ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 14. srpna 2014,
kterým se Řecké republice povoluje výjimka z některých ustanovení směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES
(oznámeno pod číslem C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EVROPSKÁ KOMISE,
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie,
s ohledem na směrnici Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES (1), a zejména na čl. 44 odst. 1 a článek 48 uvedené směrnice,
s ohledem na žádosti předložené Řeckou republikou dne 17. ledna 2012 a 5. prosince 2003,
poté, co s touto žádostí obeznámila členské státy,
vzhledem k těmto důvodům:
1. POSTUP
(1)
Dne 17. ledna 2012 předložilo řecké Ministerstvo pro životní prostředí, energetiku a změnu klimatu (dále jen „YPEKA“) Komisi v souladu s čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES žádost (dále jen „žádost“) o výjimku z kapitoly III a VIII směrnice 2009/72/ES pro některé řecké ostrovy, které nejsou propojeny s elektroenergetickou soustavou kontinentálního Řecka (nepropojené ostrovy či „NO“).
(2)
Dne 12. září 2012 požádala Komise řecký energetický regulační orgán (dále jen „RAE“), aby se k žádosti vyjádřil. Orgán RAE na tuto žádost reagoval dne 16. listopadu 2012 (dále jen „stanovisko orgánu RAE“).
(3)
Dne 17. prosince 2013, 23. prosince 2013, 4. února 2014, 28. února 2014 a 17. března 2014 předložil orgán RAE další podklady, jimiž žádost odůvodnil.
(4)
Dne 14. března 2014 (s dodatkem zaslaným dne 20. března 2014) Komise informovala členské státy o podání žádosti podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a požádala je, aby případně předložily své připomínky do 25. března 2014. Nebyly předloženy žádné připomínky.
(5)
Ministerstvo YPEKA touto žádostí navázalo na žádost o odchylku od některých ustanovení směrnice 2003/54/ES, kterou předložilo Ministerstvo rozvoje dne 5. prosince 2003 podle čl. 26 odst. 1 směrnice Evropského parlamentu a Rady 2003/54/ES (2) (dále jen „původní žádost“). Ačkoli byly provedeny předběžné úkony k prošetření původní žádosti, nebyla odchylka podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES udělena ani zamítnuta.
2. ŽÁDOST PŘEDLOŽENÁ MINISTERSTVEM YPEKA
2.1. ROZSAH POŽADOVANÉ VÝJIMKY
(6)
Předmětem žádosti je výjimka z kapitol III a VIII směrnice 2009/72/ES.
(7)
Kapitola III směrnice 2009/72/ES pojednává o povolovacím řízení a výběrovém řízení na nové kapacity. Kapitola VIII se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
2.2. STÁVAJÍCÍ ORGANIZACE ELEKTRICKÉ SOUSTAVY NA NEPROPOJENÝCH OSTROVECH
(8)
Řecké trhy s energií jsou upraveny především řeckým zákonem č. 4001/2011, jenž provádí směrnici 2009/72/ES do vnitrostátního práva. Zákon č. 4001/2011 vstoupil v platnost dne 22. srpna 2011.
(9)
Provozovatelem řecké distribuční soustavy je společnost DEDDIE SA (dále jen „DEDDIE“), jejímž výhradním vlastníkem je společnost Public Power Corporation (dále jen „PPC“), zavedený řecký výrobce a dodavatel elektřiny, od nějž je však po právní a funkční stránce oddělena. Vlastníkem aktiv tvořících síť a provozovaných společností DEDDIE je společnost PPC.
(10)
Podle článku 127 zákona č. 4001/2011 je společnost DEDDIE odpovědná za rozvoj, provozování a údržbu řecké distribuční soustavy elektřiny, což zahrnuje i distribuční soustavu elektřiny na nepropojených ostrovech.
(11)
Společnost DEDDIE navíc nese odpovědnost i za provozování elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech. Mezi tyto úkoly patří: i) vypracovat plán rozvoje výroby elektřiny pro izolované mikrosoustavy, včetně programu jejich propojení s ostatními nepropojenými ostrovy, ii) zajistit, aby v nezbytných zónách bylo možné instalovat nové výrobní kapacity, rozšířit stávající kapacity nebo složky dodávek a rozšířit řeckou distribuční soustavu elektřiny na nepropojené ostrovy a izolované mikrosoustavy, iii) uzavřít smlouvy s držiteli licencí, které by upravovaly dodávky elektřiny do této soustavy a z této soustavy, poskytování pomocných služeb pro distribuční soustavy na nepropojených ostrovech a odměňování výrobců elektřiny, poplatky účtované zákazníkům a dodavatelům za poskytnutou elektřinu a další příjmy a výdaje na zvláštních účtech, např. účtech určených pro odměňování povinností veřejné služby.
(12)
Ustanovení čl. 137 odst. 1 zákona č. 4001/2011 stanoví, že všichni spotřebitelé elektřiny jsou považováni za oprávněné zákazníky, s výjimkou spotřebitelů usazených v izolovaných mikrosoustavách v souladu s článkem 139 uvedeného zákona.
(13)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„S výjimkou případů, kdy je elektřina vyráběna z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i v případě zařízení pro vlastní spotřebu, byla-li v souladu s ustanoveními článku 139 povolena výjimka, je licence k výrobě elektřiny v souladu s určitými nařízeními o udělování licencí udělena pouze společnosti PPC SA. Společnost PPC SA je odpovědná za nepřerušenou dodávku elektřiny do izolovaných mikrosoustav, k čemuž obdrží licenci, jakož i za zabezpečení dlouhodobého finančního provozování elektroenergetické soustavy na těchto ostrovech.“
(14)
Článek 134 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„Aniž jsou dotčena ustanovení článku 139 uvedeného zákona, jsou licence k dodávkám elektřiny do izolovaných mikrosoustav v souladu s požadavky nařízení o udělování licencí uděleny výhradně společnosti PPC SA. Neoprávněným zákazníkům musí společnost PPC SA dodávat elektřinu na žádost.“
(15)
Podle článku 139 zákona č. 4001/2011 lze v souladu s ustanoveními článku 44 směrnice 2009/72/ES povolovat výjimky z ustanovení uvedeného zákona.
(16)
Ministerské rozhodnutí č. PD5/EL/B/F IB/12924 přijaté podle článku 28 řeckého zákona č. 3426/2005 stanoví, že dodávky elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech ze strany kteréhokoli výrobce elektřiny představují povinnost veřejné služby (dále jen „povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech“) v obecném hospodářském zájmu. Z důvodu sociální soudržnosti musí dodavatelé elektřiny na nepropojených ostrovech poskytovat elektřinu za cenu, která podle kategorie spotřebitelů odpovídá ceně elektřiny v řecké propojené soustavě.
(17)
Článek 52 řeckého zákona č. 4001/2011 stanoví, že zákazníci na nepropojených ostrovech mají nárok na zvláštní služby jak z hlediska ceny a kvality a bezpečnosti dodávek, tak i transparentnosti smluvních podmínek. Poskytovatelé zajišťující povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech obdrží za plnění této povinnosti finanční náhradu, jejíž výpočet je prováděn na základě metodiky stanovené orgánem RAE v jeho rozhodnutí č. 24/2014 (3). Tato metodika vychází z rozdílu mezi celkovými výrobními náklady na nepropojených ostrovech (pevnými i proměnnými) a celkovou tržní cenou, kterou dodavatelé v propojené soustavě hradí (mezní náklady v soustavě plus všechny další mechanismy v řecké propojené soustavě). Výpočet náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech se provádí měsíčně a pro soustavu každého samostatného ostrova a podléhá kontrole ze strany orgánu RAE. Tato náhrada je financována z daně uložené všem zákazníkům, včetně zákazníků na nepropojených ostrovech. (4) Mechanismus plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech spravuje společnost LAGIE, řecký subjekt ve vlastnictví státu působící na trhu. V ministerském rozhodnutí D5-EL/B/F1/oik.27547 z prosince 2011 (5), jež vychází z ustanovení čl. 55 odst. 3 zákona č. 4001/2011, se stanoví, že povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mají nabízet všichni dodavatelé, tudíž všichni dodavatelé jsou způsobilí pro náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech.
(18)
Sekundární právní předpisy podrobněji upravují dodávky a výrobu elektrické energie na nepropojených ostrovech. Orgán RAE přijal ve svém rozhodnutí č. 39/2014 ze dne 28. ledna 2014 konkrétně Kodex pro řízení elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech („kodex pro nepropojené ostrovy“), jenž upravuje celou řadu aspektů týkajících se provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech, včetně otevírání trhu a realizace sjednaných tržních transakcí a výroby elektřiny. Tento kodex vstoupil v platnost dnem zveřejnění, tj. 17. února 2014.
2.3. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM IZOLOVANÝCH SOUSTAV
(19)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s provozováním řeckých izolovaných elektroenergetických soustav:
a)
velmi kolísavá poptávka po elektřině v izolovaných mikrosoustavách, jež je dána i) úlohou cestovního ruchu v hospodářském rozvoji ostrovů a ii) rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie.
Tyto faktory mají negativní vliv jak na faktor zatížení tepelné či tradiční výrobní kapacity, tak i na možnost navrácení nákladů na investice do této výrobní kapacity;
b)
velmi rozmanité povětrnostní podmínky na ostrovech, jež ovlivňují poptávku a způsobují výpadky soustav pro výrobu elektřiny, což vyžaduje značné rezervy.
(20)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s rozvojem tradiční výroby elektřiny v řeckých malých izolovaných elektroenergetických soustavách:
a)
problém či dokonce nemožnost nalézt vhodné lokality pro výstavbu nových tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách, a to především z důvodu nesouhlasu veřejnosti;
b)
malá rozloha nepropojených ostrovů, v důsledku čehož dochází kvůli nepředvídatelným investicím spotřebitelů elektřiny (jako jsou rozlehlé turistické komplexy či přístavní zařízení pro turistické lodě) k velkým změnám v dlouhodobém plánování rozvoje výroby tepelné energie, což vyžaduje, aby reakce na poptávku po elektřině byla účelná a flexibilní;
c)
předpokládá se, že poptávka po elektřině v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech se bude do roku 2017 každoročně zvyšovat o 2 %. Ačkoli již byla společnosti PPC udělena povolení k instalaci dodatečné požadované kapacity a tato instalace již byla naplánována (a předpokládá se, že do roku 2017 pokryje poptávku všech nepropojených ostrovů a zajistí i nezbytné rozpětí rezerv), nebylo vždy možné dodržet časový plán;
d)
malý objem zatížení, velmi kolísavé zatížení a rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie ve většině izolovaných mikrosoustav omezují dostupná technologická řešení tradiční výroby elektřiny a zužují možnost volby malých elektráren využívajících těžké oleje s nízkým obsahem síry či lehké oleje;
e)
postupy zadávání zakázek na novou výrobu elektřiny jsou časově náročné. Od udělení povolení k zahájení provozu elektráren obvykle uplyne dva a půl až tři roky;
f)
vypracování plánů na výstavbu propojovacích vedení mezi řeckou propojenou soustavou a izolovanými mikrosoustavami na nepropojených ostrovech oslabuje zájem o investice do tradiční výrobní kapacity na těchto ostrovech. Projekty propojovacích vedení s Kykladami a Krétou jsou již naplánovány.
(21)
Z toho důvodu je nezbytné uchylovat se pravidelně k nouzovým řešením, např. k zapůjčení mobilních naftových generátorů elektrického proudu či plynových turbín. Nutnost vydávat případ od případu povolení pro zajištění výroby elektřiny v nouzových situacích je nežádoucí, neboť je spojena s nehospodárným zapůjčením vybavení, místo aby toto vybavení bylo zakoupeno. V žádosti je uvedeno několik příkladů, kdy bylo v důsledku nepředvídaných událostí nezbytné dlouhodoběji využívat mobilní generátory elektrického proudu.
(22)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s otevíráním trhu v izolovaných elektroenergetických soustavách na nepropojených ostrovech:
a)
aby bylo možné otevřít trh, bude nezbytné vyprojektovat a instalovat v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech zvláštní infrastrukturu. Tato infrastruktura bude vyžadovat instalaci kontrolních středisek, jejichž úkolem bude řídit: i) každodenní rozvrh výroby, a ii) realizaci sjednaných tržních transakcí v každé izolované soustavě tím, že se výrobní náklady v každé izolované soustavě rozdělí mezi dodavatele, kteří zde působí.
Nezbytná infrastruktura je nákladná a náklady ponesou spotřebitelé;
b)
z důvodu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech jsou maloobchodní ceny elektřiny pro každou kategorii spotřebitelů na celém řeckém území stejné. Náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, tudíž musí být dodavatelům působícím na těchto ostrovech uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům.
Uvádí se, že mechanismus realizace sjednaných tržních transakcí by byl z důvodu velmi rozmanitých hodnot průměrných ročních proměnných výrobních nákladů na jeden nepropojený ostrov složitý.
(23)
Ministerstvo YPEKA se tudíž domnívá, že s rozvojem nezbytné infrastruktury pro fungování trhu s elektrickou energií a dozor nad ním ve spojitosti s otevřením trhu v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech jsou spojeny náklady, které převažují nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(24)
V žádosti není uvedeno datum, k němuž by požadovaná výjimka ztratila platnost.
