KOMMISSIONENS AFGØRELSE
af 14. august 2014
om at give Den Hellenske Republik dispensation fra visse bestemmelser i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF
(meddelt under nummer C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EUROPA-KOMMISSIONEN HAR -
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde,
under henvisning til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (1), særlig artikel 44, stk. 1, og artikel 48,
under henvisning til ansøgningerne fra Den Hellenske Republik af 17. januar 2012 og 5. december 2003,
efter at have informeret medlemsstaterne om denne ansøgning, og
ud fra følgende betragtninger:
1. PROCEDURE
(1)
Den 17. januar 2012 indsendte det græske ministerium for miljø, energi og klimaændringer (»YPEKA«) en ansøgning (»ansøgningen«) til Kommissionen i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF for visse græske øer, som ikke er sammenkoblet med el-forsyningssystemet på det græske fastland (de ikke-sammenkoblede øer eller »NII'er«).
(2)
Den 12. september 2012 anmodede Kommissionen den græske energitilsynsmyndighed (»RAE«) om at kommentere på ansøgningen. RAE svarede på denne anmodning den 16. november 2012 (»RAE-udtalelsen«).
(3)
RAE fremsendte yderligere begrundelser af ansøgningen den 17. december 2013, den 23. december 2013, den 4. februar 2014, den 28. februar 2014 og den 17. marts 2014.
(4)
Den 14. marts 2014 (med et tillæg indsendt den 20. marts 2014) informerede Kommissionen medlemsstaterne om ansøgningen i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF med en anmodning om fremsættelse af eventuelle bemærkninger inden den 25. marts 2014. Der blev ikke fremsat nogen bemærkninger.
(5)
Med ansøgningen fornyede YPEKA den anmodning, der blev indsendt af ministeriet for udvikling den 5. december 2003 i overensstemmelse med artikel 26, stk. 1, i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/54/EF (2) (den »oprindelige ansøgning«), om en dispensation fra visse bestemmelser i direktiv 2003/54/EF. Selv om de indledende tiltag til at undersøge den oprindelige ansøgning blev igangsat, blev dispensationen i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF hverken givet eller afvist.
2. ANSØGNINGEN INDSENDT AF YPEKA
2.1. OMFANGET AF DEN ANMODEDE DISPENSATION
(6)
I ansøgningen anmodes der om dispensation fra kapitlerne III og VIII i direktiv 2009/72/EF.
(7)
Kapitel III i direktiv 2009/72/EF refererer til bevillingsproceduren og udbud med henblik på ny kapacitet. Kapitel VIII refererer til tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
2.2. DEN NUVÆRENDE OPBYGNING AF ELEKTRICITETSSYSTEMET PÅ NII'ERNE
(8)
De græske energimarkeder er primært styret af græsk lov nr. 4001/2011, som gennemfører direktiv 2009/72/EF. Lov nr. 4001/2011 trådte i kraft den 22. august 2011.
(9)
DEDDIE SA (»DEDDIE«) er den græske distributionssystemoperatør og er 100 % ejet af, men er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra, det græske statslige elektricitetsselskab (»PPC«), som er den nuværende græske elektricitetsproducent og -leverandør. Netaktiverne, der drives af DEDDIE, ejes af PPC.
(10)
I henhold til artikel 127 i lov nr. 4001/2011 er DEDDIE ansvarlig for udviklingen, driften og vedligeholdelsen af det græske elektricitetsdistributionssystem, som omfatter elektricitetsdistributionssystemet på NII'erne.
(11)
Derudover er DEDDIE ansvarlig for driften af elektricitetssystemerne på NII'erne. Disse opgaver omfatter: i) udarbejdelse af en produktionsudviklingsplan for mikro-isolerede systemer, herunder et program til at sammenkoble dem med andre NII'er ii) sikring af, at de nødvendige anlæg er tilgængelige til at etablere ny produktionskapacitet, udvide eksisterende kapacitet eller leveringskomponenter og udvide det græske elektricitetsdistributionssystem til ikke-sammenkoblede øer og mikro-isolerede systemer iii) indgåelse af kontrakter med licensindehavere, som administrerer elektricitetsforsyningen til og fra systemet, levering af supplerende tjenester til NII'ernes distributionssystemer og aflønning af elektricitetsproducenterne, afgifter til kunder og leverandører for den leverede elektricitet og for andre krediteringer og debiteringer i de særlige regnskaber, eksempelvis regnskaberne til aflønning for de offentlige serviceforpligtelser.
(12)
Ved artikel 137, stk. 1, i lov nr. 4001/2011 fastsættes, at alle elektricitetskunder klassificeres som egnede kunder med undtagelse af kunder i mikro-isolerede net i henhold til artikel 139 i samme lov.
(13)
I henhold til artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011:
»Med undtagelse af tilfælde, hvor elektricitet produceres ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybridkraftværker og i tilfælde af uafhængige producenter, hvis der er givet dispensation i overensstemmelse med bestemmelserne i artikel 139, kan der kun gives en produktionslicens til PPC SA i overensstemmelse med visse licensbestemmelser. PPC SA er ansvarlig for den uafbrudte forsyning til mikro-isolerede systemer, hvortil det har fået licens, og sikring af den langsigtede finansielle drift af elektricitetssystemerne på disse øer.«
(14)
I henhold til artikel 134 i lov nr. 4001/2011:
»Uden at dette berører bestemmelserne i artikel 139 i nærværende lov gives der kun forsyningslicenser til mikro-isolerede net til PPC SA i overensstemmelse med kravene i licensbestemmelserne. PPC SA skal forsyne ikke-egnede kunder med elektricitet på anmodning.«
(15)
I henhold til artikel 139 i lov nr. 4001/2011 kan der gives dispensation fra bestemmelserne i lov nr. 4001/2011 i overensstemmelse med artikel 44 i direktiv 2009/72/EF.
(16)
Ministerbeslutning nr. PD5/EL/B/F IB/12924 vedtaget i henhold til artikel 28 i græsk lov nr. 3426/2005 fastsætter, at elektricitetsforsyningen fra enhver elektricitetsproducent til forbrugere på NII'er betragtes som en offentlig serviceforpligtelse (»NII OSP«) af almen økonomisk interesse. Af hensyn til den sociale sammenhørighed skal elektricitetsleverandører på en NII levere elektricitet til en pris, der pr. kundekategori svarer til prisen for kunderne i det græske sammenkoblede system.
