ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 14. srpna 2014,
kterým se Řecké republice povoluje výjimka z některých ustanovení směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES
(oznámeno pod číslem C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EVROPSKÁ KOMISE,
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie,
s ohledem na směrnici Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES (1), a zejména na čl. 44 odst. 1 a článek 48 uvedené směrnice,
s ohledem na žádosti předložené Řeckou republikou dne 17. ledna 2012 a 5. prosince 2003,
poté, co s touto žádostí obeznámila členské státy,
vzhledem k těmto důvodům:
1. POSTUP
(1)
Dne 17. ledna 2012 předložilo řecké Ministerstvo pro životní prostředí, energetiku a změnu klimatu (dále jen „YPEKA“) Komisi v souladu s čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES žádost (dále jen „žádost“) o výjimku z kapitoly III a VIII směrnice 2009/72/ES pro některé řecké ostrovy, které nejsou propojeny s elektroenergetickou soustavou kontinentálního Řecka (nepropojené ostrovy či „NO“).
(2)
Dne 12. září 2012 požádala Komise řecký energetický regulační orgán (dále jen „RAE“), aby se k žádosti vyjádřil. Orgán RAE na tuto žádost reagoval dne 16. listopadu 2012 (dále jen „stanovisko orgánu RAE“).
(3)
Dne 17. prosince 2013, 23. prosince 2013, 4. února 2014, 28. února 2014 a 17. března 2014 předložil orgán RAE další podklady, jimiž žádost odůvodnil.
(4)
Dne 14. března 2014 (s dodatkem zaslaným dne 20. března 2014) Komise informovala členské státy o podání žádosti podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a požádala je, aby případně předložily své připomínky do 25. března 2014. Nebyly předloženy žádné připomínky.
(5)
Ministerstvo YPEKA touto žádostí navázalo na žádost o odchylku od některých ustanovení směrnice 2003/54/ES, kterou předložilo Ministerstvo rozvoje dne 5. prosince 2003 podle čl. 26 odst. 1 směrnice Evropského parlamentu a Rady 2003/54/ES (2) (dále jen „původní žádost“). Ačkoli byly provedeny předběžné úkony k prošetření původní žádosti, nebyla odchylka podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES udělena ani zamítnuta.
2. ŽÁDOST PŘEDLOŽENÁ MINISTERSTVEM YPEKA
2.1. ROZSAH POŽADOVANÉ VÝJIMKY
(6)
Předmětem žádosti je výjimka z kapitol III a VIII směrnice 2009/72/ES.
(7)
Kapitola III směrnice 2009/72/ES pojednává o povolovacím řízení a výběrovém řízení na nové kapacity. Kapitola VIII se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
2.2. STÁVAJÍCÍ ORGANIZACE ELEKTRICKÉ SOUSTAVY NA NEPROPOJENÝCH OSTROVECH
(8)
Řecké trhy s energií jsou upraveny především řeckým zákonem č. 4001/2011, jenž provádí směrnici 2009/72/ES do vnitrostátního práva. Zákon č. 4001/2011 vstoupil v platnost dne 22. srpna 2011.
(9)
Provozovatelem řecké distribuční soustavy je společnost DEDDIE SA (dále jen „DEDDIE“), jejímž výhradním vlastníkem je společnost Public Power Corporation (dále jen „PPC“), zavedený řecký výrobce a dodavatel elektřiny, od nějž je však po právní a funkční stránce oddělena. Vlastníkem aktiv tvořících síť a provozovaných společností DEDDIE je společnost PPC.
(10)
Podle článku 127 zákona č. 4001/2011 je společnost DEDDIE odpovědná za rozvoj, provozování a údržbu řecké distribuční soustavy elektřiny, což zahrnuje i distribuční soustavu elektřiny na nepropojených ostrovech.
(11)
Společnost DEDDIE navíc nese odpovědnost i za provozování elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech. Mezi tyto úkoly patří: i) vypracovat plán rozvoje výroby elektřiny pro izolované mikrosoustavy, včetně programu jejich propojení s ostatními nepropojenými ostrovy, ii) zajistit, aby v nezbytných zónách bylo možné instalovat nové výrobní kapacity, rozšířit stávající kapacity nebo složky dodávek a rozšířit řeckou distribuční soustavu elektřiny na nepropojené ostrovy a izolované mikrosoustavy, iii) uzavřít smlouvy s držiteli licencí, které by upravovaly dodávky elektřiny do této soustavy a z této soustavy, poskytování pomocných služeb pro distribuční soustavy na nepropojených ostrovech a odměňování výrobců elektřiny, poplatky účtované zákazníkům a dodavatelům za poskytnutou elektřinu a další příjmy a výdaje na zvláštních účtech, např. účtech určených pro odměňování povinností veřejné služby.
(12)
Ustanovení čl. 137 odst. 1 zákona č. 4001/2011 stanoví, že všichni spotřebitelé elektřiny jsou považováni za oprávněné zákazníky, s výjimkou spotřebitelů usazených v izolovaných mikrosoustavách v souladu s článkem 139 uvedeného zákona.
(13)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„S výjimkou případů, kdy je elektřina vyráběna z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i v případě zařízení pro vlastní spotřebu, byla-li v souladu s ustanoveními článku 139 povolena výjimka, je licence k výrobě elektřiny v souladu s určitými nařízeními o udělování licencí udělena pouze společnosti PPC SA. Společnost PPC SA je odpovědná za nepřerušenou dodávku elektřiny do izolovaných mikrosoustav, k čemuž obdrží licenci, jakož i za zabezpečení dlouhodobého finančního provozování elektroenergetické soustavy na těchto ostrovech.“
(14)
Článek 134 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„Aniž jsou dotčena ustanovení článku 139 uvedeného zákona, jsou licence k dodávkám elektřiny do izolovaných mikrosoustav v souladu s požadavky nařízení o udělování licencí uděleny výhradně společnosti PPC SA. Neoprávněným zákazníkům musí společnost PPC SA dodávat elektřinu na žádost.“
(15)
Podle článku 139 zákona č. 4001/2011 lze v souladu s ustanoveními článku 44 směrnice 2009/72/ES povolovat výjimky z ustanovení uvedeného zákona.
(16)
Ministerské rozhodnutí č. PD5/EL/B/F IB/12924 přijaté podle článku 28 řeckého zákona č. 3426/2005 stanoví, že dodávky elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech ze strany kteréhokoli výrobce elektřiny představují povinnost veřejné služby (dále jen „povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech“) v obecném hospodářském zájmu. Z důvodu sociální soudržnosti musí dodavatelé elektřiny na nepropojených ostrovech poskytovat elektřinu za cenu, která podle kategorie spotřebitelů odpovídá ceně elektřiny v řecké propojené soustavě.
(17)
Článek 52 řeckého zákona č. 4001/2011 stanoví, že zákazníci na nepropojených ostrovech mají nárok na zvláštní služby jak z hlediska ceny a kvality a bezpečnosti dodávek, tak i transparentnosti smluvních podmínek. Poskytovatelé zajišťující povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech obdrží za plnění této povinnosti finanční náhradu, jejíž výpočet je prováděn na základě metodiky stanovené orgánem RAE v jeho rozhodnutí č. 24/2014 (3). Tato metodika vychází z rozdílu mezi celkovými výrobními náklady na nepropojených ostrovech (pevnými i proměnnými) a celkovou tržní cenou, kterou dodavatelé v propojené soustavě hradí (mezní náklady v soustavě plus všechny další mechanismy v řecké propojené soustavě). Výpočet náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech se provádí měsíčně a pro soustavu každého samostatného ostrova a podléhá kontrole ze strany orgánu RAE. Tato náhrada je financována z daně uložené všem zákazníkům, včetně zákazníků na nepropojených ostrovech. (4) Mechanismus plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech spravuje společnost LAGIE, řecký subjekt ve vlastnictví státu působící na trhu. V ministerském rozhodnutí D5-EL/B/F1/oik.27547 z prosince 2011 (5), jež vychází z ustanovení čl. 55 odst. 3 zákona č. 4001/2011, se stanoví, že povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mají nabízet všichni dodavatelé, tudíž všichni dodavatelé jsou způsobilí pro náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech.
(18)
Sekundární právní předpisy podrobněji upravují dodávky a výrobu elektrické energie na nepropojených ostrovech. Orgán RAE přijal ve svém rozhodnutí č. 39/2014 ze dne 28. ledna 2014 konkrétně Kodex pro řízení elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech („kodex pro nepropojené ostrovy“), jenž upravuje celou řadu aspektů týkajících se provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech, včetně otevírání trhu a realizace sjednaných tržních transakcí a výroby elektřiny. Tento kodex vstoupil v platnost dnem zveřejnění, tj. 17. února 2014.
2.3. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM IZOLOVANÝCH SOUSTAV
(19)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s provozováním řeckých izolovaných elektroenergetických soustav:
a)
velmi kolísavá poptávka po elektřině v izolovaných mikrosoustavách, jež je dána i) úlohou cestovního ruchu v hospodářském rozvoji ostrovů a ii) rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie.
Tyto faktory mají negativní vliv jak na faktor zatížení tepelné či tradiční výrobní kapacity, tak i na možnost navrácení nákladů na investice do této výrobní kapacity;
b)
velmi rozmanité povětrnostní podmínky na ostrovech, jež ovlivňují poptávku a způsobují výpadky soustav pro výrobu elektřiny, což vyžaduje značné rezervy.
(20)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s rozvojem tradiční výroby elektřiny v řeckých malých izolovaných elektroenergetických soustavách:
a)
problém či dokonce nemožnost nalézt vhodné lokality pro výstavbu nových tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách, a to především z důvodu nesouhlasu veřejnosti;
b)
malá rozloha nepropojených ostrovů, v důsledku čehož dochází kvůli nepředvídatelným investicím spotřebitelů elektřiny (jako jsou rozlehlé turistické komplexy či přístavní zařízení pro turistické lodě) k velkým změnám v dlouhodobém plánování rozvoje výroby tepelné energie, což vyžaduje, aby reakce na poptávku po elektřině byla účelná a flexibilní;
c)
předpokládá se, že poptávka po elektřině v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech se bude do roku 2017 každoročně zvyšovat o 2 %. Ačkoli již byla společnosti PPC udělena povolení k instalaci dodatečné požadované kapacity a tato instalace již byla naplánována (a předpokládá se, že do roku 2017 pokryje poptávku všech nepropojených ostrovů a zajistí i nezbytné rozpětí rezerv), nebylo vždy možné dodržet časový plán;
d)
malý objem zatížení, velmi kolísavé zatížení a rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie ve většině izolovaných mikrosoustav omezují dostupná technologická řešení tradiční výroby elektřiny a zužují možnost volby malých elektráren využívajících těžké oleje s nízkým obsahem síry či lehké oleje;
e)
postupy zadávání zakázek na novou výrobu elektřiny jsou časově náročné. Od udělení povolení k zahájení provozu elektráren obvykle uplyne dva a půl až tři roky;
f)
vypracování plánů na výstavbu propojovacích vedení mezi řeckou propojenou soustavou a izolovanými mikrosoustavami na nepropojených ostrovech oslabuje zájem o investice do tradiční výrobní kapacity na těchto ostrovech. Projekty propojovacích vedení s Kykladami a Krétou jsou již naplánovány.
(21)
Z toho důvodu je nezbytné uchylovat se pravidelně k nouzovým řešením, např. k zapůjčení mobilních naftových generátorů elektrického proudu či plynových turbín. Nutnost vydávat případ od případu povolení pro zajištění výroby elektřiny v nouzových situacích je nežádoucí, neboť je spojena s nehospodárným zapůjčením vybavení, místo aby toto vybavení bylo zakoupeno. V žádosti je uvedeno několik příkladů, kdy bylo v důsledku nepředvídaných událostí nezbytné dlouhodoběji využívat mobilní generátory elektrického proudu.
(22)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s otevíráním trhu v izolovaných elektroenergetických soustavách na nepropojených ostrovech:
a)
aby bylo možné otevřít trh, bude nezbytné vyprojektovat a instalovat v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech zvláštní infrastrukturu. Tato infrastruktura bude vyžadovat instalaci kontrolních středisek, jejichž úkolem bude řídit: i) každodenní rozvrh výroby, a ii) realizaci sjednaných tržních transakcí v každé izolované soustavě tím, že se výrobní náklady v každé izolované soustavě rozdělí mezi dodavatele, kteří zde působí.
Nezbytná infrastruktura je nákladná a náklady ponesou spotřebitelé;
b)
z důvodu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech jsou maloobchodní ceny elektřiny pro každou kategorii spotřebitelů na celém řeckém území stejné. Náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, tudíž musí být dodavatelům působícím na těchto ostrovech uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům.
Uvádí se, že mechanismus realizace sjednaných tržních transakcí by byl z důvodu velmi rozmanitých hodnot průměrných ročních proměnných výrobních nákladů na jeden nepropojený ostrov složitý.
(23)
Ministerstvo YPEKA se tudíž domnívá, že s rozvojem nezbytné infrastruktury pro fungování trhu s elektrickou energií a dozor nad ním ve spojitosti s otevřením trhu v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech jsou spojeny náklady, které převažují nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(24)
V žádosti není uvedeno datum, k němuž by požadovaná výjimka ztratila platnost.
3. STANOVISKO ORGÁNU RAE
3.1. ROZSAH VÝJIMKY
3.1.1. Výjimka z kapitoly III směrnice 2009/72/ES
(25)
Orgán RAE se domnívá, že výjimka z kapitoly III podle čl. 44 odst. 1 by se neměla týkat instalace nových energetických kapacit, které lze rozvíjet v izolované soustavě, nýbrž pouze rekonstrukce, modernizace či rozšíření stávající výrobní kapacity. Stávající výrobní kapacitu tvoří elektrárny, které jsou na nepropojených ostrovech již v provozu nebo ve fázi výstavby. Každá nová elektrárna instalovaná na těchto ostrovech se považuje za novou výrobní kapacitu.
