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.
KOMMISSIONENS BESLUT
av den 14 augusti 2014
om att bevilja Republiken Grekland ett undantag från vissa bestämmelser i Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/72/EG
[delgivet med nr C(2014) 5902]
(2014/536/EU)
EUROPEISKA KOMMISSIONEN HAR ANTAGIT DETTA BESLUT
med beaktande av fördraget om Europeiska unionens funktionssätt,
med beaktande av Europaparlamentets och rådets direktiv 2009/72/EG av den 13 juli 2009 om gemensamma regler för den inre marknaden för el och om upphävande av direktiv 2003/54/EG, särskilt artikel 44.1 och 48,
med beaktande av ansökningarna från Republiken Grekland av den 17 januari 2012 och av den 5 december 2003,
efter att ha informerat medlemsstaterna om denna ansökan, och
av följande skäl:
1. FÖRFARANDE
(1)
Den 17 januari 2012 lämnade det grekiska ministeriet för miljö, energi och klimatförändring (nedan kallat Ypeka) in en ansökan (nedan kallad ansökan) till kommissionen, i enlighet med artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG (1), om ett undantag från kapitlen III och VIII i direktiv 2009/72/EG för vissa grekiska öar som inte är sammanlänkade med elsystemet på det grekiska fastlandet (nedan kallade icke-anslutna öar).
(2)
Den 12 september 2012 begärde kommissionen att den grekiska tillsynsmyndigheten för energisektorn (nedan kallad RAE) skulle yttra sig om ansökan. RAE besvarade denna begäran den 16 november 2012 (nedan kallat RAE:s yttrande).
(3)
RAE lämnade in ytterligare synpunkter för att motivera ansökan den 17 december 2013, den 23 december 2013, den 4 februari 2014, den 28 februari 2014 och den 17 mars 2014.
(4)
Den 14 mars 2014 (med ett tillägg som sändes den 20 mars 2014) underrättade kommissionen medlemsstaterna om ansökan i enlighet med artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG, med en begäran att lämna eventuella synpunkter senast den 25 mars 2014. Inga synpunkter lämnades in.
(5)
Ypeka förnyade genom sin ansökan den begäran som lämnades in av ministeriet för utveckling den 5 december 2003 i enlighet med artikel 26.1 i Europaparlamentets och rådets direktiv 2003/54/EG (2) (nedan kallad den ursprungliga ansökan) om undantag från vissa bestämmelser i direktiv 2003/54/EG. Preliminära åtgärder vidtogs för att utreda den ursprungliga ansökan, men undantaget enligt artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG varken beviljades eller avslogs.
2. ANSÖKAN SOM LÄMNATS IN AV YPEKA
2.1 TILLÄMPNINGSOMRÅDE FÖR DET BEGÄRDA UNDANTAGET
(6)
Ansökan gäller en begäran om undantag från kapitlen III och VIII i direktiv 2009/72/EG.
(7)
I kapitel III i direktiv 2009/72/EG hänvisas till tillståndsförfarande och upphandling i fråga om ny kapacitet. Kapitel VIII handlar om tredje parts tillträde, marknadsöppnande och direktledningar.
2.2 NUVARANDE ORGANISATION AV ELSYSTEMET PÅ ICKE-ANSLUTNA ÖAR
(8)
De grekiska energimarknaderna styrs i första hand av den grekiska lagen 4001/2011 som införlivar direktiv 2009/72/EG. Lag 4001/2011 trädde i kraft den 22 augusti 2011.
(9)
Deddie SA (nedan kallat Deddie) är systemansvarigt för Greklands distributionssystem. Deddie ägs till 100 % av, men är juridiskt och funktionellt fristående från, Public Power Corporation (nedan kallat PPC), den etablerade grekiska producenten och leverantören av elektricitet. Tillgångarna i form av elnätet sköts av Deddie och ägs av PPC.
(10)
I enlighet med artikel 127 i lag 4001/2011 ansvarar Deddie för utveckling, drift och underhåll av det grekiska eldistributionssystemet, vilket inbegriper eldistributionssystemet på de icke-anslutna öarna.
(11)
Dessutom ansvarar Deddie för driften av elsystemen på de icke-anslutna öarna. Här ingår följande uppgifter: i) att utarbeta en utvecklingsplan för elproduktion i enskilda mikrosystem, inklusive ett program för att sammanlänka dem med andra icke-anslutna öar; ii) att säkerställa nödvändig plats för att anlägga ny produktionskapacitet, bygga ut befintliga komponenter för kapacitet eller leverans och bygga ut det grekiska eldistributionssystemet till icke-anslutna öar och enskilda mikrosystem; iii) att ingå avtal med licensinnehavare som styr leveranser av el till och från systemet, tillhandahållande av sidotjänster till distributionsnäten på de icke-anslutna öarna och ersättning till elproducenterna, avgifter från kunder och leverantörer för den el som levereras till dem och andra kredit- och debetposter på särskilda konton, t.ex. sådana för ersättning i samband med allmännyttiga skyldigheter.
(12)
I artikel 137.1 i lag 4001/2011 föreskrivs att alla elkonsumenter ska klassificeras som berättigade kunder, med undantag för konsumenter i enskilda mikronät, om inte annat följer av artikel 139 i samma lag.
(13)
Enligt artikel 133.3 i lag 4001/2011 gäller följande:
”Med undantag för fall där el produceras med förnybara energikällor eller högeffektiva kraftvärme- eller hybridanläggningar och när det gäller egenproducenter, gäller att om undantag har beviljats i enlighet med bestämmelserna i artikel 139 ska endast PPC beviljas produktionslicens i enlighet med vissa licensregler. PPC ska ansvara för oavbruten försörjning av de enskilda mikrosystem för vilka PPC får licens, och för tryggad långsiktig ekonomisk drift av elsystemen på dessa öar.”
(14)
Enligt artikel 134 i lag 4001/2011 gäller följande:
”Utan att det påverkar tillämpningen av bestämmelserna i artikel 139 i denna lag ska endast PPC beviljas försörjningslicenser för enskilda mikronät i enlighet med kraven i licensreglerna. PPC måste försörja icke-berättigade kunder med el på begäran.”
(15)
Enligt artikel 139 i lag 4001/2011 kan undantag från bestämmelserna i lag 4001/2011 beviljas i enlighet med bestämmelserna i artikel 44 i direktiv 2009/72/EG.
(16)
I ministerbeslut nr PD5/EL/B/F IB/12924, som antagits i enlighet med artikel 28 i den grekiska lagen 3426/2005, fastställs att elförsörjning till konsumenter på icke-anslutna öar, oavsett elproducent, utgör en skyldighet att tillhandahålla allmännyttiga tjänster (nedan kallad allmännyttig skyldighet) av allmänt ekonomiskt intresse. Med hänvisning till social sammanhållning måste elleverantörer på icke-anslutna öar tillhandahålla el till samma pris (per konsumentkategori) som i det grekiska sammanlänkade systemet.
