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.
BESLUIT VAN DE COMMISSIE
van 14 augustus 2014
tot verlening van een ontheffing voor de Helleense Republiek van bepaalde voorschriften van Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en de Raad
(Kennisgeving geschied onder nummer C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
DE EUROPESE COMMISSIE,
Gezien het Verdrag betreffende de werking van de Europese Unie,
Gezien Richtlijn 2009/72/EG van het Europees Parlement en de Raad van 13 juli 2009 betreffende gemeenschappelijke regels voor de interne markt voor elektriciteit en houdende intrekking van Richtlijn 2003/54/EG (1), en met name artikel 44, lid 1, en artikel 48,
Gezien de aanvragen door de Helleense Republiek van 17 januari 2012 en 5 december 2003,
Na de lidstaten van deze aanvraag in kennis te hebben gesteld,
Overwegende hetgeen volgt:
1. PROCEDURE
(1)
Op 17 januari 2012 heeft het Griekse ministerie van Milieu, Energie en Klimaatverandering („YPEKA”) overeenkomstig artikel 44, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG bij de Commissie een aanvraag („de aanvraag”) ingediend om een ontheffing te krijgen van het bepaalde in de hoofdstukken III en VIII van die richtlijn voor sommige Griekse eilanden die geen interconnectie hebben met het elektriciteitssysteem van het vasteland van Griekenland (de zogenaamde „Non-Interconnected Islands” - NII's).
(2)
Op 12 september 2012 heeft de Commissie de Griekse regelgevende autoriteit voor energie („RAE”) verzocht haar standpunt over deze aanvraag in te dienen. De RAE heeft op 16 november 2012 aan dit verzoek voldaan het „RAE-advies”).
(3)
De RAE heeft nog meer documenten ingediend om de aanvraag te onderbouwen, namelijk op 17 december 2013, 23 december 2013, 4 februari 2014, 28 februari 2014 en 17 maart 2014.
(4)
Op 14 maart 2014 (met een addendum dat op 20 maart 2014 werd opgestuurd) heeft de Commissie de lidstaten in kennis gesteld van de aanvraag overeenkomstig artikel 44, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG met het verzoek om, indien nodig, vóór 25 maart 2014 opmerkingen in te dienen. Er zijn geen opmerkingen ingediend.
(5)
Met zijn aanvraag heeft YPEKA de op 5 december 2003 door het ministerie van Ontwikkeling op grond van artikel 26, lid 1, van Richtlijn 2003/54/EG van het Europees Parlement en de Raad (2) ingediende aanvraag (de „oorspronkelijke aanvraag”) om een ontheffing met betrekking tot sommige bepalingen van Richtlijn 2003/54/EG, hernieuwd. Hoewel de eerste stappen waren ondernomen om de oorspronkelijke aanvraag te beoordelen, is de ontheffing op grond van artikel 26, lid 1, van Richtlijn 2003/54/EG noch toegewezen, noch geweigerd.
2. DE DOOR YPEKA INGEDIENDE AANVRAAG
2.1. TOEPASSINGSGEBIED VAN DE GEVRAAGDE ONTHEFFING
(6)
In de aanvraag wordt om ontheffing met betrekking tot het bepaalde in de hoofdstukken III en VIII van Richtlijn 2009/72/EG verzocht.
(7)
Hoofdstuk III van Richtlijn 2009/72/EG heeft betrekking op de vergunnings- en aanbestedingsprocedure voor nieuwe capaciteit. Hoofdstuk VIII heeft betrekking op de toegang van derden, de openstelling van de markt en directe lijnen.
2.2. HUIDIGE ORGANISATIE VAN HET ELEKTRICITEITSSYSTEEM OP DE NII's
(8)
De Griekse energiemarkten worden primair aangestuurd door de Griekse Wet 4001/2011 ter omzetting van Richtlijn 2009/72/EG. Wet 4001/2011 is op 22 augustus 2011 in werking getreden.
(9)
DEDDIE SA („DEDDIE”) is de Griekse distributiesysteembeheerder, die voor 100 % eigendom is van, maar juridisch en functioneel ontvlochten is van de Griekse openbare elektriciteitsmaatschappij (Public Power Corporation „PPC”), de huidige Griekse elektriciteitsproducent en -leverancier. De door DEDDIE geëxploiteerde netactiva zijn eigendom van PPC.
(10)
Op grond van artikel 127 van Wet 4001/2011 is DEDDIE verantwoordelijk voor de ontwikkeling, de exploitatie en het onderhoud van het Griekse elektriciteitsdistributiesysteem op de NII's.
(11)
Bovendien is DEDDIE verantwoordelijk voor de exploitatie van de elektriciteitssystemen op de NII's. Deze taken omvatten het volgende: i) opstellen van een productieontwikkelingsplan voor geïsoleerde microsystemen, met inbegrip van een programma om een interconnectie tussen deze systemen en andere NII's tot stand te brengen; ii) ervoor zorgen dat er locaties beschikbaar zijn om nieuwe productiecapaciteit te installeren, bestaande capaciteit of leveringscomponenten uit te breiden en het Griekse elektriciteitsdistributiesysteem naar niet-geïnterconnecteerde eilanden en geïsoleerde microsystemen uit te breiden, en iii) contracten afsluiten met licentiehouders die zich bezighouden met leveranties van elektriciteit aan en vanuit het systeem, het voorzien in ondersteunende diensten voor de distributiesystemen van NII's en de vergoeding van de elektriciteitsproducenten, van kosten aan afnemers en leveranciers voor elektriciteit die aan hen geleverd is en van andere kredieten en debetposten op speciale rekeningen, zoals die voor het vergoeden van de kosten van openbaredienstverplichtingen.
(12)
In artikel 137, lid 1, van Wet 4001/2011 is bepaald dat alle elektriciteitsverbruikers als in aanmerking komende afnemers moeten worden aangemerkt, met uitzondering van afnemers die zijn gevestigd in geïsoleerde micronetten overeenkomstig artikel 139 van diezelfde wet.
(13)
In artikel 133, lid 3, van Wet 4001/2011 is het volgende bepaald:
„Met uitzondering van gevallen waarin elektriciteit wordt geproduceerd met hernieuwbare energiebronnen of door hoogrendementswarmtekrachtkoppeling of hybride centrales en in het geval van particuliere producenten, wordt, wanneer een ontheffing overeenkomstig artikel 139 is verleend, alleen een opwekkingsvergunning verleend aan PPC SA overeenkomstig bepaalde vergunningsverordeningen. PPC SA is verantwoordelijk voor de continue voorziening van geïsoleerde microsystemen waarvoor het een vergunning heeft en voor de instandhouding van de financiële exploitatie van de elektriciteitssystemen op die eilanden op de lange termijn.”
.
(14)
In artikel 134, van Wet 4001/2011 is het volgende bepaald:
„Onverminderd het bepaalde in artikel 139 van deze wet, worden voorzieningsvergunningen voor geïsoleerde micronetten alleen afgegeven aan PPC SA overeenkomstig de vereisten van de vergunningsverordeningen. PPC SA moet niet in aanmerking komende afnemers op hun verzoek van elektriciteit voorzien.”
.
(15)
Overeenkomstig artikel 139 van Wet 4001/2011 zijn ontheffingen van die wet mogelijk op grond van artikel 44 van Richtlijn 2009/72/EG.
(16)
Krachtens het overeenkomstig artikel 28 van de Griekse Wet 3426/2005 vastgestelde Ministeriële Besluit PD5/EL/B/F-IB/12924 wordt de levering van elektriciteit aan verbruikers op de NII's door welke elektriciteitsproducent dan ook als een openbaredienstverplichting van algemeen economisch belang beschouwd („de NII PSO” - PSO = Public Service Obligation). Om redenen van sociale cohesie moeten elektriciteitsleveranciers op de NII's elektriciteit leveren tegen een tarief dat per categorie verbruiker gelijk is aan dat wat geldt op het Griekse geïnterconnecteerde systeem.