(26)
Orgán RAE konstatuje, že v průběhu posledních dvou desetiletí projevovali nezávislí výrobci elektřiny (tj. jiní než společnost PPC) značný zájem o rozvoj obnovitelných zdrojů energie a elektráren pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie ve všech izolovaných mikrosoustavách. Pokud jde o obnovitelné zdroje energie a kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie, neměl by být přístup třetích stran k elektroenergetickým soustavám všech nepropojených ostrovů omezován.
(27)
Orgán RAE konstatuje, že za předpokladu, že budou splněny určité podmínky, nebude bránit povolení výjimky pro účely uvedení nových tradičních elektráren do provozu. Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES však neumožňuje povolit výjimku pro nové kapacity.
(28)
Orgán RAE se domnívá, že důvodem pro rozšíření kapacit stávajících tradičních elektráren je především krátkodobý nedostatek kapacit na nepropojených ostrovech, jenž je důsledkem neočekávaných škod vzniklých na stávajících kapacitách či opožděné instalace nových kapacit, a zejména pak v průběhu období, kdy je vysoká poptávka po elektrické energii (např. v letní sezóně). Takové rozšíření je podle článku 8 směrnice 2009/72/ES předmětem otevřeného výběrového řízení. Tento postup je časově náročný a v případě nouzových situací, jež vyžadují naléhavé řešení, nevyhovující.
(29)
Orgán RAE souhlasí s tím, aby společnost PPC nesla odpovědnost za takové nouzové situace. Vzhledem k tomu, že společnost PPC je schopna přesouvat mobilní tradiční bloky z ostrovů, na nichž je přebytek kapacit, na ostrovy, na nichž je nedostatek kapacit, mohlo by se jednat i o nejhospodárnější řešení.
(30)
Orgán RAE zdůrazňuje, že u každé výjimky musí být možné určit příslušný postup udělování povolení pro případ nouzových situací, a zejména pak, která kritéria uvedená v článku 7 směrnice 2009/72/ES musí být příslušnými orgány vydávajícími povolení přezkoumána.
(31)
Orgán RAE se domnívá, že výjimku je třeba povolit na omezenou dobu, například maximálně na 10 let.
3.1.2. Výjimka z kapitoly VIII uvedené směrnice
(32)
Podle orgánu RAE jsou dodávky elektřiny na nepropojených ostrovech v praxi spojeny s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech a náhradou za plnění této povinnosti, neboť i) náklady na výrobu elektřiny na těchto ostrovech jsou podstatně vyšší než v kontinentálním Řecku a ii) Řecká republika na celém svém území vyžaduje jednotnou tvorbu cen podle kategorie spotřebitelů.
(33)
V kodexu pro nepropojené ostrovy se předpokládá, že na těchto ostrovech budou instalovány měřicí přístroje a záznamová zařízení pro účely jednohodinového měření, vytvořena střediska pro hospodaření s energií a kontrolu a zavedeny systémy informačních technologií pro sledování a související činnosti. Orgán RAE považuje tuto infrastrukturu za nezbytnou, aby:
a)
se zajistilo, že náklady na plnění povinnosti veřejné služby jsou transparentní, nediskriminační a ověřitelné;
b)
se zajistilo náležité provozování a řádné řízení elektroenergetických soustav s cílem dosáhnout co nejhospodárnějšího provozního režimu, a tím i výraznějšího snížení poplatků spojených s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech, které hradí spotřebitelé energie;
c)
se dosáhlo většího podílu obnovitelných zdrojů energie a kombinované výroby tepla a elektrické energie, včetně technologií v oblasti obnovitelných zdrojů energie se složitými a zvláštními nároky na řízení, jako jsou např. obnovitelné zdroje energie s možností skladování energie, solární elektrárny atd.;
d)
se zaručila nezbytná transparentnost, pokud jde o řízení izolovaných soustav, čímž se zajistí nediskriminační zacházení se všemi účastníky trhu, a zejména pak výrobci.
(34)
Orgán RAE je tudíž toho názoru, že bez ohledu na to, zda povolení k vykonávání činnosti v rámci izolované mikrosoustavy má jeden či více dodavatelů, musí být tato infrastruktura v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech instalována.
(35)
Předpokládá se, že odhadované náklady na instalaci této infrastruktury se budou pohybovat v rozmezí 20 až 30 milionů EUR pro všechny nepropojené ostrovy, včetně Kréty a Rhodu. Orgán RAE považuje tuto částku za rozumnou, zejména vzhledem k očekávaným přínosům, tj. zajištění transparentnosti a ověřování v souvislosti s plněním povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, jakož i řádné a kontrolované provozování izolovaných elektroenergetických soustav.
(36)
Na rozdíl od ministerstva YPEKA se orgán RAE domnívá, že udělení povolení více než jednomu dodavateli, který má vykonávat svou činnost v dané izolované soustavě na nepropojených ostrovech, nebude znamenat žádné značné dodatečné náklady na požadovanou infrastrukturu, neboť tato infrastruktura je tak jako tak nezbytná pro každodenní rozvrh výroby u výrobních bloků umístěných na nepropojených ostrovech, realizaci sjednaných tržních transakcí a plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech.
(37)
Orgán RAE se dále domnívá, že dodatečné významné přínosy pro spotřebitele na nepropojených ostrovech spočívají ve skutečnosti, že zde bude působit více dodavatelů.
(38)
Orgán RAE se tudíž domnívá, že trvalé vyloučení dalších dodavatelů z trhů na nepropojených ostrovech není opodstatněné. Předpokládá se, že instalace nezbytné infrastruktury popsaná výše bude dokončena během tří až pěti let. Orgán RAE by proti případné výjimce poskytnuté výlučně pro tuto časovou lhůtu bez možnosti jakéhokoli prodloužení neměl námitky.
(39)
Orgán RAE dále konstatuje, že výjimka by v případě, že jakákoli izolovaná soustava na nepropojených ostrovech již nebude spadat do kategorie malých izolovaných soustav či izolovaných mikrosoustav, měla automaticky pozbýt platnosti. Taková situace by mohla nastat tehdy, když budou izolované soustavy na těchto ostrovech propojeny s řeckou propojenou soustavou.
4. POSUZOVÁNÍ
4.1. PRÁVNÍ ZÁKLAD ŽÁDOSTI
(40)
Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES stanoví možnost povolit výjimku z některých ustanovení uvedené směrnice, pokud se výjimka vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy.
(41)
Podle čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES se malou izolovanou soustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 3 000 GWh v roce 1996, která získává méně než 5 % své roční spotřeby elektřiny propojením s jinými soustavami.
(42)
Podle čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES se izolovanou mikrosoustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 500 GWh v roce 1996, která nemá žádné propojení s jinými soustavami.
(43)
Izolované soustavy uvedené v žádosti zahrnují jeden, popř. několik nepropojených ostrovů (viz sloupec 1 a 2 v tabulce). I když izolovanou soustavu tvoří několik nepropojených ostrovů, které jsou propojeny mezi sebou navzájem, je elektroenergetická soustava tvořená těmito vzájemně propojenými ostrovy izolovaná v tom smyslu, že není napojena na žádnou jinou elektroenergetickou soustavu.
(44)
V žádosti se uvádí, že 31 z celkem 32 izolovaných soustav jsou izolované mikrosoustavy, přičemž největší z nich je Rhodos. Izolované mikrosoustavy, jež jsou předmětem žádosti, představovaly v roce 2010 5,24 % celkového prodeje elektřiny v Řecku. Izolovaná soustava Kréty je považována za malou izolovanou soustavu. Podíl Kréty na řecké poptávce po elektřině činil v roce 2010 3,01 %.
Roční poptávka jednotlivých izolovaných soustav
Roční poptávka (MWh)
Roční poptávka v roce 1996
Název izolované soustavy
Nepropojené ostrovy, jež jsou součástí příslušné izolované soustavy
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kréta
1 562,300
2 444,543
3 014,392
2 825,132
Ano
Ne
Rhodos
Rhodos
Chalki
386,630
650,115
764,401
760,658
Ano
Ano
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156,340
281,574
351,959
352,984
Ano
Ano
Lesbos
Lesbos
153,650
259,552
308,454
288,230
Ano
Ano
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110,480
180,868
214,449
200,042
Ano
Ano
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95,340
164,761
208,206
194,740
Ano
Ano
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90,170
136,283
151,017
137,315
Ano
Ano
Syros
Syros
56,920
100,429
107,270
95,302
Ano
Ano
Thira
Thira
Thirasia
47,680
88,073
117,957
120,199
Ano
Ano
Mykonos-Délos
Mykonos-Délos
45,740
78,049
115,071
112,978
Ano
Ano
Limnos
Limnos
35,650
55,340
62,710
59,672
Ano
Ano
Karpathos
Karpathos
Kasos
26,580
30,397
37,829
36,931
Ano
Ano
Milos
Milos
Kimolos
15,460
37,331
45,819
45,402
Ano
Ano
Ikaria
Ikaria
13,110
24,359
28,845
27,613
Ano
Ano
Skyros
Skyros
9,380
14,053
16,150
14,782
Ano
Ano
Patmos
Patmos
8,770
13,988
16,738
17,020
Ano
Ano
Sifnos
Sifnos
6,540
13,180
17,966
16,521
Ano
Ano
Symi
Symi
5,250
9,819
15,054
14,662
Ano
Ano
Amorgos
Amorgos
3,840
7,284
9,816
9,072
Ano
Ano
Kythnos
Kythnos
3,610
7,089
8,309
7,991
Ano
Ano
Serifos
Serifos
2,830
6,793
8,162
7,654
Ano
Ano
Astypalea
Astypalea
2,470
5,283
6,997
6,670
Ano
Ano
Megisti
Megisti
770
1,863
2,751
3,005
Ano
Ano
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1,058
1,075
Ano
Ano
Anafi
Anafi
400
858
1,110
1,179
Ano
Ano
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ano
Ano
Erikoussa
Erikoussa
220
452
710
746
Ano
Ano
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ano
Ano
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ano
Ano
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Ano
Ano
Arki-Marathi
Arki-Marathi
0
175
248
312
Ano
Ano
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ano
Ano
(45)
V tabulce výše jsou uvedeny izolované soustavy tak, jak byly určeny v žádosti, jakož i základní informace o každé soustavě. Z těchto informací lze vyvodit, že podle objemu poptávky po elektřině v roce 1996 spadají všechny izolované soustavy s výjimkou Kréty do kategorie izolovaných mikrosoustav ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES. Pokud jde o Krétu, je třeba rovněž uvést, že vzhledem k tomu, že Kréta nebyla a dosud není propojena s žádnou jinou elektroenergetickou soustavou, byl a dosud je procentní podíl poptávky kryté prostřednictvím propojovacích vedení nulový, tj. nižší než 5 %. Kréta tudíž představuje malou izolovanou soustavu ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
(46)
Orgán RAE se k izolovaným soustavám uvedeným v žádosti ve svém stanovisku nevyjádřil.
(47)
Komise tak dospěla k závěru, že izolované soustavy uvedené ve sloupci 1 výše znázorněné tabulky jsou všechny izolovanými mikrosoustavami ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
4.2. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM TRADIČNÍCH ELEKTRÁREN V IZOLOVANÝCH MIKROSOUSTAVÁCH
(48)
Komise se domnívá, že existují zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách. Je tomu tak především z těchto důvodů:
a)
Objem zatížení, který je třeba na ostrovech zajistit, nepředpokládá výstavbu větších, účinnějších a nákladově efektivnějších tradičních elektráren, a to i z toho důvodu, že provozování izolované soustavy v rámci přijatelných bezpečnostních limitů nemůže být závislé na jediné elektrárně.
V žádné izolované mikrosoustavě nepřekročila v roce 2013 roční maximální hodnota 188,5 MW. Průměrné zatížení v době špičky a jeho medián, které činí 20,8, resp. 4,2 MW, jsou mnohem menší.
Ani jedna tradiční elektrárna nacházející se v současnosti v izolovaných mikrosoustavách nemá kapacitu přesahující 27 MW. Průměrná velikost elektrárny a její medián, které činí 3,9, resp. 1,1 MW, jsou mnohem menší.
Malý objem zatížení, který je třeba zajistit, a velmi kolísavá poptávka, které jsou dále ovlivňovány rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie, rovněž zužují volbu technologií uplatňovaných v tradičních elektrárnách, které lze v rámci izolovaných mikrosoustav využívat.
Všechny tradiční výrobní kapacity v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech využívají naftu či topný olej.
b)
Roční faktory zatížení ve všech izolovaných mikrosoustavách jsou malé. Ani v jedné izolované mikrosoustavě nebyl faktor zatížení v roce 2012 vyšší než 0,54. Průměrné zatížení v době špičky i jeho medián, které činí 0,38, jsou dokonce nižší. Vzhledem k prioritnímu přístupu obnovitelných zdrojů energie a skutečnosti, že faktory zatížení zde použité zohledňují celou elektroenergetickou soustavu izolované mikrosoustavy, je faktor zatížení pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech ještě menší.
Roční faktor zatížení v řecké propojené soustavě zpravidla činí 50 % u všech bloků a 65 % u tepelných bloků. (6)
Roční faktor zatížení svědčí o skutečném využívání elektráren v průběhu určitého roku, a tím i o jejich schopnosti vytvářet příjmy.
Rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie dále sníží zatížení, které mají tradiční elektrárny zajišťovat.
c)
Existuje několik projektů, jejichž cílem je propojit nepropojené ostrovy, zejména pak Kyklady a Krétu, s hlavní řeckou propojenou soustavou. Jak již bylo uvedeno výše, tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech nejsou tak účinné jako elektrárny instalované v propojené soustavě, a je tudíž nepravděpodobné, aby po propojení těchto ostrovů byly ekonomicky životaschopné.
Možnost propojení izolované soustavy je tak závažným faktorem odrazujícím od investic do tradičních kapacit na nepropojených ostrovech.
d)
Poměrně malé zatížení, které je třeba zajistit, znamená, že relativně malé změny v poptávce mohou mít vliv na výrobní kapacitu požadovanou v rámci dané izolované soustavy. V důsledku chybějící propojovací kapacity musí být všechny změny v poptávce nutně pokryty výrobní kapacitou umístěnou v rámci dané izolované mikrosoustavy.
