zum Abschluss gebracht wurde, sollte regelmäßig überprüft werden, ob diese Probleme in einem bestimmten isolierten Netz der NAI fortbestehen. Bei einer solchen Überprüfung sollte ein von den zuständigen griechischen Behörden genehmigter Investitionsplan der DEDDIE für den Aufbau der erforderlichen Infrastruktur auf den NAI als Benchmark verwendet werden. Dieser Plan sollte daher bis zum 17. Februar 2015 fertiggestellt und genehmigt sein.
(81)
Um die Marktöffnung nicht unnötig zu verzögern, sollte der Infrastrukturinvestitionsplan der DEDDIE von der ERB genehmigt werden; in ihm sollte den isolierten Netzen von Kreta und Rhodos Vorrang eingeräumt werden, da dies die NAI mit der größten Bevölkerung sind.
(82)
Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 sollte die DEDDIE einen von der ERB zu genehmigenden Bericht mit Angaben dazu erstellen, weshalb in einem bestimmten isolierten Netz der NAI noch keine Marktöffnung erfolgt ist. Dieser Bericht sollte veröffentlicht und der Kommission mitgeteilt werden.
4.4.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 34.
(83)
Der Antrag betrifft eine Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von Artikel 34 in Bezug auf Direktleitungen im Sinne des Artikels 2 Nummer 15 der Richtlinie 2009/72/EG umfasst.
(84)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht.
(85)
Daher sollte, selbst wenn der Antrag so zu verstehen ist, dass um eine Ausnahme von Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG ersucht wird, eine solche Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.4.4. Verbindungsleitungen - Anwendung der Ausnahme von den Kapiteln III und VIII
(86)
Die vorliegende Ausnahme betrifft isolierte Kleinstnetze, die sich gerade dadurch auszeichnen, dass sie gar nicht oder, wie im Fall von kleinen, isolierten Netzen, nur sehr eingeschränkt mit anderen Stromnetzen verbunden sind.
(87)
Allerdings ist Folgendes anzumerken:
a)
Laut dem vor kurzem verabschiedeten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan des griechischen Übertragungsnetzbetreibers ADMIE S.A. (unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber) („ADMIE“) soll der Verbundanschluss der Kykladen bis 2018 in drei Phasen abgeschlossen werden, wobei bestimmte Kykladen deutlich früher an das griechische Verbundnetz angebunden werden.
b)
Außerdem soll der Anschluss von Kreta an das Verbundnetz bis 2020 abgeschlossen sein. Die einschlägigen Teile des Projekts für die ersten drei Jahre wurden in den 2013 genehmigten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan der ADMIE aufgenommen. Der endgültige Plan muss noch in den 2014 zu genehmigenden endgültigen Zehnjahres-Netzentwicklungsplan eingebaut werden.
(88)
Es muss ausdrücklich festgelegt werden, dass die vorliegende Ausnahme für ein bestimmtes isoliertes Netz automatisch endet, sobald eine Verbindungsleitung zwischen einem bestimmten isolierten Netz und dem griechischen Verbundnetz in vollem Umfang einsatzfähig ist.
(89)
Das Unternehmen DEDDIE steht trotz seiner rechtlichen und funktionalen Entflechtung zu 100 % im Eigentum der PPC. Anders als ein Verteilernetzbetreiber im Sinne der Richtlinie 2009/72/EG nimmt die DEDDIE auch umfassende Aufgaben im Bereich des Betriebs der isolierten Netze der NAI und der Stromerzeugung auf den NAI, einschließlich der im Eigentum der PPC befindlichen konventionellen Stromerzeugungskapazitäten, wahr und hat somit Einfluss auf die Erlöse. Wie oben dargelegt, hat der Anschluss an das Verbundnetz Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der derzeit innerhalb der isolierten Netze auf den NAI installierten Kraftwerke.
(90)
Ausnahmen sollten nur gewährt werden, wenn sie verhältnismäßig sind und nicht über das unbedingt erforderliche Maß hinausgehen. Daher müssen in Bezug auf Entscheidungen über den Anschluss der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz klare Anreize und Transparenz gegeben sein.
