РЕШЕНИЕ НА КОМИСИЯТА
от 14 август 2014 година
за предоставяне на Република Гърция на дерогация от определени разпоредби на Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета
(нотифицирано под номер С(2014) 5902)
(2014/536/ЕС)
ЕВРОПЕЙСКАТА КОМИСИЯ,
като взе предвид Договора за функционирането на Европейския съюз,
като взе предвид Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за отмяна на Директива 2003/54/ЕО (1), и по-специално член 44, параграф 1 и член 48 от нея,
като взе предвид заявленията на Република Гърция от 17 януари 2012 г. и 5 декември 2013 г.,
след като информира държавите членки за заявлението,
като има предвид, че:
1. ПРОЦЕДУРА
(1)
На 17 януари 2012 г. гръцкото Министерство на околната среда, енергетиката и климатичните промени (YPEKA) подаде заявление (по-долу наричано „заявлението“) до Комисията съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО за дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО за определени гръцки острови, които не са свързани с електроенергийната система на континентална Гърция (несвързаните с електроенергийната система острови, по-долу наричани „НЕСО“).
(2)
На 12 септември 2012 г. Комисията поиска от енергийния регулаторен орган (по-долу наричан „ЕРО“) на Гърция да представи коментари във връзка със заявлението. ЕРО отговори на искането на 16 ноември 2012 г. (по-долу този отговор е наричан „становището на ЕРО“).
(3)
ЕРО представи допълнителни доводи в подкрепа на заявлението на 17 декември 2013 г., 23 декември 2013 г., 4 февруари 2014 г., 28 февруари 2014 г. и 17 март 2014 г.
(4)
На 14 март 2014 г. (с допълнение, изпратено на 20 март 2014 г.) Комисията информира държавите членки за заявлението в съответствие с член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, с искане за представяне на становища до 25 март 2014 г. при необходимост. Не бяха представени становища.
(5)
Със заявлението си YPEKA поднови искането, подадено от Министерството на развитието на 5 декември 2003 г. в съответствие с член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (2) (по-долу наричано „първоначалното заявление“) за дерогация от определени разпоредби на Директива 2003/54/ЕО. Въпреки че бяха предприети предварителни стъпки за разглеждане на първоначалното заявление, дерогацията съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО не беше нито предоставена, нито отказана.
2. ЗАЯВЛЕНИЕТО, ПОДАДЕНО ОТ YPEKA
2.1. ОБХВАТ НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ
(6)
В заявлението се иска дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО.
(7)
Глава III от Директива 2009/72/ЕО се отнася до разрешителната процедура и обявяването на търгове за нови мощности. Глава VIII се отнася до достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
2.2. НАСТОЯЩА ОРГАНИЗАЦИЯ НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА НА НЕСО
(8)
Гръцките енергийни пазари са регулирани основно от гръцкия Закон 4001/2011, с който се транспонира Директива 2009/72/ЕО. Закон 4001/2011 влезе в сила на 22 август 2011 г.
(9)
„DEDDIE“ SA (по-долу наричан „DEDDIE“) е основният гръцки електроенергиен системен оператор, който е 100 % собственост на предприятието „Public Power Corporation“ (по-долу наричано „PPC“), историческият гръцки производител и доставчик на електроенергия, но юридически и функционално е отделен от него. Свързаните с мрежата активи, управлявани от DEDDIE, са собственост на PPC.
(10)
Съгласно член 127 от Закон 4001/2011 DEDDIE отговаря за развитието, експлоатацията и поддръжката на електроразпределителната система на Гърция, която включва електроразпределителната система на НЕСО.
(11)
Освен това DEDDIE отговаря за експлоатацията на електроенергийните системи на НЕСО. Това включва: i) изготвянето на план за разработване на производствени мощности за изолирани микросистеми, включително програма за свързване с други НЕСО; ii) гарантиране на наличието на необходимите обекти за инсталиране на нови производствени мощности с цел увеличаване на съществуващия капацитет или за доставка на компоненти и разширяване на електроразпределителната система на Гърция към несвързаните с електроенергийната система острови и изолираните микросистеми; iii) сключване на договори с притежатели на разрешителни, регулиращи доставките на електроенергия от и за системата, предоставянето на допълнителни услуги за електроразпределителните системи на НЕСО и възнаграждението на производителите на електроенергия, таксите за клиентите и доставчиците за доставената им електроенергия, както и други кредити и дебити по специални сметки, като тези за възнаграждението за задължения за обществени услуги.
(12)
Член 137, параграф 1 от Закон 4001/2011 гласи, че всички потребители на електроенергия ще се класифицират като привилегировани клиенти с изключение на клиентите, установени в рамките на изолирани микросистеми, при спазване на член 139 от същия закон.
(13)
Съгласно член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011:
„С изключение на случаите, в които електроенергията се произвежда от възобновяеми енергийни източници или от високоефективно комбинирано производство, или от хибридни електроцентрали, както и в случай на производители на енергия за собствени нужди, при предоставяне на дерогация съгласно разпоредбите на член 139 разрешение за производство се дава единствено на PPC SA в съответствие с определени разпоредби във връзка с разрешаването. PPC SA отговаря за непрекъснатото снабдяване на изолираните микросистеми, за които получава разрешение, както и за гарантирането на дългосрочното финансово управление на електроенергийните системи на тези острови.“
(14)
Съгласно член 134 от Закон 4001/2011:
„Без да се засягат разпоредбите на член 139 от настоящия закон, разрешения за снабдяване за изолирани микромрежи ще се издават единствено на PPC SA в съответствие с изискванията на разпоредбите във връзка с разрешенията. PPC SA трябва да снабдява непривилегированите клиенти с електроенергия при поискване.“
(15)
Съгласно член 139 от Закон 4001/2011 дерогации от разпоредбите на Закон 4001/2011 могат да се предоставят в съответствие с разпоредбите на член 44 от Директива 2009/72/ЕО.
(16)
В Министерско решение № PD5/EL/B/F IB/12924, прието в съответствие с член 28 от гръцкия Закон 3426/2005, се постановява, че снабдяването с електроенергия на клиенти от НЕСО от който и да е производител на електроенергия представлява задължение за обществена услуга за НЕСО („ЗОО за НЕСО“) от общ икономически интерес. По съображения във връзка със социалното сближаване доставчиците на електроенергия в НЕСО трябва да доставят електроенергия на цена, равна, според категориите потребители, на цената за взаимосвързаната система на Гърция.
(17)
Член 52 от гръцкия Закон 4001/2011 гласи, че клиентите от несвързани с електроенергийната система острови имат право на специални услуги както по отношение на цената, така и по отношение на качеството и сигурността на доставките, както и на прозрачност на договорните условия. В замяна на изпълнението на ЗОО доставчиците на ЗОО за НЕСО получават финансова компенсация, която се изчислява въз основа на методика, установена с Решение 24/2014 (3) на ЕРО. Тази методика се основава на разликата между пълните производствени разходи (променливи и постоянни) за несвързаните с електроенергийната система острови и пълната пазарна цена за доставчиците във взаимосвързаната система (пределни разходи на системата плюс всички други механизми във взаимосвързаната система на Гърция). Компенсацията за ЗОО за НЕСО се изчислява на месечна основа и за всяка автономна островна система и подлежи на контрол от страна на ЕРО. Компенсацията за ЗОО за НЕСО се набира чрез такса, наложена на всички клиенти, включително клиентите от НЕСО (4). Механизмът на ЗОО за НЕСО се управлява от LAGIE, гръцкия държавен пазарен оператор. В Министерско решение № D5-EL/B/F1/oik.27547 от декември 2011 г. (5), основаващо се на разпоредбите на член 55, параграф 3 от Закон 4001/2011, се постановява, че ЗОО за НЕСО се предлага от всички доставчици, следователно всички доставчици отговарят на условията за компенсация във връзка със ЗОО за НЕСО.
(18)
Вторичното законодателство урежда по-подробно доставките и производството на електроенергия за НЕСО. По-специално в своето Решение № 39/2014 от 28 януари 2014 г. ЕРО прие Кодекс за управление на електроенергийните системи на несвързаните с електроенергийната система острови („Кодексът за НЕСО“), който урежда много въпроси, свързани с функционирането на изолираните системи на НЕСО, включително отварянето на пазара, уреждането на финансовите отношения и производството на електроенергия. Кодексът за НЕСО влезе в сила в деня на публикуването му, т.е. на 17 февруари 2014 г.
2.3. Съществени проблеми във връзка с функционирането на изолираните системи
(19)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с функционирането на гръцките изолирани електроенергийни системи:
а)
големите разлики в потреблението на електроенергия в изолираните микросистеми, които още повече изпъкват на фона на: i) туристическия аспект на икономическото развитие на островите; и ii) навлизането на възобновяемите енергийни източници (ВЕИ).
Тези фактори оказват отрицателно въздействие както върху коефициента на натоварване на топлинните или конвенционалните производствени мощности, така и върху възможността за възстановяване на инвестиционните разходи за такива производствени мощности;
б)
големите разлики в метеорологичните условия на островите, които се отразяват на потреблението и причиняват неизправности във функционирането на системите за производство на електроенергия, като в резултат от това се изисква поддържане на значителни резерви.
(20)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с развитието на конвенционално производство на електроенергия в рамките на гръцките изолирани малки електроенергийни системи:
а)
затрудненията или дори невъзможността да се намерят подходящи местоположения за нови конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми, основно поради съпротивата от страна на обществеността;
б)
малкият размер на НЕСО, който поражда големи обрати в дългосрочното планиране в областта на развитието на топлинно производство на електроенергия в резултат на непредвидими инвестиции на потребителите на електроенергия (например големи туристически комплекси или пристанищни съоръжения), което изисква навременна и гъвкава реакция в отговор на потреблението на електроенергия;
в)
очаква се потреблението на електроенергия в изолираните системи на НЕСО да нараства с 2 % годишно до 2017 г. Въпреки че на PPC са предоставени разрешения да инсталира необходимите допълнителни мощности и тази инсталация вече е насрочена (очаква се 2017 г. тя да покрие потреблението на електроенергия на всички НЕСО заедно с необходимите резерви), спазването на времевия график невинаги е възможно;
г)
ниското натоварване, големите колебания в натоварването и все по-широкото навлизане на ВЕИ в повечето изолирани микросистеми ограничават достъпните технологични решения за конвенционално производство, ограничавайки избора до малки производствени инсталации, използващи за гориво мазут (котелно гориво) с ниско съдържание на сяра или леки дестилатни горива;
д)
процедурите за възлагане на обществени поръчки за нови мощности са времеемки. От момента на предоставянето на разрешение до пускането в експлоатацията на електроцентралите изминават между две и половина и три години;
е)
разработването на планове за изграждане на междусистемни връзки между взаимосвързаната система на Гърция и изолираните микросистеми на НЕСО намалява интереса към инвестиции в конвенционални мощности на НЕСО. Планирани са проекти за междусистемни връзки с Цикладските острови и остров Крит.
(21)
Вследствие на това редовно трябва да се намират решения при аварийни ситуации, като например наемането на мобилни дизелови генератори или газови турбини за производство на електроенергия. Необходимостта от искане на разрешение за производство на електроенергия при всяка аварийна ситуация е нежелателна, тъй като води до неизгодно икономически наемане вместо закупуване. В заявлението са предоставени редица примери, при които непредвидени обстоятелства са довели до по-дълговременно използване на мобилни генератори за производство на електроенергия.
(22)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с отварянето на пазара на изолираните електроенергийни системи на НЕСО:
а)
с цел да се позволи отваряне на пазара е необходимо да се разработи и инсталира специфична инфраструктура в изолираните системи на НЕСО. Тази инфраструктура включва изграждането на контролни центрове за: i) ежедневното планиране на производство; и ii) уреждането на финансовите отношения във всяка изолирана система чрез преразпределяне на производствените разходи във всяка изолирана система към активните доставчици в нея.
Необходимата инфраструктура е скъпа, а разходите се поемат от клиентите;
б)
вследствие на ЗОО за НЕСО цените на дребно на електроенергията са еднакви за всички категории клиенти на цялата територия на Гърция. Следователно по-високите производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да се възстановяват на активните доставчици в НЕСО чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти.
Твърди се, че големите разлики в размера на средногодишните променливи производствени разходи за всеки НЕСО ще усложнят механизма за уреждане на финансовите отношения.
(23)
Впоследствие YPEKA изрази становището, че развитието на инфраструктурата, необходима за функционирането и надзора на електроенергийния пазар, в съчетание с отварянето на пазара на изолираните системи на НЕСО, води до разходи, които надвишават потенциалните ползи за потребителите от отварянето на пазара.
(24)
В заявлението не се посочва срок на действие на исканата дерогация.
3. СТАНОВИЩЕТО НА ЕРО
3.1. ОБХВАТ НА ДЕРОГАЦИЯТА
3.1.1. Дерогация от глава III от Директива 2009/72/ЕО
(25)
ЕРО счита, че дерогацията от глава III в съответствие с член 44, параграф 1 следва да не засяга инсталирането на нови производствени мощности, които могат да бъдат разработени в една изолирана система, а само преустройството, осъвременяването и разширяването на съществуващите производствени мощности. Съществуващите производствени мощности се състоят от електроцентрали, които вече са в експлоатация или са в процес на изграждане на НЕСО. Всяка нова електроцентрала, която ще бъде изградена на тези острови, се счита за нова производствена мощност.
