РЕШЕНИЕ НА КОМИСИЯТА
от 14 август 2014 година
за предоставяне на Република Гърция на дерогация от определени разпоредби на Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета
(нотифицирано под номер С(2014) 5902)
(2014/536/ЕС)
ЕВРОПЕЙСКАТА КОМИСИЯ,
като взе предвид Договора за функционирането на Европейския съюз,
като взе предвид Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за отмяна на Директива 2003/54/ЕО (1), и по-специално член 44, параграф 1 и член 48 от нея,
като взе предвид заявленията на Република Гърция от 17 януари 2012 г. и 5 декември 2013 г.,
след като информира държавите членки за заявлението,
като има предвид, че:
1. ПРОЦЕДУРА
(1)
На 17 януари 2012 г. гръцкото Министерство на околната среда, енергетиката и климатичните промени (YPEKA) подаде заявление (по-долу наричано „заявлението“) до Комисията съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО за дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО за определени гръцки острови, които не са свързани с електроенергийната система на континентална Гърция (несвързаните с електроенергийната система острови, по-долу наричани „НЕСО“).
(2)
На 12 септември 2012 г. Комисията поиска от енергийния регулаторен орган (по-долу наричан „ЕРО“) на Гърция да представи коментари във връзка със заявлението. ЕРО отговори на искането на 16 ноември 2012 г. (по-долу този отговор е наричан „становището на ЕРО“).
(3)
ЕРО представи допълнителни доводи в подкрепа на заявлението на 17 декември 2013 г., 23 декември 2013 г., 4 февруари 2014 г., 28 февруари 2014 г. и 17 март 2014 г.
(4)
На 14 март 2014 г. (с допълнение, изпратено на 20 март 2014 г.) Комисията информира държавите членки за заявлението в съответствие с член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, с искане за представяне на становища до 25 март 2014 г. при необходимост. Не бяха представени становища.
(5)
Със заявлението си YPEKA поднови искането, подадено от Министерството на развитието на 5 декември 2003 г. в съответствие с член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (2) (по-долу наричано „първоначалното заявление“) за дерогация от определени разпоредби на Директива 2003/54/ЕО. Въпреки че бяха предприети предварителни стъпки за разглеждане на първоначалното заявление, дерогацията съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО не беше нито предоставена, нито отказана.
2. ЗАЯВЛЕНИЕТО, ПОДАДЕНО ОТ YPEKA
2.1. ОБХВАТ НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ
(6)
В заявлението се иска дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО.
(7)
Глава III от Директива 2009/72/ЕО се отнася до разрешителната процедура и обявяването на търгове за нови мощности. Глава VIII се отнася до достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
2.2. НАСТОЯЩА ОРГАНИЗАЦИЯ НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА НА НЕСО
(8)
Гръцките енергийни пазари са регулирани основно от гръцкия Закон 4001/2011, с който се транспонира Директива 2009/72/ЕО. Закон 4001/2011 влезе в сила на 22 август 2011 г.
(9)
„DEDDIE“ SA (по-долу наричан „DEDDIE“) е основният гръцки електроенергиен системен оператор, който е 100 % собственост на предприятието „Public Power Corporation“ (по-долу наричано „PPC“), историческият гръцки производител и доставчик на електроенергия, но юридически и функционално е отделен от него. Свързаните с мрежата активи, управлявани от DEDDIE, са собственост на PPC.
(10)
Съгласно член 127 от Закон 4001/2011 DEDDIE отговаря за развитието, експлоатацията и поддръжката на електроразпределителната система на Гърция, която включва електроразпределителната система на НЕСО.
(11)
Освен това DEDDIE отговаря за експлоатацията на електроенергийните системи на НЕСО. Това включва: i) изготвянето на план за разработване на производствени мощности за изолирани микросистеми, включително програма за свързване с други НЕСО; ii) гарантиране на наличието на необходимите обекти за инсталиране на нови производствени мощности с цел увеличаване на съществуващия капацитет или за доставка на компоненти и разширяване на електроразпределителната система на Гърция към несвързаните с електроенергийната система острови и изолираните микросистеми; iii) сключване на договори с притежатели на разрешителни, регулиращи доставките на електроенергия от и за системата, предоставянето на допълнителни услуги за електроразпределителните системи на НЕСО и възнаграждението на производителите на електроенергия, таксите за клиентите и доставчиците за доставената им електроенергия, както и други кредити и дебити по специални сметки, като тези за възнаграждението за задължения за обществени услуги.
(12)
Член 137, параграф 1 от Закон 4001/2011 гласи, че всички потребители на електроенергия ще се класифицират като привилегировани клиенти с изключение на клиентите, установени в рамките на изолирани микросистеми, при спазване на член 139 от същия закон.
(13)
Съгласно член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011:
„С изключение на случаите, в които електроенергията се произвежда от възобновяеми енергийни източници или от високоефективно комбинирано производство, или от хибридни електроцентрали, както и в случай на производители на енергия за собствени нужди, при предоставяне на дерогация съгласно разпоредбите на член 139 разрешение за производство се дава единствено на PPC SA в съответствие с определени разпоредби във връзка с разрешаването. PPC SA отговаря за непрекъснатото снабдяване на изолираните микросистеми, за които получава разрешение, както и за гарантирането на дългосрочното финансово управление на електроенергийните системи на тези острови.“
(14)
Съгласно член 134 от Закон 4001/2011:
„Без да се засягат разпоредбите на член 139 от настоящия закон, разрешения за снабдяване за изолирани микромрежи ще се издават единствено на PPC SA в съответствие с изискванията на разпоредбите във връзка с разрешенията. PPC SA трябва да снабдява непривилегированите клиенти с електроенергия при поискване.“
(15)
Съгласно член 139 от Закон 4001/2011 дерогации от разпоредбите на Закон 4001/2011 могат да се предоставят в съответствие с разпоредбите на член 44 от Директива 2009/72/ЕО.
(16)
В Министерско решение № PD5/EL/B/F IB/12924, прието в съответствие с член 28 от гръцкия Закон 3426/2005, се постановява, че снабдяването с електроенергия на клиенти от НЕСО от който и да е производител на електроенергия представлява задължение за обществена услуга за НЕСО („ЗОО за НЕСО“) от общ икономически интерес. По съображения във връзка със социалното сближаване доставчиците на електроенергия в НЕСО трябва да доставят електроенергия на цена, равна, според категориите потребители, на цената за взаимосвързаната система на Гърция.
(17)
Член 52 от гръцкия Закон 4001/2011 гласи, че клиентите от несвързани с електроенергийната система острови имат право на специални услуги както по отношение на цената, така и по отношение на качеството и сигурността на доставките, както и на прозрачност на договорните условия. В замяна на изпълнението на ЗОО доставчиците на ЗОО за НЕСО получават финансова компенсация, която се изчислява въз основа на методика, установена с Решение 24/2014 (3) на ЕРО. Тази методика се основава на разликата между пълните производствени разходи (променливи и постоянни) за несвързаните с електроенергийната система острови и пълната пазарна цена за доставчиците във взаимосвързаната система (пределни разходи на системата плюс всички други механизми във взаимосвързаната система на Гърция). Компенсацията за ЗОО за НЕСО се изчислява на месечна основа и за всяка автономна островна система и подлежи на контрол от страна на ЕРО. Компенсацията за ЗОО за НЕСО се набира чрез такса, наложена на всички клиенти, включително клиентите от НЕСО (4). Механизмът на ЗОО за НЕСО се управлява от LAGIE, гръцкия държавен пазарен оператор. В Министерско решение № D5-EL/B/F1/oik.27547 от декември 2011 г. (5), основаващо се на разпоредбите на член 55, параграф 3 от Закон 4001/2011, се постановява, че ЗОО за НЕСО се предлага от всички доставчици, следователно всички доставчици отговарят на условията за компенсация във връзка със ЗОО за НЕСО.
(18)
Вторичното законодателство урежда по-подробно доставките и производството на електроенергия за НЕСО. По-специално в своето Решение № 39/2014 от 28 януари 2014 г. ЕРО прие Кодекс за управление на електроенергийните системи на несвързаните с електроенергийната система острови („Кодексът за НЕСО“), който урежда много въпроси, свързани с функционирането на изолираните системи на НЕСО, включително отварянето на пазара, уреждането на финансовите отношения и производството на електроенергия. Кодексът за НЕСО влезе в сила в деня на публикуването му, т.е. на 17 февруари 2014 г.
2.3. Съществени проблеми във връзка с функционирането на изолираните системи
(19)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с функционирането на гръцките изолирани електроенергийни системи:
а)
големите разлики в потреблението на електроенергия в изолираните микросистеми, които още повече изпъкват на фона на: i) туристическия аспект на икономическото развитие на островите; и ii) навлизането на възобновяемите енергийни източници (ВЕИ).
Тези фактори оказват отрицателно въздействие както върху коефициента на натоварване на топлинните или конвенционалните производствени мощности, така и върху възможността за възстановяване на инвестиционните разходи за такива производствени мощности;
б)
големите разлики в метеорологичните условия на островите, които се отразяват на потреблението и причиняват неизправности във функционирането на системите за производство на електроенергия, като в резултат от това се изисква поддържане на значителни резерви.
(20)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с развитието на конвенционално производство на електроенергия в рамките на гръцките изолирани малки електроенергийни системи:
а)
затрудненията или дори невъзможността да се намерят подходящи местоположения за нови конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми, основно поради съпротивата от страна на обществеността;
б)
малкият размер на НЕСО, който поражда големи обрати в дългосрочното планиране в областта на развитието на топлинно производство на електроенергия в резултат на непредвидими инвестиции на потребителите на електроенергия (например големи туристически комплекси или пристанищни съоръжения), което изисква навременна и гъвкава реакция в отговор на потреблението на електроенергия;
в)
очаква се потреблението на електроенергия в изолираните системи на НЕСО да нараства с 2 % годишно до 2017 г. Въпреки че на PPC са предоставени разрешения да инсталира необходимите допълнителни мощности и тази инсталация вече е насрочена (очаква се 2017 г. тя да покрие потреблението на електроенергия на всички НЕСО заедно с необходимите резерви), спазването на времевия график невинаги е възможно;
г)
ниското натоварване, големите колебания в натоварването и все по-широкото навлизане на ВЕИ в повечето изолирани микросистеми ограничават достъпните технологични решения за конвенционално производство, ограничавайки избора до малки производствени инсталации, използващи за гориво мазут (котелно гориво) с ниско съдържание на сяра или леки дестилатни горива;
д)
процедурите за възлагане на обществени поръчки за нови мощности са времеемки. От момента на предоставянето на разрешение до пускането в експлоатацията на електроцентралите изминават между две и половина и три години;
е)
разработването на планове за изграждане на междусистемни връзки между взаимосвързаната система на Гърция и изолираните микросистеми на НЕСО намалява интереса към инвестиции в конвенционални мощности на НЕСО. Планирани са проекти за междусистемни връзки с Цикладските острови и остров Крит.
(21)
Вследствие на това редовно трябва да се намират решения при аварийни ситуации, като например наемането на мобилни дизелови генератори или газови турбини за производство на електроенергия. Необходимостта от искане на разрешение за производство на електроенергия при всяка аварийна ситуация е нежелателна, тъй като води до неизгодно икономически наемане вместо закупуване. В заявлението са предоставени редица примери, при които непредвидени обстоятелства са довели до по-дълговременно използване на мобилни генератори за производство на електроенергия.
(22)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с отварянето на пазара на изолираните електроенергийни системи на НЕСО:
а)
с цел да се позволи отваряне на пазара е необходимо да се разработи и инсталира специфична инфраструктура в изолираните системи на НЕСО. Тази инфраструктура включва изграждането на контролни центрове за: i) ежедневното планиране на производство; и ii) уреждането на финансовите отношения във всяка изолирана система чрез преразпределяне на производствените разходи във всяка изолирана система към активните доставчици в нея.
Необходимата инфраструктура е скъпа, а разходите се поемат от клиентите;
б)
вследствие на ЗОО за НЕСО цените на дребно на електроенергията са еднакви за всички категории клиенти на цялата територия на Гърция. Следователно по-високите производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да се възстановяват на активните доставчици в НЕСО чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти.
