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.
DECISIÓN DE LA COMISIÓN
de 14 de agosto de 2014
por la que se concede a la República Helénica una excepción a determinadas disposiciones de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo
[notificada con el número C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
LA COMISIÓN EUROPEA,
Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,
Vista la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (1), y, en particular, su artículo 44, apartado 1, y su artículo 48,
Vistas las solicitudes presentadas por la República Helénica de fechas 17 de enero de 2012 y 5 de diciembre de 2003,
Tras informar de ellas a los Estados miembros,
Considerando lo siguiente:
1. PROCEDIMIENTO
(1)
El 17 de enero de 2012 el Ministerio griego de Medio Ambiente, Energía y Cambio Climático (en lo sucesivo, «el YPEKA») presentó una solicitud («la solicitud») a la Comisión, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE para obtener una excepción a lo dispuesto en los capítulos III y VIII de la Directiva 2009/72/CE para algunas islas griegas que no están interconectadas a la red eléctrica de la Grecia continental (las islas no interconectadas o «INI»).
(2)
El 12 de septiembre de 2012 la Comisión solicitó a la Autoridad Reguladora griega de la Energía («la ARE») que se pronunciase sobre la solicitud. La ARE respondió a esta solicitud el 16 de noviembre de 2012 («el dictamen de la ARE»).
(3)
La ARE presentó otras observaciones en apoyo de la solicitud el 17 de diciembre de 2013, el 23 de diciembre de 2013, el 4 de febrero de 2014, el 28 de febrero de 2014 y el 17 de marzo de 2014.
(4)
El 14 de marzo de 2014 (con una adenda enviada el 20 de marzo de 2014), la Comisión informó a los Estados miembros de la solicitud de conformidad con lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, con una petición para que presentaran observaciones, en su caso, a más tardar el 25 de marzo de 2014. No se presentaron observaciones.
(5)
Con su solicitud, el YPEKA renovó la petición presentada por el Ministerio de Desarrollo el 5 de diciembre de 2003 de conformidad con el artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (2) («la solicitud inicial») para obtener una excepción a lo dispuesto en determinadas disposiciones de la Directiva 2003/54/CE. Aunque se practicaron unas primeras diligencias para investigar la solicitud inicial, la excepción solicitada de conformidad con el artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE, no se concedió ni se denegó.
2. SOLICITUD PRESENTADA POR EL MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE, ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO GRIEGO (YPEKA)
2.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN DE LA EXCEPCIÓN SOLICITADA
(6)
La solicitud pide una excepción a lo dispuesto en los capítulos III y VIII de la Directiva 2009/72/CE.
(7)
El capítulo III de la Directiva 2009/72/CE hace referencia al procedimiento de autorización y de licitación para la adjudicación de nuevas instalaciones. El capítulo VIII se refiere al acceso de terceros, la apertura del mercado y las líneas directas.
2.2. ORGANIZACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN LAS INI
(8)
Los mercados de la energía griegos se rigen fundamentalmente por la Ley griega 4001/2011 por la que se transpone la Directiva 2009/72/CE. La Ley 4001/2011 entró en vigor el día 22 de agosto de 2011.
(9)
El gestor de la red de distribución griega es la empresa DEDDIE SA (Hellenic Electricity Distribution Network Operator -HEDNO- (en lo sucesivo «DEDDIE» por sus siglas en griego), que, aunque desde el punto de vista jurídico y funcional es independiente, es propiedad en un 100 % de la Compañía Nacional de Electricidad (en lo sucesivo, «la CNE»), la productora y suministradora histórica de electricidad griega. Los activos de la red explotados por el gestor DEDDIE son propiedad de la CNE.
(10)
Con arreglo a lo dispuesto en el artículo 127 de la Ley 4001/2011, DEDDIE es responsable del desarrollo, funcionamiento y mantenimiento de la red griega de distribución de electricidad, que incluye el régimen de distribución de energía eléctrica en las INI.
(11)
Además, DEDDIE es responsable de la explotación de las redes eléctricas en las INI. Estas tareas incluyen: i) la preparación de un plan de desarrollo de capacidades de generación en el caso de las microrredes aisladas, incluido un programa para interconectarlas con otras INI; ii) la garantía de que se dispone de los emplazamientos necesarios para instalar nuevas capacidades de generación, para ampliar la capacidad existente o los componentes del suministro y para ampliar las redes de distribución de electricidad de Grecia a islas no interconectadas y microrredes aisladas; iii) la firma de contratos con los titulares de licencias que regulen los suministros de electricidad hacia y desde la red, la prestación de servicios auxiliares a las redes de distribución de las INI y la remuneración de los productores de electricidad, y las tarifas para clientes y proveedores por la electricidad suministrada y otros ingresos y pagos en las cuentas especiales, como los relativos a la remuneración de las obligaciones de servicio público.
(12)
El artículo 137, apartado 1, de la Ley 4001/2011 establece que todos los consumidores de electricidad se considerarán clientes admisibles, a excepción de los consumidores establecidos en pequeñas redes aisladas, sujetos a lo dispuesto en el artículo 139 de la misma Ley.
(13)
En virtud del artículo 133, apartado 3, de la Ley 4001/2011:
«A excepción de los casos en los que la electricidad se produzca a partir de fuentes de energía renovables o por cogeneración de alta eficiencia o plantas híbridas, así como cuando se trate de autoproductores, si se ha concedido una excepción de conformidad con lo dispuesto en el artículo 139, solo se concederá una licencia de generación a la CNE SA de conformidad con determinados requisitos de autorización. La CNE SA será responsable del suministro ininterrumpido a las microrredes aisladas para las que haya obtenido una licencia y de garantizar la viabilidad financiera a largo plazo de las redes de electricidad de dichas islas»
.
(14)
De conformidad con el artículo 134 de la Ley 4001/2011:
«Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 139 de la presente Ley, las licencias de suministro para pequeñas redes aisladas se concederán únicamente a la CNE SA de conformidad con los requisitos de la reglamentación sobre concesión de autorizaciones. La CNE SA ha de suministrar electricidad a los clientes no cualificados, a petición de estos»
.
(15)
Según el artículo 139 de la Ley 4001/2011, pueden concederse excepciones a las disposiciones de la Ley 4001/2011 de conformidad con lo dispuesto en el artículo 44 de la Directiva 2009/72/CE.
(16)
La Decisión ministerial no PD5/EL/B/F IB/12924, adoptada con arreglo al artículo 28 de la Ley griega 3426/2005, establece que el suministro de electricidad a los consumidores de las INI por cualquier productor de electricidad constituye una obligación de servicio público («la OSP de las INI») en el interés económico general. Por motivos de cohesión social, los proveedores de electricidad de las INI han de suministrar electricidad a un precio igual, por categorías de consumidores, al de la red interconectada griega.
