BESCHLUSS DER KOMMISSION
vom 14. August 2014
über die Ausnahme der Hellenischen Republik von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates
(Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (1), insbesondere auf Artikel 44 Absatz 1 und Artikel 48,
gestützt auf die Anträge der Hellenischen Republik vom 17. Januar 2012 und vom 5. Dezember 2003,
nachdem die Mitgliedstaaten über diesen Antrag unterrichtet wurden,
in Erwägung nachstehender Gründe:
1. VERFAHREN
(1)
Am 17. Januar 2012 hat das griechische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimawandel („YPEKA“) der Kommission gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG einen Antrag („Antrag“) auf eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG für bestimmte griechische Inseln, die nicht an das Stromnetz des griechischen Festlands angeschlossen sind (nicht angeschlossene Inseln oder „NAI“) übermittelt.
(2)
Am 12. September 2012 ersuchte die Kommission die griechische Energieregulierungsbehörde („ERB)“, zu dem Antrag Stellung zu nehmen. Die ERB kam diesem Ersuchen am 16. November 2012 nach („ERB-Stellungnahme“).
(3)
Die ERB übermittelte am 17. Dezember 2013, 23. Dezember 2013, 4. Februar 2014, 28. Februar 2014 und 17. März 2014 weitere Unterlagen zur Begründung des Antrags.
(4)
Am 14. März 2014 (sowie durch ein am 20. März 2014 verschicktes Addendum) unterrichtete die Kommission die Mitgliedstaaten über den Antrag gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG und forderte sie auf, etwaige Stellungnahmen dazu bis zum 25. März 2014 vorzulegen. Es gingen keine Stellungnahmen ein.
(5)
Mit seinem Antrag erneuerte YPEKA den Antrag, den das Entwicklungsministerium am 5. Dezember 2003 gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (2) („Erstantrag“) für eine Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2003/54/EG eingereicht hatte. Obwohl erste Schritte zur Prüfung des Erstantrags eingeleitet wurden, wurde die Ausnahme gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG weder gewährt noch abgelehnt.
2. DER VON YPEKA VORGELEGTE ANTRAG
2.1. GELTUNGSBEREICH DER BEANTRAGTEN AUSNAHME
(6)
Im Antrag wird um eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG ersucht.
(7)
Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG betrifft das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und die Ausschreibung neuer Kapazitäten. Kapitel VIII betrifft den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
2.2. DERZEITIGE ORGANISATION DES STROMNETZES AUF DEN NAI
(8)
Die griechischen Energiemärkte werden in erster Linie durch das griechische Gesetz 4001/2011 geregelt, mit dem die Richtlinie 2009/72/EG umgesetzt wurde. Das Gesetz 4001/2011 trat am 22. August 2011 in Kraft.
(9)
DEDDIE SA („DEDDIE“) ist der griechische Verteilernetzbetreiber, der zu 100 % im Eigentum des etablierten Stromerzeugers und -lieferanten Public Power Corporation („PPC“) steht, rechtlich und funktional jedoch von diesem entflochten ist. Die von DEDDIE betriebenen Netzanlagen stehen im Eigentum der PPC.
(10)
Gemäß Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011 ist DEDDIE für Ausbau, Betrieb und Instandhaltung des griechischen Stromverteilernetzes verantwortlich, das das Stromverteilernetz auf den NAI umfasst.
(11)
Darüber hinaus ist DEDDIE für den Betrieb der Stromnetze auf den NAI zuständig. Zu diesen Aufgaben gehören i) die Erstellung eines Entwicklungsplans für isolierte Kleinstnetze, einschließlich eines Programms für ihre Anbindung an andere NAI, ii) Maßnahmen zur Sicherstellung, dass die notwendigen Standorte zur Verfügung stehen für die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, für den Ausbau vorhandener Kapazitäten oder Versorgungskomponenten und für die Ausweitung des griechischen Stromverteilernetzes auf nicht an das Verbundnetz angeschlossene Inseln und auf isolierte Kleinstnetze, iii) der Abschluss von Verträgen mit den Genehmigungsinhabern für die Ein- und Ausspeisung von Strom in das bzw. aus dem Netz, für die Bereitstellung von Hilfsdiensten für die Verteilernetze der NAI, für die Vergütung der Stromerzeuger, für die Gebühren, die den mit Strom belieferten Kunden und Lieferanten in Rechnung gestellt werden, und für Sonderkonten für sonstige Einnahmen und Ausgaben, z. B. zur Vergütung von gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen.
(12)
In Artikel 137 Absatz 1 des Gesetzes 4001/2011 heißt es, dass alle Stromverbraucher als zugelassene Kunden zu betrachten sind, mit Ausnahme der Verbraucher in isolierten Kleinstnetzen, für die Artikel 139 dieses Gesetzes gilt.
(13)
Nach Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Mit Ausnahme von Fällen, in denen Strom mithilfe von erneuerbaren Energiequellen oder durch hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung oder Hybridanlagen erzeugt wird, und im Fall von Eigenerzeugern, sofern eine Ausnahme gemäß den Bestimmungen des Artikels 139 gewährt wurde, wird allein der PPC SA eine Erzeugungsgenehmigung gemäß bestimmten Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA ist für die ununterbrochene Belieferung isolierter Kleinstnetze, für die sie eine Genehmigung erhält, und für die Sicherung des langfristigen finanziellen Betriebs der Stromnetze auf diesen Inseln verantwortlich.“
(14)
Nach Artikel 134 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Unbeschadet der Bestimmungen des Artikels 139 dieses Gesetzes werden Genehmigungen für die Belieferung von isolierten Kleinstnetzen allein der PPC SA im Einklang mit den Anforderungen der Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA muss nicht zugelassene Kunden auf Antrag mit Strom beliefern.“
(15)
Nach Artikel 139 des Gesetzes 4001/2011 können Ausnahmen von den Bestimmungen des Gesetzes 4001/2011 gemäß den Bestimmungen des Artikels 44 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
(16)
In dem nach Artikel 28 des griechischen Gesetzes 3426/2005 angenommenen Ministerialerlass Nr. PD5/EL/B/F IB/12924 ist festgelegt, dass die Stromversorgung von Verbrauchern auf NAI durch jedweden Stromerzeuger eine gemeinwirtschaftliche Verpflichtung („GWV für NAI“) im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse darstellt. Aus Gründen des sozialen Zusammenhalts müssen Stromversorger auf NAI den Strom pro Verbraucherkategorie zu demselben Preis wie im griechischen Verbundnetz liefern.
(17)
Artikel 52 des griechischen Gesetzes 4001/2011 sieht vor, dass Kunden auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln Anspruch auf besondere Dienstleistungen sowohl in Bezug auf den Preis als auch in Bezug auf die Qualität und die Sicherheit der Versorgung sowie die Transparenz der Vertragsbedingungen haben. Versorger, die gemeinwirtschaftliche Leistungen für NAI erbringen, erhalten als Gegenleistung eine finanzielle Entschädigung, die anhand einer Methodik berechnet wird, die in dem ERB-Beschluss 24/2014 (3) festgelegt wurde. Diese Methodik beruht auf der Differenz zwischen den vollständigen (variablen und fixen) Produktionskosten auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln und dem vollständigen Marktpreis der Lieferanten im Verbundnetz (Grenzkosten des Netzes zuzüglich aller sonstigen Mechanismen im griechischen Verbundnetz). Die Entschädigung für die GWV für NAI wird monatlich und pro autonomes Inselnetz berechnet und unterliegt der Kontrolle durch die ERB. Die Entschädigung für die GWV für NAI wird durch eine Abgabe für alle Kunden erhoben, einschließlich der Kunden auf den NAI. (4) Der Mechanismus für die GWV für NAI wird von LAGIE verwaltet, dem staatlichen griechischen Marktbetreiber. Im Ministerialerlass D5-EL/B/F1/oik.27547 vom Dezember 2011 (5), der auf Artikel 55 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 beruht, ist geregelt, dass die GWV für NAI von allen Lieferanten angeboten werden muss, weshalb alle Lieferanten einen Anspruch auf eine Entschädigung für GWV für NAI haben.
(18)
Die Erzeugung und Lieferung von Strom auf den NAI wird in den sekundären Rechtsvorschriften detaillierter geregelt. Mit ihrem Beschluss Nr. 39/2014 vom 28. Januar 2014 hat die ERB den Kodex für das Management von Stromnetzen auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln („NAI-Kodex“) angenommen, in dem viele Fragen geregelt werden, die mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen, einschließlich der Marktöffnung, der Abrechnung und der Stromerzeugung. Der NAI-Kodex trat am Tag seiner Veröffentlichung, d. h. am 17. Februar 2014, in Kraft.
2.3. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB ISOLIERTER NETZE
(19)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für den Betrieb der isolierten griechischen Stromnetze herausgestellt:
a)
die großen Schwankungen der Stromnachfrage in den isolierten Kleinstnetzen, die durch Folgendes verschärft werden: i) durch die auf den Tourismus ausgerichtete wirtschaftliche Entwicklung der Inseln und ii) durch den vermehrten Ausbau der erneuerbaren Energien („EE“).
Diese Faktoren wirken sich sowohl auf den Lastfaktor der thermischen oder herkömmlichen Erzeugungskapazitäten als auch auf die Möglichkeit, die Kosten von Investitionen in solche Erzeugungskapazitäten zu decken, negativ aus;
b)
die großen Unterschiede bei den Wetterbedingungen auf den Inseln, die sich auf die Nachfrage auswirken und das Funktionieren der Erzeugungssysteme stören, weshalb umfangreiche Reserven notwendig sind.
(20)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Entwicklung der herkömmlichen Erzeugung in den kleinen isolierten griechischen Stromnetzen benannt:
a)
die Schwierigkeiten bzw. sogar Unmöglichkeit, geeignete Standorte für neue herkömmliche Stromerzeugungsanlagen in den isolierten Kleinstnetzen zu finden, was primär auf den Widerstand der Öffentlichkeit zurückzuführen ist;
b)
die geringe Größe der NAI, die zu großen Rückschlägen bei der langfristigen Planung für die Entwicklung der thermischen Erzeugung führt, wenn die Stromverbraucher (z. B. große Fremdenverkehrsanlagen oder Anlegestellen) unvorhergesehene Investitionen tätigen, und die Schnelligkeit und Flexibilität bei der Reaktion auf die Stromnachfrage erfordert.
c)
Die Stromnachfrage der isolierten Netze der NAI wird bis 2017 voraussichtlich um 2 % pro Jahr steigen. Obwohl der PPC bereits die Genehmigungen für die Installation der erforderlichen zusätzlichen Kapazitäten erteilt wurden und die Terminplanung für die Installation bereits vorgenommen wurde (diese soll bis 2017 die Nachfrage aller NAI sowie die notwendigen Reservemargen abdecken), konnte der Zeitplan nicht immer eingehalten werden;
d)
Die geringe Lastgröße, starke Lastschwankungen und eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien in den meisten isolierten Kleinstnetzen begrenzen die im Bereich der herkömmlichen Erzeugung verfügbaren technischen Lösungen und beschränken die Auswahlmöglichkeiten auf kleine Erzeugungsanlagen, die mit Schweröl mit geringem Schwefelgehalt oder mit Leichtöl betrieben werden.
e)
Die Verfahren für die Beschaffung neuer Stromerzeugungsanlagen sind zeitaufwendig. Zwischen der Erteilung der Genehmigung und dem Betriebsbeginn neuer Erzeugungsanlagen vergehen zweieinhalb bis drei Jahre.
f)
Die Entwicklung von Plänen für den Bau von Verbindungsleitungen zwischen dem griechischen Verbundnetz und den isolierten Kleinstnetzen auf den NAI konterkariert das Interesse an Investitionen in herkömmliche Erzeugungskapazitäten auf den NAI. Vorhaben für Verbindungsleitungen zu den Kykladen und nach Kreta sind geplant.
(21)
Infolgedessen muss regelmäßig auf Notlösungen zurückgegriffen werden, etwa auf die Anmietung mobiler dieselbetriebener Stromgeneratoren oder Gasturbinen. Notwendig werdende Einzelfallgenehmigungen für die Notstromerzeugung sind nicht wünschenswert, da sie zur unwirtschaftlichen Anmietung von Geräten statt zu ihrer Anschaffung führen. Im Antrag werden beispielhaft mehrere Fälle genannt, in denen unvorhersehbare Ereignisse eine längerfristige Nutzung mobiler Stromgeneratoren zur Folge hatten.
(22)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Marktöffnung der isolierten Stromnetze auf den NAI angeführt:
a)
Die Marktöffnung setzt die Entwicklung und die Installation spezieller Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI voraus. Diese Infrastruktur umfasst die Einrichtung von Kontrollzentren, die für Folgendes zuständig sind: i) die tägliche Planung der Erzeugung und ii) die Abrechnung in jedem isolierten Netz durch die Aufteilung der Erzeugungskosten der einzelnen isolierten Netze auf die dort tätigen Versorger.
Die dafür notwendige Infrastruktur ist kostspielig, und die Kosten werden von den Verbrauchern getragen.
b)
Wegen der GWV für NAI sind die Stromendkundenpreise für jede Verbraucherkategorie im gesamten griechischen Hoheitsgebiet gleich. Die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten müssen daher von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird.
Es wird vorgetragen, dass die große Schwankungsbreite bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Erzeugungskosten pro NAI den Marktabrechnungsmechanismus kompliziert machen würde.
(23)
Daher vertritt YPEKA die Auffassung, dass der Aufbau der notwendigen Infrastruktur für den Betrieb des Strommarkts und für die Aufsicht darüber in Verbindung mit der Marktöffnung der isolierten Netze auf den NAI mit Kosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher aus der Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(24)
Im Antrag wird kein Zeitpunkt genannt, zu dem die beantragte Ausnahme auslaufen soll.