(91)
Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 sieht Folgendes vor:
„ADMIE SA legt bis zum 31. März eines jeden Jahres der ERB einen Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes vor […]. Der Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes muss insbesondere: […] c) eine technische und finanzielle Kosten-Nutzen-Analyse für wichtige Übertragungsnetze enthalten […], insbesondere für […] Verbindungsleitungen zwischen den Inseln und dem Übertragungsnetz, einschließlich eines Zeitrahmens, geschätzter Cash-Flow- und Finanzierungsanforderungen für sämtliche Investitionsprojekte.“
(92)
Um sicherzustellen, dass klare Anreize und Transparenz bei den Beschlüssen über die Anbindung der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz gegeben sind, sollten die griechischen Behörden sicherstellen, dass:
a)
bei der Genehmigung oder Ausschreibung bestehender oder neuer Kapazitäten für ein isoliertes Netz auf einer NAI die ADMIE, DEDDIE und ERB systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine solche Genehmigung für bestehende oder neue Kapazitäten sollte verweigert werden, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten sollten sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI.
b)
in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. In ihr sollten insbesondere Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen nicht berücksichtigt werden.
c)
die ERB zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlicht. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, wird die ERB von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung sollte gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden.
d)
die ERB eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzt. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der von der ERB festgelegten Frist gebaut wird, sollte Schadenersatz für die nicht realisierten Kosteneinsparungen geltend gemacht werden.
4.5. DAUER
(93)
Der Sachverhalt, auf dem diese Ausnahme beruht, muss überprüft werden, insbesondere nach der geplanten Fertigstellung des Anschlusses bestimmter isolierter Netze an das Verbundnetz und nach Ablauf der Fristen für die Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 des NAI-Kodex.
(94)
Jede Ausnahme sollte daher bis zum 1. Januar 2021 gelten.
4.6. RÜCKWIRKUNG
(95)
Wie bereits erwähnt, wurde mit dem Antrag vom 17. Januar 2012 der 2003 eingereichte Erstantrag erneuert.
(96)
Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG, die durch die Richtlinie 2009/72/EG aufgehobenen wurde, enthielt auch Bestimmungen, nach denen die Mitgliedstaaten im Falle erheblicher Probleme mit dem Betrieb von kleinen, isolierten Netzen und isolierten Kleinstnetzen Ausnahmen von einigen Bestimmungen dieser Richtlinie beantragen konnten. Gemäß Artikel 48 der Richtlinie 2009/72/EG gelten Bezugnahmen auf den aufgehobenen Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG als Bezugnahmen auf Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG.
(97)
Die Definitionen der Begriffe „kleines, isoliertes Netz“ und „isoliertes Kleinstnetz“ in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2003/54/EG sind identisch mit denen in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2009/72/EG.
(98)
Beide Definitionen beziehen sich auf die Stromnachfrage in isolierten Netzen im Jahr 1996, und die Bezugnahme hat sich nicht geändert. Überdies war Kreta weder 2003 noch 2012 an das griechische Verbundnetz angeschlossen und wird dies zu dem Zeitpunkt, zu dem die vorliegende Ausnahme wirksam wird, auch nicht sein.
(99)
Alle isolierten Kleinstnetze und kleinen, isolierten Netze, die im Antrag als isolierte Kleinstnetze oder kleine, isolierte Netz eingestuft waren, waren folglich zum Zeitpunkt der Erstantragstellung als solche zu betrachten und werden zum Zeitpunkt des Wirksamwerdens der vorliegenden Ausnahme als solche betrachtet werden.
(100)
Daher sind hinsichtlich der kleinen, isolierten Netze und der isolierten Kleinstnetze, die für eine Ausnahme gemäß der Richtlinie 2003/54/EG und der Richtlinie 2009/72/EG in Betracht kommen, keine rechtlichen oder tatsächlichen Änderungen eingetreten.
(101)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel III dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und für die Ausschreibung neuer Kapazitäten.
(102)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel VII dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
(103)
Hätte die Kommission eine Ausnahme auf den ursprünglichen Antrag hin gewährt, so hätte sie dafür die gleichen Bedingungen wie in der vorliegenden Ausnahme nach der Richtlinie 2009/72/EG vorsehen können.
(104)
Zudem haben sich die tatsächlichen Umstände seit 2003 nicht geändert. Die geografische Lage der NAI, die wirtschaftlichen Faktoren, die für den Betrieb der Stromnetze innerhalb der isolierten Netze der NAI maßgeblich sind, und die Art der erheblichen Probleme, die mit dem Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb der isolierten Netze der NAI verbunden sind, sind seit 2003 im Wesentlichen unverändert.