3. STANOVISKO ORGÁNU RAE
3.1. ROZSAH VÝJIMKY
3.1.1. Výjimka z kapitoly III směrnice 2009/72/ES
(25)
Orgán RAE se domnívá, že výjimka z kapitoly III podle čl. 44 odst. 1 by se neměla týkat instalace nových energetických kapacit, které lze rozvíjet v izolované soustavě, nýbrž pouze rekonstrukce, modernizace či rozšíření stávající výrobní kapacity. Stávající výrobní kapacitu tvoří elektrárny, které jsou na nepropojených ostrovech již v provozu nebo ve fázi výstavby. Každá nová elektrárna instalovaná na těchto ostrovech se považuje za novou výrobní kapacitu.
(26)
Orgán RAE konstatuje, že v průběhu posledních dvou desetiletí projevovali nezávislí výrobci elektřiny (tj. jiní než společnost PPC) značný zájem o rozvoj obnovitelných zdrojů energie a elektráren pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie ve všech izolovaných mikrosoustavách. Pokud jde o obnovitelné zdroje energie a kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie, neměl by být přístup třetích stran k elektroenergetickým soustavám všech nepropojených ostrovů omezován.
(27)
Orgán RAE konstatuje, že za předpokladu, že budou splněny určité podmínky, nebude bránit povolení výjimky pro účely uvedení nových tradičních elektráren do provozu. Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES však neumožňuje povolit výjimku pro nové kapacity.
(28)
Orgán RAE se domnívá, že důvodem pro rozšíření kapacit stávajících tradičních elektráren je především krátkodobý nedostatek kapacit na nepropojených ostrovech, jenž je důsledkem neočekávaných škod vzniklých na stávajících kapacitách či opožděné instalace nových kapacit, a zejména pak v průběhu období, kdy je vysoká poptávka po elektrické energii (např. v letní sezóně). Takové rozšíření je podle článku 8 směrnice 2009/72/ES předmětem otevřeného výběrového řízení. Tento postup je časově náročný a v případě nouzových situací, jež vyžadují naléhavé řešení, nevyhovující.
(29)
Orgán RAE souhlasí s tím, aby společnost PPC nesla odpovědnost za takové nouzové situace. Vzhledem k tomu, že společnost PPC je schopna přesouvat mobilní tradiční bloky z ostrovů, na nichž je přebytek kapacit, na ostrovy, na nichž je nedostatek kapacit, mohlo by se jednat i o nejhospodárnější řešení.
(30)
Orgán RAE zdůrazňuje, že u každé výjimky musí být možné určit příslušný postup udělování povolení pro případ nouzových situací, a zejména pak, která kritéria uvedená v článku 7 směrnice 2009/72/ES musí být příslušnými orgány vydávajícími povolení přezkoumána.
(31)
Orgán RAE se domnívá, že výjimku je třeba povolit na omezenou dobu, například maximálně na 10 let.
3.1.2. Výjimka z kapitoly VIII uvedené směrnice
(32)
Podle orgánu RAE jsou dodávky elektřiny na nepropojených ostrovech v praxi spojeny s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech a náhradou za plnění této povinnosti, neboť i) náklady na výrobu elektřiny na těchto ostrovech jsou podstatně vyšší než v kontinentálním Řecku a ii) Řecká republika na celém svém území vyžaduje jednotnou tvorbu cen podle kategorie spotřebitelů.
(33)
V kodexu pro nepropojené ostrovy se předpokládá, že na těchto ostrovech budou instalovány měřicí přístroje a záznamová zařízení pro účely jednohodinového měření, vytvořena střediska pro hospodaření s energií a kontrolu a zavedeny systémy informačních technologií pro sledování a související činnosti. Orgán RAE považuje tuto infrastrukturu za nezbytnou, aby:
a)
se zajistilo, že náklady na plnění povinnosti veřejné služby jsou transparentní, nediskriminační a ověřitelné;
b)
se zajistilo náležité provozování a řádné řízení elektroenergetických soustav s cílem dosáhnout co nejhospodárnějšího provozního režimu, a tím i výraznějšího snížení poplatků spojených s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech, které hradí spotřebitelé energie;
c)
se dosáhlo většího podílu obnovitelných zdrojů energie a kombinované výroby tepla a elektrické energie, včetně technologií v oblasti obnovitelných zdrojů energie se složitými a zvláštními nároky na řízení, jako jsou např. obnovitelné zdroje energie s možností skladování energie, solární elektrárny atd.;
d)
se zaručila nezbytná transparentnost, pokud jde o řízení izolovaných soustav, čímž se zajistí nediskriminační zacházení se všemi účastníky trhu, a zejména pak výrobci.
(34)
Orgán RAE je tudíž toho názoru, že bez ohledu na to, zda povolení k vykonávání činnosti v rámci izolované mikrosoustavy má jeden či více dodavatelů, musí být tato infrastruktura v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech instalována.
(35)
Předpokládá se, že odhadované náklady na instalaci této infrastruktury se budou pohybovat v rozmezí 20 až 30 milionů EUR pro všechny nepropojené ostrovy, včetně Kréty a Rhodu. Orgán RAE považuje tuto částku za rozumnou, zejména vzhledem k očekávaným přínosům, tj. zajištění transparentnosti a ověřování v souvislosti s plněním povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, jakož i řádné a kontrolované provozování izolovaných elektroenergetických soustav.
(36)
Na rozdíl od ministerstva YPEKA se orgán RAE domnívá, že udělení povolení více než jednomu dodavateli, který má vykonávat svou činnost v dané izolované soustavě na nepropojených ostrovech, nebude znamenat žádné značné dodatečné náklady na požadovanou infrastrukturu, neboť tato infrastruktura je tak jako tak nezbytná pro každodenní rozvrh výroby u výrobních bloků umístěných na nepropojených ostrovech, realizaci sjednaných tržních transakcí a plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech.
(37)
Orgán RAE se dále domnívá, že dodatečné významné přínosy pro spotřebitele na nepropojených ostrovech spočívají ve skutečnosti, že zde bude působit více dodavatelů.
(38)
Orgán RAE se tudíž domnívá, že trvalé vyloučení dalších dodavatelů z trhů na nepropojených ostrovech není opodstatněné. Předpokládá se, že instalace nezbytné infrastruktury popsaná výše bude dokončena během tří až pěti let. Orgán RAE by proti případné výjimce poskytnuté výlučně pro tuto časovou lhůtu bez možnosti jakéhokoli prodloužení neměl námitky.
(39)
Orgán RAE dále konstatuje, že výjimka by v případě, že jakákoli izolovaná soustava na nepropojených ostrovech již nebude spadat do kategorie malých izolovaných soustav či izolovaných mikrosoustav, měla automaticky pozbýt platnosti. Taková situace by mohla nastat tehdy, když budou izolované soustavy na těchto ostrovech propojeny s řeckou propojenou soustavou.
4. POSUZOVÁNÍ
4.1. PRÁVNÍ ZÁKLAD ŽÁDOSTI
(40)
Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES stanoví možnost povolit výjimku z některých ustanovení uvedené směrnice, pokud se výjimka vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy.
(41)
Podle čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES se malou izolovanou soustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 3 000 GWh v roce 1996, která získává méně než 5 % své roční spotřeby elektřiny propojením s jinými soustavami.
(42)
Podle čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES se izolovanou mikrosoustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 500 GWh v roce 1996, která nemá žádné propojení s jinými soustavami.
(43)
Izolované soustavy uvedené v žádosti zahrnují jeden, popř. několik nepropojených ostrovů (viz sloupec 1 a 2 v tabulce). I když izolovanou soustavu tvoří několik nepropojených ostrovů, které jsou propojeny mezi sebou navzájem, je elektroenergetická soustava tvořená těmito vzájemně propojenými ostrovy izolovaná v tom smyslu, že není napojena na žádnou jinou elektroenergetickou soustavu.
(44)
V žádosti se uvádí, že 31 z celkem 32 izolovaných soustav jsou izolované mikrosoustavy, přičemž největší z nich je Rhodos. Izolované mikrosoustavy, jež jsou předmětem žádosti, představovaly v roce 2010 5,24 % celkového prodeje elektřiny v Řecku. Izolovaná soustava Kréty je považována za malou izolovanou soustavu. Podíl Kréty na řecké poptávce po elektřině činil v roce 2010 3,01 %.
Roční poptávka jednotlivých izolovaných soustav
Roční poptávka (MWh)
Roční poptávka v roce 1996
Název izolované soustavy
Nepropojené ostrovy, jež jsou součástí příslušné izolované soustavy
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kréta
1 562,300
2 444,543
3 014,392
2 825,132
Ano
Ne
Rhodos
Rhodos
Chalki
386,630
650,115
764,401
760,658
Ano
Ano
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156,340
281,574
351,959
352,984
Ano
Ano
Lesbos
Lesbos
153,650
259,552
308,454
288,230
Ano
Ano
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110,480
180,868
214,449
200,042
Ano
Ano
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95,340
164,761
208,206
194,740
Ano
Ano
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90,170
136,283
151,017
137,315
Ano
Ano
Syros
Syros
56,920
100,429
107,270
95,302
Ano
Ano
Thira
Thira
Thirasia
47,680
88,073
117,957
120,199
Ano
Ano
Mykonos-Délos
Mykonos-Délos
45,740
78,049
115,071
112,978
Ano
Ano
Limnos
Limnos
35,650
55,340
62,710
59,672
Ano
Ano
Karpathos
Karpathos
Kasos
26,580
30,397
37,829
36,931
Ano
Ano
Milos
Milos
Kimolos
15,460
37,331
45,819
45,402
Ano
Ano
Ikaria
Ikaria
13,110
24,359
28,845
27,613
Ano
Ano
Skyros
Skyros
9,380
14,053
16,150
14,782
Ano
Ano
Patmos
Patmos
8,770
13,988
16,738
17,020
Ano
Ano
Sifnos
Sifnos
6,540
13,180
17,966
16,521
Ano
Ano
Symi
Symi
5,250
9,819
15,054
14,662
Ano
Ano
Amorgos
Amorgos
3,840
7,284
9,816
9,072
Ano
Ano
Kythnos
Kythnos
3,610
7,089
8,309
7,991
Ano
Ano
Serifos
Serifos
2,830
6,793
8,162
7,654
Ano
Ano
Astypalea
Astypalea
2,470
5,283
6,997
6,670
Ano
Ano
Megisti
Megisti
770
1,863
2,751
3,005
Ano
Ano
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1,058
1,075
Ano
Ano
Anafi
Anafi
400
858
1,110
1,179
Ano
Ano
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ano
Ano
Erikoussa
Erikoussa
220
452
710
746
Ano
Ano
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ano
Ano
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ano
Ano
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Ano
Ano
Arki-Marathi
Arki-Marathi
0
175
248
312
Ano
Ano
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ano
Ano
(45)
V tabulce výše jsou uvedeny izolované soustavy tak, jak byly určeny v žádosti, jakož i základní informace o každé soustavě. Z těchto informací lze vyvodit, že podle objemu poptávky po elektřině v roce 1996 spadají všechny izolované soustavy s výjimkou Kréty do kategorie izolovaných mikrosoustav ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES. Pokud jde o Krétu, je třeba rovněž uvést, že vzhledem k tomu, že Kréta nebyla a dosud není propojena s žádnou jinou elektroenergetickou soustavou, byl a dosud je procentní podíl poptávky kryté prostřednictvím propojovacích vedení nulový, tj. nižší než 5 %. Kréta tudíž představuje malou izolovanou soustavu ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
(46)
Orgán RAE se k izolovaným soustavám uvedeným v žádosti ve svém stanovisku nevyjádřil.
(47)
Komise tak dospěla k závěru, že izolované soustavy uvedené ve sloupci 1 výše znázorněné tabulky jsou všechny izolovanými mikrosoustavami ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
4.2. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM TRADIČNÍCH ELEKTRÁREN V IZOLOVANÝCH MIKROSOUSTAVÁCH
(48)
Komise se domnívá, že existují zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách. Je tomu tak především z těchto důvodů:
a)
Objem zatížení, který je třeba na ostrovech zajistit, nepředpokládá výstavbu větších, účinnějších a nákladově efektivnějších tradičních elektráren, a to i z toho důvodu, že provozování izolované soustavy v rámci přijatelných bezpečnostních limitů nemůže být závislé na jediné elektrárně.
V žádné izolované mikrosoustavě nepřekročila v roce 2013 roční maximální hodnota 188,5 MW. Průměrné zatížení v době špičky a jeho medián, které činí 20,8, resp. 4,2 MW, jsou mnohem menší.
Ani jedna tradiční elektrárna nacházející se v současnosti v izolovaných mikrosoustavách nemá kapacitu přesahující 27 MW. Průměrná velikost elektrárny a její medián, které činí 3,9, resp. 1,1 MW, jsou mnohem menší.
Malý objem zatížení, který je třeba zajistit, a velmi kolísavá poptávka, které jsou dále ovlivňovány rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie, rovněž zužují volbu technologií uplatňovaných v tradičních elektrárnách, které lze v rámci izolovaných mikrosoustav využívat.
Všechny tradiční výrobní kapacity v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech využívají naftu či topný olej.
b)
Roční faktory zatížení ve všech izolovaných mikrosoustavách jsou malé. Ani v jedné izolované mikrosoustavě nebyl faktor zatížení v roce 2012 vyšší než 0,54. Průměrné zatížení v době špičky i jeho medián, které činí 0,38, jsou dokonce nižší. Vzhledem k prioritnímu přístupu obnovitelných zdrojů energie a skutečnosti, že faktory zatížení zde použité zohledňují celou elektroenergetickou soustavu izolované mikrosoustavy, je faktor zatížení pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech ještě menší.