3. STELLUNGNAHME DER ERB
3.1. GELTUNGSBEREICH DER AUSNAHME
3.1.1. Ausnahme von Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG
(25)
Nach Auffassung der ERB sollte die Ausnahme von Kapitel III gemäß Artikel 44 Absatz 1 nicht die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, die in einem isolierten Netz entwickelt werden können, betreffen, sondern nur die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden Erzeugungskapazitäten. Die bestehenden Erzeugungskapazitäten umfassen die Kraftwerke, die auf den NAI bereits in Betrieb oder im Bau befindlich sind. Jedes neue Kraftwerk, das auf diesen Inseln gebaut wird, wird als neue Erzeugungskapazität betrachtet.
(26)
Die ERB stellt fest, dass unabhängige Stromerzeuger („USE“) (d. h. andere Stromerzeuger als die PPC) in den letzten zwanzig Jahren ein starkes Interesse an der Entwicklung von Anlagen auf der Basis erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung in allen isolierten Kleinstnetzen hatten. Folglich sollte der Zugang Dritter zu den Stromnetzen aller NAI hinsichtlich des Ausbaus erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung („KWK“) nicht eingeschränkt werden.
(27)
Die ERB erklärt, dass sie sich nicht gegen die Gewährung einer Ausnahme für die Inbetriebnahme neuer konventioneller Kraftwerke ausspricht, sofern bestimmte Bedingungen erfüllt sind. In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist jedoch die Möglichkeit einer Ausnahme für neue Kapazität nicht vorgesehen.
(28)
Die ERB ist der Ansicht, dass die Kapazitätserweiterung bei bestehenden konventionellen Kraftwerken hauptsächlich einen kurzfristigen Kapazitätsmangel auf den NAI betrifft, der auf unvorhergesehene Schäden bei bestehender Kapazität oder auf Verzögerungen bei der Installation neuer Kapazität, vor allem in Zeiten hoher Nachfrage (z. B. Sommerspitzen), zurückzuführen ist. Für diese Erweiterungen gilt ein offenes Ausschreibungsverfahren gemäß Artikel 8 der Richtlinie 2009/72/EG. Ein solches Verfahren ist zeitaufwändig und eignet sich nicht für die Dringlichkeit, die in Notfällen geboten ist.
(29)
Die ERB ist damit einverstanden, dass PPC für solche Notfälle zuständig sein sollte. Wird berücksichtigt, dass PPC in der Lage ist, mobile konventionelle Anlagen von Inseln mit einem Kapazitätsüberschuss auf Inseln mit einem Kapazitätsmangel zu verbringen, könnte diese Lösung auch die wirtschaftlichste sein.
(30)
Die ERB betont, dass es bei jeder Ausnahmeregelung möglich sein muss, das geeignete Genehmigungsverfahren für Notfälle festzulegen und insbesondere, welches der in Artikel 7 der Richtlinie 2009/72/EG genannten Kriterien von den zuständigen Genehmigungsbehörden geprüft werden muss.
(31)
Nach Ansicht der ERB sollte die Ausnahme für eine begrenzte Dauer, z. B. von höchstens 10 Jahren, gewährt werden.
3.1.2. Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie
(32)
Der ERB zufolge hängt die Stromversorgung auf den NAI in der Praxis mit den GWV für NAI und mit der entsprechenden Entschädigung zusammen, da i) die Kosten der Stromerzeugung auf den NAI erheblich höher als auf dem Festland sind und ii) der griechische Staat in seinem gesamten Hoheitsgebiet einen einheitlichen Preis pro Kundenkategorie verlangt.
(33)
Im NAI-Kodex ist die Installation bestimmter Mess- und Aufzeichnungsgeräte auf den NAI für stündliche Messungen, von Strommanagement- und Regelzentren sowie von Überwachungs- und damit zusammenhängenden IT-Systemen vorgesehen. Laut ERB ist diese Infrastruktur unabdingbar
a)
dafür, dass die Kosten für die GWV transparent, nichtdiskriminierend und überprüfbar sind;
b)
für den ordnungsgemäßen Betrieb und das korrekte Management der Stromnetze an sich, um die wirtschaftlichste Betriebsart und dadurch eine stärkere Senkung der Gebühren der Stromverbraucher für die GWV für NAI zu erreichen;
c)
für eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung, einschließlich EE-Technologien, die komplexe und besondere Anforderungen an das Management stellen, wie EE mit Speicherung, solarthermische Anlagen usw.;
d)
für die notwendige Transparenz beim Management der isolierten Netze, wodurch eine diskriminierungsfreie Behandlung aller Marktteilnehmer, insbesondere von Erzeugern, sichergestellt wird.
(34)
Die ERB ist daher der Ansicht, dass diese Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI installiert werden muss, unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger die Genehmigung dafür haben, in einem isolierten Kleinstnetz tätig zu sein.
(35)
Die geschätzten Kosten für die Installation dieser Infrastruktur werden voraussichtlich nicht mehr als 20-30 Mio. EUR für alle NAI betragen, einschließlich der Inseln Kreta und Rhodos. Die ERB hält diesen Betrag für angemessen, vor allem in Anbetracht des erwarteten Nutzens, d. h. Transparenz und Überprüfung der GWV für NAI sowie ordnungsgemäßer und kontrollierter Betrieb der isolierten Stromnetze.
(36)
Anders als YPEKA vertritt die ERB die Auffassung, dass die Zulassung von mehr als einem Versorger in einem bestimmten isolierten Netz auf den NAI keine erheblichen zusätzlichen Kosten für die erforderliche Infrastruktur mit sich bringt, da dieselbe Infrastruktur ohnehin schon für die tägliche Planung der auf den NAI gelegenen Erzeugungsanlagen, für die Abrechnung und für die Erbringung der GWV für NAI notwendig ist.
(37)
Zudem ist die ERB der Ansicht, dass es für die Verbraucher auf den NAI weitere erhebliche Vorteile gibt, wenn mehr als ein Versorger dort zugelassen wird.
(38)
Folglich vertritt die ERB die Auffassung, dass der ständige Ausschluss anderer Versorger auf den Märkten der NAI nicht gerechtfertigt ist. Die Installation der oben genannten erforderlichen Infrastruktur dürfte in einem Zeitraum von drei bis fünf Jahren abgeschlossen sein. Die ERB würde sich einer Ausnahme, die nur für diesen Zeitraum ohne jede weitere Verlängerung gilt, nicht entgegenstellen.
(39)
Die ERB weist ferner darauf hin, dass die Ausnahme automatisch nicht mehr gelten sollte, wenn sich der Status eines isolierten Netzes auf den NAI dahingehend ändert, dass es nicht mehr in die Kategorie der kleinen isolierten Netze oder isolierten Kleinstnetze fällt. Dies könnte dann der Fall sein, wenn die isolierten Netze auf den NAI an das griechische Verbundnetz angeschlossen werden.
4. BEWERTUNG
4.1. RECHTSGRUNDLAGE DES ANTRAGS
(40)
In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist die Möglichkeit einer Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie vorgesehen, sofern die Ausnahme für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze gilt.
(41)
Nach Artikel 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „kleines, isoliertes Netz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 3 000 GWh im Jahr 1996, das bis zu einem Wert von weniger als 5 % seines Jahresverbrauchs mit anderen Netzen in Verbund geschaltet werden kann.
(42)
Nach Artikel 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „isoliertes Kleinstnetz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 500 GWh im Jahr 1996, das nicht mit anderen Netzen verbunden ist.
(43)
Die im Antrag genannten isolierten Netze umfassen eine und gelegentlich mehrere NAI (siehe Spalten 1 und 2 in der Tabelle). Selbst wenn ein isoliertes Netz mehrere untereinander verbundene NAI umfasst, handelt es sich bei dem aus diesen miteinander verbundenen NAI bestehenden Stromnetz um ein isoliertes Stromnetz, da es nicht mit einem anderen Stromnetz verbunden ist.
(44)
Im Antrag heißt es, dass es sich bei 31 der 32 isolierten Netze um isolierte Kleinstnetze handelt, wobei das größte davon Rhodos ist. Auf die isolierten Kleinstnetze, für die der Antrag gestellt wurde, entfielen 5,24 % des gesamten Stromabsatzes in Griechenland im Jahr 2010. Das isolierte Netz von Kreta wird als ein kleines, isoliertes Netz betrachtet. Im Jahr 2010 entfielen 3,01 % der griechischen Stromnachfrage auf Kreta.
Jährliche Nachfrage je isoliertes Netz
Jährliche Nachfrage (MWh)
Jährliche Nachfrage im Jahr 1996
Bezeichnung des isolierten Netzes
NAI, die Teil des isolierten Netzes sind
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nein
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760.658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200.042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
12.978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythira
Antikythira
70
199
228
241
Ja
Ja
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Die vorstehende Tabelle enthält die im Antrag genannten isolierten Netze sowie bestimmte Angaben zu den einzelnen Netzen. Diesen Informationen ist zu entnehmen, dass alle isolierten Netze mit Ausnahme von Kreta im Jahr 1996 eine Stromnachfrage aufwiesen, die dazu berechtigt, sie als isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG einzustufen. In Bezug auf Kreta muss zudem erwähnt werden, dass Kreta noch nie an ein anderes Stromnetz angeschlossen war und dies nach wie vor nicht ist, weshalb der prozentuale Anteil der durch Verbindungsleitungen gedeckten Nachfrage Null war und ist, d. h. weniger als 5 % beträgt. Kreta ist daher ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG.
(46)
In ihrer Stellungnahme äußerte sich die ERB nicht zu den im Antrag genannten isolierten Netzen.
(47)
Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass alle in Spalte 1 der vorstehenden Tabelle angegebenen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG sind mit Ausnahme von Kreta, bei dem es sich um ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG handelt.
4.2. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB KONVENTIONELLER KRAFTWERKE IN DEN ISOLIERTEN KLEINSTNETZEN
(48)
Nach Ansicht der Kommission bestehen erhebliche Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den isolierten Kleinstnetzen. Zurückzuführen ist dies insbesondere auf die folgenden Elemente:
a)
Die Größe der auf den Inseln abzudeckenden Last lässt die Installation größerer, effizienterer und kostengünstigerer konventioneller Kraftwerke nicht zu, auch deshalb, weil ein isoliertes Netz sich nicht auf ein einziges Kraftwerk verlassen kann, wenn es innerhalb akzeptabler Sicherheitsmargen betrieben werden soll.
In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug die jährliche Spitzenlast 2013 mehr als 188,5 MW. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast waren mit 20,8 MW bzw. 4,2 MW wesentlich niedriger.
Keines der derzeit in den isolierten Kleinstnetzen installierten Kraftwerke hat eine Kapazität von mehr als 27 MW. Der Durchschnitt und der Median der installierten Leistung lagen mit 3,9 und 1,1 MW deutlich darunter.
Die geringe Größe der abzudeckenden Last und die starken Nachfrageschwankungen, die durch die zunehmende Verbreitung der EE verschärft werden, schränken auch die Auswahl der konventionellen Stromerzeugungstechnologien ein, die in den isolierten Kleinstnetzen eingesetzt werden können.
Alle konventionellen Stromerzeugungsanlagen der isolierten Netze auf den NAI werden mit Diesel oder Heizöl betrieben.
b)
Die jährlichen Lastfaktoren sind in allen isolierten Kleinstnetzen niedrig. In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug der Lastfaktor im Jahr 2012 mehr als 0,54. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast von jeweils 0,38 sind sogar noch niedriger. In Anbetracht der vorrangigen Einspeisung erneuerbarer Energien und der Tatsache, dass die hier verwendeten Lastfaktoren das gesamte Stromnetz der isolierten Kleinstnetze widerspiegeln, ist der Lastfaktor konventioneller Kraftwerke auf den NAI noch niedriger.
Im griechischen Verbundnetz beträgt der jährliche Lastfaktor in der Regel etwa 50 % für alle Kraftwerke und 65 % für thermische Kraftwerke (6).
Der jährliche Lastfaktor ist ein Indikator für die tatsächliche Nutzung von Kraftwerken in einem bestimmten Jahr und somit für ihre Fähigkeit zur Erwirtschaftung von Einnahmen.
Die zunehmende Verbreitung der EE wird die durch konventionelle Kraftwerke abzudeckende Last noch weiter verringern.
c)
Es gibt mehrere Projekte, durch die die NAI, insbesondere die Kykladen und Kreta, an das griechische Hauptverbundnetz angebunden werden sollen. Wie oben erläutert, sind konventionelle Kraftwerke auf den NAI nicht so effizient wie die im Verbundnetz installierten Kraftwerke und werden sie daher, sobald die NAI, auf denen sie installiert sind, an das Verbundnetz angeschlossen werden, voraussichtlich nicht wirtschaftlich sein.
Die Möglichkeit, dass ein isoliertes Netz an das Verbundnetz angeschlossen wird, ist somit ein erhebliches Hemmnis für Investitionen in konventionelle Erzeugungskapazitäten auf den NAI.
d)
Wegen der relativ kleinen abzudeckenden Last können relativ kleine Nachfrageänderungen Auswirkungen auf die in einem bestimmten isolierten Netz erforderliche Erzeugungskapazität haben. Die fehlende Verbindungskapazität bedeutet, dass alle Änderungen der Nachfrage zwangsläufig durch Erzeugungskapazitäten in den isolierten Kleinstnetzen ausgeglichen werden müssen.
Dieser Faktor verstärkt die Notwendigkeit einer schnellen und flexiblen Reaktion auf längerfristige Änderungen der Nachfrage.
Diese notwendige Flexibilität wird durch die Schwierigkeiten bei der Suche nach geeigneten Standorten für konventionelle Kraftwerke auf den NAI und die Dauer der Zulassungs- und Genehmigungsverfahren noch verschärft.
e)
Das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage lag im Jahr 2012 (7) in allen isolierten Kleinstnetzen bei mindestens 3,35, wobei dieses Verhältnis in einem bestimmten isolierten Kleinstnetz größer und vielfach deutlich größer sein kann. Der Durchschnitt und der Median des Verhältnisses zwischen der Höchst- und der Mindestnachfrage betragen 6,27 bzw. 5,98.