(17)
Krachtens artikel 52 van de Griekse Wet nr. 4001/2011 hebben afnemers op niet-geïnterconnecteerde eilanden recht op speciale diensten, zowel wat de tarieven als wat de voorwaarden voor kwaliteit en voorzieningszekerheid betreft, en moeten de desbetreffende contractuele voorwaarden transparant zijn. Leveranciers van de NII PSO ontvangen in ruil voor het vervullen van hun openbaredienstverplichtingen een financiële compensatie die wordt berekend op basis van de in RAE-Besluit 24/2014 (3) vastgestelde methode. Deze methode is gebaseerd op het verschil tussen de volledige (variabele en vaste) productiekosten op de niet-geïnterconnecteerde eilanden en de volledige marktprijs waarmee leveranciers in het geïnterconnecteerde systeem te maken hebben (marginale systeemkosten plus alle andere mechanismen in het Griekse geïnterconnecteerde systeem). De compensatie voor de NII PSO wordt per maand en per autonoom eilandsysteem berekend en is onderworpen aan controle door de RAE. De compensatie voor de NII PSO wordt ingevorderd via een heffing op alle afnemers, waaronder de afnemers op de NII's (4). Het NII PSO-mechanisme wordt beheerd door LAGIE, een marktspeler in staatseigendom. Bij Ministerieel Besluit D5-EL/B/F1/oik.27547 van december 2011 (5), gebaseerd op de bepalingen van artikel 55, lid 3, van Wet 4001/2011, is bepaald dat de NII PSO door alle leveranciers moet worden aangeboden, waardoor alle leveranciers in aanmerking komen voor de NII PSO-compensatie.
(18)
In de afgeleide wetgeving worden de levering en de productie van elektriciteit op de NII's nader geregeld. Met name heeft de RAE bij haar Besluit nr. 39/2014 van 28 januari 2014 de wet inzake het beheer van elektrische opwekkingssystemen op de niet-geïnterconnecteerde eilanden („de NII-wet”) goedgekeurd, waarbij vele kwesties in verband met de exploitatie van de geïsoleerde systemen op de NII's worden geregeld, onder meer de openstelling van de markt, de regulering van de markt en de elektriciteitsproductie. De NII-wet is op 17 februari 2014 gepubliceerd en in werking getreden.
2.3. AANZIENLIJKE PROBLEMEN BIJ DE EXPLOITATIE VAN GEÏSOLEERDE SYSTEMEN
(19)
In de YPEKA-aanvraag worden met name de volgende problemen in verband met de exploitatie van de Griekse geïsoleerde elektriciteitssystemen belicht:
a)
de grote variatie van de elektriciteitsvraag in geïsoleerde microsystemen, die nog wordt geaccentueerd door: i) het toeristische aspect van de economische ontwikkeling van de eilanden, en ii) de toegenomen marktpenetratie van hernieuwbare energiebronnen („RES” - Renewable Energy Sources).
Die elementen hebben een negatieve invloed zowel op de belastingsfactor van thermische of conventionele productiecapaciteit als op de mogelijkheid om de kosten van investeringen in dergelijke productiecapaciteit terug te winnen;
b)
de grote variabiliteit van de weersomstandigheden op de eilanden die een invloed heeft op de vraag en storingen van de productiesystemen veroorzaakt, waardoor ruime reserves vereist zijn.
(20)
In de aanvraag worden de volgende problemen voor de ontwikkeling van conventionele elektriciteitsproductie binnen de kleine Griekse geïsoleerde elektriciteitssystemen belicht:
a)
de moeilijkheid, of zelfs de onmogelijkheid, om geschikte locaties te vinden voor conventionele elektriciteitscentrales in de geïsoleerde microsystemen, in de eerste plaats als gevolg van weerstand van de bevolking;
b)
de geringe omvang van de NII's die aanleiding geeft tot grote herzieningen van de langetermijnplanning voor de ontwikkeling van thermische elektriciteitsproductie als gevolg van niet te voorspellen investeringen door elektriciteitsverbruikers (bv. grote toeristencomplexen of voorzieningen voor vaartuigen) waarvoor flexibel en adequaat op de elektriciteitsvraag moet worden gereageerd;
c)
de vraag naar elektriciteit in de geïsoleerde NII-systemen zal naar verwachting tot 2017 met 2 % per jaar toenemen. Hoewel PPC vergunningen heeft gekregen voor de bouw van de extra benodigde capaciteit en hoewel die bouw reeds gepland is (hetgeen naar verwachting de vraag van alle NII's tot 2017, met de nodige capaciteitsreserves, zal dekken), is het niet altijd gelukt de termijnen na te leven;
d)
de geringe omvang van de belasting van het netwerk, de grote variaties qua belasting en de grotere penetratie van energie uit hernieuwbare bronnen („RES” - renewable energy sources) in de meeste geïsoleerde microsystemen, beperkt de beschikbare technologische oplossingen voor conventionele opwekking, en beperkt de keuze tot kleine opwekkingsinstallaties die worden gestookt met zware stookolie met laag zwavelgehalte of met lichte olie;
e)
de aanbestedingsprocedures voor nieuwe elektriciteitsproductiecapaciteit nemen veel tijd in beslag. Er gaan tweeëneenhalf tot drie jaar voorbij van het moment waarop de vergunning is verleend tot het moment waarop de generatoren in werking treden;
f)
het opstellen van plannen om interconnectoren aan te leggen tussen het Griekse geïnterconnecteerde systeem en de geïsoleerde microsystemen op de NII's ondermijnt de belangstelling om te investeren in conventionele productiecapaciteit op de NII's zelf. Interconnectieprojecten met de Cycladen en met Kreta zijn gepland.
(21)
Als gevolg hiervan moeten regelmatig noodoplossingen worden vastgesteld, zoals de huur van mobiele dieselgeneratoren of gasturbines. Een situatie waarin per geval een afzonderlijke vergunning voor noodopwekking moet worden afgegeven, is onwenselijk, aangezien daartoe materieel moet worden gehuurd in plaats van aangekocht, hetgeen economisch onvoordelig is. In de aanvraag staan verschillende voorbeelden waarbij onvoorziene omstandigheden aanleiding hebben gegeven tot langdurig gebruik van mobiele generatoren.
(22)
In de aanvraag worden de volgende problemen met betrekking tot de openstelling van de markt voor geïsoleerde elektriciteitssystemen op de NII's belicht:
a)
om de openstelling van de markt mogelijk te maken, moet specifieke infrastructuur worden ontwikkeld en geïnstalleerd in de geïsoleerde systemen op de NII's. De desbetreffende infrastructuur vereist de bouw van controlecentra voor het beheer van: i) de dagelijkse programmering van de productie, en ii) de marktafwikkeling in elk geïsoleerd systeem door verdeling van de productiekosten in elk geïsoleerd systeem over de daarin actieve leveranciers.
De vereiste infrastructuur is duur en de kosten worden gedragen door de verbruikers;
b)
als gevolg van de NII PSO zijn de kleinhandelsprijzen voor elektriciteit dezelfde voor elke categorie verbruikers op het gehele Griekse grondgebied. De elektriciteitsproducenten op de NII's maken echter hogere kosten, in vergelijking met de productiekosten in het geïnterconnecteerde systeem, en moeten die hogere kosten kunnen recupereren van de leveranciers die op de NII's actief zijn, meer bepaald door hun compensatie voor het vervullen van de openbaredienstverplichtingen te herverdelen in verhouding tot de hoeveelheid aan hun klanten verkochte elektriciteit.
Er wordt beklemtoond dat de grote variatie van de waarde van de gemiddelde jaarlijkse variabele productiekosten per NII het afwikkelingsmechanisme op de markt ingewikkeld maakt.
(23)
Dientengevolge stelt YPEKA zich op het standpunt dat de totstandbrenging van de nodige infrastructuur voor de exploitatie van en het toezicht op de elektriciteitsmarkt samen met het openstellen van de markt voor de geïsoleerde systemen op de NII's kosten met zich meebrengt die zwaarder wegen dan de mogelijke baten van openstelling van de markt voor de consument.
(24)
In de aanvraag wordt geen datum genoemd waarop de gevraagde ontheffing afloopt.
3. HET STANDPUNT VAN DE RAE
3.1. TOEPASSINGSGEBIED VAN DE ONTHEFFING
3.1.1. Ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk III van Richtlijn 2009/72/EG
(25)
De RAE is van mening dat ontheffingen, overeenkomstig artikel 44, lid 1, van het bepaalde in hoofdstuk III niet van toepassing behoren te zijn op de installatie van nieuwe productiecapaciteit die kan worden ontwikkeld in een geïsoleerd systeem, maar uitsluitend op het opknappen, verbeteren en vergroten van de bestaande capaciteit. Met bestaande productiecapaciteit worden de elektriciteitscentrales bedoeld die reeds in werking of in aanbouw zijn op de NII's. Iedere nieuwe elektriciteitscentrale die op die eilanden in gebruik wordt genomen, wordt als nieuwe productiecapaciteit beschouwd.