Z toho důvodu je tak ještě více zapotřebí, aby reakce na dlouhodobé změny v poptávce byla účelná a flexibilní.
Potřebu flexibilního přístupu ještě více umocňují problémy pociťované při hledání vhodných lokalit pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech a délka trvání postupů pro vydávání licencí a povolení.
e)
Poměr maximální a minimální roční poptávky v roce 2012 (7) ve všech izolovaných mikrosoustavách činí nejméně 3,35, u některých izolovaných mikrosoustav je však vyšší a často i výrazně vyšší. Průměrný podíl maximální a minimální poptávky a jeho medián činí 6,27 a 5,98.
Poměr maximální a minimální poptávky v řecké propojené soustavě činil v roce 2010 přibližně 3.
Vyšší poměr maximální a minimální poptávky vyjadřuje míru flexibility a rezerv, které musí být k dispozici dokonce i v rámci daného roku ve výrobní kapacitě instalované v izolované soustavě.
V této souvislosti je třeba poznamenat, že v roce 2012 se v přibližně 60 % izolovaných mikrosoustav využívaly mobilní generátory elektrického proudu.
(49)
Komise proto dospěla k závěru, že s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech uvedených v tabulce výše jsou spojeny zásadní problémy.
4.3. Posouzení požadované výjimky z kapitoly III
4.3.1. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na nové kapacity
(50)
Podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES lze výjimky z ustanovení kapitoly III povolit, pouze pokud jde o rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající kapacity.
(51)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž nové kapacitě nelze povolit.
(52)
Vzhledem k tomu, že izolované soustavy na nepropojených ostrovech jsou distribučními sítěmi, mohou řecké orgány v případě, že povolovací řízení pro nové kapacity nepovede k úspěšnému povolení nové kapacity pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech, naopak zvážit, že využijí ustanovení čl. 7 odst. 3 směrnice 2009/72/ES i pro nové malé tradiční kapacity. Mezi takové nové malé tradiční kapacity mohou patřit například dočasné výrobní kapacity, které lze dlouhodobě poskytovat, aniž by byly trvale přisouzeny konkrétní lokalitě.
4.3.2. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na Krétu
(53)
Jak je uvedeno výše, všechny nepropojené ostrovy jsou izolovanými mikrosoustavami, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou.
(54)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž Krétě nelze povolit.
4.3.3. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nevtahuje na zařízení využívající obnovitelné zdroje energie či zařízení pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie
(55)
V žádosti není výslovně uvedeno, že se požadovaná výjimka týká pouze tradičních elektráren.
(56)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 však výslovně vylučuje elektřinu vyrobenou z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i zařízení pro vlastní spotřebu z oblasti působnosti výhradní licence pro výrobu elektřiny, kterou lze udělit společnosti PPC. Totéž vyplývá z článku 225 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(57)
Předložené odůvodnění se navíc týká pouze zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren. Ve skutečnosti se konstatuje, že tyto elektrárny se potýkají se zásadními problémy mimo jiné kvůli rostoucímu podílu obnovitelných zdrojů energie.
(58)
I kdyby tedy účelem žádosti byla výjimka z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES pro jiná zařízení na výrobu energie, než jsou tradiční elektrárny, nelze výjimku povolit, neboť nebyly předloženy důvody odůvodňující tuto výjimku.
4.3.4. Lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající kapacity
(59)
S ohledem na výše uvedené zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v rámci malých izolovaných soustav lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající tradiční kapacity. Toto povolení lze udělit přímo společnosti PPC.
(60)
Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje projekty na výstavbu tradiční výrobní kapacity, pro něž orgán RAE již vydal povolení, které ke dni, kdy toto rozhodnutí nabylo účinnosti, nebylo zrušeno;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se považuje za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
(61)
Pro povolení výjimky z kritérií a podmínek, například těch stanovených v čl. 7 odst. 2 směrnice 2009/72/ES, za nichž je povolení uděleno společnosti PPC, však neexistují důvody.
(62)
V případě, že je výjimka povolena přímo společnosti PPC, je navíc důležité, aby byly v podmínkách stanoveny povinnosti týkající se termínu, dokdy musí být povolená tradiční elektrárna zcela provozuschopná, a aby jejich součástí byla ustanovení zajišťující účinné plnění těchto povinností v plném rozsahu. Dle vlastního uvážení orgánu RAE lze po uplynutí platnosti toto přímé povolení prodloužit, avšak pouze tehdy, pokud jeho platnost skončila z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit. Po uplynutí platnosti povolení by orgán RAE měl zahájit povolovací řízení v plném souladu s čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, tedy i za účasti třetích stran.
4.3.5. Výjimka se nemůže vztahovat na výběrová řízení na nové kapacity
(63)
Výběrové řízení ve smyslu článku 8 směrnice 2009/72/ES se ze své definice týká kapacit, které mají být vybudovány a povoleny, a představují tedy nové kapacity.
(64)
Z důvodů uvedených výše by tedy podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES výjimka neměla být povolena.
4.4. POSOUZENÍ POŽADOVANÉ VÝJIMKY Z KAPITOLY VIII
4.4.1. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 32 o přístupu třetích osob
(65)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 32 o přístupu třetích osob.
(66)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 32 směrnice 2009/72/ES, ani neobsahuje žádné důvody odůvodňující tuto výjimku. Zákon č. 4001/2011 a kodex pro nepropojené ostrovy však ukládají povinnost společnosti DEDDIE, aby třetím stranám zajistila nediskriminační přístup k distribuční soustavě, kterou provozuje (např. článek 127 zákona č. 4001/2011). Takovou výjimku tudíž nelze povolit.
4.4.2. Výjimka z článku 33 o otevírání trhu a vzájemnosti
4.4.2.1. Neexistují důvody pro trvalou výjimku z článku 33 směrnice 2009/72/ES
(67)
V žádosti se v zásadě tvrdí, že společnost PPC by pro zákazníky na nepropojených ostrovech měla zůstat jediným oprávněným dodavatelem elektřiny, neboť s rozvojem infrastruktury nezbytné pro fungování trhu s elektřinou v izolovaných mikrosoustavách a dozor nad ním a infrastruktury potřebné pro otevření trhu dodavatelům, kteří jsou třetí stranou, jsou spojeny provozní náklady, jež vzniknou provozovateli soustavy na nepropojených ostrovech a které převáží nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(68)
Ze stanoviska orgánu RAE je zřejmé, že infrastruktura instalovaná na nepropojených ostrovech má zajistit, aby povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mohla být v souladu s platnými právními předpisy vykonávána transparentním, ověřitelným a nediskriminačním způsobem. Infrastruktura je navíc vyžadována pro účely provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech z technického a ekonomického hlediska. Vzhledem k tomu, že infrastruktura je kvůli splnění těchto požadavků tak jako tak nezbytná, a to bez ohledu na počet dodavatelů oprávněných vykonávat svou činnost na nepropojených ostrovech, nevede otevření trhu k navýšení nákladů na infrastrukturu.
(69)
I když je vyžadována obdobná infrastruktura, není otevření trhu ze své podstaty spjato s technickou stránkou provozu izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani s plněním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech, neboť neexistuje příčinná souvislost mezi technickou a ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav a zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky na straně jedné a na straně druhé otázkou, zda je k dodávkám elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(70)
Je správné, aby náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, byla dodavatelům působícím na těchto ostrovech povinně uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Aby bylo možné určit finanční náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, a to bez ohledu na počet dodavatelů působících na ostrovech, je nicméně nutné nejprve zjistit výrobní náklady na těchto ostrovech.
(71)
Pokud jde o otevírání trhu, je jediným dalším požadavkem rozdělení příslušných podílů náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech mezi jednotlivé dodavatele v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Dokonce i související údaje o zákaznících, zejména údaje o měření, jsou vyžadovány bez ohledu na to, zda je k dodávkám elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(72)
Poskytnutí náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech tudíž znamená pouze to, že je třeba ke každému oprávněnému dodavateli přiřadit údaje o měření spotřeby zákazníků, což je v prvé řadě administrativní záležitost vycházející z informací, které jsou kompletně či do značné míry shromažďovány bez ohledu na to, zda na těchto ostrovech došlo k otevření trhu, nebo nikoli. Zadruhé, schopnost přiřadit údaje je nezbytným předpokladem pro řádné provozování jakéhokoli trhu s dodávkami elektřiny. Tyto náklady tak nelze přijmout jako důvod pro povolení výjimky týkající se otevření trhu, neboť nejsou pro provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech příznačné ani nejsou spojeny se zásadním problémem v jejich provozování.
(73)
Je důležité uvést, že v rámci infrastruktury, jež má být zavedena, je třeba vytvořit také rejstříky, v nichž budou údaje o měření přiřazeny k jednotlivým dodavatelům. Zatímco zavedení celé plánované infrastruktury usnadní optimální provoz izolovaných elektroenergetických soustav, není kompletní realizace souvisejících investic nezbytnou podmínkou pro otevření trhu.
(74)
Skutečnost, že průměrné roční proměnné výrobní náklady na jeden nepropojený ostrov mohou mít velmi rozmanité hodnoty, je nepodstatná. A i kdyby byly kolísavé hodnoty odůvodněné, týkají se nákladů na výrobu elektřiny v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech. Vyčíslení nákladů se tak jako tak již vyžaduje pro účely výkonu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech v souladu se zákonnými požadavky, a navíc není nijak dotčeno počtem dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na těchto ostrovech. Vzhledem k tomu, že základem pro výkon povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech je již měsíční systém pro každou izolovanou soustavu samostatně, lze si navíc jen obtížně představit, že značné roční výkyvy na jeden nepropojený ostrov mohou vést k věcným problémům.
(75)
Z výše uvedeného tedy vyplývá, že počet dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na nepropojených ostrovech ve své podstatě nijak nesouvisí s technickou či ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav ani zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky.
(76)
Dále lze konstatovat, že přínosy otevření trhu převažují nad jeho případnými náklady. Již orgán RAE poznamenal, že alternativní dodavatelé by zákazníkům na nepropojených ostrovech mohli zajistit další významné přínosy, neboť by kromě dodávek elektřiny mohli poskytovat i další služby.
(77)
Žádost o trvalou výjimku z článku 33 by tudíž neměla být schválena.
4.4.2.2. Omezená platnost výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES pro izolované soustavy
(78)
S ohledem na výše uvedené je nutné uznat, že předpokladem pro otevření trhu je, aby byla zavedena praktická opatření, jež umožní provozovat izolované soustavy na nepropojených ostrovech zcela v souladu s kodexem pro nepropojené ostrovy. Praktické problémy spojené s otevíráním trhu mohou vést k nedostupnosti rejstříků nutných pro přiřazení údajů o měřicích přístrojích a měření k jednotlivým dodavatelům nebo k tomu, že infrastruktura nebude mít optimální podobu. Lze tak uvažovat o povolení časově omezené výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES.
(79)
Při posuzování doby platnosti výjimky z kapitoly VIII je důležité přihlédnout k těmto dvěma aspektům:
a)
jak již bylo zdůrazněno, aby na nepropojených ostrovech mohlo dojít k otevření trhu, je nejdůležitějším opatřením vytvoření rejstříku o těchto ostrovech, který umožní přiřadit k jednotlivým dodavatelům údaje o měření. Ustanovení čl. 327 odst. 4 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví, že takový rejstřík bude dokončen nejpozději dva roky od vstupu tohoto kodexu v platnost. Dostupnost rejstříku je nutnou podmínkou pro skutečné otevření trhu;
b)
úplné dokončení investičního programu pro infrastrukturu, jež má být na nepropojených ostrovech instalována, by jistě usnadnilo skutečné otevření trhu na těchto ostrovech. Nejedná se však o nutný požadavek. Ustanovení čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví lhůtu, do níž mají být všechny stávající nepropojené ostrovy vybaveny dodatečnou infrastrukturou, která má být na těchto ostrovech instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost.
(80)
Výjimka týkající se otevření trhu by tak měla být udělena alespoň na dva roky po vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2016, aby mohly být vytvořeny rejstříky, které jsou nutnou podmínkou pro otevření trhu. S ohledem na skutečnost, že kompletní infrastruktura musí být instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, měla by být platnost výjimky u kterékoli izolované soustavy na nepropojeném ostrově v každém případě omezena na 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2019. Avšak vzhledem k tomu, že výjimka může být odůvodněná pouze tehdy, přetrvávají-li zásadní a věcné problémy spojené s otevřením trhu, které jsou přímým důsledkem nedokončení investičního programu infrastruktury na nepropojených ostrovech, je třeba pravidelně ověřovat, zda takové problémy v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech stále existují. Referenčním dokumentem pro takové ověřování by měl být investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci požadované infrastruktury na nepropojených ostrovech, který schválí příslušné řecké orgány. Tento plán je tedy třeba dokončit a schválit do 17. února 2015.
(81)
Aby otevření trhu nebylo zbytečně odkládáno, měl by orgán RAE schválit investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci infrastruktury, jenž by se měl v prvé řadě zaměřit na izolované soustavy Kréty a Rhodu, neboť se jedná o nepropojené ostrovy s nejvyšším počtem obyvatel.
(82)
Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 by společnost DEDDIE měla vypracovávat zprávu, kterou by měl schválit orgán RAE a v níž uvede důvody, proč v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech dosud nedošlo k otevření trhu. Tato zpráva by měla být zveřejněna a oznámena Komisi.
4.4.3. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 34
(83)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 34 o přímých vedeních ve smyslu čl. 2 bodu 15 směrnice 2009/72/ES.
(84)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 34 směrnice 2009/72/ES.
(85)
I v případě, že se má žádost vztahovat také na výjimku z článku 34 směrnice 2009/72/ES, neměla by být tato výjimka povolena, neboť nebyly předloženy žádné důvody, které by ji odůvodňovaly.