Im griechischen Verbundnetz lag das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage 2013 bei etwa 3.
Das größere Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage spiegelt die Flexibilität und Reserven wider, die sogar innerhalb eines bestimmten Jahres bei den in einem isolierten Netz installierten Erzeugungskapazitäten verfügbar sein müssen.
Bemerkenswert ist in diesem Zusammenhang, dass im Jahr 2012 in ca. 60 % der isolierten Kleinstnetze mobile Stromgeneratoren genutzt wurden.
(49)
Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den in vorstehender Tabelle genannten isolierten Netzen der NAI erhebliche Probleme bestehen.
4.3. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL III
4.3.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für neue Kapazitäten gelten.
(50)
Gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG können Ausnahmen von den Bestimmungen des Kapitels III nur dann gewährt werden, wenn die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität betroffen ist.
(51)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für neue Kapazitäten nicht gewährt werden.
(52)
Da es sich bei den isolierten Netzen auf den NAI um Verteilernetze handelt, könnten die griechischen Behörden, falls das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten nicht zur erfolgreichen Genehmigung der neuen Kapazitäten für die isolierten Netze auf den NAI führt, stattdessen in Erwägung ziehen, die Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 3 der Richtlinie 2009/72/EG auch für neue kleine konventionelle Kapazitäten in Anspruch zu nehmen. Diese neuen kleinen konventionellen Kapazitäten können beispielsweise vorübergehende Kapazitäten umfassen, die langfristig ohne dauerhafte Zuordnung zu einem bestimmten Standort zur Verfügung gestellt werden können.
4.3.2. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für Kreta gelten.
(53)
Wie oben ausgeführt wurde, handelt es sich mit Ausnahme von Kreta, das ein kleines, isoliertes Netze ist, bei allen NAI um isolierte Kleinstnetze.
(54)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für Kreta nicht gewährt werden.
4.3.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III erstreckt sich nicht auf erneuerbare Energien und KWK-Anlagen.
(55)
Im Antrag wird nicht ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die beantragte Ausnahme nur konventionelle Anlagen betrifft.
(56)
In Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 wird jedoch Strom, der durch den Einsatz erneuerbarer Energien, durch hocheffiziente KWK oder Hybridanlagen und Selbsterzeuger erzeugt wird, aus dem Geltungsbereich der ausschließlichen Erzeugungsgenehmigung, die der PPC möglicherweise erteilt wird, ausdrücklich ausgeschlossen. Dasselbe ergibt sich aus Artikel 225 des NAI-Kodex.
(57)
Darüber hinaus wird in der Begründung auf erhebliche Probleme mit dem Betrieb von lediglich konventionellen Kraftwerken Bezug genommen. Es wird argumentiert, dass diese Kraftwerke unter anderem aufgrund der stärkeren Verbreitung erneuerbarer Energien mit erheblichen Problemen konfrontiert sind.
(58)
Selbst wenn im Antrag um eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für andere als konventionelle Kraftwerke ersucht würde, könnte eine Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.3.4. Die Ausnahme für die Genehmigung der Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität kann gewährt werden.
(59)
In Anbetracht der oben genannten erheblichen Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb kleiner, isolierter Netze kann eine Ausnahme für die Genehmigung bestehender konventioneller Kapazitäten gewährt werden, soweit die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden konventionellen Kapazitäten betroffen sind. Eine solche Genehmigung kann der PPC unmittelbar erteilt werden.
(60)
Für die Zwecke dieser Ausnahme
a)
umfassen die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten Vorhaben für den Bau von konventionellen Erzeugungskapazitäten, für die bereits eine Genehmigung der ERB erteilt wurde und die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieses Beschlusses nicht aufgehoben war;
b)
gilt der vollständige Rückbau der Haupterzeugungserzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage als Bau neuer Kapazitäten;
c)
bedeutet die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten.
(61)
Allerdings gibt es keine Gründe für eine Ausnahme von den in Artikel 7 Absatz 2 der Richtlinie 2009/72/EG festgelegten Kriterien und Bedingungen, nach denen der PPC eine Genehmigung erteilt wird.
(62)
Falls die Genehmigung der PPC direkt erteilt wird, müssen zudem in den Bedingungen die Verpflichtungen in Bezug auf den Zeitpunkt, bis zu dem das genehmigte konventionelle Kraftwerke voll funktionsfähig sein muss, festgelegt werden und Bestimmungen vorgesehen werden, die eine umfassende und wirksame Einhaltung dieser Verpflichtungen sicherstellen. Nach ihrem Ablauf kann eine solche direkte Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, jedoch nur wenn sie aus Gründen abgelaufen ist, die die PPC nicht zu verantworten hat. Nach ihrem Ablauf sollte die ERB ein Genehmigungsverfahren organisieren, das in vollem Umfang mit Artikel 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG übereinstimmt und daher die Beteiligung Dritter vorsieht.
4.3.5. Die Ausnahme kann sich nicht auf die Ausschreibung neuer Kapazitäten erstrecken.
(63)
Eine Ausschreibung im Sinne des Artikels 8 der Richtlinie 2009/72/EG betrifft per Definition noch zu bauende und zu genehmigende Kapazitäten, bei denen es sich somit um neue Kapazitäten handelt.
(64)
Aus den bereits oben dargelegten Gründen sollte eine Ausnahme für neue Kapazitäten nicht gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
4.4. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL VIII
4.4.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 32 über den Zugang Dritter.
(65)
Der Antrag betrifft die Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 32 in Bezug auf den Netzzugang Dritter („TPA“) umfasst.
(66)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 32 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht, und es werden auch keine Gründe für eine solche Ausnahme angeführt. Mit dem Gesetz 4001/2011 und dem NAI-Kodex wurde die DEDDIE jedoch verpflichtet, Dritten einen diskriminierungsfreien Zugang zu dem von DEDDIE betriebenen Verteilernetz zu gewähren (siehe Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011). Daher kann eine solche Ausnahme nicht gewährt werden.
4.4.2. Ausnahme von Artikel 33 über Marktöffnung und Gegenseitigkeit
4.4.2.1. Keine Gründe für eine dauerhafte Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG
(67)
Im Antrag wird im Kern geltend gemacht, dass die PPC weiterhin der einzige Versorger sein sollte, der eine Genehmigung für die Versorgung von Kunden auf den NAI hat. Dies wird damit begründet, dass die Entwicklung der Infrastruktur, die für den Betrieb und die Überwachung des Strommarktes in isolierten Kleinstnetzen sowie für die Öffnung für Drittanbieter notwendig ist, für den Betreiber auf den NAI mit Betriebskosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher durch die Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(68)
Wie aus der Stellungnahme der ERB hervorgeht, soll durch die Infrastruktur auf den NAI sichergestellt werden, dass die GWV für NAI im Einklang mit bestehendem Recht auf transparente, nicht diskriminierende und überprüfbare Weise verwaltet werden können. Darüber hinaus ist die Infrastruktur für den Betrieb der isolierten Netze der NAI technisch und wirtschaftlich notwendig. Da die Infrastruktur unabhängig von der Zahl der Anbieter, die über eine Zulassung auf den NAI verfügen, in jedem Fall notwendig ist, um diesen Anforderungen zu genügen, hat eine Marktöffnung keine höheren Infrastrukturkosten zu Folge.
(69)
Selbst wenn eine ähnliche Infrastruktur erforderlich ist, steht die Marktöffnung in keinem unmittelbaren Zusammenhang mit dem technischen Betrieb der isolierten Netze oder mit den GWV für NAI, da kein Kausalzusammenhang besteht zwischen dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb dieser isolierten Netze und der Umsetzung der GWV für NAI gemäß den einschlägigen rechtlichen Anforderungen einerseits und andererseits der Frage, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung der Stromverbraucher auf den NAI zugelassen sind.
(70)
Es trifft zu, dass die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden müssen, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV für NAI entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird. Allerdings ist die Ermittlung der Produktionskosten auf den NAI für die Bestimmung der finanziellen Entschädigung für die GWV für NAI unabhängig von der Zahl der auf den NAI tätigen Versorger ohnehin notwendig.
(71)
Die einzige zusätzliche Anforderung hinsichtlich der Marktöffnung besteht darin, die jeweiligen Anteile an der Entschädigung für die GWV für NAI an die Versorger entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufzuteilen. Selbst die damit zusammenhängenden Kundendaten, insbesondere Messdaten, sind unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung von Kunden auf NAI zugelassen sind, notwendig.
(72)
Daher setzt die Entschädigung der Versorger für die GWV für NAI lediglich die Fähigkeit voraus, die Messdaten der Kunden einem bestimmten zugelassenen Versorger zuzuordnen; dabei handelt es sich in erster Linie um einen administrativen Vorgang, der auf Informationen beruht, die in Gänze oder zu einem erheblichen Teil unabhängig davon erhoben werden, ob eine Marktöffnung auf den NAI besteht oder nicht. Zudem ist diese Zuordenbarkeit eine Vorbedingung für das ordnungsgemäße Funktionieren eines jeden Stromversorgungsmarktes. Solche Kosten können daher nicht als Grund für eine Ausnahme hinsichtlich der Marktöffnung akzeptiert werden, da sie weder speziell mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen noch mit einem erheblichen Problem bei deren Betrieb verbunden sind.
(73)
Wichtig ist der Hinweis, dass die Erstellung von Registern für die Zuordnung der Messinformationen zu den Versorgern Teil der zu schaffenden Infrastruktur ist. Wenngleich die Schaffung der vollständigen geplanten Infrastruktur den optimalen Betrieb isolierter Stromnetze erleichtern wird, ist die vollumfängliche Vornahme der damit verbundenen Investitionen keine notwendige Voraussetzung für eine Marktöffnung.
(74)
Die Tatsache, dass bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Produktionskosten pro NAI möglicherweise große Unterschiede bestehen, ist unerheblich. Selbst wenn solche Unterschiede auftreten, so betreffen sie die Kosten für die Stromerzeugung innerhalb der isolierten Netze der NAI. Die Ermittlung dieses Betrags ist bereits eine Voraussetzung dafür, dass die GWV für NAI gemäß den rechtlichen Anforderungen verwaltet werden, außerdem wird sie in keiner Weise durch die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassenen Versorger beeinflusst. Da die Verwaltung der GWV für NAI bereits auf einem getrennten monatlichen System für jedes isolierte Netz beruht, ist es schwer vorstellbar, dass große jährliche Schwankungen pro NAI zu konkreten Problemen führen können.
(75)
Aus dem Vorstehenden ergibt sich, dass die Zahl der Versorger, die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassen sind, weder mit dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb der isolierten Netze noch mit der im Einklang mit den einschlägigen rechtlichen Anforderungen erfolgenden Umsetzung der GWV für NAI untrennbar verbunden ist.
(76)
Im Übrigen ist anzumerken, dass eine Marktöffnung Vorteile mit sich bringt, die die etwaigen Kosten einer Marktöffnung übersteigen. Die ERB weist darauf hin, dass alternative Versorger auf den NAI den Kunden auf den NAI wesentliche zusätzliche Vorteile anbieten könnten, indem sie die Stromversorgung mit anderen Dienstleistungen kombinieren.
(77)
Folglich sollte dem Antrag auf eine unbefristete Ausnahme von Artikel 33 nicht stattgegeben werden.
4.4.2.2. Zeitliche Begrenzung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG bei einem isolierten Netz
(78)
In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen ist festzustellen, dass die Marktöffnung praktische Vorkehrungen erfordert, damit die isolierten Netze auf den NAI in völliger Übereinstimmung mit dem NAI-Kodex betrieben werden können. Praktische Probleme im Zusammenhang mit der Marktöffnung können darin bestehen, dass die für die Zuordnung der Messstellen und der Messdaten zu den Versorgen erforderlichen Register nicht verfügbar sind oder die optimale Konfiguration der Infrastruktur noch nicht vorhanden ist. Daher kann die Erteilung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG, die zeitlich begrenzt ist, in Betracht gezogen werden.
(79)
Bei der Beurteilung der Dauer einer solchen Ausnahme von Kapitel VIII sind die beiden folgenden Aspekte relevant:
a)
Wie bereits ausgeführt, ist die Verfügbarkeit eines Registers über die NAI, das die Zuordnung der Messdaten zu einem bestimmten Versorger ermöglicht, die wichtigste Voraussetzung für die Marktöffnung auf den NAI. Nach Artikel 327 Absatz 4 muss das dafür erforderliche Register spätestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex fertiggestellt sein. Die Verfügbarkeit des Registers ist eine notwendige praktische Voraussetzung für die Marktöffnung.
b)
Die vollständige Durchführung des Investitionsprogramms für die auf den NAI zu installierende Infrastruktur würde die praktische Umsetzung der Marktöffnung auf den NAI sicherlich erleichtern. Dies ist jedoch keine notwendige Voraussetzung. Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex enthält einen Zeitplan, nach dem alle derzeitigen NAI spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex mit der auf den NAI zu installierenden zusätzlichen Infrastruktur ausgerüstet werden sollen.
(80)
Daher sollte eine Ausnahme von der Marktöffnung für mindestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex gewährt werden, d. h. bis zum 17. Februar 2016, damit die Register, die eine notwendige Voraussetzung für die Marktöffnung sind, eingerichtet werden können. Da die vollständige Infrastruktur spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex installiert werden muss, sollte die Geltungsdauer der Ausnahme auf jeden Fall auf 5 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex begrenzt werden, d. h. für jedes der isolierten Netze der NAI bis zum 17. Februar 2019. Da die Ausnahme sich jedoch nur dann rechtfertigen lässt, wenn erhebliche und konkrete Probleme hinsichtlich der Marktöffnung weiterbestehen, die direkt damit zusammenhängen, dass das Programm für Infrastrukturinvestitionen auf den NAI nicht zum Abschluss gebracht wurde, sollte regelmäßig überprüft werden, ob diese Probleme in einem bestimmten isolierten Netz der NAI fortbestehen. Bei einer solchen Überprüfung sollte ein von den zuständigen griechischen Behörden genehmigter Investitionsplan der DEDDIE für den Aufbau der erforderlichen Infrastruktur auf den NAI als Benchmark verwendet werden. Dieser Plan sollte daher bis zum 17. Februar 2015 fertiggestellt und genehmigt sein.