(26)
ЕРО отбелязва, че през последните две десетилетия независимите производители на електроенергия (наричани по-долу „НПЕ“) (т.е. различни от PPC) са проявили силен интерес към разработването на ВЕИ и централи за комбинирано производство на електроенергия във всички изолирани микросистеми. Затова следва да не се ограничава достъпът на трети страни до електроенергийните системи на всички НЕСО с оглед разработването на ВЕИ и на комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия (ТЕЕ).
(27)
ЕРО посочва, че не възразява срещу предоставянето на дерогация за пускането в действие на нови конвенционални електроцентрали, ако бъдат спазени определени условия. В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО обаче не е предвидена възможността за дерогация за нови мощности.
(28)
ЕРО счита, че разширяването на мощностите на съществуващите конвенционални електроцентрали се отнася основно до краткосрочен недостиг на мощност в рамките на НЕСО, породен от неочаквани щети върху съществуващите мощности или от забавената инсталация на нови мощности, особено по време на периоди на засилено потребление (например върховите периоди през лятото). Тези разширения са предмет на открита тръжна процедура съгласно член 8 от Директива 2009/72/ЕО. Тази процедура е времеемка и не е подходяща с оглед неотложното естество на необходимите действия при аварийни ситуации.
(29)
ЕРО приема, че PPC следва да покрива такива аварийни ситуации. Като се има предвид, че PPC е в състояние да придвижва конвенционални мобилни агрегати за производство на електроенергия от острови, на които има излишък на мощности, към онези, страдащи от недостиг на мощности, това решение може да се окаже и икономически най-изгодно.
(30)
ЕРО подчертава, че всяка дерогация трябва да дава възможност за определяне на подходящите процедури за издаване на разрешение за случаи на аварийни ситуации, и по-специално кои от посочените в член 7 от Директива 2009/72/ЕО критерии трябва да бъдат проверени от издаващите разрешения компетентни органи.
(31)
ЕРО счита, че дерогацията следва да се предостави с ограничен срок на действие, например за не повече от 10 години.
3.1.2. Дерогация от глава VIII от Директивата
(32)
Според ЕРО снабдяването с електроенергия на НЕСО на практика е свързано със ЗОО за НЕСО и компенсацията за ЗОО за НЕСО, тъй като i) разходите за производство за електроенергия на НЕСО са значително по-високи отколкото на континенталната част на страната и ii) гръцката държава изисква единно ценообразуване на цялата територия на страната по категории клиенти.
(33)
В Кодекса за НЕСО се предвижда монтирането на определено измервателно и записващо оборудване на НЕСО за почасово измерване, центрове за енергийно управление и контрол, за наблюдение и свързани ИТ системи. ЕРО поддържа становището, че тази инфраструктура е крайно необходима с цел:
а)
гарантиране, че разходите за ЗОО са прозрачни, недискриминационни и могат да бъдат проверени;
б)
правилното функциониране и стабилното управление на самите електроенергийни системи, така че да се постигне най-икономичен режим на работа и оттам - по-голямо намаление на таксите за ЗОО за НЕСО за потребителите на електроенергия;
в)
осъществяване на по-широко навлизане на ВЕИ и на комбинираното производство на електроенергия, включително технологии за ВЕИ със сложни и специални изисквания във връзка с управлението им, например ВЕИ с акумулиране на електроенергията, слънчево-топлинни електроцентрали и т.н.;
г)
гарантиране на необходимата прозрачност в управлението на изолираните системи, като по този начин се гарантира недискриминационно отношение за всички участници на пазара, по-специално за производителите.
(34)
ЕРО съответно твърди, че независимо от това, дали един или повече доставчици имат разрешение да осъществяват дейност в рамките на изолирана микросистема, тази инфраструктура трябва да бъде инсталирана в изолираните системи на НЕСО.
(35)
Очаква се разходите за инсталиране на тази инфраструктура да не надхвърлят 20 до 30 млн. EUR за всички НЕСО, включително Крит и Родос. ЕРО счита тази сума за разумна, особено като се вземат предвид очакваните ползи, т.е. осигуряването на прозрачност и проверка на ЗОО за НЕСО, както и безпроблемното и контролирано функциониране на изолираните електроенергийни системи.
(36)
Противно на YPEKA, ЕРО счита, че предоставянето на разрешение на повече от един доставчик за осъществяване на дейност в определена изолирана система на НЕСО няма да доведе до значителни допълнителни разходи във връзка с необходимата инфраструктура, тъй като във всеки случай същата инфраструктура вече е необходима за ежедневното планиране на разположените на НЕСО инсталации за производство на електроенергия, за уреждането на финансовите отношения и за осигуряване на ЗОО за НЕСО.
(37)
Освен това ЕРО счита, че предоставянето на разрешение за осъществяване на дейност на повече от един доставчик ще донесе значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО.
(38)
ЕРО съответно счита, че трайното изключване на алтернативни доставчици на пазарите на НЕСО не е оправдано. Инсталирането на необходимата инфраструктура, описана по-горе, се очаква да приключи в срок от 3 до 5 години. ЕРО не би възразил срещу възможна дерогация изрично за този срок, без допълнително удължаване.
(39)
ЕРО отбелязва също, че ако статутът на която и да е изолирана система на НЕСО се промени, така че тя повече да не попада в категорията на изолираните малки или микросистеми, прилагането на дерогацията следва автоматично да се прекрати. Това може да се случи, когато изолираните системи на НЕСО се свържат с взаимосвързаната система на Гърция.
4. ОЦЕНКА
4.1. ПРАВНО ОСНОВАНИЕ ЗА ЗАЯВЛЕНИЕТО
(40)
В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО се предвижда възможността за дерогация от определени разпоредби на Директивата, като дерогацията се прилага за малки изолирани системи и изолирани микросистеми.
(41)
Съгласно член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО малка изолирана система е система с потребление под 3 000 GWh през 1996 г., при която под 5 % от годишното потребление се получава чрез свързване с други системи.
(42)
Съгласно член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО изолирана микросистема е система с потребление под 500 GWh през 1996 г., която няма връзка с други системи.
(43)
Посочените в заявлението изолирани системи се състоят от една и, в някои случаи, от няколко НЕСО (вж. колони 1 и 2 от таблицата). Дори ако една изолирана система включва няколко НЕСО, които са взаимосвързани помежду си, съставената от тези взаимосвързани НЕСО електроенергийна система е изолирана, в смисъл че не е свързана с друга електроенергийна система.
(44)
В заявлението се твърди, че 31 от 32-те изолирани системи са изолирани микросистеми, най-голямата от които е остров Родос. Изолираните микросистеми, във връзка с които е подадено заявлението, представляват 5,24 % от общите продажби на електроенергия в Гърция за 2010 г. Изолираната система на остров Крит се счита за малка изолирана система. Крит представлява 3,01 % от потреблението на електроенергия в Гърция за 2010 г.
Годишно потребление в изолираната система (ИС)
Годишно потребление (MWh)
Годишно потребление през 1996 г.
Наименование на ИС
НЕСО, които са част от ИС
1996 г.
2003 г.
2010 г.
2013 г.
3 000 GWh
500 GWh
Крит
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Да
Не
Родос
Родос
Халки
386 630
650 115
764 401
760 658
Да
Да
Кос-Калимнос
Кос
Калимнос
Липси
Лерос
Нисирос-Гиали
Тилос
Телендос
Псеримос
156 340
281 574
351 959
352 984
Да
Да
Лесбос
Лесбос
153 650
259 552
308 454
288 230
Да
Да
Хиос
Хиос
Псара
Инусес
110 480
180 868
214 449
200 042
Да
Да
Парос
Парос
Антипарос
Наксос
Ираклея
Куфонися
Схинуса
Иос
Сикинос
Фолегандрос
95 340
164 761
208 206
194 740
Да
Да
Самос
Самос
Фурни
Тимена
90 170
136 283
151 017
137 315
Да
Да
Сирос
Сирос
56 920
100 429
107 270
95 302
Да
Да
Тира
Тира
Тирасия
47 680
88 073
117 957
120 199
Да
Да
Миконос-Дилос
Миконос-Дилос
45 740
78 049
115 071
112 978
Да
Да
Лимнос
Лимнос
35 650
55 340
62 710
59 672
Да
Да
Карпатос
Карпатос
Касос
26 580
30 397
37 829
36 931
Да
Да
Милос
Милос
Кимолос
15 460
37 331
45 819
45 402
Да
Да
Икария
Икария
13 110
24 359
28 845
27 613
Да
Да
Скирос
Скирос
9 380
14 053
16 150
14 782
Да
Да
Патмос
Патмос
8 770
13 988
16 738
17 020
Да
Да
Сифнос
Сифнос
6 540
13 180
17 966
16 521
Да
Да
Сими
Сими
5 250
9 819
15 054
14 662
Да
Да
Аморгос
Аморгос
3 840
7 284
9 816
9 072
Да
Да
Китнос
Китнос
3 610
7 089
8 309
7 991
Да
Да
Серифос
Серифос
2 830
6 793
8 162
7 654
Да
Да
Астипалея
Астипалея
2 470
5 283
6 997
6 670
Да
Да
Мегисти
Мегисти
770
1 863
2 751
3 005
Да
Да
Агиос Ефстратиос
Агиос Ефстратиос
540
937
1 058
1 075
Да
Да
Анафи
Анафи
400
858
1 110
1 179
Да
Да
Отони
Отони
330
588
674
632
Да
Да
Ерикуса
Ерикуса
220
452
710
746
Да
Да
Агатониси
Агатониси
190
388
522
642
Да
Да
Донуса
Донуса
180
417
676
690
Да
Да
Антикитера
Антикитера
70
199
228
241
Да
Да
Арки-Марати
Арки-Марати
0
175
248
312
Да
Да
Гавдос
Гавдос
0
0
365
471
Да
Да
(45)
Таблицата по-горе съдържа изолираните системи, както са посочени в заявлението, и предоставя определена информация за всяка от тях. От тази информация може да се заключи, че потреблението на електроенергия през 1996 г. във всички изолирани системи, с изключение на Крит, ги квалифицира като изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО. По отношение на Крит допълнително трябва да се посочи, че тъй като Крит не е бил и все още не е свързан с друга електроенергийна система, процентният дял на задоволеното търсене чрез междусистемни електропроводи е бил и все още е 0, т.е. по-нисък от 5 %. Следователно по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО Крит представлява малка изолирана система.
(46)
В становището на ЕРО не се коментират посочените в заявлението изолирани системи.
(47)
Поради това Комисията заключава, че всички изолирани системи, както са посочени в колона 1 на таблицата по-горе, са изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО с изключение на Крит, който представлява малка изолирана система по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО.
4.2. СЪЩЕСТВЕНИ ПРОБЛЕМИ ЗА ФУНКЦИОНИРАНЕТО НА КОНВЕНЦИОНАЛНИТЕ ЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ В ИЗОЛИРАНИТЕ МИКРОСИСТЕМИ
(48)
Комисията счита, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електросистеми в изолираните микросистеми. Това се дължи по-специално на следните факти:
а)
Размерът на натоварването, което трябва да бъде достигнато на островите, не позволява инсталирането на по-големи, по-ефективни и по-рентабилни конвенционални електроцентрали, също и поради факта, че за да може дадена изолирана система да функционира в приемливи граници на безопасност, тя не може да разчита на една-единствена електроцентрала.
През 2013 г. годишното върхово натоварване на нито една от изолираните системи не е надвишило 188,5 MW. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - съответно 20,8 и 4,2 MW, са много по-ниски.
Нито една от инсталираните към момента конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми не притежава мощност над 27 MW. Средният номинален и средният реален размер на електроцентралите - съответно 3,9 и 1,1 MW, са много по-малки.
Малкият размер на натоварването, което трябва да бъде достигнато, големите разлики в потреблението, засегнато допълнително от все по-широкото навлизане на ВЕИ, също намаляват избора на технологии за конвенционалните електроцентрали, които могат да се използват в рамките на изолираните микросистеми.
Всички конвенционални производствени мощности на изолираните системи на НЕСО използват дизелово гориво или мазут.
б)
Годишните коефициенти на натоварване на всички изолирани микросистеми са ниски. Коефициентът на натоварване за 2012 г. не надвишава 0,54 в нито една от изолираните микросистеми. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - 0,38 и за двете, са още по-ниски. С оглед на приоритетния достъп до ВЕИ и на факта, че използваните тук коефициенти на натоварване отразяват цялата електроенергийна мрежа на изолираната микросистема, коефициентът на натоварване на конвенционалните електроцентрали на НЕСО е още по-нисък.
Годишният коефициент на натоварване на взаимосвързаната система на Гърция обикновено е около 50 % за всички инсталации за производство на електроенергия и 65 % за топлоелектрическите инсталации (6).
Годишният коефициент на натоварване е показателен за действителното потребление на електроенергия от електроцентралите за дадена година и следователно за способността им да реализират приходи.
Все по-широкото навлизане на ВЕИ ще намали още повече натоварването, което трябва да бъде достигнато от конвенционалните електроцентрали.