4.4.4. Propojovací vedení - žádost o výjimku z kapitol III a VIII
(86)
Stávající výjimka se vztahuje na izolované mikrosoustavy, které se vyznačují právě tím, že nejsou propojeny s jinými elektroenergetickými soustavami, nebo jako v případě malých izolovaných soustav pouze ve velmi omezené míře.
(87)
Avšak:
a)
podle nedávno schváleného desetiletého plánu rozvoje řeckého provozovatele přenosové soustavy, Nezávislého provozovatele energetické přenosové soustavy ADMIE SA (dále jen „ADMIE“), se předpokládá, že propojení Kykladských ostrovů bude ve třech fázích dokončeno v roce 2018, přičemž některé ostrovy budou s řeckou propojenou soustavou propojeny mnohem dříve;
b)
propojení Kréty má být podle předpokladů navíc dokončeno do roku 2020. Součástí schváleného desetiletého plánu rozvoje společnosti ADMIE z roku 2013 se staly příslušné části projektu na první tři roky. Konečný plán musí být začleněn do desetiletého plánu rozvoje, jenž má být schválen v roce 2014.
(88)
Je nezbytné výslovně stanovit, že stávající výjimka pro některou izolovanou soustavu automaticky pozbývá platnosti v okamžiku, kdy se propojení mezi danou izolovanou soustavou a řeckou propojenou soustavou stane plně funkční.
(89)
Výhradním vlastníkem společnosti DEDDIE je společnost PPC, ačkoli společnost DEDDIE je od ní po právní i funkční stránce oddělena. Na rozdíl od provozovatele distribuční soustavy ve smyslu směrnice 2009/72/ES má společnost DEDDIE rozsáhlé povinnosti, pokud jde o provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech a zajištění výroby na těchto ostrovech, včetně tradičních výrobních kapacit ve vlastnictví společnosti PPC, a tedy i ekonomické ohodnocení. Jak již bylo uvedeno výše, má propojení vliv na ekonomickou životaschopnost tradičních elektráren, které jsou v současnosti instalovány v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech.
(90)
Výjimky by měly být povolovány pouze tehdy, jsou-li přiměřené a nepřekračují-li rámec toho, co je nezbytně nutné. V souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, je proto nezbytné poskytnout jednoznačné pobídky a zajistit transparentnost.
(91)
Článek 108 zákona č. 4001/2011 stanoví:
„Společnost ADMIE SA předloží orgánu RAE do 31. března každého roku […] desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy. Desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy zejména: […] c) obsahuje studii nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě z technického a finančního hlediska […], zejména v případě […] propojovacích vedení mezi ostrovy a přenosovou soustavou, včetně časového rámce, odhadovaných peněžních toků a požadavků na financování u všech investičních projektů.“
(92)
Aby se zajistilo, že jsou v souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, k dispozici jednoznačné pobídky a je zajištěna transparentnost, měly by řecké orgány zaručit, že:
a)
společnosti ADMIE, DEDDIE a orgán RAE v rámci povolovacího či výběrového řízení na stávající či nové kapacity některé izolované soustavy na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, je třeba zamítnout povolení pro stávající nebo nové kapacity. Náklady by měly zahrnovat všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do propojení a jeho provoz. Zejména by neměla přihlížet k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní orgán RAE celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizuje orgán RAE z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení by měla proběhnout tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
orgán RAE stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve lhůtě stanovené orgánem RAE, je třeba usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
4.5. DOBA TRVÁNÍ
(93)
Je nezbytné přezkoumat veškeré skutečnosti, z nichž tato výjimka vychází, především pak poté, co mají být dokončeny plány na propojení určitých izolovaných soustav a uplynou lhůty pro instalaci infrastruktury podle článku 237 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(94)
Jakákoli výjimka je tudíž platná do 1. ledna 2021.
4.6. ZPĚTNÁ ÚČINNOST
(95)
Jak je uvedeno výše, navazuje žádost ze dne 17. ledna 2012 na původní žádost předloženou v roce 2003.
(96)
Ustanovení čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES, jež byla zrušena směrnicí 2009/72/ES, rovněž členským státům v případě zásadních problémů spojených s provozováním malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav umožňovalo žádat o odchylky od některých ustanovení uvedené směrnice. Podle článku 48 směrnice 2009/72/ES se odkazy na zrušený čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES považují za odkazy na čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES.
(97)
Definice malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy použité v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2003/54/ES jsou totožné s definicemi použitými v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2009/72/ES.
(98)
Obě definice odkazují na poptávku po elektřině v izolovaných soustavách v roce 1996, což se nezměnilo. Navíc Kréta nebyla propojena s řeckou propojenou soustavou ani v roce 2003, ani 2012 a není tomu tak ani v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(99)
Všechny izolované elektroenergetické mikrosoustavy a malé izolované elektroenergetické soustavy, které v žádosti spadají do kategorie izolovaných mikrosoustav či malých izolovaných soustav, tudíž do příslušné kategorie spadaly již v době podání původní žádosti a spadají do ní rovněž v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(100)
Pokud jde o malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy, které mohou být způsobilé pro odchylku/výjimku podle směrnice 2003/54/ES a směrnice 2009/72/ES, nedošlo tedy k žádným právním ani faktickým změnám.
(101)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly III uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola III směrnice 2009/72/ES, jež se týká povolovacího a výběrového řízení pro nové kapacity.
(102)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly VII uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola VIII směrnice 2009/72/ES, jež se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
(103)
Pokud by Komise byla bývala udělila odchylku na základě původní žádosti, mohla tak učinit na základě týchž podmínek, jako v případě této výjimky podle směrnice 2009/72/ES.
(104)
Pokud jde o skutkové okolnosti, nedošlo navíc od roku 2003 k žádné změně. Od roku 2003 nedoznala zeměpisná poloha nepropojených ostrovů, ekonomické faktory určující provoz elektroenergetických soustav v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani charakter zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na těchto ostrovech žádných věcných změn.
(105)
Ve věci původní žádosti předložené v roce 2003 nebylo dosud rozhodnuto. Nečinnost Komise by neměla poškozovat Řeckou republiku. Řecká republika splnila své povinnosti podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES a čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech předložila podle těchto článků řádně odůvodněnou žádost o povolení výjimky.
(106)
Je tudíž vhodné, aby toto rozhodnutí o povolení výjimky nabylo účinnosti ke dni oznámení původní žádosti, tj. ke dni 5. prosince 2003.
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Toto rozhodnutí se vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy uvedené v tabulce.
Pro účely tohoto rozhodnutí je Kréta malou izolovanou soustavou a všechny ostatní izolované soustavy jsou izolovanými mikrosoustavami.
Článek 2
1. Pro malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy se povoluje výjimka z ustanovení článku 33 směrnice 2009/72/ES.
2. Tato výjimka je platná do 17. února 2016 nebo do okamžiku kompletní instalace infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, podle toho, co nastane později. Použitelnost této výjimky však v každém případě skončí dne 17. února 2019.
3. Řecké orgány do 17. února 2015 vypracují plán investic do infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, přičemž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou, dokdy musí být instalace infrastruktury dokončena. V tomto plánu upřednostní Krétu a Rhodos.
4. Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 musí řecké orgány vypracovávat zprávu, v níž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou: a) zda došlo k otevření trhu; b) stav investic do infrastruktury ve vztahu k příslušnému plánu; c) zásadní a věcné problémy stále bránící otevření trhu; a d) zda jsou tyto problémy přímým důsledkem nedokončení investic do infrastruktury, jak je stanoveno v čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy.
Článek 3
1. Povoluje se výjimka z ustanovení čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, podle níž lze povolení pro rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající tradiční kapacity v rámci izolovaných mikrosoustav udělit přímo společnosti PPC.
2. Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje i projekty na rekonstrukci, modernizaci a rozšíření tradiční výrobní kapacity, pro něž je ke dni oznámení tohoto rozhodnutí k dispozici platné povolení vydané orgánem RAE;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se nepovažuje za stávající kapacitu, nýbrž za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné tradiční výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
3. Po skončení platnosti povolení uděleného podle prvního odstavce lze na základě vlastního uvážení orgánu RAE platnost tohoto povolení prodloužit za předpokladu, že k prodlevám s rekonstrukcí, modernizací a rozšířením stávající tradiční kapacity došlo z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit.
4. Tato výjimka se již nevztahuje na povolení udělená podle prvního odstavce, jejichž platnost již skončila nebo jež byla zrušena.
5. Všechna další ustanovení článku 7 směrnice 2009/72/ES jsou nadále platná v plném rozsahu.
6. Tato výjimka je platná do 1. ledna 2021.
Článek 4
1. Výjimky stanovené v tomto rozhodnutí pozbývají v okamžiku propojení malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav s propojenou soustavou platnosti.
2. Řecké orgány:
a)
v rámci povolovacího či výběrového řízení na nové kapacity v některé izolované soustavě na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, bude povolení pro nové kapacity zamítnuto. Náklady zahrnují všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
zajistí, že studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do projektovaného propojení a jeho provoz. Nepřihlíží k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizují řecké orgány z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení proběhne tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve stanovené lhůtě, musí řecké orgány usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
Článek 5
Toto rozhodnutí se použije ode dne 5. prosince 2003.
Článek 6
Toto rozhodnutí je určeno Řecké republice.
V Bruselu dne 14. srpna 2014.
DECIZIA COMISIEI
din 14 august 2014
privind acordarea unei derogări Republicii Elene de la anumite dispoziții ale Directivei 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului
[notificată cu numărul C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
COMISIA EUROPEANĂ,
având în vedere Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene,
având în vedere Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice și de abrogare a Directivei 2003/54/CE (1), în special articolul 44 alineatul (1) și articolul 48,
având în vedere cererile Republicii Elene din 17 ianuarie 2012 și 5 decembrie 2003,
după ce a informat statele membre cu privire la cerere,
întrucât:
1. PROCEDURA
(1)
La 17 ianuarie 2012, Ministerul Mediului, Energiei și Schimbărilor Climatice din Republica Elenă („YPEKA”) a prezentat Comisiei o cerere („cererea”) în temeiul articolului 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE pentru o derogare de la capitolele III și VIII din Directiva 2009/72/CE cu privire la anumite insule din Grecia care nu sunt interconectate la sistemul de energie electrică al Greciei continentale (insule neinterconectate sau „INI”).
(2)
La 12 septembrie 2012, Comisia a solicitat autorității de reglementare în domeniul energiei din Republica Elenă („RAE”) să prezinte observații cu privire la cerere, iar RAE a răspuns la 16 noiembrie 2012 („opinia RAE”).
(3)
Pentru a-și motiva cererea, RAE și-a completat observațiile cu observații suplimentare la 17 decembrie 2013, 23 decembrie 2013, 4 februarie 2014, 28 februarie 2014 și 17 martie 2014.
(4)
La 14 martie 2014 (prin actul adițional trimis la 20 martie 2014), Comisia a informat statele membre cu privire la cererea în temeiul articolului 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE, solicitându-le să prezinte observații, după caz, până la 25 martie 2014, însă nu a fost prezentată nicio observație.
(5)
Prin cererea sa, YPEKA a reînnoit cererea prezentată de Ministerul Dezvoltării la 5 decembrie 2003 în conformitate cu articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE a Parlamentului European și a Consiliului (2) („cererea inițială”) pentru o derogare de la anumite dispoziții ale Directivei 2003/54/CE. Deși au fost întreprinse demersuri preliminare pentru investigarea cererii inițiale, derogarea prevăzută la articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE nu a fost nici acordată, nici refuzată.
2. CEREREA PREZENTATĂ DE YPEKA
2.1. DOMENIUL DE APLICARE AL DEROGĂRII SOLICITATE
(6)
Prin cerere se solicită derogarea de la capitolele III și VIII din Directiva 2009/72/CE.
(7)
Capitolul III din Directiva 2009/72/CE se referă la procedura de autorizare și de ofertare pentru noile capacități. Capitolul VIII se referă la accesul terților, deschiderea piețelor și liniile directe.
2.2. ORGANIZAREA ACTUALĂ A SISTEMULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ ÎN INSULELE NEINTERCONECTATE
(8)
Piețele de energie electrică elene sunt reglementate în primul rând de Legea elenă nr. 4001/2011 de transpunere a Directivei 2009/72/CE. Legea nr. 4001/2011 a intrat în vigoare la 22 august 2011.
(9)
DEDDIE SA („DEDDIE”) este operatorul sistemului de distribuție elen, care este deținut în proporție de 100 %, deși cu separare juridică și funcțională, de către Public Power Corporation („PPC”), producătorul și distribuitorul tradițional de energie electrică din Grecia. Activele rețelei operate de DEDDIE sunt deținute de PPC.
(10)
În temeiul articolului 127 din Legea nr. 4001/2011, DEDDIE răspunde de dezvoltarea, exploatarea și întreținerea sistemului elen de distribuție a energiei electrice, care include sistemul de distribuție a energiei electrice din insulele neinterconectate.
(11)
De asemenea, DEDDIE răspunde de exploatarea sistemelor de energie electrică în insulele neinterconectate. Responsabilitățile sale includ: (i) pregătirea unui plan de dezvoltare a producției pentru microsistemele izolate, inclusiv a unui program de interconectare între acestea și alte insule neinterconectate; (ii) asigurarea faptului că amplasamentele necesare sunt disponibile pentru instalarea noilor capacități de producere, pentru extinderea capacităților sau a componentelor de livrare existente și pentru extinderea sistemului elen de distribuție a energiei electrice pentru a include insulele neinterconectate și microsistemele izolate; (iii) semnarea unor contracte cu deținătorii de licență pentru reglementarea distribuției energiei electrice spre și dinspre sistem, furnizarea de servicii auxiliare pentru sistemele de distribuție din insulele neinterconectate și remunerarea producătorilor de energie electrică, precum și de tarife pentru clienți și furnizori pentru energie electrică furnizată acestora și de alte credite și debite pentru conturile speciale, cum ar fi cele pentru remunerarea obligațiilor de serviciu public.