Roční faktor zatížení v řecké propojené soustavě zpravidla činí 50 % u všech bloků a 65 % u tepelných bloků. (6)
Roční faktor zatížení svědčí o skutečném využívání elektráren v průběhu určitého roku, a tím i o jejich schopnosti vytvářet příjmy.
Rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie dále sníží zatížení, které mají tradiční elektrárny zajišťovat.
c)
Existuje několik projektů, jejichž cílem je propojit nepropojené ostrovy, zejména pak Kyklady a Krétu, s hlavní řeckou propojenou soustavou. Jak již bylo uvedeno výše, tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech nejsou tak účinné jako elektrárny instalované v propojené soustavě, a je tudíž nepravděpodobné, aby po propojení těchto ostrovů byly ekonomicky životaschopné.
Možnost propojení izolované soustavy je tak závažným faktorem odrazujícím od investic do tradičních kapacit na nepropojených ostrovech.
d)
Poměrně malé zatížení, které je třeba zajistit, znamená, že relativně malé změny v poptávce mohou mít vliv na výrobní kapacitu požadovanou v rámci dané izolované soustavy. V důsledku chybějící propojovací kapacity musí být všechny změny v poptávce nutně pokryty výrobní kapacitou umístěnou v rámci dané izolované mikrosoustavy.
Z toho důvodu je tak ještě více zapotřebí, aby reakce na dlouhodobé změny v poptávce byla účelná a flexibilní.
Potřebu flexibilního přístupu ještě více umocňují problémy pociťované při hledání vhodných lokalit pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech a délka trvání postupů pro vydávání licencí a povolení.
e)
Poměr maximální a minimální roční poptávky v roce 2012 (7) ve všech izolovaných mikrosoustavách činí nejméně 3,35, u některých izolovaných mikrosoustav je však vyšší a často i výrazně vyšší. Průměrný podíl maximální a minimální poptávky a jeho medián činí 6,27 a 5,98.
Poměr maximální a minimální poptávky v řecké propojené soustavě činil v roce 2010 přibližně 3.
Vyšší poměr maximální a minimální poptávky vyjadřuje míru flexibility a rezerv, které musí být k dispozici dokonce i v rámci daného roku ve výrobní kapacitě instalované v izolované soustavě.
V této souvislosti je třeba poznamenat, že v roce 2012 se v přibližně 60 % izolovaných mikrosoustav využívaly mobilní generátory elektrického proudu.
(49)
Komise proto dospěla k závěru, že s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech uvedených v tabulce výše jsou spojeny zásadní problémy.
4.3. Posouzení požadované výjimky z kapitoly III
4.3.1. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na nové kapacity
(50)
Podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES lze výjimky z ustanovení kapitoly III povolit, pouze pokud jde o rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající kapacity.
(51)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž nové kapacitě nelze povolit.
(52)
Vzhledem k tomu, že izolované soustavy na nepropojených ostrovech jsou distribučními sítěmi, mohou řecké orgány v případě, že povolovací řízení pro nové kapacity nepovede k úspěšnému povolení nové kapacity pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech, naopak zvážit, že využijí ustanovení čl. 7 odst. 3 směrnice 2009/72/ES i pro nové malé tradiční kapacity. Mezi takové nové malé tradiční kapacity mohou patřit například dočasné výrobní kapacity, které lze dlouhodobě poskytovat, aniž by byly trvale přisouzeny konkrétní lokalitě.
4.3.2. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na Krétu
(53)
Jak je uvedeno výše, všechny nepropojené ostrovy jsou izolovanými mikrosoustavami, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou.
(54)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž Krétě nelze povolit.
4.3.3. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nevtahuje na zařízení využívající obnovitelné zdroje energie či zařízení pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie
(55)
V žádosti není výslovně uvedeno, že se požadovaná výjimka týká pouze tradičních elektráren.
(56)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 však výslovně vylučuje elektřinu vyrobenou z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i zařízení pro vlastní spotřebu z oblasti působnosti výhradní licence pro výrobu elektřiny, kterou lze udělit společnosti PPC. Totéž vyplývá z článku 225 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(57)
Předložené odůvodnění se navíc týká pouze zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren. Ve skutečnosti se konstatuje, že tyto elektrárny se potýkají se zásadními problémy mimo jiné kvůli rostoucímu podílu obnovitelných zdrojů energie.
(58)
I kdyby tedy účelem žádosti byla výjimka z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES pro jiná zařízení na výrobu energie, než jsou tradiční elektrárny, nelze výjimku povolit, neboť nebyly předloženy důvody odůvodňující tuto výjimku.
4.3.4. Lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající kapacity
(59)
S ohledem na výše uvedené zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v rámci malých izolovaných soustav lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající tradiční kapacity. Toto povolení lze udělit přímo společnosti PPC.
(60)
Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje projekty na výstavbu tradiční výrobní kapacity, pro něž orgán RAE již vydal povolení, které ke dni, kdy toto rozhodnutí nabylo účinnosti, nebylo zrušeno;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se považuje za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
(61)
Pro povolení výjimky z kritérií a podmínek, například těch stanovených v čl. 7 odst. 2 směrnice 2009/72/ES, za nichž je povolení uděleno společnosti PPC, však neexistují důvody.
(62)
V případě, že je výjimka povolena přímo společnosti PPC, je navíc důležité, aby byly v podmínkách stanoveny povinnosti týkající se termínu, dokdy musí být povolená tradiční elektrárna zcela provozuschopná, a aby jejich součástí byla ustanovení zajišťující účinné plnění těchto povinností v plném rozsahu. Dle vlastního uvážení orgánu RAE lze po uplynutí platnosti toto přímé povolení prodloužit, avšak pouze tehdy, pokud jeho platnost skončila z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit. Po uplynutí platnosti povolení by orgán RAE měl zahájit povolovací řízení v plném souladu s čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, tedy i za účasti třetích stran.
4.3.5. Výjimka se nemůže vztahovat na výběrová řízení na nové kapacity
(63)
Výběrové řízení ve smyslu článku 8 směrnice 2009/72/ES se ze své definice týká kapacit, které mají být vybudovány a povoleny, a představují tedy nové kapacity.
(64)
Z důvodů uvedených výše by tedy podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES výjimka neměla být povolena.
4.4. POSOUZENÍ POŽADOVANÉ VÝJIMKY Z KAPITOLY VIII
4.4.1. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 32 o přístupu třetích osob
(65)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 32 o přístupu třetích osob.
(66)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 32 směrnice 2009/72/ES, ani neobsahuje žádné důvody odůvodňující tuto výjimku. Zákon č. 4001/2011 a kodex pro nepropojené ostrovy však ukládají povinnost společnosti DEDDIE, aby třetím stranám zajistila nediskriminační přístup k distribuční soustavě, kterou provozuje (např. článek 127 zákona č. 4001/2011). Takovou výjimku tudíž nelze povolit.
4.4.2. Výjimka z článku 33 o otevírání trhu a vzájemnosti
4.4.2.1. Neexistují důvody pro trvalou výjimku z článku 33 směrnice 2009/72/ES
(67)
V žádosti se v zásadě tvrdí, že společnost PPC by pro zákazníky na nepropojených ostrovech měla zůstat jediným oprávněným dodavatelem elektřiny, neboť s rozvojem infrastruktury nezbytné pro fungování trhu s elektřinou v izolovaných mikrosoustavách a dozor nad ním a infrastruktury potřebné pro otevření trhu dodavatelům, kteří jsou třetí stranou, jsou spojeny provozní náklady, jež vzniknou provozovateli soustavy na nepropojených ostrovech a které převáží nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(68)
Ze stanoviska orgánu RAE je zřejmé, že infrastruktura instalovaná na nepropojených ostrovech má zajistit, aby povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mohla být v souladu s platnými právními předpisy vykonávána transparentním, ověřitelným a nediskriminačním způsobem. Infrastruktura je navíc vyžadována pro účely provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech z technického a ekonomického hlediska. Vzhledem k tomu, že infrastruktura je kvůli splnění těchto požadavků tak jako tak nezbytná, a to bez ohledu na počet dodavatelů oprávněných vykonávat svou činnost na nepropojených ostrovech, nevede otevření trhu k navýšení nákladů na infrastrukturu.
(69)
I když je vyžadována obdobná infrastruktura, není otevření trhu ze své podstaty spjato s technickou stránkou provozu izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani s plněním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech, neboť neexistuje příčinná souvislost mezi technickou a ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav a zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky na straně jedné a na straně druhé otázkou, zda je k dodávkám elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(70)
Je správné, aby náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, byla dodavatelům působícím na těchto ostrovech povinně uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Aby bylo možné určit finanční náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, a to bez ohledu na počet dodavatelů působících na ostrovech, je nicméně nutné nejprve zjistit výrobní náklady na těchto ostrovech.
(71)
Pokud jde o otevírání trhu, je jediným dalším požadavkem rozdělení příslušných podílů náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech mezi jednotlivé dodavatele v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Dokonce i související údaje o zákaznících, zejména údaje o měření, jsou vyžadovány bez ohledu na to, zda je k dodávkám elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(72)
Poskytnutí náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech tudíž znamená pouze to, že je třeba ke každému oprávněnému dodavateli přiřadit údaje o měření spotřeby zákazníků, což je v prvé řadě administrativní záležitost vycházející z informací, které jsou kompletně či do značné míry shromažďovány bez ohledu na to, zda na těchto ostrovech došlo k otevření trhu, nebo nikoli. Zadruhé, schopnost přiřadit údaje je nezbytným předpokladem pro řádné provozování jakéhokoli trhu s dodávkami elektřiny. Tyto náklady tak nelze přijmout jako důvod pro povolení výjimky týkající se otevření trhu, neboť nejsou pro provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech příznačné ani nejsou spojeny se zásadním problémem v jejich provozování.
(73)
Je důležité uvést, že v rámci infrastruktury, jež má být zavedena, je třeba vytvořit také rejstříky, v nichž budou údaje o měření přiřazeny k jednotlivým dodavatelům. Zatímco zavedení celé plánované infrastruktury usnadní optimální provoz izolovaných elektroenergetických soustav, není kompletní realizace souvisejících investic nezbytnou podmínkou pro otevření trhu.
(74)
Skutečnost, že průměrné roční proměnné výrobní náklady na jeden nepropojený ostrov mohou mít velmi rozmanité hodnoty, je nepodstatná. A i kdyby byly kolísavé hodnoty odůvodněné, týkají se nákladů na výrobu elektřiny v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech. Vyčíslení nákladů se tak jako tak již vyžaduje pro účely výkonu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech v souladu se zákonnými požadavky, a navíc není nijak dotčeno počtem dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na těchto ostrovech. Vzhledem k tomu, že základem pro výkon povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech je již měsíční systém pro každou izolovanou soustavu samostatně, lze si navíc jen obtížně představit, že značné roční výkyvy na jeden nepropojený ostrov mohou vést k věcným problémům.
(75)
Z výše uvedeného tedy vyplývá, že počet dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na nepropojených ostrovech ve své podstatě nijak nesouvisí s technickou či ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav ani zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky.
(76)
Dále lze konstatovat, že přínosy otevření trhu převažují nad jeho případnými náklady. Již orgán RAE poznamenal, že alternativní dodavatelé by zákazníkům na nepropojených ostrovech mohli zajistit další významné přínosy, neboť by kromě dodávek elektřiny mohli poskytovat i další služby.
(77)
Žádost o trvalou výjimku z článku 33 by tudíž neměla být schválena.
4.4.2.2. Omezená platnost výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES pro izolované soustavy
(78)
S ohledem na výše uvedené je nutné uznat, že předpokladem pro otevření trhu je, aby byla zavedena praktická opatření, jež umožní provozovat izolované soustavy na nepropojených ostrovech zcela v souladu s kodexem pro nepropojené ostrovy. Praktické problémy spojené s otevíráním trhu mohou vést k nedostupnosti rejstříků nutných pro přiřazení údajů o měřicích přístrojích a měření k jednotlivým dodavatelům nebo k tomu, že infrastruktura nebude mít optimální podobu. Lze tak uvažovat o povolení časově omezené výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES.
(79)
Při posuzování doby platnosti výjimky z kapitoly VIII je důležité přihlédnout k těmto dvěma aspektům:
a)
jak již bylo zdůrazněno, aby na nepropojených ostrovech mohlo dojít k otevření trhu, je nejdůležitějším opatřením vytvoření rejstříku o těchto ostrovech, který umožní přiřadit k jednotlivým dodavatelům údaje o měření. Ustanovení čl. 327 odst. 4 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví, že takový rejstřík bude dokončen nejpozději dva roky od vstupu tohoto kodexu v platnost. Dostupnost rejstříku je nutnou podmínkou pro skutečné otevření trhu;
b)
úplné dokončení investičního programu pro infrastrukturu, jež má být na nepropojených ostrovech instalována, by jistě usnadnilo skutečné otevření trhu na těchto ostrovech. Nejedná se však o nutný požadavek. Ustanovení čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví lhůtu, do níž mají být všechny stávající nepropojené ostrovy vybaveny dodatečnou infrastrukturou, která má být na těchto ostrovech instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost.