(17)
El artículo 52 de la Ley griega 4001/2011 estipula que los clientes de las islas no interconectadas tienen derecho a servicios especiales tanto en términos de precios como de calidad y seguridad del suministro, así como a la transparencia de los términos y condiciones de los contratos. Los proveedores de OSP de las INI reciben, como contrapartida por la ejecución de las obligaciones de servicio público, una compensación financiera calculada sobre la base de la metodología establecida por la Decisión 24/2014 de la ARE (3). Esta metodología se basa en la diferencia entre los costes de producción totales en las islas no interconectadas (fijos y variables) y el precio íntegro de mercado con que se enfrentan los proveedores en la red interconectada (costes marginales del sistema más todos los demás mecanismos de la red interconectada griega). La compensación por OSP de las INI se calcula mensualmente y por red de islas autónoma, y está sujeta al control de la ARE. La compensación por OSP de las INI se recauda mediante una tasa cobrada a todos los clientes, incluidos los de las INI (4). El mecanismo de OSP de las INI está administrado por LAGIE, el operador del mercado griego, de propiedad estatal. La Decisión ministerial D5-EL/B/F1/oik.27547, de diciembre de 2011 (5), basada en lo dispuesto en el artículo 55, apartado 3, de la Ley 4001/2011, disponía que la OSP de las INI debe ser ofrecida por todos los proveedores, por lo cual todos los proveedores son elegibles para la compensación por OSP de las INI.
(18)
El Derecho derivado reglamenta más detalladamente el suministro y la generación de electricidad en las INI. En particular, mediante su Decisión no 39/2014, de 28 de enero de 2014, la ARE adoptó el Código de Gestión de los Sistemas de Energía Eléctrica en las Islas No Interconectadas (en lo sucesivo, «el Código de las INI») que regula muchas cuestiones relativas a la explotación de las redes aisladas de las INI, incluida la apertura del mercado, el ajuste del mercado y la producción de electricidad. El Código de las INI entró en vigor el día de su publicación, es decir, el 17 de febrero de 2014.
2.3. PROBLEMAS SUSTANCIALES PARA LA EXPLOTACIÓN DE LAS REDES AISLADAS
(19)
La solicitud destaca los siguientes problemas para la explotación de las redes de electricidad aisladas griegas:
a)
la gran variación de la demanda de electricidad en las microrredes aisladas, acentuada por: i) el aspecto del turismo en el desarrollo económico de las islas; y ii) la creciente penetración de las fuentes de energía renovables («FER»).
Estos elementos repercuten negativamente en el factor de carga de capacidad de generación convencional o térmica y la posibilidad de recuperar los costes de tales inversiones en este tipo de capacidad de generación;
b)
la gran variación de las condiciones meteorológicas en las islas, que afecta a la demanda y causa el mal funcionamiento de los sistemas de generación, y como consecuencia de ello, exige grandes reservas.
(20)
La solicitud destaca los siguientes problemas para el desarrollo de la generación convencional en las pequeñas redes de electricidad aisladas griegas:
a)
las dificultades e incluso la imposibilidad de encontrar emplazamientos adecuados para las nuevas centrales eléctricas convencionales en las microrredes aisladas, principalmente debido a la resistencia de la población;
b)
el pequeño tamaño de las INI, que es la causa de grandes contratiempos en la planificación a largo plazo del desarrollo de la producción térmica, debido a la imprevisibilidad de las inversiones realizadas por los consumidores de electricidad (como los grandes complejos turísticos o las instalaciones para embarcaciones), lo cual exige agilidad y flexibilidad en la respuesta a la demanda de electricidad;
c)
está previsto un aumento de un 2 % anual hasta 2017 en la demanda de electricidad de las redes aisladas de las INI. Aunque se han concedido las pertinentes autorizaciones a la CNE para la instalación de la capacidad adicional necesaria y dicha instalación ya ha sido programada (se espera que cubra la demanda de todas las INI, junto con los necesarios márgenes de reserva, para 2017), no siempre ha sido posible cumplir el calendario;
d)
el pequeño tamaño de la carga, las grandes variaciones en la carga y el aumento de la penetración de las FER en la mayoría de las microrredes aisladas limita las soluciones tecnológicas disponibles para la producción convencional, restringiendo las opciones de las pequeñas instalaciones de generación alimentadas con aceite pesado de bajo contenido en azufre o con aceite ligero;
e)
los procedimientos de adquisición de nueva generación de energía suponen una elevada inversión de tiempo. De dos años y medio a tres años son necesarios a partir del momento en que la autorización se concede hasta que los generadores de energía eléctrica entran en servicio;
f)
el desarrollo de planes para construir interconectores entre la red interconectada griega y las microrredes aisladas de las INI socava el interés por la inversión en capacidad de generación convencional en las INI. Los proyectos de interconexión con las Cícladas y Creta están programados.
(21)
En consecuencia, hay que recurrir regularmente a soluciones de emergencia, como el alquiler de generadores de electricidad móviles alimentados con gasóleo o de turbinas de gas. La necesidad de autorización en cada caso individual para las necesidades de generación de emergencia no es deseable, ya que da lugar al alquiler de los equipos, antieconómico, en lugar de realizar adquisiciones. La solicitud ofrece varios ejemplos de casos en que acontecimientos imprevistos dieron lugar al uso de generadores móviles de electricidad a más largo plazo.
(22)
La solicitud destaca los siguientes problemas para la apertura del mercado en las redes de electricidad aisladas de las INI:
a)
con el fin de permitir la apertura del mercado, tendrán que desarrollarse e instalarse infraestructuras específicas en las redes aisladas de las INI. Estas infraestructuras implican la instalación de centros de control para la gestión de: i) la programación diaria de la generación; y ii) el ajuste del mercado en cada sistema aislado, repartiendo el coste de la producción en cada sistema aislado entre los proveedores activos en él.
La infraestructura necesaria es onerosa y su coste es sufragado por los consumidores;
b)
debido a la OSP de las INI, los precios al por menor de la electricidad son iguales para cada categoría de consumidores en todo el territorio griego. Los costes de generación, más elevados en las INI en comparación con los costes de generación en la red interconectada, deben, por lo tanto, compensarse a los proveedores activos en las INI repartiendo la parte correspondiente de la compensación por OSP en función de la venta de electricidad a sus clientes.
Se afirma que la gran variación en los valores de la media anual del coste de producción variable por INI haría complicado el mecanismo de ajuste para el mercado.
(23)
Por consiguiente, el YPEKA opina que el desarrollo de las infraestructuras necesarias para la gestión y la supervisión del mercado de la electricidad conjuntamente con la apertura de los mercados en las redes aisladas en las INI, implica costes que son superiores a los beneficios que pueda reportar a los consumidores la apertura del mercado.
(24)
La solicitud no contiene un plazo de expiración para la excepción solicitada.
3. DICTAMEN DE LA ARE
3.1. ÁMBITO DE LA EXCEPCIÓN
3.1.1. Excepción a lo establecido en el capítulo III de la Directiva 2009/72/CE
(25)
La ARE considera que la excepción a lo establecido en el capítulo III, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, no debe referirse a la instalación de nueva capacidad de electricidad que puede desarrollarse en una red aislada, sino solo a la renovación, el incremento y la expansión de la capacidad de generación existente. La capacidad de generación existente está integrada por las centrales que ya están operativas o están en proceso de construcción en las INI. Cualquier nueva central eléctrica que se instale en estas islas es considerada nueva capacidad de generación.