(12)
Articolul 137 alineatul (1) din Legea nr. 4001/2011 prevede că toți consumatorii de energie electrică trebuie să fie clasificați drept clienți eligibili, cu excepția consumatorilor organizați în cadrul unor microrețele izolate, în temeiul articolului 139 din aceeași lege.
(13)
În conformitate cu articolul 133 alineatul (3) din Legea nr. 4001/2011:
„Cu excepția cazurilor în care energia electrică este produsă folosind surse regenerabile de energie sau prin intermediul cogenerării cu randament ridicat sau al instalațiilor hibride și în cazul autoproducătorilor, în cazul în care a fost acordată o derogare în conformitate cu dispozițiile articolului 139, PPC SA beneficiază de o licență de generare exclusivă, în conformitate cu anumite reglementări de acordare a licențelor. PPC SA răspunde de furnizarea neîntreruptă cu energie electrică pentru microsistemele izolate pentru care obține o licență și pentru protejarea operațiunilor financiare pe termen lung ale sistemelor de energie electrică pe insulele respective.”
(14)
În conformitate cu articolul 134 din Legea nr. 4001/2011:
„Fără a aduce atingere dispozițiilor de la articolul 139 din prezenta lege, licențele de furnizare pentru microrețelele izolate sunt acordate în exclusivitate PPC SA, în conformitate cu cerințele prevăzute în reglementările de acordare a licențelor. PPC SA trebuie să furnizeze clienților neeligibili energie electrică la cerere.”
(15)
În temeiul articolului 139 din Legea nr. 4001/2011, derogările de la dispozițiile Legii nr. 4001/2011 pot fi acordate în conformitate cu dispozițiile articolului 44 din Directiva 2009/72/CE.
(16)
Decizia ministerială nr. PD5/EL/B/F IB/12924, adoptată în conformitate cu articolul 28 din Legea elenă nr. 3426/2005, prevede că furnizarea de energie electrică consumatorilor din insulele neinterconectate din partea oricărui producător de energie electrică constituie o obligație de serviciu public („OSP INI”) de interes economic general. Pentru motivul coeziunii sociale, furnizorii de energie electrică din insulele neinterconectate trebuie să furnizeze energia electrică la un preț egal consumatorilor din sistemul interconectat elen, în funcție de categoria de consumatori.
(17)
Articolul 52 din Legea elenă nr. 4001/2011 prevede că toți clienții din insulele neinterconectate au dreptul la servicii speciale atât în ceea ce privește prețurile, calitatea și securitatea furnizării, precum și transparența clauzelor și condițiilor contractuale. În schimbul îndeplinirii obligației de serviciu public („OSP”), furnizorii de OSP INI primesc o compensație financiară calculată pe baza unei metodologii stabilite prin Decizia RAE nr. 24/2014 (3). Metodologia respectivă se bazează pe diferența dintre costurile de producție complete din insulele neinterconectate (variabile și fixe) și prețurile pieței integrale cu care furnizorii se confruntă cu privire la sistemul interconectat (costuri marginale plus toate celelalte mecanisme din cadrul sistemului interconectat elen). Compensația OSP INI este calculată lunar și pentru fiecare sistem insular autonom, făcând obiectul controlului din partea RAE. Compensația OSP INI este majorată prin intermediul unei taxe aplicate tuturor clienților, inclusiv cei din insulele neinterconectate (4). Mecanismul OSP INI este administrat de LAGIE, operatorul de piață deținut de statul elen. Decizia ministerială nr. D5-EL/B/F1/oik.27547 din decembrie 2011 (5), bazată pe dispozițiile articolului 55 alineatul (3) din Legea nr. 4001/2011, a stabilit că OSP INI trebuie oferită de către toți furnizorii. Prin urmare, toți furnizorii sunt eligibili pentru compensația OSP INI.
(18)
Legislația secundară reglementează mai în detaliu furnizarea și producerea de energie electrică în insulele neinterconectate. În special, prin decizia sa nr. 39/2014 din 28 ianuarie 2014, RAE a adoptat Codul de gestionare a sistemelor de energie electrică în insulele neinterconectate („Codul INI”), care reglementează o serie de aspecte cu privire la exploatarea sistemelor izolate din insulele neinterconectate, inclusiv deschiderea pieței, închiderea pieței și producerea de energie electrică. Codul INI a intrat în vigoare în ziua publicării sale, la 17 februarie 2014.
2.3. PROBLEME SEMNIFICATIVE PENTRU EXPLOATAREA SISTEMELOR IZOLATE
(19)
Cererea subliniază următoarele probleme pentru exploatarea sistemelor de energie electrică izolate din Grecia:
(a)
modificarea semnificativă în ceea ce privește cererea de energie electrică în microsistemele izolate, accentuată de: (i) aspectul turistic al dezvoltării economice a insulelor; și (ii) pătrunderea sporită a surselor regenerabile de energie („SRE”).
Acești factori afectează în mod negativ atât factorul de sarcină al capacității de producere termică sau convențională, cât și posibilitatea de a recupera costurile din investiții în respectivele capacități de producere;
(b)
modificarea semnificativă a condițiilor meteorologice în insule, ceea ce afectează cererea și provoacă funcționarea necorespunzătoare a sistemelor de producție și, prin urmare, solicită rezerve extensive.
(20)
Cererea subliniază următoarele probleme pentru dezvoltarea producerii convenționale pentru micile sisteme de energie electrică izolate din Grecia:
(a)
dificultățile sau chiar imposibilitatea de a identifica amplasamente adecvate pentru noile stații de producere convențională în microsistemele izolate, în primul rând din cauza rezistenței din partea opiniei publice;
(b)
dimensiunea redusă a insulelor neinterconectate care conduc la revocări semnificative în planificarea dezvoltării pe termen lung a producției termice din cauza investițiilor neprevăzute efectuate de consumatorii de energie electrică (cum ar fi complexele turistice sau instalațiile artizanale), care solicită oportunități și flexibilitate cu privire la răspunsul la cererea de energie electrică;
(c)
se preconizează că cererea de energie electrică în sistemele izolate din insulele neinterconectate va crește cu 2 % pe an până în 2017. Deși PPC a primit autorizațiile pentru instalarea capacităților suplimentare solicitate, iar instalarea acestora a fost deja programată (fiind preconizată să acopere, până în 2017, cererea tuturor insulelor neinterconectate, împreună cu marjele de rezervă necesare), respectarea calendarului nu a fost întotdeauna posibilă;
(d)
dimensiunea redusă a sarcinii, modificările semnificative în ceea ce privește sarcina și pătrunderea sporită a surselor regenerabile de energie în majoritatea microsistemelor izolate limitează soluțiile tehnologice disponibile pentru producerea convențională și alegerea micilor instalații de producere alimentate cu păcură grea cu conținut scăzut de sulfură sau cu păcură ușoară;
(e)
procedurile de achiziționare a unor noi tehnologii de producere de energie electrică necesită mult timp. De la data autorizării și până la punerea în funcțiune a generatoarelor de energie electrică trec între doi ani și jumătate și trei ani;
(f)
elaborarea planurilor de construire a interconexiunilor între sistemul interconectat elen și microsistemele izolate din insulele neinterconectate subminează interesul acordat investițiilor în capacități de producere convenționale în insulele neinterconectate. Sunt programate proiecte de interconectare cu insulele Ciclade și Creta.
(21)
Prin urmare, s-a recurs la soluții de urgență, adoptate în mod regulat, cum ar fi închirierea unor generatoare de energie electrică mobile pe bază de diesel sau turbine cu gaz. Nu se dorește acordarea unor autorizații de la caz la caz pentru necesitățile de producere în caz de urgență, întrucât acestea conduc la închirierea neeconomică a echipamentului, și nu la achiziție. Cererea prezintă mai multe exemple de situații în care circumstanțe neprevăzute au condus la utilizarea pe termen mai lung a generatoarelor de energie electrică mobile.
(22)
Cererea subliniază următoarele probleme pentru deschiderea pieței privind sistemele de energie electrică izolate în insulele neinterconectate:
(a)
pentru a permite deschiderea pieței, trebuie dezvoltată și instalată o infrastructură specifică în sistemele izolate din insulele neinterconectate. O astfel de infrastructură implică instalarea unor centre de control pentru a gestiona: (i) planificarea zilnică a producerii; și (ii) închiderea pieței în fiecare sistem izolat prin redistribuirea costului de producție din fiecare sistem izolat furnizorilor activi în cadrul acestuia.
Infrastructura necesară este costisitoare, iar costurile sunt suportate de consumatori;
(b)
din cauza OSP INI, prețurile cu amănuntul la energia electrică sunt identice pentru fiecare categorie de consumatori pe întreg teritoriul elen. Prin urmare, costurile de producție mai ridicate din insulele neinterconectate, față de costul de producție din sistemul interconectat, trebuie recuperate de la furnizorii activi din insulele neinterconectate prin redistribuirea părții respective din compensația OSP în raport cu vânzările de energie electrică către consumatori.
Se afirmă că modificarea semnificativă a valorilor în ceea ce privește costul de producție variabil mediu anual pe INI ar complica mecanismul de închidere al pieței.
(23)
În consecință, YPEKA consideră că dezvoltarea infrastructurii necesare pentru exploatarea și supravegherea pieței de energie electrică împreună cu deschiderea pieței din sistemele izolate din insulele neinterconectate implică costuri care depășesc beneficiile care le-ar putea reveni consumatorilor din deschiderea pieței.
(24)
Cererea nu conține o dată la care ar trebui să expire derogarea solicitată.
3. OPINIA RAE
3.1. DOMENIUL DE APLICARE AL DEROGĂRII
3.1.1. Derogare de la capitolul III din Directiva 2009/72/CE
(25)
RAE consideră că derogarea de la capitolul III, în conformitate cu articolul 44 alineatul (1), nu ar trebui să aibă drept obiectiv instalarea unor noi capacități de putere care pot fi dezvoltate într-un sistem izolat, ci doar reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților de producție existente. Capacitățile de producere existente constau în centrale electrice care funcționează deja sau sunt în construcție pe insulele neinterconectate. Toate centralele electrice noi care vor fi instalate pe insulele respective sunt considerate capacități de producere noi.
(26)
RAE observă că, în ultimii 20 de ani, producători independenți de energie electrică (independent power producers - IPP) (alții decât PPC) au demonstrat un interes semnificativ pentru dezvoltarea centralelor electrice care produc energie electrică în cogenerare și pe bază de surse regenerabile de energie în toate microsistemele izolate. Prin urmare, nu ar trebui limitat accesul terților la sistemele energetice din toate insulele neinterconectate cu privire la sursele regenerabile de energie și la dezvoltarea producerii combinate de energie electrică și energie termică (CHP).
(27)
RAE menționează că nu se opune acordării unei derogări pentru activarea noilor centrale electrice convenționale, cu condiția respectării anumitor condiții. Cu toate acestea, articolul 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE nu prevede posibilitatea derogării pentru capacitățile noi.
(28)
RAE consideră că extinderea capacității pentru centralele convenționale existente vizează în principal o lipsă de capacitate pe termen scurt în insulele neinterconectate, care rezultă din daunele neanticipate asupra capacității existente sau din instalarea amânată a noilor capacități, în special în timpul perioadelor de cerere ridicată (de exemplu, în perioadele de vârf din timpul verii). Astfel de extinderi fac obiectul unei proceduri de achiziții deschise, în conformitate cu articolul 8 din Directiva 2009/72/CE. O astfel de procedură necesită mult timp și nu este adecvată dată fiind natura urgentă a situațiilor de urgență.
(29)
RAE acceptă faptul că PPC ar trebui să acopere toate situațiile de urgență. Având în vedere faptul că PPC poate deplasa unitățile convenționale mobile de pe insulele în care există un excedent de capacități în insulele cu deficit de capacități, această soluție ar putea fi și cea mai economică.
(30)
RAE subliniază faptul că orice derogare trebuie să permită precizarea procedurii corespunzătoare de obținere a licențelor pentru situațiile de urgență și, în special, criteriile menționate la articolul 7 din Directiva 2009/72/CE, care trebuie examinate de autoritățile competente în materie de acordare a licențelor.
(31)
RAE consideră că derogarea ar trebui acordată pe o durată limitată, cum ar fi o perioadă de maximum 10 ani.
3.1.2. Derogarea de la capitolul VIII din directivă
(32)
Potrivit RAE, furnizarea de energie electrică în insulele neinterconectate este legată, din punct de vedere practic, de OSP INI și de compensația OSP INI deoarece (i) costurile producerii de energie electrică în insulele neinterconectate sunt semnificativ mai ridicate decât în regiunea continentală; și (ii) statul elen solicită o uniformizare a prețurilor pe întreg teritoriul său, în funcție de categoria de clienți.
(33)
Codul INI prevede instalarea anumitor echipamente pentru măsurare și pentru înregistrare pe insulele neinterconectate pentru efectuarea unor măsurători în fiecare oră, a unor centre de control și de gestionare a energiei electrice, precum și a sistemelor de monitorizare și informatice aferente. RAE susține că această infrastructură este indispensabilă pentru:
(a)
asigurarea transparenței, a caracterului nediscriminatoriu și a verificabilității costurilor OSP;
(b)
exploatarea corespunzătoare și gestionarea adecvată a sistemelor de energie electrică pentru a obține cel mai economic mod de exploatare și, prin urmare, o reducere mai mare a costurilor OSP INI pentru consumatorii de energie electrică;
(c)
obținerea unei pătrunderi mai ridicate din partea cogenerării și a surselor regenerabile de energie, inclusiv a tehnologiilor privind sursele regenerabile de energie cu cerințe complexe și speciale pentru gestionarea acestora, cum ar fi surse regenerabile de energie cu centrale de stocare, pe energie solară etc.;
(d)
garantarea transparenței necesare pentru gestionarea sistemelor izolate, asigurând astfel tratarea nediscriminatorie a tuturor participanților pe piață, în special a producătorilor.