(17)
Artikel 52 i græsk lov nr. 4001/2011 fastsætter, at kunder på ikke-sammenkoblede øer har ret til særlige tjenester, både i forhold til pris og i forhold til kvalitet og forsyningssikkerhed, samt gennemsigtighed i forhold til de kontraktuelle vilkår og betingelser. Leverandører af NII OSP modtager, imod at varetage OSP'en, en økonomisk kompensation, der beregnes på baggrund af den metode, som er fastsat af RAE's beslutning 24/2014 (3). Denne metode er baseret på forskellen mellem de samlede produktionsomkostninger på de ikke-sammenkoblede øer (variable og faste) og den samlede markedspris, som leverandørerne står over for i det sammenkoblede system (systemets marginalomkostninger plus alle andre mekanismer i det græske sammenkoblede system). NII OSP-kompensationen beregnes på månedlig basis og pr. selvstyrende øsystem og er underlagt RAE's kontrol. NII OSP-kompensationen tilvejebringes via en afgift for alle kunder, inklusive dem på NII'erne. (4) NII OSP-mekanismen administreres af LAGIE, den græske statsejede markedsoperatør. Ministerbeslutning D5-EL/B/F1/oik.27547 af december 2011 (5) baseret på bestemmelserne i artikel 55, stk. 3, i lov nr. 4001/2011, fastsatte, at NII OSP skal tilbydes af alle leverandører, hvorved alle leverandører derfor er berettigede til NII OSP-kompensation.
(18)
Sekundær lovgivning regulerer mere udførligt forsyningen og produktionen af elektricitet på NII'erne. Ved RAE's beslutning nr. 39/2014 af 28. januar 2014 adopterede RAE kodekset for forvaltning af elektricitetssystemer på de ikke-sammenkoblede øer (»NII-kodekset«), som regulerer en lang række anliggender vedrørende driften af de isolerede systemer på NII'erne, herunder markedsåbning, markedsafregning og elektricitetsproduktion. NII-kodekset trådte i kraft på dagen for dets offentliggørelse, dvs. den 17. februar 2014.
2.3. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF ISOLEREDE SYSTEMER
(19)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved driften af Grækenlands isolerede elektricitetssystemer:
a)
en stor variation af elektricitetsefterspørgslen i mikro-isolerede systemer, som accentueres af: i) turismeaspektet i forhold til øernes økonomiske udvikling; og ii) den øgede markedsindtrængning af vedvarende energikilder (»RES«).
Disse faktorer medfører en negativ påvirkning af belastningsfaktoren for varme- eller konventionel produktionskapacitet og af muligheden for at dække omkostningerne ved investeringer i en sådan produktionskapacitet
b)
den store variation i vejrforholdene på øerne, som påvirker efterspørgslen og forårsager driftsforstyrrelser i produktionssystemerne og som følge deraf kræver omfattende reserver.
(20)
I ansøgningen fremhæves følgende problemer ved udviklingen af konventionel elektricitetsproduktion i de Grækenlands små, isolerede elektricitetssystemer:
a)
det er vanskeligt eller endda umuligt at finde egnede områder til nye, konventionelle kraftværker i de mikro-isolerede systemer, hvilket primært skyldes offentlig modstand
b)
NII'ernes lille størrelse, som giver anledning til store skift i den langsigtede udviklingsplanlægning af kraftvarmeproduktionen som følge af elektricitetsforbrugernes uforudsigelige investeringer (eksempelvis store turistkomplekser eller håndværksfaciliteter), der kræver hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til elektricitetsefterspørgslen
c)
elektricitetsefterspørgslen i NII'ernes isolerede systemer forventes at stige med 2 % pr. år indtil 2017. Selvom PPC har fået bevillinger til at etablere den yderligere påkrævede kapacitet, og etableringen allerede er planlagt (i 2017 forventes denne at dække alle NII'ers efterspørgsel med de nødvendige reservemarginer), har det ikke altid været muligt at overholde tidsplanen
d)
den lille belastningsstørrelse, de store belastningsvariationer og den øgede markedsindtrængning af RES i de fleste mikro-isolerede systemer begrænser de tilgængelige teknologiske løsninger til konventionel produktion, hvorved udvalget begrænses til små produktionsanlæg, som er drevet af tung olie med et lavt svovlindhold eller af let olie
e)
udbudsprocedurerne til ny strømproduktion er tidskrævende. Der går to et halvt til tre år fra bevillingen gives, indtil strømgeneratorerne påbegynder driften
f)
udviklingen af planer om konstruktionen af sammenkoblingsforbindelser mellem det græske sammenkoblede system og de mikro-isolerede systemer på NII'erne underminerer interessen for at investere i konventionel produktionskapacitet på NII'erne. Der er planlagt sammenkoblingsprojekter med Kykladerne og Kreta.
(21)
Som følge deraf må der regelmæssigt findes løsninger på nødsituationer, eksempelvis leje af mobile, dieseldrevne strømgeneratorer eller gasturbiner. Nødtvungne situationsafhængige bevillinger til nødproduktionsbehov er ikke ønskværdige, da de giver anledning til uøkonomisk leje af udstyr, i stedet form at udstyr købes. Ansøgningen giver flere eksempler på, at uforudsete hændelser har givet anledning til længerevarende brug af mobile strømgeneratorer.
(22)
Ansøgningen fremhæver følgende problemer ved markedsåbningen i de Grækenlands isolerede elektricitetssystemer på NII'erne:
a)
For at give mulighed for markedsåbning skal der udvikles og bygges en specifik infrastruktur i de isolerede systemer på NII'erne. Denne infrastruktur forudsætter, at der bygges kontrolcentre, som skal administrere: i) den daglige produktionsplanlægning; og ii) markedsafregning i hvert isoleret system ved at fordele produktionsomkostningerne i hvert isoleret system til de leverandører, som er aktive deri.
Den nødvendige infrastruktur er omkostningskrævende, og omkostningerne bæres af forbrugerne
b)
På grund af NII OSP er elektricitetsprisen den samme for hver kundekategori på det græske territorium. De højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal derfor ydes kompensation til de leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder.
Det hævdes, at de store variationer i værdierne for den gennemsnitlige årlige variable produktionsomkostning pr. NII ville gøre afregningsmekanismen for markedet kompliceret.
(23)
Som følge deraf mener YPEKA, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet sammen med markedsåbning i de isolerede systemer på NII'erne medfører omkostninger, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(24)
Ansøgningen indeholder ikke en dato for, hvornår den anmodede dispensation ville ophøre.
3. RAE-UDTALELSEN
3.1. OMFANGET AF DISPENSATIONEN
3.1.1. Dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF
(25)
RAE er af den opfattelse, at dispensationen fra kapitel III i overensstemmelse med artikel 44, stk. 1 ikke bør vedrøre etableringen af ny elektricitetskapacitet, som kan udvikles i et isoleret system, men kun renoveringen, opgraderingen eller udvidelsen af eksisterende produktionskapacitet. Eksisterende produktionskapacitet består af kraftværker, som allerede er i drift eller under konstruktion på NII'erne. Alle nye kraftværker, som bygges på disse øer, betragtes som ny produktionskapacitet.