Твърди се, че големите разлики в размера на средногодишните променливи производствени разходи за всеки НЕСО ще усложнят механизма за уреждане на финансовите отношения.
(23)
Впоследствие YPEKA изрази становището, че развитието на инфраструктурата, необходима за функционирането и надзора на електроенергийния пазар, в съчетание с отварянето на пазара на изолираните системи на НЕСО, води до разходи, които надвишават потенциалните ползи за потребителите от отварянето на пазара.
(24)
В заявлението не се посочва срок на действие на исканата дерогация.
3. СТАНОВИЩЕТО НА ЕРО
3.1. ОБХВАТ НА ДЕРОГАЦИЯТА
3.1.1. Дерогация от глава III от Директива 2009/72/ЕО
(25)
ЕРО счита, че дерогацията от глава III в съответствие с член 44, параграф 1 следва да не засяга инсталирането на нови производствени мощности, които могат да бъдат разработени в една изолирана система, а само преустройството, осъвременяването и разширяването на съществуващите производствени мощности. Съществуващите производствени мощности се състоят от електроцентрали, които вече са в експлоатация или са в процес на изграждане на НЕСО. Всяка нова електроцентрала, която ще бъде изградена на тези острови, се счита за нова производствена мощност.
(26)
ЕРО отбелязва, че през последните две десетилетия независимите производители на електроенергия (наричани по-долу „НПЕ“) (т.е. различни от PPC) са проявили силен интерес към разработването на ВЕИ и централи за комбинирано производство на електроенергия във всички изолирани микросистеми. Затова следва да не се ограничава достъпът на трети страни до електроенергийните системи на всички НЕСО с оглед разработването на ВЕИ и на комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия (ТЕЕ).
(27)
ЕРО посочва, че не възразява срещу предоставянето на дерогация за пускането в действие на нови конвенционални електроцентрали, ако бъдат спазени определени условия. В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО обаче не е предвидена възможността за дерогация за нови мощности.
(28)
ЕРО счита, че разширяването на мощностите на съществуващите конвенционални електроцентрали се отнася основно до краткосрочен недостиг на мощност в рамките на НЕСО, породен от неочаквани щети върху съществуващите мощности или от забавената инсталация на нови мощности, особено по време на периоди на засилено потребление (например върховите периоди през лятото). Тези разширения са предмет на открита тръжна процедура съгласно член 8 от Директива 2009/72/ЕО. Тази процедура е времеемка и не е подходяща с оглед неотложното естество на необходимите действия при аварийни ситуации.
(29)
ЕРО приема, че PPC следва да покрива такива аварийни ситуации. Като се има предвид, че PPC е в състояние да придвижва конвенционални мобилни агрегати за производство на електроенергия от острови, на които има излишък на мощности, към онези, страдащи от недостиг на мощности, това решение може да се окаже и икономически най-изгодно.
(30)
ЕРО подчертава, че всяка дерогация трябва да дава възможност за определяне на подходящите процедури за издаване на разрешение за случаи на аварийни ситуации, и по-специално кои от посочените в член 7 от Директива 2009/72/ЕО критерии трябва да бъдат проверени от издаващите разрешения компетентни органи.
(31)
ЕРО счита, че дерогацията следва да се предостави с ограничен срок на действие, например за не повече от 10 години.
3.1.2. Дерогация от глава VIII от Директивата
(32)
Според ЕРО снабдяването с електроенергия на НЕСО на практика е свързано със ЗОО за НЕСО и компенсацията за ЗОО за НЕСО, тъй като i) разходите за производство за електроенергия на НЕСО са значително по-високи отколкото на континенталната част на страната и ii) гръцката държава изисква единно ценообразуване на цялата територия на страната по категории клиенти.
(33)
В Кодекса за НЕСО се предвижда монтирането на определено измервателно и записващо оборудване на НЕСО за почасово измерване, центрове за енергийно управление и контрол, за наблюдение и свързани ИТ системи. ЕРО поддържа становището, че тази инфраструктура е крайно необходима с цел:
а)
гарантиране, че разходите за ЗОО са прозрачни, недискриминационни и могат да бъдат проверени;
б)
правилното функциониране и стабилното управление на самите електроенергийни системи, така че да се постигне най-икономичен режим на работа и оттам - по-голямо намаление на таксите за ЗОО за НЕСО за потребителите на електроенергия;
в)
осъществяване на по-широко навлизане на ВЕИ и на комбинираното производство на електроенергия, включително технологии за ВЕИ със сложни и специални изисквания във връзка с управлението им, например ВЕИ с акумулиране на електроенергията, слънчево-топлинни електроцентрали и т.н.;
г)
гарантиране на необходимата прозрачност в управлението на изолираните системи, като по този начин се гарантира недискриминационно отношение за всички участници на пазара, по-специално за производителите.
(34)
ЕРО съответно твърди, че независимо от това, дали един или повече доставчици имат разрешение да осъществяват дейност в рамките на изолирана микросистема, тази инфраструктура трябва да бъде инсталирана в изолираните системи на НЕСО.
(35)
Очаква се разходите за инсталиране на тази инфраструктура да не надхвърлят 20 до 30 млн. EUR за всички НЕСО, включително Крит и Родос. ЕРО счита тази сума за разумна, особено като се вземат предвид очакваните ползи, т.е. осигуряването на прозрачност и проверка на ЗОО за НЕСО, както и безпроблемното и контролирано функциониране на изолираните електроенергийни системи.
(36)
Противно на YPEKA, ЕРО счита, че предоставянето на разрешение на повече от един доставчик за осъществяване на дейност в определена изолирана система на НЕСО няма да доведе до значителни допълнителни разходи във връзка с необходимата инфраструктура, тъй като във всеки случай същата инфраструктура вече е необходима за ежедневното планиране на разположените на НЕСО инсталации за производство на електроенергия, за уреждането на финансовите отношения и за осигуряване на ЗОО за НЕСО.
(37)
Освен това ЕРО счита, че предоставянето на разрешение за осъществяване на дейност на повече от един доставчик ще донесе значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО.
(38)
ЕРО съответно счита, че трайното изключване на алтернативни доставчици на пазарите на НЕСО не е оправдано. Инсталирането на необходимата инфраструктура, описана по-горе, се очаква да приключи в срок от 3 до 5 години. ЕРО не би възразил срещу възможна дерогация изрично за този срок, без допълнително удължаване.
(39)
ЕРО отбелязва също, че ако статутът на която и да е изолирана система на НЕСО се промени, така че тя повече да не попада в категорията на изолираните малки или микросистеми, прилагането на дерогацията следва автоматично да се прекрати. Това може да се случи, когато изолираните системи на НЕСО се свържат с взаимосвързаната система на Гърция.
4. ОЦЕНКА
4.1. ПРАВНО ОСНОВАНИЕ ЗА ЗАЯВЛЕНИЕТО
(40)
В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО се предвижда възможността за дерогация от определени разпоредби на Директивата, като дерогацията се прилага за малки изолирани системи и изолирани микросистеми.
(41)
Съгласно член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО малка изолирана система е система с потребление под 3 000 GWh през 1996 г., при която под 5 % от годишното потребление се получава чрез свързване с други системи.
(42)
Съгласно член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО изолирана микросистема е система с потребление под 500 GWh през 1996 г., която няма връзка с други системи.
(43)
Посочените в заявлението изолирани системи се състоят от една и, в някои случаи, от няколко НЕСО (вж. колони 1 и 2 от таблицата). Дори ако една изолирана система включва няколко НЕСО, които са взаимосвързани помежду си, съставената от тези взаимосвързани НЕСО електроенергийна система е изолирана, в смисъл че не е свързана с друга електроенергийна система.
(44)
В заявлението се твърди, че 31 от 32-те изолирани системи са изолирани микросистеми, най-голямата от които е остров Родос. Изолираните микросистеми, във връзка с които е подадено заявлението, представляват 5,24 % от общите продажби на електроенергия в Гърция за 2010 г. Изолираната система на остров Крит се счита за малка изолирана система. Крит представлява 3,01 % от потреблението на електроенергия в Гърция за 2010 г.
Годишно потребление в изолираната система (ИС)
Годишно потребление (MWh)
Годишно потребление през 1996 г.
Наименование на ИС
НЕСО, които са част от ИС
1996 г.
2003 г.
2010 г.
2013 г.
3 000 GWh
500 GWh
Крит
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Да
Не
Родос
Родос
Халки
386 630
650 115
764 401
760 658
Да
Да
Кос-Калимнос
Кос
Калимнос
Липси
Лерос
Нисирос-Гиали
Тилос
Телендос
Псеримос
156 340
281 574
351 959
352 984
Да
Да
Лесбос
Лесбос
153 650
259 552
308 454
288 230
Да
Да
Хиос
Хиос
Псара
Инусес
110 480
180 868
214 449
200 042
Да
Да
Парос
Парос
Антипарос
Наксос
Ираклея
Куфонися
Схинуса
Иос
Сикинос
Фолегандрос
95 340
164 761
208 206
194 740
Да
Да
Самос
Самос
Фурни
Тимена
90 170
136 283
151 017
137 315
Да
Да
Сирос
Сирос
56 920
100 429
107 270
95 302
Да
Да
Тира
Тира
Тирасия
47 680
88 073
117 957
120 199
Да
Да
Миконос-Дилос
Миконос-Дилос
45 740
78 049
115 071
112 978
Да
Да
Лимнос
Лимнос
35 650
55 340
62 710
59 672
Да
Да
Карпатос
Карпатос
Касос
26 580
30 397
37 829
36 931
Да
Да
Милос
Милос
Кимолос
15 460
37 331
45 819
45 402
Да
Да
Икария
Икария
13 110
24 359
28 845
27 613
Да
Да
Скирос
Скирос
9 380
14 053
16 150
14 782
Да
Да
Патмос
Патмос
8 770
13 988
16 738
17 020
Да
Да
Сифнос
Сифнос
6 540
13 180
17 966
16 521
Да
Да
Сими
Сими
5 250
9 819
15 054
14 662
Да
Да
Аморгос
Аморгос
3 840
7 284
9 816
9 072
Да
Да
Китнос
Китнос
3 610
7 089
8 309
7 991
Да
Да
Серифос
Серифос
2 830
6 793
8 162
7 654
Да
Да
Астипалея
Астипалея
2 470
5 283
6 997
6 670
Да
Да
Мегисти
Мегисти
770
1 863
2 751
3 005
Да
Да
Агиос Ефстратиос
Агиос Ефстратиос
540
937
1 058
1 075
Да
Да
Анафи
Анафи
400
858
1 110
1 179
Да
Да
Отони
Отони
330
588
674
632
Да
Да
Ерикуса
Ерикуса
220
452
710
746
Да
Да
Агатониси
Агатониси
190
388
522
642
Да
Да
Донуса
Донуса
180
417
676
690
Да
Да
Антикитера
Антикитера
70
199
228
241
Да
Да
Арки-Марати
Арки-Марати
0
175
248
312
Да
Да
Гавдос
Гавдос
0
0
365
471
Да
Да
(45)
Таблицата по-горе съдържа изолираните системи, както са посочени в заявлението, и предоставя определена информация за всяка от тях. От тази информация може да се заключи, че потреблението на електроенергия през 1996 г. във всички изолирани системи, с изключение на Крит, ги квалифицира като изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО. По отношение на Крит допълнително трябва да се посочи, че тъй като Крит не е бил и все още не е свързан с друга електроенергийна система, процентният дял на задоволеното търсене чрез междусистемни електропроводи е бил и все още е 0, т.е. по-нисък от 5 %. Следователно по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО Крит представлява малка изолирана система.
(46)
В становището на ЕРО не се коментират посочените в заявлението изолирани системи.
(47)
Поради това Комисията заключава, че всички изолирани системи, както са посочени в колона 1 на таблицата по-горе, са изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО с изключение на Крит, който представлява малка изолирана система по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО.