(26)
De RAE merkt op dat onafhankelijke elektriciteitsproducenten („IPP's” - Independent Power Producers), dat wil zeggen andere producenten dan PPC, de laatste twee decennia grote interesse hebben getoond voor de ontwikkeling van hernieuwbare energiebronnen en elektriciteitscentrales met warmtekrachtkoppeling. Bijgevolg mag de toegang van derden tot de elektriciteitssystemen van alle NII's wat hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling betreft, niet worden beperkt.
(27)
De RAE stelt dat het zich niet verzet tegen het verlenen van een ontheffing voor de inbedrijfstelling van nieuwe conventionele elektriciteitscentrales, mits aan bepaalde voorwaarden wordt voldaan. In artikel 44, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG wordt niet voorzien in de mogelijkheid van ontheffing voor nieuwe capaciteit.
(28)
De RAE is van oordeel dat de capaciteitsuitbreiding van bestaande conventionele centrales voornamelijk nodig is ter leniging van een gebrek aan capaciteit op de NII's op de korte termijn als gevolg van onverwachte schade aan bestaande capaciteit of vertraagde installatie van nieuwe capaciteit, met name ten tijde van perioden met grote vraag (bv. zomerpieken). Voor dergelijke uitbreidingen gelden open aanbestedingsprocedures overeenkomstig artikel 8 van Richtlijn 2009/72/EG. Dergelijke procedures zijn tijdrovend en niet geschikt voor noodsituaties waarbij haast geboden is.
(29)
De RAE aanvaardt dat PPC dergelijke noodsituaties het hoofd moet bieden. Ermee rekening houdend dat PPC in staat is mobiele conventionele eenheden te verplaatsen van eilanden waar een capaciteitsoverschot is naar die met een capaciteitstekort, is deze oplossing wellicht ook de meest economische.
(30)
De RAE benadrukt dat bij iedere ontheffing de juiste vergunningsprocedure voor noodsituaties moet kunnen worden gespecificeerd, en, meer in het bijzonder, moet worden aangegeven welke van de in artikel 7 van Richtlijn 2009/72/EG genoemde criteria door de vergunningverlenende autoriteiten moeten worden onderzocht.
(31)
De RAE is van mening dat de ontheffing moet worden verleend voor een beperkte duur van maximaal 10 jaar.
3.1.2. Ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk VIII van de Richtlijn
(32)
Volgens de RAE is de voorziening van elektriciteit op de NII's praktisch verbonden met de NII PSO en de NII PSO-compensatie omdat: i) de kosten van elektriciteitsproductie op de NII's aanzienlijk hoger liggen dan die op het vasteland, en ii) de Griekse staat een uniforme prijsstelling per categorie afnemers op het gehele grondgebied eist.
(33)
De NII-wet voorziet in de installatie van bepaalde meet- en opnameapparatuur op de NII's voor bemetering per uur, energiebeheer en controlecentra, monitoring en bijbehorende IT-systemen. De RAE beklemtoont dat deze infrastructuur onmisbaar is om ervoor te zorgen dat:
a)
de PSO-kosten transparant en niet-discriminerend zijn en kunnen worden getoetst;
b)
de elektrische systemen zelf goed functioneren en juist worden beheerd om de meest economische exploitatiewijze en derhalve een grotere verlaging van de kosten van NII PSO voor elektriciteitsverbruikers te bewerkstelligen;
c)
een grotere marktpenetratie van hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling mogelijk wordt, onder meer technologieën voor hernieuwbare energie waaraan voor het beheer complexe en speciale eisen worden gesteld, zoals hernieuwbare energiebronnen met opslag, thermische zonne-energie enz.;
d)
de nodige transparantie bij het beheer van de geïsoleerde systemen wordt gegarandeerd, waarbij niet-discriminatoire behandeling van alle marktdeelnemers, met name van producenten, wordt gegarandeerd.
(34)
De RAE benadrukt derhalve dat, ongeacht de vraag of één dan wel meer leveranciers een vergunning hebben om binnen een geïsoleerd microsysteem actief te zijn, deze infrastructuur in de geïsoleerde systemen op de NII's geïnstalleerd moet worden.
(35)
De geraamde kosten voor de installatie van deze infrastructuur bedraagt naar verwachting maximaal 20 tot 30 miljoen EUR voor alle NII's, met inbegrip van Kreta en Rhodos. De RAE vindt dit bedrag redelijk, met name wanneer rekening wordt gehouden met de verwachte voordelen, namelijk het waarborgen van transparantie en verificatie van de NII PSO, alsmede de goede en beheerste exploitatie van de geïsoleerde elektriciteitssystemen.
(36)
In tegenstelling tot YPEKA is RAE van mening dat het aan meer dan één leverancier verlenen van een vergunning om activiteiten te ontplooien in een bepaald geïsoleerd systeem op de NII's geen aanzienlijke extra kosten met zich meebrengt, aangezien diezelfde infrastructuur in ieder geval reeds nodig is voor de dagelijkse programmering van op de NII's gelegen eenheden, de marktafwikkeling en het vervullen van de NII PSO.
(37)
Verder is de RAE van mening dat de NII-consumenten aanzienlijke extra voordelen hebben wanneer aan meer dan één leverancier wordt toegestaan actief te zijn.
(38)
De RAE is derhalve van mening dat de permanente uitsluiting van alternatieve leveranciers op NII-markten niet gerechtvaardigd is. De hierboven beschreven installatie van de nodige infrastructuur zal naar verwachting in een periode van drie tot vijf jaar zijn voltooid. De RAE is geen tegenstander van een beperking van een mogelijke ontheffing tot uitsluitend deze periode, zonder verdere verlengingen.
(39)
De RAE merkt verder op dat wanneer de status van een geïsoleerd systeem op de NII's verandert, waardoor het niet langer binnen de categorie geïsoleerde kleine of microsystemen valt, aan de ontheffing automatisch een einde moet worden gesteld. Dit kan gebeuren wanneer geïsoleerde systemen op de NII's met het geïnterconnecteerde Griekse systeem worden verbonden.
4. BEOORDELING
4.1. WETTELIJKE BASIS VOOR DE TOEPASSING
(40)
Krachtens artikel 44, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG kan worden afgeweken van sommige bepalingen van de richtlijn, wanneer de desbetreffende ontheffing geldt voor geïsoleerde kleine en microsystemen.
(41)
Overeenkomstig artikel 2, definitie 26, van Richtlijn 2009/72/EG is een „klein geïsoleerd systeem” een systeem met een verbruik van minder dan 3 000 GWh in 1996 waarvan minder dan 5 % van het jaarverbruik via interconnectie met andere systemen wordt verkregen.
(42)
Overeenkomstig artikel 2, definitie 27, van Richtlijn 2009/72/EG is een „geïsoleerd microsysteem” een systeem met een verbruik van minder dan 500 GWh in 1996 zonder interconnectie met andere systemen.
(43)
De in de aanvraag vermelde geïsoleerde systemen bestaan uit één en, soms, uit verschillende NII's (zie kolom 1 en 2 van de tabel). Zelfs al bestaat een geïsoleerd systeem uit verschillende NII's die onderling geïnterconnecteerd zijn, dan nog is het elektriciteitssysteem dat door die onderling verbonden NII's wordt gevormd, geïsoleerd, in die zin dat het met geen enkel ander elektriciteitssysteem is verbonden.
(44)
In de aanvraag wordt gesteld dat 31 van de 32 geïsoleerde systemen geïsoleerde microsystemen zijn, waarvan het grootste Rhodos is. De geïsoleerde microsystemen waarvoor de aanvraag is ingediend, vertegenwoordigden 5,24 % van de totale elektriciteitsverkoop in Griekenland in 2010. Het geïsoleerde systeem Kreta wordt als klein geïsoleerd systeem beschouwd. Kreta vertegenwoordigde in 2010 3,01 % van de Griekse elektriciteitsvraag.