(80)
Výjimka týkající se otevření trhu by tak měla být udělena alespoň na dva roky po vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2016, aby mohly být vytvořeny rejstříky, které jsou nutnou podmínkou pro otevření trhu. S ohledem na skutečnost, že kompletní infrastruktura musí být instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, měla by být platnost výjimky u kterékoli izolované soustavy na nepropojeném ostrově v každém případě omezena na 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2019. Avšak vzhledem k tomu, že výjimka může být odůvodněná pouze tehdy, přetrvávají-li zásadní a věcné problémy spojené s otevřením trhu, které jsou přímým důsledkem nedokončení investičního programu infrastruktury na nepropojených ostrovech, je třeba pravidelně ověřovat, zda takové problémy v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech stále existují. Referenčním dokumentem pro takové ověřování by měl být investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci požadované infrastruktury na nepropojených ostrovech, který schválí příslušné řecké orgány. Tento plán je tedy třeba dokončit a schválit do 17. února 2015.
(81)
Aby otevření trhu nebylo zbytečně odkládáno, měl by orgán RAE schválit investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci infrastruktury, jenž by se měl v prvé řadě zaměřit na izolované soustavy Kréty a Rhodu, neboť se jedná o nepropojené ostrovy s nejvyšším počtem obyvatel.
(82)
Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 by společnost DEDDIE měla vypracovávat zprávu, kterou by měl schválit orgán RAE a v níž uvede důvody, proč v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech dosud nedošlo k otevření trhu. Tato zpráva by měla být zveřejněna a oznámena Komisi.
4.4.3. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 34
(83)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 34 o přímých vedeních ve smyslu čl. 2 bodu 15 směrnice 2009/72/ES.
(84)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 34 směrnice 2009/72/ES.
(85)
I v případě, že se má žádost vztahovat také na výjimku z článku 34 směrnice 2009/72/ES, neměla by být tato výjimka povolena, neboť nebyly předloženy žádné důvody, které by ji odůvodňovaly.
4.4.4. Propojovací vedení - žádost o výjimku z kapitol III a VIII
(86)
Stávající výjimka se vztahuje na izolované mikrosoustavy, které se vyznačují právě tím, že nejsou propojeny s jinými elektroenergetickými soustavami, nebo jako v případě malých izolovaných soustav pouze ve velmi omezené míře.
(87)
Avšak:
a)
podle nedávno schváleného desetiletého plánu rozvoje řeckého provozovatele přenosové soustavy, Nezávislého provozovatele energetické přenosové soustavy ADMIE SA (dále jen „ADMIE“), se předpokládá, že propojení Kykladských ostrovů bude ve třech fázích dokončeno v roce 2018, přičemž některé ostrovy budou s řeckou propojenou soustavou propojeny mnohem dříve;
b)
propojení Kréty má být podle předpokladů navíc dokončeno do roku 2020. Součástí schváleného desetiletého plánu rozvoje společnosti ADMIE z roku 2013 se staly příslušné části projektu na první tři roky. Konečný plán musí být začleněn do desetiletého plánu rozvoje, jenž má být schválen v roce 2014.
(88)
Je nezbytné výslovně stanovit, že stávající výjimka pro některou izolovanou soustavu automaticky pozbývá platnosti v okamžiku, kdy se propojení mezi danou izolovanou soustavou a řeckou propojenou soustavou stane plně funkční.
(89)
Výhradním vlastníkem společnosti DEDDIE je společnost PPC, ačkoli společnost DEDDIE je od ní po právní i funkční stránce oddělena. Na rozdíl od provozovatele distribuční soustavy ve smyslu směrnice 2009/72/ES má společnost DEDDIE rozsáhlé povinnosti, pokud jde o provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech a zajištění výroby na těchto ostrovech, včetně tradičních výrobních kapacit ve vlastnictví společnosti PPC, a tedy i ekonomické ohodnocení. Jak již bylo uvedeno výše, má propojení vliv na ekonomickou životaschopnost tradičních elektráren, které jsou v současnosti instalovány v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech.
(90)
Výjimky by měly být povolovány pouze tehdy, jsou-li přiměřené a nepřekračují-li rámec toho, co je nezbytně nutné. V souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, je proto nezbytné poskytnout jednoznačné pobídky a zajistit transparentnost.
(91)
Článek 108 zákona č. 4001/2011 stanoví:
„Společnost ADMIE SA předloží orgánu RAE do 31. března každého roku […] desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy. Desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy zejména: […] c) obsahuje studii nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě z technického a finančního hlediska […], zejména v případě […] propojovacích vedení mezi ostrovy a přenosovou soustavou, včetně časového rámce, odhadovaných peněžních toků a požadavků na financování u všech investičních projektů.“
(92)
Aby se zajistilo, že jsou v souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, k dispozici jednoznačné pobídky a je zajištěna transparentnost, měly by řecké orgány zaručit, že:
a)
společnosti ADMIE, DEDDIE a orgán RAE v rámci povolovacího či výběrového řízení na stávající či nové kapacity některé izolované soustavy na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, je třeba zamítnout povolení pro stávající nebo nové kapacity. Náklady by měly zahrnovat všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do propojení a jeho provoz. Zejména by neměla přihlížet k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní orgán RAE celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizuje orgán RAE z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení by měla proběhnout tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
orgán RAE stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve lhůtě stanovené orgánem RAE, je třeba usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
4.5. DOBA TRVÁNÍ
(93)
Je nezbytné přezkoumat veškeré skutečnosti, z nichž tato výjimka vychází, především pak poté, co mají být dokončeny plány na propojení určitých izolovaných soustav a uplynou lhůty pro instalaci infrastruktury podle článku 237 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(94)
Jakákoli výjimka je tudíž platná do 1. ledna 2021.
4.6. ZPĚTNÁ ÚČINNOST
(95)
Jak je uvedeno výše, navazuje žádost ze dne 17. ledna 2012 na původní žádost předloženou v roce 2003.
(96)
Ustanovení čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES, jež byla zrušena směrnicí 2009/72/ES, rovněž členským státům v případě zásadních problémů spojených s provozováním malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav umožňovalo žádat o odchylky od některých ustanovení uvedené směrnice. Podle článku 48 směrnice 2009/72/ES se odkazy na zrušený čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES považují za odkazy na čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES.
(97)
Definice malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy použité v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2003/54/ES jsou totožné s definicemi použitými v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2009/72/ES.
(98)
Obě definice odkazují na poptávku po elektřině v izolovaných soustavách v roce 1996, což se nezměnilo. Navíc Kréta nebyla propojena s řeckou propojenou soustavou ani v roce 2003, ani 2012 a není tomu tak ani v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(99)
Všechny izolované elektroenergetické mikrosoustavy a malé izolované elektroenergetické soustavy, které v žádosti spadají do kategorie izolovaných mikrosoustav či malých izolovaných soustav, tudíž do příslušné kategorie spadaly již v době podání původní žádosti a spadají do ní rovněž v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(100)
Pokud jde o malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy, které mohou být způsobilé pro odchylku/výjimku podle směrnice 2003/54/ES a směrnice 2009/72/ES, nedošlo tedy k žádným právním ani faktickým změnám.
(101)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly III uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola III směrnice 2009/72/ES, jež se týká povolovacího a výběrového řízení pro nové kapacity.
(102)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly VII uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola VIII směrnice 2009/72/ES, jež se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
(103)
Pokud by Komise byla bývala udělila odchylku na základě původní žádosti, mohla tak učinit na základě týchž podmínek, jako v případě této výjimky podle směrnice 2009/72/ES.
(104)
Pokud jde o skutkové okolnosti, nedošlo navíc od roku 2003 k žádné změně. Od roku 2003 nedoznala zeměpisná poloha nepropojených ostrovů, ekonomické faktory určující provoz elektroenergetických soustav v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani charakter zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na těchto ostrovech žádných věcných změn.
(105)
Ve věci původní žádosti předložené v roce 2003 nebylo dosud rozhodnuto. Nečinnost Komise by neměla poškozovat Řeckou republiku. Řecká republika splnila své povinnosti podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES a čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech předložila podle těchto článků řádně odůvodněnou žádost o povolení výjimky.
(106)
Je tudíž vhodné, aby toto rozhodnutí o povolení výjimky nabylo účinnosti ke dni oznámení původní žádosti, tj. ke dni 5. prosince 2003.
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Toto rozhodnutí se vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy uvedené v tabulce.
Pro účely tohoto rozhodnutí je Kréta malou izolovanou soustavou a všechny ostatní izolované soustavy jsou izolovanými mikrosoustavami.
Článek 2
1. Pro malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy se povoluje výjimka z ustanovení článku 33 směrnice 2009/72/ES.
2. Tato výjimka je platná do 17. února 2016 nebo do okamžiku kompletní instalace infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, podle toho, co nastane později. Použitelnost této výjimky však v každém případě skončí dne 17. února 2019.
3. Řecké orgány do 17. února 2015 vypracují plán investic do infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, přičemž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou, dokdy musí být instalace infrastruktury dokončena. V tomto plánu upřednostní Krétu a Rhodos.
4. Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 musí řecké orgány vypracovávat zprávu, v níž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou: a) zda došlo k otevření trhu; b) stav investic do infrastruktury ve vztahu k příslušnému plánu; c) zásadní a věcné problémy stále bránící otevření trhu; a d) zda jsou tyto problémy přímým důsledkem nedokončení investic do infrastruktury, jak je stanoveno v čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy.
Článek 3
1. Povoluje se výjimka z ustanovení čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, podle níž lze povolení pro rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající tradiční kapacity v rámci izolovaných mikrosoustav udělit přímo společnosti PPC.
2. Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje i projekty na rekonstrukci, modernizaci a rozšíření tradiční výrobní kapacity, pro něž je ke dni oznámení tohoto rozhodnutí k dispozici platné povolení vydané orgánem RAE;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se nepovažuje za stávající kapacitu, nýbrž za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné tradiční výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
3. Po skončení platnosti povolení uděleného podle prvního odstavce lze na základě vlastního uvážení orgánu RAE platnost tohoto povolení prodloužit za předpokladu, že k prodlevám s rekonstrukcí, modernizací a rozšířením stávající tradiční kapacity došlo z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit.
4. Tato výjimka se již nevztahuje na povolení udělená podle prvního odstavce, jejichž platnost již skončila nebo jež byla zrušena.
5. Všechna další ustanovení článku 7 směrnice 2009/72/ES jsou nadále platná v plném rozsahu.
6. Tato výjimka je platná do 1. ledna 2021.
Článek 4
1. Výjimky stanovené v tomto rozhodnutí pozbývají v okamžiku propojení malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav s propojenou soustavou platnosti.
2. Řecké orgány:
a)
v rámci povolovacího či výběrového řízení na nové kapacity v některé izolované soustavě na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, bude povolení pro nové kapacity zamítnuto. Náklady zahrnují všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
zajistí, že studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do projektovaného propojení a jeho provoz. Nepřihlíží k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizují řecké orgány z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení proběhne tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve stanovené lhůtě, musí řecké orgány usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
Článek 5
Toto rozhodnutí se použije ode dne 5. prosince 2003.
Článek 6
Toto rozhodnutí je určeno Řecké republice.
V Bruselu dne 14. srpna 2014.
DÉCISION DE LA COMMISSION
du 14 août 2014
accordant à la République hellénique une dérogation à certaines dispositions de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil
[notifiée sous le numéro C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
LA COMMISSION EUROPÉENNE,
vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne,
vu la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du lundi 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE (1), et notamment son article 44, paragraphe 1, et son article 48,
vu les demandes de la République hellénique en date du 17 janvier 2012 et du 5 décembre 2003,
après avoir informé les États membres de la demande,
considérant ce qui suit:
1. PROCÉDURE
(1)
Le 17 janvier 2012, le ministère grec de l'environnement, de l'énergie et du climat («l'YPEKA») a déposé une demande (la «demande») à la Commission, en application de l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE, en vue d'une dérogation aux chapitres III et VIII de la directive 2009/72/CE pour certaines îles grecques qui ne sont pas interconnectées au réseau électrique de la Grèce continentale (les îles non interconnectées ou «INI»).
(2)
Le 12 septembre 2012, la Commission a demandé à l'autorité de régulation de l'énergie grecque («AREG») de donner des explications concernant cette demande. L'AREG a répondu à cette demande le 16 novembre 2012 (l'«avis de l'AREG»).
(3)
L'AREG a transmis plusieurs autres communications à l'appui de la demande, les 17 décembre 2013, 23 décembre 2013, 4 février 2014, 28 février 2014 et 17 mars 2014.
(4)
Le 14 mars 2014 (avec un addendum envoyé le 20 mars 2014), la Commission a informé les États membres de la demande, conformément à l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE, en les invitant à faire part de leurs observations pour le 25 mars 2014. Aucune observation n'a été transmise.
(5)
La demande de l'YPEKA renouvelle la requête déposée par le ministère du développement, le 5 décembre 2003, conformément à l'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil (2) (la «demande initiale») concernant une dérogation à certaines dispositions de la directive 2003/54/CE. Malgré quelques premières démarches en vue de l'analyse de cette demande initiale, la dérogation en application de l'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE n'a été ni octroyée ni refusée.
2. LA DEMANDE DÉPOSÉE PAR l'YPEKA
2.1. CHAMP D'APPLICATION DE LA DÉROGATION
(6)
La demande concerne une dérogation aux chapitres III et VIII de la directive 2009/72/CE.