(81)
Um die Marktöffnung nicht unnötig zu verzögern, sollte der Infrastrukturinvestitionsplan der DEDDIE von der ERB genehmigt werden; in ihm sollte den isolierten Netzen von Kreta und Rhodos Vorrang eingeräumt werden, da dies die NAI mit der größten Bevölkerung sind.
(82)
Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 sollte die DEDDIE einen von der ERB zu genehmigenden Bericht mit Angaben dazu erstellen, weshalb in einem bestimmten isolierten Netz der NAI noch keine Marktöffnung erfolgt ist. Dieser Bericht sollte veröffentlicht und der Kommission mitgeteilt werden.
4.4.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 34.
(83)
Der Antrag betrifft eine Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von Artikel 34 in Bezug auf Direktleitungen im Sinne des Artikels 2 Nummer 15 der Richtlinie 2009/72/EG umfasst.
(84)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht.
(85)
Daher sollte, selbst wenn der Antrag so zu verstehen ist, dass um eine Ausnahme von Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG ersucht wird, eine solche Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.4.4. Verbindungsleitungen - Anwendung der Ausnahme von den Kapiteln III und VIII
(86)
Die vorliegende Ausnahme betrifft isolierte Kleinstnetze, die sich gerade dadurch auszeichnen, dass sie gar nicht oder, wie im Fall von kleinen, isolierten Netzen, nur sehr eingeschränkt mit anderen Stromnetzen verbunden sind.
(87)
Allerdings ist Folgendes anzumerken:
a)
Laut dem vor kurzem verabschiedeten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan des griechischen Übertragungsnetzbetreibers ADMIE S.A. (unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber) („ADMIE“) soll der Verbundanschluss der Kykladen bis 2018 in drei Phasen abgeschlossen werden, wobei bestimmte Kykladen deutlich früher an das griechische Verbundnetz angebunden werden.
b)
Außerdem soll der Anschluss von Kreta an das Verbundnetz bis 2020 abgeschlossen sein. Die einschlägigen Teile des Projekts für die ersten drei Jahre wurden in den 2013 genehmigten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan der ADMIE aufgenommen. Der endgültige Plan muss noch in den 2014 zu genehmigenden endgültigen Zehnjahres-Netzentwicklungsplan eingebaut werden.
(88)
Es muss ausdrücklich festgelegt werden, dass die vorliegende Ausnahme für ein bestimmtes isoliertes Netz automatisch endet, sobald eine Verbindungsleitung zwischen einem bestimmten isolierten Netz und dem griechischen Verbundnetz in vollem Umfang einsatzfähig ist.
(89)
Das Unternehmen DEDDIE steht trotz seiner rechtlichen und funktionalen Entflechtung zu 100 % im Eigentum der PPC. Anders als ein Verteilernetzbetreiber im Sinne der Richtlinie 2009/72/EG nimmt die DEDDIE auch umfassende Aufgaben im Bereich des Betriebs der isolierten Netze der NAI und der Stromerzeugung auf den NAI, einschließlich der im Eigentum der PPC befindlichen konventionellen Stromerzeugungskapazitäten, wahr und hat somit Einfluss auf die Erlöse. Wie oben dargelegt, hat der Anschluss an das Verbundnetz Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der derzeit innerhalb der isolierten Netze auf den NAI installierten Kraftwerke.
(90)
Ausnahmen sollten nur gewährt werden, wenn sie verhältnismäßig sind und nicht über das unbedingt erforderliche Maß hinausgehen. Daher müssen in Bezug auf Entscheidungen über den Anschluss der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz klare Anreize und Transparenz gegeben sein.
(91)
Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 sieht Folgendes vor:
„ADMIE SA legt bis zum 31. März eines jeden Jahres der ERB einen Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes vor […]. Der Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes muss insbesondere: […] c) eine technische und finanzielle Kosten-Nutzen-Analyse für wichtige Übertragungsnetze enthalten […], insbesondere für […] Verbindungsleitungen zwischen den Inseln und dem Übertragungsnetz, einschließlich eines Zeitrahmens, geschätzter Cash-Flow- und Finanzierungsanforderungen für sämtliche Investitionsprojekte.“
(92)
Um sicherzustellen, dass klare Anreize und Transparenz bei den Beschlüssen über die Anbindung der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz gegeben sind, sollten die griechischen Behörden sicherstellen, dass:
a)
bei der Genehmigung oder Ausschreibung bestehender oder neuer Kapazitäten für ein isoliertes Netz auf einer NAI die ADMIE, DEDDIE und ERB systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine solche Genehmigung für bestehende oder neue Kapazitäten sollte verweigert werden, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten sollten sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI.
b)
in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. In ihr sollten insbesondere Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen nicht berücksichtigt werden.
c)
die ERB zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlicht. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, wird die ERB von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung sollte gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden.
d)
die ERB eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzt. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der von der ERB festgelegten Frist gebaut wird, sollte Schadenersatz für die nicht realisierten Kosteneinsparungen geltend gemacht werden.
4.5. DAUER
(93)
Der Sachverhalt, auf dem diese Ausnahme beruht, muss überprüft werden, insbesondere nach der geplanten Fertigstellung des Anschlusses bestimmter isolierter Netze an das Verbundnetz und nach Ablauf der Fristen für die Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 des NAI-Kodex.
(94)
Jede Ausnahme sollte daher bis zum 1. Januar 2021 gelten.
4.6. RÜCKWIRKUNG
(95)
Wie bereits erwähnt, wurde mit dem Antrag vom 17. Januar 2012 der 2003 eingereichte Erstantrag erneuert.
(96)
Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG, die durch die Richtlinie 2009/72/EG aufgehobenen wurde, enthielt auch Bestimmungen, nach denen die Mitgliedstaaten im Falle erheblicher Probleme mit dem Betrieb von kleinen, isolierten Netzen und isolierten Kleinstnetzen Ausnahmen von einigen Bestimmungen dieser Richtlinie beantragen konnten. Gemäß Artikel 48 der Richtlinie 2009/72/EG gelten Bezugnahmen auf den aufgehobenen Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG als Bezugnahmen auf Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG.
(97)
Die Definitionen der Begriffe „kleines, isoliertes Netz“ und „isoliertes Kleinstnetz“ in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2003/54/EG sind identisch mit denen in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2009/72/EG.
(98)
Beide Definitionen beziehen sich auf die Stromnachfrage in isolierten Netzen im Jahr 1996, und die Bezugnahme hat sich nicht geändert. Überdies war Kreta weder 2003 noch 2012 an das griechische Verbundnetz angeschlossen und wird dies zu dem Zeitpunkt, zu dem die vorliegende Ausnahme wirksam wird, auch nicht sein.
(99)
Alle isolierten Kleinstnetze und kleinen, isolierten Netze, die im Antrag als isolierte Kleinstnetze oder kleine, isolierte Netz eingestuft waren, waren folglich zum Zeitpunkt der Erstantragstellung als solche zu betrachten und werden zum Zeitpunkt des Wirksamwerdens der vorliegenden Ausnahme als solche betrachtet werden.
(100)
Daher sind hinsichtlich der kleinen, isolierten Netze und der isolierten Kleinstnetze, die für eine Ausnahme gemäß der Richtlinie 2003/54/EG und der Richtlinie 2009/72/EG in Betracht kommen, keine rechtlichen oder tatsächlichen Änderungen eingetreten.
(101)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel III dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und für die Ausschreibung neuer Kapazitäten.
(102)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel VII dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
(103)
Hätte die Kommission eine Ausnahme auf den ursprünglichen Antrag hin gewährt, so hätte sie dafür die gleichen Bedingungen wie in der vorliegenden Ausnahme nach der Richtlinie 2009/72/EG vorsehen können.
(104)
Zudem haben sich die tatsächlichen Umstände seit 2003 nicht geändert. Die geografische Lage der NAI, die wirtschaftlichen Faktoren, die für den Betrieb der Stromnetze innerhalb der isolierten Netze der NAI maßgeblich sind, und die Art der erheblichen Probleme, die mit dem Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb der isolierten Netze der NAI verbunden sind, sind seit 2003 im Wesentlichen unverändert.
(105)
Der erste Antrag war seit dem Jahr 2003 anhängig. Die Untätigkeit der Kommission sollte nicht zu Lasten der Hellenischen Republik gehen. Die Hellenische Republik ist ihren Verpflichtungen aus Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG und Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG nachgekommen und hat einen ordnungsgemäß begründeten Antrag auf eine Ausnahme für die isolierten Netze auf den NAI gemäß diesen Artikeln gestellt.
(106)
Daher sollte der vorliegende Beschluss über die Ausnahme ab dem Datum der Notifizierung des ersten Antrags, d. h. ab dem 5. Dezember 2003, wirksam werden -
HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:
Artikel 1
Dieser Beschluss gilt für die in der Tabelle genannten kleinen, isolierten Netze und isolierten Kleinstnetze.
Für die Zwecke dieses Beschlusses ist Kreta ein kleines, isoliertes Netz, während alle anderen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze sind.
Artikel 2
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 33 der Richtlinie 2009/72/EG für kleine, isolierte Netze und für isolierte Kleinstnetze gewährt.
(2) Diese Ausnahme gilt bis zum 17. Februar 2016 oder bis zur vollständigen Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist. In jedem Fall gilt die Ausnahme ab dem 17. Februar 2019 nicht mehr.
(3) Die griechischen Behörden müssen bis zum 17. Februar 2015 einen Plan für Infrastrukturinvestitionen gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex erstellen, wobei für jedes isolierte Netz der NAI getrennt das Datum anzugeben ist, bis zu dem die Infrastruktur vollständig zu installieren ist. Dieser Plan muss Kreta und Rhodos Vorrang einräumen.
(4) Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 müssen die griechischen Behörden einen Bericht erstellen, der für jedes isolierte Netz der NAI Angaben zu Folgendem enthält: a) zur Marktöffnung, b) zum Stand der Infrastrukturinvestitionen gegenüber dem einschlägigen Plan, c) zu den weiterhin bestehenden erheblichen und konkreten Problemen bezüglich der Marktöffnung und d) dazu, ob diese Probleme der Nichtrealisierung der in Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex vorgesehenen Infrastrukturinvestitionen direkt zugeschrieben werden können.
Artikel 3
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt, wonach Genehmigungen für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazitäten in isolierten Kleinstnetzen der PPC direkt erteilt werden können.
(2) Für die Zwecke dieser Ausnahme gilt Folgendes:
a)
Die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten umfassen Vorhaben für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung von konventionellen Erzeugungsanlagen, für die zum Zeitpunkt der Notifizierung dieses Beschlusses eine von der ERB erteilte gültige Genehmigung besteht.
b)
Der vollständige Rückbau der Haupterzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage gilt nicht als vorhandene Kapazität, sondern als Bau neuer Kapazitäten.
c)
Die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten stellt eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten dar.
(3) Nach Ablauf der gemäß Absatz 1 erteilten Genehmigung kann eine solche Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, sofern die Verzögerungen auf Gründe zurückzuführen sind, die die PPC nicht zu vertreten hat.
(4) Diese Ausnahme gilt nicht mehr für gemäß Absatz 1 erteilte Genehmigungen, die abgelaufen sind oder aufgehoben wurden.
(5) Alle sonstigen Bestimmungen des Artikels 7 der Richtlinie 2009/72/EG gelten weiterhin in vollem Umfang.
(6) Diese Ausnahme gilt bis zum 1. Januar 2021.
Artikel 4
(1) Die in diesem Beschluss vorgesehenen Ausnahmen gelten für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze nicht mehr, sobald sie an das Verbundnetz angeschlossen sind.
(2) Die griechischen Behörden
a)
müssen bei der Genehmigung oder Ausschreibung neuer Kapazitäten innerhalb eines isolierten Netzes auf einer NAI systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine Genehmigung für neue Kapazitäten ist zu verweigern, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten müssen sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI;
b)
müssen sicherstellen, dass in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der geplanten Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen dürfen nicht berücksichtigt werden;
c)
müssen zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlichen. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, müssen die griechischen Behörden von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung muss gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden;
d)
müssen eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzen. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der gesetzten Frist gebaut wird, müssen die griechischen Behörden für die nicht realisierten Kosteneinsparungen Schadenersatz geltend machen.
Artikel 5
Dieser Beschluss gilt ab 5. Dezember 2003.
Artikel 6
Dieser Beschluss ist an die Hellenische Republik gerichtet.
Brüssel, den 14. August 2014
DECISIONE DELLA COMMISSIONE
del 14 agosto 2014
che concede alla Repubblica ellenica una deroga a talune disposizioni della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
[notificata con il numero C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,
vista la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (1), in particolare l'articolo 44, paragrafo 1 e l'articolo 48,
viste le richieste presentate dalla Repubblica ellenica il 17 gennaio 2012 e il 5 dicembre 2003,
dopo aver informato gli Stati membri di tale richiesta,
considerando quanto segue:
1. PROCEDURA
(1)
Il 17 gennaio 2012 il ministero greco per l'Ambiente, l'Energia e il Cambiamento climatico («YPEKA») ha trasmesso alla Commissione, ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, una richiesta di deroga (la «richiesta») ai capi III e VIII della direttiva 2009/72/CE per talune isole greche non interconnesse con la rete elettrica della Grecia continentale (le isole non interconnesse o «INI»).
(2)
Il 12 settembre 2012 la Commissione ha invitato l'Autorità di regolamentazione per l'energia in Grecia («RAE») a esprimere un parere sulla richiesta. La RAE ha risposto a tale invito il 16 novembre 2012 (il «parere della RAE»).