(17)
I artikel 52 i den grekiska lagen 4001/2011 föreskrivs att kunder på icke-anslutna öar är berättigade till särskilda tjänster, både när det gäller pris och kvalitet och försörjningstrygghet, samt öppenhet i fråga om avtalsvillkor. De som fullgör den allmännyttiga skyldigheten får i utbyte en ekonomisk ersättning som beräknas på grundval av en metod som fastställts genom RAE:s beslut 24/2014 (3). Denna metod grundar sig på skillnaden mellan hela produktionskostnaden (fast och rörlig) på icke-anslutna öar och det fulla marknadspriset för leverantörer i det sammanlänkade systemet (systemets marginalkostnader plus alla andra mekanismer i det grekiska sammanlänkade systemet). Ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten beräknas månadsvis och per autonomt ösystem, och kontrolleras av RAE. Ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten samlas in genom en avgift som omfattar alla kunder, inklusive de som finns på icke-anslutna öar. (4) Mekanismen för ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten förvaltas av den grekiska, statligt ägda marknadsaktören LAGIE. Ministerbeslut D5-EL/B/F1/oik.27547 från december 2011 (5), grundat på bestämmelserna i artikel 55.3 i lag 4001/2011, fastställde att den allmännyttiga skyldigheten ska gälla alla leverantörer, och att alla leverantörer därför är berättigade till ersättning för den allmännyttiga skyldigheten.
(18)
Elförsörjning och elproduktion på icke-anslutna öar regleras mer i detalj i sekundärlagstiftning. Särskilt gäller att RAE, genom sitt beslut nr 39/2014 av den 28 januari 2014, antog regelverket för förvaltning av elkraftsystem på icke-anslutna öar (nedan kallat regelverket för icke-anslutna öar), som reglerar många frågor när det gäller drift av de enskilda systemen på icke-anslutna öar, inklusive marknadsöppnande, avräkning på marknaden och elproduktion. Regelverket för icke-anslutna öar trädde i kraft samma dag som det offentliggjordes, dvs. den 17 februari 2014.
2.3 PÅTAGLIGA PROBLEM MED DRIFTEN AV ENSKILDA SYSTEM
(19)
I ansökan lyfts följande problem fram i fråga om driften av de grekiska enskilda elsystemen:
a)
Den stora variationen i efterfrågan på el i enskilda mikrosystem, framhävd av i) turismens roll i öarnas ekonomiska utveckling och ii) den ökande användningen av förnybara energikällor.
Dessa faktorer har negativ inverkan på belastningsfaktorn för produktionskapaciteten i konventionella värmekraftverk och på möjligheten att täcka investeringskostnaderna för sådan produktionskapacitet.
b)
Den stora variationen i väderförhållandena på öarna som påverkar efterfrågan och orsakar störningar i produktionssystemen, och därför kräver omfattande reserver.
(20)
I ansökan lyfts följande problem fram i fråga om konventionell produktion i de grekiska små enskilda elsystemen:
a)
Svårigheterna eller till och med det omöjliga i att hitta lämpliga platser för nya konventionella kraftverk i de enskilda mikrosystemen, främst på grund av motstånd från allmänheten.
b)
De icke-anslutna öarnas begränsade storlek som ger upphov till stora omkastningar i planeringen för den långsiktiga produktionsutvecklingen i värmekraftverk, till följd av oförutsägbara investeringar hos elkonsumenterna (t.ex. stora turistanläggningar eller båthamnar) som kräver snabb och flexibel reaktion på efterfrågan på el.
c)
Efterfrågan på el i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna förväntas öka med 2 % per år fram till 2017. Även om PPC beviljats tillstånd att anlägga den ytterligare kapacitet som krävs (och som 2017 förväntas täcka efterfrågan på alla icke-anslutna öar, med nödvändiga reservmarginaler) och detta anläggande redan har tidsplanerats har det inte alltid varit möjligt att följa tidsplanen.
d)
Den låga belastningen och de stora variationerna i belastningen samt den ökande användningen av förnybara energikällor i de flesta enskilda mikrosystemen begränsar de tillgängliga tekniska lösningarna för konventionell produktion till små produktionsanläggningar som eldas med tjock eldningsolja med låg svavelhalt eller med lättolja.
e)
Förfarandena för upphandling av ny elproduktion är tidskrävande. Det tar två till tre och ett halvt år från den tidpunkt då tillstånd beviljas till dess att elgeneratorna tas i drift.
f)
Planerna som utvecklas för att anlägga länkar mellan det grekiska sammanlänkade systemet och de enskilda mikrosystemen på de icke-anslutna öarna undergräver intresset för att investera i konventionell produktionskapacitet på dessa öar. Projekt för sammanlänkning av Kykladerna och Kreta är tidsplanerade.
(21)
Resultatet är att nödlösningar regelbundet måste tillgripas, t.ex. i form av inhyrda mobila dieseldrivna generatorer eller gasturbiner. Behovet av tillstånd från fall till fall för att klara akuta produktionsbehov är inte önskvärt eftersom det ger upphov till oekonomisk inhyrning i stället för inköp av utrustning. Ansökan innehåller flera exempel på oförutsedda händelser som orsakat mer långsiktig användning av mobila generatorer.
(22)
I ansökan lyfts följande problem fram i fråga om marknadsöppnande i de enskilda elsystemen på de icke-anslutna öarna:
a)
För att möjliggöra marknadsöppnande kommer särskild infrastruktur att behöva utvecklas och anläggas i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna. Denna infrastruktur medför anläggande av kontrollcentraler för att hantera i) den dagliga produktionsplaneringen och ii) marknadsavräkningen i varje enskilt system genom fördelning av produktionskostnaden i varje enskilt system till de leverantörer som är verksamma där.
Den nödvändiga infrastrukturen är dyr och kostnaderna läggs på konsumenterna.
b)
Till följd av den allmännyttiga skyldigheten är konsumentpriserna för el samma för alla konsumentkategorier i hela det grekiska territoriet. Den högre produktionskostnaden på de icke-anslutna öarna jämfört med produktionskostnaden i det sammanlänkade systemet måste därför täckas av leverantörer som är verksamma på de icke-anslutna öarna genom att respektive del av ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten fördelas som en funktion av leverantörernas elförsäljning till sina kunder.
Det hävdas att den stora variationen i värdet av den årliga genomsnittliga rörliga produktionskostnaden per icke-ansluten ö skulle göra att avräkningsmekanismen för marknaden blir komplicerad.
(23)
Följaktligen anser Ypeka att utveckling av den nödvändiga infrastrukturen för elmarknadens drift och tillsyn i samband med marknadsöppnande i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna medför kostnader som uppväger de fördelar som skulle tillfalla konsumenterna genom marknadsöppnande.
(24)
Ansökan innehåller inte något datum då det begärda undantaget skulle löpa ut.
3. RAE:s YTTRANDE
3.1 TILLÄMPNINGSOMRÅDE FÖR UNDANTAGET
3.1.1 Undantag från kapitel III i direktiv 2009/72/EG
(25)
RAE anser att undantaget från kapitel III, i enlighet med artikel 44.1, inte bör gälla anläggande av ny produktionskapacitet som kan utvecklas i ett enskilt system, utan endast renovering, uppgradering eller utvidgning av den befintliga produktionskapaciteten. Den befintliga produktionskapaciteten utgörs av de kraftverk som redan är i drift eller som håller på att anläggas på de icke-anslutna öarna. Alla nya kraftverk som kommer att anläggas på dessa öar anses utgöra ny produktionskapacitet.