(7)
Le chapitre III de la directive 2009/72/CE concerne la procédure d'autorisation et d'adjudication de nouvelles capacités. Le chapitre VIII concerne l'accès des tiers au réseau, l'ouverture du marché et les lignes directes.
2.2. ORGANISATION ACTUELLE DU RÉSEAU ÉLECTRIQUE SUR LES INI
(8)
Les marchés énergétiques grecs sont principalement régis par la loi grecque 4001/2011 qui transpose la directive 2009/72/CE. La loi 4001/2011 est entrée en vigueur le 22 août 2011.
(9)
DEDDIE SA («DEDDIE») est le gestionnaire du réseau de distribution grec, propriété à 100 % de la compagnie publique d'électricité («CPE», le producteur et fournisseur titulaire grec d'électricité) mais juridiquement et fonctionnellement séparée de celle-ci. Les infrastructures de réseau gérées par DEDDIE sont la propriété de la CPE.
(10)
En application de l'article 127 de la loi 4001/2011, DEDDIE est responsable du développement, de la gestion et de l'entretien du réseau de distribution d'électricité grec, qui inclut le réseau de distribution d'électricité sur les INI.
(11)
En outre, DEDDIE est chargé de la gestion des réseaux électriques sur les INI. Ces tâches consistent notamment: i) à élaborer un plan de développement des microréseaux isolés, y compris un programme pour les interconnecter avec d'autres INI; ii) à veiller à la disponibilité des sites nécessaires pour l'installation de nouvelles capacités de production, l'extension des capacités existantes de production ou des infrastructures de livraison, et pour l'expansion du réseau grec de distribution de l'électricité à des îles non interconnectées et à des microréseaux isolés; iii) à passer avec des titulaires de licences des contrats régissant les livraisons d'électricité au départ et à destination du réseau, la fourniture de services auxiliaires aux réseaux de distribution des INI et la rémunération des producteurs de l'électricité, les redevances à acquitter par les clients et les fournisseurs pour l'électricité qui leur est livrée et d'autres crédits et débits sur des comptes spéciaux, tels que ceux destinés à la rémunération des obligations de service public.
(12)
L'article 137, paragraphe 1, de la loi 4001/2011 dispose que tous les consommateurs d'électricité doivent être classés comme clients éligibles, à l'exception des consommateurs établis sur des microréseaux isolés, auxquels s'applique l'article 139 de la même loi.
(13)
Aux termes de l'article 133, paragraphe 3, de la loi 4001/2011:
«À l'exception des cas où l'électricité est produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou par des installations de cogénération ou hybrides à haut rendement et dans le cas d'autoproducteurs, si une dérogation a été accordée conformément aux dispositions de l'article 139, une licence de production n'est accordée à la CPE SA que conformément à certaines réglementations relatives à l'octroi de licences. La CPE SA est chargée de fournir de façon ininterrompue l'électricité aux microréseaux isolés pour lesquels elle obtient une licence et de préserver la viabilité financière à long terme des réseaux électriques sur ces îles.»
(14)
Aux termes de l'article 134 de la loi 4001/2011:
«Sans préjudice des dispositions de l'article 139 de la présente loi, les licences de fournitures pour les microréseaux isolés sont accordées uniquement à la CPE SA conformément aux exigences des réglementations relatives à l'octroi de licences. La CPE SA doit fournir sur demande de l'électricité aux clients non éligibles.»
(15)
Conformément à l'article 139 de la loi 4001/2011, des dérogations aux dispositions de cette même loi peuvent être accordées en application des dispositions de l'article 44 de la directive 2009/72/CE.
(16)
La décision ministérielle no PD5/EL/B/F IB/12924, adoptée en application de l'article 28 de la loi grecque 3426/2005, établit que l'approvisionnement en électricité des consommateurs dans les INI par un quelconque producteur d'électricité constitue une obligation de service public («les OSP sur les INI») d'intérêt économique général. Pour des raisons de cohésion sociale, les fournisseurs d'électricité dans les INI doivent fournir l'électricité à un prix égal, par catégorie de consommateur, à celui pratiqué sur le réseau grec interconnecté.
(17)
L'article 52 de la loi grecque 4001/2011 dispose que les clients sur les îles non interconnectées ont droit à des services spéciaux tant en termes de prix qu'en termes de qualité et de sécurité d'approvisionnement ainsi que de transparence des conditions contractuelles. Les fournisseurs s'acquittant d'une OSP sur une INI reçoivent, en contrepartie, une compensation financière calculée sur la base d'une méthodologie établie par la décision 24/2014 de l'AREG (3). Cette méthodologie se fonde sur la différence entre les coûts globaux de production (variables et fixes) sur les îles non interconnectées et le plein prix du marché pour les fournisseurs sur le réseau interconnecté (coûts marginaux du réseau plus les autres mécanismes du réseau interconnecté grec). La compensation pour les OSP sur les INI est calculée sur une base mensuelle et par réseau insulaire autonome, et fait l'objet d'un contrôle par l'AREG. La compensation pour les OSP sur les INI provient d'une redevance appliquée à tous les clients, y compris sur les INI (4). Le mécanisme OSP-INI est géré par LAGIE, l'acteur public grec sur le marché. La décision ministérielle D5-EL/B/F1/oik.27547 de décembre 2011, sur la base des dispositions de l'article 55, paragraphe 3, de la loi 4001/2011 (5), ayant établi que tous les fournisseurs doivent proposer des OSP sur les INI, par conséquent tous sont éligibles à la compensation pour ces OSP.
(18)
Le droit dérivé régit plus en détail la fourniture et la production d'électricité sur les INI. En particulier, par sa décision no 39/2014 du 28 janvier 2014, l'AREG a adopté le code de gestion des réseaux électriques sur les îles non interconnectées (le «code INI»), qui régit de nombreux aspects liés à la gestion des réseaux isolés sur les INI, notamment l'ouverture du marché, le règlement du marché et la production d'électricité. Le code INI est entré en vigueur le jour de sa publication, le 17 février 2014.
2.3. PROBLÈMES IMPORTANTS POUR LA GESTION DES RÉSEAUX ISOLÉS
(19)
La demande met en lumière les problèmes suivants concernant la gestion des réseaux électriques isolés en Grèce:
a)
forte variation de la demande d'électricité dans les microréseaux isolés, accentuée par: i) la composante touristique du développement économique des îles; ii) la pénétration croissance des sources d'énergie renouvelables (SER).
Ces facteurs affectent négativement tant le facteur de charge de la capacité de production thermique ou conventionnelle que la possibilité de recouvrer les coûts liés aux investissements, notamment dans ces capacités de production;
b)
la forte variation des conditions météorologiques observées sur les îles influence la demande et entraîne des dysfonctionnements des systèmes de production, ce qui impose de disposer de réserves importantes.
(20)
La demande met en lumière les problèmes suivants concernant le développement de la production conventionnelle dans les petits réseaux électriques isolés en Grèce:
a)
les difficultés, voire l'impossibilité de trouver des sites appropriés pour de nouvelles centrales de production conventionnelle dans les microréseaux isolés, principalement en raison de l'opposition de la population;
b)
la petite taille des INI, qui complique fortement la planification à long terme du développement de la production thermique, du fait d'investissements imprévisibles par les consommateurs (grands complexes touristiques, installations portuaires) qui nécessitent rapidité et souplesse afin de répondre à la demande d'électricité;
c)
la demande d'électricité dans les réseaux isolés des INI devrait augmenter de 2 % par an jusqu'en 2017. Bien que les autorisations aient été accordées à la CPE pour l'installation de la capacité supplémentaire requise et que cette installation soit déjà programmée (elle doit couvrir la demande de toutes les INI, avec les marges de réserve nécessaires, d'ici à 2017), il n'a pas toujours été possible de tenir le calendrier prévu;
d)
la faible ampleur de la charge, les fortes variations de la charge et la pénétration croissante des SER dans les microréseaux isolés limitent les solutions technologiques disponibles, ce qui restreint le choix à de petites installations brûlant du fioul lourd à faible teneur en soufre ou des fractions légères;
e)
les procédures pour l'adjudication de nouvelles capacités de production d'électricité sont longues. Deux ans et demi à trois ans sont nécessaires à compter de l'octroi de l'autorisation pour que les génératrices entrent en service;
f)
l'élaboration de plans pour la construction d'interconnexions entre le réseau interconnecté grec et les microréseaux isolés sur les INI réduit l'intérêt à investir dans des capacités de production conventionnelles sur les INI. Des projets d'interconnexion avec les Cyclades et la Crète sont prévus.
(21)
De ce fait, il faut recourir régulièrement à des solutions d'urgence telles que la location de groupes électrogènes diesels ou de turbines à gaz mobiles. La nécessité de l'autorisation cas par cas de la production électrique d'urgence est nuisible, car elle pousse à la location économiquement inefficiente de matériel plutôt qu'à l'achat. La demande cite en exemple plusieurs cas où des événements imprévus ont abouti à l'utilisation prolongée de groupes électrogènes mobiles.
(22)
La demande met en lumière les problèmes suivants concernant l'ouverture du marché sur les réseaux électriques isolés sur les INI:
a)
afin de permettre l'ouverture du marché, des infrastructures spécifiques devront être développées et mises en place dans les réseaux isolés sur les INI. Ces infrastructures impliquent l'installation de centres de contrôle afin de gérer: i) la programmation journalière de la production électrique; ii) le règlement du marché sur chaque réseau isolé, par la répartition des coûts de production dans chaque réseau isolé entre les fournisseurs qui y sont actifs.
Les infrastructures nécessaires sont coûteuses et le coût est supporté par les consommateurs;
b)
en raison des OSP sur les INI, les prix de détail de l'électricité sont les mêmes pour chaque catégorie de consommateur sur l'ensemble du territoire grec. Les coûts de production plus élevés sur les INI, par rapport aux coûts de production sur le réseau interconnecté, doivent donc être recouvrés par les fournisseurs actifs sur les INI, en répartissant la compensation pour OSP en fonction des ventes d'électricité à leurs clients.
Certaines parties considèrent que la forte variation des valeurs du coût moyen annuel de la production variable d'une INI à l'autre rendrait complexe le mécanisme de règlement sur le marché.
(23)
De ce fait, l'YPEKA est d'avis que le développement des infrastructures nécessaires pour la gestion et la supervision du marché de l'électricité en relation avec l'ouverture du marché sur les réseaux isolés des INI entraînent des coûts qui dépassent les bénéfices potentiels de l'ouverture du marché pour les consommateurs.
(24)
La demande n'indique pas de date pour l'expiration de la dérogation demandée.
3. AVIS DE l'AREG
3.1. CHAMP D'APPLICATION DE LA DÉROGATION
3.1.1. Dérogation au chapitre III de la directive 2009/72/CE
(25)
L'AREG est d'avis que la dérogation au chapitre III, conformément à l'article 44, paragraphe 1, ne devrait pas concerner l'installation de nouvelles capacités de production d'électricité qui peut être réalisée dans un réseau isolé, mais uniquement la rénovation,la modernisation et l'expansion de la capacité existante. La capacité de production installée se compose des centrales électriques déjà en service ou en construction dans les INI. Toute nouvelle centrale qui sera installée sur ces îles est considérée comme une nouvelle capacité de production.
(26)
L'AREG note que les producteurs d'électricité indépendants (PEI) (autres que la CPE) ont démontré un fort intérêt pour le développement de centrales produisant à partir des SER et de centrales de cogénération dans tous les microréseaux isolés au cours des deux dernières décennies. De ce fait, l'accès des tiers aux réseaux de toutes les INI en ce qui concerne le développement des SER et de la production combinée de chaleur et d'électricité (cogénération) ne devrait pas être limité.
(27)
L'AREG indique qu'elle ne s'oppose pas à l'octroi d'une dérogation pour la mise en service de nouvelles centrales électriques conventionnelles, pour autant que certaines conditions soient réunies. L'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE ne prévoit cependant pas la possibilité d'une dérogation pour les nouvelles capacités.
(28)
L'AREG considère que l'extension de la capacité existante sous forme de centrales conventionnelles vise principalement à pallier l'insuffisance à court terme de la capacité de production sur les INI résultant de dommages imprévus aux capacités existantes ou de retards dans l'installation de nouvelles capacités, en particulier en période de forte demande (pointes estivales). Ces extensions font l'objet d'une procédure ouverte d'adjudication, conformément à l'article 8 de la directive 2009/72/CE. Une telle procédure prend du temps et ne convient pas en cas de situations d'urgence.
(29)
L'AREG accepte que la CPE prenne en charge les éventuelles situations d'urgence. Compte tenu du fait que la CPE est à même de transférer des unités mobiles conventionnelles situées dans des îles en surcapacité vers celles en déficit de capacité, cette solution pourrait également être économiquement la plus avantageuse.
(30)
L'AREG souligne que toute dérogation doit permettre de spécifier la procédure d'autorisation appropriée en cas d'urgence, et en particulier les critères, parmi ceux mentionnés à l'article 7 de la directive 2009/72/CE, qui doivent être examinés par les autorités compétentes pour l'autorisation.
(31)
L'AREG juge que la dérogation devrait être accordée pour une durée limitée, avec un maximum de dix ans.
3.1.2. Dérogation au chapitre VIII de la directive
(32)
Selon l'AREG, la fourniture de l'électricité dans les INI est liée en pratique à une OSP et à une compensation y afférente, du fait que: i) le coût de la production électrique dans les INI est sensiblement plus élevé que sur le continent; et que ii) l'État grec impose une tarification uniforme, par catégorie de consommateur, sur l'ensemble de son territoire.