Jaarlijkse vraag geïsoleerde systemen
Jaarlijkse vraag (MWh)
Jaarlijkse vraag in 1996
Naam IS (geïsoleerd systeem)
NII's die deel uitmaken van het IS
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Neen
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesvos
Lesvos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Ja
Ja
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
In de bovenstaande tabel worden de in de aanvraag vermelde geïsoleerde systemen genoemd en is bepaalde informatie over elk van die systemen opgenomen. Uit deze informatie kan worden afgeleid dat alle geïsoleerde systemen, behalve Kreta, in 1996 een elektriciteitsvraag hadden die bedoelde systemen kenmerkt als geïsoleerde microsystemen in de zin van artikel 2, definitie 27, van Richtlijn 2009/72/EG. Ten aanzien van Kreta moet bovendien worden vermeld dat het procentuele aandeel van de vraag waaraan op dat eiland via interconnectoren wordt voldaan, tot nu toe altijd nul is geweest, dat wil zeggen minder dan 5 %, aangezien het eiland nog steeds niet verbonden is met enig ander elektriciteitssysteem. Kreta is derhalve een klein geïsoleerd systeem in de zin van artikel 2, definitie 26, van Richtlijn 2009/72/EG.
(46)
De RAE heeft in haar advies geen commentaar geleverd op de in de aanvraag vermelde geïsoleerde systemen.
(47)
De Commissie concludeert hieruit dat de in kolom 1 van de bovenstaande tabel vermelde geïsoleerde systemen allemaal geïsoleerde microsystemen zijn in de zin van artikel 2, definitie 27, van Richtlijn 2009/72/EG, behalve Kreta, dat een klein geïsoleerd systeem is in de zin van artikel 2, definitie 26, van die richtlijn.
4.2. AANZIENLIJKE PROBLEMEN MET DE EXPLOITATIE VAN CONVENTIONELE ELEKTRICITEITSCENTRALES IN DE GEÏSOLEERDE MICROSYSTEMEN
(48)
De Commissie is van mening dat er in de geïsoleerde microsystemen sprake is van aanzienlijke problemen met de exploitatie van conventionele elektriciteitscentrales. Dit heeft vooral de volgende redenen:
a)
de beperkte omvang van de belasting waarvoor op de eilanden elektriciteit moet worden geproduceerd, maakt de installatie van grotere, efficiëntere en kosteneffectieve conventionele centrales onmogelijk, ook al omdat een geïsoleerd systeem, wanneer het binnen aanvaardbare veiligheidsmarges moet kunnen werken, niet van één enkele centrale mag afhangen.
De jaarlijkse piekbelasting bedroeg in 2013 in geen van de geïsoleerde microsystemen meer dan 188,5 MW. De gemiddelde en de mediane piekbelasting zijn, met respectievelijk 20,8 en 4,2 MW, veel kleiner.
Geen van de op dit moment geïnstalleerde conventionele centrales in de geïsoleerde microsystemen heeft een capaciteit van meer dan 27 MW. De gemiddelde en de mediane omvang van de centrales zijn, met respectievelijk 3,9 en 1,1 MW, veel kleiner.
De geringe omvang van het te leveren vermogen en de sterke fluctuering van de vraag, die nog wordt versterkt door het grotere aandeel van hernieuwbare energiebronnen, beperken ook de keuze van technologieën van de conventionele elektriciteitscentrales die binnen geïsoleerde microsystemen kunnen worden gebruikt.
Alle conventionele productiecapaciteit in de geïsoleerde NII-systemen bestaat uit met diesel of stookolie gestookte centrales;
b)
de jaarlijkse belastingsfactoren in alle geïsoleerde microsystemen zijn laag. De belastingsfactor bedroeg in 2012 in geen van de geïsoleerde microsystemen meer dan 0,54. De gemiddelde en de mediane piekbelasting die beide 0,38 bedragen, zijn nog kleiner. Gezien de prioritaire toegang van hernieuwbare energiebronnen en het feit dat de hier gebruikte belastingsfactoren het gehele elektriciteitssysteem van de geïsoleerde microsystemen weerspiegelen, is de belastingsfactor voor conventionele elektriciteitscentrales op de NII's nog lager.
De jaarlijkse belastingsfactor in het Griekse geïnterconnecteerde systeem bedraagt normaliter 50 % voor alle eenheden en 65 % voor thermische productie-eenheden (6).
De jaarlijkse belastingsfactor is een indicatie voor het feitelijke gebruik dat gedurende een bepaald jaar van de elektriciteitscentrales wordt gemaakt, en dus voor hun capaciteit om inkomsten te genereren.
Het grotere aandeel van hernieuwbare energiebronnen zal het door conventionele centrales te leveren vermogen verder verminderen;
c)
er zijn verschillende projecten die erop gericht zijn de NII's, met name de Cycladen en Kreta, met het Griekse geïnterconnecteerde systeem te verbinden. Zoals hierboven uitgelegd zijn de conventionele elektriciteitscentrales op de NII's niet zo efficiënt als de elektriciteitscentrales in het geïnterconnecteerde systeem. Het is derhalve onwaarschijnlijk dat zij economisch levensvatbaar zullen zijn zodra de NII's waarop ze staan, geïnterconnecteerd zijn.
De mogelijke interconnectie van een geïsoleerd systeem werkt derhalve sterk ontmoedigend op investeringen in conventionele capaciteit op de NII's;
d)
aangezien het te leveren vermogen vrij gering is, zullen vrij kleine veranderingen in de vraag naar alle waarschijnlijkheid de binnen een bepaald geïsoleerd systeem vereiste productiecapaciteit beïnvloeden. Het gebrek aan interconnectiecapaciteit houdt in dat alle veranderingen op het gebied van de vraag noodzakelijkerwijs moeten worden beantwoord door binnen het geïsoleerde microsysteem zelf aanwezige productiecapaciteit.
Deze factor vergroot de noodzaak van een flexibele en adequate reactie op wijzigingen van de vraag op de langere termijn.
Deze flexibiliteitsbehoefte wordt nog versterkt door de waargenomen moeilijkheden om geschikte plaatsen voor conventionele elektriciteitscentrales op de NII's te vinden en door de grote duur van de vergunningsprocedures;
e)
de verhouding tussen de maximale en de minimale jaarlijkse vraag bedroeg in 2012 (7) in alle geïsoleerde microsystemen ten minste 3,35, maar ligt in sommige geïsoleerde microsystemen vaak veel hoger. De gemiddelde en de mediane verhouding tussen maximale en minimale vraag bedragen respectievelijk 6,27 en 5,98.
De verhouding tussen maximale en minimale vraag in 2010 in het Griekse geïnterconnecteerde systeem is ongeveer 3.
De hogere verhouding tussen de maximale en minimale vraag geven aan hoeveel flexibiliteit en hoeveel reserves er, zelfs binnen een bepaald jaar, beschikbaar moeten zijn binnen de productiecapaciteit in een geïsoleerd systeem.
Het is in dat verband opmerkelijk dat in 2012 voor ongeveer 60 % van de geïsoleerde microsystemen gebruik werd gemaakt van mobiele generatoren.
(49)
De Commissie concludeert derhalve dat er in de geïsoleerde systemen op de NII's sprake is van aanzienlijke problemen met de exploitatie van conventionele elektriciteitscentrales, zoals aangegeven in bovenstaande tabel.
4.3. BEOORDELING VAN DE GEVRAAGDE ONTHEFFING MET BETREKKING TOT HOOFDSTUK III
4.3.1. De ontheffing met betrekking tot hoofdstuk III kan niet worden toegepast op nieuwe capaciteit
(50)
Overeenkomstig artikel 44, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG kan alleen een ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk III worden verleend wanneer sprake is van het opknappen, verbeteren en vergroten van de bestaande capaciteit.
(51)
Daarom kan voor nieuwe capaciteit geen ontheffing worden verleend van het bepaalde in hoofdstuk III van Richtlijn 2009/72/EG.
(52)
Mocht de vergunningsprocedure voor nieuwe capaciteit geen bevredigende vergunning voor nieuwe capaciteit voor de geïsoleerde systemen op de NII's opleveren, dan kunnen de Griekse autoriteiten in plaats daarvan overwegen, gegeven het feit dat de geïsoleerde systemen op de NII's distributienetwerken zijn, om ook voor nieuwe kleine conventionele capaciteit gebruik te maken van het bepaalde in artikel 7, lid 3, van Richtlijn 2009/72/EG. Dergelijke nieuwe kleine conventionele capaciteit kan bijvoorbeeld tijdelijke productiecapaciteit omvatten die voor de lange termijn beschikbaar kan worden gesteld zonder permanente toewijzing aan een specifieke locatie.
4.3.2. De ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk III kan niet worden toegepast op Kreta
(53)
Zoals hierboven reeds is vermeld, zijn alle NII's geïsoleerde microsystemen, met uitzondering van Kreta, dat een klein geïsoleerd systeem is.