в)
Съществуват няколко проекта, чиято цел е свързването на НЕСО, по-специално Цикладските острови и остров Крит, с основната взаимосвързана система на Гърция. Както беше обяснено по-горе, конвенционалните електроцентрали на НЕСО не са толкова ефективни колкото електроцентралите, инсталирани във взаимосвързаната система, поради което е малко вероятно да бъдат икономически жизнеспособни след като НЕСО, на които са разположени, бъдат свързани с взаимосвързаната система.
Следователно възможността за свързване на дадена изолирана система представлява значителен възпиращ фактор за инвестициите в конвенционални мощности на НЕСО.
г)
Относително ниското натоварване, което трябва да бъде обслужвано, означава, че има вероятност сравнително малки обрати в потреблението да засегнат производствените мощности, необходими в рамките на дадена изолирана система. Липсата на капацитет за взаимосвързване означава, че всички промени в потреблението при необходимост трябва да съответстват на производствените мощности, разположени в рамките на изолираната микросистема.
Този фактор засилва необходимостта от бързина и гъвкавост на реакциите в отговор на по-дългосрочни обрати в потреблението.
Тази необходимост от гъвкавост се засилва още повече от затрудненията при намирането на подходящи местоположения за конвенционални електроцентрали на НЕСО, както и от продължителността на процедурите за предоставяне на разрешение.
д)
Съотношението на максималното спрямо минималното потребление през 2012 г. (7) във всички изолирани микросистеми е поне 3,35, но е по-високо, често много по-високо, за дадена изолирана микросистема. В действителност средноаритметичното и медианното съотношение на максималното спрямо минималното потребление е съответно 6,27 и 5,98.
През 2010 г. съотношението на максималното спрямо минималното потребление за взаимосвързаната система на Гърция е около 3.
По-високото съотношение на максималното спрямо минималното потребление отразява степента на гъвкавост и количеството резерви, които, дори в рамките на една година, трябва да са достъпни в рамките на производствените мощности, инсталирани в изолирана система.
В това отношение следва да се отбележи, че през 2012 г. около 60 % от потреблението в изолираните микросистеми е задоволено от мобилни генератори за производство на електроенергия.
(49)
Поради това Комисията заключава, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО, посочени в таблицата по-горе.
4.3. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА III
4.3.1. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се прилага за нови мощности.
(50)
Съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО дерогации от разпоредбите на глава III могат да се предоставят единствено доколкото те се отнасят до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности.
(51)
Следователно дерогации от глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за нови мощности.
(52)
Вместо това, предвид факта, че изолираните системи на НЕСО са електроразпределителни мрежи, в случай че посредством разрешителната процедура не успее да се осигури задоволително разрешение за нови мощности за изолираните системи на НЕСО, гръцките органи могат да обмислят прилагането на разпоредбите на член 7, параграф 3 от Директива 2009/72/ЕО и за нови малки конвенционални мощности. Такива нови малки конвенционални мощности включват например временни производствени мощности, които могат да са налични в дългосрочен план без постоянно конкретно местоположение.
4.3.2. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се приложи за остров Крит.
(53)
Както бе посочено по-горе, всички НЕСО са изолирани микросистеми, с изключение на остров Крит, който е малка изолирана система.
(54)
Следователно дерогации от разпоредбите в глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за остров Крит.
4.3.3. Дерогацията от разпоредбите на глава III не обхващат ВЕИ и електроцентрали за ТЕЕ.
(55)
В заявлението не се посочва изрично, че исканата дерогация се отнася единствено за конвенционални електроцентрали.
(56)
Член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011 обаче изрично изключва електроенергията, произведена чрез възобновяеми енергийни източници, чрез високоефективно комбинирано производство или от хибридни електроцентрали, както и случая на производители на енергия за собствени нужди, попадащи в обхвата на изключителното разрешение за производство, което може да бъде дадено на PPC. Същото следва и от член 225 от Кодекса за НЕСО.
(57)
Освен това представената обосновка е свързана единствено със съществените проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали. Всъщност се твърди, че тези електроцентрали са изправени пред съществени проблеми, в резултат ина все по-разширеното използване на ВЕИ.
(58)
Следователно дори и със заявлението да се иска предоставяне на дерогация от разпоредбите на глава III от Директива 2009/72/ЕО за електроцентрали, различни от конвенционалните електроцентрали, дерогацията не може да бъде предоставена, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.3.4. Дерогацията за разрешението за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности може да бъде предоставена.
(59)
С оглед на горепосочените съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на малките изолирани системи дерогация може да се предостави за разрешението за съществуващи конвенционални мощности, доколкото това се отнася до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи конвенционални мощности. Такова разрешение може да се предостави пряко на PPC.
(60)
За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности обхващат проекти за изграждане на конвенционални производствени мощности, за които вече е предоставено разрешение от страна на ЕРО, което не е отменено към датата на влизане в сила на настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия се счита за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност представлява разширяване на съществуваща мощност.
(61)
Въпреки това няма основания за дерогация от критериите и условията, например определените в член 7, параграф 2 от Директива 2009/72/ЕО, съгласно които се предоставя разрешение на PPC.
(62)
Нещо повече, в случай че дерогацията се предоставя пряко на PPC, е важно условията да предвиждат задълженията по отношение на датата, от която конвенционалната електроцентрала, за която е получено разрешение, трябва да функционира пълноценно, както и да включват разпоредби за гарантиране на пълно и ефективно съответствие с тези задължения. В случай на изтичане на срока на действие, по самостоятелна преценка на ЕРО такова пряко разрешение може да бъде удължено, но само ако изтичането на срока на действието му се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC. В случай на изтичане на срока на действие ЕРО следва да организира разрешителна процедура в пълно съответствие с член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, т.е. включваща участие на трети страни.
4.3.5. Дерогацията не може да обхваща обявяването на търгове за нови мощности
(63)
По определение обявяването на търгове по смисъла на член 8 от Директива 2009/72/ЕО се отнася до мощностите, които предстои да бъдат изградени и разрешени и които следователно представляват нови мощности.
(64)
Поради вече изложените по-горе причини не следва да се предоставя дерогация за нови мощности съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
4.4. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА VIII
4.4.1. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 32 относно достъпа на трети страни
(65)
ЗАЯВЛЕНИЕТО СЕ ОТНАСЯ ДО ДЕРОГАЦИЯТА ОТ ГЛАВА VIII ОТ ДИРЕКТИВА 2009/72/ЕО И СЛЕДОВАТЕЛНО МОЖЕ ДА СЕ СЧИТА, ЧЕ ВКЛЮЧВА ИСКАНЕ ЗА ДЕРОГАЦИЯ ОТ РАЗПОРЕДБИТЕ НА ЧЛЕН 32 ОТНОСНО ДОСТЪПА НА ТРЕТИ СТРАНИ („ДТС“).
(66)
В заявлението не се посочва конкретно дали исканата дерогация обхваща и член 32 от Директива 2009/72/ЕО, нито се представят причини, които да я обосновават. Вместо това Закон 4001/2011 и Кодексът за НЕСО задължават DEDDIE да предоставя недискриминационен достъп на трети страни до разпределителната система, управлявана от DEDDIE (напр. член 127 от Закон 4001/2011). Следователно такава дерогация не може да бъде предоставена.
4.4.2. Дерогация от член 33 относно отварянето на пазара и реципрочността
4.4.2.1. Няма основания за трайна дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(67)
В заявлението се твърди най-общо, че PPC следва да остане единственият доставчик с разрешение да снабдява клиентите от НЕСО въз основа на факта, че разработването на необходимата инфраструктура за функционирането и надзора на електроенергийния пазар в изолираните микросистеми, заедно с тази, необходима за отварянето на пазара за доставки от трети страни, включва оперативни разходи за оператора от НЕСО, които може да надвишат ползите, които отварянето на пазара би донесло за клиентите.
(68)
Както става ясно от становището на ЕРО, инсталираната на НЕСО инфраструктура има за цел да гарантира изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със съществуващото законодателство по един прозрачен, подлежащ на проверка и недискриминационен начин. Нещо повече, тази инфраструктура е необходима за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО от техническа и икономическа гледна точка. Следователно, тъй като инфраструктурата е необходима за спазване на тези изисквания във всички случаи, независимо от броя на доставчиците, притежаващи разрешение за извършване на дейност на НЕСО, отварянето на пазара не увеличава разходите за инфраструктурата.
(69)
Дори ако се изисква сходна инфраструктура, отварянето на пазара не е неразривно свързано с техническото функциониране на изолираните системи на НЕСО или ЗОО за НЕСО, тъй като няма причинно-следствена връзка между техническата и икономическата експлоатация на тези системи и изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания, от една страна, и въпросът, дали един или няколко доставчици имат разрешение да снабдяват потребителите на електроенергия от НЕСО, от друга страна.
(70)
Вярно е, че увеличените производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да бъдат възстановени от страна на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО, чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО за НЕСО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти. Въпреки това установяването на производствените разходи на НЕСО във всеки случай е необходимо за определяне на финансовата компенсация за ЗОО за НЕСО, независимо от броя на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО.
(71)
Единственото допълнително изискване за отваряне на пазара е преразпределянето на съответните части от ЗОО за НЕСО към всеки доставчик в зависимост от продажбите на електроенергия на неговите клиенти. Дори свързаните клиентски данни, по-специално данните от измервания, се изискват независимо дали един или повече доставчици имат разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО.
(72)
Следователно предоставянето на компенсацията за ЗОО за НЕСО на доставчиците включва единствено възможността за разпределяне на клиентските данни от измерванията към определен доставчик с разрешение, което представлява най-вече административен процес, основаващ се на информация, събирана изцяло или до голяма степен независимо от това, дали е налице отваряне на пазара на НЕСО или не. Второ, тази способност е предварително условие за правилното функциониране на който и да е пазар за доставки на електроенергия. Следователно такива разходи не могат да се приемат като основание за дерогация за отваряне на пазара, тъй като не са специфични за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и не са свързани със съществен проблем в тяхната експлоатация.
(73)
Важно е да се отбележи, че изготвянето на регистри за разпределяне към доставчиците на информацията от измервания е част от инфраструктурата, която предстои да бъде въведена. Докато въвеждането на цялата предвиждана инфраструктура ще улесни оптималната работа на изолираните електроенергийни системи, пълната реализация на свързаните с нея инвестиции не е задължително условие за постигане на отварянето на пазара.
(74)
Фактът, че може да съществува голяма разлика в стойностите на средните годишни променливи производствени разходи за различните НЕСО, е несъществен. В действителност, дори да бъде доказана, тази разлика се отнася до разходите за производство на електроенергия в рамките на изолираните системи на НЕСО. Установяването на тази сума вече се изисква за изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със законовите изисквания и освен това не е засегнато по никакъв начин от броя на доставчиците с разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО. Нещо повече, с оглед на факта, че изпълнението на ЗОО за НЕСО вече се основава на месечна система отделно за всяка изолирана система, е трудно да се повярва, че големите годишни разлики за отделните НЕСО може да породят съществени проблеми.
(75)
От горепосоченото следва, че броят на доставчиците с разрешение да снабдяват клиенти от НЕСО не е неразривно свързан нито с техническата и икономическата експлоатация на изолираните системи, нито с изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания.
(76)
Може също така да се отбележи, че отварянето на пазара ще донесе ползи, надвишаващи разходите, ако такива възникнат, за отварянето на пазара. Както отбелязва ЕРО, алтернативните доставчици на НЕСО могат да предоставят значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО чрез комбиниране на предоставянето на други услуги със снабдяването с електроенергия.
(77)
Следователно исканата трайна дерогация от член 33 следва да не се предостави.
4.4.2.2. Ограничение на срока на действие на дерогацията за изолирана система във връзка с член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(78)
С оглед на горепосоченото трябва да се признае, че отварянето на пазара изисква въвеждането на практически договорености, за да може изолираните системи на НЕСО да функционират изцяло в съответствие с кодекса за НЕСО. Практическите проблеми, свързани с отварянето на пазара, може да включват както недостъпността на необходимите регистри за разпределяне на електромерите и данните от измерванията между доставчиците, или факта, че оптималната инфраструктурна конфигурация все още не е въведена. Въз основа на това може да се предвиди предоставянето на ограничена във времето дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО.
(79)
При оценката на срока на действие на тази дерогация от глава VIII трябва да се вземат под внимание следните две съображения:
а)
както вече бе изтъкнато, най-важният елемент, необходим, за да се позволи отварянето на пазара на НЕСО, е наличието на регистър на НЕСО, който позволява разпределянето на данните от измерванията към даден доставчик. Член 327, параграф 4 от Кодекса за НЕСО постановява, че необходимият за тази цел регистър трябва да бъде завършен не по-късно от две години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО. Наличието на регистъра е необходимо условие за практическото отваряне на пазара;
б)
цялостното изпълнение на инвестиционната програма за инфраструктурата, която предстои да бъде въведена на НЕСО, определено би улеснило практическата работа по отварянето на пазара на НЕСО. Това обаче не е необходимо изискване. В член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО е изложен график, съгласно който се очаква всички НЕСО да бъдат оборудвани с допълнителната инфраструктура, която предстои да бъде инсталирана на НЕСО, не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО.