4.2. СЪЩЕСТВЕНИ ПРОБЛЕМИ ЗА ФУНКЦИОНИРАНЕТО НА КОНВЕНЦИОНАЛНИТЕ ЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ В ИЗОЛИРАНИТЕ МИКРОСИСТЕМИ
(48)
Комисията счита, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електросистеми в изолираните микросистеми. Това се дължи по-специално на следните факти:
а)
Размерът на натоварването, което трябва да бъде достигнато на островите, не позволява инсталирането на по-големи, по-ефективни и по-рентабилни конвенционални електроцентрали, също и поради факта, че за да може дадена изолирана система да функционира в приемливи граници на безопасност, тя не може да разчита на една-единствена електроцентрала.
През 2013 г. годишното върхово натоварване на нито една от изолираните системи не е надвишило 188,5 MW. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - съответно 20,8 и 4,2 MW, са много по-ниски.
Нито една от инсталираните към момента конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми не притежава мощност над 27 MW. Средният номинален и средният реален размер на електроцентралите - съответно 3,9 и 1,1 MW, са много по-малки.
Малкият размер на натоварването, което трябва да бъде достигнато, големите разлики в потреблението, засегнато допълнително от все по-широкото навлизане на ВЕИ, също намаляват избора на технологии за конвенционалните електроцентрали, които могат да се използват в рамките на изолираните микросистеми.
Всички конвенционални производствени мощности на изолираните системи на НЕСО използват дизелово гориво или мазут.
б)
Годишните коефициенти на натоварване на всички изолирани микросистеми са ниски. Коефициентът на натоварване за 2012 г. не надвишава 0,54 в нито една от изолираните микросистеми. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - 0,38 и за двете, са още по-ниски. С оглед на приоритетния достъп до ВЕИ и на факта, че използваните тук коефициенти на натоварване отразяват цялата електроенергийна мрежа на изолираната микросистема, коефициентът на натоварване на конвенционалните електроцентрали на НЕСО е още по-нисък.
Годишният коефициент на натоварване на взаимосвързаната система на Гърция обикновено е около 50 % за всички инсталации за производство на електроенергия и 65 % за топлоелектрическите инсталации (6).
Годишният коефициент на натоварване е показателен за действителното потребление на електроенергия от електроцентралите за дадена година и следователно за способността им да реализират приходи.
Все по-широкото навлизане на ВЕИ ще намали още повече натоварването, което трябва да бъде достигнато от конвенционалните електроцентрали.
в)
Съществуват няколко проекта, чиято цел е свързването на НЕСО, по-специално Цикладските острови и остров Крит, с основната взаимосвързана система на Гърция. Както беше обяснено по-горе, конвенционалните електроцентрали на НЕСО не са толкова ефективни колкото електроцентралите, инсталирани във взаимосвързаната система, поради което е малко вероятно да бъдат икономически жизнеспособни след като НЕСО, на които са разположени, бъдат свързани с взаимосвързаната система.
Следователно възможността за свързване на дадена изолирана система представлява значителен възпиращ фактор за инвестициите в конвенционални мощности на НЕСО.
г)
Относително ниското натоварване, което трябва да бъде обслужвано, означава, че има вероятност сравнително малки обрати в потреблението да засегнат производствените мощности, необходими в рамките на дадена изолирана система. Липсата на капацитет за взаимосвързване означава, че всички промени в потреблението при необходимост трябва да съответстват на производствените мощности, разположени в рамките на изолираната микросистема.
Този фактор засилва необходимостта от бързина и гъвкавост на реакциите в отговор на по-дългосрочни обрати в потреблението.
Тази необходимост от гъвкавост се засилва още повече от затрудненията при намирането на подходящи местоположения за конвенционални електроцентрали на НЕСО, както и от продължителността на процедурите за предоставяне на разрешение.
д)
Съотношението на максималното спрямо минималното потребление през 2012 г. (7) във всички изолирани микросистеми е поне 3,35, но е по-високо, често много по-високо, за дадена изолирана микросистема. В действителност средноаритметичното и медианното съотношение на максималното спрямо минималното потребление е съответно 6,27 и 5,98.
През 2010 г. съотношението на максималното спрямо минималното потребление за взаимосвързаната система на Гърция е около 3.
По-високото съотношение на максималното спрямо минималното потребление отразява степента на гъвкавост и количеството резерви, които, дори в рамките на една година, трябва да са достъпни в рамките на производствените мощности, инсталирани в изолирана система.
В това отношение следва да се отбележи, че през 2012 г. около 60 % от потреблението в изолираните микросистеми е задоволено от мобилни генератори за производство на електроенергия.
(49)
Поради това Комисията заключава, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО, посочени в таблицата по-горе.
4.3. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА III
4.3.1. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се прилага за нови мощности.
(50)
Съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО дерогации от разпоредбите на глава III могат да се предоставят единствено доколкото те се отнасят до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности.
(51)
Следователно дерогации от глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за нови мощности.
(52)
Вместо това, предвид факта, че изолираните системи на НЕСО са електроразпределителни мрежи, в случай че посредством разрешителната процедура не успее да се осигури задоволително разрешение за нови мощности за изолираните системи на НЕСО, гръцките органи могат да обмислят прилагането на разпоредбите на член 7, параграф 3 от Директива 2009/72/ЕО и за нови малки конвенционални мощности. Такива нови малки конвенционални мощности включват например временни производствени мощности, които могат да са налични в дългосрочен план без постоянно конкретно местоположение.
4.3.2. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се приложи за остров Крит.
(53)
Както бе посочено по-горе, всички НЕСО са изолирани микросистеми, с изключение на остров Крит, който е малка изолирана система.
(54)
Следователно дерогации от разпоредбите в глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за остров Крит.
4.3.3. Дерогацията от разпоредбите на глава III не обхващат ВЕИ и електроцентрали за ТЕЕ.
(55)
В заявлението не се посочва изрично, че исканата дерогация се отнася единствено за конвенционални електроцентрали.
(56)
Член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011 обаче изрично изключва електроенергията, произведена чрез възобновяеми енергийни източници, чрез високоефективно комбинирано производство или от хибридни електроцентрали, както и случая на производители на енергия за собствени нужди, попадащи в обхвата на изключителното разрешение за производство, което може да бъде дадено на PPC. Същото следва и от член 225 от Кодекса за НЕСО.
(57)
Освен това представената обосновка е свързана единствено със съществените проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали. Всъщност се твърди, че тези електроцентрали са изправени пред съществени проблеми, в резултат ина все по-разширеното използване на ВЕИ.
(58)
Следователно дори и със заявлението да се иска предоставяне на дерогация от разпоредбите на глава III от Директива 2009/72/ЕО за електроцентрали, различни от конвенционалните електроцентрали, дерогацията не може да бъде предоставена, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.3.4. Дерогацията за разрешението за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности може да бъде предоставена.
(59)
С оглед на горепосочените съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на малките изолирани системи дерогация може да се предостави за разрешението за съществуващи конвенционални мощности, доколкото това се отнася до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи конвенционални мощности. Такова разрешение може да се предостави пряко на PPC.
(60)
За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности обхващат проекти за изграждане на конвенционални производствени мощности, за които вече е предоставено разрешение от страна на ЕРО, което не е отменено към датата на влизане в сила на настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия се счита за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност представлява разширяване на съществуваща мощност.
(61)
Въпреки това няма основания за дерогация от критериите и условията, например определените в член 7, параграф 2 от Директива 2009/72/ЕО, съгласно които се предоставя разрешение на PPC.
(62)
Нещо повече, в случай че дерогацията се предоставя пряко на PPC, е важно условията да предвиждат задълженията по отношение на датата, от която конвенционалната електроцентрала, за която е получено разрешение, трябва да функционира пълноценно, както и да включват разпоредби за гарантиране на пълно и ефективно съответствие с тези задължения. В случай на изтичане на срока на действие, по самостоятелна преценка на ЕРО такова пряко разрешение може да бъде удължено, но само ако изтичането на срока на действието му се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC. В случай на изтичане на срока на действие ЕРО следва да организира разрешителна процедура в пълно съответствие с член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, т.е. включваща участие на трети страни.
4.3.5. Дерогацията не може да обхваща обявяването на търгове за нови мощности
(63)
По определение обявяването на търгове по смисъла на член 8 от Директива 2009/72/ЕО се отнася до мощностите, които предстои да бъдат изградени и разрешени и които следователно представляват нови мощности.
(64)
Поради вече изложените по-горе причини не следва да се предоставя дерогация за нови мощности съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
4.4. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА VIII
4.4.1. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 32 относно достъпа на трети страни
(65)
ЗАЯВЛЕНИЕТО СЕ ОТНАСЯ ДО ДЕРОГАЦИЯТА ОТ ГЛАВА VIII ОТ ДИРЕКТИВА 2009/72/ЕО И СЛЕДОВАТЕЛНО МОЖЕ ДА СЕ СЧИТА, ЧЕ ВКЛЮЧВА ИСКАНЕ ЗА ДЕРОГАЦИЯ ОТ РАЗПОРЕДБИТЕ НА ЧЛЕН 32 ОТНОСНО ДОСТЪПА НА ТРЕТИ СТРАНИ („ДТС“).
(66)
В заявлението не се посочва конкретно дали исканата дерогация обхваща и член 32 от Директива 2009/72/ЕО, нито се представят причини, които да я обосновават. Вместо това Закон 4001/2011 и Кодексът за НЕСО задължават DEDDIE да предоставя недискриминационен достъп на трети страни до разпределителната система, управлявана от DEDDIE (напр. член 127 от Закон 4001/2011). Следователно такава дерогация не може да бъде предоставена.
4.4.2. Дерогация от член 33 относно отварянето на пазара и реципрочността
4.4.2.1. Няма основания за трайна дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(67)
В заявлението се твърди най-общо, че PPC следва да остане единственият доставчик с разрешение да снабдява клиентите от НЕСО въз основа на факта, че разработването на необходимата инфраструктура за функционирането и надзора на електроенергийния пазар в изолираните микросистеми, заедно с тази, необходима за отварянето на пазара за доставки от трети страни, включва оперативни разходи за оператора от НЕСО, които може да надвишат ползите, които отварянето на пазара би донесло за клиентите.
(68)
Както става ясно от становището на ЕРО, инсталираната на НЕСО инфраструктура има за цел да гарантира изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със съществуващото законодателство по един прозрачен, подлежащ на проверка и недискриминационен начин. Нещо повече, тази инфраструктура е необходима за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО от техническа и икономическа гледна точка. Следователно, тъй като инфраструктурата е необходима за спазване на тези изисквания във всички случаи, независимо от броя на доставчиците, притежаващи разрешение за извършване на дейност на НЕСО, отварянето на пазара не увеличава разходите за инфраструктурата.
(69)
Дори ако се изисква сходна инфраструктура, отварянето на пазара не е неразривно свързано с техническото функциониране на изолираните системи на НЕСО или ЗОО за НЕСО, тъй като няма причинно-следствена връзка между техническата и икономическата експлоатация на тези системи и изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания, от една страна, и въпросът, дали един или няколко доставчици имат разрешение да снабдяват потребителите на електроенергия от НЕСО, от друга страна.
(70)
Вярно е, че увеличените производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да бъдат възстановени от страна на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО, чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО за НЕСО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти. Въпреки това установяването на производствените разходи на НЕСО във всеки случай е необходимо за определяне на финансовата компенсация за ЗОО за НЕСО, независимо от броя на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО.
(71)
Единственото допълнително изискване за отваряне на пазара е преразпределянето на съответните части от ЗОО за НЕСО към всеки доставчик в зависимост от продажбите на електроенергия на неговите клиенти. Дори свързаните клиентски данни, по-специално данните от измервания, се изискват независимо дали един или повече доставчици имат разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО.
(72)
Следователно предоставянето на компенсацията за ЗОО за НЕСО на доставчиците включва единствено възможността за разпределяне на клиентските данни от измерванията към определен доставчик с разрешение, което представлява най-вече административен процес, основаващ се на информация, събирана изцяло или до голяма степен независимо от това, дали е налице отваряне на пазара на НЕСО или не. Второ, тази способност е предварително условие за правилното функциониране на който и да е пазар за доставки на електроенергия. Следователно такива разходи не могат да се приемат като основание за дерогация за отваряне на пазара, тъй като не са специфични за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и не са свързани със съществен проблем в тяхната експлоатация.