(34)
Prin urmare, RAE susține că, indiferent dacă un furnizor sau mai mulți furnizori dețin o licență pentru a fi activi într-un microsistem izolat, această infrastructură trebuie instalată în sistemele izolate din insulele neinterconectate.
(35)
Costul estimat pentru instalarea acestei infrastructuri se preconizează a nu depăși 20 până la 30 de milioane EUR pentru toate insulele neinterconectate, inclusiv Creta și Rodos. RAE consideră că suma este rezonabilă, în special în ceea ce privește avantajele preconizate, și anume asigurarea transparenței și a verificării OSP INI, precum și exploatarea adecvată și controlată a sistemelor de energie electrică izolate.
(36)
Contrar celor menționate de YPEKA, RAE consideră că acordarea de licențe mai multor furnizori pentru a fi activi într-un sistem izolat anume din insulele neinterconectate nu va implica costuri suplimentare semnificative referitoare la infrastructura necesară, întrucât aceasta este în orice caz deja necesară pentru planificarea zilnică a unităților de producere amplasate în insulele neinterconectate, pentru închiderea pieței și furnizarea de energie pentru OSP INI.
(37)
De asemenea, RAE consideră că acordarea de licențe pentru mai mult decât un singur furnizor are avantaje suplimentare semnificative pentru consumatorii din insulele neinterconectate.
(38)
Prin urmare, RAE consideră că excluderea permanentă a furnizorilor alternativi de pe piețele INI nu este oportună. Instalarea infrastructurii necesare, astfel cum este descrisă mai sus, se preconizează a fi finalizată într-o perioadă de trei până la cinci ani. RAE nu s-ar opune unei posibile derogări strict pentru această perioadă de timp, fără nicio prelungire ulterioară.
(39)
De asemenea, RAE observă că, în cazul în care situația unui sistem izolat de pe insulele neinterconectate se schimbă astfel încât acesta nu se mai încadrează în categoria de microsisteme izolate sau mici sisteme izolate, derogarea ar trebui să nu se mai aplice în mod automat. Aceasta ar putea surveni în cazul în care sistemele izolate din insulele neinterconectate sunt interconectate cu sistemul interconectat elen.
4. EVALUARE
4.1. TEMEIUL JURIDIC AL CERERII
(40)
Articolul 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE prevede posibilitatea de derogare de la anumite dispoziții ale directivei, în cazul în care derogarea se aplică micilor sisteme izolate și microsistemelor izolate.
(41)
În conformitate cu articolul 2 alineatul (26) din Directiva 2009/72/CE, un mic sistem izolat înseamnă orice sistem cu un consum mai mic de 3 000 GWh în anul 1996, în care mai puțin de 5 % din consumul anual se obține prin interconectarea cu alte sisteme.
(42)
În conformitate cu articolul 2 alineatul (27) din Directiva 2009/72/CE, un microsistem izolat înseamnă orice sistem cu un consum mai mic de 500 GWh în anul 1996, care nu este interconectat cu alte sisteme.
(43)
Sistemele izolate identificate în cerere constau în cel puțin o insulă neinterconectată și, ocazional, în mai multe (a se vedea coloanele 1 și 2 din tabel). Chiar dacă un sistem izolat constă în mai multe insule neinterconectate care sunt interconectate între ele, sistemul de energie electrică reprezentat de respectivele insule care sunt interconectate este izolat, în sensul că acesta nu este conectat la niciun alt sistem de energie electrică.
(44)
În cerere se susține că 31 dintre cele 32 de sisteme izolate sunt microsisteme izolate, cel mai mare dintre acestea fiind Rodos. Microsistemele izolate pentru care s-a depus cererea au reprezentat 5,24 % din vânzările totale de energie electrică în Grecia în 2010. Sistemul izolat din Creta este considerat un mic sistem izolat. În 2010, Creta a reprezentat 3,01 % din cererea de energie electrică elenă.
Cererea anuală de energie electrică din partea sistemelor izolate
Cerere anuală (MWh)
Cerere anuală în 1996
Numele sistemului izolat
INI care sunt parte a sistemului izolat
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Da
Nu
Rodos
Rodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Da
Da
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Da
Da
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Da
Da
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Da
Da
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Da
Da
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Da
Da
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Da
Da
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Da
Da
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Da
Da
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Da
Da
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Da
Da
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Da
Da
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Da
Da
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Da
Da
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Da
Da
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Da
Da
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Da
Da
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Da
Da
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Da
Da
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Da
Da
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Da
Da
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Da
Da
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Da
Da
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Da
Da
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Da
Da
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Da
Da
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Da
Da
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Da
Da
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Da
Da
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Da
Da
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Da
Da
(45)
Tabelul de mai sus conține sistemele izolate astfel cum sunt identificate în cerere și prezintă anumite informații cu privire la fiecare dintre acestea. Din informațiile respective se poate deduce că toate sistemele izolate, cu excepția Cretei, au avut, în 1996, o cerere de energie electrică care le califică drept microsisteme izolate în sensul articolului 2 alineatul (27) din Directiva 2009/72/CE. În ceea ce privește Creta, trebuie menționat, de asemenea, că, întrucât Creta nu a fost și nu este interconectată la niciun sistem de energie electrică, procentajul cererii satisfăcute prin intermediul interconexiunilor a fost și este în continuare zero, și anume sub procentajul de 5 %. Prin urmare, Creta este un mic sistem izolat în sensul articolului 2 alineatul (26) din Directiva 2009/72/CE.
(46)
În opinia RAE nu sunt incluse observații cu privire la sistemele izolate identificate în cerere.
(47)
Prin urmare, Comisia concluzionează că sistemele izolate identificate în coloana 1 din tabelul de mai sus sunt microsisteme izolate în sensul articolului 2 alineatul (27) din Directiva 2009/72/CE, cu excepția Cretei, care reprezintă un mic sistem izolat în sensul articolului 2 alineatul (26) din Directiva 2009/72/CE.
4.2. PROBLEME SEMNIFICATIVE PENTRU EXPLOATAREA CENTRALELOR ELECTRICE CONVENȚIONALE ÎN MICROSISTEMELE IZOLATE
(48)
Comisia consideră că există probleme semnificative în ceea ce privește exploatarea centralelor electrice convenționale în microsistemele izolate. Acestea se datorează, în principal, următoarelor elemente:
(a)
Dimensiunea sarcinii care trebuie furnizată pe insule nu permite instalarea unor centrale electrice convenționale mai mari, mai eficace și mai eficiente din punct de vedere al costurilor, întrucât, printre altele, pentru ca un sistem izolat să poată funcționa între marje de siguranță acceptabile, acesta nu se poate baza pe o singură centrală electrică.
Niciun microsistem izolat nu a înregistrat vârfuri maxime mai mari de 188,5 MW în 2013. Încărcarea maximă medie și cea mediană, de 20,8 și, respectiv, 4,2 MW, sunt mult mai mici.
Niciuna dintre centralele convenționale instalate în prezent în microsistemele izolate nu are o capacitate mai mare de 27 MW. Dimensiunea medie și cea mediană a centralelor sunt mult mai mici, de 3,9 și, respectiv, 1,1 MW.
Dimensiunea mică a încărcăturii care va fi furnizată, modificarea semnificativă a cererii, afectată suplimentar de pătrunderea din ce în ce mai mare a surselor regenerabile de energie, reduce, de asemenea, opțiunile în materie de tehnologii ale centralelor de energie electrică convenționale care pot fi utilizate în microsistemele izolate.
Toate capacitățile de producere convențională din sistemele izolate de pe insulele neinterconectate sunt alimentate pe bază de diesel sau păcură.
(b)
Factorii de sarcină anuali din toate microsistemele izolate sunt scăzuți. Factorul de sarcină nu a depășit 0,54 în 2012 în niciun microsistem izolat. Încărcarea maximă medie și cea mediană, ambele de 0,38, sunt chiar mai mici. Având în vedere accesul prioritar al surselor regenerabile de energie și faptul că factorii de sarcină folosiți în acest caz reflectă întregul sistem de energie electrică al microsistemului izolat, factorul de sarcină pentru centralele electrice convenționale din insulele neinterconectate este chiar mai scăzut.
Factorul de sarcină anual în sistemul interconectat elen este, în general, de aproximativ 50 % pentru toate unitățile și de 65 % pentru unitățile termice (6).
Factorul de sarcină anual este un indicator pentru utilizarea reală a centralelor electrice într-un an dat și, prin urmare, pentru capacitatea acestora de a înregistra câștiguri.
Pătrunderea din ce în ce mai mare a surselor regenerabile de energie va reduce și mai mult sarcina care trebuie furnizată de centralele de energie electrică convenționale.
(c)
Există mai multe proiecte al căror obiectiv este interconectarea insulelor neinterconectate la sistemul principal interconectat elen, în special a insulelor Ciclade și Creta. Astfel cum s-a explicat mai sus, centralele de energie electrică convenționale din insulele neinterconectate nu sunt la fel de eficiente precum centralele electrice instalate în sistemul interconectat și, prin urmare, este puțin probabil ca acestea să fie viabile din punct de vedere economic după interconectarea insulelor neinterconectate pe care se află.
Prin urmare, posibilitatea ca un sistem izolat să fie interconectat reprezintă un stimulent cu efect de descurajare semnificativ în ceea ce privește investiția în capacitățile convenționale din insulele neinterconectate.
(d)
Sarcina relativ mică care va fi furnizată înseamnă că este posibil ca revocări relativ mici la nivelul cererii să afecteze capacitățile de producere necesare pentru un sistem izolat dat. Lipsa capacităților de interconectare înseamnă că toate modificările aduse cererii trebuie în mod necesar să fie egalate de capacitățile de producere amplasate în microsistemul izolat.
Acest factor sporește necesitatea oportunităților și a flexibilității în oferirea unui răspuns la revocările cererii pe termen mai lung.
Nevoia de flexibilitate este consolidată, de asemenea, de dificultățile întâmpinate în ceea ce privește identificarea unor amplasamente adecvate pentru centralele electrice convenționale pe insulele neinterconectate și durata procedurilor de acordare a licențelor și avizelor.
(e)
În 2012, raportul dintre cererea anuală maximă și cea minimă (7) pentru toate microsistemele izolate este de cel puțin 3,35, însă acesta este mai ridicat, în multe cazuri mult mai ridicat, pentru un microsistem izolat dat. De fapt, raportul mediu și cel median dintre cererea maximă și cea minimă este de 6,27 și, respectiv, de 5,98.
În 2010, raportul dintre cererea maximă și cea minimă în sistemul interconectat elen a fost de aproximativ 3.
Raportul mai ridicat dintre cererea maximă și cea minimă reflectă gradul de flexibilitate și rezervele care trebuie puse la dispoziție în cadrul capacității de producție instalată într-un sistem izolat, inclusiv într-un an dat.
Trebuie notat faptul că, în acest sens, în 2012, în aproximativ 60 % din microsistemele izolate s-au folosit generatoare de energie electrică mobile.
(49)
Prin urmare, Comisia concluzionează că există probleme semnificative în ceea ce privește exploatarea centralelor electrice convenționale în cadrul sistemelor izolate din insulele neinterconectate, conform celor indicate în tabelul de mai sus.
4.3. EVALUAREA DEROGĂRII SOLICITATE DE LA CAPITOLUL III
4.3.1. Derogarea de la dispozițiile prevăzute în capitolul III nu se poate aplica noilor capacități
(50)
În conformitate cu articolul 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE, derogările de la dispoziția din capitolul III pot fi acordate numai cu privire la reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților existente.
(51)
Prin urmare, derogarea de la dispozițiile capitolului III din Directiva 2009/72/CE nu poate fi acordată pentru noile capacități.
(52)
În schimb, dat fiind faptul că sistemele izolate din insulele neinterconectate sunt rețele de distribuție, în cazul în care procedura de autorizare pentru noile capacități nu prevede autorizarea corespunzătoare a noilor capacități pentru sistemele izolate din insulele neinterconectate, autoritățile elene pot lua în considerare aplicarea dispozițiilor articolului 7 alineatul (3) din Directiva 2009/72/CE, de asemenea, în ceea ce privește noile mici capacități convenționale. Noile mici capacități convenționale ar putea, de exemplu, să includă capacitățile de producție temporare care ar putea fi puse la dispoziție pe termen lung, fără atribuirea permanentă într-o anumită locație.
4.3.2. Derogarea de la dispozițiile capitolului III nu se poate aplica Cretei
(53)
Astfel cum este menționat mai sus, toate insulele neinterconectate sunt microsisteme izolate, cu excepția Cretei, care este un mic sistem izolat.
(54)
Prin urmare, derogarea de la dispozițiile capitolului III din Directiva 2009/72/CE nu poate fi acordată Cretei.
4.3.3. Derogarea de la dispozițiile capitolului III nu include sursele regenerabile de energie și centralele de energie electrică și termică
(55)
Cererea nu menționează în mod explicit faptul că derogarea solicitată vizează doar centralele convenționale.
(56)
Cu toate acestea, articolul 133 alineatul (3) din Legea nr. 4001/2011 exclude în mod expres energia electrică produsă din surse regenerabile de energie de către centralele hibride și în cogenerare cu randament ridicat și, în ceea ce privește autoproducătorii, din domeniul de aplicare al licenței de producere exclusivă care ar putea fi acordată PPC. Aceleași dispoziții decurg, de asemenea, din articolul 225 din Codul INI.
(57)
De asemenea, justificarea prevăzută se referă la problemele semnificative întâmpinate numai în cazul exploatării centralelor electrice convenționale. De fapt, se argumentează că respectivele centrale electrice se confruntă cu probleme semnificative ca urmare, printre altele, a creșterii penetrării surselor regenerabile de energie.
(58)
Prin urmare, chiar dacă obiectivul solicitării ar fi derogarea de la dispozițiile capitolului III din Directiva 2009/72/CE pentru centrale de producție altele decât centralele electrice convenționale, derogarea nu poate fi acordată deoarece nu au fost prezentate dovezi în acest sens.