(26)
RAE bemærker, at uafhængige strømproducenter (»IPP'er«) (dvs. andre producenter end PPC) i de sidste to årtier har udvist en stærk interesse i at udvikle kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder, i alle mikro-isolerede systemer. Som følge deraf bør tredjeparts adgang til alle NII'ers strømsystemer vedrørende udviklingen af værker, der anvender vedvarende energikilder, og kraftvarmeværker ikke begrænses.
(27)
RAE erklærer, at den ikke vil modsætte sig, at der gives dispensation til aktivering af nye konventionelle kraftværker, forudsat at visse betingelser er opfyldt. Dog tillader artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke muligheden for at dispensere fra ny kapacitet.
(28)
RAE vurderer, at kapacitetsudvidelsen af eksisterende konventionelle kraftværker hovedsageligt vedrører en kortvarende kapacitetsmangel på NII'erne, der stammer fra uventede skader på eksisterende kapacitet eller forsinket etablering af ny kapacitet, især i perioder med stor efterspørgsel (eksempelvis sommerhøjsæsonen). Disse udvidelser er underlagt en åben udbudsprocedure i henhold til artikel 8 i direktiv 2009/72/EF. En sådan procedure er tidskrævende og ikke velegnet til nødsituationernes presserende karakter.
(29)
RAE accepterer, at PPC bør tage sig af sådanne nødsituationer. Når det tages i betragtning, at PPC er i stand til at flytte mobile konventionelle enheder fra øer, hvor der er et kapacitetsoverskud, til de øer, hvor der er et kapacitetsunderskud, er det muligt, at denne løsning også er den mest økonomiske.
(30)
RAE understreger, at enhver dispensation skal tillade, at den passende licensprocedure for nødstilfældesituationer specificeres, og specifikt hvilke af de kriterier, der er nævnt i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF, som skal undersøges af de kompetente licensmyndigheder.
(31)
RAE skønner, at dispensationen bør gives med en begrænset varighed, eksempelvis maksimalt 10 år.
3.1.2. Dispensation fra direktivets kapitel VIII
(32)
I følge RAE er forsyningen af elektricitet på NII'erne rent praktisk forbundet med NII OSP og NII OSP-kompensationen, da i) omkostningerne til elektricitetsproduktion på NII'erne er betragteligt højere end omkostningerne på fastlandet, og ii) den græske stat kræver en ensartet pris pr. kundekategori på hele det græske territorium.
(33)
NII-kodekset omfatter installationen af bestemt måle- og kontroludstyr på NII'erne til måling på timebasis, energistyring og kontrolcentre, overvågning og tilhørende IT-systemer. RAE fastholder, at denne infrastruktur er nødvendig for:
a)
at sikre, at OSP-omkostningerne er gennemsigtige, ikke-diskriminerende og kan verificeres
b)
den korrekte drift og fornuftige forvaltning af de elektriske systemer for at opnå den mest økonomiske drift og dermed en større reduktion af NII OSP-afgifterne for elektricitetsforbrugerne
c)
at opnå en større markedsindtrængning af RES og kraftvarmeværker, herunder teknologier indenfor vedvarende energikilder med komplekse og særlige krav til forvaltningen af disse, såsom RES med lagring, solvarmekraftværker, osv.
d)
at garantere den nødvendige gennemsigtighed i forvaltningen af de isolerede systemer, hvorved en ikke-diskriminerende behandling af alle markedsdeltagere, især producenter, sikres.
(34)
RAE mener, at, uanset om en eller flere leverandører har licens til at være aktive i et mikro-isoleret system, skal denne infrastruktur etableres i de isolerede systemer på NII'erne.
(35)
De estimerede omkostninger til etableringen af denne infrastruktur forventes ikke at overstige 20 til 30 millioner euro for alle NII'er, inklusive Kreta og Rhodos. RAE anser dette beløb for at være rimeligt, især når de forventede fordele, dvs. sikring af gennemsigtighed og verificering af NII OSP samt den fornuftige og kontrollerede drift af de isolerede elektricitetssystemer, tages i betragtning.
(36)
I modsætning til YPEKA mener RAE, at licensudstedelse til, at mere end en leverandør kan være aktiv i et givent isoleret system på NII'erne, ikke vil medføre betydelige ekstraomkostninger til den påkrævede infrastruktur, da den samme infrastruktur i alle tilfælde allerede er nødvendig for den daglige planlægning af de produktionsenheder, der findes på NII'erne, markedsafregning og tilvejebringelsen af NII OSP.
(37)
Endvidere vurderer RAE, at der er yderligere betydelige fordele for NII-kunderne ved at tillade, at der er mere end en enkelt aktiv leverandør.
(38)
Følgeligt mener RAE, at den permanente udelukkelse af alternative leverandører på NII-markeder ikke er berettiget. Etableringen af den nødvendige infrastruktur som beskrevet ovenfor forventes at være fuldført inden for en periode på tre til fem år. RAE vil ikke modsætte sig en mulig dispensation uden nogen yderligere forlængelse udelukkende for denne tidsperiode.
(39)
RAE bemærker endvidere, at dispensationen automatisk bør ophøre med at være gældende i tilfælde af, at et givent isoleret systems status på NII'erne ændres således, at det ikke længere hører under kategorien for små eller mikro-isolerede systemer. Dette ville kunne ske i tilfælde, hvor de isolerede systemer på NII'erne sammenkobles med det græske sammenkoblede system.
4. VURDERING
4.1. ANSØGNINGENS JURIDISKE GRUNDLAG
(40)
I artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF gives mulighed for at dispensere fra visse bestemmelser i direktivet, såfremt dispensationen gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
(41)
I henhold til artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF er et lille isoleret system ethvert system med et forbrug på under 3 000 GWh i 1996, som får mindre end 5 % af sit årlige forbrug dækket via sammenkobling med andre systemer.
(42)
I henhold til artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF er et mikro-isoleret system ethvert system med et forbrug på under 500 GWh i 1996, uden forbindelse til andre systemer.
(43)
De isolerede systemer, som er identificeret i ansøgningen, består af en og, lejlighedsvist, flere NII'er (se kolonnerne 1 og 2 i tabellen). Selv om et isoleret system består af flere NII'er, der er sammenkoblet med hinanden, er det elektricitetssystem, som udgøres af disse sammenkoblede NII'er, isoleret i den forstand, at det ikke er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(44)
Ansøgningen hævder, at 31 af de 32 isolerede systemer er mikro-isolerede systemer, hvoraf det største er Rhodos. De mikro-isolerede systemer, hvortil ansøgningen er blevet udarbejdet, repræsenterede 5,24 % af det samlede salg af elektricitet i Grækenland i 2010. Kretas isolerede system betragtes som et lille isoleret system. I 2010 repræsenterede Kreta 3,01 % af den græske elektricitetsefterspørgsel.