(73)
Важно е да се отбележи, че изготвянето на регистри за разпределяне към доставчиците на информацията от измервания е част от инфраструктурата, която предстои да бъде въведена. Докато въвеждането на цялата предвиждана инфраструктура ще улесни оптималната работа на изолираните електроенергийни системи, пълната реализация на свързаните с нея инвестиции не е задължително условие за постигане на отварянето на пазара.
(74)
Фактът, че може да съществува голяма разлика в стойностите на средните годишни променливи производствени разходи за различните НЕСО, е несъществен. В действителност, дори да бъде доказана, тази разлика се отнася до разходите за производство на електроенергия в рамките на изолираните системи на НЕСО. Установяването на тази сума вече се изисква за изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със законовите изисквания и освен това не е засегнато по никакъв начин от броя на доставчиците с разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО. Нещо повече, с оглед на факта, че изпълнението на ЗОО за НЕСО вече се основава на месечна система отделно за всяка изолирана система, е трудно да се повярва, че големите годишни разлики за отделните НЕСО може да породят съществени проблеми.
(75)
От горепосоченото следва, че броят на доставчиците с разрешение да снабдяват клиенти от НЕСО не е неразривно свързан нито с техническата и икономическата експлоатация на изолираните системи, нито с изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания.
(76)
Може също така да се отбележи, че отварянето на пазара ще донесе ползи, надвишаващи разходите, ако такива възникнат, за отварянето на пазара. Както отбелязва ЕРО, алтернативните доставчици на НЕСО могат да предоставят значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО чрез комбиниране на предоставянето на други услуги със снабдяването с електроенергия.
(77)
Следователно исканата трайна дерогация от член 33 следва да не се предостави.
4.4.2.2. Ограничение на срока на действие на дерогацията за изолирана система във връзка с член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(78)
С оглед на горепосоченото трябва да се признае, че отварянето на пазара изисква въвеждането на практически договорености, за да може изолираните системи на НЕСО да функционират изцяло в съответствие с кодекса за НЕСО. Практическите проблеми, свързани с отварянето на пазара, може да включват както недостъпността на необходимите регистри за разпределяне на електромерите и данните от измерванията между доставчиците, или факта, че оптималната инфраструктурна конфигурация все още не е въведена. Въз основа на това може да се предвиди предоставянето на ограничена във времето дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО.
(79)
При оценката на срока на действие на тази дерогация от глава VIII трябва да се вземат под внимание следните две съображения:
а)
както вече бе изтъкнато, най-важният елемент, необходим, за да се позволи отварянето на пазара на НЕСО, е наличието на регистър на НЕСО, който позволява разпределянето на данните от измерванията към даден доставчик. Член 327, параграф 4 от Кодекса за НЕСО постановява, че необходимият за тази цел регистър трябва да бъде завършен не по-късно от две години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО. Наличието на регистъра е необходимо условие за практическото отваряне на пазара;
б)
цялостното изпълнение на инвестиционната програма за инфраструктурата, която предстои да бъде въведена на НЕСО, определено би улеснило практическата работа по отварянето на пазара на НЕСО. Това обаче не е необходимо изискване. В член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО е изложен график, съгласно който се очаква всички НЕСО да бъдат оборудвани с допълнителната инфраструктура, която предстои да бъде инсталирана на НЕСО, не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО.
(80)
Следователно дерогацията от изискването за отваряне на пазара следва да се предостави за най-малко 2 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2016 г., с цел установяването на регистрите, които са необходими за отварянето на пазара. Тъй като цялостната инфраструктура трябва да бъде инсталирана не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, срокът на действие на дерогацията следва във всеки случай да бъде ограничен до 5 години от влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2019 г. за всяка от изолираните системи на НЕСО. Въпреки това, тъй като дерогацията е обоснована единствено в случаите, когато пред отварянето на пазара продължават да са налице съществени проблеми, които са пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурната инвестиционна програма на НЕСО, следва да се извършва редовна проверка, дали тези проблеми продължават да съществуват в дадена изолирана система на НЕСО. При тази проверка като база за сравнение следва да се използва инвестиционен план, изготвен от DEDDIE и одобрен от компетентните гръцки органи, за инсталирането на изискваната инфраструктура на НЕСО. Следователно този план следва да бъде напълно завършен и одобрен до 17 февруари 2015 г.
(81)
С цел да се избегне ненужно забавяне на отварянето на пазара инфраструктурният инвестиционен план на DEDDIE следва да бъде одобрен от ЕРО и следва да включва като приоритет изолираните системи на Крит и Родос, тъй като те са най-гъсто населените НЕСО.
(82)
Ежегодно от 17 февруари 2016 г. до 17 февруари 2019 г. DEDDIE следва да изготвя доклад, който следва да бъде одобрен от ЕРО, като в него се посочва на какви основания все още не е извършено отваряне на пазара в дадена изолирана система на НЕСО. Този доклад следва да бъде публикуван и изпратен на Комисията.
4.4.3. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 34
(83)
Заявлението се отнася до дерогация от глава VIII от Директива 2009/72/ЕО и следователно може да се счита, че включва искане за дерогация от член 34 по отношение на директните електропроводни линии по смисъла на член 2, точка 15 от Директива 2009/72/ЕО.
(84)
В заявлението не се посочва дали исканата дерогация обхваща и член 34 от Директива 2009/72/ЕО.
(85)
Следователно дори в заявлението да се иска дерогация от член 34 от Директива 2009/72/ЕО, тази дерогация следва да не се предоставя, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.4.4. Междусистемни електропроводи - заявление за дерогация от глави III и VIII
(86)
Настоящата дерогация се отнася до изолираните микросистеми, които се характеризират с факта, че нямат или, в случая на малките изолирани системи, имат много ограничена връзка с други електроенергийни системи.
(87)
Въпреки това:
а)
съгласно одобрения наскоро десетгодишен план за развитие на гръцкия оператор на преносната система - Независимия оператор на енергийната преносна система („ADMIE“ S.A, или ADMIE) - се очаква свързването на Цикладските острови да приключи до 2018 г. на три етапа, като някои от Цикладските острови ще бъдат свързани с взаимосвързаната система на Гърция много преди тази дата;
б)
нещо повече, очаква се свързването на Крит да приключи до 2020 г. Съответните части от проекта за първите три години са включени в одобрения десетгодишен план за развитите на ADMIE от 2013 г. Окончателният план трябва да бъде включен в десетгодишния план за развитие, който предстои да бъде одобрен през 2014 г.
(88)
Необходимо е да се предвиди изрично, че настоящата дерогация за дадена изолирана система се прекратява автоматично веднага щом влязат в пълна експлоатация междусистемните електропроводи между дадена изолирана система и взаимосвързаната система на Гърция.
(89)
DEDDIE, макар и юридически и функционално самостоятелен, е 100 % собственост на PPC. В противовес на задачите на оператор на разпределителна система по смисъла на Директива 2009/72/ЕО DEDDIE има възложени и разширени задачи, свързани с експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и управлението на производството на електроенергия на НЕСО, включително от конвенционалните производствени мощности, притежавани от PPC, и следователно - на тяхната икономическа възвръщаемост. Както бе посочено по-горе, взаимното свързване засяга икономическата жизнеспособност на конвенционалните електрически централи, които понастоящем са изградени в изолираните системи на НЕСО.
(90)
Дерогациите следва да се предоставят единствено ако са пропорционални и не надхвърлят строго необходимото. Поради това е необходимо да се осигурят ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО.
(91)
Член 108 от Закон 4001/2011 предвижда следното:
„До 31 март всяка година „ADMIE“ SA представя десетгодишен план за развитие на гръцката електропреносна система […]. В десетгодишния план за развитие на гръцката електропреносна система се предвижда по-конкретно: […] в) технически и финансов анализ на разходите и ползите за важни дейности по преноса на електроенергия […], по-специално […] свързващи електропроводи между островите и преносната система, включително времева рамка, очакван паричен поток и финансови изисквания за всички инвестиционни проекти.“
(92)
За да се гарантира наличието на ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО, гръцките органи следва да гарантират, че:
а)
при издаване на разрешение или обявяване на търг за обществена поръчка за съществуващи или нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО, ADMIE, DEDDIE и RAE систематично обмислят алтернативата за създаване на връзка с изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Такова разрешение за съществуващи или нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-ефективно от гледна точка на разходите. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. По-специално в него следва да не се включват пропуснатите приходи или обезценяването на активите на конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, последният ще организира, по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна, тръжна процедура, както е предвидено в член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО, за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемният електропровод следва да се изгради, ако изграждането му ще понижи общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяването с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
ЕРО определя ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в срока, заложен от ЕРО, следва да се изиска обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
4.5. СРОК НА ДЕЙСТВИЕ
(93)
Необходимо е да се направи преглед на фактите, на които се основава настоящата дерогация, по-специално след предвиденото изпълнение на плановете за свързване чрез междусистемни електропроводи на някои изолирани системи и изтичането на сроковете за инсталиране на инфраструктурата, както е предвидено в член 237 от Кодекса за НЕСО.
(94)
Следователно евентуалната дерогация ще има срок на действие до 1 януари 2021 г.
4.6. ОБРАТНО ДЕЙСТВИЕ
(95)
Както бе посочено по-горе, със заявлението от 17 януари 2012 г. беше подновено първоначалното заявление, подадено през 2003 г.
(96)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО, отменена от Директива 2009/72/ЕО, също съдържа разпоредби, позволяващи на държавите членки да подават заявления за дерогации от определени разпоредби на тази директива в случай на съществени проблеми във функционирането на малки изолирани системи и изолирани микросистеми. Съгласно член 48 от Директива 2009/72/ЕО позоваванията на отменения член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО ще се тълкуват като позовавания на член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
(97)
Определенията за малка изолирана система и изолирана микросистема, използвани в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2003/54/ЕО са идентични с използваните в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2009/72/ЕО.
(98)
И двете определения се отнасят до потреблението на електроенергия в изолирани системи през 1996 г., което не се е променило. Нещо повече, Крит не е свързан с взаимосвързаната система на Гърция нито през 2003 г., нито през 2012 г., нито към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(99)
Следователно всички изолирани микросистеми и малки изолирани системи, които отговарят на условията за изолирани микросистеми и малки изолирани системи в заявлението, са отговаряли на тези условия при подаването на първоначалното заявление и към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(100)
Следователно не са настъпили юридически и фактически промени по отношение на малките изолирани системи и изолираните микросистеми, които може да отговарят на условията за дерогация съгласно Директива 2003/54/ЕО и Директива 2009/72/ЕО.
(101)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава III на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава III от Директива 2009/72/ЕО по отношение на разрешителните процедури за нови мощности и обявяване на търгове за нови мощности.
(102)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава VII на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава VIII от Директива 2009/72/ЕО по отношение на достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
(103)
Ако Комисията бе предоставила дерогация в отговор на първоначалното заявление, това щеше да стане при същите условия както настоящата дерогация съгласно Директива 2009/72/ЕО.
(104)
Освен това от 2003 г. насам не е настъпила промяна във фактическите обстоятелства. В действителност географското положение на НЕСО, икономическите фактори, оказващи въздействие върху функционирането на електроенергийните системи на НЕСО, както и характерът на съществуващите съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО не са претърпели съществена промяна от 2003 г. насам.
(105)
Решението по първоначалното заявление се очаква от 2003 г. насам. Непредприемането на действия от страна на Комисията следва да не бъде в ущърб на Република Гърция. Република Гърция е спазила задълженията си съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО и член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО и е подала надлежно обосновано заявление за дерогация съгласно тези членове за изолираните системи на НЕСО.