(80)
Следователно дерогацията от изискването за отваряне на пазара следва да се предостави за най-малко 2 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2016 г., с цел установяването на регистрите, които са необходими за отварянето на пазара. Тъй като цялостната инфраструктура трябва да бъде инсталирана не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, срокът на действие на дерогацията следва във всеки случай да бъде ограничен до 5 години от влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2019 г. за всяка от изолираните системи на НЕСО. Въпреки това, тъй като дерогацията е обоснована единствено в случаите, когато пред отварянето на пазара продължават да са налице съществени проблеми, които са пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурната инвестиционна програма на НЕСО, следва да се извършва редовна проверка, дали тези проблеми продължават да съществуват в дадена изолирана система на НЕСО. При тази проверка като база за сравнение следва да се използва инвестиционен план, изготвен от DEDDIE и одобрен от компетентните гръцки органи, за инсталирането на изискваната инфраструктура на НЕСО. Следователно този план следва да бъде напълно завършен и одобрен до 17 февруари 2015 г.
(81)
С цел да се избегне ненужно забавяне на отварянето на пазара инфраструктурният инвестиционен план на DEDDIE следва да бъде одобрен от ЕРО и следва да включва като приоритет изолираните системи на Крит и Родос, тъй като те са най-гъсто населените НЕСО.
(82)
Ежегодно от 17 февруари 2016 г. до 17 февруари 2019 г. DEDDIE следва да изготвя доклад, който следва да бъде одобрен от ЕРО, като в него се посочва на какви основания все още не е извършено отваряне на пазара в дадена изолирана система на НЕСО. Този доклад следва да бъде публикуван и изпратен на Комисията.
4.4.3. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 34
(83)
Заявлението се отнася до дерогация от глава VIII от Директива 2009/72/ЕО и следователно може да се счита, че включва искане за дерогация от член 34 по отношение на директните електропроводни линии по смисъла на член 2, точка 15 от Директива 2009/72/ЕО.
(84)
В заявлението не се посочва дали исканата дерогация обхваща и член 34 от Директива 2009/72/ЕО.
(85)
Следователно дори в заявлението да се иска дерогация от член 34 от Директива 2009/72/ЕО, тази дерогация следва да не се предоставя, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.4.4. Междусистемни електропроводи - заявление за дерогация от глави III и VIII
(86)
Настоящата дерогация се отнася до изолираните микросистеми, които се характеризират с факта, че нямат или, в случая на малките изолирани системи, имат много ограничена връзка с други електроенергийни системи.
(87)
Въпреки това:
а)
съгласно одобрения наскоро десетгодишен план за развитие на гръцкия оператор на преносната система - Независимия оператор на енергийната преносна система („ADMIE“ S.A, или ADMIE) - се очаква свързването на Цикладските острови да приключи до 2018 г. на три етапа, като някои от Цикладските острови ще бъдат свързани с взаимосвързаната система на Гърция много преди тази дата;
б)
нещо повече, очаква се свързването на Крит да приключи до 2020 г. Съответните части от проекта за първите три години са включени в одобрения десетгодишен план за развитите на ADMIE от 2013 г. Окончателният план трябва да бъде включен в десетгодишния план за развитие, който предстои да бъде одобрен през 2014 г.
(88)
Необходимо е да се предвиди изрично, че настоящата дерогация за дадена изолирана система се прекратява автоматично веднага щом влязат в пълна експлоатация междусистемните електропроводи между дадена изолирана система и взаимосвързаната система на Гърция.
(89)
DEDDIE, макар и юридически и функционално самостоятелен, е 100 % собственост на PPC. В противовес на задачите на оператор на разпределителна система по смисъла на Директива 2009/72/ЕО DEDDIE има възложени и разширени задачи, свързани с експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и управлението на производството на електроенергия на НЕСО, включително от конвенционалните производствени мощности, притежавани от PPC, и следователно - на тяхната икономическа възвръщаемост. Както бе посочено по-горе, взаимното свързване засяга икономическата жизнеспособност на конвенционалните електрически централи, които понастоящем са изградени в изолираните системи на НЕСО.
(90)
Дерогациите следва да се предоставят единствено ако са пропорционални и не надхвърлят строго необходимото. Поради това е необходимо да се осигурят ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО.
(91)
Член 108 от Закон 4001/2011 предвижда следното:
„До 31 март всяка година „ADMIE“ SA представя десетгодишен план за развитие на гръцката електропреносна система […]. В десетгодишния план за развитие на гръцката електропреносна система се предвижда по-конкретно: […] в) технически и финансов анализ на разходите и ползите за важни дейности по преноса на електроенергия […], по-специално […] свързващи електропроводи между островите и преносната система, включително времева рамка, очакван паричен поток и финансови изисквания за всички инвестиционни проекти.“
(92)
За да се гарантира наличието на ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО, гръцките органи следва да гарантират, че:
а)
при издаване на разрешение или обявяване на търг за обществена поръчка за съществуващи или нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО, ADMIE, DEDDIE и RAE систематично обмислят алтернативата за създаване на връзка с изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Такова разрешение за съществуващи или нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-ефективно от гледна точка на разходите. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. По-специално в него следва да не се включват пропуснатите приходи или обезценяването на активите на конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, последният ще организира, по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна, тръжна процедура, както е предвидено в член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО, за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемният електропровод следва да се изгради, ако изграждането му ще понижи общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяването с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
ЕРО определя ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в срока, заложен от ЕРО, следва да се изиска обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
4.5. СРОК НА ДЕЙСТВИЕ
(93)
Необходимо е да се направи преглед на фактите, на които се основава настоящата дерогация, по-специално след предвиденото изпълнение на плановете за свързване чрез междусистемни електропроводи на някои изолирани системи и изтичането на сроковете за инсталиране на инфраструктурата, както е предвидено в член 237 от Кодекса за НЕСО.
(94)
Следователно евентуалната дерогация ще има срок на действие до 1 януари 2021 г.
4.6. ОБРАТНО ДЕЙСТВИЕ
(95)
Както бе посочено по-горе, със заявлението от 17 януари 2012 г. беше подновено първоначалното заявление, подадено през 2003 г.
(96)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО, отменена от Директива 2009/72/ЕО, също съдържа разпоредби, позволяващи на държавите членки да подават заявления за дерогации от определени разпоредби на тази директива в случай на съществени проблеми във функционирането на малки изолирани системи и изолирани микросистеми. Съгласно член 48 от Директива 2009/72/ЕО позоваванията на отменения член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО ще се тълкуват като позовавания на член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
(97)
Определенията за малка изолирана система и изолирана микросистема, използвани в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2003/54/ЕО са идентични с използваните в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2009/72/ЕО.
(98)
И двете определения се отнасят до потреблението на електроенергия в изолирани системи през 1996 г., което не се е променило. Нещо повече, Крит не е свързан с взаимосвързаната система на Гърция нито през 2003 г., нито през 2012 г., нито към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(99)
Следователно всички изолирани микросистеми и малки изолирани системи, които отговарят на условията за изолирани микросистеми и малки изолирани системи в заявлението, са отговаряли на тези условия при подаването на първоначалното заявление и към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(100)
Следователно не са настъпили юридически и фактически промени по отношение на малките изолирани системи и изолираните микросистеми, които може да отговарят на условията за дерогация съгласно Директива 2003/54/ЕО и Директива 2009/72/ЕО.
(101)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава III на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава III от Директива 2009/72/ЕО по отношение на разрешителните процедури за нови мощности и обявяване на търгове за нови мощности.
(102)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава VII на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава VIII от Директива 2009/72/ЕО по отношение на достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
(103)
Ако Комисията бе предоставила дерогация в отговор на първоначалното заявление, това щеше да стане при същите условия както настоящата дерогация съгласно Директива 2009/72/ЕО.
(104)
Освен това от 2003 г. насам не е настъпила промяна във фактическите обстоятелства. В действителност географското положение на НЕСО, икономическите фактори, оказващи въздействие върху функционирането на електроенергийните системи на НЕСО, както и характерът на съществуващите съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО не са претърпели съществена промяна от 2003 г. насам.
(105)
Решението по първоначалното заявление се очаква от 2003 г. насам. Непредприемането на действия от страна на Комисията следва да не бъде в ущърб на Република Гърция. Република Гърция е спазила задълженията си съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО и член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО и е подала надлежно обосновано заявление за дерогация съгласно тези членове за изолираните системи на НЕСО.
(106)
Поради това е целесъобразно настоящото решение за дерогация да влезе в сила от датата на уведомлението за първоначалното заявление, т.е. от 5 декември 2003 г.,
ПРИЕ НАСТОЯЩОТО РЕШЕНИЕ:
Член 1
Настоящото решение се прилага за малките изолирани системи и изолираните микросистеми, посочени в таблицата.
За целите на настоящото решение Крит е малка изолирана система, а всички останали изолирани системи са изолирани микросистеми.
Член 2
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 33 от Директива 2009/72/ЕО за малките изолирани системи и изолираните микросистеми.
2. Настоящата дерогация има срок на действие до 17 февруари 2016 г. или до цялостното инсталиране на инфраструктурата, предвидено в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, което от двете настъпи по-късно. Във всеки случай срокът на действие на настоящата дерогация изтича на 17 февруари 2019 г.
3. До 17 февруари 2015 г. гръцките органи трябва да изготвят план за инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва до коя дата инфраструктурата ще бъде напълно инсталирана. В плана приоритет трябва да се отдаде на Крит и Родос.
4. От 17 февруари 2016 г. нататък, ежегодно до 17 февруари 2019 г., гръцките органи трябва да изготвят доклад, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва: a) дали е настъпило отваряне на пазара; б) състоянието на инфраструктурните инвестиции във връзка със съответния план; в) съществените проблеми, възпрепятстващи отварянето на пазара; и г) дали тези проблеми могат да бъдат пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО.
Член 3
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, по силата на която разрешения за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност може да се предостави пряко на PPC.
2. За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности включват проекти за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност, за която издадено от ЕРО валидно разрешение е налично към датата на уведомлението за настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия не се счита за съществуваща мощност, а за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност се счита за разширяване на съществуваща мощност.
3. В случай на изтичане на срока на действие на разрешение, издадено в съответствие с първия параграф, по самостоятелна преценка на ЕРО това разрешение може да бъде удължено, при условие че закъснението се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC.
4. Настоящата дерогация няма да се прилага в бъдеще за разрешения, издадени съгласно първия параграф, които са с изтекъл срок на действие или са отменени.
5. Всички други разпоредби на член 7 от Директива 2009/72/ЕО продължават да се прилагат.
6. Настоящата дерогация е в сила до 1 януари 2021 г.
Член 4
1. Предвидените в настоящото решение дерогации спират да се прилагат за малките изолирани системи и изолираните микросистеми след свързването им с взаимосвързаната система.
2. Гръцките органи:
а)
при провеждане на процедура за издаване на разрешение или тръжна процедура за нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО систематично обмислят алтернативата за свързване с междусистемен електропровод на изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Разрешение за нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-разходоефективно. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
гарантират, че в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, както е предвидено в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. В него следва да не се включват пропуснатите приходи във връзка с конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО, нито обезценяването на активите им;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, гръцките органи организират по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна по член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО тръжна процедура за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемен електропровод се изгражда, ако това ще доведе до намаление на общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяване с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
определят ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в заложения срок, гръцките органи изискват обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
Член 5
Настоящото решение се прилага от 5 декември 2003 г.
Член 6
Адресат на настоящото решение е Република Гърция.
Съставено в Брюксел на 14 август 2014 година.
DECISÃO DA COMISSÃO
de 14 de agosto de 2014
que concede à República Helénica uma derrogação relativamente a determinadas disposições da Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho
[notificada com o número C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
A COMISSÃO EUROPEIA,
Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia,
Tendo em conta a Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade e que revoga a Diretiva 2003/54/CE (1), nomeadamente o artigo 44.o, n.o 1, e o artigo 48.o,
Tendo em conta os pedidos apresentados pela República Helénica, de 17 de janeiro de 2012 e de 5 de dezembro de 2003,
Tendo informado os Estados-Membros dos referidos pedidos,
Considerando o seguinte:
1. PROCEDIMENTO
(1)
Em 17 de janeiro de 2012, o Ministério do Ambiente, da Energia e das Alterações Climáticas grego (adiante designado «YPEKA») apresentou um pedido (adiante designado «pedido»), à Comissão, nos termos do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, de derrogação ao disposto nos capítulos III e VIII da Diretiva 2009/72/CE para determinadas ilhas gregas que não estão interligadas à rede de eletricidade da Grécia continental (ilhas não interligadas ou «NII» na sigla em inglês).
(2)
Em 12 de setembro de 2012, a Comissão solicitou à Autoridade Reguladora do Setor da Energia da Grécia (adiante designada «ARE») que apresentasse as suas observações sobre o pedido. A ARE respondeu a este pedido a 16 de novembro de 2012 (adiante designado «parecer da ARE»).
(3)
A ARE apresentou novas observações para fundamentar o pedido em 17 de dezembro de 2013, 23 de dezembro de 2013, 4 de fevereiro de 2014, 28 de fevereiro de 2014 e 17 de março de 2014.
(4)
Em 14 de março de 2014 (com uma adenda enviada em 20 de março de 2014), a Comissão informou os Estados-Membros do pedido, em conformidade com o artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, juntamente com um pedido para apresentarem observações, se necessário, até 25 de março de 2014. Não foram apresentadas observações.