(105)
Der erste Antrag war seit dem Jahr 2003 anhängig. Die Untätigkeit der Kommission sollte nicht zu Lasten der Hellenischen Republik gehen. Die Hellenische Republik ist ihren Verpflichtungen aus Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG und Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG nachgekommen und hat einen ordnungsgemäß begründeten Antrag auf eine Ausnahme für die isolierten Netze auf den NAI gemäß diesen Artikeln gestellt.
(106)
Daher sollte der vorliegende Beschluss über die Ausnahme ab dem Datum der Notifizierung des ersten Antrags, d. h. ab dem 5. Dezember 2003, wirksam werden -
HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:
Artikel 1
Dieser Beschluss gilt für die in der Tabelle genannten kleinen, isolierten Netze und isolierten Kleinstnetze.
Für die Zwecke dieses Beschlusses ist Kreta ein kleines, isoliertes Netz, während alle anderen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze sind.
Artikel 2
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 33 der Richtlinie 2009/72/EG für kleine, isolierte Netze und für isolierte Kleinstnetze gewährt.
(2) Diese Ausnahme gilt bis zum 17. Februar 2016 oder bis zur vollständigen Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist. In jedem Fall gilt die Ausnahme ab dem 17. Februar 2019 nicht mehr.
(3) Die griechischen Behörden müssen bis zum 17. Februar 2015 einen Plan für Infrastrukturinvestitionen gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex erstellen, wobei für jedes isolierte Netz der NAI getrennt das Datum anzugeben ist, bis zu dem die Infrastruktur vollständig zu installieren ist. Dieser Plan muss Kreta und Rhodos Vorrang einräumen.
(4) Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 müssen die griechischen Behörden einen Bericht erstellen, der für jedes isolierte Netz der NAI Angaben zu Folgendem enthält: a) zur Marktöffnung, b) zum Stand der Infrastrukturinvestitionen gegenüber dem einschlägigen Plan, c) zu den weiterhin bestehenden erheblichen und konkreten Problemen bezüglich der Marktöffnung und d) dazu, ob diese Probleme der Nichtrealisierung der in Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex vorgesehenen Infrastrukturinvestitionen direkt zugeschrieben werden können.
Artikel 3
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt, wonach Genehmigungen für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazitäten in isolierten Kleinstnetzen der PPC direkt erteilt werden können.
(2) Für die Zwecke dieser Ausnahme gilt Folgendes:
a)
Die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten umfassen Vorhaben für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung von konventionellen Erzeugungsanlagen, für die zum Zeitpunkt der Notifizierung dieses Beschlusses eine von der ERB erteilte gültige Genehmigung besteht.
b)
Der vollständige Rückbau der Haupterzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage gilt nicht als vorhandene Kapazität, sondern als Bau neuer Kapazitäten.
c)
Die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten stellt eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten dar.
(3) Nach Ablauf der gemäß Absatz 1 erteilten Genehmigung kann eine solche Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, sofern die Verzögerungen auf Gründe zurückzuführen sind, die die PPC nicht zu vertreten hat.
(4) Diese Ausnahme gilt nicht mehr für gemäß Absatz 1 erteilte Genehmigungen, die abgelaufen sind oder aufgehoben wurden.
(5) Alle sonstigen Bestimmungen des Artikels 7 der Richtlinie 2009/72/EG gelten weiterhin in vollem Umfang.
(6) Diese Ausnahme gilt bis zum 1. Januar 2021.
Artikel 4
(1) Die in diesem Beschluss vorgesehenen Ausnahmen gelten für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze nicht mehr, sobald sie an das Verbundnetz angeschlossen sind.
(2) Die griechischen Behörden
a)
müssen bei der Genehmigung oder Ausschreibung neuer Kapazitäten innerhalb eines isolierten Netzes auf einer NAI systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine Genehmigung für neue Kapazitäten ist zu verweigern, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten müssen sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI;
b)
müssen sicherstellen, dass in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der geplanten Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen dürfen nicht berücksichtigt werden;
c)
müssen zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlichen. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, müssen die griechischen Behörden von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung muss gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden;
d)
müssen eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzen. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der gesetzten Frist gebaut wird, müssen die griechischen Behörden für die nicht realisierten Kosteneinsparungen Schadenersatz geltend machen.
Artikel 5
Dieser Beschluss gilt ab 5. Dezember 2003.
Artikel 6
Dieser Beschluss ist an die Hellenische Republik gerichtet.
Brüssel, den 14. August 2014