Årlig efterspørgsel pr. isoleret system
Årlig efterspørgsel (MWh)
Årlig efterspørgsel i 1996
Navnet på det isolerede system
NII'er, der er en del af det isolerede system
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nej
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Inousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinoussa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Siros
Siros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Santorini
Santorini
Thirassia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Delos
Mykonos-Delos
45 740
78 049
115 071
112 978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skiros
Skiros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Simi
Simi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astipálea
Astipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Agios Efstratios
Agios Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythera
Antikythera
70
199
228
241
Ja
Ja
Arki og Marathi
Arki og Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Tabellen herover omfatter de isolerede systemer som fremgår af ansøgningen og indeholder oplysninger om hvert enkelt af dem. Ud fra disse oplysninger kan det udledes, at alle isolerede systemer, med undtagelse af Kreta, i 1996 havde en elektricitetsefterspørgsel, der kategoriserer dem som mikro-isolerede systemer som defineret i artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF. Med hensyn til Kreta bør desuden nævnes, at Kreta ikke var og stadig ikke er sammenkoblet med nogen andre elektricitetssystemer, og at procentandelen af efterspørgslen, der blev leveret igennem sammenkoblingsforbindelser, derfor var og stadig er nul, dvs. lavere end 5 %. Kreta er dermed et lille isoleret system som defineret i artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
(46)
RAE-udtalelsen kommenterede ikke på de isolerede systemer, der er identificeret i ansøgningen.
(47)
Kommissionen konkluderer dermed, at de isolerede systemer, som er angivet i kolonne 1 i ovenanførte tabel, alle er mikro-isolerede systemer, jf. artikel 2, stk. 27, i direktiv 2009/72/EF, med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system, jf. artikel 2, stk. 26, i direktiv 2009/72/EF.
4.2. BETYDELIGE PROBLEMER FOR DRIFTEN AF KONVENTIONELLE KRAFTVÆRKER I MIKRO-ISOLEREDE SYSTEMER
(48)
Kommissionen er af den opfattelse, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer. Dette skyldes i særdeleshed følgende:
a)
Størrelsen på den belastning, som skal forsynes på øerne, giver ikke mulighed for, at der bygges større, mere effektive og rentable konventionelle kraftværker. Desuden er det også således, at for at et isoleret system skal kunne drives indenfor acceptable sikkerhedsmarginer, kan det ikke være afhængigt af et enkelt kraftværk.
I ingen af de mikro-isolerede systemer oversteg den årlige spidsbelastning på 188,5 MW i 2013. Gennemsnits- og medianspidsbelastningen på henholdsvis 20,8 og 4,2 MW er meget mindre.
Ingen af de konventionelle kraftværker, som på nuværende tidspunkt er etableret i de mikro-isolerede systemer, har en kapacitet, som overstiger 27 MW. Gennemsnits- og mediankraftværksstørrelsen er med henholdsvis 3,9 og 1,1 MW meget mindre.
Den lille belastning, som skal forsynes, den store variation i efterspørgslen, som påvirkes yderligere af den øgede markedsindtrængning af RES, reducerer også udvalget af teknologierne til de konventionelle kraftværker, som kan anvendes i mikro-isolerede systemer.
Al konventionel produktionskapacitet i de NII isolerede systemer er diesel- eller brændselsoliedrevet.
b)
De årlige belastningsfaktorer i alle mikro-isolerede systemer er lave. Belastningsfaktoren oversteg ikke 0,54 i 2012 i nogen af de mikro-isolerede systemer. Den gennemsnitlige og median spidsbelastning, som begge er på 0,38, er endnu mindre. I betragtning af prioritetsadgangen for RES og det faktum, at de belastningsfaktorer, der anvendes her, afspejler hele det mikro-isolerede systems elektricitetssystem, er belastningsfaktoren for konventionelle kraftværker på NII'er endnu lavere.
Den årlige belastningsfaktor i det græske sammenkoblede system er normalt ca. 50 % for alle blokke og 65 % for kraftværksblokke (6).
Den årlige belastningsfaktor er vejledende for det reelle brug, som skabes af kraftværker i løbet af et givent år, og dermed deres evne til at skabe omsætning.
Den øgede markedsindtrængning af RES vil reducere den belastning, som skal forsynes af konventionelle kraftværker, yderligere.
c)
Der findes flere projekter, der har til hensigt at sammenkoble NII'erne, især Kykladerne og Kreta, med det sammenkoblede system på det græske fastland. Som forklaret ovenfor er konventionelle kraftværker på NII'er ikke lige så effektive som kraftværker, der er etableret i det sammenkoblede system, og det er derfor ikke sandsynligt, at de er økonomisk bæredygtige, så snart de NII'er, hvor de er etableret, sammenkobles.
Muligheden for, at et isoleret system sammenkobles, er derfor en alvorlig hæmsko for investeringen i konventionel kapacitet på NII'erne.
d)
Den relativt lille belastning, der skal forsynes, betyder, at relativt små skift i efterspørgslen sandsynligvis vil påvirke den produktionskapacitet, der er påkrævet i et givent isoleret system. Den manglende sammenkoblingskapacitet betyder, at alle ændringer i efterspørgslen nødvendigvis skal tilpasses den produktionskapacitet, der findes i det mikro-isolerede system.
Denne faktor øger behovet for hensigtsmæssighed og fleksibilitet i forhold til at leve op til længevarende skift i efterspørgslen.
Dette behov for fleksibilitet forstærkes yderligere af de oplevede vanskeligheder med hensyn til at finde egnede områder til konventionelle kraftværker på NII'erne samt varigheden af licens- og tilladelsesprocedurerne.
e)
Forholdet mellem den maksimale og den minimale årlige efterspørgsel i 2012 (7) i alle mikro-isolerede systemer er mindst 3,35, men er højere, og ofte meget højere, for et givent mikro-isoleret system. Det gennemsnitlige forhold og medianforholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel er netop 6,27 og 5,98.
Forholdet mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel i 2010 i det græske sammenkoblede system er ca. 3.
Det højere forhold mellem den maksimale og den minimale efterspørgsel afspejler graden af fleksibilitet og reserver, som, selv i et givent år, skal være tilgængelige i den produktionskapacitet, som findes i et isoleret system.
I denne henseende er det værd at bemærke, at i 2012 stammede ca. 60 % af de mikro-isolerede systemers brug fra mobile strømgeneratorer.
(49)
Kommissionen konkluderer derfor, at der findes betydelige problemer for driften af konventionelle kraftværker i mikro-isolerede systemer på NII'erne som identificeret i tabellen herover.
4.3. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL III
4.3.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for ny kapacitet
(50)
I henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF kan der kun gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III for så vidt angår renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet.
(51)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til ny kapacitet.