(26)
RAE konstaterar att oberoende kraftproducenter (dvs. andra än PPC) har visat starkt intresse för att utveckla förnybara energikällor och kraftvärmeverk i alla enskilda mikrosystem under de senaste två årtiondena. Följaktligen bör tillträde för tredje part till elsystemen på alla icke-anslutna öar i fråga om utveckling av förnybara energikällor och kraftvärmeproduktion inte begränsas.
(27)
RAE uppger att man inte motsätter sig att bevilja undantag så att nya konventionella kraftverk kan tas i bruk, förutsatt att vissa villkor är uppfyllda. I artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG erbjuds dock inte någon möjlighet till undantag för ny kapacitet.
(28)
RAE anser att utvidgad kapacitet i befintliga konventionella anläggningar främst gäller kortsiktig kapacitetsbrist på de icke-anslutna öarna, särskilt under perioder med stor efterfrågan (t.ex. sommarens högsäsong), till följd av oförutsedda skador på befintlig kapacitet eller fördröjt anläggande av ny kapacitet. Dessa utvidgningar är föremål för öppet anbudsförfarande i enlighet med artikel 8 i direktiv 2009/72/EG. Ett sådant förfarande är tidskrävande och inte anpassat till den brådska som gäller i nödsituationer.
(29)
RAE godtar att PPC bör ta hand om alla sådana nödsituationer. Med tanke på att PPC kan flytta mobila konventionella enheter från öar med överkapacitet till öar med kapacitetsunderskott skulle denna lösning också kunna vara den mest ekonomiska.
(30)
RAE betonar att varje undantag måste göra det möjligt att specificera ett lämpligt licensförfarande för nödsituationer och i synnerhet vilka av kriterierna i artikel 7 i direktiv 2009/72/EG som ska undersökas av de behöriga licensgivande myndigheterna.
(31)
RAE anser att undantag bör beviljas med begränsad varaktighet, t.ex. högst tio år.
3.1.2 Undantag från kapitel VIII i direktivet
(32)
Enligt RAE är elförsörjningen på de icke-anslutna öarna i praktiken kopplad till den allmännyttiga skyldigheten och den tillhörande ersättningen därför att i) kostnaderna för elproduktion på de icke-anslutna öarna är betydligt högre än på fastlandet och ii) den grekiska staten kräver en enhetlig prissättning per kundkategori på sitt territorium.
(33)
Regelverket för icke-anslutna öar förutsätter att viss mät- och registreringsutrustning för timvis mätning och energihushållning installeras på de icke-anslutna öarna, liksom kontrollcentraler och IT-system för övervakning och tillhörande uppgifter. RAE hävdar att denna infrastruktur är nödvändig för att
a)
säkerställa att kostnaderna för den allmännyttiga skyldigheten är öppna, icke-diskriminerande och kontrollerbara,
b)
uppnå korrekt drift och sund förvaltning av själva elsystemen och därmed det mest ekonomiska driftssättet, vilket i sin tur ger större minskning av elkonsumenternas avgifter som bekostar ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten,
c)
åstadkomma större användning av förnybara energikällor och kraftvärme, inklusive teknik för förnybar energi med komplexa och särskilda krav i fråga om förvaltning, exempelvis förnybara energikällor med lagring och solvärmeanläggningar,
d)
garantera den nödvändiga öppenheten i förvaltningen av de enskilda systemen, och därmed icke-diskriminerande behandling av alla marknadsaktörer, särskilt producenter.
(34)
RAE hävdar därför att denna infrastruktur måste installeras i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna, oavsett om en eller flera leverantörer har licens för verksamhet inom ett enskilt mikrosystem.
(35)
Den uppskattade kostnaden för att installera denna infrastruktur förväntas inte överstiga 20-30 miljoner euro för samtliga icke-anslutna öar, inklusive Kreta och Rhodos. RAE anser att denna summa är rimlig, särskilt om hänsyn tas till den förväntade nyttan, dvs. säkrad öppenhet och kontroll i fråga om den allmännyttiga skyldigheten samt en sund och kontrollerad drift av enskilda elsystem.
(36)
I motsats till Ypeka anser RAE att licensiering av mer än en leverantör för verksamhet i ett visst enskilt system på de icke-anslutna öarna inte kommer att medföra några betydande extra kostnader för den infrastruktur som krävs, eftersom den under alla omständigheter redan är nödvändig för den dagliga tidsplaneringen av de produktionsenheter som finns på de icke-anslutna öarna och för marknadsavräkningen och underlaget för den allmännyttiga skyldigheten.
(37)
Dessutom anser RAE att tillåtelse till mer än en enda leverantör att verka innebär ytterligare betydande fördelar för konsumenterna på de icke-anslutna öarna.
(38)
Följaktligen anser RAE att det inte är berättigat att permanent utesluta alternativa leverantörer från marknaderna på de icke-anslutna öarna. Installation av nödvändig infrastruktur så som beskrivs ovan förväntas vara klar inom en period av tre till fem år. RAE skulle inte motsätta sig ett eventuellt undantag endast för denna tidsperiod och utan någon ytterligare förlängning.
(39)
RAE konstaterar vidare att om status för något enskilt system på de icke-anslutna öarna förändras så att det inte längre faller inom kategorin små enskilda system eller enskilda mikrosystem, bör undantaget automatiskt upphöra att gälla. Detta skulle kunna uppstå om de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna ansluts till det grekiska sammanlänkade systemet.
4. BEDÖMNING
4.1 RÄTTSLIG GRUND FÖR ANSÖKAN
(40)
I artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG föreskrivs möjligheten att göra undantag från vissa bestämmelser i direktivet, där undantaget gäller små enskilda system och enskilda mikrosystem.
(41)
Enligt artikel 2.26 i direktiv 2009/72/EG är ett ”litet enskilt system” varje system med en förbrukning på mindre än 3 000 GWh under året 1996 och där mindre än 5 % av årsförbrukningen erhålls genom sammanlänkning med andra system.
(42)
Enligt artikel 2.27 i direktiv 2009/72/EG är ett ”enskilt mikrosystem” varje system med en förbrukning på mindre än 500 GWh under året 1996 och där det inte finns någon länk till andra system.
(43)
De enskilda system som ingår i ansökan omfattar en och ibland flera icke-anslutna öar (se kolumnerna 1 och 2 i tabell). Även om ett enskilt system omfattar flera icke-anslutna öar som är inbördes sammanlänkade är elsystemet som omfattar dessa sammanlänkade icke-anslutna öar enskilt, i den meningen att det inte är anslutet till något annat elsystem.
(44)
Ansökan hävdar att 31 av de 32 enskilda systemen är enskilda mikrosystem, där det största finns på Rhodos. De enskilda mikrosystem för vilken ansökan har gjorts stod för 5,24 % av den totala elförsäljningen i Grekland under 2010. Det enskilda systemet på Kreta anses vara ett litet enskilt system. Kreta stod 2010 för 3,01 % av den grekiska efterfrågan på el.