(26)
La ARE señala que los productores de energía independientes (es decir, los que no son la CNE) han demostrado un gran interés en desarrollar centrales eléctricas de fuentes de energía renovables y de cogeneración en todas las microrredes aisladas en las dos últimas décadas. Por lo tanto, no debe restringirse el acceso de terceros a las redes de electricidad de todas las INI por lo que respecta al desarrollo de fuentes renovables de energía y procedimientos combinados de calor y electricidad («CHP» por sus siglas en inglés).
(27)
La ARE afirma que no se opone a conceder una excepción para la activación de nuevas centrales eléctricas convencionales, siempre y cuando se cumplan determinadas condiciones. Sin embargo, el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE no prevé la posibilidad de una excepción para la creación de nuevas instalaciones.
(28)
La ARE considera que la expansión de la capacidad de las centrales convencionales existentes afecta sobre todo a una falta de capacidad a corto plazo en las INI derivada de daños imprevistos en la capacidad existente o de retrasos en la instalación de capacidad nueva, especialmente durante los períodos con una elevada demanda (por ejemplo, en los momentos críticos del verano). Estas expansiones están sujetas a un procedimiento de licitación abierto, de acuerdo con el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE. Este procedimiento es largo y no se adecua al carácter de urgencia de las situaciones de emergencia.
(29)
La ARE reconoce que la CNE debería cubrir cualquier situación de emergencia de este tipo. Teniendo en cuenta que la CNE es capaz de desplazar unidades convencionales móviles desde islas en las que existe un excedente de capacidad a islas con déficit de capacidad, esta solución también podría ser la más económica.
(30)
La ARE subraya que cualquier excepción debe permitir especificar el procedimiento de autorización adecuado para las situaciones de emergencia, y más concretamente, cuáles de los criterios mencionados en el artículo 7 de la Directiva 2009/72/CE tienen que ser examinados por las autoridades competentes para la autorización.
(31)
La ARE considera que la excepción debería concederse con una duración limitada, como de diez años como máximo.
3.1.2. Excepción a lo dispuesto en el capítulo VIII de la Directiva
(32)
Según la ARE, el suministro de electricidad en las INI está vinculado en la práctica con las OSP de las INI y la compensación por dichas obligaciones porque: i) los costes de generación de electricidad en las INI son considerablemente más elevados que en el continente, y ii) el Estado griego obliga a una tarificación uniformes, por categoría de clientes, en todo su territorio.
(33)
El Código de las INI prevé la instalación de determinados aparatos de control y medición en las INI para realizar la medición por hora, la gestión de la energía y los centros de control, el seguimiento y los sistemas informáticos relacionados con ellos. La ARE sostiene que esta infraestructura es indispensable para:
a)
garantizar que los costes imputables a las OSP sean transparentes, no discriminatorios y verificables;
b)
asegurar la explotación adecuada y la buena gestión de las propias redes eléctricas, con el fin de lograr el modo de explotación más económico y, por consiguiente, una reducción mayor de las tarifas para los consumidores de electricidad relacionadas con las OSP de las INI;
c)
lograr una mayor penetración de las FER y de la cogeneración, en particular de las tecnologías de las FER con requisitos complejos para su gestión, como las FER con almacenamiento, las plantas de energía solar-térmica, etc.;
d)
garantizar la transparencia necesaria en la gestión de las redes aisladas, asegurando de esta forma un trato no discriminatorio a todos los participantes del mercado, en particular a los productores.
(34)
Por consiguiente, la ARE argumenta que, con independencia de si uno o más proveedores están autorizados para operar dentro de una microrred aislada, esta infraestructura ha de instalarse en las redes aisladas de las INI.
(35)
No está previsto que el coste estimado para instalar esta infraestructura supere los 20 o 30 millones EUR para todas las INI, incluidas Creta y Rodas. La ARE considera este importe razonable, especialmente si se tienen en cuenta los beneficios esperados, es decir, garantizar la transparencia y la verificación de la OSP de las INI, así como la explotación cabal y controlada de las redes de electricidad aisladas.
(36)
Contrariamente al YPEKA, la ARE opina que la autorización de varios proveedores para que actuar en una determinada red aislada de las INI no supondrá costes adicionales significativos respecto de la infraestructura necesaria, puesto que la misma infraestructura, en cualquier caso, ya es necesaria para la programación cotidiana de las unidades de generación situadas en la INI, el ajuste del mercado y para cumplir la OSP de las INI.
(37)
Además, la ARE considera que importantes beneficios adicionales revertirán en los consumidores de las INI al permitir que haya más de un único proveedor activo.
(38)
En consecuencia, la ARE opina que no se justifica la exclusión permanente de proveedores alternativos en los mercados de las INI. Está previsto que la instalación de la infraestructura necesaria tal como se describe más arriba se lleve a cabo en un plazo de tres a cinco años. La ARE no se opondría a una posible excepción, estrictamente durante dicho plazo, sin ninguna otra prórroga.
(39)
La ARE señala además que, en caso de que cambie la situación de cualquier red aislada de las INI, de modo que esta no pertenezca más a la categoría de microrredes o pequeñas redes aisladas, la excepción debería dejar de aplicarse automáticamente. Esta situación podría producirse si las redes aisladas de las INI estuvieran interconectadas con la red interconectada griega.
4. EVALUACIÓN
4.1. BASE JURÍDICA DE LA SOLICITUD
(40)
El artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE prevé la posibilidad de establecer excepciones a determinadas disposiciones de la Directiva, cuando la excepción sea aplicable a las pequeñas redes aisladas y a las microrredes aisladas.
(41)
De acuerdo con el artículo 2, apartado 26, de la Directiva 2009/72/CE, por «pequeña red aislada» se entiende cualquier red que tuviera en el año 1996 un consumo inferior a 3 000 GWh y que obtenga una cantidad inferior al 5 % de su consumo anual mediante interconexión con otras redes.
(42)
De conformidad con el artículo 2, apartado 27, de la Directiva 2009/72/CE, por «microrred aislada» se entiende cualquier red de consumo inferior a 500 GWh en el año 1996 y que no esté conectada a otras redes.
(43)
Las redes aisladas identificadas en la solicitud corresponden a una y, a veces, varias INI (véanse las columnas 1 y 2 del cuadro). Incluso si un sistema aislado consta de varias INI que están interconectadas, la red eléctrica constituida por estas INI interconectadas está aislada, en el sentido de que esta no está conectada a ninguna otra red eléctrica.
(44)
La solicitud alega que 31 de las 32 redes aisladas son microrredes aisladas, de las cuales la más extensa es Rodas. Las microrredes aisladas para las que se ha presentado la solicitud representaron el 5,24 % del total de la venta de electricidad en Grecia en 2010. La red aislada de Creta se considera una pequeña red aislada. Creta representó en el año 2010 el 3,01 % de la demanda de electricidad griega.