(52)
I stedet, i betragtning af, at de isolerede systemer på NII'erne er distributionsnet, hvis bevillingsproceduren for ny kapacitet ikke skulle tillade den tilfredsstillende bevilling af ny kapacitet for de isolerede systemer på NII'erne, kan de græske myndigheder overveje at anvende bestemmelserne i artikel 7, stk. 3, i direktiv 2009/72/EF til ny, lille konventionel kapacitet. En sådan ny, lille konventionel kapacitet kan eksempelvis inkludere midlertidig produktionskapacitet, som kan gøres tilgængelig på lang sigt, uden at den permanent hører til et bestemt sted.
4.3.2. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III kan ikke gælde for Kreta
(53)
Som anført ovenfor er alle NII'er mikro-isolerede systemer med undtagelse af Kreta, som er et lille isoleret system.
(54)
Som følge deraf kan der ikke gives dispensation fra bestemmelserne i kapitel III i direktiv 2009/72/EF til Kreta.
4.3.3. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel III dækker ikke kraftvarmeværker og værker, der anvender vedvarende energikilder
(55)
Ansøgningen nævner ikke eksplicit, at den anmodede dispensation kun vedrører konventionelle kraftværker.
(56)
Artikel 133, stk. 3, i lov nr. 4001/2011 udelukker udtrykkeligt elektricitet, som er produceret ved hjælp af vedvarende energikilder, ved højeffektiv kraftvarmeproduktion eller hybrid kraftværker og ved uafhængige producenter, fra omfanget af den eksklusive produktionslicens, som kan gives til PPC. Det samme gælder fra artikel 225 i NII-kodekset.
(57)
Desuden vedrører den fremlagte begrundelse kun betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker. Faktisk argumenteres der for, at disse kraftværker står overfor betydelige problemer, som blandt andet er et resultat af den øgede markedsindtrængning af RES.
(58)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen skulle have til hensigt at anmode om dispensation fra kapitel III i direktiv 2009/72/EF til produktionsværker på nær konventionelle kraftværker, kan en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.3.4. Der kan gives dispensation til bevillingen til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet
(59)
I betragtning af de ovennævnte, betydelige problemer ved driften af konventionelle kraftværker i små isolerede systemer, kan der gives dispensation til bevillingen af eksisterende konventionel kapacitet for så vidt, at dette vedrører renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet. En sådan bevilling kan gives direkte til PPC.
(60)
I forbindelse med denne dispensation:
a)
består eksisterende konventionel produktionskapacitet af projekter til konstruktionen af konventionel produktionskapacitet, hvortil RAE allerede har givet licens, og som ikke er blevet annulleret på den dato, hvor denne afgørelse træder i kraft
b)
betragtes fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation som konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets område udvidelsen af eksisterende kapacitet.
(61)
Der er dog ikke grundlag for en dispensation fra kriterierne og bestemmelserne, som eksempelvis dem, der er fastsat i artikel 7, stk. 2, i direktiv 2009/72/EF, hvortil der er givet bevilling til PPC.
(62)
Derudover er det vigtigt, i tilfælde af, at dispensationen gives direkte til PPC, at betingelserne fastsætter forpligtelserne med hensyn til, hvornår det godkendte konventionelle kraftværk skal være driftsklar, og inkluderer bestemmelser, der sikrer fuld og effektiv overensstemmelse med sådanne forpligtelser. Efter RAE's eget skøn kan en sådan bevilling, ved bevillingens udløb, forlænges, men kun hvis bevillingen udløb af årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol. Efter udløbet bør RAE iværksætte en bevillingsprocedure i fuld overensstemmelse med artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og dermed inkludere deltagelsen af tredjeparter.
4.3.5. Dispensationen kan ikke dække udbud med henblik på ny kapacitet
(63)
Pr. definition vedrører bevillingsproceduren som defineret i artikel 8 i direktiv 2009/72/EF den kapacitet, der stadig skal konstrueres og bevilliges, og som følgeligt konstituerer ny kapacitet.
(64)
Som følge af ovenstående bør der i henhold til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF ikke gives dispensation til ny kapacitet.
4.4. VURDERING AF DEN ANMODEDE DISPENSATION FRA KAPITEL VIII
4.4.1. Dispensationen fra bestemmelserne i kapitel VIII dækker ikke artikel 32 om tredjeparts adgang
(65)
Ansøgningen vedrører dispensationen fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra bestemmelserne i artikel 32 om tredjeparts adgang (»TPA«).
(66)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 32 i direktiv 2009/72/EF, og den giver heller ikke noget grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation. Lov nr. 4001/2011 og NII-kodekset forpligter i stedet DEDDIE til at give ikke-diskriminerende adgang til det distributionssystem, som drives af DEDDIE (eks. artikel 127 i lov nr. 4001/2011), til tredjeparter. Som følge deraf kan der ikke gives en sådan dispensation.
4.4.2. Dispensation fra artikel 33 om markedsåbning og gensidighed
4.4.2.1. Der er ikke grundlag for at give permanent dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(67)
Ansøgningen argumenterer overvejende for, at PPC fortsat bør være eneste leverandør, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, på baggrund af, at udviklingen af den nødvendige infrastruktur til drift og tilsyn med elektricitetsmarkedet i mikro-isolerede systemer sammen med dem, som er nødvendige for markedsåbning for tredjeparter, medfører driftsomkostninger for NII-operatøren, som opvejer de fordele, som kan tilfalde forbrugerne ved markedsåbning.
(68)
Som det viser sig i RAE-udtalelsen, har den infrastruktur, der er etableret på NII'erne, til hensigt at sikre, at NII OSP kan administreres på en gennemsigtig, verificerbar og ikke-diskriminerende måde i overensstemmelse med eksisterende lovgivning. Endvidere er infrastrukturen ud fra et teknisk og økonomisk synspunkt nødvendig for at drive de isolerede systemer på NII'erne. Følgeligt, da infrastrukturen i alle tilfælde er nødvendig for at overholde de krav, uanset hvor mange leverandører, som har licens på NII'erne, øger markedsåbningen ikke omkostningerne til infrastrukturen.
(69)
Selv hvis en lignende infrastruktur er nødvendig, er markedsåbning i sig selv ikke forbundet med den tekniske drift af de isolerede systemer på NII'erne eller med NII OSP, da der på den ene side ikke er nogen kausal forbindelse mellem den tekniske og økonomiske drift af disse isolerede systemer og forvaltningen af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav og spørgsmålet om en eller flere leverandører har licens til at forsyne elektricitetsforbrugere på NII'erne på den anden side.
(70)
Det er korrekt, at de højere produktionsomkostninger på NII'erne, sammenlignet med produktionsomkostningerne i det sammenkoblede system, skal dækkes af leverandører, der er aktive på NII'erne, ved at fordele den respektive del af NII OSP-kompensationen som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Fastsættelse af produktionsomkostningerne på NII'erne er dog stadig nødvendig for at fastsætte den økonomiske kompensation for NII OSP, uden hensyn til antallet af aktive leverandører på NII'erne.