(3)
La RAE ha presentato ulteriori osservazioni a sostegno della richiesta in data 17 dicembre 2013, 23 dicembre 2013, 4 febbraio 2014, 28 febbraio 2014 e 17 marzo 2014.
(4)
Il 14 marzo 2014 (con un addendum inviato il 20 marzo 2014) la Commissione ha informato gli Stati membri della richiesta, conformemente all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, invitandoli a presentare osservazioni, se necessario, entro il 25 marzo 2014. Non sono state presentate osservazioni.
(5)
La richiesta dell'YPEKA rinnovava quella trasmessa dal ministero per lo Sviluppo il 5 dicembre 2003 ai sensi dell'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (2) (la «richiesta iniziale») per ottenere una deroga a talune disposizioni della direttiva 2003/54/CE. Benché fossero stati avviati alcuni passi preliminari per esaminare la richiesta iniziale, la deroga prevista dall'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE non è stata né concessa né rifiutata.
2. LA RICHIESTA TRASMESSA DALL'YPEKA
2.1. AMBITO DI APPLICAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA
(6)
La richiesta mira a ottenere una deroga ai capi III e VIII della direttiva 2009/72/CE.
(7)
Il capo III della direttiva 2009/72/CE riguarda la procedura di autorizzazione e l'indizione di gare per nuove capacità. Il capo VIII riguarda l'accesso di terzi, l'apertura del mercato e le linee dirette.
2.2. ATTUALE ORGANIZZAZIONE DELLA RETE ELETTRICA NELLE INI
(8)
In Grecia i mercati dell'energia sono regolati in primo luogo dalla legge greca 4001/2011 che recepisce la direttiva 2009/72/CE. La legge 4001/2011 è entrata in vigore il 22 agosto 2011.
(9)
DEDDIE SA («DEDDIE») è il gestore del sistema di distribuzione greco; è controllato al 100 % da Public Power Corporation («PPC»), da cui però è separato dal punto di vista giuridico e funzionale; PPC è il produttore e fornitore storico di energia elettrica in Grecia. Gli impianti della rete gestita da DEDDIE sono di proprietà di PPC.
(10)
Ai sensi dell'articolo 127 della legge 4001/2011, DEDDIE è responsabile dello sviluppo, della gestione e della manutenzione del sistema di distribuzione dell'energia elettrica in Grecia, in cui rientra anche il sistema di distribuzione dell'energia elettrica nelle INI.
(11)
DEDDIE è inoltre responsabile della gestione delle reti elettriche nelle INI. In tale compito rientrano: i) la preparazione di un piano di sviluppo della generazione nei microsistemi isolati, compreso un programma per l'interconnessione tra questi e le altre INI, ii) la messa a disposizione dei siti necessari per l'installazione di nuove capacità di produzione, l'ampliamento della capacità esistente o la fornitura di componenti, nonché per l'estensione del sistema di distribuzione dell'energia elettrica in Grecia alle isole non interconnesse e ai microsistemi isolati, iii) la conclusione di contratti con i detentori di autorizzazioni per regolamentare la fornitura di energia elettrica al sistema e dal sistema, la prestazione di servizi ausiliari ai sistemi di distribuzione delle INI e la remunerazione dei produttori di energia elettrica, degli addebiti a clienti e fornitori per l'energia elettrica loro erogata e di altri debiti e crediti sui conti speciali, come quelli per la remunerazione degli obblighi di servizio pubblico.
(12)
L'articolo 137, paragrafo 1, della legge 4001/2011 stabilisce che tutti i consumatori di energia elettrica sono considerati clienti idonei, a eccezione dei consumatori stabiliti in microsistemi isolati, soggetti all'articolo 139 della medesima legge.
(13)
Ai sensi dell'articolo 133, paragrafo 3, della legge 4001/2011:
«Fatta eccezione per i casi in cui l'energia elettrica viene prodotta utilizzando fonti energetiche rinnovabili o per mezzo di impianti di cogenerazione ad alta efficienza o impianti ibridi, nonché per il caso degli autoproduttori, qualora sia stata concessa una deroga ai sensi delle disposizioni dell'articolo 139, l'autorizzazione per la generazione viene rilasciata a PPC SA soltanto in base a determinate norme in materia di autorizzazioni. PPC SA è responsabile della fornitura ininterrotta ai microsistemi isolati per cui ottiene l'autorizzazione e della salvaguardia dell'operatività finanziaria a lungo termine delle reti elettriche su tali isole»
.
(14)
Ai sensi dell'articolo 134 della legge 4001/2011:
«Fatte salve le disposizioni dell'articolo 139 della presente legge, le autorizzazioni di fornitura per i microsistemi isolati vengono rilasciate a PPC SA soltanto in base ai requisiti dei regolamenti di autorizzazione. A richiesta, PPC SA è tenuto a fornire energia elettrica ai clienti non idonei»
.
(15)
A norma dell'articolo 139 della legge 4001/2011, le deroghe alle disposizioni della legge 4001/2011 possono essere concesse conformemente alle disposizioni dell'articolo 44 della direttiva 2009/72/CE.
(16)
La decisione ministeriale n. PD5/EL/B/F IB/12924, adottata ai sensi dell'articolo 28 della legge greca 3426/2005, stabilisce che la fornitura di energia elettricaai consumatori delle INI, da parte di qualsiasi produttore di energia elettrica, costituisce un obbligo di servizio pubblico («OSP INI») nell'interesse economico generale. Per ragioni di coesione sociale, i fornitori delle INI devono fornire l'energia elettrica a un prezzo uguale, per categoria di consumatori, a quelli praticati nel sistema interconnesso greco.
(17)
L'articolo 52 della legge greca 4001/2011 sancisce il diritto dei clienti delle isole non interconnesse di ricevere servizi speciali per quanto riguarda sia il prezzo, sia la qualità e la sicurezza dell'approvvigionamento nonché la trasparenza delle condizioni generali di contratto. In cambio dell'OSP adempiuto, i fornitori di OSP INI ricevono una compensazione finanziaria calcolata in base a una metodologia fissata dalla decisione 24/2014 della RAE (3). Tale metodologia si fonda sulla differenza tra il totale dei costi di produzione (variabili e fissi) nelle isole non interconnesse e il prezzo pieno di mercato che i fornitori registrano nel sistema interconnesso (costi marginali del sistema più tutti gli altri meccanismi del sistema interconnesso greco). La compensazione per l'OSP INI è calcolata su base mensile, autonomamente per il sistema di ogni isola, ed è sottoposta al controllo della RAE. La compensazione per l'OSP INI è finanziata tramite un prelievo su tutti i clienti, compresi quelli residenti nelle INI (4). Il meccanismo dell'OSP INI è gestito da LAGIE, il gestore del mercato greco di proprietà statale. Ai sensi della decisione ministeriale D5-EL/B/F1/oik.27547 del dicembre 2011 (5), che si basa sulle disposizioni dell'articolo 55, paragrafo 3, della legge 4001/2011, l'OSP INI deve essere offerto da tutti i fornitori, pertanto tutti i fornitori sono ammissibili alla compensazione per l'OSP INI.
(18)
La legislazione derivata governa in maniera più dettagliata la fornitura e la produzione di energia elettrica nelle INI. In particolare, con decisione n. 39/2014 del 28 gennaio 2014, la RAE ha adottato il codice di gestione delle reti elettriche nelle isole non interconnesse (il «codice INI»), che disciplina una serie di problemi concernenti la gestione dei sistemi isolati nelle INI, tra cui l'apertura del mercato, la regolamentazione del mercato e la produzione di energia elettrica. Il codice INI è entrato in vigore il giorno della sua pubblicazione, ossia il 17 febbraio 2014.
2.3. SERI PROBLEMI PER LA GESTIONE DI SISTEMI ISOLATI
(19)
La richiesta mette in rilievo i seguenti problemi concernenti la gestione dei sistemi isolati di energia elettrica in Grecia:
a)
la forte oscillazione della domanda di energia elettrica nei microsistemi isolati, accentuata da: i) la componente turistica dello sviluppo economico delle isole; ii) l'accresciuta diffusione delle fonti energetiche rinnovabili («FER»).
Tali elementi incidono negativamente sul fattore di carico della capacità di generazione termica o convenzionale e sulla possibilità di recuperare i costi degli investimenti effettuati in tale capacità di generazione;
b)
la pronunciata variabilità delle condizioni meteorologiche nelle isole, che si riflette sulla domanda e provoca disfunzioni dei sistemi di generazione, imponendo di conseguenza la costituzione di ingenti riserve.
(20)
La richiesta rileva i seguenti problemi concernenti lo sviluppo della generazione convenzionale nei piccoli sistemi isolati di energia elettrica in Grecia:
a)
la difficoltà, o persino l'impossibilità, di individuare siti adatti per nuove centrali di generazione convenzionali nei microsistemi isolati, soprattutto a causa delle resistenze dell'opinione pubblica;
b)
le ridotte dimensioni delle INI, che provocano gravi difficoltà nella pianificazione dello sviluppo a lungo termine della produzione termica, a causa dell'imprevedibilità degli eventuali investimenti che potrebbero essere effettuati dai consumatori di energia elettrica (come grandi complessi turistici o strutture manifatturiere); in tale situazione la risposta alla domanda di energia elettrica dev'essere efficace e flessibile;
c)
la domanda di energia elettrica nei sistemi isolati delle INI dovrebbe crescere del 2 % all'anno fino al 2017. Benché PPC abbia ottenuto le autorizzazioni per l'installazione della capacità supplementare necessaria, e l'installazione stessa sia già stata programmata (si prevede che entro il 2017 essa sia in grado di soddisfare la domanda di tutte le INI, compresi i margini di riserva necessari), non è stato sempre possibile rispettare il calendario previsto;
d)
le ridotte dimensioni del carico, le sensibili oscillazioni del carico stesso e la crescente diffusione delle FER in gran parte dei microsistemi isolati restringono il ventaglio delle soluzioni tecnologiche disponibili per la generazione convenzionale: la scelta è limitata a piccoli impianti di generazione alimentati a olio pesante a basso tenore di zolfo oppure a olio leggero;
e)
le procedure per l'acquisizione di nuova capacità di generazione di energia sono dispendiose in termini di tempo: dal momento in cui viene concessa l'autorizzazione a quello in cui i generatori di energia elettrica entrano in servizio passano due anni e mezzo o tre;
f)
l'elaborazione di piani per la costruzione di interconnector tra il sistema interconnesso della Grecia e i microsistemi isolati delle INI fa diminuire l'interesse a investire in capacità di generazione convenzionale nelle INI. Sono già stati programmati i progetti di interconnessione con le Cicladi e Creta.
(21)
Di conseguenza, si deve ricorrere regolarmente a soluzioni di emergenza, come il noleggio di generatori diesel mobili o di turbine a gas. L'uso di singole autorizzazioni per sopperire a necessità di generazione di emergenza è però sconsigliabile, in quanto dà luogo a un antieconomico noleggio di attrezzature, anziché all'acquisto. La richiesta indica numerosi esempi di circostanze impreviste che hanno costretto a utilizzare generatori mobili per periodi prolungati.
(22)
La richiesta mette in rilievo i seguenti problemi concernenti l'apertura del mercato nei sistemi isolati delle INI:
a)
per consentire l'apertura del mercato sarà necessario sviluppare e installare infrastrutture specifiche nei sistemi isolati delle INI. Tali infrastrutture comportano l'installazione di centri di controllo per gestire: i) la programmazione giornaliera della generazione e ii) la regolamentazione del mercato in ciascun sistema isolato mediante la ripartizione del costo di produzione in ciascun sistema isolato tra i fornitori attivi nel suo ambito.
I costi di queste infrastrutture, necessarie ma dispendiose, sono sostenuti dai consumatori;
b)
a causa dell'OSP INI, i prezzi al dettaglio dell'energia elettrica sono i medesimi, per ciascuna categoria di consumatori, in tutto il territorio greco. Il maggior costo di produzione che si registra nelle INI, rispetto al costo di produzione nel sistema interconnesso, deve quindi essere recuperato dai fornitori attivi nelle INI ripartendo la parte rispettiva della compensazione per l'OSP in funzione delle vendite di energia elettrica ai loro clienti.
Si afferma che la sensibile oscillazione dei valori del costo di produzione variabile annuale medio per ogni INI renderebbe assai complesso il meccanismo di regolamentazione del mercato.
(23)
Di conseguenza, l'YPEKA ritiene che lo sviluppo dell'infrastruttura necessaria per la gestione e la sorveglianza del mercato dell'energia elettrica, unito all'apertura del mercato nei sistemi isolati delle INI, comporti costi superiori ai benefici che i consumatori potrebbero trarre dall'apertura del mercato.
(24)
La richiesta non contiene una data di scadenza della deroga.
3. IL PARERE DELLA RAE
3.1. AMBITO DI APPLICAZIONE DELLA DEROGA
3.1.1. Deroga al capo III della direttiva 2009/72/CE
(25)
La RAE è del parere che la deroga al capo III, ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, non dovrebbe riguardare l'installazione di nuova capacità di generazione di energia che possa essere sviluppata in un sistema isolato, ma solamente il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità di produzione esistente. La capacità di generazione esistente è costituita dalle centrali elettriche già operanti o in costruzione nelle INI. Qualsiasi nuova centrale elettrica venga installata su tali isole è considerata nuova capacità di generazione.
(26)
La RAE osserva che i produttori indipendenti di energia elettrica («IPP»), ossia i soggetti diversi da PPC, negli ultimi due decenni hanno manifestato un vivo interesse per l'allestimento di centrali elettriche di cogenerazione e FER in tutti i microsistemi isolati. Di conseguenza, non sarebbe opportuno limitare l'accesso di terzi ai sistemi energetici di tutte le INI, per quanto riguarda lo sviluppo delle FER e la produzione combinata di energia termica ed energia elettrica («CHP»).