4.3.4. Derogarea de la autorizarea reabilitării, modernizării și extinderii capacităților existente poate fi acordată
(59)
Având în vedere problemele semnificative menționate mai sus pentru exploatarea unor centrale electrice convenționale în cadrul unor mici sisteme izolate, derogarea poate fi acordată pentru autorizarea unei capacități convenționale existente în măsura în care aceasta vizează reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților convenționale existente. Această autorizație poate fi acordată direct pentru PPC.
(60)
În sensul acestei derogări:
(a)
capacitățile de producere convenționale existente înseamnă proiectele privind construirea capacităților de producere convenționale pentru care RAE a acordat deja o licență care nu a fost anulată la data intrării în vigoare a prezentei decizii;
(b)
demolarea completă a capacităților de producere principale de pe un amplasament existent și înlocuirea acestora cu o nouă instalație de producere a energiei electrice se consideră construirea unei noi capacități;
(c)
plasarea capacităților de producere temporare în perimetrul capacităților existente reprezintă extinderea capacităților existente.
(61)
Cu toate acestea, nu există niciun temei pentru o derogare de la criteriile și condițiile prevăzute la articolul 7 alineatul (2) din Directiva 2009/72/CE, în baza cărora este acordată o autorizație pentru PPC.
(62)
De asemenea, în cazul în care derogarea este acordată direct pentru PPC, este important ca termenii să precizeze obligațiile referitoare la termenul limită până la care centrala electrică convențională autorizată trebuie să fie pe deplin operațională și să includă dispoziții care să asigure respectarea pe deplin și eficace a obligațiilor respective. La data expirării, la discreția exclusivă a RAE, această autorizație directă poate fi prelungită numai dacă motivele expirării sunt în afara controlului PPC. La data expirării, RAE ar trebui să organizeze o procedură de autorizare în deplină conformitate cu articolul 7 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE, incluzând astfel participarea terților.
4.3.5. Derogarea nu poate include procedura de ofertare pentru noua capacitate
(63)
Prin definiție, procedura de ofertare în sensul articolului 8 din Directiva 2009/72/CE are în vedere capacitatea care trebuie construită și autorizată și care, prin urmare, reprezintă capacitate nouă.
(64)
Din motivele menționate deja mai sus, nu ar trebui acordată derogarea pentru noua capacitate în sensul articolului 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE.
4.4. EVALUAREA DEROGĂRII SOLICITATE DE LA CAPITOLUL VIII
4.4.1. Derogarea de la dispozițiile capitolului VIII nu include articolul 32 cu privire la accesul terților
(65)
Obiectul cererii este derogarea de la capitolul VIII din Directiva 2009/72/CE și, prin urmare, poate fi considerată ca incluzând o cerere de derogare de la dispozițiile articolului 32 cu privire la accesul la rețea al terților (third party access - TPA).
(66)
Cererea nu precizează dacă derogarea solicitată include, de asemenea, articolul 32 din Directiva 2009/72/CE, nici nu prezintă dovezi pentru justificarea unei astfel de derogări. În schimb, Legea nr. 4001/2011 și Codul INI obligă DEDDIE să acorde acces terților în mod nediscriminatoriu la sistemul de distribuție operat de DEDDIE (de exemplu, articolul 127 din Legea nr. 4001/2011). Prin urmare, o astfel de derogare nu poate fi acordată.
4.4.2. Derogarea de la articolul 33 privind deschiderea pieței și reciprocitatea
4.4.2.1. Nu există niciun temei pentru derogarea permanentă de la articolul 33 din Directiva 2009/72/CE
(67)
În esență, cererea susține că PPC ar trebui să rămână furnizorul unic cu licență de aprovizionare a clienților din insulele neinterconectate, întrucât dezvoltarea infrastructurii necesare pentru exploatare și supravegherea pieței de energie electrică în microsistemele izolate împreună cu cele necesare pentru deschiderea pieței către furnizorii terți implică costuri de exploatare pentru operatorul INI care depășesc beneficiile ce pot rezulta pentru clienți din deschiderea pieței.
(68)
Astfel cum rezultă din opinia RAE, infrastructura instalată în insulele neinterconectate are obiectivul de a asigura că OSP INI poate fi administrat, în conformitate cu legislația existentă, într-un mod transparent, verificabil și nediscriminatoriu. De asemenea, infrastructura este necesară pentru exploatarea sistemelor izolate din insulele neinterconectate din punct de vedere tehnic și economic. Prin urmare, întrucât infrastructura este necesară în orice caz pentru a respecta cerințele respective, indiferent de numărul de furnizori licențiați în insulele neinterconectate, deschiderea pieței nu majorează costul infrastructurii.
(69)
Chiar dacă este necesară o infrastructură similară, deschiderea pieței nu este legată intrinsec de exploatarea tehnică a sistemelor izolate din insulele neinterconectate sau OSP INI, întrucât nu există nicio legătură de cauzalitate între exploatarea tehnică și economică a respectivelor sisteme izolate și exploatarea OSP INI în conformitate cu cerințele legale relevante, pe de o parte, și acordarea unei licențe pentru unul sau mai mulți furnizori în vederea furnizării de energie electrică consumatorilor din insulele neinterconectate, pe de altă parte.
(70)
Costurile de producție mai ridicate din insulele neinterconectate, în comparație cu costurile de producție din sistemul interconectat, trebuie într-adevăr recuperate de la furnizorii activi din insulele neinterconectate prin redistribuirea părții respective din compensația OSP INI în raport cu vânzările de energie electrică realizate către consumatorii lor. Cu toate acestea, stabilirea costurilor de producție în insulele neinterconectate nu este în niciun caz necesară pentru stabilirea compensației financiare pentru OSP INI, indiferent de numărul de furnizori activi în insulele neinterconectate.
(71)
Singura cerință suplimentară pentru deschiderea pieței este redistribuirea către fiecare furnizor a părților respective din compensația OSP INI în raport cu vânzările de energie electrică realizate către clienții lor. Datele referitoare la clienți, în special datele înregistrate de contoare, sunt necesare indiferent dacă unul sau mai mulți furnizori sunt licențiați să furnizeze energie electrică clienților din insulele neinterconectate.
(72)
Prin urmare, acordarea compensației OSP INI pentru furnizori implică doar capacitatea de a atribui datele înregistrate de contoarele clienților unui anumit furnizor deținător de licență, acesta fiind în principal un proces administrativ bazat pe informații colectate în totalitate sau în mare măsură indiferent de deschiderea pieței pe insulele neinterconectate. În al doilea rând, această capacitate este o condiție preliminară pentru exploatarea corespunzătoare a oricărei piețe de furnizare de energie electrică. Prin urmare, costurile aferente nu pot fi acceptate ca temei pentru derogarea referitoare la deschiderea pieței, întrucât acestea nu sunt specifice exploatării sistemelor izolate din insulele neinterconectate și sunt legate de o problemă semnificativă în ceea ce privește exploatarea acestora.
(73)
Este important să se noteze că menținerea unor registre pentru a atribui informațiile înregistrate de contoare furnizorilor reprezintă o parte a infrastructurii care trebuie implementată. Deși implementarea infrastructurii complete planificate va facilita operarea optimă a sistemelor de energie electrică izolate, realizarea deplină a investițiilor aferente nu reprezintă o condiție necesară pentru deschiderea pieței.
(74)
Faptul că poate exista o variație substanțială a valorilor costului de producție variabil anual mediu per insulă neinterconectată este nesemnificativ. Într-adevăr, chiar dacă este motivată, o astfel de variație vizează costul producerii de energie electrică în cadrul sistemelor izolate din insulele neinterconectate. Stabilirea sumei respective este deja necesară pentru administrarea OSP INI în conformitate cu cerințele juridice și, în același timp, nu este afectată deloc de numărul de furnizori care dețin o licență de furnizare pentru clienții situați în insulele neinterconectate. De asemenea, având în vedere faptul că administrarea OSP INI se bazează deja pe un sistem lunar pentru fiecare sistem izolat în parte, este dificil să se conceapă că variațiile anuale substanțiale per insulă neinterconectată pot conduce la probleme semnificative.
(75)
Din cele de mai sus rezultă că numărul de furnizori care dețin o licență de furnizare pentru clienții din insulele neinterconectate nu este legat intrinsec nici de operarea tehnicoeconomică a sistemelor izolate, nici de operarea OSP INI în conformitate cu cerințele juridice relevante.
(76)
De asemenea, poate fi observat faptul că deschiderea pieței are beneficii care depășesc costurile, în cazul în care acestea există, pentru deschiderea pieței. Potrivit observațiilor RAE, furnizorii alternativi din insulele neinterconectate ar putea prezenta beneficii semnificative suplimentare pentru clienții din insulele neinterconectate prin combinarea furnizării de alte servicii cu cea a aprovizionării cu energie electrică.
(77)
Prin urmare, nu ar trebui acordată cererea de derogare permanentă de la articolul 33.
4.4.2.2. Limitarea duratei pentru un sistem izolat de la articolul 33 din Directiva 2009/72/CE
(78)
Având în vedere cele de mai sus, trebuie recunoscut faptul că deschiderea pieței necesită aplicarea unor măsuri practice pentru a permite sistemelor izolate din insulele neinterconectate să fie exploatate pe deplin în conformitate cu Codul INI. Problemele practice referitoare la deschiderea pieței pot implica fie indisponibilitatea registrelor necesare pentru a atribui contoarele și datele înregistrate de acestea furnizorilor, fie faptul că nu este încă instituită configurația optimă a infrastructurii. În acest sens, trebuie avută în vedere acordarea unei derogări de la articolul 33 din Directiva 2009/72/CE, limitată în timp.
(79)
Pentru a evalua durata unei astfel de derogări de la capitolul VIII, sunt relevante următoarele două considerente:
(a)
conform celor subliniate deja, cel mai importat element necesar pentru a permite deschiderea pieței în insulele neinterconectate este disponibilitatea unui registru în insulele neinterconectate care să permită atribuirea datelor înregistrate de contoare unui anumit furnizor. Articolul 327 alineatul (4) din Codul INI prevede ca registrul necesar în acest scop să fie finalizat în cel mult doi ani de la data intrării în vigoare a Codului INI. Din punct de vedere practic, disponibilitatea registrului este o condiție necesară pentru deschiderea pieței;
(b)
completarea deplină a programului de investiții pentru infrastructura care va fi instalată în insulele neinterconectate ar facilita în mod cert exploatarea practică a deschiderii pieței în insulele neinterconectate. Cu toate acestea, aceasta nu este o cerință necesară. Articolul 237 alineatul (7) din Codul INI stabilește un calendar prin care toate insulele neinterconectate actuale ar trebui echipate cu infrastructura suplimentară care trebuie instalată în INI în termen de cel mult cinci ani de la intrarea în vigoare a Codului INI.
(80)
Prin urmare, ar trebui acordată o derogare de la deschiderea pieței pe o perioadă de cel puțin doi ani de la intrarea în vigoare a Codului INI, și anume până la 17 februarie 2016, pentru a institui registrele, care sunt o cerință necesară pentru deschiderea pieței. Întrucât infrastructura completă trebuie instalată în termen de cel mult cinci ani de la intrarea în vigoare a Codului INI, valabilitatea derogării ar trebui limitată, în orice caz, la cinci ani de la intrarea în vigoare a Codului INI, adică până la 17 februarie 2019, pentru oricare sistem izolat din insulele neinterconectate. Cu toate acestea, întrucât derogarea se poate justifica doar în cazurile în care există în continuare probleme substanțiale și materiale pentru deschiderea pieței, care pot fi atribuite în mod direct nefinalizării programului de investiție în infrastructură în insulele neinterconectate, ar trebui să se verifice periodic dacă problemele persistă în cadrul unui anumit sistem izolat dintr-o insulă neinterconectată. O astfel de verificare ar trebui să folosească drept criteriu de referință un plan de investiții din partea DEDDIE, aprobat de autoritățile elene competente, pentru instalarea infrastructurii necesare în insulele neinterconectate. Prin urmare, planul respectiv ar trebui finalizat și aprobat până la 17 februarie 2015.
(81)
Pentru a nu amâna inutil deschiderea pieței, planul de investiții în infrastructură al DEDDIE ar trebui aprobat de RAE și ar trebui să prioritizeze sistemele izolate din Creta și Rodos, întrucât acestea sunt cele mai populate insule neinterconectate.
(82)
Începând cu 17 februarie 2016 și, ulterior, o dată pe an, până la 17 februarie 2019, DEDDIE ar trebui să redacteze un raport, care ar trebui aprobat de RAE, precizând motivele pentru care deschiderea pieței nu a avut încă loc într-un anumit sistem izolat dintr-o insulă neinterconectată. Raportul în cauză ar trebui publicat și comunicat Comisiei.
4.4.3. Derogarea de la dispoziția din capitolul VIII nu include articolul 34
(83)
Obiectul cererii este derogarea de la capitolul VIII din Directiva 2009/72/CE și, prin urmare, ar putea fi considerat ca incluzând o cerere de derogare de la articolul 34 cu privire la liniile directe, în sensul articolului 2 alineatul (15) din Directiva 2009/72/CE.
(84)
Cererea nu precizează dacă derogarea solicitată include, de asemenea, articolul 34 din Directiva 2009/72/CE.
(85)
Prin urmare, chiar dacă obiectul cererii este solicitarea derogării de la articolul 34 din Directiva 2009/72/CE, o astfel de derogare nu ar trebui acordată, întrucât nu a fost prezentat temeiul care stă la baza acesteia.
4.4.4. Interconexiuni - aplicarea derogării de la capitolele III și VIII
(86)
Această derogare are în vedere microsistemele izolate caracterizate tocmai prin faptul că nu sunt sau, în cazul micilor sisteme izolate, că sunt doar într-o măsură foarte limitată interconectate cu alte sisteme de energie electrică.