(71)
Det eneste ekstra krav til markedsåbning er fordelingen af den respektive del af NII OSP-kompensationen til hver leverandør som en funktion af elektricitetssalget til deres kunder. Selv de tilhørende kundedata, især målerdata, er påkrævede, uanset om en eller flere leverandører har licens til at forsyne NII-baserede kunder.
(72)
Følgeligt medfører tildelingen af NII OSP-kompensationen til leverandørerne blot muligheden for at tilskrive kundernes målerdata til en bestemt, autoriseret leverandør, hvilket primært er en administrativ proces, som er baseret på oplysninger, der udelukkende eller i meget høj grad er indsamlet uden hensyn til om der findes markedsåbning på NII'erne eller ej. For det andet er denne mulighed en forudsætning for den korrekte drift af ethvert elektricitetsforsyningsmarked. Sådanne omkostninger kan derfor ikke accepteres som grundlag for dispensationen fra markedsåbning, da de ikke er specifikke for driften af de isolerede systemer på NII'erne og ikke er forbundet med betydelige problemer med driften deraf.
(73)
Det er vigtigt at bemærke, at udarbejdelsen af registre til tilskrivning af måleroplysninger til leverandører udgør en del af den infrastruktur, som skal etableres. Hvorimod etableringen af den samlede, påtænkte infrastruktur vil facilitere den optimale drift af de isolerede elektricitetssystemer, er den fulde realisering af de tilhørende investeringer ikke en nødvendig betingelse for, at markedsåbningen kan finde sted.
(74)
Det faktum, at der muligvis findes store variationer i værdierne for den gennemsnitlige, årlige variable produktionsomkostning pr. NII, er uvæsentlig. Selv hvis denne variation blev begrundet, vedrører denne variation netop omkostningerne ved produktion af elektricitet i de isolerede systemer på NII'erne. Fastsættelsen af dette beløb er allerede nødvendig for at administrere NII OSP i overensstemmelse med de juridiske krav og er desuden ikke på nogen måde påvirket af antallet af leverandører, som har licens til at forsyne NII-baserede kunder. Endvidere, i betragtning af, at forvaltningen af NII OSP stadig er baseret på et månedsbaseret system, som er separat for hvert isoleret system, er det svært at forestille sig, at store årlige variationer pr. NII kan give anledning til materielle problemer.
(75)
Det fremgår af ovenstående, at antallet af leverandører, der har licens til at forsyne kunder på NII'erne, hverken er uløseligt forbundet med den tekniske og økonomiske drift af de isolerede systemer, ej heller med driften af NII OSP i henhold til de relevante juridiske krav.
(76)
Det kan endvidere bemærkes, at markedsåbning har fordele som opvejer omkostningerne, der eventuelt måtte eksistere, ved markedsåbningen. Som RAE bemærker, kunne alternative leverandører på NII'erne give yderligere, betydelige fordele for NII-baserede kunder ved at kombinere leveringen af andre tjenester med elektricitetsforsyningstjenesten.
(77)
Som følge deraf bør anmodningen om dispensation på permanent basis fra artikel 33 ikke gives.
4.4.2.2. Begrænsning i varigheden for et isoleret system fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF
(78)
I betragtning af ovenstående skal det anerkendes, at markedsåbning kræver opsætning af praktiske arrangementer for at muliggøre, at isolerede systemer på NII'er kan drives i fuld overensstemmelse med NII-kodekset. Praktiske problemer i forbindelse med markedsåbning kan enten medføre, at de registre, der er nødvendige for tilskrivning af målere og målerdata til leverandørerne, ikke er tilgængelige, eller det faktum, at den optimale opsætning af infrastrukturen endnu ikke er på plads. På baggrund af dette kan det påtænkes, at der kan gives en tidsbegrænset dispensation fra artikel 33 i direktiv 2009/72/EF.
(79)
Til vurderingen af en sådan dispensation fra kapitel VIII er følgende to betragtninger relevante:
a)
som allerede er påpeget er det vigtigste element, som er nødvendigt for at gøre markedsåbning på NII'erne mulig, tilgængeligheden af et register på NII'erne, der gør det muligt at tilskrive målerdata til en given leverandør. Artikel 327, stk. 4, i NII-kodekset fastsætter, at det register, som er påkrævet til dette formål, skal være færdiggjort senest 2 år efter, at NII-kodekset er trådt i kraft. Tilgængeligheden af dette register er rent praktisk en nødvendig betingelse for markedsåbningen.
b)
Den fulde færdiggørelse af investeringsprogrammet for den infrastruktur, som skal etableres på NII'erne, ville med sikkerhed facilitere den praktiske drift af markedsåbningen på NII'erne. Dette er dog ikke et nødvendigt krav. Artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset fastsætter en tidsplan indenfor hvilken det er meningen, at alle nuværende NII'er skal være udstyret med denne yderligere infrastruktur, der skal etableres på NII'erne senest 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset.
(80)
Som følge deraf bør der gives dispensation fra markedsåbningen for en periode på mindst 2 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2016, for at de registre, der er et nødvendigt krav til markedsåbningen, skal kunne etableres. Da den samlede infrastruktur skal være etableret senest 5 år efter NII-kodeksets ikrafttrædelse, bør gyldigheden af dispensationen i alle tilfælde begrænses til 5 år efter ikrafttrædelsen af NII-kodekset, dvs. indtil den 17. februar 2019 for ethvert af de isolerede systemer på NII'erne. Da dispensationen kun kan retfærdiggøres, hvor der stadig er betydelige og materielle problemer ved markedsåbning, som direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af investeringsprogrammet for infrastrukturen på NII'erne, bør det dog kontrolleres regelmæssigt om sådanne problemer fortsætter i et givent NII-isoleret system. En sådan kontrol bør anvende en investeringsplan fra DEDDIE, der er godkendt af de kompetente, græske myndigheder, som sammenligningsgrundlag til etableringen af den nødvendige infrastruktur på NII'erne. Denne plan bør derfor være færdiggjort og godkendt inden den 17. februar 2015.
(81)
For ikke at forsinke markedsåbningen unødvendigt bør DEDDIE's investeringsplan for infrastrukturen godkendes af RAE, og den bør prioritere de isolerede systemer på Kreta og Rhodos, da disse er de tættest befolkede NII'er.
(82)
Fra den 17. februar 2016 og derefter skal DEDDIE indtil den 17. februar 2019 udarbejde en rapport på årlig basis, som skal godkendes RAE, hvori baggrunden for, at der ikke har fundet markedsåbning sted i et givet NII-isoleret system, specificeres. Denne rapport bør offentliggøres og notificeres til Kommissionen.