Demanda anual por red aislada
Demanda anual (MWh)
Demanda anual en 1996
Nombre de la red aislada
INI que forman parte de la red aislada
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Sí
No
Rodas
Rodas
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Sí
Sí
Kos-Kalimnos
Kos
Kalimnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Sí
Sí
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Sí
Sí
Quíos
Quíos
Psará
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Sí
Sí
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Íos
Sikinos
Folégandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Sí
Sí
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Sí
Sí
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Sí
Sí
Tera (Santorini)
Tera (Santorini)
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Sí
Sí
Míconos-Dilos
Míconos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Sí
Sí
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Sí
Sí
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Sí
Sí
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Sí
Sí
Icaria
Icaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Sí
Sí
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Sí
Sí
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Sí
Sí
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Sí
Sí
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Sí
Sí
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Sí
Sí
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Sí
Sí
Sérifos
Sérifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Sí
Sí
Astipálea
Astipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Sí
Sí
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Sí
Sí
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Sí
Sí
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Sí
Sí
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Sí
Sí
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Sí
Sí
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Sí
Sí
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Sí
Sí
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Sí
Sí
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Sí
Sí
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Sí
Sí
(45)
El cuadro anterior incluye las redes aisladas tal como se identifican en la solicitud, y proporciona determinada información sobre cada una de ellas. A partir de esta información, puede deducirse que todas las redes aisladas, excepto Creta, registraron en 1996 una demanda de electricidad que permite considerarlas microrredes aisladas en el sentido del artículo 2, apartado 27, de la Directiva 2009/72/CE. Por lo que se refiere a Creta, es necesario mencionar además que, como Creta no estaba y sigue sin estar interconectada a ninguna otra red eléctrica, la parte porcentual de demanda satisfecha a través de interconexiones era y sigue siendo cero, es decir, inferior al 5 %. Así pues, Creta, es una pequeña red aislada de acuerdo con la definición del artículo 2, apartado 26, de la Directiva 2009/72/CE.
(46)
El dictamen de la ARE no se pronunció sobre las redes aisladas indicadas en la solicitud.
(47)
La Comisión concluye, por lo tanto, que las redes aisladas, tal como se identifican en la columna 1 del cuadro anterior, son todas microrredes aisladas, en el sentido del artículo 2, apartado 27, de la Directiva 2009/72/CE, excepto por lo que se refiere a Creta, que es una pequeña red aislada de acuerdo con la definición del artículo 2, apartado 26, de la Directiva 2009/72/CE.
4.2. PROBLEMAS SUSTANCIALES PARA LA EXPLOTACIÓN DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS CONVENCIONALES EN LAS MICRORREDES AISLADAS
(48)
La Comisión considera que existen problemas sustanciales para la explotación de las centrales eléctricas convencionales en las microrredes aisladas. Esto se debe, en particular, a los siguientes elementos:
a)
El tamaño de la carga que es necesario suministrar en las islas no permite instalar centrales eléctricas convencionales mayores, más eficientes y mas rentables, también porque, para que una red aislada pueda funcionar dentro de unos márgenes de seguridad aceptables, no puede depender de una única central eléctrica.
Ninguna de las microrredes aisladas superó el pico anual de 188,5 MW en 2013. Las cargas máximas media y mediana, con 20,8 y 4,2 MW respectivamente, son mucho más bajas.
Ninguna de las centrales convencionales actualmente instaladas en las microrredes aisladas tiene una capacidad superior a 27 MW. El tamaño medio y mediano de una central, con 3,9 y 1,1 MW respectivamente, es mucho menor.
El pequeño tamaño de la carga que se ha de suministrar, la fuerte variación en la demanda, afectada además por la creciente penetración de las FER, reducen también las opciones de tecnologías de las centrales eléctricas convencionales que pueden emplearse en las microrredes aisladas.
Toda la capacidad de generación convencional en las redes aisladas de las INI es alimentada con gasóleo o fuelóleo.
b)
Los factores de carga anuales en todas las microrredes aisladas son bajos. El factor de carga no superó el 0,54 en 2012 en ninguna microrred aislada. Las cargas máximas media y mediana, ambas de 0,38, son todavía menores. Habida cuenta de la prioridad de acceso de las FER y de que los factores de carga utilizados en el presente epígrafe reflejan todo el sistema eléctrico de la microrred aislada, el factor de carga de las centrales eléctricas convencionales en las INI es incluso menor.
El factor de carga anual en la red interconectada griega está normalmente alrededor del 50 % para todas las unidades y del 65 % para las unidades térmicas (6).
El factor de carga anual es indicativo del uso real que se hace de las centrales eléctricas durante un año dado y, por lo tanto, de su capacidad para generar ingresos.
La creciente penetración de las FER reducirá aún más la carga que han de suministrar las centrales eléctricas convencionales.
c)
Existen varios proyectos destinados a interconectar las INI, en particular Creta y las Cícladas, con la red interconectada griega continental. Como se ha explicado anteriormente, las centrales eléctricas convencionales que existen en las INI no son tan eficientes como las centrales eléctricas instaladas en la red interconectada y, por lo tanto, es improbable que resulten económicamente viables una vez que las INI en que se encuentran estén interconectadas.
La posibilidad de que un sistema aislado acabe estando interconectado es, por lo tanto, un grave desincentivo para la inversión en capacidad convencional en las INI.
d)
El tamaño relativamente pequeño de la carga que se ha de suministrar implica que una reducción relativamente pequeña de la demanda tiene gran probabilidad de afectar a la capacidad de generación requerida en una determinada red aislada. La falta de capacidad de interconexión significa que cualquier cambio de la demanda tiene que encontrar su respuesta en la capacidad de generación situada en la microrred aislada.
Este factor aumenta la exigencia de celeridad y flexibilidad para responder a reducciones de la demanda a más largo plazo.
Esta necesidad de flexibilidad se ve aún más reforzada por las dificultades para encontrar emplazamientos adecuados para las centrales eléctricas convencionales en las INI, y por la duración de los procedimientos de autorización y de concesión de licencias.
e)
La ratio de la demanda máxima sobre la demanda mínima anual en 2012 (7) en todas las microrredes aisladas fue como mínimo del 3,35, pero fue más elevada, a menudo mucho más elevada, para una microrred aislada dada. En efecto, las ratios media y mediana de la demanda máxima sobre la demanda mínima fueron de 6,27 y 5,98.
La ratio de la demanda máxima sobre la demanda mínima en 2010 en la red interconectada griega fue de alrededor de 3.
Esta ratio superior de la demanda máxima sobre la demanda mínima refleja el grado de flexibilidad y reservas que, incluso en un año determinado, tienen que estar disponibles dentro de la capacidad de generación instalada en una red aislada.
Cabe señalar, a este respecto, que, en 2012, aproximadamente en el 60 % de las microrredes aisladas se recurrió a generadores de electricidad móviles.
(49)
La Comisión concluye, por lo tanto, que existen problemas sustanciales para la explotación de centrales eléctricas convencionales en las redes aisladas de las INI, tal como se señala en el cuadro anterior.
4.3. EVALUACIÓN DE LA EXCEPCIÓN SOLICITADA A LO ESTABLECIDO EN EL CAPÍTULO III
4.3.1. La excepción a las disposiciones del capítulo III no puede aplicarse a nuevas instalaciones
(50)
De conformidad con el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, las excepciones a las disposiciones del capítulo III solo pueden concederse en lo que respecta a la renovación, el incremento y la expansión de las capacidades existentes.