Efterfrågan per år i enskilda system
Efterfrågan per år (MWh)
Efterfrågan för år 1996
Namn på det enskilda systemet
Icke-anslutna öar som ingår i det enskilda systemet
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nej
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
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
Lemnos
Lemnos
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)
Tabellen ovan innehåller de enskilda system som anges i ansökan samt vissa uppgifter om vart och ett av dem. Dessa uppgifter visar att efterfrågan på el under 1996 kvalificerar samtliga enskilda system, utom Kreta, som enskilda mikrosystem i den mening som avses i artikel 2.27 i direktiv 2009/72/EG. När det gäller Kreta ska det dessutom nämnas att, eftersom Kreta inte var och fortfarande inte är sammanlänkat med något annat elsystem, den procentuella andelen av efterfrågan som tillgodosågs genom sammanlänkning var och fortfarande är noll, dvs. lägre än 5 %. Kreta är således ett litet enskilt system i den mening som avses i artikel 2.26 i direktiv 2009/72/EG.
(46)
RAE:s yttrande innehåller inte någon kommentar om de enskilda system som anges i ansökan.
(47)
Kommissionen drar därför slutsatsen att alla de enskilda system som anges i kolumn 1 i ovanstående tabell är enskilda mikrosystem i den mening som avses i artikel 2.27 i direktiv 2009/72/EG, utom Kreta som är ett litet enskilt system i den mening som avses i artikel 2.26 i direktiv 2009/72/EG.
4.2 PÅTAGLIGA PROBLEM MED DRIFTEN AV KONVENTIONELLA KRAFTVERK I ENSKILDA MIKROSYSTEM
(48)
Kommissionen anser att det finns påtagliga problem med driften av konventionella kraftverk i enskilda mikrosystem. Detta beror särskilt på följande faktorer:
a)
Storleken på den belastning som behöver tillgodoses på öarna tillåter inte att större, effektivare och kostnadseffektivare konventionella kraftverk anläggs. Dessutom kan ett enskilt system inte vara beroende av ett enda kraftverk om driften ska ha godtagbara säkerhetsmarginaler.
Inget av de enskilda mikrosystemen hade under 2013 en toppbelastning över 188,5 MW. Genomsnittet och medianen för toppbelastningen, 20,8 MW respektive 4,2 MW, är mycket lägre.
Ingen av de konventionella anläggningar som för närvarande finns i de enskilda mikrosystemen har en kapacitet som är högre än 27 MW. Genomsnittet och medianen för anläggningsstorleken, 3,9 MW respektive 1,1 MW, är mycket lägre.
Den ringa storleken på belastningen som ska tillgodoses och den kraftiga variationen i efterfrågan, som ytterligare påverkas av den ökade användningen av förnybara energikällor, begränsar också valet av teknik i de konventionella kraftverk som kan utnyttjas i de enskilda mikrosystemen.
All konventionell produktionskapacitet i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna drivs med diesel eller eldningsolja.
b)
Den årliga belastningsfaktorn är låg i samtliga enskilda mikrosystem. Belastningsfaktorn översteg under år 2012 inte 0,54 i något av de enskilda mikrosystemen. Genomsnittet och medianen för toppbelastningen är båda 0,38 och alltså ännu lägre. Med tanke på prioriteringen av förnybara energikällor och det faktum att de belastningsfaktorer som används här avspeglar hela elsystemet i det enskilda mikrosystemet, är belastningsfaktorn för konventionella kraftverk på de icke-anslutna öarna ännu lägre.
Den årliga belastningsfaktorn i det grekiska sammanlänkade systemet är normalt cirka 50 % för alla enheter och 65 % för värmekraftenheter (6).
Den årliga belastningsfaktorn visar den faktiska användningen av kraftverken under ett visst år och därmed deras förmåga att generera vinst.
Den ökade användningen av förnybara energikällor kommer att ytterligare minska den belastning som ska tillgodoses av konventionella kraftverk.
c)
Det finns flera projekt som syftar till att sammanlänka de icke-anslutna öarna, framför allt Kykladerna och Kreta, med det huvudsakliga grekiska sammanlänkade systemet. Såsom förklaras ovan är konventionella kraftverk på de icke-anslutna öarna inte lika effektiva som de kraftverk som anläggs i det sammanlänkade systemet, och de kommer därför sannolikt inte att vara ekonomiskt bärkraftiga efter en sammanlänkning av de icke-anslutna öar där kraftverken finns.
Möjligheten att ett enskilt system kommer att sammanlänkas är därför ett allvarligt hinder för investeringar i konventionell kapacitet på de icke-anslutna öarna.
d)
Den relativt låga belastning som ska tillgodoses innebär att relativt små omkastningar i efterfrågan sannolikt påverkar den produktionskapacitet som krävs inom ett visst enskilt system. Bristen på sammanlänkad kapacitet innebär att alla förändringar i efterfrågan med nödvändighet måste motsvaras av produktionskapacitet som finns inom det enskilda mikrosystemet.
Denna faktor ökar behovet av snabbhet och flexibilitet när det gäller att reagera på mer långsiktiga omkastningar i efterfrågan.
Detta behov av flexibilitet förstärks ytterligare genom de uppfattade svårigheterna att hitta lämpliga platser för konventionella kraftverk på de icke-anslutna öarna och fördröjningen i fråga om licens- och tillståndsförfaranden.
e)
Förhållandet mellan högsta och lägsta årliga efterfrågan under 2012 (7) i samtliga enskilda mikrosystem är minst 3,35, men högre, ofta mycket högre, i ett visst enskilt mikrosystem. Genomsnitt och median för förhållandet mellan högsta och lägsta efterfrågan är i själva verket 6,27 respektive 5,98.
Förhållandet mellan högsta och lägsta efterfrågan i det grekiska sammanlänkade systemet under 2010 är ungefär 3.
Det högre värdet för förhållandet mellan högsta och lägsta efterfrågan återspeglar den nivå i fråga om flexibilitet och reserver som, även inom ett visst år, behöver finnas tillgänglig inom den existerande produktionskapaciteten i ett enskilt system.
Det är i detta avseende värt att notera att 2012 användes mobila elgeneratorer i ungefär 60 % av de enskilda mikrosystemen.
(49)
Kommissionen drar därför slutsatsen att det finns påtagliga problem med drift av konventionella kraftverk i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna så som anges i tabellen ovan.
4.3 BEDÖMNING AV DET BEGÄRDA UNDANTAGET FRÅN KAPITEL III
4.3.1 Undantag från bestämmelserna i kapitel III kan inte gälla ny kapacitet
(50)
I enlighet med artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG kan undantag från bestämmelserna i kapitel III endast beviljas i fråga om renovering, uppgradering och utvidgning av befintlig kapacitet.
(51)
Följaktligen kan undantag från bestämmelserna i kapitel III i direktiv 2009/72/EG inte beviljas för ny kapacitet.
(52)
Eftersom de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna utgör distributionsnät skulle de grekiska myndigheterna i stället, i de fall där tillståndsförfarandet för ny kapacitet inte lyckas åstadkomma tillstånd till ny kapacitet i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna, kunna överväga att använda bestämmelserna i artikel 7.3 i direktiv 2009/72/EG även för ny småskalig konventionell kapacitet. Sådan ny småskalig konventionell kapacitet kan till exempel omfatta tillfällig produktionskapacitet som kan göras tillgänglig på lång sikt utan att permanent placeras på en särskild plats.
4.3.2 Undantag från bestämmelserna i kapitel III kan inte gälla Kreta
(53)
Som redan nämnts utgör samtliga icke-anslutna öar enskilda mikrosystem, med undantag för Kreta som utgör ett litet enskilt system.