4.4.3. Dispensationen fra bestemmelsen i kapitel VIII dækker ikke artikel 34
(83)
Ansøgningen vedrører dispensation fra kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF og kan følgeligt anses for at inkludere en anmodning om dispensation fra artikel 34 om direkte linjer som defineret i artikel 2, stk. 15, i direktiv 2009/72/EF.
(84)
Ansøgningen angiver ikke om den anmodede dispensation også dækker artikel 34 i direktiv 2009/72/EF.
(85)
Som følge deraf, selv hvis ansøgningen har til hensigt at anmode om dispensation fra artikel 34 i direktiv 2009/72/EF, bør en sådan dispensation ikke gives, da der ikke er blevet fremlagt grundlag for retfærdiggørelsen af en sådan dispensation.
4.4.4. Sammenkoblingsforbindelser - anvendelse af dispensationen fra kapitlerne III og VIII
(86)
Den nærværende dispensation vedrører mikro-isolerede systemer, der netop er karakteriseret ved det faktum, at de ikke er, eller, i tilfældet af små isolerede systemer, kun i en meget begrænset grad er sammenkoblet med andre elektricitetssystemer.
(87)
Men:
a)
i overensstemmelse med den nyligt godkendte tiårige udviklingsplan for den græske elektricitetstransmissionsoperatør, (den uafhængige strømtransmissionsoperatør eller »ADMIE« S.A) forventes sammenkoblingen af Kykladerne at være fuldført inden 2018 i tre faser, hvoraf visse af øerne i Kykladerne sammenkobles med det græske sammenkoblingssystem længe før denne dato
b)
yderligere forventes sammenkoblingen med Kreta at være fuldført i 2020. Projektets relevante dele for de tre første år er blevet inkluderet i ADMIE's godkendte tiårige udviklingsplan fra 2013. Den endelige plan skal inkluderes i den tiårige udviklingsplan, som vil blive godkendt i 2014.
(88)
Det er derfor nødvendigt at fastsætte udtrykkeligt, at den nærværende dispensation for et givent isoleret system automatisk ophører, så snart en sammenkobling mellem et givent isoleret system og det græske sammenkoblede system er driftsklar.
(89)
DEDDIE er 100 % ejet af PPC, selvom DEDDIE er juridisk og funktionsmæssigt adskilt fra sidstnævnte. I modsætning til en distributionssystemoperatør som defineret i direktiv 2009/72/EF har DEDDIE også omfattende opgaver i forhold til driften af NII isolerede systemer og driften af produktionen på NII'erne, herunder den konventionelle produktionskapacitet, der ejes af PPC, og dermed dens økonomiske aflønning. Som anført ovenfor påvirker sammenkoblingen den økonomiske bæredygtighed af de konventionelle kraftværker, der allerede er installeret i de isolerede systemer på NII'erne.
(90)
Der bør kun gives dispensation, hvis dispensationen er proportionel og ikke går ud over, hvad der er strengt nødvendigt. Det er derfor nødvendigt at give klare incitamenter og gennemsigtighed, hvad angår beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles.
(91)
Artikel 108 i lov nr. 4001/2011 fastsætter, at:
»ADMIE SA skal indsende en tiårig udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem til RAE inden den 31. marts hvert år […] Den tiårige udviklingsplan for det græske elektricitetstransmissionssystem skal i særdeleshed: […] (c) stille en teknisk og økonomisk cost/benefit-undersøgelse for vigtige transmissionsarbejder […], især for […] sammenkoblingsforbindelser mellem øer og transmissionssystemet, herunder en tidshorisont, estimeret cash-flow og finansieringskrav til alle investeringsprojekter, til rådighed.«
(92)
For at sikre, at der findes klare incitamenter og gennemsigtighed i forbindelse med beslutninger om, hvorvidt isolerede systemer på NII'er skal sammenkobles, skal de græske myndigheder sikre at:
a)
alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af, systematisk overvejes, når de bevilliger eller sætter eksisterende eller ny kapacitet for et givent isoleret system i udbud på en NII, ADMIE, DEDDIE og RAE. En sådan bevilling til eksisterende eller ny kapacitet bør afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne bør omfatte alle omkostninger til at forsyne elektricitet til slutkunder i det isolerede system, herunder NII OSP-kompensation
b)
Cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 tager kun de effektive omkostninger ved investering i og drift af sammenkoblingen i betragtning. Den bør især ikke tage tabt omsætning ved eller værdiforringelse fra konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er, i betragtning
c)
RAE offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyningen af elektricitetskunder i hvert af de isolerede systemer på NII'erne. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 som godkendt af RAE, vil RAE på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart afholde en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer som fastsat i artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF. Der bør konstrueres en sammenkoblingsforbindelse, hvis konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder, der bor på NII'er.
d)
RAE sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den tidsfrist, som RAE har fastsat, bør der søges erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
4.5. VARIGHED
(93)
Det er nødvendigt at gennemgå de fakta, hvorpå den nærværende dispensation er baseret, især efter at planerne om at sammenkoble visse isolerede systemer skal fuldføres, og tidsfristerne for etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237 i NII-kodekset er udløbet.
(94)
Som følge deraf er enhver dispensation gyldig indtil den 1. januar 2021.
4.6. TILBAGEVIRKENDE KRAFT
(95)
Som anført ovenfor fornyede ansøgningen af 17. januar 2012 den oprindelige ansøgning, som blev indsendt i 2003.
(96)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF ophævet af direktiv 2009/72/EF indeholdt også bestemmelser, der gav medlemsstaterne mulighed for at ansøge om dispensation fra visse bestemmelser i dette direktiv i tilfælde af betydelige problemer med driften af små og mikro-isolerede systemer. I henhold til artikel 48 i direktiv 2009/72/EF skal referencer til den ophævede artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tolkes som referencer til artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF.
(97)
Definitionerne af små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer, der anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2003/54/EF, er identiske med dem, som anvendes i artikel 2, stk. 26 og 27, i direktiv 2009/72/EF.
(98)
Begge disse definitioner refererer til elektricitetsefterspørgslen i isolerede systemer i 1996, som ikke har ændret sig. Desuden var Kreta ikke sammenkoblet med det græske sammenkoblede system, hverken i 2003 eller i 2012, eller i det øjeblik, hvor nærværende afgørelse om dispensation træder i kraft.
(99)
Som følge deraf blev alle små og mikro-isolerede elektricitetssystemer, som kunne betegnes som små eller mikro-isolerede systemer i ansøgningen, betegnet som sådanne, da den oprindelige ansøgning blev udarbejdet, og når nærværende dispensation træder i kraft.
(100)
Som følge deraf er der ikke sket nogen juridiske eller faktuelle ændringer med hensyn til de små og mikro-isolerede systemer, som kan berettige til dispensation under direktiv 2003/54/EF og direktiv 2009/72/EF.
(101)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel III, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel III i direktiv 2009/72/EF, vedrørende bevillingsprocedurerne for ny kapacitet og udbud med henblik på ny kapacitet.