(87)
Cu toate acestea:
(a)
conform planului de dezvoltare pe zece ani al operatorului de rețea de transport elen, și anume operatorul independent al transportului de energie electrică („ADMIE SA”), aprobat recent, interconectarea insulelor Ciclade este preconizată a fi încheiată până în 2018 în trei etape, o parte dintre insule fiind interconectate cu sistemul interconectat elen cu mult înainte de această dată;
(b)
de asemenea, se preconizează că interconectarea Cretei va fi încheiată până în 2020. Componentele relevante ale proiectului pentru primii trei ani au fost incluse în planul de dezvoltare aprobat în 2013, pe o perioadă de zece ani, al ADMIE. Planul final trebuie inclus în planul de dezvoltare pe zece ani care va fi aprobat în 2014.
(88)
Este necesară precizarea în mod explicit a faptului că această derogare pentru un anumit sistem izolat încetează automat de îndată ce o interconexiune dintre un anumit sistem izolat și sistemul interconectat elen devine complet operațională.
(89)
Deși separată din punct de vedere juridic și funcțional, DEDDIE este deținută în proporție de 100 % de PPC. Spre deosebire de un operator al sistemului de distribuție în sensul Directivei 2009/72/CE, DEDDIE are, de asemenea, sarcini multiple în ceea ce privește exploatarea în sistemele izolate din insulele neinterconectate și exploatarea producției în insulele neinterconectate, inclusiv capacitățile de producere convenționale deținute de PPC și, prin urmare, remunerarea sa economică. Astfel cum s-a menționat mai sus, interconexiunea afectează viabilitatea economică a centralelor electrice convenționale instalate în prezent în sistemele izolate din insulele neinterconectate.
(90)
Derogările ar trebui să se acorde numai dacă sunt proporționale și nu depășesc strictul necesar. Prin urmare, este necesară acordarea unor stimulente clare și asigurarea transparenței în ceea ce privește deciziile de a interconecta sistemele izolate din insulele neinterconectate.
(91)
Articolul 108 din Legea nr. 4001/2011 prevede că:
„ADMIE SA prezintă RAE un plan de dezvoltare pe zece ani a sistemului elen de transport de energie electrică până la 31 martie în fiecare an […] Planul de dezvoltare pe zece ani a sistemului elen de transport de energie electrică trebuie, în special, să: […] (c) prezinte un studiu cost-beneficiu tehnic și financiar pentru lucrările importante de transport […], în special pentru […] conexiunile dintre insule și sistemul de transport, incluzând un calendar, fluxul de numerar estimat și cerințele de finanțare pentru toate proiectele de investiții”
.
(92)
Pentru a se asigura că există stimulente clare și transparență în ceea ce privește deciziile cu privire la interconectarea sistemelor izolate din insulele neinterconectate, autoritățile elene ar trebui să se asigure că:
(a)
în momentul autorizării sau licitării pentru capacitățile noi sau existente pentru un anumit sistem izolat de pe o insulă neinterconectată, ADMIE, DEDDIE și RAE iau în considerare în mod sistematic alternativa interconectării sistemului izolat din care face parte insula neinterconectată în cauză. O astfel de autorizare pentru capacitățile existente și cele noi ar trebui refuzată în cazul în care construirea unei interconexiuni este mai eficientă din punct de vedere al costurilor. Costurile ar trebui să includă toate costurile de furnizare a energiei electrică clienților finali din sistemul izolat, inclusiv compensația OSP INI;
(b)
studiul cost-beneficiu pentru lucrările de transport importante efectuate de ADMIE în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011 ia în considerare numai costurile eficiente de investiție și exploatare a interconexiunii. În special, studiul nu ar trebui să ia în considerare veniturile pierdute sau deprecierea activelor de producere convenționale, deja instalate în insulele neinterconectate;
(c)
împreună cu planul de investiții pe zece ani al ADMIE, în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011, RAE publică costurile totale, inclusiv compensația OSP INI, pentru aprovizionarea cu energie electrică a clienților pentru fiecare sistem izolat din insulele neinterconectate. Cu excepția cazului în care planul de investiții pe zece ani al ADMIE include o interconexiune, în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011 și conform aprobării RAE, aceasta din urmă va organiza o procedură de ofertare, din proprie inițiativă sau la simpla cerere a unui terț, în conformitate cu articolul 22 alineatul (7) litera (b) din Directiva 2009/72/CE pentru construirea unei interconexiuni care să conecteze unul sau mai multe sisteme izolate dintr-o insulă neinterconectată. Interconexiunea ar trebui construită dacă prin construirea acesteia sunt reduse costurile totale, inclusiv compensația OSP INI, pentru aprovizionarea cu energie electrică a clienților din insulele neinterconectate;
(d)
RAE stabilește un termen limită clar pentru finalizarea construirii unei interconexiuni. În cazul în care interconexiunea nu este construită deloc sau nu în termenul stabilit de RAE, ar trebui solicitate daune-interese pentru economiile de costuri neobținute.
4.5. DURATĂ
(93)
Este necesară reexaminarea faptelor pe care se bazează derogarea, în special după data limită de finalizare a planurilor pentru interconectarea anumitor sisteme izolate și după expirarea datei limită de instalare a infrastructurii, în conformitate cu articolul 237 din Codul INI.
(94)
Prin urmare, derogările sunt valabile până la 1 ianuarie 2021.
4.6. EFECT RETROACTIV
(95)
Astfel cum se precizează mai sus, cererea din 17 ianuarie 2012 a reînnoit cererea inițială prezentată în 2003.
(96)
Articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE, abrogată prin Directiva 2009/72/CE, include, de asemenea, dispoziții care permit statelor membre să solicite derogări de la anumite dispoziții ale directivei respective în cazul unor probleme semnificative în ceea ce privește exploatarea micilor sisteme izolate și a microsistemelor izolate. În temeiul articolului 48 din Directiva 2009/72/CE, trimiterile la articolul 26 alineatul (1) abrogat din Directiva 2003/54/CE trebuie interpretate drept trimiteri la articolul 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE.
(97)
Definițiile micilor sisteme izolate și ale microsistemelor izolate utilizate la articolul 2 alineatele (26) și (27) din Directiva 2003/54/CE sunt identice cu cele utilizate la articolul 2 alineatele (26) și (27) din Directiva 2009/72/CE.
(98)
Ambele definiții se referă la cererea de energie electrică în sistemele izolate în 1996, care nu s-a schimbat. De asemenea, Creta nu era interconectată la sistemul interconectat elen nici în 2003, nici în 2012, nici în momentul intrării în vigoare a prezentei decizii privind o derogare.
(99)
Prin urmare, toate microsistemele izolate și micile sisteme izolate de energie electrică care se califică drept microsistem izolat sau mic sistem izolat în cadrul cererii sunt calificate astfel în momentul prezentării cererii inițiale și în momentul intrării în vigoare a prezentei decizii privind o derogare.
(100)
Prin urmare, nu au survenit schimbări de drept sau de fapt cu privire la micile sisteme izolate sau la microsistemele izolate care s-ar putea califica pentru derogare în temeiul Directivei 2003/54/CE și al Directivei 2009/72/CE.
(101)
Articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE a permis acordarea derogării de la capitolul III, care include dispoziții similare celor din capitolul III din Directiva 2009/72/CE cu privire la procedurile de autorizare pentru noile capacități și la ofertarea pentru noile capacități.
(102)
Articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE a permis acordarea derogării de la capitolul VII, care include dispoziții similare celor din capitolul VIII din Directiva 2009/72/CE, cu privire la accesul terților, deschiderea pieței și liniile directe.
(103)
În cazul în care Comisia ar fi acordat derogarea ca răspuns la cererea inițială, aceasta ar fi putut face acest lucru în aceleași condiții precum cele pentru prezenta derogare, în temeiul Directivei 2009/72/CE.
(104)
De asemenea, din 2003 nu s-a înregistrat nicio schimbare în circumstanțele de fapt. Într-adevăr, situația geografică a insulelor neinterconectate, factorii economici care guvernează exploatarea sistemelor de energie electrică din cadrul sistemelor izolate din insulele neinterconectate și natura problemelor semnificative existente în ceea ce privește exploatarea centralelor electrice convenționale în sistemele izolate din cadrul insulelor neinterconectate nu au înregistrat modificări semnificative din 2003.
(105)
Cererea inițială este pendinte din 2003. Absența măsurilor din partea Comisiei nu ar trebui să afecteze Republica Elenă. Republica Elenă și-a respectat obligațiile asumate în baza articolului 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE și a articolului 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE și a prezentat o cerere justificată în mod corespunzător pentru derogare în temeiul articolelor respective pentru sistemele izolate din insulele neinterconectate.
(106)
Prin urmare, este adecvat ca prezenta decizie de derogare să intre în vigoare la data notificării cererii inițiale, și anume la 5 decembrie 2003,
ADOPTĂ PREZENTA DECIZIE:
Articolul 1
Decizia se aplică micilor sisteme izolate și microsistemelor izolate identificate în tabel.
În sensul prezentei decizii, Creta este un mic sistem izolat, iar toate celelalte sisteme izolate sunt microsisteme izolate.
Articolul 2
(1) Se acordă o derogare de la dispozițiile articolului 33 din Directiva 2009/72/CE pentru micile sisteme izolate și microsistemele izolate.
(2) Prezenta derogare este valabilă până la 17 februarie 2016 sau până la instalarea completă a infrastructurii, în conformitate cu articolul 237 alineatul (7) din Codul INI, oricare dintre acestea survine mai târziu. În orice caz, prezenta derogare încetează să se aplice la 17 februarie 2019.
(3) Până la 17 februarie 2015, autoritățile elene vor redacta un plan pentru investițiile de infrastructură, în conformitate cu articolul 237 alineatul (7) din Codul INI, precizând, pentru fiecare sistem izolat din insulele neinterconectate, data până la care infrastructura va fi complet instalată. Planul prioritizează insulele Creta și Rodos.
(4) Începând cu 17 februarie 2016 și, ulterior, o dată pe an, până la 17 februarie 2019, autoritățile elene vor redacta un raport, precizând, pentru fiecare sistem izolat din insulele neinterconectate: (a) dacă s-a realizat deschiderea pieței; (b) starea investițiilor de infrastructură cu privire la planul relevant; (c) problemele substanțiale și semnificative care persistă privind deschiderea pieței; și (d) dacă problemele respective pot fi atribuite direct nefinalizării investițiilor de infrastructură, în conformitate cu articolul 237 alineatul (7) din Codul INI.
Articolul 3
(1) Se acordă o derogare de la dispozițiile articolului 7 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE, conform căreia autorizațiile pentru reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților convenționale existente în microsistemele izolate pot fi acordate direct pentru PPC.
(2) În sensul prezentei derogări:
(a)
capacitățile de producere convenționale existente includ proiectele pentru reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților de producere convenționale pentru care la data notificării prezentei decizii există deja o licență valabilă acordată de RAE;
(b)
demolarea completă a capacităților de producere principale de pe un amplasament existent și înlocuirea acestora cu o nouă instalație de producere a energiei electrice nu se consideră a reprezenta capacități existente, ci se consideră construirea unor noi capacități;
(c)
plasarea capacităților de producere convenționale temporare în perimetrul capacităților existente reprezintă extinderea capacităților existente.
(3) La data expirării autorizației acordate în conformitate cu alineatul (1), autorizația poate fi prelungită, la discreția exclusivă a RAE, cu condiția ca întârzierile să fie cauzate de motive aflate în întregime în afara controlului PPC.
(4) Prezenta derogare nu se mai aplică autorizațiilor acordate în conformitate cu alineatul (1) care au expirat sau au fost anulate.
(5) Toate celelalte dispoziții ale articolului 7 din Directiva 2009/72/CE se aplică în continuare pe deplin.
(6) Prezenta derogare este valabilă până la 1 ianuarie 2021.
Articolul 4
(1) Derogările prevăzute în prezenta decizie nu se mai aplică micilor sisteme izolate și microsistemelor izolate după interconectarea acestora cu sistemul interconectat.
(2) Autoritățile elene:
(a)
iau în considerare în mod sistematic alternativa interconectării sistemului izolat din care face parte insula neinterconectată în momentul autorizării sau ofertării pentru noi capacități în cadrul unui sistem izolat dintr-o insulă neinterconectată. O autorizație pentru noile capacități trebuie refuzată în cazul în care construirea unei interconexiuni este mai eficientă din punct de vedere al costurilor. Costurile includ toate costurile de furnizare a energiei electrice clienților finali în cadrul sistemului izolat, inclusiv compensația OSP INI;
(b)
se asigură că studiul cost-beneficiu al ADMIE privind lucrările importante de transport, prevăzut la articolul 108 din Legea nr. 4001/2011, ia în considerare doar costurile eficiente pentru investiția și exploatarea interconexiunii proiectate. Studiul nu ia în considerare veniturile pierdute sau deprecierea valorii activelor de producere convențională, deja instalate în insulele neinterconectate;
(c)
publică, împreună cu planul de investiții pe zece ani al ADMIE, în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011, costurile totale, inclusiv compensația OSP INI, de aprovizionare cu energie electrică a clienților în fiecare sistem izolat din insulele neinterconectate. Cu excepția cazului în care în planul de investiții pe zece ani al ADMIE este inclusă construcția unei interconexiuni, în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011 și conform aprobării RAE, autoritățile elene vor organiza o procedură de ofertare, din proprie inițiativă sau la simpla cerere a unui terț, în conformitate cu articolul 22 alineatul (7) litera (b) din Directiva 2009/72/CE pentru construirea unei interconexiuni care să conecteze unul sau mai multe sisteme izolate dintr-o insulă neinterconectată. O interconexiune ar trebui construită dacă prin construirea acesteia sunt reduse costurile totale, inclusiv compensația OSP INI, de furnizare a energiei electrice clienților din insulele neinterconectate;
(d)
stabilesc un termen limită clar pentru finalizarea construirii unei interconexiuni. În cazul în care interconexiunea nu este construită deloc sau nu este construită în termenul stabilit, autoritățile elene solicită daune-interese pentru economiile de costuri neobținute.
Articolul 5
Prezenta decizie se aplică de la 5 decembrie 2003.
Articolul 6
Prezenta decizie se adresează Republicii Elene.
Adoptată la Bruxelles, 14 august 2014.