(27)
La RAE dichiara di non essere contraria alla concessione di una deroga per l'attivazione di nuove centrali elettriche convenzionali, purché siano rispettate determinate condizioni. L'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE non prevede però la possibilità di una deroga per le nuove capacità.
(28)
La RAE ritiene che l'espansione della capacità degli impianti convenzionali esistenti riguardi principalmente la carenza di capacità a breve termine che si registra nelle INI a causa di danni imprevisti alla capacità esistente o del ritardo nell'installazione di nuove capacità, soprattutto nei periodi di maggiore domanda (per esempio i picchi estivi). Per tali espansioni vige una procedura di gara d'appalto aperta, conformemente all'articolo 8 della direttiva 2009/72/CE. Tale procedura comporta un notevole dispendio di tempo e mal si adatta all'urgenza delle situazioni di emergenza.
(29)
La RAE conviene che è compito di PPC frasi carico di tali situazioni di emergenza. Dal momento che PPC è in grado di spostare unità mobili convenzionali dalle isole in cui vi è eccesso di capacità a quelle con carenza di capacità, questa soluzione potrebbe anche risultare la più economica.
(30)
La RAE sottolinea che qualsiasi deroga deve consentire di specificare le opportune procedure di autorizzazione per le situazioni di emergenza, indicando in particolare quali dei criteri di cui all'articolo 7 della direttiva 2009/72/CE debbano essere esaminati dalle autorità competenti per il rilascio delle autorizzazioni.
(31)
A giudizio della RAE, le deroghe dovrebbero essere concesse per un periodo limitato, fissando, per esempio, una durata massima di dieci anni.
3.1.2. Deroga al capo VIII della direttiva
(32)
Secondo la RAE, l'approvvigionamento di energia elettrica nelle INI è legato, dal punto di vista pratico, all'OSP INI e alla compensazione per l'OSP INI in quanto i) il costo di generazione dell'energia elettrica è molto più elevato nelle INI che nella parte continentale e ii) lo Stato greco obbliga a praticare un prezzo uniforme, per categoria di clienti, in tutto il proprio territorio.
(33)
Il codice INI prevede l'installazione nelle INI di determinate apparecchiature di misurazione e registrazione per il conteggio orario, i centri di gestione e di controllo dell'energia, il monitoraggio e i relativi sistemi informatici. La RAE sostiene che quest'infrastruttura è indispensabile per:
a)
garantire che i costi degli OSP siano trasparenti, non discriminatori e verificabili;
b)
assicurare un adeguato funzionamento e una sana gestione delle reti elettriche, per poter ottenere la modalità operativa più economica e, di conseguenza, una riduzione più sensibile delle tariffe dell'OSP INI a carico dei consumatori di energia elettrica;
c)
diffondere maggiormente le FER e la cogenerazione, anche per quanto riguarda le tecnologie FER la cui gestione comporta requisiti complessi e specifici, come per esempio lo stoccaggio delle FER, gli impianti termici solari, eccetera;
d)
garantire la necessaria trasparenza nella gestione dei sistemi isolati, assicurando in tal modo un trattamento non discriminatorio di tutti i partecipanti al mercato e, in particolare, dei produttori.
(34)
La RAE conclude quindi che, indipendentemente dal fatto che uno o più fornitori siano autorizzati a operare all'interno di un microsistema isolato, tale infrastruttura deve essere installata nei sistemi isolati delle INI.
(35)
Secondo le stime, il costo per l'installazione di quest'infrastruttura non dovrebbe superare una cifra compresa fra i 20 e i 30 milioni di EUR per tutte le INI, comprese Creta e Rodi. La RAE ritiene ragionevole tale importo, soprattutto in considerazione dei benefici previsti, cioè la trasparenza e la verifica dell'OSP INI, nonché la sana e controllata gestione dei sistemi isolati.
(36)
Al contrario dell'YPEKA, la RAE è del parere che autorizzare più di un fornitore a operare in un determinato sistema isolato nelle INI non comporterà apprezzabili costi supplementari per l'infrastruttura richiesta, in quanto l'infrastruttura è in ogni caso già necessaria per la programmazione giornaliera delle unità di generazione situate sulle INI, per la regolamentazione del mercato e per la gestione dell'OSP INI.
(37)
La RAE ritiene inoltre che autorizzando a operare più di un unico fornitore si otterranno ulteriori, notevoli vantaggi per i consumatori delle INI.
(38)
Di conseguenza, la RAE conclude che l'esclusione permanente di fornitori alternativi dai mercati delle INI non sia giustificata. L'installazione della necessaria infrastruttura, descritta in precedenza, dovrebbe essere completata in un periodo compreso fra i tre e i cinque anni. La RAE non si opporrebbe a una possibile deroga strettamente limitata a tale arco di tempo, senza ulteriori estensioni.
(39)
La RAE aggiunge che, qualora lo status di un sistema isolato nelle INI muti ed esso non rientri più nelle categorie dei piccoli sistemi isolati o dei microsistemi isolati, la deroga dovrebbe automaticamente scadere. Ciò potrebbe verificarsi qualora i sistemi isolati delle INI vengano interconnessi al sistema interconnesso greco.
4. VALUTAZIONE
4.1. BASE GIURIDICA DELLA RICHIESTA
(40)
L'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE prevede la possibilità di una deroga a talune disposizioni della direttiva, qualora la deroga stessa si applichi a piccoli sistemi isolati e microsistemi isolati.
(41)
Ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE, si definisce piccolo sistema isolato ogni sistema con un consumo inferiore a 3 000 GWh nel 1996, ove meno del 5 % del consumo annuo è ottenuto dall'interconnessione con altri sistemi.
(42)
Ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE, si definisce microsistema isolato ogni sistema con un consumo inferiore a 500 GWh nel 1996, ove non esista alcun collegamento con altri sistemi.
(43)
I sistemi isolati indicati nella richiesta sono formati da una e, in alcuni casi, da più INI (cfr. le colonne 1 e 2 della tabella). Anche quando un sistema isolato consiste di numerose INI interconnesse tra loro, la rete elettrica formata da queste INI interconnesse è isolata, nel senso che non è connessa ad alcun'altra rete elettrica.
(44)
Secondo la richiesta, 31 sistemi isolati su 32 sono microsistemi isolati, il più grande dei quali è Rodi. I microsistemi isolati per cui è stata trasmessa la richiesta rappresentavano nel 2010 il 5,24 % delle vendite totali di energia elettrica in Grecia. Il sistema isolato di Creta è considerato un piccolo sistema isolato; nel 2010 Creta rappresentava il 3,01 % della domanda di energia elettrica in Grecia.
Domanda annuale da parte dei sistemi isolati
Domanda annuale (MWh)
Domanda annuale nel 1996
Nome del SI
INI che fanno parte del SI
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Sì
No
Rodi
Rodi
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Sì
Sì
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Sì
Sì
Lesbo
Lesbo
153 650
259 552
308 454
288 230
Sì
Sì
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Sì
Sì
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Sì
Sì
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Sì
Sì
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Sì
Sì
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Sì
Sì
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Sì
Sì
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Sì
Sì
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Sì
Sì
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Sì
Sì
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Sì
Sì
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Sì
Sì
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Sì
Sì
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Sì
Sì
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Sì
Sì
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Sì
Sì
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Sì
Sì
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Sì
Sì
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Sì
Sì
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Sì
Sì
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Sì
Sì
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Sì
Sì
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Sì
Sì
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Sì
Sì
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Sì
Sì
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Sì
Sì
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Sì
Sì
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Sì
Sì
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Sì
Sì
(45)
La tabella precedente elenca i sistemi isolati indicati nella richiesta e su ciascuno di essi fornisce alcune informazioni dalle quali si può desumere che nel 1996 tutti i sistemi isolati, tranne Creta, avevano registrato una domanda di energia elettrica che li qualificava come microsistemi isolati ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE. Per quanto riguarda Creta, occorre aggiungere che, siccome l'isola non era e tuttora non è interconnessa ad alcun'altra rete elettrica, la quota percentuale della domanda soddisfatta per mezzo di interconnector era e continua a essere pari a zero, ossia inferiore al 5 %. Creta costituisce perciò un piccolo sistema isolato ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE.
(46)
Il parere della RAE non conteneva osservazioni sui sistemi isolati indicati nella richiesta.
(47)
La Commissione conclude quindi che i sistemi isolati indicati nella colonna 1 della tabella precedente costituiscono tutti microsistemi isolati ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE, tranne Creta, che costituisce invece un piccolo sistema isolato ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE.
4.2. SERI PROBLEMI PER LA GESTIONE DI CENTRALI ELETTRICHE CONVENZIONALI NEI MICROSISTEMI ISOLATI
(48)
La Commissione ritiene che la gestione di centrali elettriche convenzionali nei microsistemi isolati comporti effettivamente seri problemi, derivanti in particolare dai seguenti fattori:
a)
le dimensioni del carico da soddisfare nelle isole non consentono di installare centrali elettriche convenzionali più grandi, più efficienti e più efficaci in termini di costi, anche perché, per poter operare entro margini di sicurezza accettabili, un sistema isolato non può fare affidamento su una sola centrale elettrica.
Nel 2013 in nessuno dei microsistemi isolati il picco annuale ha superato i 188,5 MW. I picchi di carico medio e mediano, rispettivamente 20,8 e 4,2 MW, sono molto inferiori.
Nessuna delle centrali convenzionali attualmente installate nei microsistemi isolati ha una capacità superiore a 27 MW. Le dimensioni media e mediana delle centrali, rispettivamente 3,9 e 1,1 MW, sono molto inferiori.
Le ridotte dimensioni del carico da soddisfare e le marcate oscillazioni della domanda, influenzate tra l'altro dalla crescente diffusione delle FER, limitano inoltre la scelta delle tecnologie che è possibile impiegare per le centrali elettriche convenzionali nei microsistemi isolati.
Tutta la capacità di generazione convenzionale nei sistemi isolati delle INI è alimentata a diesel od olio combustibile;
b)
in tutti i microsistemi isolati i fattori di carico annuali sono ridotti. Nel 2012 in nessuno dei microsistemi isolati il fattore di carico ha superato lo 0,54; i picchi di carico medio e mediano, pari entrambi allo 0,38, sono ancor più bassi. In considerazione dell'accesso prioritario delle FER e del fatto che i fattori di carico utilizzati in questo caso si riferiscono all'intera rete elettrica del microsistema isolato, il fattore di carico per le centrali elettriche convenzionali delle INI è addirittura inferiore.
Il fattore di carico annuale nel sistema interconnesso greco è normalmente pari al 50 % circa per tutte le unità e al 65 % per le unità termiche (6).
Il fattore di carico annuale rappresenta un'indicazione dell'utilizzo effettivo delle centrali elettriche nel corso di un determinato anno e quindi della loro capacità di produrre utili.
La crescente diffusione delle FER è destinata a ridurre ulteriormente il carico che le centrali elettriche convenzionali devono soddisfare;
c)
esistono numerosi progetti che hanno lo scopo di interconnettere le INI, in particolare le Cicladi e Creta, con il principale sistema interconnesso greco. Come si è illustrato in precedenza, le centrali elettriche convenzionali delle INI sono meno efficienti delle centrali elettriche installate nel sistema interconnesso ed è quindi improbabile che risultino economicamente redditizie dopo l'interconnessione delle INI in cui sono situate.
La possibilità che un sistema isolato venga interconnesso rappresenta quindi un forte disincentivo per gli investimenti in capacità convenzionale nelle INI;
d)
a causa delle dimensioni relativamente ridotte del carico da soddisfare, oscillazioni relativamente limitate della domanda potrebbero incidere sulla capacità di generazione necessaria in un determinato sistema isolato. La mancanza di capacità di interconnessione costringe a far fronte a tutte le variazioni della domanda utilizzando una capacità di generazione collocata all'interno del microsistema isolato.
Questo fattore rende ancor più necessario rispondere con tempestività e flessibilità alle variazioni a lungo termine della domanda.
Tale esigenza di flessibilità è ulteriormente accentuata dalle difficoltà percepite riguardo all'individuazione di siti adatti per le centrali elettriche convenzionali nelle INI e dalla durata delle procedure di autorizzazione;
e)
nel 2012 (7) il rapporto tra i livelli massimo e minimo della domanda annuale in tutti i microsistemi isolati è stato almeno pari a 3,35; in determinati microsistemi isolati il rapporto è più elevato e spesso molto più elevato. In effetti, i rapporti medio e mediano tra domanda massima e minima sono rispettivamente pari a 6,27 e 5,98.
Nel 2010 il rapporto tra domanda massima e minima nel sistema interconnesso greco è stato pari a circa 3.
Il rapporto più elevato tra domanda massima e minima rispecchia il grado di flessibilità e la quantità di riserve che, anche nell'arco di un determinato anno, devono essere disponibili all'interno della capacità di generazione installata in un sistema isolato.
A questo proposito, va rilevato che nel 2012 nel 60 % circa dei microsistemi isolati si è fatto ricorso a generatori mobili.
(49)
La Commissione conclude quindi che esistono seri problemi per la gestione di centrali elettriche convenzionali nei sistemi isolati delle INI indicati nella tabella precedente.
4.3. VALUTAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA PER IL CAPO III
4.3.1. La deroga alle disposizioni del capo III non può riguardare le nuove capacità
(50)
Ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, le deroghe alle disposizioni del capo III possono essere concesse solo per quanto riguarda il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità esistente.
(51)
Di conseguenza, le deroghe alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE non possono essere concesse per nuove capacità.
(52)
Per contro, dal momento che i sistemi isolati delle INI sono reti di distribuzione, nel caso in cui la procedura di autorizzazione per nuove capacità non fosse in grado di fornire autorizzazioni adeguate di nuove capacità per i sistemi isolati delle INI, le autorità greche possono prendere in considerazione la possibilità di ricorrere alle disposizioni dell'articolo 7, paragrafo 3, della direttiva 2009/72/CE, anche per nuove capacità convenzionali di limitata entità. In tali nuove capacità convenzionali di limitata entità può rientrare, per esempio, una capacità di generazione temporanea resa disponibile nel lungo termine, senza assegnazione permanente a un sito specifico.