(5)
Através do seu pedido, o YPEKA renovou o pedido apresentado pelo Ministério do Desenvolvimento, em 5 de dezembro de 2003, em conformidade com o artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (2) (adiante designado «pedido inicial»), para uma derrogação relativamente a determinadas disposições da Diretiva 2003/54/CE. Embora tenham sido tomadas medidas preliminares para investigar o pedido inicial, a derrogação nos termos do artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE não foi concedida nem rejeitada.
2. PEDIDO APRESENTADO PELO YPEKA
2.1. ÂMBITO DA DERROGAÇÃO SOLICITADA
(6)
O pedido solicitava a derrogação ao disposto nos capítulos III e VIII da Diretiva 2009/72/CE.
(7)
O capítulo III da Diretiva 2009/72/CE refere-se ao procedimento de autorização e aos concursos para a criação de novas capacidades. O capítulo VIII refere-se ao acesso de terceiros, à abertura do mercado e às linhas diretas.
2.2. ORGANIZAÇÃO ATUAL DA REDE ELÉTRICA NAS NII
(8)
Os mercados de energia gregos são essencialmente regidos pela Lei grega n.o 4001/2011, que transpõe a Diretiva 2009/72/CE. A Lei n.o 4001/2011 entrou em vigor em 22 de agosto de 2011.
(9)
A empresa DEDDIE SA (adiante designada «DEDDIE») é o operador grego da rede de distribuição, detida a 100 % pela - mas jurídica e funcionalmente separada da - Public Power Corporation (adiante designada «PPC»), o produtor e fornecedor histórico de eletricidade grego. Os ativos da rede operados pela DEDDIE são propriedade da PPC.
(10)
Nos termos do artigo 127.o da Lei n.o 4001/2011, a DEDDIE é responsável pelo desenvolvimento, exploração e manutenção da rede de distribuição de eletricidade grega, que inclui as redes de distribuição de eletricidade nas NII.
(11)
Além disso, a DEDDIE é responsável pela exploração das redes de eletricidade nas NII. Essas tarefas incluem: i) elaborar um plano de desenvolvimento da produção para microrredes isoladas, incluindo um programa para as interligar a outras NII, ii) garantir que estão disponíveis os locais necessários para instalar novas capacidades de produção, expandir a capacidade existente ou os componentes de entrega e expandir a rede de distribuição de eletricidade grega a ilhas não interligadas e a microrredes isoladas, iii) celebrar contratos com os titulares de licenças que governem as entregas de eletricidade para e a partir da rede, a prestação de serviços auxiliares às redes de distribuição das NII e a remuneração dos produtores de eletricidade, os encargos dos consumidores e dos fornecedores pela eletricidade que lhes é entregue e de outros créditos e débitos relativos às contas especiais, tais como as destinadas à remuneração das obrigações de serviço público.
(12)
O artigo 137.o, n.o 1, da Lei n.o 4001/2011 prevê que todos os consumidores de eletricidade serão classificados como consumidores elegíveis, excetuando os consumidores estabelecidos nas microrredes isoladas, sob reserva do artigo 139.o da mesma lei.
(13)
Nos termos do artigo 133.o, n.o 3, da Lei n.o 4001/2011:
«Com exceção dos casos nos quais a eletricidade é produzida a partir de fontes de energia renováveis ou por centrais de cogeração ou híbridas de elevada eficiência e no caso dos autoprodutores, se tiver sido concedida uma derrogação, em conformidade com o disposto no artigo 139.o, só deve ser emitida uma licença de produção à PPC SA em conformidade com certos regulamentos relativos à concessão de licenças. A PPC SA é responsável pelo fornecimento ininterrupto às microrredes isoladas para as quais obtenha uma licença e por salvaguardar a exploração financeira a longo prazo das redes de eletricidade dessas ilhas.»
.
(14)
Nos termos do artigo 134.o da Lei n.o 4001/2011:
«Sem prejuízo do disposto no artigo 139.o da presente lei, as licenças de fornecimento para microrredes isoladas são concedidas exclusivamente à PPC SA, em conformidade com os requisitos dos regulamentos relativos à concessão de licenças. A PPC SA deve, mediante pedido, fornecer eletricidade a consumidores não elegíveis.»
.
(15)
Nos termos do artigo 139.o da Lei n.o 4001/2011, podem ser concedidas derrogações às disposições da Lei n.o 4001/2011, em conformidade com o disposto no artigo 44.o da Diretiva 2009/72/CE.
(16)
A Decisão Ministerial n.o PD5/EL/B/F IB/12924, adotada nos termos do artigo 28.o da Lei grega n.o 3426/2005, estabelece que o fornecimento de eletricidade aos consumidores das NII por parte de qualquer produtor de eletricidade constitui uma obrigação de serviço público (adiante designada «OSP das NII»), para efeitos do interesse económico geral. Por motivos de coesão social, os fornecedores de eletricidade nas NII devem fornecer eletricidade a preços iguais, por categoria de consumidor, aos praticados na rede interligada grega.
(17)
O artigo 52.o da Lei grega n.o 4001/2011 determina que os consumidores das ilhas não interligadas são elegíveis para serviços especiais tanto em termos de preço como em termos de qualidade e segurança do fornecimento, bem como em termos de transparência das cláusulas e condições contratuais. Os fornecedores com OSP nas NII recebem, em contrapartida pelo exercício da OSP, uma compensação financeira calculada com base numa metodologia estabelecida pela Decisão n.o 24/2014 da ARE (3). Esta metodologia baseia-se na diferença entre os custos totais de produção nas ilhas não interligadas (variáveis e fixos) e o preço de mercado integral com que os fornecedores se deparam na rede interligada (custos marginais da rede, juntamente com todos os restantes mecanismos da rede interligada grega). A compensação da OSP nas NII é calculada mensalmente e por rede de ilha autónoma, estando sujeita a controlo por parte da ARE. A compensação da OSP nas NII é obtida através de uma taxa que recai sobre todos os consumidores, incluindo os das NII. (4) O mecanismo da OSP nas NII é administrado pela LAGIE, o operador de mercado estatal grego. A Decisão Ministerial n.o D5-EL/B/F1/oik.27547, de dezembro de 2011 (5), que tem por base as disposições do artigo 55.o, n.o 3.o, da Lei n.o 4001/2001, determinou que a OSP nas NII deve ser disponibilizada por todos os fornecedores e, por conseguinte, todos os fornecedores são elegíveis para compensação pela OSP nas NII.
(18)
O direito derivado regulamenta mais pormenorizadamente o fornecimento e a produção de eletricidade nas NII. Em especial, através da sua Decisão n.o 39/2014, de 28 de janeiro de 2014, a ARE aprovou o Código de Gestão das Redes de Eletricidade nas Ilhas Não Interligadas (adiante designado «Código das NII»), que regula muitas questões relacionadas com o funcionamento das redes isoladas nas NII, nomeadamente a abertura do mercado, a liquidação no mercado e a produção de eletricidade. O Código das NII entrou em vigor no dia da sua publicação, ou seja, em 17 de fevereiro de 2014.
2.3. PROBLEMAS SÉRIOS RELACIONADOS COM O FUNCIONAMENTO DAS REDES ISOLADAS
(19)
O pedido salienta os seguintes problemas relacionados com o funcionamento das redes isoladas de eletricidade gregas:
a)
A grande variação na procura de eletricidade nas microrredes isoladas, exacerbada: i) pela componente turística do desenvolvimento económico das ilhas e ii) pelo aumento da penetração das fontes de energia renováveis (adiante designadas «FER»).
Esses fatores afetam negativamente o fator de carga da capacidade de produção térmica ou tradicional e a possibilidade de recuperar os custos incorridos com os investimentos nessa capacidade de produção;
b)
A grande variação das condições meteorológicas nas ilhas, que afeta a procura e provoca anomalias nos sistemas de produção e, consequentemente, requer grandes reservas.
(20)
O pedido salienta os seguintes problemas relacionados com o desenvolvimento da produção tradicional nas pequenas redes isoladas de eletricidade gregas:
a)
As dificuldades ou até mesmo a impossibilidade de encontrar locais apropriados para novas centrais elétricas tradicionais nas microrredes isoladas, principalmente devido à resistência da população;
b)
A pequena dimensão das NII, que dá origem a grandes mudanças no plano de desenvolvimento a longo prazo da produção térmica devido a investimentos imprevisíveis dos consumidores de eletricidade (tais como grandes complexos turísticos ou instalações portuárias) que requerem celeridade e flexibilidade na resposta à procura de eletricidade;
c)
Prevê-se que a procura de eletricidade nas redes isoladas das NII registe um aumento anual de 2 % até 2017. Embora tenham sido concedidas autorizações à PPC para a instalação da capacidade adicional necessária e a sua instalação já tenha sido programada (espera-se que cubra a procura de todas as NII, juntamente com as margens de reserva necessárias, até 2017), nem sempre foi possível cumprir o calendário;
d)
A pequena dimensão da carga, as grandes variações de carga e o aumento da penetração das FER na maioria das microrredes isoladas limita as soluções tecnológicas disponíveis para a produção tradicional, restringindo a escolha a pequenas instalações de produção alimentadas com óleos pesados de baixo teor de enxofre ou com óleos leves;
e)
Os procedimentos de contratação pública para novas produções de energia são demorados. Decorrem dois anos e meio a três anos desde o momento em que a autorização é concedida até ao momento em que os produtores de eletricidade começam a operar;
f)
O desenvolvimento de planos para construir interligações entre a rede interligada grega e as microrredes isoladas nas NII prejudica o interesse em investir na capacidade de produção tradicional nas NII. Os projetos de interligação com as Cíclades e Creta estão programados.
(21)
Por conseguinte, é necessário recorrer regularmente a soluções de emergência, tais como o aluguer de grupos eletrogéneos móveis alimentados a gasóleo ou turbinas a gás. Não é desejável a necessidade de autorização caso a caso para a produção de emergência, dado que dá origem ao aluguer não rentável de equipamento, em vez da aquisição. O pedido apresenta vários exemplos em que acontecimentos imprevistos deram origem à utilização a longo prazo de grupos eletrogéneos móveis.
(22)
O pedido salienta os seguintes problemas relacionados com a abertura do mercado nas redes isoladas de eletricidade nas NII:
a)
A fim de permitir a abertura do mercado, terão de ser criadas e instaladas nas redes isoladas nas NII infraestruturas específicas. Estas infraestruturas implicam a instalação de centros de controlo para gerir: i) a programação diária da produção e ii) a liquidação no mercado em cada rede isolada, redistribuindo o custo de produção em cada rede isolada pelos fornecedores ativos na mesma.
As infraestruturas necessárias são dispendiosas e o custo é suportado pelos consumidores;
b)
Devido às OSP nas NII, os preços de venda a retalho de eletricidade são os mesmos para cada categoria de consumidores em todo o território grego. O custo de produção mais elevado nas NII, em comparação com o custo de produção na rede interligada deve, por conseguinte, ser recuperado junto dos fornecedores ativos nas NII, redistribuindo a respetiva parte da compensação das OSP em função das vendas de eletricidade aos seus consumidores.
Alega-se que a grande variação nos valores do custo de produção variável médio anual por NII tornaria complexo o mecanismo de liquidação para o mercado.
(23)
Por conseguinte, o YPEKA considera que criar as infraestruturas necessárias para o funcionamento e a supervisão do mercado de eletricidade, em conjugação com a abertura do mercado nas redes isoladas das NII, acarreta custos que superam os benefícios para os consumidores que possam resultar da abertura do mercado.
(24)
O pedido não inclui a data em que a derrogação solicitada expiraria.
3. PARECER DA ARE
3.1. ÂMBITO DA DERROGAÇÃO
3.1.1. Derrogação ao disposto no capítulo III da Diretiva 2009/72/CE
(25)
A ARE considera que a derrogação ao disposto no capítulo III, em conformidade com o artigo 44.o, n.o 1, não deve aplicar-se à instalação de novas capacidades de eletricidade que possam ser criadas numa rede isolada, mas apenas à renovação, ao melhoramento ou à expansão da capacidade de produção existente. A capacidade de produção existente consiste em centrais elétricas que já operam ou se encontram em construção nas NII. Qualquer central elétrica nova que seja instalada nessas ilhas é considerada capacidade de produção nova.
(26)
A ARE observa que os produtores de eletricidade independentes (adiante designados «PEI») (isto é, que não a PPC) têm demonstrado, ao longo das duas últimas décadas, um grande interesse no desenvolvimento de FER e centrais de cogeração em todas as microrredes isoladas. Por conseguinte, o acesso de terceiros aos sistemas de eletricidade de todas as NII no que diz respeito ao desenvolvimento de FER e à produção combinada de calor e eletricidade (adiante designada «PCCE») não deve ser restringido.
(27)
A ARE afirma não se opor à concessão de uma derrogação para a ativação de novas centrais elétricas tradicionais, desde que sejam cumpridas determinadas condições. No entanto, o artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE não prevê a possibilidade de derrogação para novas capacidades.
(28)
A ARE considera que a expansão das centrais tradicionais existentes está ligada sobretudo a uma falta de capacidade a curto prazo nas NII resultante de danos inesperados na capacidade existente ou de atrasos na instalação de novas capacidades, especialmente durante os períodos de elevada procura (por exemplo, picos de verão). Estas expansões estão sujeitas a um procedimento de abertura de concurso nos termos do artigo 8.o da Diretiva 2009/72/CE. Este procedimento é moroso e não se adequa ao caráter urgente das situações de emergência.