(106)
Поради това е целесъобразно настоящото решение за дерогация да влезе в сила от датата на уведомлението за първоначалното заявление, т.е. от 5 декември 2003 г.,
ПРИЕ НАСТОЯЩОТО РЕШЕНИЕ:
Член 1
Настоящото решение се прилага за малките изолирани системи и изолираните микросистеми, посочени в таблицата.
За целите на настоящото решение Крит е малка изолирана система, а всички останали изолирани системи са изолирани микросистеми.
Член 2
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 33 от Директива 2009/72/ЕО за малките изолирани системи и изолираните микросистеми.
2. Настоящата дерогация има срок на действие до 17 февруари 2016 г. или до цялостното инсталиране на инфраструктурата, предвидено в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, което от двете настъпи по-късно. Във всеки случай срокът на действие на настоящата дерогация изтича на 17 февруари 2019 г.
3. До 17 февруари 2015 г. гръцките органи трябва да изготвят план за инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва до коя дата инфраструктурата ще бъде напълно инсталирана. В плана приоритет трябва да се отдаде на Крит и Родос.
4. От 17 февруари 2016 г. нататък, ежегодно до 17 февруари 2019 г., гръцките органи трябва да изготвят доклад, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва: a) дали е настъпило отваряне на пазара; б) състоянието на инфраструктурните инвестиции във връзка със съответния план; в) съществените проблеми, възпрепятстващи отварянето на пазара; и г) дали тези проблеми могат да бъдат пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО.
Член 3
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, по силата на която разрешения за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност може да се предостави пряко на PPC.
2. За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности включват проекти за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност, за която издадено от ЕРО валидно разрешение е налично към датата на уведомлението за настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия не се счита за съществуваща мощност, а за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност се счита за разширяване на съществуваща мощност.
3. В случай на изтичане на срока на действие на разрешение, издадено в съответствие с първия параграф, по самостоятелна преценка на ЕРО това разрешение може да бъде удължено, при условие че закъснението се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC.
4. Настоящата дерогация няма да се прилага в бъдеще за разрешения, издадени съгласно първия параграф, които са с изтекъл срок на действие или са отменени.
5. Всички други разпоредби на член 7 от Директива 2009/72/ЕО продължават да се прилагат.
6. Настоящата дерогация е в сила до 1 януари 2021 г.
Член 4
1. Предвидените в настоящото решение дерогации спират да се прилагат за малките изолирани системи и изолираните микросистеми след свързването им с взаимосвързаната система.
2. Гръцките органи:
а)
при провеждане на процедура за издаване на разрешение или тръжна процедура за нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО систематично обмислят алтернативата за свързване с междусистемен електропровод на изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Разрешение за нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-разходоефективно. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
гарантират, че в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, както е предвидено в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. В него следва да не се включват пропуснатите приходи във връзка с конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО, нито обезценяването на активите им;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, гръцките органи организират по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна по член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО тръжна процедура за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемен електропровод се изгражда, ако това ще доведе до намаление на общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяване с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
определят ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в заложения срок, гръцките органи изискват обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
Член 5
Настоящото решение се прилага от 5 декември 2003 г.
Член 6
Адресат на настоящото решение е Република Гърция.
Съставено в Брюксел на 14 август 2014 година.
KOMISSION PÄÄTÖS,
annettu 14 päivänä elokuuta 2014,
poikkeuksen myöntämisestä Helleenien tasavallalle eräistä Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2009/72/EY säännöksistä
(tiedoksiannettu numerolla C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EUROOPAN KOMISSIO, joka
ottaa huomioon Euroopan unionin toiminnasta tehdyn sopimuksen,
ottaa huomioon sisämarkkinoita koskevista yhteisistä säännöistä ja direktiivin 2003/54/EY kumoamisesta 13 päivänä heinäkuuta 2009 annetun Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2009/72/EY (1) ja erityisesti sen 44 artiklan 1 kohdan ja 48 artiklan,
ottaa huomioon Helleenien tasavallan 17 päivänä tammikuuta 2012 ja 5 päivänä joulukuuta 2003 esittämät hakemukset,
on ilmoittanut jäsenvaltioille tästä hakemuksesta,
sekä katsoo seuraavaa:
1. MENETTELY
(1)
Kreikan ympäristö-, energia- ja ilmastonmuutosministeriö, jäljempänä ’YPEKA’, toimitti 17 päivänä tammikuuta 2012 komissiolle direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdassa tarkoitetun hakemuksen, jäljempänä ’hakemus’, joka koski poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III ja VIII luvun säännöksistä tiettyjen Kreikan saarten osalta, jotka eivät ole yhteenliitettyjä Manner-Kreikan sähköverkkoon, jäljempänä ’yhteenliittämättömät saaret’.
(2)
Komissio pyysi 12 päivänä syyskuuta 2012 Kreikan energiansääntelyviranomaista, jäljempänä ’RAE’, esittämään huomautuksensa hakemuksesta. RAE vastasi pyyntöön 16 päivänä marraskuuta 2012, jäljempänä ’RAE:n lausunto’.
(3)
RAE esitti täydentäviä huomautuksia hakemuksen perusteiksi 17 päivänä joulukuuta 2013, 23 päivänä joulukuuta 2013, 4 päivänä helmikuuta 2014, 28 päivänä helmikuuta 2014 ja 17 päivänä maaliskuuta 2014.
(4)
Komissio ilmoitti 14 päivänä maaliskuuta 2014 (sekä 20 päivänä maaliskuuta 2014 lähetetyllä lisäyksellä) jäsenvaltioille direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdan mukaisesta hakemuksesta ja pyysi niitä esittämään tarvittaessa huomautuksensa 25 päivään maaliskuuta 2014 mennessä. Huomautuksia ei esitetty.
(5)
Hakemuksellaan YPEKA uusi kehitysministeriön 5 päivänä joulukuuta 2003 Euroopan parlamentin ja neuvoston direktiivin 2003/54/EY (2) 26 artiklan 1 kohdan mukaisesti toimittaman hakemuksen, jäljempänä ’alkuperäinen hakemus’, joka koski poikkeusta direktiivin 2003/54/EY tietyistä säännöksistä. Vaikka alustavia toimia alkuperäisen hakemuksen tutkimiseksi toteutettiin, direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohdan mukaista poikkeusta ei myönnetty eikä evätty.
2. YPEKA:N TOIMITTAMA HAKEMUS
2.1 HAETUN POIKKEUKSEN LAAJUUS
(6)
Hakemuksella haetaan poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III ja VIII luvuista.
(7)
Direktiivin 2009/72/EY III luku koskee lupamenettelyä uuden kapasiteetin osalta sekä uutta kapasiteettia koskevaa tarjouskilpailua. Direktiivin VIII luku koskee kolmannen osapuolen pääsyä verkkoon, markkinoiden avaamista ja erillisiä linjoja.
2.2 SÄHKÖVERKON NYKYINEN JÄRJESTÄMINEN YHTEENLIITTÄMÄTTÖMILLÄ SAARILLA
(8)
Kreikan energiamarkkinoita säännellään ensisijaisesti Kreikan lailla nro 4001/2011, jolla saatetaan direktiivi 2009/72/EY osaksi kansallista lainsäädäntöä. Laki nro 4001/2011 tuli voimaan 22 päivänä elokuuta 2011.
(9)
DEDDIE SA, jäljempänä ’DEDDIE’, on Kreikan jakeluverkonhaltija, jonka omistaa sataprosenttisesti Public Power Corporation, jäljempänä ’PPC’, Kreikan vakiintunut sähköntuottaja ja -toimittaja, josta se on kuitenkin oikeudellisesti ja toiminnallisesti eriytetty. PPC omistaa verkko-omaisuuden, jonka toiminnasta DEDDIE vastaa.
(10)
Lain nro 4001/2011 127 §:n mukaan DEDDIE vastaa Kreikan sähkönjakeluverkon kehittämisestä, käytöstä ja ylläpidosta. Verkkoon kuuluu myös yhteenliittämättömien saarien sähkönjakeluverkko.
(11)
Lisäksi DEDDIE vastaa sähköverkkojen toiminnasta yhteenliittämättömillä saarilla. Tehtäviin kuuluvat i) tuotannon kehittämisohjelman valmistelu erittäin pienten erillisten verkkojen osalta, myös ohjelma niiden yhteenliittämiseksi muiden yhteenliittämättömien saarien kanssa, ii) sen varmistaminen, että tarvittavat sijoituspaikat ovat saatavilla uuden tuotantokapasiteetin perustamiseksi, nykyisen kapasiteetin tai toimituskomponenttien laajentamiseksi sekä Kreikan sähkönjakeluverkon laajentamiseksi yhteenliittämättömille saarille ja erittäin pieniin erillisiin verkkoihin sekä iii) sopimusten tekeminen niiden käyttöluvan haltijoiden kanssa, jotka hallinnoivat sähköntoimituksia verkkoon ja verkosta, lisäpalvelujen tarjoamista yhteenliittämättömien saarien jakeluverkoille sekä korvauksia sähköntuottajille, asiakkaiden ja toimittajien maksuja toimitetusta sähköstä sekä muita menoja ja tuloja erityisillä tileillä, kuten korvausta julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä.
(12)
Lain nro 4001/2011 137 §:n 1 momentissa säädetään, että kaikki sähkönkuluttajat luokitellaan vaatimukset täyttäviksi asiakkaiksi lukuun ottamatta erittäin pienten erillisten verkkojen asiakkaita, joihin sovelletaan saman lain 139 §:ää.
(13)
Lain nro 4001/2011 133 §:n 3 momentin mukaan:
”Lukuun ottamatta tapauksia, joissa sähkö tuotetaan uusiutuvista energialähteistä tai tehokkaalla yhteistuotannolla tai hybridivoimaloissa, ja omavaraisten tuottajien tapauksia, jos poikkeus on myönnetty 139 §:n säännösten mukaisesti, tuotantolupa myönnetään vain PPC SA:lle tiettyjen lupia koskevien säännösten mukaisesti. PPC SA vastaa keskeytymättömistä toimituksista erittäin pieniin erillisiin verkkoihin, joiden osalta sille myönnetään lupa, sekä näiden saarien sähköverkkojen pitkäaikaisen taloudellisen toiminnan turvaamisesta.”
(14)
Lain nro 4001/2011 134 §:n mukaan:
”Toimitusluvat erittäin pieniin erillisiin verkkoihin myönnetään vain PPC SA:lle lupia koskevien säännösten vaatimusten mukaisesti, sanotun kuitenkaan rajoittamatta tämän lain 139 §:n soveltamista. PPC SA:n on pyynnöstä toimitettava sähköä muille kuin vaatimukset täyttäville asiakkaille.”
(15)
Lain nro 4001/2011 139 §:n mukaan poikkeuksia lain nro 4001/2011 säännöksistä voidaan myöntää direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan mukaisesti.
(16)
Kreikan lain nro 3426/2005 28 §:n nojalla tehdyssä ministeriön päätöksessä nro PD5/EL/B/F IB/12924 todetaan, että minkä tahansa sähköntuottajan sähköntoimitus asiakkaille yhteenliittämättömillä saarilla on julkisen palvelun velvoitteen täyttämistä yleisen taloudellisen edun mukaisesti. Sosiaalisen yhteenkuuluvuuden perusteella sähköntoimittajien on yhteenliittämättömillä saarilla toimitettava sähköä asiakasryhmittäin vastaavaan hintaan kuin asiakkaille Kreikan yhteenliitetyissä verkoissa.