4.3.2. La deroga alle disposizioni del capo III non sono applicabili a Creta
(53)
Come indicato in precedenza, tutte le INI sono microsistemi isolati, tranne Creta che è un piccolo sistema isolato.
(54)
Di conseguenza, la deroga alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE non può riguardare Creta.
4.3.3. La deroga alle disposizioni del capo III non si estende agli impianti FER e CHP
(55)
Nella richiesta non si afferma esplicitamente che la deroga che si intende ottenere riguarda unicamente gli impianti convenzionali.
(56)
L'articolo 133, paragrafo 3, della legge 4001/2011, tuttavia, esclude espressamente i casi in cui l'energia elettrica viene prodotta utilizzando fonti energetiche rinnovabili o per mezzo di impianti di cogenerazione ad alta efficienza o impianti ibridi, nonché il caso degli autoproduttori, dall'ambito di applicazione dell'autorizzazione di produzione esclusiva che può essere assegnata a PPC. La stessa conclusione si trae dall'articolo 225 del codice INI.
(57)
Inoltre la giustificazione fornita si riferisce a seri problemi per la gestione delle sole centrali elettriche convenzionali; si argomenta infatti che queste centrali elettriche devono affrontare seri problemi a causa, tra l'altro, della crescente diffusione delle FER.
(58)
Di conseguenza, anche qualora la richiesta mirasse a ottenere una deroga alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE per impianti di generazione diversi dalle centrali elettriche convenzionali, tale deroga non può essere concessa in quanto non sono state fornite motivazioni che la giustifichino.
4.3.4. La deroga può essere concessa per l'autorizzazione a rinnovare, potenziare ed espandere la capacità esistente
(59)
In considerazione dei suddetti seri problemi per la gestione delle centrali elettriche convenzionali nei piccoli sistemi isolati, la deroga può essere concessa per l'autorizzazione di capacità convenzionali esistenti nella misura in cui riguardi il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità convenzionale esistente. Tale autorizzazione può essere concessa solo a PPC.
(60)
Ai fini di tale deroga:
a)
la capacità di generazione convenzionale esistente comprende i progetti per la costruzione di capacità di generazione convenzionale per cui la RAE ha già concesso un'autorizzazione ancora valida alla data dell'entrata in vigore della presente decisione;
b)
la demolizione completa della principale capacità di generazione su un sito esistente e la sua sostituzione con una nuova installazione di generazione di energia elettrica sono considerate come costruzione di nuove capacità;
c)
la collocazione di una capacità di generazione temporanea entro il perimetro della capacità esistente costituisce espansione di una capacità esistente.
(61)
Tuttavia, non vi sono motivi per concedere una deroga ai criteri e alle condizioni di cui all'articolo 7, paragrafo 2, della direttiva 2009/72/CE, in base ai quali viene rilasciata un'autorizzazione a PPC.
(62)
Inoltre, nel caso in cui la deroga sia concessa direttamente a PPC, è importante che le condizioni fissino gli obblighi concernenti la data entro cui la centrale elettrica convenzionale autorizzata deve diventare pienamente operativa e comprendano disposizioni a garanzia del completo ed efficace rispetto di tali obblighi. Alla scadenza, a esclusiva discrezione della RAE, tale autorizzazione diretta può essere prorogata solo qualora sia scaduta per ragioni totalmente indipendenti dalla volontà di PPC. Alla scadenza, la RAE dovrebbe organizzare una procedura di autorizzazione nel pieno rispetto dell'articolo 7, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, prevedendo quindi la partecipazione di terzi.
4.3.5. La deroga non può estendersi all'indizione di gare per nuove capacità
(63)
Per definizione, l'indizione di gare ai sensi dell'articolo 8 della direttiva 2009/72/CE riguarda la capacità che deve essere ancora costruita e autorizzata e che, di conseguenza, costituisce nuova capacità.
(64)
Per le ragioni già esposte in precedenza, la deroga per nuove capacità non dovrebbe essere concessa ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE.
4.4. VALUTAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA PER IL CAPO VIII
4.4.1. La deroga alle disposizioni del capo VIII non si estende all'articolo 32 sull'accesso di terzi
(65)
La richiesta riguarda la deroga al capo VIII della direttiva 2009/72/CE e si può quindi ritenere che comprenda una domanda di deroga alle disposizioni dell'articolo 32 concernente l'accesso di terzi («TPA»).
(66)
La richiesta non specifica se la deroga desiderata si estenda all'articolo 32 della direttiva 2009/72/CE, né fornisce motivazioni che giustifichino tale deroga. La legge 4001/2011 e il codice INI obbligano invece DEDDIE a garantire senza discriminazioni l'accesso dei terzi al sistema di distribuzione gestito da DEDDIE (cfr. per esempio l'articolo 127 della legge 4001/2011). Di conseguenza, tale deroga non può essere concessa.
4.4.2. Deroga all'articolo 33 sull'apertura del mercato e la reciprocità
4.4.2.1. Mancanza di motivi per una deroga permanente all'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE
(67)
Nella richiesta si sostiene essenzialmente che PPC dovrebbe rimanere l'unico fornitore autorizzato ad approvvigionare i clienti nelle INI, in quanto lo sviluppo dell'infrastruttura necessaria per la gestione e la vigilanza del mercato dell'energia elettrica nei microsistemi isolati, nonché per l'apertura del mercato a fornitori terzi comporta, per l'operatore attivo nelle INI, costi di gestione superiori ai vantaggi che l'apertura del mercato potrebbe avere per i consumatori.
(68)
Come emerge chiaramente dal parere della RAE, le infrastrutture installate nelle INI intendono garantire, in conformità della legge vigente, una gestione trasparente, verificabile e non discriminatoria dell'OSP INI. Inoltre, l'infrastruttura è necessaria per la gestione dei sistemi isolati delle INI da un punto di vista tecnico ed economico. Di conseguenza, dal momento che le infrastrutture sono comunque necessarie per soddisfare tali requisiti, indipendentemente dal numero di fornitori autorizzati nelle INI, l'apertura del mercato non aumenta il costo delle infrastrutture.
(69)
Anche qualora sia necessaria un'infrastruttura simile, l'apertura del mercato non è intrinsecamente collegata alla gestione tecnica dei sistemi isolati delle INI o dell'OSP INI, in quanto non vi è un nesso causale tra la gestione tecnica ed economica di questi sistemi isolati e la gestione dell'OSP INI conformemente ai pertinenti requisiti giuridici, da un lato, e il fatto che uno o più i fornitori siano autorizzati ad approvvigionare i consumatori di energia elettrica nelle INI, dall'altro lato.
(70)
È corretto affermare che i costi di produzione più elevati che si registrano nelle INI, rispetto ai costi di produzione nel sistema interconnesso, devono essere recuperati dai fornitori attivi nelle INI ripartendo la parte rispettiva della compensazione per l'OSP INI in funzione delle vendite di energia elettrica ai loro clienti. Tuttavia, stabilire i costi di produzione nelle INI è in ogni caso necessario per determinare la compensazione finanziaria per l'OSP INI, indipendentemente dal numero di fornitori attivi nelle INI.
(71)
L'unico requisito supplementare per l'apertura del mercato è la ripartizione a ogni fornitore delle parti rispettive della compensazione per l'OSP INI in funzione delle vendite di energia elettrica dei propri clienti. Anche i relativi dati dei clienti, in particolare quelli dei contatori, sono necessari indipendentemente dal fatto che uno o più fornitori siano autorizzati ad approvvigionare i clienti residenti nelle INI.
(72)
Di conseguenza, la concessione della compensazione per l'OSP INI ai fornitori comporta semplicemente la capacità di attribuire i dati dei contatori dei clienti a un particolare fornitore autorizzato; si tratta di un processo essenzialmente amministrativo, basato su informazioni che vengono raccolte, in tutti o quasi tutti i casi, indipendentemente dal fatto che nelle INI il mercato sia aperto oppure no. In secondo luogo, tale capacità costituisce una precondizione della corretta gestione di qualsiasi mercato di approvvigionamento dell'energia elettrica; non si può dunque ammettere che i costi rappresentino un motivo di deroga all'apertura del mercato, in quanto essi non riguardano specificamente la gestione dei sistemi isolati delle INI né sono collegati a un serio problema di gestione dei medesimi.
(73)
È importante sottolineare che la tenuta di registri per l'attribuzione ai fornitori delle informazioni dei contatori fa parte dell'infrastruttura da allestire. Se, da un lato, l'entrata in funzione, nella sua interezza, dell'infrastruttura prevista agevolerà una gestione ottimale dei sistemi elettrici isolati, dall'altro lato la completa realizzazione degli investimenti collegati non rappresenta una condizione necessaria per l'apertura del mercato.
(74)
La possibilità di un'ampia variazione dei valori dei costi di produzione variabili annuali medi di ciascuna INI è un fattore irrilevante. Anche qualora venisse provata, tale variazione riguarda il costo di produzione dell'energia elettrica nell'ambito dei sistemi isolati delle INI. Stabilire il relativo importo è già un'operazione necessaria per amministrare l'OSP INI conformemente ai requisiti di legge, sulla quale peraltro il numero dei fornitori autorizzati ad approvvigionare i clienti residenti nelle INI non incide affatto. Inoltre, dal momento che l'amministrazione dell'OSP INI si effettua già su base mensile, separatamente per ogni sistema isolato, difficilmente marcate variazioni annuali per ciascuna INI potrebbero provocare problemi rilevanti.
(75)
Da quanto precede, si deduce che il numero di fornitori autorizzati ad approvvigionare i clienti nelle INI non è intrinsecamente legato né alla gestione tecnica ed economica dei sistemi isolati, né alla gestione dell'OSP INI conformemente ai pertinenti obblighi di legge.
(76)
Si può ancora notare che l'apertura del mercato comporta benefici che superano gli eventuali costi. Come osserva la RAE, fornitori alternativi presenti nelle INI potrebbero offrire significativi vantaggi supplementari ai clienti residenti nelle INI stesse, aggiungendo la fornitura di altri servizi a quella di energia elettrica.
(77)
Di conseguenza, la richiesta di una deroga permanente all'articolo 33 dovrebbe essere respinta.
4.4.2.2. Limitazione della durata di un sistema isolato ai sensi dell'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE
(78)
In considerazione di quanto sopra, va riconosciuto che per l'apertura del mercato è necessario stabilire modalità pratiche tali da consentire una gestione dei sistemi isolati delle INI del tutto conforme al codice INI. I problemi pratici connessi all'apertura del mercato potrebbero comportare l'indisponibilità dei registri necessari per attribuire ai fornitori contatori e dati relativi ai consumi oppure la configurazione non ottimale delle infrastrutture. Su questa base, si può prevedere la concessione di una deroga limitata nel tempo all'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE.
(79)
Per la valutazione della durata di tale deroga al capo VIII le due considerazioni seguenti sono rilevanti:
a)
come si è già ricordato, l'elemento più importante richiesto per l'apertura del mercato nelle INI è la disponibilità di un registro nelle INI che attribuisca a un determinato fornitore i dati relativi ai consumi. Ai sensi dell'articolo 327, paragrafo 4, del codice INI, il registro previsto a tale scopo è completato al più tardi due anni dopo l'entrata in vigore del codice INI. La disponibilità del registro è una condizione necessaria per la concreta apertura del mercato;
b)
il totale completamento del programma di investimenti per le infrastrutture da installare nelle INI favorirebbe certamente la gestione pratica dell'apertura del mercato nelle INI. Questa tuttavia non è una condizione necessaria. L'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI fissa un calendario entro il quale tutte le attuali INI dovrebbero dotarsi delle infrastrutture supplementari da installare nelle INI al più tardi entro cinque anni dall'entrata in vigore del codice INI.
(80)
Di conseguenza, una deroga all'apertura del mercato dev'essere concessa per almeno due anni dall'entrata in vigore del codice INI, cioè fino al 17 febbraio 2016, allo scopo di costituire i registri che sono un necessario requisito per l'apertura del mercato. Poiché l'infrastruttura completa dev'essere installata al più tardi cinque anni dopo l'entrata in vigore del codice INI, la validità della deroga dev'essere comunque limitata a cinque anni dall'entrata in vigore del codice INI, ossia fino al 17 febbraio 2019 per qualsiasi sistema isolato delle INI. Tuttavia, poiché la deroga può essere giustificata soltanto laddove sussistano seri problemi concreti per l'apertura del mercato, direttamente attribuibili al mancato completamento del programma di investimenti infrastrutturali nelle INI, si dovrebbe verificare periodicamente se tali problemi persistono in uno specifico sistema isolato delle INI. Tale verifica dovrebbe utilizzare come parametro di riferimento un piano di investimenti elaborato da DEDDIE, e approvato dalle autorità greche competenti, per l'installazione delle infrastrutture necessarie nelle INI. Tale piano dovrebbe essere quindi completato e approvato entro il 17 febbraio 2015.
(81)
Per evitare inutili ritardi nell'apertura del mercato, il piano di investimenti infrastrutturali di DEDDIE dovrebbe essere approvato dalla RAE e attribuire la priorità ai sistemi isolati di Creta e Rodi, ossia le INI più popolose.
(82)
Dal 17 febbraio 2016, e successivamente su base annua fino al 17 febbraio 2019, DEDDIE dovrebbe redigere una relazione, da sottoporre all'approvazione della RAE, specificando i motivi per cui in un determinato sistema isolato delle INI l'apertura del mercato non sia stata ancora realizzata. La relazione dovrebbe essere pubblicata e notificata alla Commissione.