(33)
Le code INI prévoit l'installation de certains équipements de mesure et d'enregistrement sur les INI pour la mesure horaire, la gestion de l'énergie et les centres de contrôle, les systèmes de surveillance et les systèmes informatiques connexes. L'AREG maintient que cette infrastructure est indispensable pour:
a)
s'assurer que les coûts liés aux OSP sont transparents, non discriminatoires et vérifiables;
b)
assurer le bon fonctionnement et la bonne gestion des réseaux électriques eux-mêmes afin de parvenir au mode de fonctionnement économiquement le plus avantageux et, partant, une plus forte réduction des charges pour les consommateurs d'électricité liées aux OSP sur les INI;
c)
obtenir une pénétration accrue des SER et de la cogénération, y compris les technologies liées aux SER qui réclament une gestion complexe et spécifique, notamment dans le cas des SER avec stockage, des centrales thermo-solaires, etc.;
d)
garantir la transparence nécessaire dans la gestion des réseaux isolés, assurant ainsi le traitement non discriminatoire de tous les acteurs du marché, en particulier des producteurs.
(34)
L'AREG considère par conséquent que cette infrastructure doit être installée dans les réseaux isolés sur les INI, indépendamment du fait que le microréseau isolé compte un ou plusieurs fournisseurs autorisés.
(35)
Les coûts estimatifs de l'installation de cette infrastructure ne devraient pas dépasser 20 à 30 millions EUR pour la totalité des INI, y compris la Crète et Rhodes. L'AREG juge ce montant raisonnable, en particulier si l'on prend en compte les bénéfices attendus, à savoir la garantie de la transparence et la vérification des OSP sur les INI ainsi que la gestion saine et contrôlée des réseaux électriques isolés.
(36)
Contrairement à l'YPEKA, l'AREG est d'avis que l'autorisation de plusieurs fournisseurs sur un réseau isolé d'une INI n'entraînera pas de surcoût important lié à l'infrastructure requise, qui est dans tous les cas nécessaire pour la programmation journalière des unités de production implantées sur les INI, pour le règlement du marché et pour l'exécution des OSP.
(37)
En outre, l'AREG juge que l'autorisation de plusieurs fournisseurs comporte des bénéfices supplémentaires importants pour les consommateurs sur les INI.
(38)
De ce fait, l'AREG est d'avis qu'il n'est pas opportun d'exclure de façon permanente l'activité d'autres fournisseurs sur les marchés des INI. La mise en place de l'infrastructure nécessaire telle que décrite plus haut devrait être achevée dans un délai de trois à cinq ans. L'AREG ne s'opposerait pas à une éventuelle dérogation strictement limitée à ce délai, sans aucune prolongation.
(39)
L'AREG note en outre qu'en cas de changement du statut d'un réseau isolé sur les INI, qui ne relèverait plus de la catégorie des petits réseaux et des microréseaux isolés, la dérogation expirerait automatiquement. Ce cas pourrait se présenter lorsque des réseaux isolés sur les INI sont raccordés au réseau grec interconnecté.
4. APPRÉCIATION
4.1. BASE LÉGALE DE LA DEMANDE
(40)
L'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE prévoit la possibilité de déroger à certaines dispositions de la directive, lorsque la dérogation s'applique aux petits réseaux isolés et aux microréseaux isolés.
(41)
Selon l'article 2, paragraphe 26, de la directive 2009/72/CE, on entend, par «petit réseau isolé», tout réseau qui a une consommation inférieure à 3 000 GWh en 1996, et dont moins de 5 % de la consommation annuelle provient d'une interconnexion à d'autres réseaux.
(42)
Selon l'article 2, paragraphe 27, de la directive 2009/72/CE, on entend, par «microréseau isolé», tout réseau qui a eu une consommation inférieure à 500 GWh en 1996, et qui n'est connecté à aucun autre réseau.
(43)
Les réseaux isolés indiqués dans la demande correspondent à une et, parfois, à plusieurs INI (voir les colonnes 1 et 2 du tableau). Même si un réseau isolé correspond à plusieurs INI interconnectées entre elles, le réseau électrique constitué de ces INI interconnectées est isolé, en ce sens qu'il n'est connecté à aucun autre réseau électrique.
(44)
D'après les déclarations figurant dans la demande, 31 des 32 réseaux isolés sont des microréseaux isolés, dont le plus grand est celui de Rhodes. Les microréseaux isolés pour lesquels la demande a été déposée représentent 5,24 % des ventes totales d'électricité en Grèce, en 2010. Le réseau isolé de la Crète est considéré comme un petit réseau isolé. En 2010, la Crète représentait 3,01 % de la demande grecque d'électricité.
Demande annuelle par réseau isolé
Demande annuelle (en MWh)
Demande annuelle en 1996
Nom du réseau isolé
INI faisant partie du réseau isolé
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Crète
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
oui
non
Rhodes
Rhodes
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
oui
oui
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
oui
oui
Lesvos
Lesvos
153 650
259 552
308 454
288 230
oui
oui
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
oui
oui
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraqlia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
oui
oui
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
oui
oui
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
oui
oui
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
oui
oui
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
oui
oui
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
oui
oui
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
oui
oui
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
oui
oui
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
oui
oui
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
oui
oui
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
oui
oui
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
oui
oui
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
oui
oui
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
oui
oui
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
oui
oui
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
oui
oui
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
oui
oui
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
oui
oui
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
oui
oui
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
oui
oui
Othoni
Othoni
330
588
674
632
oui
oui
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
oui
oui
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
oui
oui
Donousa
Donousa
180
417
676
690
oui
oui
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
oui
oui
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
oui
oui
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
oui
oui
(45)
Le tableau ci-dessus présente les réseaux isolés tels qu'indiqués dans la demande et fournit certaines informations sur chacun d'eux. Il ressort de ces informations que tous les réseaux isolés, à l'exception de la Crète, avaient en 1996 une demande d'électricité correspondant à la définition des microréseaux isolés au sens de l'article 2, paragraphe 27, de la directive 2009/72/CE. En ce qui concerne la Crète, il faut observer en outre que la Crète n'était pas et n'est toujours par interconnectée à aucun autre réseau électrique, et que le pourcentage de la demande satisfaite par des interconnexions était et demeure égal à zéro, c'est-à-dire inférieur à 5 %. La Crète est donc un petit réseau isolé au sens de l'article 2, paragraphe 26, de la directive 2009/72/CE.
(46)
L'avis de l'AREG ne comporte aucun commentaire sur les réseaux isolés indiqués dans la demande.
(47)
La Commission conclut donc que les réseaux isolés indiqués dans la colonne 1 du tableau ci-dessus sont tous des microréseaux isolés au sens de l'article 2, paragraphe 27, de la directive 2009/72/CE, à l'exception de la Crète, qui est un petit réseau isolé au sens de l'article 2, paragraphe 26, de la directive 2009/72/CE.
4.2. PROBLÈMES IMPORTANTS POUR LA GESTION DES CENTRALES ÉLECTRIQUES CONVENTIONNELLES DANS LES MICRORÉSEAUX ISOLÉS
(48)
La Commission considère que l'exploitation des centrales électriques conventionnelles dans les microréseaux isolés pose des problèmes importants, notamment pour les raisons suivantes:
a)
la taille de la charge à desservir sur les îles ne permet pas l'installation de grandes centrales plus efficaces et économiquement avantageuses, également parce que les marges de sécurité acceptables dans le cas d'un réseau isolé impliquent de ne pas s'appuyer sur une centrale unique.
Le pic annuel, en 2013, n'a pas dépassé, sur aucun microréseau isolé, 188,5 MW. Les charges maximales moyenne et médiane sont très inférieures, respectivement 20,8 et 4,2 MW.
Aucune des centrales conventionnelles installées sur les microréseaux isolés n'a une capacité supérieure à 27 MW. Les puissances moyenne et médiane sont encore très inférieures, respectivement 3,9 et 1,1 MW.
La petite taille de la charge à desservir, la forte variation de la demande, également affectée par la pénétration croissance des SER, réduit également le choix des technologies conventionnelles de production d'électricité qui peuvent être employées dans les microréseaux isolés.
Toute la capacité de production conventionnelle sur les réseaux isolés des INI fonctionne au diesel ou au fioul lourd;
b)
les facteurs de charge annuels sur tous les microréseaux isolés sont faibles. Le facteur de charge n'a pas dépassé 0,54 en 2012 sur aucun microréseau isolé. Les charges maximales moyenne et médiane sont encore plus faibles, toutes deux à 0,38. Vu la priorité d'accès dont bénéficient les SER et le fait que les facteurs de charge utilisés dans ce cas reflètent l'ensemble du système électrique du microréseau isolé, le facteur de charge pour les centrales conventionnelles sur les INI est encore plus faible.
Le facteur de charge annuel du réseau grec interconnecté est normalement d'environ 50 % pour toutes les centrales, et de 65 % pour les centrales thermiques (6).
Le facteur de charge annuel est indicatif de l'utilisation effective des centrales au cours d'une année, et donc de leur capacité à engranger des recettes.
La pénétration croissante des SER va réduire encore davantage la charge à desservir par les centrales conventionnelles;
c)
plusieurs projets existent en vue d'interconnecter les INI, en particulier les Cyclades et la Crète, avec le réseau continental grec interconnecté. Comme expliqué précédemment, les centrales conventionnelles sur les INI ne sont pas aussi efficaces que les centrales installées sur le réseau interconnecté et sont donc peu susceptibles d'être économiquement viables une fois que les INI sur lesquelles elles se situent sont interconnectées.
La possibilité qu'un réseau isolé soit un jour interconnecté constitue donc un facteur décourageant l'investissement dans des capacités de production électrique conventionnelle sur les INI;
d)
la charge relativement faible à desservir a pour effet que des réductions relativement faibles de la demande sont susceptibles d'affecter la capacité de production requise sur un réseau isolé donné. Le manque de capacité d'interconnexion implique que toutes les variations de la demande doivent nécessairement trouver leur réponse dans la capacité de production située à l'intérieur du microréseau isolé.
Ce facteur renforce la nécessité d'être rapide et souple pour faire face aux réductions de la demande à long terme.
Cette nécessité de la souplesse est encore renforcée par les difficultés rencontrées dans la recherche de sites appropriés pour l'implantation de centrales conventionnelles sur les INI et la durée des procédures d'octroi de licence et d'autorisation;
e)
le ratio de la demande maximale sur la demande minimale annuelle, en 2012 (7), était d'au moins 3,35 sur tous les microréseaux isolés, mais souvent bien supérieur pour un microréseau isolé donné. En effet, les ratios moyen et médian de la demande maximale sur la demande minimale sont respectivement de 6,27 et 5,98.
Le ratio de la demande maximale sur la demande minimale était, en 2010, sur le réseau grec interconnecté, de 3 environ.
Ce ratio supérieur reflète le degré de souplesse et de réserve qui doit être disponible, même pour une seule année donnée, au sein de la puissance installée d'un réseau isolé.
Il est remarquable à cet égard d'observer qu'en 2012, environ 60 % des microréseaux isolés étaient constitués de groupes électrogènes mobiles.
(49)
La Commission conclut donc que des problèmes importants se posent pour la gestion des centrales conventionnelles au sein des réseaux isolés des INI figurant dans le tableau ci-dessus.
4.3. ÉVALUATION DE LA DÉROGATION DEMANDÉE POUR LE CHAPITRE III
4.3.1. La dérogation aux dispositions du chapitre III ne peut s'appliquer aux nouvelles capacités
(50)
Conformément à l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE, des dérogations aux dispositions du chapitre III ne peuvent être accordées qu'en ce qui concerne la rénovation, la modernisation et l'expansion de la capacité existante.
(51)
De ce fait, la dérogation aux dispositions du chapitre III de la directive 2009/72/CE ne peut être accordée pour les nouvelles capacités.
(52)
En revanche, vu que les réseaux isolés sur les INI sont des réseaux de distribution, si la procédure d'autorisation ne permet pas d'obtenir l'autorisation de nouvelles capacités de manière satisfaisante pour les réseaux isolés sur les INI, les autorités grecques peuvent envisager de faire jouer les dispositions de l'article 7, paragraphe 3, de la directive 2009/72/CE également dans le cas de petites capacités conventionnelles nouvelles. Ces petites capacités conventionnelles nouvelles peuvent, par exemple, inclure des capacités temporaires qui peuvent être mises à disposition à long terme sans affectation permanente à une implantation donnée.
4.3.2. La dérogation aux dispositions du chapitre III ne peut s'appliquer à la Crète
(53)
Comme indiqué plus haut, toutes les INI sont des microréseaux isolés, à l'exception de la Crète, qui est un petit réseau isolé.
(54)
De ce fait, la dérogation aux dispositions du chapitre III de la directive 2009/72/CE ne peut être accordée à la Crète.
4.3.3. La dérogation aux dispositions du chapitre III ne s'applique pas aux centrales utilisant les SER ni aux centrales de cogénération
(55)
La demande ne mentionne pas explicitement que la dérogation demandée ne concerne que les centrales conventionnelles.
(56)
Or l'article 133, paragraphe 3, de la loi 4001/2011 exclut expressément du champ d'application de la licence de production exclusive qui peut être octroyée à la CPE l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables, par des centrales de cogénération ou hybride à haut rendement, ainsi que par des autoproducteurs. L'article 225 du code des INI dispose de même.