(17)
Kreikan lain nro 4001/2011 52 §:ssä säädetään, että yhteenliittämättömien saarien asiakkailla on oikeus erityispalveluihin niin hinnan kuin laadun ja toimitusvarmuuden osalta sekä oikeus sopimusehtojen avoimuuteen. Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttäjät saavat julkisen palvelun velvoitteen suorittamisesta taloudellisen korvauksen, jonka suuruus lasketaan RAE:n päätöksessä nro 24/2014 (3) esitetyn menetelmän mukaisesti. Menetelmä perustuu eroon yhteenliittämättömien saarien täysimääräisten (kiinteiden ja vaihtuvien) tuotantokustannusten sekä toimittajien yhteenliitettyjen verkkojen osalta saaman täyden markkinahinnan välillä (verkon rajakustannukset ja kaikki muut mekanismit Kreikan yhteenliitetyissä verkoissa). Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus lasketaan kuukausittain kunkin itsenäisen saaren verkon osalta, ja sitä valvoo RAE. Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus kerätään kaikilta asiakkailta, myös näillä saarilla, perittävänä maksuna (4). Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen mekanismia hallinnoi LAGIE, Kreikan valtion omistama markkinatoimija. Lain nro 4001/2011 55 §:n 3 momentin säännösten perusteella joulukuussa 2011 annetussa ministeriön päätöksessä nro D5-EL/B/F1/oik.27547 (5), todettiin, että kaikkien toimittajien on täytettävä yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoite, joten kaikki toimittajat ovat oikeutettuja yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettavaan korvaukseen.
(18)
Yhteenliittämättömien saarien sähköntoimituksia ja -tuotantoa säännellään yksityiskohtaisemmin sekundäärilainsäädännössä. RAE hyväksyi erityisesti 28 päivänä tammikuuta 2014 tekemällään päätöksellä nro 39/2014 yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön, jossa säännellään useita yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen toimintaa koskevia seikkoja, kuten markkinoiden avaamista, markkinoiden selvitysjärjestelyä ja sähköntuotantoa. Yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstö tuli voimaan julkaisupäivänään 17 päivänä helmikuuta 2014.
2.3 HUOMATTAVAT VAIKEUDET ERILLISTEN VERKKOJEN TOIMINNASSA
(19)
Hakemuksessa tuodaan esiin seuraavat vaikeudet Kreikan erillisten verkkojen toiminnassa:
a)
erittäin pienten erillisten verkkojen energiankysynnän suuret vaihtelut, joita korostavat i) saarten taloudellisen kehittämisen matkailunäkökohta ja ii) uusiutuvien energialähteiden yhä suurempi markkinaosuus.
Nämä tekijät vaikuttavat kielteisesti sekä lämpövoimaloiden tai perinteisten voimaloiden tuotantokapasiteetin kuormituskertoimeen että mahdollisuuteen kattaa tällaiseen tuotantokapasiteettiin tehtyjen investointien kustannukset;
b)
saarten sääolojen suuri vaihtelu, joka vaikuttaa kysyntään ja aiheuttaa toimintahäiriöitä sähköntuotantojärjestelmässä, minkä seurauksena tarvitaan paljon varavoimaa.
(20)
Hakemuksessa tuodaan esiin seuraavat vaikeudet perinteisen tuotannon kehittämisessä Kreikan pienten erillisten verkkojen osalta:
a)
vaikeus tai jopa mahdottomuus löytää soveltuvia sijoituspaikkoja uusia perinteisiä tuotantolaitoksia varten erittäin pienissä erillisissä verkoissa, mikä johtuu pääosin asukkaiden vastustuksesta;
b)
yhteenliittämättömien saarien pieni koko, josta seuraa merkittäviä käänteitä lämpövoimantuotannon pitkäaikaisessa kehittämissuunnittelussa, koska (suurten matkailualan yritysten tai alusliikenteen käyttämien laitosten kaltaisten) sähkönkuluttajien investointeja ei voida ennakoida, mikä vaatii tarkoituksenmukaisuutta ja joustavuutta sähkönkysyntään vastaamisessa;
c)
yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen sähkönkysynnän odotetaan lisääntyvän vuosittain kaksi prosenttia vuoteen 2017 saakka. Vaikka PPC:lle on myönnetty luvat tarvittavan lisäkapasiteetin rakentamiseen ja rakentamisaikataulu on jo laadittu (lisäkapasiteetin odotetaan kattavan kaikkien yhteenliittämättömien saarien kysynnän tarvittavine varatehoineen vuoteen 2017 mennessä), aikataulua ei aina ole ollut mahdollista noudattaa;
d)
vähäinen kuormitus, suuret vaihtelut kuormituksessa ja uusiutuvien energialähteiden yhä suurempi osuus useimmissa pienissä erillisissä verkoissa rajoittaa perinteisen tuotannon käytettävissä olevia teknisiä ratkaisuja, mikä rajoittaa valinnanvaran pieniin tuotantolaitoksiin, joissa polttoaineena käytetään raskasta polttoöljyä, jonka rikkipitoisuus on pieni, tai kevyttä polttoöljyä;
e)
uuden tuotannon hankintamenettelyt ovat aikaa vieviä. Luvan myöntämisestä uuden tuotannon käynnistymiseen kuluu kahdesta ja puolesta vuodesta kolmeen vuoteen;
f)
suunnitelmat rajayhdysjohtojen rakentamisesta Kreikan yhteenliitetyn verkon ja yhteenliittämättömien saarien erittäin pienten erillisten verkkojen välille heikentävät kiinnostusta investoida yhteenliittämättömien saarien perinteiseen tuotantokapasiteettiin. Yhteenliitäntähankkeet Kykladien saarten ja Kreetan kanssa on suunniteltu.
(21)
Tämän vuoksi joudutaan säännöllisesti turvautumaan hätäratkaisuihin, kuten siirrettävien dieselkäyttöisten sähkögeneraattorien tai kaasuturbiinien vuokraamiseen. Hätätuotantoratkaisujen hyväksyminen tapauskohtaisesti ei ole suotavaa, koska se johtaa laitteiden epätaloudelliseen vuokraamiseen niiden hankkimisen sijaan. Hakemuksessa esitetään useita esimerkkejä siitä, kuinka ennalta arvaamattomat tapahtumat ovat johtaneet siirrettävien sähkögeneraattorien pidempiaikaiseen käyttöön.
(22)
Hakemuksessa tuodaan esiin seuraavat vaikeudet yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen markkinoiden avaamisessa:
a)
Markkinoiden avaaminen edellyttää erityisen infrastruktuurin suunnittelemista ja rakentamista yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa. Infrastruktuurin myötä on rakennettava valvontakeskuksia hallinnoimaan i) tuotannon päivittäistä aikatauluttamista ja ii) markkinajärjestelyä kussakin erillisessä verkossa jakamalla kunkin erillisen verkon tuotantokustannukset siinä aktiivisesti toimivien toimittajien kesken.
Tarvittava infrastruktuuri tulee kalliiksi, ja kustannuksista vastaavat kuluttajat.
b)
Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen ansiosta sähkön vähittäishinnat ovat samat kaikille kuluttajaryhmille koko Kreikan alueella. Yhteenliittämättömien saarien suuremmat tuotantokustannukset verrattuna yhteenliitettyjen verkkojen tuotantokustannuksiin on siis korvattava yhteenliittämättömien saarien aktiivisille toimittajille jakamalla julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus suhteessa näiden toimittajien asiakkailleen myymän sähkön määrään.
Väitetään, että merkittävä vaihtelu keskimääräisissä vuotuisissa muuttuvissa tuotantokustannuksissa kunkin yhteenliittämättömän saaren osalta monimutkaistaa markkinoiden selvitysjärjestelyä.
(23)
Tämän vuoksi YPEKA katsoo, että tarvittavan infrastruktuurin kehittämisestä sähkömarkkinoiden toimintaa ja valvontaa varten yhdessä markkinoiden avaamisen kanssa yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa aiheutuu kustannuksia, jotka ovat suurempia kuin markkinoiden avaamisesta kuluttajille mahdollisesti koituvat hyödyt.
(24)
Hakemuksessa ei esitetä määräaikaa, johon mennessä haetun poikkeuksen voimassaolo päättyisi.
3. RAE:n LAUSUNTO
3.1 POIKKEUKSEN LAAJUUS
3.1.1 Poikkeus direktiivin 2009/72/EY III luvusta
(25)
RAE katsoo, että 44 artiklan 1 kohdan mukaisen poikkeuksen III luvusta ei pitäisi koskea sellaisen uuden sähköntuotantokapasiteetin rakentamista, jota voidaan kehittää erillisessä verkossa, vaan ainoastaan nykyisen tuotantokapasiteetin kunnostamista, parantamista ja lisäämistä. Nykyinen tuotantokapasiteetti muodostuu yhteenliittämättömien saarien jo toiminnassa tai rakenteilla olevista voimalaitoksista. Kaikki saarille rakennettavat uudet voimalaitokset katsotaan uudeksi tuotantokapasiteetiksi.
(26)
RAE huomauttaa, että itsenäiset sähköntuottajat (toisin sanoen muut kuin PPC) ovat osoittaneet vahvaa kiinnostusta uusiutuvien energialähteiden ja yhteistuotantolaitosten kehittämiseen kaikissa erittäin pienissä verkoissa kahden viimeisen vuosikymmenen aikana. Tämän vuoksi ei pitäisi rajoittaa kolmansien osapuolten pääsyä kaikkien yhteenliittämättömien saarien energiajärjestelmiin uusiutuvien energialähteiden sekä sähkön ja lämmön yhteistuotannon osalta.
(27)
RAE toteaa, ettei se vastusta poikkeuksen myöntämistä uusien perinteisten voimaloiden käyttöönotolle, kunhan tietyt edellytykset täyttyvät. Direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdassa ei kuitenkaan säädetä poikkeusmahdollisuudesta uuden tuotantokapasiteetin osalta.
(28)
RAE katsoo, että nykyisten perinteisten voimaloiden kapasiteetin laajentaminen koskee pääasiassa lyhytaikaista kapasiteetin puutetta yhteenliittämättömillä saarilla nykyisen tuotantokapasiteetin odottamattomien vaurioiden tai uuden kapasiteetin viivästyneen käyttöönoton vuoksi, erityisesti suuren kysynnän aikoina (esimerkiksi kesän huippusesongin aikana). Laajennuksiin sovelletaan direktiivin 2009/72/EY 8 artiklan mukaista avointa tarjouskilpailua. Tällainen menettely on aikaa vievä eikä sovellu hätätilanteiden kiireelliseen luonteeseen.
(29)
RAE katsoo, että PPC:n on huolehdittava tällaisista hätätilanteista. Kun otetaan huomioon, että PPC pystyy siirtämään liikkuvia perinteisiä yksiköitä ylikapasiteettia omaavilta saarilta saarille, joilla tarvitaan lisäkapasiteettia, ratkaisu on kenties myös taloudellisin.
(30)
RAE painottaa, että mahdollisen poikkeuksen yhteydessä on voitava täsmentää asianmukainen lupamenettely hätätilanteita varten ja erityisesti se, mitä direktiivin 2009/72/EY 7 artiklassa mainituista kriteereistä toimivaltaisen viranomaisen on luvan osalta tarkasteltava.
(31)
RAE katsoo, että poikkeus olisi myönnettävä rajatuksi ajaksi, kuten enintään kymmeneksi vuodeksi.
3.1.2 Poikkeus direktiivin VIII luvusta
(32)
RAE:n mukaan sähköntoimitus yhteenliittämättömillä saarilla liittyy käytännössä julkisen palvelun velvoitteeseen kyseisillä saarilla sekä julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettavaan korvaukseen, koska i) sähkön tuotantokustannukset yhteenliittämättömillä saarilla ovat huomattavasti suuremmat kuin mantereella ja ii) Kreikan valtio edellyttää asiakasluokittain yhdenmukaista hinnoittelua koko alueellaan.
(33)
Yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstössä määrätään tiettyjen mittaus- ja valvontalaitteiden asentamisesta yhteenliittämättömillä saarilla tuntikohtaista mittausta, energianhallinta- ja valvontakeskuksia, seurantaa ja niihin liittyviä tietoteknisiä järjestelmiä varten. RAE painottaa, että infrastruktuuri on välttämätöntä
a)
sen varmistamiseksi, että julkisen palvelun velvoitteen kustannukset ovat avoimia, syrjimättömiä ja varmennettavissa;
b)
itse sähköjärjestelmien toiminnan ja hyvän hallinnoinnin kannalta, jotta voidaan saavuttaa taloudellisin toimintatapa ja näin vähentää edelleen yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteesta kuluttajille aiheutuvia maksuja;
c)
uusiutuvien energialähteiden ja yhteistuotannon yhä laajemman käytön toteuttamiseksi, mukaan lukien uusiutuviin energialähteisiin perustuvat teknologiat, joiden hallintaan liittyy monimutkaisia erityisvaatimuksia, kuten uusiutuvien energialähteiden ja varastoinnin yhdistäminen sekä aurinkolämpövoimalaitokset;
d)
tarvittavan avoimuuden takaamiseksi erillisten verkkojen hallinnoinnissa, jotta varmistetaan kaikkien markkinatoimijoiden, erityisesti tuottajien, syrjimätön kohtelu.