(102)
Artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF tillod, at der blev dispenseret fra kapitel VII, som indeholder bestemmelser, ligesom dem i kapitel VIII i direktiv 2009/72/EF, vedrørende tredjeparts adgang, markedsåbning og direkte linjer.
(103)
Hvis Kommissionen havde givet dispensation som svar på den oprindelige ansøgning, ville Kommissionen kunne have gjort dette på de samme betingelser som under nærværende dispensation under direktiv 2009/72/EF.
(104)
Desuden er der ikke sket nogen ændringer i de faktuelle omstændigheder siden 2003. NII'ernes geografiske situation, de økonomiske faktorer, der styrer driften af elektricitetssystemerne i de NII isolerede systemer og karakteren af de betydelige problemer, der findes ved driften af konventionelle kraftværker i NII isolerede systemer, har netop ikke ændret sig væsentligt siden 2003.
(105)
Den oprindelige ansøgning har været under behandling siden 2003. Kommissionens passivitet bør ikke være til skade for Den Hellenske Republik. Den Hellenske Republik har opfyldt dens forpligtelser i henhold til artikel 26, stk. 1, i direktiv 2003/54/EF og artikel 44, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF og indsendt en behørigt berettiget anmodning om dispensation under disse artikler for de isolerede systemer på NII'erne.
(106)
Det er derfor passende, at nærværende dispensation træder i kraft fra datoen for notifikationen af den oprindelige ansøgning, dvs. fra den 5. december 2003 -
VEDTAGET DENNE AFGØRELSE:
Artikel 1
Denne afgørelse gælder for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer som identificeret i tabellen.
I forbindelse med denne afgørelse er Kreta et lille isoleret system, hvorimod andre isolerede systemer er mikro-isolerede systemer.
Artikel 2
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 33 i direktiv 2009/72/EF for små isolerede systemer og mikro-isolerede systemer.
2. Denne dispensation er gyldig indtil den 17. februar 2016 eller den fuldstændige etablering af infrastrukturen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, uanset hvilken der kommer senere. I alle tilfælde ophører denne dispensation med at gælde den 17. februar 2019.
3. De græske myndigheder udarbejder inden den 17. februar 2015 en plan for infrastrukturinvesteringerne som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset, hvor det separat for hvert NII-isoleret system angives, inden hvilken dato infrastrukturen skal være fuldt ud etableret. I denne plan prioriteres Kreta og Rhodos.
4. Fra den 17. februar 2016 og fremefter udarbejder de græske myndigheder på årlig basis indtil den 17. februar 2019 en rapport, der for hvert NII-isoleret system specificerer: a) om der er sket en markedsåbning; b) status for infrastrukturinvesteringerne i forhold til den relevante plan c) de vedvarende betydelige og materielle problemer for markedsåbningen; og d) om disse problemer direkte kan tilskrives den manglende fuldførelse af infrastrukturinvesteringen som fastsat i artikel 237, stk. 7, i NII-kodekset.
Artikel 3
1. Der gives dispensation fra bestemmelserne i artikel 7, stk. 1, i direktiv 2009/72/EF, således at bevillinger til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende konventionel kapacitet indenfor mikro-isolerede systemer kan gives direkte til PPC.
2. I forbindelse med denne dispensation:
a)
omfatter eksisterende konventionel produktionskapacitet projekter til renovering, opgradering og udvidelse af eksisterende kapacitet, hvortil der findes en gyldig licens, der er udstedt RAE, på den dato, hvor denne afgørelse meddeles
b)
udgør fuldstændig nedrivning af hovedproduktionskapaciteten på et eksisterende anlæg og erstatning af en ny elektricitetsproducerende installation ikke eksisterende kapacitet, men konstruktionen af ny kapacitet
c)
udgør placeringen af midlertidig, konventionel produktionskapacitet på den eksisterende kapacitets anlæg en udvidelse af eksisterende kapacitet.
3. Efter RAE's eget skøn kan en bevilling, der er givet i overensstemmelse med stk. 1, forlænges ved udløbet, men kun hvis forsinkelserne skyldes årsager, der er fuldstændigt uden for PPC's kontrol.
4. Denne dispensation gælder ikke længere for bevillinger, der er givet i henhold til det første afsnit, og som er udløbet eller annulleret.
5. Alle andre bestemmelser i artikel 7 i direktiv 2009/72/EF er fortsat fuldt ud gældende.
6. Dispensationen er gyldig indtil den 1. januar 2021.
Artikel 4
1. De i denne afgørelse nævnte dispensationer gælder ikke længere for små og mikro-isolerede systemer, så snart de er sammenkoblet med det sammenkoblede system.
2. De græske myndigheder:
a)
overvejer, når de bevilliger eller sætter ny kapacitet i et givent NII-isoleret system i udbud, systematisk alternativet til at sammenkoble det isolerede system, som den givne NII er del af. En bevilling til ny kapacitet afvises, hvis det er mere rentabelt at konstruere en sammenkoblingsforbindelse. Omkostningerne omfatter alle omkostninger ved forsyningen af elektricitet til slutkunder i det isolerede system, inklusive NII OSP-kompensation
b)
sikrer, at cost/benefit-undersøgelsen for ADMIE's vigtige transmissionsarbejder som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 kun tager de effektive omkostninger ved investering i og drift af den projekterede sammenkobling i betragtning. Ved undersøgelsen tages ikke hensyn til tabt omsætning ved eller værdiforringelse af konventionelle produktionsaktiver, der allerede er installeret på NII'er
c)
offentliggør sammen med ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved forsyning af elektricitetskunder i hvert af de NII isolerede systemer. Med mindre konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse er integreret i ADMIE's tiårige investeringsplan som fastsat i artikel 108 i lov nr. 4001/2011 og som godkendt af RAE, afholder de græske myndigheder, jf. artikel 22, stk. 7, litra b), i direktiv 2009/72/EF, på eget initiativ og på anmodning fra tredjepart en udbudsprocedure for konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse, der sammenkobler et eller flere NII isolerede systemer. Der etableres en sammenkoblingsforbindelse, såfremt konstruktionen sænker de samlede omkostninger, herunder NII OSP-kompensationen, ved elektricitetsforsyningen til kunder på NII'er.
d)
sætter en klar tidsfrist for færdiggørelsen af konstruktionen af en sammenkoblingsforbindelse. Hvis sammenkoblingsforbindelsen ikke konstrueres eller ikke konstrueres indenfor den fastsatte tidsfrist, kan de græske myndigheder søge erstatning for de ikke-realiserede omkostningsbesparelser.
Artikel 5
Afgørelsen gælder fra den 5. december 2003
Artikel 6
Denne afgørelse er rettet til Den Hellenske Republik.
Udfærdiget i Bruxelles, den 14. august 2014.
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.