(54)
Följaktligen kan undantag från bestämmelserna i kapitel III i direktiv 2009/72/EG inte beviljas för Kreta.
4.3.3 Undantag från bestämmelserna i kapitel III omfattar inte förnybara energikällor och kraftvärmeverk
(55)
I ansökan nämns det inte uttryckligen att det begärda undantaget endast gäller konventionella anläggningar.
(56)
I artikel 133.3 i lag 4001/2011 utesluts dock uttryckligen el producerad från förnybara energikällor, från högeffektiva kraftvärme- eller hybridanläggningar och när det gäller egenproducenter från tillämpningsområdet för den produktionslicens med ensamrätt som kan tilldelas PPC. Detta framgår även av artikel 225 i regelverket för icke-anslutna öar.
(57)
Dessutom gäller den inlämnade motiveringen endast påtagliga problem som rör driften av konventionella kraftverk. Det är i själva verket rimligt att dessa kraftverk står inför påtagliga problem, bland annat till följd av den ökade användningen av förnybara energikällor.
(58)
Även om ansökan skulle ha som mål att begära undantag från bestämmelserna i kapitel III i direktiv 2009/72/EG för andra produktionsanläggningar än konventionella kraftverk kan undantaget inte beviljas, eftersom inga motiverande skäl anges.
4.3.4 Undantag för tillstånd till renovering, uppgradering och utvidgning av befintlig kapacitet kan beviljas
(59)
Mot bakgrund av ovannämnda påtagliga problem med drift av konventionella kraftverk i de små enskilda systemen kan undantag beviljas för tillstånd till befintlig konventionell kapacitet i den mån detta avser renovering, uppgradering och utvidgning av befintlig konventionell kapacitet. Ett sådant tillstånd kan beviljas PPC direkt.
(60)
I detta beslut om undantag gäller följande:
a)
Befintlig konventionell produktionskapacitet omfattar projekt för anläggande av konventionell produktionskapacitet där en licens från RAE redan har beviljats och inte har dragits tillbaka den dag då detta beslut träder i kraft.
b)
Fullständig demolering av den huvudsakliga produktionskapaciteten i en befintlig anläggning och ersättning med en ny anläggning för elproduktion anses vara anläggande av ny kapacitet.
c)
Placering av tillfällig produktionskapacitet i omedelbar närhet av den befintliga kapaciteten utgör en utvidgning av den befintliga kapaciteten.
(61)
Det finns dock inga skäl för ett undantag från de kriterier och villkor, t.ex. de som föreskrivs i artikel 7.2 i direktiv 2009/72/EG, som gäller för att ett tillstånd ska beviljas PPC.
(62)
Om undantaget beviljas PPC direkt är det dessutom viktigt att villkoren föreskriver skyldigheterna avseende den tidsfrist inom vilken de godkända konventionella kraftverken måste vara fullt fungerande, samt innehåller bestämmelser som säkerställer fullständigt och verkligt uppfyllande av dessa skyldigheter. När ett sådant tillstånd löper ut kan RAE på egen hand besluta att tillståndet förlängs, men endast om det löpt ut av skäl som ligger helt utanför PPC:s kontroll. När ett sådant tillstånd löper ut bör RAE organisera ett tillståndsförfarande helt i enlighet med artikel 7.1 i direktiv 2009/72/EG, och därmed inkludera deltagande av tredje parter.
4.3.5 Undantaget kan inte omfatta anbudsförfarande avseende ny kapacitet
(63)
Definitionsmässigt gäller anbudsförfaranden i den mening som avses i artikel 8 i direktiv 2009/72/EG den kapacitet som återstår att anläggas och tillståndsprövas, och som därmed utgör ny kapacitet.
(64)
Av de skäl som redan har angetts ovan bör undantag för ny kapacitet i enlighet med artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG inte beviljas.
4.4 BEDÖMNING AV DET BEGÄRDA UNDANTAGET FRÅN KAPITEL VIII
4.4.1 Undantag från bestämmelserna i kapitel VIII omfattar inte artikel 32 om tredje parts tillträde
(65)
Ansökan gäller undantag från kapitel VIII i direktiv 2009/72/EG och kan därmed anses omfatta en begäran om undantag från bestämmelserna i artikel 32 om tredje parts tillträde.
(66)
Ansökan anger inte om det begärda undantaget omfattar även artikel 32 i direktiv 2009/72/EG, och ger inte heller några skäl som motiverar ett sådant undantag. I lag 4001/2011 och i regelverket för icke-anslutna öar åläggs i stället Deddie att ge icke-diskriminerande tillträde för tredje part till det distributionssystem som drivs av Deddie (t.ex. artikel 127 i lag 4001/2011). Följaktligen kan ett sådant undantag inte beviljas.
4.4.2 Undantag från artikel 33 om öppnande av marknaderna och ömsesidighet
4.4.2.1 Inga skäl för permanent undantag från artikel 33 i direktiv 2009/72/EG
(67)
Ansökan hävdar i huvudsak att PPC bör förbli den enda leverantören med licens att försörja kunder på de icke-anslutna öarna, med motiveringen att utveckling av nödvändig infrastruktur för elmarknadens drift och tillsyn i enskilda mikrosystem, tillsammans med den som krävs för marknadsöppnande för tredjepartsleverantörer, innebär att driftskostnaderna för operatörerna på de icke-anslutna öarna uppväger konsumenternas fördelar från ett öppnande av marknaden.
(68)
Som framgår av RAE:s yttrande är syftet med den infrastruktur som installerats på de icke-anslutna öarna att säkerställa att den allmännyttiga skyldigheten kan administreras i enlighet med gällande lag och på ett öppet, kontrollerbart och icke-diskriminerande sätt. Dessutom krävs infrastrukturen för driften av de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna ur teknisk och ekonomisk synvinkel. Eftersom infrastrukturen i vilket fall som helst är nödvändig för att uppfylla dessa krav, oberoende av antalet leverantörer som är licensierade på de icke-anslutna öarna, innebär följaktligen ett marknadsöppnande inte ökade kostnader för infrastrukturen.
(69)
Även om liknande infrastruktur krävs finns det ingen inneboende koppling mellan marknadsöppnande och den tekniska driften av de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna eller den allmännyttiga skyldigheten, eftersom det inte finns något orsakssamband mellan å ena sidan den tekniska och ekonomiska driften av dessa enskilda system och tillämpningen av den allmännyttiga skyldigheten i enlighet med gällande lagkrav och å andra sidan frågan om huruvida en eller flera leverantörer har licens att försörja elkonsumenter på de icke-anslutna öarna.
(70)
Det stämmer att den högre produktionskostnaden på de icke-anslutna öarna jämfört med produktionskostnaden i det sammanlänkade systemet måste täckas av leverantörer som är verksamma på de icke-anslutna öarna genom att respektive del av ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten fördelas som en funktion av leverantörernas elförsäljning till sina kunder. Fastställande av produktionskostnaderna på de icke-anslutna öarna är i vilket som fall som helst ett krav för att avgöra den ekonomiska ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten, oavsett antalet leverantörer som är verksamma på de icke-anslutna öarna.
(71)
Den enda ytterligare kravet för marknadsöppnande är fördelningen av ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten till respektive leverantör som en funktion av elförsäljningen till deras kunder. Även tillhörande kunduppgifter, särskilt mätaruppgifter, krävs, oavsett om en eller flera leverantörer har licens att försörja kunder som är baserade på de icke-anslutna öarna.