(29)
A ARE aceita que a PPC deveria cobrir quaisquer situações de emergência. Tendo em conta que a PPC está em condições de deslocar as unidades tradicionais móveis das ilhas em que exista um excesso de capacidade para aquelas que apresentem um défice de capacidade, esta solução pode também ser a mais económica.
(30)
A ARE sublinha que qualquer derrogação deve permitir especificar o procedimento adequado de concessão de licenças em situações de emergência, e, mais especificamente, quais dos critérios mencionados no artigo 7.o da Diretiva 2009/72/CE devem ser examinados pelas autoridades competentes responsáveis pela concessão de licenças.
(31)
A ARE considera que a derrogação deve ser concedida por um período limitado, designadamente por um período máximo de 10 anos.
3.1.2. Derrogação ao disposto no capítulo VIII da Diretiva
(32)
Segundo a ARE, o fornecimento de eletricidade nas NII está associado, em termos práticos, à OSP nas NII e à compensação da OSP nas NII, porque i) o custo de produção de eletricidade nas NII é significativamente mais elevado do que no continente e ii) o Estado grego exige preços uniformes, por categoria de consumidores, em todo o seu território.
(33)
O Código das NII prevê a instalação de certos equipamentos de medição e registo nas NII para a medição horária, a gestão da energia e os centros de controlo, a monitorização e sistemas informáticos conexos. A ARE sustenta que esta infraestrutura é indispensável para:
a)
Assegurar que os custos das OSP são transparentes, não-discriminatórios e verificáveis;
b)
O funcionamento correto e a boa gestão dos próprios sistemas elétricos, a fim de lograr alcançar o modo de funcionamento mais económico e, por conseguinte, uma maior redução dos encargos da OSP nas NII para os consumidores de eletricidade;
c)
Realizar uma maior penetração das FER e da cogeração, incluindo as tecnologias de FER com requisitos complexos e especiais para a sua gestão, tais como as FER com armazenamento, centrais solares-térmicas, etc.;
d)
Garantir a necessária transparência na gestão das redes isoladas, assegurando, assim, um tratamento não discriminatório de todos os participantes no mercado, designadamente os produtores.
(34)
Por conseguinte, a ARE alega que, independentemente de um ou mais fornecedores terem licença para estarem ativos numa microrrede isolada, essa infraestrutura deve ser instalada nas redes isoladas das NII.
(35)
O custo estimado para instalar essa infraestrutura não deverá exceder 20 a 30 milhões de EUR para todas as NII, incluindo Creta e Rodes. A ARE considera este montante razoável, sobretudo tendo em conta os benefícios esperados, ou seja, assegurar a transparência e a verificação da OSP nas NII, bem como o funcionamento adequado e controlado das redes de eletricidade isoladas.
(36)
Ao contrário do YPEKA, a ARE é de opinião que a concessão de licenças a dois ou mais fornecedores para estarem ativos numa determinada rede isolada nas NII não implicará custos adicionais substanciais da infraestrutura necessária, uma vez que a mesma infraestrutura é já, em todo o caso, necessária para a programação diária das unidades de produção situadas nas NII, para a liquidação no mercado e para a prestação da OSP nas NII.
(37)
Além disso, a ARE considera existirem benefícios adicionais significativos para os consumidores das NII ao permitir que estejam ativos dois ou mais fornecedores.
(38)
Por conseguinte, a ARE é da opinião de que não se justifica a exclusão definitiva de fornecedores alternativos nos mercados das NII. A instalação da infraestrutura necessária tal como acima descrita deverá ser concluída no prazo de três a cinco anos. A ARE não se oporia a uma eventual derrogação unicamente para esse período, sem qualquer prorrogação adicional.
(39)
A ARE observa igualmente que, caso o estatuto de qualquer rede isolada nas NII se altere de modo a que a rede em causa deixe de estar incluída na categoria de pequenas redes ou microrredes isoladas, a derrogação deve cessar automaticamente. Tal poderá ocorrer se as redes isoladas nas NII forem interligadas à rede interligada grega.
4. AVALIAÇÃO
4.1. FUNDAMENTO JURÍDICO DO PEDIDO
(40)
O artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE prevê a possibilidade de derrogação de determinadas disposições da diretiva, nos casos em que a derrogação se aplique a pequenas redes isoladas e microrredes isoladas.
(41)
Nos termos do artigo 2.o, n.o 26, da Diretiva 2009/72/CE, uma pequena rede isolada é uma rede cujo consumo anual, em 1996, tenha sido inferior a 3 000 GWh e em que menos de 5 % do consumo anual seja obtido por interligação a outras redes.
(42)
Nos termos do artigo 2.o, n.o 27, da Diretiva 2009/72/CE, uma microrrede isolada é uma rede cujo consumo anual, em 1996, tenha sido inferior a 500 GWh e em que não haja qualquer ligação a outras redes.
(43)
As redes isoladas identificadas no pedido consistem numa e, ocasionalmente, em várias NII (ver colunas 1 e 2 do quadro). Mesmo que uma rede isolada consista em várias NII interligadas entre si, a rede de eletricidade constituída por essas NII interligadas está isolada, na medida em que não está ligada a qualquer outra rede de eletricidade.
(44)
O pedido alega que 31 das 32 redes isoladas são microrredes isoladas, sendo a maior a de Rodes. As microrredes isoladas relativamente às quais foi apresentado o pedido representavam 5,24 % do total de vendas de eletricidade na Grécia em 2010. A rede isolada de Creta é considerada uma pequena rede isolada. Em 2010, Creta representava 3,01 % da procura de eletricidade grega.
Procura anual por rede isolada
Procura anual (MWh)
Procura anual em 1996
Nome da RI
NII que fazem parte da RI
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Sim
Não
Rodes
Rodes
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Sim
Sim
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Sim
Sim
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Sim
Sim
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Sim
Sim
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Sim
Sim
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Sim
Sim
Ciro
Ciro
56 920
100 429
107 270
95 302
Sim
Sim
Thira
Thira
Therasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Sim
Sim
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Sim
Sim
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Sim
Sim
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Sim
Sim
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Sim
Sim
Icaria
Icaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Sim
Sim
Esquiro
Esquiro
9 380
14 053
16 150
14 782
Sim
Sim
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Sim
Sim
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Sim
Sim
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Sim
Sim
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Sim
Sim
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Sim
Sim
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Sim
Sim
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Sim
Sim
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Sim
Sim
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Sim
Sim
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Sim
Sim
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Sim
Sim
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Sim
Sim
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Sim
Sim
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Sim
Sim
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Sim
Sim
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Sim
Sim
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Sim
Sim
(45)
O quadro acima inclui as redes isoladas, tal como identificadas no pedido, e fornece certas informações sobre cada uma delas. Com base nessas informações pode deduzir-se que todas as redes isoladas, com exceção da de Creta, tinham, em 1996, uma procura de eletricidade que as qualifica como microrredes isoladas na aceção do artigo 2.o, n.o 27, da Diretiva 2009/72/CE. Relativamente à rede de Creta, deve ainda referir-se que, dado que Creta não estava e ainda não está interligada a qualquer outra rede de eletricidade, a percentagem da procura satisfeita através de interligações era, e continua a ser, igual a zero, isto é, inferior a 5 %. A rede de Creta, por conseguinte, é uma pequena rede isolada, na aceção do artigo 2.o, n.o 26, da Diretiva 2009/72/CE.
(46)
A ARE, no seu parecer, não se pronunciou sobre as redes isoladas identificadas no pedido.
(47)
A Comissão conclui, assim, que as redes isoladas, tal como identificadas na coluna 1 do quadro supra, são todas microrredes isoladas na aceção do artigo 2.o, n.o 27, da Diretiva 2009/72/CE, excetuando a de Creta, que é uma pequena rede isolada na aceção do artigo 2.o, n.o 26, da Diretiva 2009/72/CE.
4.2. PROBLEMAS SÉRIOS RELACIONADOS COM O FUNCIONAMENTO DAS CENTRAIS ELÉTRICAS TRADICIONAIS NAS MICRORREDES ISOLADAS
(48)
A Comissão considera que existem problemas sérios relacionados com o funcionamento de centrais elétricas tradicionais nas microrredes isoladas. Tal deve-se, nomeadamente, aos seguintes elementos:
a)
A dimensão da carga que tem de ser alimentada nas ilhas não permite a instalação de centrais elétricas tradicionais maiores, mais eficientes e eficazes em termos de custos; acresce que uma rede isolada, para poder funcionar dentro de margens de segurança aceitáveis, não pode apoiar-se numa única central elétrica.
O pico anual das microrredes isoladas não ultrapassou, em nenhuma, os 188,5 MW em 2013. Os picos médio e mediano de carga, de 20,8 e 4,2 MW, respetivamente, são muito menores.
Nenhuma das centrais tradicionais atualmente instaladas nas microrredes isoladas tem uma capacidade superior a 27 MW. As capacidades média e mediana, de 3,9 e 1,1 MW, respetivamente, são muito menores.
A pequena dimensão da carga a alimentar e a forte variação na procura, afetada mais ainda pelo aumento da penetração das FER, reduz igualmente a escolha de tecnologias das centrais elétricas tradicionais que podem ser utilizadas nas microrredes isoladas.
Toda a capacidade de produção tradicional das redes isoladas das NII é alimentada a gasóleo ou fuelóleo.
b)
Os fatores de carga anuais são baixos em todas as microrredes isoladas. Em 2012, o fator de carga não ultrapassou 0,54 em nenhuma das microrredes isoladas. Os picos de carga médio e mediano, de 0,38 para ambos, são ainda menores. Tendo em conta o acesso prioritário das FER e o facto de os fatores de carga utilizados refletirem a integralidade da rede de eletricidade da microrrede isolada, o fator de carga para as centrais elétricas tradicionais nas NII é ainda mais baixo.
O fator de carga anual na rede interligada grega é, normalmente, de cerca de 50 % para todas as unidades e 65 % para as unidades térmicas. (6)
O fator de carga anual é indicativo da utilização efetiva que é feita das centrais elétricas durante um determinado ano e, consequentemente, da sua capacidade de obter receitas.
A crescente penetração das FER irá reduzir ainda mais a carga a alimentar pelas centrais elétricas tradicionais.
c)
Existem vários projetos destinadas a ligar as NII, em especial as Cíclades e Creta, à principal rede interligada grega. Como acima explicado, as centrais elétricas tradicionais nas NII não são tão eficientes como as centrais elétricas instaladas na rede interligada e, por conseguinte, é pouco provável que sejam economicamente viáveis assim que as NII nas quais estejam situadas estejam interligadas.
A possibilidade de uma rede isolada vir a ser interligada constitui, por conseguinte, um forte desincentivo ao investimento em capacidade tradicional nas NII.
d)
A relativamente pequena carga a alimentar significa que as variações relativamente pequenas na procura são suscetíveis de afetar a capacidade de produção necessária numa determinada rede isolada. A falta de capacidade de interligação significa que todas as alterações na procura por necessidade devem ser acompanhadas pela capacidade de produção na microrrede isolada.
Este fator aumenta a necessidade de celeridade e flexibilidade na resposta a variações na procura a mais longo prazo.
Esta necessidade de flexibilidade é reforçada pelas dificuldades sentidas em encontrar locais apropriados para centrais elétricas tradicionais nas NII e pela duração dos procedimentos de concessão de licenças e autorização.
e)
O rácio da procura anual máxima relativamente à mínima em 2012 (7), em todas as microrredes isoladas, é de, pelo menos, 3,35, mas é superior, muitas vezes bastante superior, para uma determinada microrrede isolada. Com efeito, os rácios médio e mediano da procura máxima relativamente à mínima correspondem a 6,27 e 5,98.
O rácio da procura máxima relativamente à mínima em 2010 na rede interligada grega foi de cerca de 3.
O rácio superior da procura máxima relativamente à mínima reflete o grau de flexibilidade e as reservas que, mesmo num determinado ano, necessitam de estar disponíveis na capacidade de produção instalada numa rede isolada.
Cabe salientar a este respeito que, em 2012, em cerca de 60 % das microrredes isoladas recorreu-se a grupos eletrogéneos móveis.
(49)
Por conseguinte, a Comissão conclui que existem problemas graves no funcionamento das centrais elétricas tradicionais nas redes isoladas das NII, identificadas no quadro supra.
4.3. AVALIAÇÃO DA DERROGAÇÃO SOLICITADA AO DISPOSTO NO CAPÍTULO III
4.3.1. A derrogação ao disposto no capítulo III não pode aplicar-se às novas capacidades
(50)
Nos termos do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, as derrogações ao disposto no capítulo III só podem ser concedidas no que se refere à renovação, ao melhoramento e à expansão da capacidade existente.
(51)
Consequentemente, a derrogação ao disposto no capítulo III da Diretiva 2009/72/CE não pode ser concedida para novas capacidades.