4.4.3. La deroga alla disposizione del capo VIII non riguarda l'articolo 34
(83)
La richiesta concerne la deroga al capo VIII della direttiva 2009/72/CE e quindi si può ritenere che comprenda la richiesta di deroga all'articolo 34 concernente le linee dirette ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 15, della direttiva 2009/72/CE.
(84)
La richiesta non specifica se la deroga desiderata riguardi anche l'articolo 34 della direttiva 2009/72/CE.
(85)
Di conseguenza, anche se la richiesta si propone di ottenere una deroga all'articolo 34 della direttiva 2009/72/CE, tale deroga non dev'essere concessa giacché non è stata fornita alcuna giustificazione.
4.4.4. Interconnector - richiesta di deroga ai capi III e VIII
(86)
La presente deroga riguarda i microsistemi isolati caratterizzati proprio dalla mancanza di interconnessione o, nel caso di piccoli sistemi isolati, da una interconnessione molto limitata con altre reti elettriche.
(87)
Tuttavia:
a)
conformemente al piano di sviluppo decennale del gestore dei sistemi di trasmissione greco, il gestore indipendente della trasmissione di energia, o «ADMIE» S.A, l'interconnessione delle isole Cicladi dovrebbe essere portata a termine entro il 2018 in tre fasi, e alcune di queste isole dovrebbero essere interconnesse con il sistema interconnesso greco molto prima di tale data;
a)
inoltre, l'interconnessione di Creta dovrebbe concludersi entro il 2020. Le parti importanti del progetto per i primi tre anni sono state incluse nel piano di sviluppo decennale di ADMIE approvato del 2013. Il piano finale dev'essere incluso nel piano di sviluppo decennale che sarà approvato nel 2014.
(88)
È necessario prevedere esplicitamente che, per un determinato sistema isolato, la presente deroga cessi automaticamente non appena l'interconnessione tra un determinato sistema isolato e il sistema interconnesso greco diventi del tutto operativa.
(89)
DEDDIE è controllato al 100 % da PPC, da cui però è separato dal punto di vista giuridico e funzionale. Diversamente da un gestore del sistema di distribuzione ai sensi della direttiva 2009/72/CE, DEDDIE svolge anche ampie funzioni nella gestione dei sistemi isolati delle INI e nella gestione della generazione nelle INI, compresa la capacità di generazione convenzionale appartenente a PPC e quindi la sua remunerazione economica. Come si è detto in precedenza, l'interconnessione influisce sulla redditività economica delle centrali elettriche convenzionali attualmente installate nei sistemi isolati delle INI.
(90)
Le deroghe devono essere concesse soltanto se sono proporzionali e non vanno oltre lo stretto necessario. Occorre perciò fornire chiari incentivi e assicurare la trasparenza per le decisioni sull'eventuale interconnessione dei sistemi isolati delle INI.
(91)
Ai sensi dell'articolo 108 della legge 4001/2011:
«ADMIE SA presenta alla RAE un piano di sviluppo decennale del sistema greco di trasmissione di energia elettrica entro il 31 marzo di ogni anno […] In particolare, il piano di sviluppo decennale del sistema greco di trasmissione di energia elettrica: […] (c) fornisce uno studio costi-benefici di natura tecnica e finanziaria per importanti opere di trasmissione […], soprattutto per […] i connettori tra le isole e il sistema di trasmissione, comprendente i tempi, il flusso finanziario stimato e i requisiti di finanziamento per tutti i progetti di investimento»
.
(92)
Per garantire chiari incentivi e trasparenza nelle decisioni sull'interconnessione dei sistemi isolati delle INI, le autorità greche devono assicurare che:
a)
al momento di concedere autorizzazioni o bandire gare per capacità esistenti o nuove per un determinato sistema isolato in una INI, ADMIE, DEDDIE e RAE considerino sistematicamente l'alternativa di interconnettere il sistema isolato di cui fa parte la INI in questione. Tale autorizzazione per capacità esistenti o nuove dovrebbe essere rifiutata qualora la costruzione di un interconnector si riveli più efficace in termini di costi. I costi dovrebbero comprendere tutti i costi per la fornitura di energia elettrica ai clienti finali nell'ambito del sistema isolato, compresa la compensazione per l'OSP INI;
b)
lo studio costi-benefici per importanti opere di trasmissione realizzate da ADMIE, di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, consideri soltanto l'efficienza sotto il profilo dei costi degli investimenti e della gestione dell'interconnessione. In particolare, non dovrebbe tener conto dei mancati guadagni né del deprezzamento di valore degli impianti convenzionali di produzione dell'energia già installati nelle INI;
c)
la RAE pubblichi, insieme al piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti di ciascuno dei sistemi isolati delle INI. Se la costruzione di un interconnector non è integrata nel piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, approvato dalla RAE, la RAE indice, di propria iniziativa o su semplice richiesta di un terzo, una gara d'appalto ai sensi dell'articolo 22, paragrafo 7, lettera b), della direttiva 2009/72/CE per la costruzione di un interconnector che colleghi uno o più sistemi isolati delle INI. Un interconnector dovrebbe essere costruito se la sua costruzione riduce i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti ubicati nelle INI;
d)
la RAE fissa un termine preciso per il completamento della costruzione di un interconnector. Se questo non viene costruito o se la costruzione non rispetta i tempi fissati dalla RAE, occorre avanzare una richiesta di indennizzo per i mancati risparmi sui costi.
4.5. DURATA
(93)
È necessario riesaminare i fatti su cui si basa l'attuale deroga, in particolare dopo il completamento dei piani per l'interconnessione di alcuni sistemi isolati e dopo la scadenza dei termini per l'installazione dell'infrastruttura di cui all'articolo 237 del codice INI.
(94)
Di conseguenza, qualsiasi deroga rimarrà in vigore fino al 1o gennaio 2021.
4.6. EFFETTO RETROATTIVO
(95)
Come si è osservato in precedenza, la richiesta del 17 gennaio 2012 ha rinnovato la richiesta iniziale trasmessa nel 2003.
(96)
Anche l'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE, abrogata dalla direttiva 2009/72/CE, conteneva disposizioni che consentivano agli Stati membri di richiedere deroghe a talune disposizioni di tale direttiva in caso di seri problemi per la gestione di piccoli sistemi isolati e di microsistemi isolati. Ai sensi dell'articolo 48 della direttiva 2009/72/CE, i riferimenti all'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE, abrogato, s'intendono fatti all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE.
(97)
Le definizioni di piccolo sistema isolato e microsistema isolato di cui all'articolo 2, paragrafi 26 e 27, della direttiva 2003/54/CE sono identiche a quelle utilizzate nell'articolo 2, paragrafi 26 e 27, della direttiva 2009/72/CE.
(98)
Entrambe queste definizioni fanno riferimento alla domanda di energia elettrica registrata nel 1996 nei sistemi isolati, che non sono cambiati. Inoltre, Creta non era interconnessa al sistema interconnesso greco né nel 2003 né nel 2012, e non lo è neppure nel momento in cui l'attuale decisione di deroga entra in vigore.
(99)
Di conseguenza, tutti i piccoli sistemi isolati e i microsistemi isolati indicati come tali nella richiesta avevano i requisiti qualificanti quando è stata trasmessa la richiesta iniziale, e li hanno ancora nel momento in cui l'attuale decisione di deroga entra in vigore.
(100)
Non si è verificato quindi alcun cambiamento giuridico né fattuale in relazione ai piccoli sistemi isolati e ai microsistemi isolati che potrebbero essere ammissibili a una deroga ai sensi della direttiva 2003/54/CE e della direttiva 2009/72/CE.
(101)
L'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE prevedeva la concessione di deroghe al capo III, che conteneva disposizioni, come quelle del capo III della direttiva 2009/72/CE, concernenti le procedure di autorizzazione per nuove capacità e l'indizione di gare per nuove capacità.
(102)
L'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE prevedeva la concessione di deroghe al capo VII, che conteneva disposizioni, come quelle del capo VIII della direttiva 2009/72/CE, concernenti l'accesso di terzi, l'apertura del mercato e le linee dirette.
(103)
Se la Commissione avesse concesso una deroga in risposta alla richiesta iniziale, avrebbe potuto farlo alle stesse condizioni della deroga vigente ai sensi della direttiva 2009/72/CE.
(104)
Inoltre, a partire dal 2003 non si è verificato alcun cambiamento nelle circostanze fattuali. La situazione geografica delle INI, i fattori economici che regolano la gestione delle reti elettriche nei sistemi isolati delle INI e la natura dei seri problemi correlati alla gestione delle centrali elettriche convenzionali nei sistemi isolati delle INI non sono concretamente mutati dal 2003.
(105)
La richiesta iniziale è pendente dal 2003. L'inazione della Commissione non deve danneggiare la Repubblica ellenica, che ha adempiuto gli obblighi di cui all'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE e all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE e ha trasmesso una richiesta di deroga debitamente giustificata ai sensi degli stessi articoli per i sistemi isolati delle INI.
(106)
È perciò opportuno che la presente decisione di deroga abbia effetto a partire dalla data di notifica della richiesta iniziale, ossia dal 5 dicembre 2003,
HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
Articolo 1
La presente decisione si applica ai piccoli sistemi isolati e ai microsistemi isolati indicati nella tabella.
Ai fini della presente decisione, Creta è un piccolo sistema isolato mentre tutti gli altri sistemi isolati sono microsistemi isolati.
Articolo 2
1. È concessa una deroga alle disposizioni dell'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE per i piccoli sistemi isolati e i microsistemi isolati.
2. La presente deroga è valida fino al 17 febbraio 2016 o alla completa installazione dell'infrastruttura, ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI, qualunque dei due si verifichi più tardi. In ogni caso, la presente deroga cessa di applicarsi il 17 febbraio 2019.
3. Entro il 17 febbraio 2015 le autorità greche redigono un piano di investimenti infrastrutturali ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI, specificando separatamente per ciascuno dei sistemi isolati delle INI, entro quale data l'installazione dell'infrastruttura dovrà essere completa. Il piano attribuisce la priorità a Creta e Rodi.
4. A partire dal 17 febbraio 2016, e successivamente su base annuale fino al 17 febbraio 2019, le autorità greche redigono una relazione specificando, per ciascuno dei sistemi isolati delle INI: a) se l'apertura del mercato abbia avuto luogo; b) lo stato degli investimenti infrastrutturali in relazione al piano pertinente; c) i seri problemi concreti che continuano a ostacolare l'apertura del mercato; d) se tali problemi possano essere attribuiti direttamente al mancato completamento degli investimenti infrastrutturali ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI.
Articolo 3
1. È concessa una deroga alle disposizioni di cui all'articolo 7, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, in virtù della quale a PPC possono essere concesse direttamente autorizzazioni per quanto riguarda il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità convenzionale esistente nei microsistemi isolati.
1. Ai fini della presente deroga:
a)
la capacità di generazione convenzionale esistente comprende i progetti per il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità di generazione convenzionale per cui la RAE ha già concesso un'autorizzazione ancora valida alla data di notifica della presente decisione;
b)
la demolizione completa della principale capacità di generazione in un sito esistente e la sua sostituzione con una nuova installazione di generazione di energia elettrica non rappresentano capacità esistente, ma costruzione di nuove capacità;
c)
la collocazione di una capacità di generazione convenzionale temporanea entro il perimetro di una capacità esistente costituisce espansione di una capacità esistente.
1. Alla scadenza dell'autorizzazione concessa in conformità del primo paragrafo, tale autorizzazione può essere prorogata, a esclusiva discrezione della RAE, solo qualora i ritardi siano dovuti a ragioni totalmente indipendenti dalla volontà di PPC.
1. La presente deroga non si applica più alle autorizzazioni concesse in conformità del primo paragrafo che siano scadute o annullate.
2. Tutte le altre disposizioni dell'articolo 7 della direttiva 2009/72/CE continuano ad applicarsi integralmente.
3. La presente deroga è valida fino al 1o gennaio 2021.
Articolo 4
1. Le deroghe previste dalla presente decisione non si applicano più ai piccoli sistemi isolati né ai microsistemi isolati una volta che questi siano interconnessi con il sistema interconnesso.
1. Le autorità greche:
a)
al momento di autorizzare o di bandire gare per nuove capacità per un determinato sistema isolato delle INI, considerano sistematicamente l'alternativa di interconnettere il sistema isolato di cui fa parte la INI in questione. L'autorizzazione per nuove capacità dev'essere rifiutata qualora la costruzione di un interconnector si riveli più efficace in termini di costi. I costi devono comprendere tutti i costi per la fornitura di energia elettrica ai clienti finali nell'ambito del sistema isolato, compresa la compensazione per l'OSP INI;
b)
assicurano che lo studio costi-benefici per importanti opere di trasmissione realizzate da ADMIE, di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, consideri soltanto l'efficienza sotto il profilo dei costi degli investimenti e della gestione dell'interconnessione programmata. Tale studio non deve tener conto dei mancati guadagni né del deprezzamento di valore degli impianti convenzionali di produzione già installati nelle INI;
c)
pubblicano, insieme al piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti di ciascuno dei sistemi isolati delle INI. Salvo che la costruzione di un interconnector sia integrata nel piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, approvato dalla RAE, le autorità greche indicono, di propria iniziativa o su semplice richiesta di un terzo, una gara d'appalto ai sensi dell'articolo 22, paragrafo 7, lettera b), della direttiva 2009/72/CE per la costruzione di un interconnector che colleghi uno o più sistemi isolati delle INI. Un interconnector dev'essere costruito se la sua costruzione riduce i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti ubicati nelle INI;
d)
fissano un termine preciso per il completamento della costruzione di un interconnector. Se questo non è costruito o se la costruzione non rispetta i tempi fissati, le autorità greche avanzano una richiesta di indennizzo per i mancati risparmi sui costi.
Articolo 5
La decisione si applica a decorrere dal 5 dicembre 2003.
Articolo 6
La Repubblica ellenica è destinataria della presente decisione.
Fatto a Bruxelles, il 14 agosto 2014