(57)
En outre, la justification indiquée évoque des problèmes importants dans la gestion des seules centrales conventionnelles. Or il semble que ces centrales soient confrontées à des problèmes importants du fait, notamment, de la pénétration croissante des SER.
(58)
Par conséquent, même si la demande concerne une dérogation aux dispositions du chapitre III de la directive 2009/72/CE pour les centrales électriques autres que les centrales conventionnelles, la dérogation ne peut être accordée, car aucun motif valable n'est fourni.
4.3.4. La dérogation pour l'autorisation de la rénovation, la modernisation et l'expansion des capacités existantes peut être accordée.
(59)
Vu les problèmes importants susmentionnés rencontrés aux fins de la gestion des centrales électriques conventionnelles dans les microréseaux isolés, une dérogation peut être accordée pour l'autorisation de la rénovation, la modernisation et l'expansion des capacités existantes. Cette autorisation peut être accordée directement à la CPE.
(60)
Aux fins de cette dérogation:
a)
la capacité conventionnelle existante comprend les projets de construction de capacités de production électrique conventionnelle pour lesquels une licence de l'AREG a déjà été octroyée et n'a pas été annulée à la date d'entrée en vigueur de la présente décision;
b)
la démolition complète de la principale capacité de production électrique sur un site existant et son remplacement par une nouvelle installation de production électrique est considérée comme la construction d'une nouvelle capacité;
c)
l'implantation d'une capacité de production temporaire à l'intérieur du périmètre de la capacité existante constitue une extension de la capacité existante.
(61)
Toutefois, il n'y a pas de motifs justifiant une dérogation aux critères et aux conditions fixés à l'article 7, paragraphe 2, de la directive 2009/72/CE, selon lesquels l'autorisation est octroyée à la CPE.
(62)
En outre, si la dérogation est octroyée directement à la CPE, il est important que les termes de la dérogation énoncent les obligations concernant la date à laquelle la centrale conventionnelle autorisée doit être pleinement opérationnelle et comportent des dispositions garantissant le plein respect de ces obligations. À son échéance, à la discrétion de la seule AREG, une telle autorisation directe peut être prolongée, mais seulement si elle a expiré pour des raisons indépendantes de la volonté de la CPE. À l'échéance de l'autorisation, l'AREG doit organiser une procédure d'autorisation en pleine conformité avec l'article 7, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE, incluant donc la participation de tiers.
4.3.5. La dérogation ne peut porter sur l'adjudication de nouvelles capacités
(63)
Par définition, l'appel d'offres au sens de l'article 8 de la directive 2009/72/CE concerne la capacité qui reste à construire et à autoriser et qui, partant, constitue une capacité nouvelle.
(64)
Pour des raisons déjà évoquées plus haut, la dérogation pour de nouvelles capacités ne devrait pas être accordée en application de l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE.
4.4. ÉVALUATION DE LA DEMANDE DE DÉROGATION AU CHAPITRE VIII
4.4.1. La dérogation aux dispositions du chapitre VIII ne couvre pas l'article 32 sur l'accès des tiers au réseau
(65)
La demande concerne la dérogation au chapitre VIII de la directive 2009/72/CE et, partant, peut être considérée comme incluant une demande de dérogation aux dispositions de l'article 32 concernant l'accès des tiers au réseau.
(66)
La demande ne spécifie pas si la dérogation demandée couvre également l'article 32 de la directive 2009/72/CE ni n'indique aucun motif justifiant une telle dérogation. Par contre, la loi 4001/2011 et le code INI font obligation à DEDDIE d'accorder aux tiers un accès non discriminatoire au réseau de distribution qu'elle gère (voir l'article 127 de la loi 4001/2011). Cette dérogation ne peut donc pas être accordée.
4.4.2. Dérogation à l'article 33 sur l'ouverture du marché et la réciprocité
4.4.2.1. Pas de motif pour une dérogation permanente à l'article 33 de la directive 2009/72/CE
(67)
L'argument essentiel avancé dans la demande est que la CPE devrait rester le seul fournisseur autorisé à approvisionner les clients sur les INI, au motif que le développement des infrastructures nécessaires à la gestion et à la supervision du marché de l'électricité dans les microréseaux isolés ainsi que de celles nécessaires à l'ouverture du marché aux tiers implique des frais de gestion pour le gestionnaire des INI qui dépassent les bénéfices qui résulteraient de l'ouverture du marché pour les consommateurs.
(68)
Comme il ressort clairement de l'avis de l'AREG, les infrastructures installées sur les INI visent à garantir que les OSP sur les INI peuvent être gérées, conformément à la législation applicable, d'une manière transparente, fiable et non discriminatoire. En outre, les infrastructures sont requises pour la gestion des réseaux isolés des INI d'un point de vue technique et économique. Par conséquent, les infrastructures étant nécessaires en tout état de cause pour répondre à ces exigences, quel que soit le nombre de fournisseurs titulaires d'une licence sur les INI, l'ouverture du marché n'augmente pas le coût des infrastructures.
(69)
Même si des infrastructures similaires sont requises pour l'ouverture du marché, celle-ci n'est pas intrinsèquement liée à la gestion technique des réseaux isolés sur les INI ou aux OSP sur celles-ci, car il n'y a pas de lien de causalité entre, d'une part, la gestion technique et économique de ces réseaux isolés et la gestion des OSP sur les INI en conformité avec les exigences légales, et, d'autre part, la présence d'un ou de plusieurs fournisseurs titulaires d'une licence pour l'approvisionnement des consommateurs d'électricité sur les INI.
(70)
Il est exact que les coûts de production plus élevés sur les INI, par rapport au coût de production sur le réseau interconnecté, doivent être recouvrés par les fournisseurs actifs sur les INI, en répartissant la compensation pour OSP en fonction des ventes d'électricité à leurs clients. Il est cependant nécessaire de déterminer les coûts de production sur les INI pour fixer la compensation financière au titre des OSP sur les INI, quel que soit le nombre de fournisseurs présents sur les INI.
(71)
La seule exigence supplémentaire pour l'ouverture du marché est la répartition auprès de chaque fournisseur de la compensation pour les OSP sur les INI, en fonction de leurs ventes d'électricité aux consommateurs. Même les données concernant les clients, en particulier les données de comptage, sont requises quel que soit le nombre de fournisseurs titulaires d'une licence pour l'approvisionnement des consommateurs habitant les INI.
(72)
Par conséquent, l'octroi de la compensation pour les OSP sur les INI aux fournisseurs implique seulement d'être en mesure d'attribuer à un fournisseur autorisé donné des données de comptage correspondant à des clients, ce qui relève avant tout d'un processus administratif fondé sur des informations qui sont entièrement, ou dans une très large mesure, recueillies indépendamment du fait que le marché sur les INI est ouvert ou non. En second lieu, être en mesure d'effectuer cette opération est une condition préalable au bon fonctionnement de tout marché de fourniture d'électricité. Ces coûts ne peuvent donc être acceptés comme des motifs justifiant une dérogation à l'ouverture du marché, car ils ne sont pas spécifiques de la gestion des réseaux isolés sur les INI, ni liés à un problème de fond concernant cette gestion.
(73)
Il est important d'observer que l'établissement de registres en vue de l'attribution des informations de comptage aux fournisseurs fait partie de l'infrastructure à mettre en place. La mise en place de l'ensemble des infrastructures envisagées facilitera la gestion optimale des réseaux électriques isolés, mais la pleine réalisation des investissements y afférents n'est pas une condition nécessaire de l'ouverture du marché.
(74)
Le fait qu'il existe une forte variation des valeurs du coût de production variable moyen annuel d'une INI à l'autre n'a aucune incidence. En fait, cette variation concerne le coût de production de l'électricité au sein des réseaux isolés des INI. La détermination de ce montant est déjà requise aux fins de l'administration des OSP sur les INI, conformément aux exigences légales; le nombre de fournisseurs titulaires d'une licence pour l'approvisionnement en électricité aux consommateurs sur les INI n'a aucune incidence en la matière. En outre, étant donné que l'administration des OSP sur les INI se fonde déjà sur un système mensuel séparé pour chaque réseau isolé, il est difficile de concevoir que de fortes variations annuelles par INI puissent entraîner des problèmes matériels.
(75)
Il s'ensuit que le nombre de fournisseurs titulaires d'une licence pour approvisionner des clients sur les INI n'est pas intrinsèquement lié à la gestion technique et économique des réseaux isolés ni à la gestion des OSP sur les INI en conformité avec les exigences légales.
(76)
Il peut en outre être observé que l'ouverture du marché présente des avantages qui dépassent les coûts associés, s'il en existe. Comme le note l'AREG, les fournisseurs supplémentaires sur les INI pourraient apporter d'importants avantages additionnels aux clients sur les INI, en combinant à l'approvisionnement en électricité la fourniture d'autres services.
(77)
Par conséquent la demande de dérogation à l'article 33 sur une base permanente ne devrait pas être accordée.
4.4.2.2. Limitation de durée pour la dérogation à l'article 33 de la directive 2009/72/CE
(78)
Sur la base de ce qui précède, il faut tenir compte du fait que l'ouverture du marché nécessite de fixer des modalités permettant une gestion des réseaux isolés sur les INI pleinement conforme au code INI. Les problèmes pratiques liés à l'ouverture du marché peuvent tenir soit à l'indisponibilité des registres requis pour l'attribution des compteurs et des données de comptage aux fournisseurs, soit au fait que la configuration optimale des infrastructures n'est pas encore en place. Sur cette base, il peut être envisagé d'accorder une dérogation à l'article 33 de la directive 2009/72/CE limitée dans le temps.
(79)
Aux fins de la détermination de la durée adéquate pour cette dérogation au chapitre VIII, deux éléments sont à prendre en considération:
a)
comme déjà souligné, l'aspect le plus important requis pour l'ouverture du marché sur les INI est la disponibilité d'un registre sur les INI permettant l'attribution des données de comptage à un fournisseur donné. L'article 327, paragraphe 4, du code INI dispose que le registre requis à cet effet doit être en place au plus tard deux ans après l'entrée en vigueur du code INI. La disponibilité du registre est une condition nécessaire de l'ouverture du marché sur le plan pratique;
b)
l'achèvement du programme d'investissement pour les infrastructures à mettre en place sur les INI faciliterait certainement en pratique l'ouverture du marché sur les INI. Il ne s'agit toutefois pas là d'une condition nécessaire. L'article 237, paragraphe 7, du code INI fixe un délai au terme duquel toutes les INI actuelles doivent être équipées des infrastructures complémentaires obligatoires sur les INI, au plus tard cinq ans après l'entrée en vigueur du code INI.
(80)
De ce fait, il convient d'accorder une dérogation à l'ouverture du marché pendant au moins deux ans après l'entrée en vigueur du code INI, délai expirant le 17 février 2016, afin que les registres, qui sont une condition nécessaire à l'ouverture du marché, soient mis en place. L'infrastructure complète devant être en place au plus tard cinq ans après l'entrée en vigueur du code INI, la durée de validité de la dérogation devrait en tout état de cause être limitée à cinq ans après l'entrée en vigueur du code INI, c'est-à-dire jusqu'au 17 février 2019 pour tous les réseaux isolés sur les INI. La dérogation ne pouvant cependant se justifier que s'il demeure pour l'ouverture du marché des problèmes importants et matériels qui sont directement attribuables au non-achèvement du programme d'investissement dans les infrastructures sur les INI, il y a lieu de vérifier régulièrement que ces problèmes persistent sur tel ou tel réseau isolé sur une INI. Cette vérification devrait se faire à l'aune d'un plan d'investissement par DEDDIE, approuvé par les autorités grecques, pour l'installation des infrastructures requises sur les INI. Ce plan devrait donc être finalisé et approuvé pour le 17 février 2015.
(81)
Afin de ne pas retarder inutilement l'ouverture du marché, le plan d'investissement dans les infrastructures de DEDDIE devrait être approuvé par l'AREG et faire des réseaux isolés de la Crète et de Rhodes des priorités, car ce sont les INI les plus peuplées.
(82)
À partie du 17 février 2016, et sur chaque année par la suite jusqu'au 17 février 2019, DEDDIE devrait établir un rapport qui serait approuvé par l'AREG et indiquerait pour quels motifs l'ouverture du marché n'a pas encore eu lieu sur tel ou tel réseau isolé d'une INI. Ce rapport devrait être publié et notifié par la Commission.
4.4.3. La dérogation aux dispositions du chapitre VIII ne couvre pas l'article 34 sur l'accès de tiers au réseau
(83)
La demande concerne une dérogation au chapitre VIII de la directive 2009/72/CE et, partant, peut être réputée inclure une demande de dérogation à l'article 34 concernant les lignes directes au sens de l'article 2, paragraphe 15, de la directive 2009/72/CE.
(84)
La demande ne précise pas si la dérogation demandée porte également sur l'article 34 de la directive 2009/72/CE.
(85)
De ce fait, même si la demande a pour objet une dérogation à l'article 34 de la directive 2009/72/CE, une telle dérogation ne doit pas être accordée, car aucun motif la justifiant n'a été communiqué.
4.4.4. Interconnexions - demande de dérogation aux chapitres III et VIII
(86)
La présente dérogation concerne les microréseaux isolés qui, précisément, se caractérisent par le fait qu'ils ne sont pas ou, dans le cas des petits réseaux isolés, ne sont que dans une très faible mesure interconnectés avec d'autres réseaux électriques.