(52)
Ao invés disso, dado que as redes isoladas nas NII são redes de distribuição, caso o procedimento de autorização para novas capacidades não conceda uma autorização satisfatória no que se refere a novas capacidades para redes isoladas nas NII, as autoridades gregas podem equacionar recorrer ao disposto no artigo 7.o, n.o 3, da Diretiva 2009/72/CE também para novas capacidades tradicionais pequenas. Essas novas capacidades tradicionais pequenas podem, por exemplo, incluir uma capacidade de produção provisória que poderá ser disponibilizada a longo prazo sem a atribuição definitiva de um local específico.
4.3.2. Não é possível aplicar a Creta a derrogação ao disposto no capítulo III
(53)
Tal como exposto anteriormente, todas as NII são microrredes isoladas, excetuando a de Creta, que é uma pequena rede isolada.
(54)
Consequentemente, a derrogação ao disposto no capítulo III da Diretiva 2009/72/CE não pode ser concedida relativamente à rede de Creta.
4.3.3. A derrogação ao disposto no capítulo III não abrange instalações de FER e de PCCE
(55)
O pedido não menciona explicitamente que a derrogação solicitada diz apenas respeito a instalações tradicionais.
(56)
Contudo, o artigo 133.o, n.o 3, da Lei n.o 4001/2011 exclui expressamente a eletricidade produzida por utilização de fontes de energia renováveis, por centrais de cogeração ou híbridas de elevada eficiência e por autoprodutores do âmbito da licença de produção exclusiva que pode ser concedida à PPC. O mesmo resulta do artigo 225.o do Código das NII.
(57)
Além disso, a justificação apresentada refere-se apenas aos problemas sérios relacionados com o funcionamento das centrais elétricas tradicionais. De facto, afigura-se lógico que essas centrais elétricas estejam confrontadas com problemas sérios devido, entre outras coisas, ao aumento da penetração das FER.
(58)
Por conseguinte, mesmo que o pedido solicitasse uma derrogação às disposições do capítulo III da Diretiva 2009/72/CE para as centrais de produção não tradicionais, a mesma não poderia ser concedida, uma vez que não foram apresentados os motivos que a justifiquem.
4.3.4. Pode ser concedida a derrogação à autorização de renovação, melhoramento e expansão da capacidade existente
(59)
Tendo em conta os problemas graves supracitados relacionados com o funcionamento das centrais elétricas tradicionais nas pequenas redes isoladas, pode ser concedida uma derrogação à autorização da capacidade tradicional existente, na medida em que tal se refira à renovação, ao melhoramento e à expansão da capacidade tradicional existente. Essa autorização pode ser concedida diretamente à PPC.
(60)
Para efeitos desta derrogação:
a)
A capacidade de produção tradicional existente inclui projetos de construção de capacidade tradicional para os quais a ARE já tenha concedido uma licença e que não tenham sido cancelados na data em que a presente decisão produz efeitos;
b)
A demolição total da principal capacidade de produção num local existente e a sua substituição por uma nova instalação de produção de eletricidade é considerada como sendo a construção de uma nova capacidade;
c)
A colocação de uma capacidade de produção temporária dentro do perímetro da capacidade existente constitui uma expansão da capacidade existente.
(61)
No entanto, não existem motivos para uma derrogação aos critérios e condições, tais como os estabelecidos no artigo 7.o, n.o 2, da Diretiva 2009/72/CE, ao abrigo dos quais é concedida uma autorização à PPC.
(62)
Além disso, no caso de a derrogação ser concedida diretamente à PPC, é importante que as disposições definam as obrigações relativamente ao prazo dentro do qual a central elétrica tradicional autorizada deve estar plenamente operacional e assegurem o cumprimento integral e efetivo dessas obrigações. Após a expiração, a critério exclusivo da ARE, essa autorização direta pode ser prorrogada, mas apenas se tiver expirado por razões totalmente fora do controlo da PPC. Após a expiração, a ARE deve organizar um procedimento de autorização que observe plenamente o artigo 7.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, incluindo assim a participação de terceiros.
4.3.5. A derrogação não pode abranger concursos para novas capacidades
(63)
Por definição, o termo concurso, na aceção do artigo 8.o da Diretiva 2009/72/CE, refere-se à capacidade que ainda não foi criada e autorizada e que, por conseguinte, constitui uma nova capacidade.
(64)
Pelas razões já expostas, não deve ser concedida uma derrogação para novas capacidades nos termos do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE.
4.4. AVALIAÇÃO DA DERROGAÇÃO SOLICITADA AO DISPOSTO NO CAPÍTULO VIII
4.4.1. A derrogação ao disposto no capítulo VIII não abrange o artigo 32.o relativo ao acesso de terceiros
(65)
O pedido refere-se à derrogação ao disposto no capítulo VIII da Diretiva 2009/72/CE e, por conseguinte, pode considerar-se que inclui um pedido de derrogação ao disposto no artigo 32.o relativo ao acesso de terceiros.
(66)
O pedido não especifica se a derrogação solicitada abrange igualmente o artigo 32.o da Diretiva 2009/72/CE, nem apresenta os motivos que justifiquem essa derrogação. Ao invés, a Lei n.o 4001/2011 e o Código das NII obrigam a DEDDIE a facultar o acesso não discriminatório de terceiros à rede de distribuição operada pela DEDDIE (por exemplo, artigo 127.o da Lei n.o 4001/2011). Consequentemente, essa derrogação não pode ser concedida.
4.4.2. Derrogação ao artigo 33.o relativo à abertura dos mercados e à reciprocidade
4.4.2.1. Não existem motivos para uma derrogação permanente ao artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE
(67)
O pedido alega essencialmente que a PPC deve continuar a ser o único fornecedor titular de licença para abastecer os consumidores nas NII, com a justificação de que desenvolver as infraestruturas necessárias ao funcionamento e supervisão do mercado da eletricidade nas microrredes isoladas, juntamente com as necessárias para a abertura do mercado a fornecedores terceiros, acarreta custos operacionais para o operador das NII que superam os benefícios para os consumidores que poderiam advir da abertura do mercado.
(68)
Tal como se torna evidente a partir do parecer da ARE, a infraestrutura instalada nas NII procura garantir que a OSP nas NII possa ser administrada, em conformidade com a legislação em vigor, de uma forma transparente, verificável e não discriminatória. Além disso, a infraestrutura é necessária para explorar as redes isoladas das NII de um ponto de vista técnico e económico. Por conseguinte, uma vez que, de qualquer modo, a infraestrutura é necessária para cumprir esses requisitos, independentemente do número de fornecedores titulares de licença nas NII, a abertura do mercado não aumenta o custo da infraestrutura.
(69)
Ainda que seja necessária uma infraestrutura similar, a abertura do mercado não está intrinsecamente relacionada com o funcionamento técnico das redes isoladas nas NII ou com a OSP nas NII, uma vez que não existe um nexo de causalidade entre o funcionamento técnico e económico dessas redes isoladas e a operação da OSP nas NII, de acordo com os requisitos legais relevantes, por um lado, e a questão da existência de um ou mais fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores de eletricidade das NII, por outro.
(70)
É certo que os custos de produção mais elevados nas NII em comparação com os custos de produção na rede interligada devem ser reembolsados pelos fornecedores ativos nas NII, redistribuindo a respetiva parte da compensação da OSP nas NII em função das vendas de eletricidade aos seus consumidores. No entanto, é necessário estabelecer, de alguma forma, os custos de produção das NII para determinar a compensação financeira para a OSP nas NII, independentemente do número de fornecedores ativos nas NII.
(71)
O único requisito adicional para a abertura do mercado é a redistribuição, por cada fornecedor, da respetiva parte da compensação da OSP nas NII em função das vendas de eletricidade aos seus consumidores. Até mesmo os dados relativos ao cliente, nomeadamente os dados de consumo, são necessários, independentemente de existir um ou mais fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores das NII.
(72)
Por conseguinte, conceder a compensação da OSP nas NII aos fornecedores apenas implica a capacidade de atribuir os dados de consumo dos consumidores a um determinado fornecedor titular de licença, o que é essencialmente um processo administrativo baseado em informações totalmente, ou em grande medida, recolhidas, independentemente da existência ou não de abertura do mercado nas NII. Em segundo lugar, esta capacidade é uma condição prévia para o bom funcionamento de qualquer mercado de abastecimento de eletricidade. Tais custos não podem, por conseguinte, ser aceites como motivos que justificam a derrogação à abertura do mercado, dado que não são específicos ao funcionamento das redes isoladas nas NII e estão relacionados com um problema sério relacionado com o funcionamento das mesmas.
(73)
É importante notar que a criação de registos para atribuir informações de consumo aos fornecedores faz parte da infraestrutura a criar. Embora a criação da infraestrutura completa prevista facilite o funcionamento ótimo das redes isoladas de eletricidade, a realização total dos investimentos conexos não constitui uma condição necessária para que ocorra a abertura do mercado.
(74)
O facto de poder existir uma grande variação nos valores do custo de produção variável média anual por NII é irrelevante. Com efeito, ainda que justificada, essa variação refere-se ao custo de produção de eletricidade nas redes isoladas das NII. A determinação desse montante já é exigida para a administração da OSP nas NII, em conformidade com os requisitos legais e, além disso, não é de forma alguma afetada pelo número de fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores das NII. Além disso, tendo em conta o facto de a administração da OSP nas NII já ter por base um sistema mensal para cada rede isolada separadamente, é difícil conceber que grandes variações anuais por NII possam dar origem a problemas materiais.
(75)
Do que precede conclui-se que o número de fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores nas NII não está intrinsecamente ligado ao funcionamento técnico e económico das redes isoladas nem ao funcionamento da OSP nas NII nos termos dos requisitos legais relevantes.
(76)
Além disso, pode salientar-se que a abertura do mercado tem benefícios que superam os custos, caso existam, da abertura do mercado. Tal como a ARE salienta, os fornecedores alternativos nas NII poderiam proporcionar benefícios adicionais significativos aos consumidores das NII, combinando a prestação de outros serviços com os do fornecimento de eletricidade.
(77)
Por conseguinte, o pedido de derrogação, a título permanente, ao disposto no artigo 33.o não é deferido.
4.4.2.2. Limitação da duração para uma rede isolada em relação ao artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE
(78)
Tendo em conta o que precede, importa reconhecer que a abertura do mercado exige a criação de modalidades práticas para permitir às redes isoladas das NII funcionar plenamente em conformidade com o Código das NII. Os problemas de ordem prática relacionados com a abertura do mercado podem implicar a indisponibilidade dos registos necessários para atribuir os contadores e dados de consumo aos fornecedores ou o facto de a infraestrutura ótima ainda não estar criada. À luz destes elementos, pode ser prevista a concessão de uma derrogação ao artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE que seja limitada no tempo.
(79)
Ao avaliar a duração da derrogação ao capítulo VIII, afiguram-se pertinentes as seguintes duas considerações:
a)
Como já referido, o elemento mais importante necessário para permitir a abertura do mercado nas NII é a disponibilidade de um registo nas NII que permita a atribuição de dados de consumo a um determinado fornecedor. O artigo 327.o, n.o 4, do Código das NII determina que o registo exigido para o efeito é concluído o mais tardar dois anos após a entrada em vigor do Código das NII. A disponibilidade do registo é uma condição necessária para a abertura do mercado em termos práticos;
b)
A conclusão integral do programa de investimento para a infraestrutura a instalar nas NII certamente facilitaria o funcionamento prático da abertura do mercado nas NII. No entanto, não se trata de um requisito necessário. O artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII estabelece um prazo no qual todas as NII atuais devem estar equipadas com a infraestrutura adicional a instalar nas NII, o mais tardar cinco anos após a entrada em vigor do Código das NII.
(80)
Por conseguinte, deve ser concedida uma derrogação à abertura do mercado por, pelo menos, dois anos após a entrada em vigor do Código das NII, isto é, até 17 de fevereiro de 2016, para que os registos, que são um requisito necessário para a abertura do mercado, sejam criados. Dado que a infraestrutura completa tem de ser instalada o mais tardar cinco anos após a entrada em vigor do Código das NII, a validade da derrogação deve, em todo o caso, estar limitada a cinco anos após a entrada em vigor do Código das NII, isto é, até 17 de fevereiro de 2019 para qualquer uma das redes isoladas das NII. No entanto, a derrogação só pode ser justificada sempre que persistam problemas substanciais e materiais para a abertura do mercado diretamente atribuíveis à não conclusão do programa de investimento na infraestrutura nas NII, devendo verificar-se regularmente se esses problemas persistem numa determinada rede isolada das NII. Essa verificação deve utilizar como referência o plano de investimento da DEDDIE, aprovado pelas autoridades competentes gregas, para a instalação da infraestrutura necessária nas NII. Este plano deve, por conseguinte, estar concluído e ser aprovado até 17 de fevereiro de 2015.
(81)
A fim de não atrasar desnecessariamente a abertura de mercado, o plano de investimento na infraestrutura da DEDDIE deve ser aprovado pela ARE e deve dar prioridade às redes isoladas de Creta e de Rodes, visto serem as NII mais populosas.
(82)
A partir de 17 de fevereiro de 2016 e daí em diante anualmente, até 17 de fevereiro de 2019, a DEDDIE deve elaborar um relatório, que deverá ser aprovado pela ARE, especificando os motivos pelos quais a abertura do mercado ainda não ocorreu numa determinada rede isolada das NII. Esse relatório deve ser publicado e notificado à Comissão.