(34)
RAE katsoo, että tämä infrastruktuuri on otettava käyttöön yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa riippumatta siitä, onko lupa toimia aktiivisesti erittäin pienessä erillisessä verkossa yhdellä tai useammalla toimittajalla.
(35)
Infrastruktuurin rakentamiskustannuksiksi arvioidaan 20-30 miljoonaa euroa. Tämä kattaa kaikki yhteenliittämättömät saaret, myös Kreetan ja Rodoksen. RAE:n mukaan summa on kohtuullinen, varsinkin kun otetaan huomioon odotetut hyödyt, joita ovat avoimuuden takaaminen ja yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen varmentaminen sekä erillisten sähköverkkojen moitteeton ja valvottu toiminta.
(36)
Toisin kuin YPEKA, RAE katsoo, että aktiivisen toiminnan salliminen useammalle kuin yhdelle toimijalle tietyssä yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa ei aiheuta merkittäviä lisäkustannuksia tarvittavassa infrastruktuurissa, koska kyseinen infrastruktuuri joka tapauksessa on tarpeen jo yhteenliittämättömillä saarilla toimivien tuotantoyksiköiden päivittäistä aikatauluttamista, markkinoiden selvitysjärjestelyä ja yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämistä varten.
(37)
Lisäksi RAE katsoo, että yhteenliittämättömien saarien kuluttajille koituu merkittäviä lisähyötyjä siitä, että useamman kuin yhden toimijan sallitaan toimia aktiivisesti.
(38)
Tämän vuoksi RAE katsoo, että vaihtoehtoisten toimittajien pysyvä sulkeminen yhteenliittämättömien saarten markkinoiden ulkopuolelle ei ole perusteltua. Edellä kuvatun tarvittavan infrastruktuurin rakentaminen odotetaan saatettavan loppuun 3-5 vuoden kuluessa. RAE ei vastusta poikkeuksen myöntämistä, jos se myönnetään vain täksi ajaksi ilman jatkoa.
(39)
Lisäksi RAE toteaa, että jos tietyn erillisen verkon asema yhteenliittämättömillä saarilla muuttuu niin, ettei se enää kuulu pienten tai erittäin pienten erillisten verkkojen ryhmään, poikkeuksen soveltamisen olisi päätyttävä automaattisesti. Näin kävisi tapauksessa, jossa yhteenliittämättömien saarien erillisiä verkkoja liitetään Kreikan yhteenliitettyyn verkkoon.
4. ARVIOINTI
4.1 HAKEMUKSEN OIKEUSPERUSTA
(40)
Direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdassa säädetään mahdollisuudesta poiketa tietyistä direktiivin säännöksistä pienten ja erittäin pienten erillisten verkkojen osalta.
(41)
Direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 26 alakohdan mukaan pienellä erillisellä verkolla tarkoitetaan mitä tahansa verkkoa, jossa kulutus oli alle 3 000 gigawattituntia vuonna 1996 ja jossa alle 5 prosenttia vuosikulutuksesta on peräisin yhteenliittämisistä toisiin verkkoihin.
(42)
Direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 27 alakohdan mukaan erittäin pienellä erillisellä verkolla tarkoitetaan mitä tahansa verkkoa, jossa kulutus oli vuonna 1996 alle 500 gigawattituntia ja jota ei ole liitetty muihin verkkoihin.
(43)
Hakemuksessa yksilöidyt erilliset verkot käsittävät yhden ja toisinaan useampia yhteenliittämättömiä saaria (ks. taulukon sarakkeet 1 ja 2). Vaikka erillinen verkko koostuisi useasta yhteenliittämättömästä saaresta, jotka ovat yhteenliitetyt keskenään, näiden keskenään yhteenliitettyjen saarien sähköverkko on erillinen, koska sitä ei ole liitetty toiseen sähköverkkoon.
(44)
Hakemuksen mukaan 31 kaikkiaan 32 erillisestä verkosta on erittäin pieniä erillisiä verkkoja, joista suurin on Rodoksen sähköverkko. Erittäin pienten erillisten verkkojen, joiden osalta hakemus on laadittu, osuus sähkön kokonaismyynnistä Kreikassa oli 5,24 prosenttia vuonna 2010.Kreetan erillinen verkko katsotaan pieneksi erilliseksi verkoksi. Kreetan kysyntä muodosti vuonna 2010 3,01 prosenttia Kreikan sähkönkysynnästä.
Vuotuinen kysyntä erillisissä verkoissa
Vuotuinen kysyntä (MWh)
Vuotuinen kysyntä vuonna 1996
Erillisen verkon nimi
Erilliseen verkkoon kuuluvat yhteenliittämättömät saaret
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreeta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Kyllä
Ei
Rodos
Rodos
Chálki
386 630
650 115
764 401
760 658
Kyllä
Kyllä
Kos-Kálymnos
Kos
Kálymnos
Lipsí
Léros
Nísyros-Giali
Tílos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Kyllä
Kyllä
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Kyllä
Kyllä
Chios
Chios
Psara
Inousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Kyllä
Kyllä
Páros
Páros
Antíparos
Náxos
Iraklia
Koufonisia
Schinoussa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Kyllä
Kyllä
Sámos
Sámos
Foúrnoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Kyllä
Kyllä
Sýros
Sýros
56 920
100 429
107 270
95 302
Kyllä
Kyllä
Thíra
Thíra
Thirasía
47 680
88 073
117 957
120 199
Kyllä
Kyllä
Mýkonos-Dilos
Mýkonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Kyllä
Kyllä
Límnos
Límnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Kyllä
Kyllä
Kárpathos
Kárpathos
Kásos
26 580
30 397
37 829
36 931
Kyllä
Kyllä
Mílos
Mílos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Kyllä
Kyllä
Ikaría
Ikaría
13 110
24 359
28 845
27 613
Kyllä
Kyllä
Skíros
Skíros
9 380
14 053
16 150
14 782
Kyllä
Kyllä
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Kyllä
Kyllä
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Kyllä
Kyllä
Sými
Sými
5 250
9 819
15 054
14 662
Kyllä
Kyllä
Amorgós
Amorgós
3 840
7 284
9 816
9 072
Kyllä
Kyllä
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Kyllä
Kyllä
Sérifos
Sérifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Kyllä
Kyllä
Astypálaia
Astypálaia
2 470
5 283
6 997
6 670
Kyllä
Kyllä
Megísti
Megísti
770
1 863
2 751
3 005
Kyllä
Kyllä
Agios Efstratios
Agios Efstratios
540
937
1 058
1 075
Kyllä
Kyllä
Anáfi
Anáfi
400
858
1 110
1 179
Kyllä
Kyllä
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Kyllä
Kyllä
Ereikoússa
Ereikoússa
220
452
710
746
Kyllä
Kyllä
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Kyllä
Kyllä
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Kyllä
Kyllä
Antikythera
Antikythera
70
199
228
241
Kyllä
Kyllä
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Kyllä
Kyllä
Gávdos
Gávdos
0
0
365
471
Kyllä
Kyllä
(45)
Edellä esitetty taulukko käsittää hakemuksessa yksilöidyt erilliset verkot. Niistä kustakin esitetään tiettyjä tietoja. Näistä tiedoista voidaan päätellä, että Kreetaa lukuun ottamatta kaikkien erillisten verkkojen kysyntä oli vuonna 1996 sellainen, että ne voitiin määritellä direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 27 alakohdassa tarkoitetuiksi erittäin pieniksi erillisiksi verkoiksi. Kreetan osalta on lisäksi todettava, että koska Kreeta ei ollut eikä vieläkään ole yhteenliitetty muihin sähköverkkoihin, sen vuosikulutuksesta 0 prosenttia oli ja on peräisin yhteenliittämisistä toisiin verkkoihin, eli alle viisi prosenttia. Kreeta on näin ollen direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 26 alakohdassa tarkoitettu pieni erillinen verkko.
(46)
RAE:n lausunnossa ei esitetty huomautuksia hakemuksessa yksilöidyistä erillisistä verkoista.
(47)
Komissio katsoo tämän vuoksi, että kaikki edellä esitetyn taulukon sarakkeessa 1 esitetyt erilliset verkot ovat direktiivin 2009/72/EY 1 artiklan 27 alakohdassa tarkoitettuja erittäin pieniä erillisiä verkkoja, lukuun ottamatta Kreetaa, joka on direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 26 kohdassa tarkoitettu pieni erillinen verkko.
4.2 PERINTEISTEN VOIMALAITOSTEN HUOMATTAVAT TOIMINTAVAIKEUDET ERITTÄIN PIENISSÄ ERILLISISSÄ VERKOISSA
(48)
Komissio katsoo, että perinteisten voimalaitosten toimintaan liittyy huomattavia vaikeuksia erittäin pienissä erillisissä verkoissa. Tämä johtuu pääasiassa seuraavista tekijöistä:
a)
Saarilla tarjottavan kuormituksen koko ei mahdollista suurempien, tehokkaampien ja kustannustehokkaampien laitosten rakentamista, myöskään sen vuoksi, että voidakseen toimia hyväksyttävissä turvarajoissa erillinen verkko ei voi toimia vain yhden voimalan varassa.
Yhdenkään erittäin pienen erillisen verkon vuotuinen huippukuormitus ei ylittänyt 188,5:tä megawattia vuonna 2013. Keskimääräinen huippukuormitus ja huippukuormituksen mediaani, 20,8 ja 4,2 megawattia, ovat paljon pienempiä.
Yhdenkään erittäin pieniin erillisiin verkkoihin nykyisin asennetun perinteisen voimalan kapasiteetti ei ylitä 27:ää megawattia. Voimaloiden keskimääräinen koko ja mediaanikoko, 3,9 ja 1,1 megawattia, ovat paljon pienempiä.
Tarjottavan kuormituksen vähäinen koko ja kysynnän suuri vaihtelu, johon vaikuttaa myös uusiutuvien energialähteiden lisääntynyt osuus, vähentää myös valinnanvaraa erittäin pienten verkkojen perinteisissä voimaloissa käytettävän teknologian osalta.
Yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen koko perinteinen tuotantokapasiteetti käyttää polttoaineena dieseliä tai polttoöljyä.
b)
Kaikkien erittäin pienten verkkojen vuotuinen kuormitusaste on pieni. Kuormitusaste ei ylittänyt vuonna 2012 0,54:ää missään erittäin pienessä erillisessä verkossa. Keskimääräinen huippukuormitus ja huippukuormituksen mediaani, 0,38, olivat vielä pienempiä. Ottaen huomioon uusiutuvien energialähteiden ensisijaisen verkkoonpääsyn sekä sen, että käytetty kuormitusaste kuvaa erittäin pientä erillistä verkkoa kokonaisuudessaan, yhteenliittämättömien saarien perinteisten voimaloiden kuormitusaste on vieläkin pienempi.
Kreikan yhteenliitetyn verkon vuotuinen kuormitusaste on tavallisesti 50 prosenttia kaikkien yksiköiden osalta ja 65 prosenttia lämpövoimayksiköiden osalta (6).
Vuotuinen kuormitusaste osoittaa voimalaitosten todellisen käytön vuoden aikana. Siitä käy siis ilmi niiden kyky saada tuloja.