(51)
Por consiguiente, la excepción a las disposiciones del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE no puede concederse para la creación de nuevas instalaciones.
(52)
En cambio, dado que las redes aisladas de las INI son redes de distribución, si el procedimiento de autorización para nuevas instalaciones no consigue facilitar de forma satisfactoria la autorización de nuevas instalaciones para las redes aisladas de las INI, las autoridades griegas pueden considerar la posibilidad de recurrir a las disposiciones del artículo 7, apartado 3, de la Directiva 2009/72/CE también para la construcción de pequeña capacidad convencional nueva. Dicha pequeña capacidad convencional nueva puede incluir, por ejemplo, capacidad de generación temporal que puede ponerse a disposición a largo plazo sin estar asignada de forma permanente un lugar específico.
4.3.2. La excepción a las disposiciones del capítulo III no puede aplicarse a Creta
(53)
Como ya se ha señalado, todas las INI son microrredes aisladas, con la excepción de Creta, que es una pequeña red aislada.
(54)
Por consiguiente, la excepción a las disposiciones del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE no puede concederse para Creta.
4.3.3. La excepción a las disposiciones del capítulo III no se aplica a las FER ni a las centrales de cogeneración
(55)
La solicitud no menciona explícitamente que la excepción solicitada solo respecta a las centrales convencionales.
(56)
El artículo 133, apartado 3, de la Ley 4001/2011, sin embargo, excluye expresamente la electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables, de la cogeneración de alta eficiencia o de centrales híbridas y, en el caso de los autoproductores, del ámbito de aplicación de la licencia de producción exclusiva que puede ser concedida a la CNE. Lo mismo se desprende del artículo 225 del Código de las INI.
(57)
Por otra parte, la justificación alegada se refiere a problemas sustanciales en relación con la explotación de las centrales eléctricas convencionales únicamente. En realidad, se argumenta que dichas centrales se enfrentan a problemas sustanciales, como consecuencia, entre otras cosas, del aumento de la penetración de las FER.
(58)
Por lo tanto, incluso si la solicitud se refiere a excepciones a las disposiciones del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE para las centrales de generación distintas de las centrales eléctricas convencionales, la excepción no puede concederse, ya que no se han proporcionado motivos para justificarla.
4.3.4. La excepción para la autorización de la renovación, el incremento y la expansión de las capacidades existentes puede concederse
(59)
A la vista de los citados problemas sustanciales para la explotación de las centrales eléctricas convencionales dentro de las pequeñas redes aisladas, se puede conceder la excepción para la autorización de capacidad convencional existente en la medida en que se refiera a la renovación, el incremento y la expansión de capacidad convencional existente. Dicha autorización puede concederse directamente a la CNE.
(60)
A efectos de la presente excepción:
a)
la capacidad de generación convencional existente incluye proyectos para la construcción de capacidad de generación convencional para la cual ya la ARE ya ha concedido una licencia, que no haya sido cancelada en la fecha de entrada en vigor de la presente Decisión;
b)
la destrucción completa de la principal capacidad de generación de un emplazamiento existente y su sustitución por una nueva instalación de generación de electricidad se considera construcción de nueva capacidad;
c)
la colocación de capacidad de generación temporal dentro del perímetro de la capacidad existente constituye la expansión de la capacidad existente.
(61)
No obstante, no hay justificación para una excepción a los criterios y condiciones previstos en el artículo 7, apartado 2, de la Directiva 2009/72/CE, en virtud de los cuales se concede una autorización a la CNE.
(62)
Por otra parte, en caso de que la excepción se conceda directamente a la CNE, es importante que los términos estipulen las obligaciones respecto al momento en que la central eléctrica convencional autorizada tiene que estar plenamente operativa e incluyan disposiciones que garanticen el cumplimiento pleno y efectivo de tales obligaciones. Cuando expire, y a discreción exclusivamente de la ARE, dicha autorización directa podrá prolongarse, pero únicamente si ha expirado por razones totalmente ajenas a la CNE. Cuando llegue la expiración, la ARE debe organizar un procedimiento de autorización plenamente conforme con lo dispuesto en el artículo 7, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, incluyendo por lo tanto la participación de terceros.
4.3.5. La excepción no puede cubrir licitaciones para la adjudicación de nuevas instalaciones
(63)
Por definición, la licitación en el sentido de lo dispuesto en el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE se refiere a la capacidad que queda por construir y autorizar y, por tanto, constituye una capacidad nueva.
(64)
Por las razones ya expuestas, la excepción para nuevas capacidades no debería concederse con arreglo a lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE.
4.4. EVALUACIÓN DE LA EXCEPCIÓN SOLICITADA A LO ESTABLECIDO EN EL CAPÍTULO VIII
4.4.1. La excepción a las disposiciones del capítulo VIII no cubre el artículo 32 relativo al acceso de terceros
(65)
La solicitud se refiere a la excepción a lo dispuesto en el capítulo VIII de la Directiva 2009/72/CE y, por lo tanto, puede considerarse que incluye una solicitud de excepción a las disposiciones del artículo 32 en relación con el acceso de terceros.
(66)
La solicitud no especifica si la exención solicitada cubre también el artículo 32 de la Directiva 2009/72/CE, ni tampoco da ninguna razón que justifique tal excepción. Por el contrario, la Ley 4001/2011 y el Código de las INI obligan a DEDDIE a facilitar el acceso no discriminatorio de terceros a la red de distribución, explotada por este gestor (por ejemplo, el artículo 127 de la Ley 4001/2011). Por lo tanto, dicha excepción no puede concederse.
4.4.2. Excepción a lo dispuesto en el artículo 33 relativo a la apertura del mercado y la reciprocidad
4.4.2.1. No está justificada una excepción permanente a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE
(67)
El argumento esencial de la solicitud es que la CNE debe seguir siendo el único proveedor autorizado para el suministro a los usuarios de las INI debido a que el desarrollo de las infraestructuras necesarias para la explotación y la supervisión del mercado de la electricidad en las microrredes aisladas, junto con las necesarias para la apertura del mercado para proveedores terceros supone costes de explotación para el operador de la INI que superan los beneficios que podría reportar a los consumidores la apertura del mercado.
(68)
Como pone de manifiesto el dictamen de la ARE, la infraestructura instalada en las INI pretende garantizar que las OSP de las INI puedan ser administradas, de conformidad con la normativa existente, de forma transparente, verificable y no discriminatoria. Por otra parte, la infraestructura es necesaria para operar las redes aisladas de las INI desde un punto de vista técnico y económico. Por consiguiente, como la infraestructura es necesaria en cualquier caso para cumplir estos requisitos, con independencia del número de proveedores que disponen de una licencia en las INI, la apertura de los mercados no supone un aumento de los costes de la infraestructura.
(69)
Incluso si se requieren infraestructuras similares, la apertura del mercado no está intrínsecamente relacionada con la explotación técnica de las redes aisladas en las INI ni con las OSP de las INI, ya que no existe un nexo de causalidad entre la explotación técnica y económica de dichas redes aisladas y la gestión de las OSP de las INI conforme a las disposiciones legales pertinentes, por un lado, y la cuestión de si son uno o varios los proveedores autorizados para suministrar electricidad a los consumidores de las INI, por otro.