(54)
Daarom kan voor Kreta geen ontheffing worden verleend van het bepaalde in hoofdstuk III van Richtlijn 2009/72/EG.
4.3.3. De ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk III geldt niet voor hernieuwbare energiebronnen en warmtekrachtkoppeling.
(55)
In de aanvraag wordt niet expliciet vermeld dat de gevraagde ontheffing uitsluitend betrekking heeft op conventionele centrales.
(56)
In artikel 133, lid 3, van Wet 4001/2011 wordt elektriciteit geproduceerd met gebruikmaking van hernieuwbare energiebronnen, hoogrendementswarmtekrachtkoppeling of hybride centrales en door particuliere producenten echter uitdrukkelijk uitgesloten van de werkingssfeer van de exclusieve productievergunning die aan PPC kan worden toegekend. Hetzelfde volgt uit artikel 225 van de NII-wet.
(57)
Bovendien wordt in de rechtvaardiging alleen verwezen naar de aanzienlijke problemen met de exploitatie van conventionele elektriciteitscentrales. De redenering is juist dat die centrales met aanzienlijke problemen te kampen hebben als gevolg van, onder meer, het toenemende aandeel van hernieuwbare energiebronnen.
(58)
Ook al was derhalve met de aanvraag geprobeerd een ontheffing te verkrijgen van de bepalingen van hoofdstuk III van Richtlijn 2009/72/EG voor andere centrales dan conventionele elektriciteitscentrales, dan nog kan de ontheffing niet worden toegestaan, aangezien daarvoor geen gronden ter rechtvaardiging zijn gegeven.
4.3.4. De ontheffing voor vergunningen voor het opknappen, verbeteren en vergroten van bestaande capaciteit kan worden verleend
(59)
Met het oog op de bovengenoemde aanzienlijke problemen bij de exploitatie van conventionele energiecentrales binnen kleine geïsoleerde systemen, kan een ontheffing worden verleend voor vergunningen voor bestaande conventionele capaciteit, voor zover het het opknappen, verbeteren en vergroten van de bestaande conventionele capaciteit betreft. Dergelijke vergunningen kunnen rechtstreeks aan PPC worden verleend.
(60)
Voor de toepassing van deze ontheffing:
a)
omvat de bestaande conventionele productiecapaciteit projecten voor de bouw van conventionele productiecapaciteit waarvoor door RAE reeds een vergunning is verleend die op de dag waarop dit besluit in werking treedt, niet is geannuleerd;
b)
wordt de volledige afbraak van de voornaamste productiecapaciteit op een bestaande locatie en vervanging ervan door een nieuwe installatie voor elektriciteitsproductie beschouwd als de bouw van nieuwe capaciteit;
c)
staat de plaatsing van tijdelijke productiecapaciteit op het terrein van de bestaande capaciteit gelijk aan een uitbreiding van de bestaande capaciteit.
(61)
Niettemin zijn er geen gronden voor een ontheffing met betrekking tot de criteria en voorwaarden, zoals neergelegd in artikel 7, lid 2, van Richtlijn 2009/72/EG, in het kader waarvan toestemming is verleend aan PPC.
(62)
Wanneer de ontheffing bovendien rechtstreeks aan PPC wordt toegestaan, is het belangrijk dat in de voorwaarden de verplichtingen worden vermeld ten aanzien van de tijd waarop de conventionele elektriciteitscentrale waarvoor de vergunning is verleend, volledig operationeel moet zijn en dat bepalingen worden opgenomen die de volledige en effectieve naleving van die verplichtingen garanderen. Wanneer die rechtstreekse vergunning afloopt, kan de RAE naar eigen inzicht besluiten de vergunning te verlengen, maar alleen als de redenen voor de afloop niet aan PPC toe te schrijven zijn. De RAE moet bij het aflopen van de vergunning een vergunningsprocedure organiseren die volledig in overeenstemming is met artikel 7, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG zodat derden kunnen deelnemen.
4.3.5. De ontheffing kan geen betrekking hebben op aanbestedingen voor nieuwe capaciteit
(63)
Aanbestedingen in de zin van artikel 8 van Richtlijn 2009/72/EG hebben per definitie betrekking op capaciteit die nog moet worden gebouwd en waarvoor vergunning moet worden verleend; het betreft dus per definitie nieuwe capaciteit.
(64)
Om de hierboven reeds uiteengezette redenen kan een ontheffing voor nieuwe capaciteit niet worden verleend overeenkomstig artikel 44, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG.
4.4. BEOORDELING VAN DE GEVRAAGDE ONTHEFFING MET BETREKKING TOT HOOFDSTUK VIII
4.4.1. De ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk VIII geldt niet voor artikel 32 inzake toegang van derden
(65)
De aanvraag heeft betrekking op een ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk VIII van Richtlijn 2009/72/EG en kan dus in beginsel ook worden opgevat als een aanvraag om ontheffing van de bepalingen van artikel 32 inzake toegang van derden.
(66)
In de aanvraag wordt niet gespecificeerd of de aangevraagde ontheffing ook betrekking heeft op artikel 32 van Richtlijn 2009/72/EG, en evenmin worden gronden gegeven die een dergelijke ontheffing rechtvaardigen. DEDDIE is daarentegen op grond van Wet 4001/2011 en de NII-wet verplicht op niet-discriminerende wijze toegang te verlenen tot het door DEDDIE beheerde distributiesysteem (bv. artikel 127 van Wet 4001/2011). Bijgevolg kan deze ontheffing niet worden verleend.
4.4.2. Ontheffing van het bepaalde in artikel 33 inzake openstelling van de markt en wederkerigheid
4.4.2.1. Geen gronden voor een permanente ontheffing met betrekking tot artikel 33 van Richtlijn 2009/72/EG
(67)
In de aanvraag wordt voornamelijk gesteld dat PPC de enige leverancier moet blijven die mag leveren aan afnemers op de NII's omdat de ontwikkeling van de nodige infrastructuur voor het beheer en het toezicht op de elektriciteitsmarkt in geïsoleerde microsystemen en de marktopening voor andere leveranciers, voor de NII-beheerders operationele kosten met zich brengen die groter zijn dan de eventuele baten van openstelling van de markt voor de consument.
(68)
Zoals duidelijk wordt uit het advies van de RAE, wordt met de op de NII's geïnstalleerde infrastructuur beoogd te garanderen dat aan de openbaredienstverplichtingen op die eilanden overeenkomstig de bestaande wetgeving kan worden voldaan, op een transparante, toetsbare en niet-discriminerende wijze. Bovendien is de desbetreffende infrastructuur vanuit technisch en economisch gezichtspunt nodig om de geïsoleerde NII-systemen te beheren. Aangezien de infrastructuur in ieder geval vereist is om aan die eisen te voldoen, ongeacht het aantal leveranciers dat een vergunning heeft op de NII's, doet marktopening bijgevolg de infrastructurele kosten niet toenemen.
(69)
Ook al is vergelijkbare infrastructuur nodig, dan nog houdt openstelling van de markt niet intrinsiek verband met het technische beheer van de geïsoleerde systemen op de NII's of de desbetreffende openbaredienstverplichtingen, aangezien er geen causaal verband bestaat tussen de technische en de economische exploitatie van deze geïsoleerde systemen en het vervullen van de NII PSO overeenkomstig de betrokken wettelijke vereisten, enerzijds, en de vraag of één of verscheidene leveranciers een vergunning hebben om de elektriciteitsverbruikers op de NII's van stroom te voorzien, anderzijds.
(70)
Het klopt dat de hogere productiekosten op de NII's, in vergelijking met de kosten in het geïnterconnecteerde systeem, moeten worden gerecupereerd van de leveranciers die actief zijn op de NII's, meer bepaald door hun compensatie voor het vervullen van de openbaredienstverplichtingen te herverdelen in verhouding tot de hoeveelheid aan hun klanten verkochte elektriciteit. Vaststelling van de productiekosten op de NII's is echter hoe dan ook nodig om de financiële compensatie voor de NII PSO vast te stellen, ongeacht het aantal leveranciers dat op de NII's actief is.
(71)
De enige extra eis voor openstelling van de markt is de verdeling over alle leveranciers van de respectieve delen van de NII PSO-compensatie aan de hand van de hoeveelheid elektriciteit die zij aan hun klanten hebben verkocht. Zelfs de daarmee samenhangende klantgegevens, met name bemeteringsgegevens, zijn vereist, ongeacht de vraag of één dan wel meer dan één leverancier een vergunning heeft om op de NII's gevestigde klanten van elektriciteit te voorzien.