(87)
Néanmoins:
a)
selon le plan décennal de développement récemment approuvé du gestionnaire de réseau de transport grec, ADMIE (gestionnaire autonome du transport de l'électricité), l'interconnexion des Cyclades est attendue pour 2018 et sera réalisée en trois phases, certaines îles de Cyclades étant interconnectées au réseau grec interconnecté bien avant cette date;
b)
en outre, l'interconnexion de la Crète est attendue pour 2020. Les parties pertinentes du projet pour les trois premières années ont été incluses dans le plan décennal de développement de l'ADMIE, approuvé en 2013. Le plan définitif doit être inclus dans la version du plan décennal de développement qui sera approuvé en 2014.
(88)
Il est nécessaire de prévoir explicitement que la présente dérogation pour un réseau isolé donné cesse automatiquement dès qu'une interconnexion de ce réseau avec le réseau grec interconnecté est pleinement opérationnelle.
(89)
DEDDIE, bien que juridiquement et fonctionnellement séparé, est détenu à 100 % par la CPE. Contrairement à un gestionnaire de réseau de distribution au sens de la directive 2009/72/CE, DEDDIE est également chargé de tâches étendues de gestion des réseaux isolés des INI et de gestion de la production sur les INI, notamment en relation avec la capacité de production conventionnelle détenue par la CPE et donc, sa rémunération économique. Comme indiqué plus haut, l'interconnexion a des répercussions sur la viabilité économique des centrales électriques conventionnelles installées dans les réseaux isolés sur les INI.
(90)
Des dérogations ne devraient être accordées que si elles sont proportionnées et ne vont pas au-delà de ce qui est strictement nécessaire. Il faut donc prévoir des incitations claires et assurer la transparence en ce qui concerne les décisions d'interconnecter les réseaux isolés des INI.
(91)
L'article 108 de la loi 4001/2011 dispose que:
«L'ADMIE SA soumet un plan décennal de développement du réseau grec de transport de l'électricité à l'AREG pour le 31 mars de chaque année […]. Le plan décennal de développement du réseau grec de transport de l'électricité: […] c) prévoit une étude coût-bénéfice technique et financière pour les grands ouvrages de transport, […], en particulier […] les interconnexions entre les îles et le réseau de transport, notamment un calendrier ainsi que les besoins estimatifs en trésorerie et en financement pour tous les projets d'investissement.»
(92)
Afin de garantir l'existence d'incitations claires et la transparence en ce qui concerne les décisions d'interconnecter les réseaux isolés des INI, les autorités grecques devraient veiller à ce que:
a)
aux fins de l'autorisation ou de l'adjudication de capacités existantes ou nouvelles destinées à un réseau isolé donné sur une INI, ADMIE, DEDDIE et l'AREG étudient systématiquement la possibilité d'interconnecter le réseau isolé dont l'INI en cause fait partie. Cette autorisation pour les capacités existantes ou nouvelles devrait être refusée si la construction d'une interconnexion est plus efficace au regard des coûts. Les coûts doivent inclure tous les coûts de fourniture de l'électricité aux clients finaux au sein du réseau isolé, y compris la compensation des OSP sur les INI;
b)
l'étude coût-bénéfice pour les grands ouvrages de transport par l'ADMIE prévue à l'article 108 de la loi 4001/2011 ne prend en considération que les coûts efficaces d'investissement et de gestion de l'interconnexion. En particulier, elle ne doit pas prendre en considération les recettes perdues ou l'amortissement des actifs de production déjà installés sur les INI;
c)
l'AREG publie, en relation avec le plan décennal d'investissement de l'ADMIE prévu à l'article 108 de la loi 4001/2011, les coûts globaux, y compris la compensation pour les OSP sur les INI, de la fourniture d'électricité aux clients dans chaque réseau isolé sur les INI. Sauf si la construction d'une interconnexion est intégrée au plan décennal de l'ADMIE comme prévu l'article 108 de la loi 4001/2011 et tel qu'approuvé par l'AREG, celle-ci, de sa propre initiative ou sur simple demande d'un tiers, organise un appel d'offres comme prévu à l'article 22, paragraphe 7, point b), de la directive 2009/72/CE pour la construction d'une interconnexion avec un ou plusieurs réseaux isolés sur des INI. Une interconnexion devrait être construite si elle abaisse les coûts globaux, y compris la compensation des OSP sur les INI, de la fourniture d'électricité aux clients sur les INI;
d)
l'AREG fixe un délai clair pour l'achèvement de la construction d'une interconnexion. Si l'interconnexion n'est pas construite ou n'est pas achevée dans le délai fixé par l'AREG, des dommages sont réclamés pour la non-réalisation des économies de coût.
4.5. DURÉE
(93)
Il est nécessaire de revoir les faits sur lesquels se fondent la présente dérogation, en particulier après l'expiration du délai prévu pour l'achèvement des plans d'interconnexion de certains réseaux isolés et des délais pour l'installation des infrastructures prévues à l'article 237 du code INI.
(94)
Par conséquent, les dérogations éventuelles seront valables jusqu'au 1er janvier 2021.
4.6. EFFET RÉTROACTIF
(95)
Comme indiqué plus haut, la demande du 17 janvier 2012 a renouvelé la demande initiale déposée en 2003.
(96)
L'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE, abrogée par la directive 2009/72/CE, contient également des dispositions autorisant les États membres à demander des dérogations à certaines dispositions de cette directive en cas de problèmes importants dans la gestion des petits réseaux et microréseaux isolés. En application de l'article 48 de la directive 2009/72/CE, les références à l'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE, abrogée, s'entendent comme des références à l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE.
(97)
Les définitions des petits réseaux et microréseaux isolés figurant à l'article 2, paragraphes 26 et 27, de la directive 2003/54/CE sont identiques à celles figurant à l'article 2, paragraphes 26 et 27, de la directive 2009/72/CE.
(98)
Ces définitions font toutes deux référence à la demande d'électricité, en 1996, dans les réseaux isolés, qui n'a pas changé. En outre, la Crète n'était pas interconnectée au réseau grec interconnecté, en 2003 ni en 2012, et ne le sera pas au moment où prendra effet la présente décision concernant une dérogation.
(99)
De ce fait, tous les petits réseaux et microréseaux isolés qui répondent à la définition de l'un ou l'autre type de réseau et inclus dans la demande étaient conformes à cette définition lors de la demande initiale et le seront lorsque la présente décision prendra effet.
(100)
Il n'y a donc eu aucun changement juridique ou factuel en ce qui concerne les petits réseaux et microréseaux isolés qui peuvent bénéficier d'une dérogation à la directive 2003/54/CE et à la directive 2009/72/CE.
(101)
L'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE autorisait l'octroi de dérogations à son chapitre III, qui contient des dispositions, comme celles du chapitre III de la directive 2009/72/CE, concernant les procédures d'autorisation et d'appel d'offres pour de nouvelles capacités.
(102)
L'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE autorisait l'octroi de dérogations à son chapitre VII, qui contient des dispositions, comme celles du chapitre VIII de la directive 2009/72/CE, concernant l'accès de tiers au réseau, l'ouverture du marché et les lignes directes.
(103)
Si la Commission avait accordé une dérogation en réponse à la demande initiale, elle aurait pu le faire dans les mêmes conditions que la présente dérogation en application de la directive 2009/72/CE.
(104)
En outre, aucun changement dans les circonstances factuelles n'est survenu depuis 2003. En effet, la situation géographique des INI, les facteurs économiques régissant le fonctionnement des systèmes électriques au sein des réseaux isolés des INI et la nature des problèmes importants qui se posent dans l'exploitation de centrales électriques conventionnelles au sein des réseaux isolés des INI n'ont pas matériellement changé depuis 2003.
(105)
La demande initiale est pendante depuis 2003. L'inaction de la Commission ne doit pas être au détriment de la République hellénique. La République hellénique s'est acquittée de ses obligations au titre de l'article de l'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE et de l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE et a déposé une demande dûment motivée de dérogation à ces articles pour les réseaux isolés sur les INI.
(106)
Il est donc approprié que la présente dérogation prenne effet à partir de la date de notification de la demande initiale, à savoir le 5 décembre 2003,
A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:
Article premier
La présente décision s'applique aux petits réseaux isolés et aux microréseaux isolés figurant dans le tableau.
Aux fins de la présente décision, la Crète constitue un petit réseau isolé, tandis que tous les autres réseaux isolés constituent des microréseaux isolés.
Article 2
1. Une dérogation aux dispositions de l'article 33 de la directive 2009/72/CE est accordée pour les petits réseaux isolés et les microréseaux isolés.
2. La présente dérogation est valable jusqu'au 17 février 2016 ou jusqu'à l'installation complète des infrastructures, comme prévu à l'article 237, paragraphe 7, du code INI, si celle-ci survient plus tard. En tout état de cause, la présente dérogation cesse de s'appliquer le 17 février 2019.
3. Les autorités grecques établissent pour le 17 février 2015 un plan d'investissement dans les infrastructures comme prévu à l'article 237, paragraphe 7, du code INI, indiquant, pour chaque réseau isolé des INI, la date à laquelle les infrastructures seront entièrement installées. Ce plan accorde la priorité à la Crète et à Rhodes.
4. À partir du 17 février 2016, et chaque année par la suite jusqu'au 17 février 2019, les autorités grecques établissent un rapport précisant, pour chaque réseau isolé des INI: a) si l'ouverture du marché a eu lieu; b) le statut des investissements dans les infrastructures en relation avec le plan y afférent; c) les problèmes importants et matériels qui persistent en relation avec l'ouverture du marché; d) si ces problèmes peuvent être directement attribués à l'inachèvement des investissements dans les infrastructures prévues à l'article 237, paragraphe 7, du code INI.
Article 3
1. Une dérogation aux dispositions de l'article 7, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE est accordée, selon laquelle les autorisations de la rénovation, la modernisation et l'expansion de la capacité conventionnelle existante au sein des microréseaux isolés peuvent être octroyées directement à la CPE.
2. Aux fins de la présente dérogation:
a)
la capacité de production conventionnelle existante inclut les projets de rénovation, modernisation et expansion de la capacité de production conventionnelle faisant l'objet d'une licence délivrée par l'AREG en cours de validité à la date de notification de la présente décision;
b)
la démolition complète de la principale capacité de production sur un site existant et son remplacement par une nouvelle installation de production électrique n'est pas considérée comme une capacité existante mais comme la construction d'une nouvelle capacité;
c)
l'implantation d'une capacité de production conventionnelle temporaire à l'intérieur du périmètre de la capacité existante constitue une extension de la capacité existante.
3. À l'expiration de l'autorisation octroyée conformément au premier paragraphe, cette autorisation peut être prolongée, à la discrétion de l'AREG, pour autant que les retards soient dus à des motifs entièrement indépendants de la volonté de la CPE.
4. La présente dérogation ne s'applique plus aux autorisations accordées en application du premier paragraphe qui ont expiré ou ont été annulées.
5. Toutes les autres dispositions de l'article 7 de la directive 2009/72/CE continuent de s'appliquer pleinement.
6. La présente dérogation est valable jusqu'au 1er janvier 2021.
Article 4
1. Les dérogations prévues dans la présente décision ne s'appliquent plus aux petits réseaux isolés ni aux microréseaux isolés dès lors qu'ils sont raccordés au réseau interconnecté.
2. Les autorités grecques:
a)
étudient systématiquement, aux fins de l'autorisation ou de l'adjudication de nouvelles capacités dans un réseau isolé d'une INI donnée, la possibilité d'interconnecter le réseau isolé dont l'INI en cause fait partie. Une autorisation pour des capacités nouvelles est refusée si la construction d'une interconnexion est plus efficace au regard des coûts. Les coûts incluent tous les coûts de fourniture de l'électricité aux clients finaux au sein du réseau isolé, y compris la compensation des OSP sur les INI;
b)
veillent à ce que l'étude coût-bénéfice pour les grands ouvrages de transport par l'ADMIE, telle que prévue à l'article 108 de la loi 4001/2011, ne prenne en considération que les coûts efficaces d'investissement et de gestion de l'interconnexion projetée. Cette étude ne prend pas en considération les recettes perdues ou l'amortissement des actifs de production déjà installés sur les INI;
c)
publient, en relation avec le plan décennal d'investissement de l'ADMIE prévu à l'article 108 de la loi 4001/2011, les coûts globaux, y compris la compensation pour les OSP sur les INI, de la fourniture d'électricité aux clients dans chaque réseau isolé sur les INI. Sauf si la construction d'une interconnexion est intégrée au plan décennal de l'ADMIE comme prévu l'article 108 de la loi 4001/2011 et tel qu'approuvé par l'AREG, les autorités grecques, de leur propre initiative ou sur simple demande d'un tiers, organisent un appel d'offres comme prévu à l'article 22, paragraphe 7, point b), de la directive 2009/72/CE pour la construction d'une interconnexion avec un ou plusieurs réseaux isolés sur des INI. Une interconnexion est construite si sa construction abaisse les coûts globaux, y compris la compensation des OSP sur les INI, de la fourniture d'électricité aux clients sur les INI;
d)
fixent un délai clair pour l'achèvement de la construction d'une interconnexion. Si l'interconnexion n'est pas construite ou n'est pas construite dans le délai fixé, les autorités grecques réclament des dommages pour les économies de coûts non réalisées.
Article 5
La présente décision est applicable à partir du 5 décembre 2003.
Article 6
La République hellénique est destinataire de la présente décision.
Fait à Bruxelles, le 14 août 2014.