4.4.3. A derrogação ao disposto no capítulo VIII não abrange o artigo 34.o
(83)
O pedido diz respeito à derrogação ao disposto no capítulo VIII da Diretiva 2009/72/CE e, por conseguinte, pode considerar-se que inclui um pedido de derrogação ao disposto no artigo 34.o em matéria de linhas diretas, na aceção do artigo 2.o, n.o 15, da Diretiva 2009/72/CE.
(84)
O pedido não especifica se o pedido de derrogação abrange igualmente o artigo 34.o da Diretiva 2009/72/CE.
(85)
Por conseguinte, mesmo que o pedido pretendesse solicitar uma derrogação ao artigo 34.o da Diretiva 2009/72/CE, tal derrogação não deve ser concedida uma vez que não foram apresentados motivos que a justifiquem.
4.4.4. Interligações - aplicação da derrogação ao disposto nos capítulos III e VIII
(86)
A derrogação diz respeito às microrredes isoladas que se caracterizam precisamente pelo facto de não estarem ou, no caso das pequenas redes isoladas, apenas a um nível muito limitado, interligadas com outras redes de eletricidade.
(87)
Todavia:
a)
De acordo com o recentemente aprovado plano decenal de desenvolvimento do operador da rede de transporte grega, o operador independente de transporte de eletricidade (ou «ADMIE» S.A), a interligação das Cíclades deverá estar concluída até 2018 em três fases, ficando determinadas ilhas Cíclades interligadas com a rede interligada grega muito antes dessa data;
b)
Além disso, a interligação de Creta deverá estar concluída até 2020. As partes relevantes do projeto para os três primeiros anos foram incluídas no plano decenal de desenvolvimento de 2013 da ADMIE aprovado. O plano definitivo deve ser incluído no plano decenal de desenvolvimento que será aprovado em 2014.
(88)
É necessário prever expressamente que a derrogação para uma determinada rede isolada cessa automaticamente assim que uma interligação entre essa rede isolada e a rede interligada grega fique plenamente operacional.
(89)
A DEDDIE, ainda que jurídica e funcionalmente separada, é detida a 100 % pela PPC. Ao contrário de um operador de rede de distribuição na aceção da Diretiva 2009/72/CE, a DEDDIE desempenha igualmente funções de grande alcance no funcionamento das redes isoladas das NII e na exploração da produção das NII, incluindo a capacidade de produção tradicional detida pela PPC e, por conseguinte, a respetiva remuneração económica. Como já referido, a interligação afeta a viabilidade económica das centrais elétricas tradicionais atualmente instaladas nas redes isoladas das NII.
(90)
As derrogações só devem ser concedidas se forem proporcionais e não excederem o estritamente necessário. Por conseguinte, é necessário proporcionar incentivos e transparência inequívocos no que se refere às decisões de interligar ou não redes isoladas das NII.
(91)
O artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011 prevê que:
«A ADMIE SA deve apresentar um plano decenal de desenvolvimento da rede de transporte de eletricidade grega à ARE até 31 de março de cada ano […] O plano decenal de desenvolvimento da rede de transporte de eletricidade grega deve, nomeadamente: […] c) apresentar um estudo de custo-benefício técnico e financeiro relativo às obras importantes de transporte […], sobretudo para […] as interligações entre as ilhas e a rede de transporte, incluindo um calendário, fluxos de caixa previstos e os requisitos de financiamento para todos os projetos de investimento»
.
(92)
A fim de assegurar a existência de incentivos e transparência inequívocos no que se refere às decisões de interligar ou não redes isoladas das NII, as autoridades gregas devem assegurar que:
a)
Ao autorizar concursos para capacidades existentes ou novas para uma determinada rede isolada numa NII, a ADMIE, a DEDDIE e a ARE ponderam sistematicamente a alternativa de interligar a rede isolada de que a NII em questão faz parte. Essa autorização para capacidades existentes ou novas deve ser rejeitada se a construção de uma interligação for mais eficiente em termos de custos. Os custos devem incluir todos os custos incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores finais da rede isolada, incluindo a compensação da OSP nas NII;
b)
O estudo de custo-benefício de obras importantes de transporte por parte da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, só considera custos eficientes de investimento e exploração da interligação. Em especial, não deve considerar as receitas perdidas pelos ativos de produção tradicionais já instalados nas NII ou a depreciação do seu valor;
c)
A ARE publica, juntamente com o plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores em cada uma das redes isoladas das NII. A menos que a construção de uma interligação esteja integrada no plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, conforme aprovado pela ARE, esta última irá, por sua iniciativa ou mediante pedido simples de um terceiro, organizar um concurso, tal como previsto no artigo 22.o, n.o 7, alínea b), da Diretiva 2009/72/CE, para a construção de uma interligação que ligue uma ou várias redes isoladas das NII. Deve ser construída uma interligação se essa construção reduzir os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores situados nas NII;
d)
A ARE fixa um prazo claro para a conclusão da construção de uma interligação. Se a interligação não for construída ou não o for dentro do prazo fixado pela ARE, deverá reclamar-se uma indemnização pelas reduções de custos não concretizadas.
4.5. DURAÇÃO
(93)
É necessário rever os factos em que a derrogação assenta, em especial depois de os planos de interligação de determinadas redes isoladas deverem estar concluídos e os prazos para a instalação da infraestrutura, conforme previsto no artigo 237.o do Código das NII, terem expirado.
(94)
Por conseguinte, uma eventual derrogação será válida até 1 de janeiro de 2021.
4.6. EFEITOS RETROATIVOS
(95)
Tal como acima referido, o pedido de 17 de janeiro de 2012 renovou o pedido inicial apresentado em 2003.
(96)
O artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE, revogada pela Diretiva 2009/72/CE, também continha disposições que permitem aos Estados-Membros pedir derrogações a certas disposições da referida diretiva em caso de problemas graves no funcionamento das pequenas ou microrredes isoladas. Nos termos do artigo 48.o da Diretiva 2009/72/CE, as remissões para o artigo 26.o, n.o 1, revogado da Diretiva 2003/54/CE devem entender-se como referências ao artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE.
(97)
As definições de pequena rede isolada e de microrrede isolada utilizadas no artigo 2.o, n.os 26 e 27, da Diretiva 2003/54/CE, são idênticas às utilizadas no artigo 2.o, n.os 26 e 27, da Diretiva 2009/72/CE.
(98)
Ambas as definições se referem à procura de eletricidade em redes isoladas em 1996, a qual não se alterou. Além disso, Creta não foi interligada à rede interligada grega nem em 2003 nem em 2012, nem na altura em que a presente decisão de derrogação entra em vigor.
(99)
Por conseguinte, todas as micro e pequenas redes de eletricidade elegíveis como micro ou pequenas redes no pedido, eram elegíveis nessa condição quando foi apresentado o pedido inicial e na altura em que a presente decisão de derrogação produz efeitos.
(100)
Por conseguinte, não se verificaram alterações jurídicas ou factuais no que diz respeito às pequenas e microrredes isoladas passíveis de serem elegíveis para derrogação ao abrigo da Diretiva 2003/54/CE e da Diretiva 2009/72/CE.
(101)
O artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE permitia conceder uma derrogação ao seu capítulo III, que contém disposições como as do capítulo III da Diretiva 2009/72/CE no que diz respeito a procedimentos de autorização para novas capacidades e a concursos para novas capacidades.
(102)
O artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE permitia conceder uma derrogação ao seu capítulo VII, que contém disposições como as do capítulo VIII da Diretiva 2009/72/CE no que diz respeito ao acesso de terceiros, à abertura do mercado e às linhas diretas.
(103)
Caso a Comissão tivesse concedido a derrogação em resposta ao pedido inicial, poderia tê-lo feito nos mesmos termos que ao abrigo da presente derrogação ao abrigo da Diretiva 2009/72/CE.
(104)
Além disso, não há alteração das circunstâncias factuais desde 2003. Com efeito, a situação geográfica das NII, os fatores económicos que regem o funcionamento das redes elétricas nas redes isoladas das NII e a natureza dos problemas graves que puseram fim ao funcionamento das centrais elétricas tradicionais nas redes isoladas das NII não se alteraram substancialmente desde 2003.
(105)
O pedido inicial encontra-se pendente desde 2003. A ausência de ação por parte da Comissão não deve prejudicar a República Helénica. A República Helénica cumpriu as suas obrigações ao abrigo do artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE e do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE e apresentou um pedido devidamente fundamentado de derrogação nos termos dos referidos artigos para as redes isoladas nas NII.
(106)
Por conseguinte, é adequado que a presente decisão de derrogação produza efeitos a contar da data da notificação do pedido inicial, ou seja, 5 de dezembro de 2003,
ADOTOU A PRESENTE DECISÃO:
Artigo 1.o
A presente decisão aplica-se às pequenas e microrredes, tal como identificadas no quadro.
Para efeitos da presente decisão, Creta é uma pequena rede isolada, ao passo que todas as demais redes isoladas são microrredes isoladas.
Artigo 2.o
1. É concedida uma derrogação às disposições do artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE para as pequenas e microrredes isoladas.
2. A presente derrogação é válida até 17 de fevereiro de 2016 ou até à instalação completa da infraestrutura, tal como previsto no artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII, consoante o que se verificar em último lugar. Em qualquer caso, a presente derrogação deixa de ser aplicável em 17 de fevereiro de 2019.
3. As autoridades gregas devem, até 17 de fevereiro de 2015, elaborar um plano relativo aos investimentos em infraestruturas, como previsto no artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII, especificando, individualmente para cada rede isolada das NII, até que data a infraestrutura deve estar totalmente instalada. Este plano deve conferir prioridade a Creta e Rodes.
4. A partir de 17 de fevereiro de 2016 e daí em diante anualmente até 17 de fevereiro de 2019, as autoridades gregas devem elaborar um relatório que especifique, para cada rede isolada das NII: a) se ocorreu a abertura do mercado; b) o estado dos investimentos na infraestrutura em relação ao plano relevante; c) os problemas substanciais e materiais que persistem para a abertura do mercado; e d) se esses problemas podem ser diretamente atribuídos à não-conclusão do investimento na infraestrutura, como previsto no artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII.
Artigo 3.o
1. É concedida uma derrogação ao disposto no artigo 7.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, segundo a qual podem ser concedidas autorizações diretamente à PPC para a renovação, o melhoramento e a expansão das capacidades tradicionais existentes nas microrredes isoladas.
2. Para efeitos da presente derrogação:
a)
A capacidade de produção tradicional existente deve incluir os projetos de renovação, melhoramento e expansão da capacidade de produção tradicional para a qual a ARE tenha emitido uma licença válida à data da notificação da presente decisão;
b)
A demolição total da principal capacidade de produção num local existente e a sua substituição por uma nova instalação de produção de eletricidade não é considerada uma capacidade existente, mas sim a construção de uma nova capacidade;
c)
A colocação temporária de capacidade de produção tradicional dentro do perímetro da capacidade existente constitui uma expansão da capacidade existente.
3. Após a expiração da autorização concedida nos termos do n.o 1, essa autorização pode ser prorrogada, segundo o critério exclusivo da ARE, desde que os atrasos se devam a razões que escapem totalmente ao controlo da PPC.
4. A presente derrogação não se aplica às autorizações concedidas nos termos do n.o 1 que tenham caducado ou sido anuladas.
5. Todas as demais disposições do artigo 7.o da Diretiva 2009/72/CE continuam a aplicar-se integralmente.
6. A presente derrogação é válida até 1 de janeiro de 2021.
Artigo 4.o
1. As derrogações previstas na presente decisão deixam de ser aplicáveis às pequenas redes e microrredes assim que forem interligadas à rede interligada.
2. As autoridades gregas:
a)
Ao autorizarem concursos para capacidades novas para uma determinada rede isolada numa NII, devem ponderar sistematicamente a alternativa de interligar a rede isolada de que a NII faz parte. Uma autorização para novas capacidades deve ser rejeitada se a construção de uma interligação for mais eficiente em termos de custos. Os custos devem incluir todos os custos incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores finais da rede isolada, incluindo a compensação da OSP na NII;
b)
Devem assegurar que o estudo de custo-benefício de obras importantes de transporte por parte da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, só considera custos eficientes de investimento e exploração da interligação projetada. Não deve considerar as receitas perdidas pelos ativos de produção tradicionais já instalados nas NII ou a depreciação do seu valor;
c)
Devem publicar, juntamente com o plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores em cada uma das redes isoladas das NII. A menos que a construção de uma interligação esteja integrada no plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011 conforme aprovado pela ARE, as autoridades gregas devem, por sua iniciativa ou mediante pedido simples de um terceiro, organizar um concurso, tal como previsto no artigo 22.o, n.o 7, alínea b), da Diretiva 2009/72/CE para a construção de uma interligação que ligue uma ou várias redes isoladas das NII. Deve ser construída uma interligação se a sua construção reduzir os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores situados nas NII;
d)
Devem fixar um prazo claro para a conclusão da construção de uma interligação. Se a interligação não for construída ou não o for dentro do prazo fixado, as autoridades gregas devem exigir uma indemnização pela poupança de custos não realizada.
Artigo 5.o
A presente decisão é aplicável a partir de 5 de dezembro de 2003.
Artigo 6.o
A presente decisão é dirigida à República Helénica.
Feito em Bruxelas, em 14 de agosto de 2014.