(72)
Dientengevolge houdt het verlenen van de NII PSO-compensatie aan leveranciers de capaciteit in om de bemeteringsgegevens van klanten toe te schrijven aan een specifieke van een vergunning voorziene leverancier, wat in wezen een administratief proces is dat volledig of voor een zeer groot deel gebaseerd is op gegevens die hoe dan ook worden ingezameld, ongeacht de vraag of er op de NII's al dan niet van een open markt sprake is. In de tweede plaats is deze capaciteit een voorafgaandelijke voorwaarde voor de goede werking van elke elektriciteitsmarkt. Dergelijke kosten kunnen derhalve niet worden aanvaard als grond voor een ontheffing op het gebied van openstelling van de markt, aangezien zij niet specifiek zijn voor de exploitatie van geïsoleerde systemen op de NII's, maar verband houden met een aanzienlijk probleem bij de exploitatie daarvan.
(73)
Het is belangrijk op te merken dat het opstellen van registers om bemeteringsinformatie aan leveranciers toe te kennen, deel uitmaakt van de op te zetten infrastructuur is. Hoewel de totstandbrenging van de volledige geplande infrastructuur de optimale werking van geïsoleerde elektriciteitssystemen zal vergemakkelijken, is de volledige uitvoering van de daarmee samenhangende investeringen echter geen noodzakelijke voorwaarde om de markt te kunnen openstellen.
(74)
Het feit dat de gemiddelde jaarlijkse variabele productiekosten per NII aanzienlijk kunnen fluctueren, is irrelevant. Ook al zou hiervoor bewijs worden geleverd, dan nog betreft een dergelijke fluctuatie de productiekosten van elektriciteit binnen de geïsoleerde NII-systemen. Vaststelling van dit bedrag is reeds vereist om de NII PSO te kunnen beheren overeenkomstig de wettelijke vereisten en wordt bovendien niet in het minst beïnvloed door het aantal leveranciers met een vergunning om NII-klanten van stroom te voorzien. Gezien het feit dat de administratie van de NII PSO voor elk geïsoleerd systeem afzonderlijk reeds gebaseerd is op een maandelijks systeem, is het bovendien moeilijk voor te stellen dat grote jaarlijkse variaties per NII aanleiding kunnen geven tot materiële problemen.
(75)
Uit het bovenstaande volgt dat het aantal leveranciers dat een vergunning heeft om aan afnemers op de NII's te leveren geen enkele intrinsieke samenhangt heeft noch met de technische en economische exploitatie van de geïsoleerde systemen, noch met het vervullen van de NII PSO overeenkomstig de betrokken wettelijke vereisten.
(76)
Bovendien kan worden opgemerkt dat de openstelling van de markt voordelen heeft die opwegen tegen de eventuele kosten daarvan. Zoals de RAE opmerkt zouden alternatieve leveranciers op de NII's de op de NII's gevestigde klanten aanzienlijke extra voordelen kunnen opleveren door de levering van elektriciteit te combineren met het bieden van andere diensten.
(77)
Daarom mag het verzoek om een permanente ontheffing van het bepaalde in artikel 33 niet worden ingewilligd.
4.4.2.2. Beperking in de tijd, voor een geïsoleerd systeem, van een ontheffing van het bepaalde in artikel 33 van Richtlijn 2009/72/EG
(78)
Gezien het bovenstaande moet worden erkend dat een openstelling van de markt vereist dat praktische regelingen worden opgezet om ervoor te zorgen dat de geïsoleerde systemen op de NII's volledig overeenkomstig de NII-wet kunnen worden beheerd. Praktische problemen in verband met de openstelling van de markt zijn onder meer het ontbreken van registers die nodig zijn voor de toekenning van meters en bemeteringsgegevens aan leveranciers of het feit dat de optimale infrastructuurconfiguratie nog niet is geïnstalleerd. Op deze basis kan worden overwogen een qua tijdsduur beperkte ontheffing te verlenen van het bepaalde in artikel 33 van Richtlijn 2009/72/EG.
(79)
Bij de beoordeling van de duur van een dergelijke ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk VIII zijn de volgende twee overwegingen van belang:
a)
zoals reeds aangegeven is het belangrijkste element dat nodig is om openstelling van de markt op de NII's mogelijk te maken, de beschikbaarheid van een register op de NII's dat de toekenning van bemeteringsgegevens aan een bepaalde leverancier mogelijk maakt. In artikel 327, lid 4, van de NII-wet is bepaald dat het voor dit doel vereiste register uiterlijk 2 jaar na de inwerkingtreding van de NII-wet volledig moet zijn opgesteld. De beschikbaarheid van het register is een noodzakelijke voorwaarde voor de openstelling van de markt in praktische zin;
b)
de voltooiing van het investeringsprogramma voor de op de NII's te installeren infrastructuur zou het praktische beheer van de openstelling van de markt op de NII's zeker vergemakkelijken. Dit is echter geen noodzakelijke vereiste. In artikel 237, lid 7, van de NII-wet is een regeling vastgesteld op grond waarvan alle huidige NII's verondersteld zijn uiterlijk 5 jaar na de inwerkingtreding van de NII-wet te worden uitgerust met de op die eilanden te installeren aanvullende infrastructuur.
(80)
Dientengevolge zou een ontheffing ten aanzien van de openstelling van de markt moeten worden verleend voor ten minste 2 jaar na de inwerkingtreding van de NII-wet, dat wil zeggen tot 17 februari 2016, tot het moment dus waarop de registers, die een noodzakelijke voorwaarde voor openstelling van de markt zijn, zijn opgesteld. Aangezien de volledige infrastructuur uiterlijk 5 jaar na de inwerkingtreding van de NII-wet moet zijn geïnstalleerd, moet de geldigheid van de ontheffing in ieder geval worden beperkt tot 5 jaar na de inwerkingtreding van de NII-wet, dat wil zeggen tot 17 februari 2019 voor alle geïsoleerde NII-systemen. Aangezien de ontheffing echter alleen kan worden gerechtvaardigd wanneer aanzienlijke en materiële problemen de openstelling van de markt in de weg staan, welke problemen rechtstreeks toe te schrijven zijn aan het feit dat het programma voor investeringen in de infrastructuur niet is voltooid, moet regelmatig worden nagegaan of die problemen nog voortduren op een bepaald geïsoleerd NII-systeem. Bij die toetsing moet als uitgangssituatie een door de bevoegde Griekse autoriteiten goedgekeurd investeringsplan van DEDDIE voor de installatie van de vereiste infrastructuur op de NII's worden gebruikt. Dit plan moet derhalve uiterlijk op 17 februari 2015 zijn voltooid en goedgekeurd.
(81)
Om de openstelling van de markt niet onnodig te vertragen, moet het infrastructuurinvesteringsplan van DEDDIE door de RAE worden goedgekeurd en moeten de geïsoleerde systemen van Kreta en Rhodos prioriteit krijgen, aangezien dat de NII's met de grootste bevolkingsaantallen zijn.
(82)
Vanaf 17 februari 2016 moet DEDDIE elk jaar, tot 17 februari 2019, een door de RAE goed te keuren verslag opstellen waarin moet worden gespecificeerd op welke gronden de openstelling van de markt in een bepaald geïsoleerd NII-systeem is uitgesteld. Dit verslag moet worden gepubliceerd en aan de Commissie worden bekendgemaakt.
4.4.3. De ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk VIII geldt niet voor artikel 34
(83)
De aanvraag betreft de ontheffing van het bepaalde in hoofdstuk VIII van Richtlijn 2009/72/EG en kan dus in beginsel ook worden opgevat als aanvraag om een ontheffing van de bepalingen van artikel 34 inzake directe lijnen in de zin van artikel 2, definitie 15, van die richtlijn.
(84)
In de aanvraag wordt niet gespecificeerd of de aangevraagde ontheffing ook betrekking heeft op artikel 34 van Richtlijn 2009/72/EG.
(85)
Ook al was derhalve met de aanvraag geprobeerd een ontheffing te verkrijgen ten aanzien van artikel 34 van Richtlijn 2009/72/EG, dan nog mag de ontheffing niet worden verleend, aangezien daarvoor geen gronden ter rechtvaardiging zijn gegeven.