(72)
Att bevilja ersättning för den allmännyttiga skyldigheten till leverantörer innebär följaktligen enbart möjlighet att koppla kundernas mätaruppgifter till en viss licensierad leverantör, dvs. en i första hand administrativ process som bygger på information som helt eller i mycket stor utsträckning samlas in oavsett om marknadsöppnande föreligger eller inte på de icke-anslutna öarna. Dessutom är denna möjlighet en förutsättning för försörjningen på varje korrekt fungerande elmarknad. Sådana kostnader kan därför inte godtas som skäl till undantag avseende marknadsöppnande, eftersom de inte är specifika för verksamheten i enskilda system på icke-anslutna öar och inte kopplade till ett påtagligt problem med driften av dessa system.
(73)
Det är viktigt att notera att upprättande av register för att koppla mätaruppgifter till leverantörer är en del av den infrastruktur som behöver inrättas. Anläggning av hela den planerade infrastrukturen kommer att underlätta optimal drift av enskilda elsystem, samtidigt som ett fullständigt genomförande av de tillhörande investeringarna inte är en nödvändig förutsättning för att marknadsöppnande ska äga rum.
(74)
Det faktum att det kan förekomma stora variationer i värdet för den genomsnittliga rörliga produktionskostnaden per år och icke-ansluten ö är oväsentligt. Även om sådana variationer kan påvisas gäller de i själva verket produktionskostnaden för el inom de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna. Det finns redan krav att detta belopp fastställs för administrationen av den allmännyttiga skyldigheten i enlighet med lagkraven, och detta påverkas dessutom inte på något sätt av antalet leverantörer med licens att försörja kunder som är baserade på de icke-anslutna öarna. Med tanke på att administrationen av den allmännyttiga skyldigheten redan bygger på ett månatligt system, separat för varje enskilt system, är det svårt att föreställa sig att stora årliga variationer per icke-ansluten ö kan ge upphov till väsentliga problem.
(75)
Av ovanstående följer att antalet leverantörer med licens att försörja kunder på de icke-anslutna öarna varken har någon inneboende koppling till den tekniska och ekonomiska driften av de enskilda systemen eller till tillämpningen av den allmännyttiga skyldigheten i enlighet med relevanta lagkrav.
(76)
Det kan dessutom noteras att marknadsöppnande har fördelar som uppväger kostnaderna, om sådana finns, för marknadsöppnandet. Alternativa leverantörer på de icke-anslutna öarna skulle, så som RAE påpekar, kunna ge ytterligare betydande fördelar för de kunder som är baserade på de icke-anslutna öarna, genom att kombinera elförsörjning med tillhandahållande av andra tjänster.
(77)
Ansökan om permanent undantag från artikel 33 bör följaktligen inte beviljas.
4.4.2.2 Begränsad varaktighet för undantag från artikel 33 i direktiv 2009/72/EG för ett enskilt system
(78)
Mot bakgrund av ovanstående måste det erkännas att marknadsöppnande kräver praktiska åtgärder som möjliggör att enskilda system på icke-anslutna öar kan drivas helt i enlighet med regelverket för icke-anslutna öar. Praktiska problem i samband med marknadsöppnande kan innebära antingen att de register som krävs för att koppla mätare och mätaruppgifter till leverantörer inte är tillgängliga eller att den optimala infrastrukturkonfigurationen ännu inte finns på plats. På denna grundval kan man tänka sig att bevilja ett tidsbegränsat undantag från artikel 33 i direktiv 2009/72/EG.
(79)
Vid bedömningen av varaktigheten för ett sådant undantag från kapitel VIII är följande två överväganden relevanta:
a)
Som redan påpekats är det viktigaste kravet för marknadsöppnande på de icke-anslutna öarna att det finns tillgång till ett register på de icke-anslutna öarna så att mätaruppgifter kan kopplas till en viss leverantör. I artikel 327.4 i regelverket för icke-anslutna öar föreskrivs att det register som krävs för detta ändamål är klart senast två år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft. Tillgången till registret är en nödvändig förutsättning för marknadsöppnande i praktiken.
b)
Fullbordandet av investeringsprogrammet för infrastruktur som ska installeras på de icke-anslutna öarna skulle i praktiken säkert underlätta marknadsöppnande på de icke-anslutna öarna. Detta är dock inte ett nödvändigt krav. I artikel 237.7 i regelverket för icke-anslutna öar fastställs en tidsplan där alla nuvarande icke-anslutna öar antas vara utrustade med den tillkommande infrastrukturen som ska installeras på de icke-anslutna öarna senast fem år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft.
(80)
Följaktligen bör ett undantag från marknadsöppnande beviljas för minst två år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft, dvs. till och med den 17 februari 2016, för att de register som är en nödvändig förutsättning för marknadsöppnande ska fastställas. Eftersom hela infrastrukturen måste vara installerad senast fem år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft bör undantagets giltighet i alla händelser begränsas till fem år efter det att regelverket för icke-anslutna öar trätt i kraft, dvs. till och med den 17 februari 2019, för samtliga enskilda system på de icke-anslutna öarna. Eftersom undantaget endast kan motiveras om marknadsöppnandet hindras av påtagliga och väsentliga problem som kan anses bero direkt på det ofullbordade investeringsprogrammet för infrastrukturen på de icke-anslutna öarna bör det kontrolleras regelbundet om dessa problem kvarstår i ett visst enskilt system på en icke-ansluten ö. Riktmärke för en sådan kontroll bör vara en investeringsplan, upprättad av Deddie och godkänd av de behöriga grekiska myndigheterna, för installation av den nödvändiga infrastrukturen på de icke-anslutna öarna. Denna plan bör därför vara avslutad och godkänd senast den 17 februari 2015.
(81)
För att inte försena marknadsöppnandet i onödan bör Deddies investeringsplan för infrastruktur godkännas av RAE, och de enskilda systemen på Kreta och Rhodos bör prioriteras, eftersom dessa är de mest befolkade icke-anslutna öarna.
(82)
Från och med den 17 februari 2016, och därefter årligen fram till den 17 februari 2019, bör Deddie upprätta en rapport, som bör godkännas av RAE, och ange på vilka grunder marknadsöppnande ännu inte har skett i ett visst enskilt system på en icke-ansluten ö. Rapporten bör offentliggöras och anmälas till kommissionen.
4.4.3 Undantaget från bestämmelserna i kapitel VIII omfattar inte artikel 34
(83)
Ansökan gäller undantag från kapitel VIII i direktiv 2009/72/EG och kan därmed anses omfatta en begäran om undantag från artikel 34 om direktledningar i den mening som avses i artikel 2.15 i direktiv 2009/72/EG.
(84)
Ansökan anger inte om det begärda undantaget omfattar även artikel 34 i direktiv 2009/72/EG.
(85)
Även om ansökan är avsedd att begära undantag från artikel 34 i direktiv 2009/72/EG bör ett sådant undantag följaktligen inte beviljas eftersom inga motiverande skäl anges.