(70)
Es cierto que el aumento de los costes de producción en las INI, en comparación con los costes de producción de la red interconectada, debe ser compensado por los proveedores en activo en las INI mediante la redistribución de la parte correspondiente de la compensación por OSP de las INI en función de las ventas de electricidad a sus clientes. Sin embargo, establecer los costes de producción en las INI es obligatorio, en cualquier caso, para determinar la compensación financiera relativa a la OSP de las INI, independientemente del número de proveedores activos en las INI.
(71)
El único requisito adicional para la apertura del mercado es la redistribución a cada proveedor de las respectivas partes de la compensación por OSP de las INI en función de las ventas de electricidad a sus clientes. Incluso los datos relativos a los clientes, en particular los datos de medición, son necesarios, independientemente de si son uno o más los proveedores con licencia para suministrar a clientes que se encuentran en las INI.
(72)
Por consiguiente, la concesión de la compensación por OSP de las INI a proveedores simplemente implica poder atribuir los datos de medición de los clientes a un determinado proveedor con licencia, que es principalmente un procedimiento administrativo basado en información recogida, en su totalidad o en gran medida, con independencia de que haya o no apertura del mercado en las INI. En segundo lugar, poder efectuar esta operación es una condición previa para el correcto funcionamiento de cualquier mercado de suministro de electricidad. Por lo tanto, estos costes no pueden aceptarse como motivo para solicitar la excepción para la apertura del mercado, puesto que no son específicos de la explotación de las redes aisladas de las INI ni están vinculados a un problema sustancial relacionado con dicha explotación.
(73)
Es importante señalar que la elaboración de los registros para atribuir a los proveedores datos de medición es parte de la infraestructura que debe implantarse. Aunque la implantación de la totalidad de la infraestructura prevista facilitará la explotación óptima de las redes de electricidad aisladas, la plena realización de las inversiones correspondientes no es una condición necesaria para la apertura del mercado.
(74)
El hecho de que pueda haber una gran variación en los valores del coste de producción variable medio anual por INI es irrelevante. En efecto, aunque se confirme, tal variación afecta a los costes de producción de la electricidad dentro de las redes aisladas de las INI. El cálculo de este importe se exige ya para gestionar las OSP de las INI conforme a los requisitos legales y, por otra parte, no se ve afectado en modo alguno por el número de proveedores autorizados para el suministro a clientes basados en las INI. Además, teniendo en cuenta que la administración de la OSP de las INI se basa ya en un sistema mensual para cada red aislada por separado, es difícil imaginar que grandes variaciones anuales por INI puedan producir problemas materiales.
(75)
De lo anterior se desprende que el número de proveedores con licencia para el suministro a los usuarios de las INI no está intrínsecamente vinculado a la explotación técnica y económica de las redes aisladas ni a la gestión de la OSP de las INI conforme a los pertinentes requisitos legales.
(76)
Por otra parte, puede observarse que la apertura del mercado tiene beneficios que compensan los costes, en su caso, de la apertura del mercado. Tal como señala la ARE, los proveedores alternativos en las INI podrían aportar importantes beneficios adicionales a los clientes basados en las INI, combinando la prestación de otros servicios con el del suministro de electricidad.
(77)
En consecuencia, la solicitud de excepción con carácter permanente a lo dispuesto en el artículo 33 no debe concederse.
4.4.2.2. Limitación de duración para la excepción a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE para una red aislada
(78)
En vista de todo lo anterior, hay que reconocer que la apertura del mercado exige el establecimiento de disposiciones prácticas para permitir que las redes aisladas de las INI sean explotadas en plena conformidad con el Código de las INI. Los problemas prácticos relacionados con la apertura de los mercados puede implicar o bien la indisponibilidad de los registros necesarios para atribuir los contadores y los datos de medición a los proveedores o bien el hecho de que la configuración óptima de la infraestructura no esté todavía implantada. Sobre esta base, puede preverse la concesión de una excepción a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE que tenga una duración limitada.
(79)
A la hora de valorar la duración de dicha excepción a lo establecido en el capítulo VIII, deben tenerse en cuenta las dos consideraciones siguientes:
a)
como ya se ha señalado, el elemento más importante necesario para permitir la apertura del mercado en las INI es la disponibilidad de un registro en las INI que permita la atribución de datos de medición a un determinado proveedor. El artículo 327, apartado 4, del Código de las INI exige que el registro requerido a tal fin se concluya a más tardar dos años después de la entrada en vigor del Código de las INI. La disponibilidad del registro es una condición necesaria para la apertura del mercado en términos prácticos;
b)
la plena realización del programa de inversiones para la infraestructura que ha de instalarse en las INI facilitaría ciertamente en la práctica la apertura del mercado en las INI. Con todo, no es un requisito necesario. El artículo 237, apartado 7, del Código de las INI establece un calendario al término del cual todas las INI actuales deben estar dotadas de la infraestructura adicional que ha de instalarse en las INI, en el plazo máximo de cinco años a partir de la entrada en vigor del Código de las INI.
(80)
En consecuencia, debería concederse una excepción a la apertura del mercado durante un mínimo de dos años a partir de la entrada en vigor del Código de las INI, es decir, hasta el 17 de febrero de 2016, para permitir la creación de los registros, que son condición necesaria para la apertura del mercado. Dado que la infraestructura completa ha de estar instalada a más tardar cinco años después de la entrada en vigor del Código de las INI, la validez de la excepción ha de limitarse en todo caso a cinco años a partir de la entrada en vigor del Código de las INI, es decir, hasta el 17 de febrero de 2019, para cualquiera de las redes aisladas de las INI. Sin embargo, dado que la excepción solo puede justificarse cuando persisten los problemas sustanciales y materiales para la apertura del mercado, directamente atribuibles a la no conclusión del programa de inversiones en infraestructuras en las INI, debe verificarse regularmente si estos problemas persisten en una determinada red aislada de una INI. Dicha verificación debe tomar como referencia un plan de inversiones por DEDDIE, aprobado por las autoridades competentes griegas, para la instalación de la infraestructura necesaria en las INI. Este plan, por lo tanto, debería completarse y aprobarse antes del 17 de febrero de 2015.
(81)
Con el fin de no retrasar innecesariamente la apertura del mercado, la ARE debe aprobar el plan de inversión en infraestructuras de DEDDIE y dar prioridad a las redes aisladas de Creta y Rodas, ya que dichas INI son los más pobladas.
(82)
A partir del 17 de febrero de 2016, y desde entonces hasta el 17 de febrero de 2019 con periodicidad anual, DEDDIE deberá elaborar un informe, que deberá ser aprobado por la ARE, especificando los motivos por los que la apertura del mercado todavía no se ha producido en la red aislada de una INI dada. Este informe deberá publicarse y notificarse a la Comisión.