4.4.4. Interconnectoren - toepassing van de ontheffing van het bepaalde in de hoofdstukken III en VIII
(86)
De onderhavige ontheffing heeft betrekking op geïsoleerde microsystemen die juist worden gekenmerkt door het feit dat zij niet, of, in het geval van kleine geïsoleerde systemen, slechts voor een zeer beperkt deel, verbonden zijn met andere elektriciteitssystemen.
(87)
Het volgende is echter het geval:
a)
volgens het recent goedgekeurde tienjarige ontwikkelingsplan van de Griekse transmissiesysteembeheerder voor elektriciteit, „ADMIE SA”, zal de interconnectie van de Cycladen naar verwachting tegen 2018 zijn voltooid, in drie fasen, waarbij sommige eilanden van de Cycladen ver vóór die datum met het Griekse geïnterconnecteerde systeem zullen worden verbonden;
b)
bovendien zal de interconnectie met Kreta naar verwachting tegen 2020 klaar zijn. De relevante delen van het project voor de eerste drie jaar zijn opgenomen in het tienjarig ontwikkelingsplan van ADMIE dat in 2013 is goedgekeurd. Het uiteindelijke plan moet worden opgenomen in het tienjarige ontwikkelingsplan dat in 2014 zal worden goedgekeurd.
(88)
Het is nodig om expliciet te bepalen dat aan de onderhavige ontheffing voor een geïsoleerd systeem automatisch een einde komt zodra een interconnectie tussen een bepaald geïsoleerd systeem en het Griekse geïnterconnecteerde systeem volledig operationeel is geworden.
(89)
DEDDIE is voor 100 % eigendom van PPC, ook al is het wettelijk en functioneel ontbundeld. In tegenstelling tot een distributiesysteembeheerder in de zin van Richtlijn 2009/72/EG heeft DEDDIE ook een uitgebreid takenpakket op het gebied van de exploitatie van de geïsoleerde systemen van de NII's en van de exploitatie van de elektriciteitsproductie op de NII's, met inbegrip van de conventionele productiecapaciteit die het eigendom is van PPC, en, derhalve, van de financiële vergoeding daarvoor. Zoals hierboven uiteengezet, beïnvloed interconnectie de economische levensvatbaarheid van de conventionele elektriciteitscentrales die momenteel binnen de geïsoleerde systemen op de NII's zijn geïnstalleerd.
(90)
Ontheffingen mogen alleen worden toegestaan indien zij evenredig zijn en niet verder gaan dan wat strikt noodzakelijk is. Daarom moeten duidelijke stimulansen worden gegeven en moet transparantie worden betracht ten aanzien van besluiten inzake de interconnectie van de geïsoleerde systemen op de NII's.
(91)
Artikel 108 van Wet 4001/2011 luidt als volgt:
„ADMIE SA dient elk jaar uiterlijk op 31 januari een tienjarig ontwikkelingsplan voor het Griekse elektriciteitstransmissiesysteem in […]. In dat plan moeten voornamelijk worden opgenomen: […] c) een technische en financiële kostenbatenanalyse voor belangrijke transmissiewerkzaamheden […], met name voor […] connectoren tussen eilanden en het transmissiesysteem, met inbegrip van een tijdsschema, de geraamde kasstromen en financieringseisen voor alle investeringsprojecten.”
.
(92)
Met het oog op duidelijke stimulansen en transparantie ten aanzien van besluiten in verband met de interconnectie, al dan niet, van de geïsoleerde NII-systemen, moeten de Griekse autoriteiten ervoor zorgen dat:
a)
ADMIE, DEDDIE en RAE, wanneer zij vergunningen verlenen of aanbestedingen organiseren voor bestaande of nieuwe capaciteit voor een bepaald geïsoleerd system op een NII, systematisch het alternatief van interconnectie van het geïsoleerde systeem waarvan het betrokken eiland onderdeel uitmaakt, in overweging nemen. Vergunningen voor bestaande of nieuwe capaciteit moeten worden geweigerd als de aanleg van een interconnector kosteneffectiever is. De kosten moeten alle kosten omvatten om elektriciteit aan eindafnemers binnen het geïsoleerde systeem te leveren, inclusief de NII PSO-compensatie;
b)
bij de kostenbatenstudie voor belangrijke transmissiewerkzaamheden door ADMIE, zoals bepaald in artikel 108 van Wet 4001/2011, alleen rekening wordt gehouden met de efficiënte kosten van de investering in en exploitatie van de interconnectie. Met name mag geen rekening worden gehouden met verloren inkomsten of waardevermindering van de conventionele productie-installaties die reeds op de NII's zijn geïnstalleerd;
c)
de RAE samen met ADMIE's tienjarig investeringsplan, als bedoeld in artikel 108 van Wet 4001/2011, de algemene kosten publiceert, met inbegrip van de NII PSO-compensatie, van het leveren van elektriciteit aan klanten in elk van de geïsoleerde systemen van de NII's. Tenzij de aanleg van een interconnector is opgenomen in het tienjarige investeringsplan van ADMIE, zoals bepaald in artikel 108 van Wet 4001/2011 als goedgekeurd door de RAE, organiseert de RAE op eigen initiatief of op verzoek van een derde partij een aanbesteding, zoals bepaald in artikel 22, lid 7, onder b), van Richtlijn 2009/72/EG, voor de aanleg van een interconnector die twee of meerdere geïsoleerde NII-systemen onderling verbindt. Een interconnector moet worden aangelegd als door de aanleg de algemene kosten, inclusief de NII PSO-compensatie, van het leveren van elektriciteit aan de NII-klanten worden verlaagd;
d)
de RAE een duidelijke deadline vaststelt voor de voltooiing van de aanleg van een interconnector. Als de interconnector niet of niet binnen de door de RAE gestelde termijn wordt aangelegd, moet schadevergoeding worden geëist voor de niet-gerealiseerde kostenbesparingen.
4.5. LOOPTIJD
(93)
De feiten waarop de onderhavige ontheffing is gebaseerd, moeten opnieuw worden bekeken, met name nadat de plannen voor de interconnectie van sommige geïsoleerde systemen moeten zijn voltooid en de uiterste termijnen voor het installeren van de infrastructuur als bedoeld in artikel 237 van de NII-wet zijn verstreken.
(94)
Dientengevolge zijn alle ontheffingen geldig tot 1 januari 2021.
4.6. TERUGWERKENDE KRACHT
(95)
Zoals hierboven is vermeld, is de aanvraag van 17 januari 2012 een hernieuwing van de oorspronkelijke, in 2003 ingediende aanvraag.
(96)
Artikel 26, lid 1, van Richtlijn 2003/54/EG, ingetrokken bij Richtlijn 2009/72/EG, bevatte ook bepalingen op grond waarvan de lidstaten om ontheffing van sommige bepalingen van die richtlijn konden vragen wanneer zich wezenlijke exploitatieproblemen zouden voordoen voor hun geïsoleerde kleine en microsystemen. Op grond van artikel 48 van Richtlijn 2009/72/EG moeten verwijzingen naar het ingetrokken artikel 26, lid 1, van Richtlijn 2003/54/EG worden opgevat als verwijzingen naar artikel 44, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG.
(97)
De definities van kleine geïsoleerde systemen en geïsoleerde microsystemen van artikel 2, punten 26 en 27, van Richtlijn 2003/54/EG zijn dezelfde als die van artikel 2, punten 26 en 27, van Richtlijn 2009/72/EG.
(98)
Beide definities verwijzen naar het elektriciteitsverbruik in geïsoleerde systemen in 1996; ook die verwijzing is ongewijzigd. Kreta was bovendien noch in 2003, noch in 2012, noch op het moment waarop het onderhavige besluit in werking treedt, met het Griekse geïnterconnecteerde systeem verbonden.
(99)
Dientengevolge kwamen alle geïsoleerde kleine en microsystemen die in de aanvraag voor die kwalificatie in aanmerking komen, ook voor die kwalificatie in aanmerking toen de oorspronkelijke aanvraag werd ingediend en wanneer het onderhavige ontheffingsbesluit van kracht wordt.
(100)
Daarom hebben zich ten aanzien van de geïsoleerde kleine en microsystemen die in aanmerking kunnen komen voor een ontheffing op grond van Richtlijn 2003/54/EG en van Richtlijn 2009/72/EG ook geen wettelijke of feitelijke veranderingen voorgedaan.