4.4.4 Sammanlänkningar - tillämpning av undantaget från kapitlen III och VIII
(86)
Det aktuella undantaget gäller enskilda mikrosystem som tydligt kännetecknas av att de inte är sammanlänkade med andra elsystem, eller när det gäller små enskilda system att de endast i mycket begränsad omfattning är sammanlänkade med andra elsystem.
(87)
Dock gäller följande:
a)
Enligt den nyligen godkända tioåriga utvecklingsplanen för den systemansvarige för överföringssystemet i Grekland (nedan kallad ADMIE) förväntas sammanlänkningen av Kykladerna fullbordas i tre faser fram till 2018, där vissa öar i Kykladerna ska vara anslutna till det grekiska sammanlänkade systemet långt tidigare.
b)
Dessutom förväntas sammanlänkningen för Kreta vara klar 2020. De relevanta delarna av projektet under de första tre åren har tagits med i ADMIE:s godkända tioåriga utvecklingsplan från 2013. Den slutliga planen måste tas med i den tioåriga utvecklingsplan som kommer att godkännas under 2014.
(88)
Det är nödvändigt att uttryckligen föreskriva att det aktuella undantaget för ett visst enskilt system upphör automatiskt så snart en länk mellan ett visst enskilt system och det grekiska sammanlänkade systemet har blivit fullt fungerande.
(89)
Deddie ägs till 100 % av PPC, även om det är juridiskt och funktionellt avskilt. I motsats till en systemansvarig för distributionssystem i den mening som avses i direktiv 2009/72/EG har Deddie också omfattande arbetsuppgifter avseende driften av enskilda system på icke-anslutna öar och av elproduktionen på de icke-anslutna öarna, inklusive den konventionella produktionskapacitet som ägs av PPC och därmed även dess ekonomiska utbyte. Såsom anges ovan påverkar sammanlänkningen den ekonomiska bärkraften för de konventionella kraftverk som för närvarande finns i de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna.
(90)
Undantag bör endast beviljas om de är proportionella och inte sträcker sig längre än vad som är strikt nödvändigt. Det är därför nödvändigt att ge tydliga incitament och visa öppenhet när det gäller beslut om att sammanlänka de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna.
(91)
I artikel 108 i lag 4001/2011 föreskrivs följande:
”ADMIE ska senast den 31 mars varje år lämna in en tioårsplan till RAE angående utvecklingen av det grekiska elöverföringssystemet […] tioårsplanen angående utvecklingen av det grekiska elöverföringssystemet ska särskilt […] c) tillhandahålla en teknisk och ekonomisk kostnads-nyttoanalys av större arbeten i överföringsnätet […], särskilt i fråga om […] sammanlänkningar mellan öar och överföringssystemet, inklusive en tidsplan, uppskattat kassaflöde och finansieringsbehov för alla investeringsprojekt.”
(92)
För att säkerställa tydliga incitament och öppenhet när det gäller beslut om att sammanlänka enskilda system på de icke-anslutna öarna bör de grekiska myndigheterna säkerställa följande:
a)
Att ADMIE, Deddie och RAE, i samband med tillståndsprövning eller anbudsförfarande för befintlig eller ny kapacitet i ett visst enskilt system på en icke-ansluten ö, systematiskt överväger alternativet att sammanlänka det enskilda system i vilket den aktuella icke-anslutna ön ingår. Ett tillstånd till befintlig eller ny kapacitet bör vägras om anläggande av en länk är kostnadseffektivare. Kostnaderna bör omfatta alla kostnader för att tillhandahålla el till slutkunder inom det enskilda systemet, inklusive ersättning för den allmännyttiga skyldigheten.
b)
Att ADMIE:s kostnads-nyttoanalys för större arbeten i överföringsnätet, i enlighet med artikel 108 i lag 4001/2011, enbart tar hänsyn till verkliga kostnader för investeringar och drift av sammanlänkningen. Särskilt bör den inte ta hänsyn till uteblivna intäkter eller värdeminskning avseende de konventionella produktionstillgångar som redan finns anlagda på de icke-anslutna öarna.
c)
Att RAE offentliggör, i samband med ADMIE:s tioåriga investeringsplan enligt artikel 108 i lag 4001/2011, de totala kostnaderna, inklusive ersättning för den allmännyttiga skyldigheten, för att försörja elkunder i vart och ett av de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna. Om anläggandet av en länk inte ingår i ADMIE:s tioåriga investeringsplan enligt artikel 108 i lag 4001/2011 som godkänts av RAE, kommer RAE att på eget initiativ eller på begäran av en tredje part organisera ett anbudsförfarande enligt artikel 22.7 b i direktiv 2009/72/EG för anläggande av en länk som ansluter ett eller flera enskilda system på icke-anslutna öar. En länk bör anläggas om den minskar de totala kostnaderna, inklusive ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten, för att försörja elkunder på de icke-anslutna öarna.
d)
Att RAE fastställer en tydlig tidsfrist för när anläggandet av en länk ska vara klart. Om länken inte anläggs alls eller inte anläggs inom den tidsfrist som fastställts av RAE bör skadestånd sökas för icke realiserade kostnadsbesparingar.
4.5 VARAKTIGHET
(93)
Det är nödvändigt att se över de omständigheter som utgör grunden för det aktuella undantaget, särskilt efter det att planerna för att sammanlänka vissa enskilda system ska vara klara och när tidsfristerna för installation av infrastruktur enligt artikel 237 i regelverket för icke-anslutna öar har löpt ut.
(94)
Följaktligen ska varje undantag gälla till och med den 1 januari 2021.
4.6 RETROAKTIV VERKAN
(95)
Såsom anges ovan innebar ansökan av den 17 januari 2012 en förnyelse av den ursprungliga ansökan som lämnades in 2003.
(96)
I artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG, som upphävts genom direktiv 2009/72/EG, fanns också bestämmelser som tillät medlemsstater att ansöka om undantag från vissa bestämmelser i det direktivet om det fanns påtagliga problem med driften av små enskilda system och enskilda mikrosystem. I enlighet med artikel 48 i direktiv 2009/72/EG ska hänvisningar till den upphävda artikeln 26.1 i direktiv 2003/54/EG anses som hänvisningar till artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG.
(97)
Definitionerna av litet enskilt system och enskilt mikrosystem i artikel 2.26 och 2.27 i direktiv 2003/54/EG är identiska med dem som används i artikel 2.26 och 2.27 i direktiv 2009/72/EG.
(98)
Båda dessa definitioner hänvisar till efterfrågan på el i enskilda system under 1996, som inte har förändrats. Dessutom var Kreta inte sammanlänkat med det grekiska sammanlänkade systemet vare sig 2003 eller 2012, eller vid den tidpunkt då det aktuella beslutet om undantag träder i kraft.
(99)
Följaktligen var samtliga enskilda mikroelsystem och små enskilda elsystem som betecknas som enskilda mikrosystem eller små enskilda system i ansökan att anse som sådana, både när den första ansökan lämnades in och när det aktuella beslutet om undantag träder i kraft.
(100)
Följaktligen har inga rättsliga eller faktiska förändringar inträffat beträffande de små enskilda system och enskilda mikrosystem som kan omfattas av undantag enligt direktiv 2003/54/EG och direktiv 2009/72/EG.
(101)
I artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG medgavs beviljande av undantag från kapitel III som innehåller bestämmelser, liksom kapitel III i direktiv 2009/72/EG, om tillstånds- och anbudsförfaranden för ny kapacitet.