4.4.3. La excepción a las disposiciones del capítulo VIII no cubre el artículo 34
(83)
La solicitud se refiere a una excepción a lo dispuesto en el capítulo VIII de la Directiva 2009/72/CE y, por lo tanto, puede considerarse que incluye una solicitud de excepción a lo dispuesto en el artículo 34 en lo que respecta a las líneas directas, en el sentido del artículo 2, apartado 15, de la Directiva 2009/72/CE.
(84)
La solicitud no especifica si la exención solicitada cubre también el artículo 34 de la Directiva 2009/72/CE.
(85)
Por lo tanto, incluso si el objeto de la solicitud es pedir la excepción a lo dispuesto en el artículo 34 de la Directiva 2009/72/CE, esta excepción no debería concederse puesto que no se ha dado ningún motivo que la justifique.
4.4.4. Interconectores - Aplicación de la excepción a lo dispuesto en los capítulos III y VIII
(86)
La presente excepción se refiere a las microrredes aisladas que precisamente se caracterizan por no estar interconectadas a otras redes de electricidad o, en el caso de las pequeñas redes aisladas, solo en escasa medida.
(87)
Sin embargo:
a)
de acuerdo con el recientemente aprobado plan decenal de desarrollo del gestor de la red de transporte griego, ADMIE SA,(gestor de transporte independiente de electricidad), se espera que la interconexión de las islas Cícladas, en tres fases, esté acabada para 2018, y que algunas de las islas Cícladas estén interconectadas con la red interconectada griega mucho antes de dicha fecha;
b)
Por otra parte, la interconexión de Creta previsiblemente habrá finalizado en 2020. Las partes pertinentes del proyecto durante los tres primeros años se han incluido en el plan decenal de desarrollo de ADMIE, aprobado en 2013. El plan definitivo tiene que incluirse en el plan decenal de desarrollo que será aprobado en 2014.
(88)
Es necesario prever explícitamente que la presente excepción para una red aislada dada deje de aplicarse automáticamente tan pronto como la interconexión entre la red aislada y la red interconectada griega haya pasado a ser plenamente operativa.
(89)
DEDDIE, aunque jurídica y funcionalmente sea un ente separado, es propiedad al 100 % de la CNE. En contra de la definición de gestor de red de distribución de la Directiva 2009/72/CE, DEDDIE tiene también una serie de tareas de gran amplitud en la explotación de las redes aisladas de las INI y en la explotación de la generación en las INI, en particular en relación con la capacidad de generación convencional, propiedad de la CNE y, por consiguiente, su remuneración económica. Como se ha señalado anteriormente, la interconexión afecta a la viabilidad económica de las centrales eléctricas convencionales instaladas actualmente en las redes aisladas de las INII.
(90)
Las excepciones solo deberían autorizarse si son proporcionadas y no van más allá de lo estrictamente necesario. Por consiguiente, es necesario ofrecer transparencia e incentivos claros en lo que se refiere a las decisiones de interconectar o no las redes aisladas de las INI.
(91)
El artículo 108 de la Ley 4001/2011 establece lo siguiente
«ADMIE SA presentará un plan decenal de desarrollo de la red de transporte de electricidad griega a la ARE a más tardar el 31 de marzo de cada año […]. El plan decenal de desarrollo de la red de transporte de electricidad griega deberá, en particular: […] c) presentar un estudio de costes y beneficios, técnicos y financieros, para las obras de transporte importantes […] especialmente en el caso de […] las conexiones entre las islas y las redes de transporte, que incluya un calendario de previsiones, el flujo de efectivo estimado y los requisitos de financiación para todos los proyectos de inversión»
.
(92)
Con el fin de garantizar la existencia de incentivos claros y de transparencia en lo que se refiere a las decisiones sobre la conveniencia de interconectar o no las redes aisladas de las INI, las autoridades griegas deben velar por que:
a)
en el momento de la autorización o de la adjudicación de capacidad nueva o ya existente para una red aislada dada en una INI, ADMIE, DEDDIE y la ARE estudien sistemáticamente la alternativa de interconectar la red aislada de la que forma parte la INI en cuestión. Dicha autorización para capacidad nueva o existente debería denegarse si la construcción de un interconector resulta más rentable. Los costes deberían incluir todos los costes del suministro de electricidad a los clientes finales en la red aislada, incluida la compensación por OSP de las INI;
b)
el estudio de costes y beneficios para las obras importantes de transporte por parte de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011 solo analiza los costes eficientes de la inversión y de la explotación de la interconexión. En particular, no debería analizar los ingresos perdidos ni la depreciación del valor de los activos de la generación convencional ya instalados en las INI;
c)
la ARE publica conjuntamente con el plan de inversión decenal de ADMIE, conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, de suministrar electricidad a los clientes de cada una de las redes aisladas de las INI. A menos que la construcción de un interconector esté integrada en el plan de inversión decenal de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, y aprobado por la ARE, dicha autoridad reguladora organizará, por propia iniciativa o a petición de un tercero, una licitación conforme a lo dispuesto en el artículo 22, apartado 7, letra b), de la Directiva 2009/72/CE para la construcción de un interconector que conecte una o varias redes aisladas de las INI. Un interconector debe construirse si su construcción reduce los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, del suministro de electricidad a los clientes que habitan en las INI;
d)
la ARE fija un plazo claro para la finalización de la construcción de un interconector. Si el interconector no se construye o si no se construye dentro de los plazos fijados por la ARE, se debería solicitar una indemnización por daños por el ahorro de los costes no realizado.
4.5. DURACIÓN
(93)
Es necesario revisar los hechos sobre los que se basa la presente excepción, en particular después de la expiración del plazo previsto para la finalización de los planes de interconexión de determinadas redes aisladas y de los plazos para la instalación de la infraestructura prevista en el artículo 237 del Código de las INI.
(94)
Por consiguiente, todas las excepciones eventuales serán válidas hasta el 1 de enero de 2021.
4.6. EFECTO RETROACTIVO
(95)
Como se ha señalado anteriormente, la solicitud de 17 de enero de 2012 renovó la solicitud inicial que se había presentado en 2003.
(96)
El artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE, derogada por la Directiva 2009/72/CE, también contenía disposiciones para autorizar a los Estados miembros a solicitar excepciones a determinadas disposiciones de dicha Directiva en caso de problemas sustanciales en relación con la explotación de las pequeñas redes aisladas y las microrredes aisladas. De conformidad con el artículo 48 de la Directiva 2009/72/CE, las referencias al artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE derogada se interpretarán como referencias al artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE.
(97)
Las definiciones de pequeña red aislada y microrred aislada empleadas en el artículo 2, apartados 26 y 27, de la Directiva 2003/54/CE son idénticas a las utilizadas en el artículo 2, apartados 26 y 27 de la Directiva 2009/72/CE.
(98)
Ambas definiciones se refieren a la demanda de electricidad en sistemas aislados en 1996, que no ha cambiado. Por otra parte, Creta no estaba interconectada a la red interconectada griega ni en 2003 ni en 2012, ni lo estará cuando surta efecto la presente Decisión de excepción.
(99)
Por consiguiente, todas las microrredes y pequeñas redes de electricidad aisladas que entren en la definición de microrredes o pequeñas redes aisladas en la solicitud, se consideraban como tales en el momento en que la solicitud inicial fue presentada y también cuando la presente Decisión de excepción surta efecto.