(101)
Op grond van artikel 26, lid 1, van Richtlijn 2003/54/EG kan een ontheffing worden verleend ten aanzien van hoofdstuk III, dat bepalingen bevat die, evenals die van hoofdstuk III van Richtlijn 2009/72/EG, betrekking hebben op vergunnings- en aanbestedingsprocedures voor nieuwe capaciteit.
(102)
Op grond van artikel 26, lid 1, van Richtlijn 2003/54/EG kan een ontheffing worden verleend ten aanzien van hoofdstuk VII, dat bepalingen bevat die, evenals die van hoofdstuk VIII van Richtlijn 2009/72/EG, betrekking hebben op toegang van derden, openstelling van de markt en directe lijnen.
(103)
Als de Commissie in reactie op de oorspronkelijke aanvraag een ontheffing had toegestaan, dan had zij dat onder dezelfde voorwaarden kunnen doen als die van de onderhavige ontheffing met betrekking tot Richtlijn 2009/72/EG.
(104)
Bovendien hebben zich sinds 2003 geen wijzigingen van de feitelijke omstandigheden voorgedaan. De geografische situatie van de NII's, de economische factoren die de exploitatie van de elektrische systemen binnen de geïsoleerde NII-systemen bepalen en de aard van de aanzienlijke problemen die er zijn met de exploitatie van conventionele elektriciteitscentrales binnen de geïsoleerde NII-systemen, zijn sinds 2003 niet wezenlijk gewijzigd.
(105)
De oorspronkelijke aanvraag is sinds 2003 in behandeling. Het niet-nemen van maatregelen door de Commissie mag niet ten nadele gaan van de Helleense Republiek. De Helleense Republiek heeft voldaan aan haar verplichtingen overeenkomstig artikel 26, lid 1, van Richtlijn 2003/54/EG en artikel 44, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG en heeft een naar behoren gemotiveerd verzoek om een ontheffing op grond van die artikelen ingediend voor de geïsoleerde systemen op de NII's.
(106)
Het is derhalve passend dat het onderhavige ontheffingsbesluit van kracht wordt met ingang van de datum van de oorspronkelijke aanvraag, namelijk 5 december 2003,
HEEFT HET VOLGENDE BESLUIT VASTGESTELD:
Artikel 1
Dit besluit is van toepassing op de in de tabel vermelde geïsoleerde kleine en microsystemen.
Voor de doeleinden van dit besluit is Kreta een klein geïsoleerd systeem en zijn alle andere geïsoleerde systemen geïsoleerde microsystemen.
Artikel 2
1. Er wordt een ontheffing verleend van het bepaalde in artikel 33 van Richtlijn 2009/72/EG voor geïsoleerde kleine en microsystemen.
2. Deze ontheffing geldt tot 17 februari 2016, of indien dat later is, totdat de aanleg van de infrastructuur volledig voltooid is, zoals bedoeld in artikel 237, lid 7, van de NII-wet. In elk geval loopt deze ontheffing af op 17 februari 2019.
3. De Griekse autoriteiten stellen uiterlijk op 17 februari 2015 een plan op voor de investeringen in de in artikel 237, lid 7, van de NII-wet bedoelde infrastructuur, waarin voor elk geïsoleerd NII-systeem afzonderlijk wordt gespecificeerd op welke datum de infrastructuur uiterlijk geïnstalleerd moet zijn. In dit plan krijgen Kreta en Rhodos voorrang.
4. Met ingang van 17 februari 2016, en daarna ieder jaar tot 17 februari 2019, stellen de Griekse autoriteiten een verslag op waarin zij voor elk geïsoleerd NII-systeem het volgende specificeren: a) of openstelling van de markt heeft plaatsgevonden; b) de status van de infrastructuur-investeringen ten opzichte van het betrokken plan; c) de aanzienlijke materiële problemen die resteren alvorens de markt kan worden opengesteld, en d) of die problemen rechtstreeks kunnen worden toegeschreven aan het niet voltooien van de infrastructuur-investeringen als bedoeld in artikel 237, lid 7, van de NII-wet.
Artikel 3
1. Er wordt een ontheffing verleend van het bepaalde in artikel 7, lid 1, van Richtlijn 2009/72/EG, waardoor de vergunningen voor het opknappen, verbeteren en vergroten van de bestaande conventionele capaciteit binnen geïsoleerde microsystemen rechtstreeks aan PPC kunnen worden verleend.
2. Voor de toepassing van deze ontheffing:
a)
omvat de bestaande conventionele productiecapaciteit projecten voor het opknappen, verbeteren en vergroten van conventionele productiecapaciteit waarvoor een door RAE afgegeven vergunning bestaat op de dag waarop van dit besluit kennis wordt gegeven;
b)
wordt de volledige afbraak van de voornaamste productiecapaciteit op een bestaande locatie en de vervanging daarvan door een nieuwe installatie voor elektriciteitsproductie niet beschouwd als werkzaamheden aan bestaande capaciteit maar opgevat als de bouw van nieuwe capaciteit;
c)
staat de plaatsing van tijdelijke conventionele productiecapaciteit op het terrein van de bestaande capaciteit gelijk aan de uitbreiding van bestaande capaciteit.
3. Na afloop van de overeenkomstig lid 1 verleende vergunning kan de RAE die vergunning naar eigen inzicht verlengen, mits de vertragingen veroorzaakt werden door problemen waarop PPC geen enkele invloed heeft.
4. Deze ontheffing is niet langer van toepassing op vergunningen die zijn toegekend overeenkomstig lid 1 en die zijn verlopen of ingetrokken.
5. Alle andere bepalingen van artikel 7 van Richtlijn 2009/72/EG blijven volledig van toepassing.
6. Deze ontheffing geldt tot en met 1 januari 2021.
Artikel 4
1. De in dit besluit vastgestelde ontheffingen zijn niet langer van toepassing op geïsoleerde kleine en microsystemen zodra die geïnterconnecteerd zijn met het geïnterconnecteerde systeem.
2. De Griekse autoriteiten:
a)
nemen, wanneer zij vergunningen verlenen of aanbestedingen organiseren voor nieuwe capaciteit binnen een bepaald geïsoleerd NII-system, systematisch het alternatief van interconnectie van het geïsoleerde systeem waarvan het betrokken eiland onderdeel uitmaakt, in overweging. Een vergunning voor bestaande of nieuwe capaciteit wordt geweigerd als de aanleg van een interconnector kosteneffectiever is. De kosten omvatten alle kosten om elektriciteit aan eindafnemers binnen het geïsoleerde systeem te leveren, inclusief de NII PSO-compensatie;
b)
zorgen ervoor dat bij de kostenbatenstudie voor belangrijke transmissiewerkzaamheden door ADMIE, zoals bepaald in artikel 108 van Wet 4001/2011, alleen rekening wordt gehouden met de efficiënte kosten van de investering in en de exploitatie van de geplande interconnectie. Met verloren inkomsten of waardevermindering van de conventionele productie-installaties die reeds op de NII's zijn geïnstalleerd, mag geen rekening worden gehouden;
c)
publiceren samen met ADMIE's tienjarig investeringsplan, als bedoeld in artikel 108 van Wet 4001/2011, de algemene kosten, inclusief de NII PSO-compensatie, van het leveren van elektriciteit aan klanten in elk van de geïsoleerde systemen van de NII's. Tenzij de aanleg van een interconnector is opgenomen in het tienjarige investeringsplan van ADMIE, zoals bepaald in artikel 108 van Wet 4001/2011 als goedgekeurd door de RAE, organiseren de Griekse autoriteiten, op eigen initiatief of op verzoek van een derde partij, een aanbesteding, zoals bepaald in artikel 22, lid 7, onder b), van Richtlijn 2009/72/EG, voor de aanleg van een interconnector die twee of meerdere geïsoleerde NII-systemen onderling verbindt. Een interconnector wordt aangelegd, als door de aanleg de algemene kosten, inclusief de NII PSO-compensatie, van het leveren van elektriciteit aan de NII-klanten worden verlaagd;
d)
stellen een duidelijke deadline vast voor de voltooiing van de aanleg van een interconnector. Als de interconnector niet, of niet binnen de gestelde termijn wordt aangelegd, eisen de Griekse autoriteiten schadevergoeding voor de niet-gerealiseerde kostenbesparingen.
Artikel 5
Dit besluit is van toepassing met ingang van 5 december 2003.
Artikel 6
Dit besluit is gericht tot de Helleense Republiek.
Gedaan te Brussel, 14 augustus 2014.