(102)
I artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG medgavs beviljande av undantag från kapitel VII som innehåller bestämmelser, liksom kapitel VIII i direktiv 2009/72/EG, om tredje parts tillträde, marknadsöppnande och direktledningar.
(103)
Om kommissionen hade beviljat undantag som svar på den ursprungliga ansökan skulle den ha kunnat göra det på samma villkor som gäller för det aktuella undantaget enligt direktiv 2009/72/EG.
(104)
Dessutom har de faktiska omständigheterna inte förändrats sedan 2003. De icke-anslutna öarnas geografiska läge, de ekonomiska faktorer som styr drift av elsystemen inom de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna och karaktären av de påtagliga problem som finns angående drift av konventionella kraftverk inom de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna har inte ändrats väsentligt sedan 2003.
(105)
Behandlingen av den ursprungliga ansökan har pågått sedan 2003. Kommissionens passivitet bör inte vara till nackdel för Republiken Grekland. Republiken Grekland har uppfyllt sina skyldigheter enligt artikel 26.1 i direktiv 2003/54/EG och artikel 44.1 i direktiv 2009/72/EG och lämnat in en väl motiverad begäran om undantag enligt dessa artiklar för de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna.
(106)
Det är därför lämpligt att det aktuella beslutet om undantag har verkan från och med dagen för anmälan av den ursprungliga ansökan, dvs. från och med den 5 december 2003.
HÄRIGENOM FÖRESKRIVS FÖLJANDE.
Artikel 1
Detta beslut är tillämpligt på små enskilda system och enskilda mikrosystem som anges i tabell.
I detta beslut gäller att Kreta är ett litet enskilt system, medan samtliga övriga enskilda system är enskilda mikrosystem.
Artikel 2
1. Ett undantag beviljas från bestämmelserna i artikel 33 i direktiv 2009/72/EG för små enskilda system och enskilda mikrosystem.
2. Detta undantag ska gälla till och med den 17 februari 2016 eller tills fullbordad installation av infrastrukturen enligt artikel 237.7 i regelverket för icke-anslutna öar, beroende på vilket som infaller sist. Under alla omständigheter ska detta undantag upphöra att gälla den 17 februari 2019.
3. De grekiska myndigheterna ska senast den 17 februari 2015 upprätta en plan för infrastrukturinvesteringar enligt artikel 237.7 i regelverket för icke-anslutna öar, där det anges, separat för varje enskilt system på icke-anslutna öar, när infrastrukturen ska vara helt installerad. I denna plan ska Kreta och Rhodos prioriteras.
4. Från och med den 17 februari 2016, och därefter årligen fram till den 17 februari 2019, ska de grekiska myndigheterna utarbeta en rapport där man för varje enskilt system på de icke-anslutna öarna anger följande: a) om marknadsöppnande har ägt rum, b) status för infrastrukturinvesteringarna i förhållande till den berörda planen, c) påtagliga och väsentliga problem som kvarstår inför marknadsöppnande, och d) om dessa problem direkt kan hänföras till att infrastrukturinvesteringen enligt artikel 237.7 i regelverket för icke-anslutna öar inte fullbordats.
Artikel 3
1. Ett undantag beviljas från bestämmelserna i artikel 7.1 i direktiv 2009/72/EG enligt vilket tillstånd för renovering, uppgradering och utvidgning av befintlig konventionell kapacitet inom enskilda mikrosystem kan beviljas PPC direkt.
2. I detta beslut om undantag gäller följande:
a)
Befintlig konventionell produktionskapacitet ska omfatta projekt för renovering, uppgradering och utvidgning av konventionell produktionskapacitet där det finns en giltig licens utfärdad av RAE på dagen för delgivningen av detta beslut.
b)
Fullständig demolering av den huvudsakliga produktionskapaciteten i en befintlig anläggning och ersättning med en ny anläggning för elproduktion ska inte utgöra befintlig kapacitet utan anläggande av ny kapacitet.
c)
Placering av tillfällig konventionell produktionskapacitet i omedelbar närhet av befintlig kapacitet ska utgöra en utvidgning av befintlig kapacitet.
3. När det tillstånd som beviljas i enlighet med den första punkten löper ut kan RAE på egen hand besluta att tillståndet förlängs, förutsatt att förseningarna helt beror på omständigheter som ligger utanför PPC:s kontroll.
4. Detta undantag ska inte längre gälla för tillstånd som beviljats enligt den första punkten och som har löpt ut eller dragits tillbaka.
5. Alla övriga bestämmelser i artikel 7 i direktiv 2009/72/EG fortsätter att gälla fullt ut.
6. Detta undantag är giltigt fram till den 1 januari 2021.
Artikel 4
1. De undantag som föreskrivs i detta beslut ska inte längre gälla för små enskilda system och enskilda mikrosystem när de väl anslutits till det sammanlänkade systemet.
2. För de grekiska myndigheterna gäller följande:
a)
De ska, i samband med tillstånds- eller anbudsförfarande för ny kapacitet i ett visst enskilt system på en icke-ansluten ö, systematiskt överväga alternativet att sammanlänka det enskilda system i vilket den aktuella icke-anslutna ön ingår. Ett tillstånd för ny kapacitet ska vägras om anläggande av en länk är kostnadseffektivare. Kostnaderna ska omfatta alla kostnader för att tillhandahålla el till slutkunder inom det enskilda systemet, inklusive ersättning för den allmännyttiga skyldigheten.
b)
De ska säkerställa att ADMIE:s kostnads-nyttoanalys för större arbeten i överföringsnätet, i enlighet med artikel 108 i lag 4001/2011, enbart ska ta hänsyn till verkliga kostnader för investeringar och drift av den projekterade sammanlänkningen. Den ska inte ta hänsyn till uteblivna intäkter eller värdeminskning avseende de konventionella produktionstillgångar som redan finns anlagda på de icke-anslutna öarna.
c)
De ska offentliggöra, i samband med ADMIE:s tioåriga investeringsplan enligt artikel 108 i lag 4001/2011, de totala kostnaderna, inklusive ersättning för den allmännyttiga skyldigheten, för att försörja elkunder i vart och ett av de enskilda systemen på de icke-anslutna öarna. Om anläggandet av en länk inte ingår i ADMIE:s tioåriga investeringsplan enligt artikel 108 i lag 4001/2011 som godkänts av RAE, ska de grekiska myndigheterna på eget initiativ eller på begäran av en tredje part organisera ett anbudsförfarande enligt artikel 22.7 b i direktiv 2009/72/EG för anläggande av en länk som ansluter ett eller flera enskilda system på icke-anslutna öar. En länk ska anläggas om den minskar de totala kostnaderna, inklusive ersättningen för den allmännyttiga skyldigheten, för att försörja elkunder på de icke-anslutna öarna.
d)
De ska fastställa en tydlig tidsfrist för när anläggandet av länken ska vara klart. Om länken inte anläggs alls eller inte anläggs inom den tidsfrist som fastställts ska de grekiska myndigheterna söka skadestånd för icke realiserade kostnadsbesparingar.
Artikel 5
Beslutet ska tillämpas från och med den 5 december 2003.
Artikel 6
Detta beslut riktar sig till Republiken Grekland.
Utfärdat i Bryssel den 14 augusri 2014.