(100)
En consecuencia, no se han producido cambios jurídicos ni objetivos por lo que respecta a las microrredes y pequeñas redes aisladas que puedan beneficiarse de una excepción con arreglo a la Directiva 2003/54/CE y a la Directiva 2009/72/CE.
(101)
El artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE permite la concesión de excepciones a lo dispuesto en su capítulo III, que contiene disposiciones, como las del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE, relativas a los procedimientos de autorización de nuevas capacidades y a las licitaciones para la adjudicación de nuevas capacidades.
(102)
El artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE permite la concesión de excepciones a lo dispuesto en su capítulo VII que contiene disposiciones, como las del capítulo VIII de la Directiva 2009/72/CE, relativas al acceso de terceros, la apertura de los mercados y las líneas directas.
(103)
Si la Comisión hubiera concedido una excepción en respuesta a la solicitud inicial, podría haberlo hecho en las mismas condiciones que las de la solicitud actual en aplicación de la Directiva 2009/72/CE.
(104)
Por otra parte, desde 2003 no se ha producido ningún cambio en las circunstancias objetivas. De hecho, la situación geográfica de las INI, los factores económicos que rigen el funcionamiento de las redes eléctricas dentro de las redes aisladas de las INI y la naturaleza de los problemas sustanciales que existen con la explotación de las centrales eléctricas convencionales en las redes aisladas de las INI no han variado materialmente desde 2003.
(105)
La solicitud inicial está pendiente desde 2003. La falta de intervención de la Comisión no debe ir en detrimento de la República Helénica. La República Helénica ha cumplido con las obligaciones que le incumben en virtud del artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE y el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, y ha presentado una solicitud de excepción debidamente justificada en virtud de dichos artículos para las redes aisladas de las INI.
(106)
Por consiguiente, es conveniente que la presente Decisión de excepción surta efecto a partir de la fecha de notificación de la solicitud inicial, es decir, a partir del 5 de diciembre de 2003.
HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:
Artículo 1
La presente Decisión se aplicará a las pequeñas redes y microrredes aisladas que figuran en el cuadro.
A los efectos de la presente Decisión, Creta es una pequeña red aislada, mientras que todas las demás redes aisladas son microrredes aisladas.
Artículo 2
1. Se concede una excepción a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE para microrredes y pequeñas redes aisladas.
2. La presente excepción será válida hasta el 17 de febrero de 2016 o hasta la instalación completa de la infraestructura según lo dispuesto en el artículo 237, apartado 7, del Código de las INI, si esta situación se produce más tarde. En cualquier caso, la presente excepción dejará de aplicarse el 17 de febrero de 2019.
3. Las autoridades griegas deberán elaborar, a más tardar el 17 de febrero de 2015, un plan de inversión en infraestructuras, contemplado en el artículo 237, apartado 7, del Código de las INI, en el que se precise, por separado para cada red aislada de las INI, la fecha en la cual la infraestructura deberá estar completamente instalada. Dicho plan dará prioridad a Creta y Rodas.
4. A partir del 17 de febrero de 2016, y desde entonces hasta el 17 de febrero de 2019 con periodicidad anual, las autoridades griegas deberán elaborar un informe en el que se especifique, para cada red aislada de las INI: a) si se ha producido la apertura del mercado; b) la situación de las inversiones en infraestructura en relación con el plan correspondiente; c) los problemas sustanciales y materiales que persisten para la apertura del mercado; y d) si dichos problemas pueden atribuirse directamente a la no finalización de la inversión en infraestructura prevista en el artículo 237, apartado 7, del Código de las INI.
Artículo 3
1. Se concede una excepción a lo dispuesto en el artículo 7, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, con arreglo a la cual las autorizaciones relativas a la renovación, el incremento y la expansión de las capacidades convencionales dentro de las microrredes aisladas pueden ser concedidas directamente a la CNE.
2. A efectos de la presente excepción:
a)
la capacidad de generación convencional existente incluirá proyectos para la renovación, el incremento y la expansión de la capacidad de generación convencional, para los que exista una licencia válida expedida por la ARE en la fecha de notificación de la presente Decisión;
b)
la destrucción completa de las principales capacidades de generación de un emplazamiento existente y su sustitución por una nueva instalación de generación de electricidad no constituirá capacidad existente, sino que se considerará construcción de nueva capacidad;
c)
la colocación de capacidad de generación temporal dentro del perímetro de la capacidad existente constituirá la expansión de la capacidad existente.
3. En el momento de la expiración de la autorización concedida con arreglo a lo dispuesto en el párrafo primero, dicha autorización puede prorrogarse, a discreción de la ARE, siempre que los retrasos se hayan debido a causas totalmente ajenas a la voluntad de la CNE.
4. La presente excepción dejará de aplicarse a las autorizaciones concedidas con arreglo al párrafo primero que hayan expirado o hayan sido anuladas.
5. Todas las demás disposiciones del artículo 7 de la Directiva 2009/72/CE siguen aplicándose en su totalidad.
6. La presente excepción será válida hasta el 1 de enero de 2021.
Artículo 4
1. Las excepciones previstas en la presente Decisión podrán dejar de aplicarse a microrredes y pequeñas redes aisladas una vez que estas estén interconectadas con la red interconectada.
2. Las autoridades griegas:
a)
en el momento de la autorización o de licitación para capacidad nueva dentro de una red aislada de una INI dada, estudiarán sistemáticamente la alternativa de interconectar la red aislada de la que forma parte la INI en cuestión. La autorización para capacidad nueva o existente será denegada si la construcción de un interconector resulta más rentable. Los costes comprenderán todos los costes de suministro de electricidad a clientes finales en la red aislada, incluida la compensación por OSP de las INI;
b)
velarán por que el estudio de costes y beneficios por parte de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011 solo tenga en cuenta los costes eficientes de la inversión y de la explotación de la interconexión proyectada. No analizará los ingresos perdidos ni la depreciación del valor de los activos de la generación convencional ya instalados en las IN;
c)
publicarán, conjuntamente con el plan de inversión decenal de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, de suministrar electricidad a los clientes de cada una de las redes aisladas de las INI. A menos que la construcción de un interconector esté integrada en el plan de inversión decenal de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, aprobado por la ARE, las autoridades griegas, por propia iniciativa o a petición de un tercero, organizarán una licitación conforme a lo dispuesto en el artículo 22, apartado 7, letra b), de la Directiva 2009/72/CE para la construcción de un interconector que conecte una o varias redes aisladas de las INI. Deberá construirse un interconector si su construcción reduce los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, del suministro de electricidad a los clientes que se encuentran en las INI;
d)
fijarán un plazo claro para la finalización de la construcción de un interconector. Si el interconector no se construye o si no se construye dentro de los plazos fijados, las autoridades griegas solicitarán una indemnización por daños por el ahorro de costes no realizado.
Artículo 5
La presente Decisión será aplicable a partir del 5 de diciembre de 2003.
Artículo 6
El destinatario de la presente Decisión será la República Helénica y surtirá efecto a partir de su notificación.
Hecho en Bruselas, el 14 de agosto de 2014.