Uusiutuvien energialähteiden kasvava osuus tulee vähentämään entisestään perinteisten voimaloiden tarjoamaa kuormitusta.
c)
Käynnissä on useita hankkeita yhteenliittämättömien saarien liittämiseksi Kreikan yhteenliitettyyn verkkoon, erityisesti Kykladien saarilla ja Kreetalla. Kuten edellä on selitetty, yhteenliittämättömien saarien perinteiset voimalaitokset eivät ole yhtä tehokkaita kuin yhteenliitettyyn verkkoon asennetut voimalaitokset, joten niiden taloudellinen kannattavuus on epätodennäköistä sen jälkeen, kun yhteenliittämättömät saaret on liitetty Manner-Kreikan verkkoon.
Erillisen verkon yhteenliittämismahdollisuus ehkäisee siis voimakkaasti investointeja yhteenliittämättömien saarien perinteiseen kapasiteettiin.
d)
Koska tarjottava kuormitus on suhteellisen pieni, suhteellisen pienet muutokset kysynnässä vaikuttavat todennäköisesti tietyssä erillisessä verkossa tarvittavaan tuotantokapasiteettiin. Yhteenliitäntäkapasiteetin puuttuminen tarkoittaa, että kaikkiin muutoksiin kysynnässä on vastattava erittäin pienessä erillisessä verkossa sijaitsevalla tuotantokapasiteetilla.
Tämä lisää tarkoituksenmukaisuuden ja joustavuuden tarvetta, jotta voidaan vastata pidemmän aikavälin kysynnän vaihteluihin.
Joustavuuden tarvetta korostavat entisestään havaittu vaikeus löytää soveltuvia sijoituspaikkoja perinteisille voimalaitoksille yhteenliittämättömillä saarilla sekä lupa- ja hyväksyntämenettelyjen kesto.
e)
Kaikkien erittäin pienten erillisten verkkojen vuotuisen enimmäis- ja vähimmäiskysynnän välinen suhde vuonna 2012 (7) on suurempi kuin 3,35, mutta se on isompi ja monesti paljon isompi yksittäisessä erittäin pienessä erillisessä verkossa. Enimmäis- ja vähimmäiskysynnän keskimääräinen ja mediaanisuhde ovatkin 6,27 ja 5,98.
Kreikan yhteenliitetyssä verkossa enimmäis- ja vähimmäiskysynnän välinen suhde vuonna 2010 on noin kolme.
Enimmäis- ja vähimmäiskysynnän välinen suurempi suhde kuvaa joustavuuden ja varavoiman määrää, joiden on kunakin vuonna oltava saatavilla erillisen verkon tuotantokapasiteetissa.
Tämän osalta on syytä panna merkille, että vuonna 2012 noin 60 prosentilla erittäin pienistä erillisistä verkoista hyödynnettiin siirrettäviä sähkögeneraattoreita.
(49)
Komissio katsoo tämän vuoksi, että perinteisten voimalaitosten toimintaan liittyy huomattavia vaikeuksia edellä olevassa taulukossa yksilöidyillä yhteenliittämättömillä saarilla.
4.3 III LUVUN OSALTA PYYDETYN POIKKEUKSEN ARVIOINTI
4.3.1 Poikkeusta III luvun säännöksistä ei voida soveltaa uuteen kapasiteettiin
(50)
Direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdan mukaan poikkeuksia III luvun säännöksistä voidaan myöntää vain olemassa olevan kapasiteetin kunnostamisen, parantamisen ja lisäämisen osalta.
(51)
Näin ollen poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III luvun säännöksistä ei voida myöntää uuden kapasiteetin osalta.
(52)
Yhteenliittämättömien saarien erilliset verkot ovat jakeluverkkoja, joten jos lupamenettely yhteenliittämättömien saarien uuden kapasiteetin osalta ei johda toivottuun lupaan, Kreikan viranomaisten olisi harkittava direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan 3 kohdan säännösten soveltamista myös uuteen pienimuotoiseen perinteiseen tuotantoon. Uuteen pienimuotoiseen perinteiseen kapasiteettiin voi esimerkiksi sisältyä väliaikaista tuotantokapasiteettia, joka tarjotaan pitkäaikaisesti, ilman että se liittyy tiettyyn paikkaan.
4.3.2 Poikkeusta III luvun säännöksistä ei voida soveltaa Kreetaan
(53)
Kuten edellä on todettu, kaikki yhteenliittämättömät saaret ovat erittäin pieniä erillisiä verkkoja lukuun ottamatta Kreetaa, joka on pieni erillinen verkko.
(54)
Näin ollen poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III luvun säännöksistä ei voida myöntää Kreetan osalta
4.3.3 Poikkeus III luvun säännöksistä ei kata uusiutuviin energialähteisiin perustuvia laitoksia eikä sähkön ja lämmön yhteistuotantolaitoksia.
(55)
Hakemuksessa ei erikseen mainita, että haettu poikkeus koskee ainoastaan perinteisiä laitoksia.
(56)
Lain nro 4001/2011 133 §:n 3 momentissa kuitenkin nimenomaan suljetaan PPC:lle myönnettävän yksinomaisen tuotantoluvan soveltamisalan ulkopuolelle uusiutuvista energialähteistä, tehokkaalla yhteistuotannolla tai hybridivoimaloissa tuotettu sähkö sekä omavaraisten tuottajien tapaukset. Sama päätelmä on johdettavissa yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 225 artiklasta.
(57)
Lisäksi esitetyt perustelut liittyvät huomattaviin vaikeuksiin ainoastaan perinteisten voimalaitosten toiminnassa. Itse asiassa perustelujen mukaan kyseiset voimalaitokset kohtaavat huomattavia vaikeuksia muun muassa uusiutuvien energialähteiden osuuden kasvun vuoksi.
(58)
Vaikka hakemuksessa siis haettaisiin poikkeusta direktiivin 2009/72/EY III luvun säännöksistä muiden kuin perinteisten voimaloiden osalta, poikkeusta ei voida myöntää, koska tälle ei ole esitetty perusteluja.
4.3.4 Poikkeus olemassa olevan kapasiteetin kunnostamisen, parantamisen ja lisäämisen osalta voidaan myöntää
(59)
Ottaen huomioon edellä mainitut huomattavat vaikeudet pienten erillisten verkkojen perinteisten voimaloiden toiminnassa poikkeus voidaan myöntää olemassa olevan perinteisen kapasiteetin osalta siltä osin kun kyse on olemassa olevan perinteisen kapasiteetin kunnostamisesta, parantamisesta ja lisäämisestä. Lupa voidaan myöntää suoraan PPC:lle.
(60)
Tämän poikkeuksen osalta
a)
olemassa oleva perinteinen tuotantokapasiteetti käsittää sellaiset perinteisen tuotantokapasiteetin lisärakennushankkeet, joille RAE on jo myöntänyt luvan ja joita ei ole peruttu päivänä, jona tämä päätös tulee voimaan;
b)
olemassa olevan kohteen pääasiallisen tuotantokapasiteetin purkaminen kokonaisuudessaan ja sen korvaaminen uudella energiantuotantolaitoksella katsotaan uuden kapasiteetin rakentamiseksi;
c)
väliaikaisen tuotantokapasiteetin sijoittaminen olemassa olevan kapasiteetin tuotantopaikan rajojen sisälle katsotaan olemassa olevan kapasiteetin laajentamiseksi.
(61)
Ei kuitenkaan ole perusteita poikkeukselle direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan 2 kohdassa esitetyn kaltaisten perusteiden ja edellytysten osalta, joiden mukaisesti lupa on myönnetty PPC:lle.
(62)
Lisäksi jos poikkeus myönnetään suoraan PPC:lle, on tärkeää, että ehdoissa määrätään ajasta, jonka kuluessa hyväksytyn perinteisen voimalaitoksen on oltava toiminnassa, ja että ne sisältävät määräykset, joilla varmistetaan tällaisten velvoitteiden täysimääräinen ja tehokas noudattaminen. Määräajan päätyttyä suoraan myönnettyä lupaa voidaan RAE:n yksiomaisen harkintavallan puitteissa jatkaa mutta ainoastaan, jos käyttöönoton viivästyminen johtuu täysin PPC:n vaikutusvallan ulkopuolisista syistä. Määräajan päätyttyä RAE:n on järjestettävä lupamenettely täysin direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan 1 kohdan mukaisesti, jolloin myös kolmannet osapuolet voivat osallistua siihen.
4.3.5 Poikkeus ei voi kattaa uutta kapasiteettia koskevaa tarjouskilpailua
(63)
Määritelmänsä mukaisesti direktiivin 2009/72/EY 8 artiklassa tarkoitettu tarjouskilpailu koskee rakennettavaa ja hyväksyttävää kapasiteettia, toisin sanoen uutta kapasiteettia.
(64)
Edellä esitetyistä syistä direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdan mukaista poikkeusta ei voida myöntää uudelle kapasiteetille.
4.4 VIII LUVUN OSALTA PYYDETYN POIKKEUKSEN ARVIOINTI
4.4.1 Poikkeus VIII luvun säännöksistä ei kata kolmannen osapuolen pääsyä verkkoon koskevaa 32 artiklaa
(65)
Hakemus koskee poikkeusta direktiivin 2009/72/EY VIII luvusta, joten sen voidaan katsoa koskevan myös poikkeusta kolmannen osapuolen pääsyä verkkoon koskevan 32 artiklan säännöksistä.
(66)
Hakemuksessa ei täsmennetä, kattaako haettu poikkeus myös direktiivin 2009/72/EY 32 artiklan, eikä siinä esitetä perusteluja tällaiselle poikkeukselle. Sen sijaan laissa nro 4001/2011 ja yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstössä velvoitetaan DEDDIE tarjoamaan kolmannelle osapuolelle syrjimätön pääsy DEDDIE:n jakeluverkkoon (esim. lain nro 4001/2011 127 §). Tällaista poikkeusta ei näin ollen voida myöntää.
4.4.2 Poikkeus markkinoiden avaamista ja vastavuoroisuutta koskevasta 33 artiklasta
4.4.2.1 Pysyvälle poikkeukselle markkinoiden avaamista ja vastavuoroisuutta koskevasta direktiivin 2009/72/EY 33 artiklasta ei ole perusteita
(67)
Hakemuksessa väitetään pääasiassa, että PPC:n olisi oltava ainoa yhteenliittämättömien saarien asiakkaiden hyväksytty toimittaja sillä perusteella, että tarvittavan infrastruktuurin rakentaminen erittäin pienten erillisten verkkojen sähkömarkkinoiden toiminnan ja valvonnan takaamiseksi yhdistettynä sellaisen infrastruktuurin rakentamiseen, jota markkinoiden avaaminen kolmansille toimittajille edellyttäisi, aiheuttaisi yhteenliittämättömien saarien verkonhaltijoille käyttökustannuksia, jotka ylittäisivät kuluttajille markkinoiden avaamisesta mahdollisesti aiheutuvan hyödyn.
(68)
Kuten RAE:n lausunnosta käy ilmi, yhteenliittämättömien saarien rakennetulla infrastruktuurilla pyritään varmistamaan, että julkisen palvelun velvoite voidaan täyttää yhteenliittämättömillä saarilla nykylainsäädännön edellyttämällä avoimella, varmennettavalla ja syrjimättömällä tavalla. Lisäksi infrastruktuuria tarvitaan yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen teknisen ja taloudellisen toiminnan kannalta. Tämän vuoksi, koska infrastruktuuri on joka tapauksessa välttämätön näiden vaatimusten täyttämiseksi siitä riippumatta, kuinka monta toimittajaa yhteenliittämättömillä saarilla on hyväksytty, markkinoiden avaaminen ei lisää infrastruktuurikustannuksia.
(69)
Vaikka samanlaista infrastruktuuria tarvitaan, markkinoiden avaaminen ei ole erottamattomasti yhteydessä yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen tekniseen toimintaan tai niiden julkisen palvelun velvoitteeseen, koska erillisten verkkojen teknisen ja taloudellisen toiminnan sekä yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisen välillä ei ole kausaalista yhteyttä toisaalta sovellettavien oikeudellisten vaatimusten ja toisaalta sen kannalta, onko yhdellä tai useammalla toimittajalla lupa toimittaa sähköä yhteenliittämättömien saarien sähkönkuluttajille.
(70)
On totta, että yhteenliittämättömien saarien suuremmat tuotantokustannukset verrattuna yhteenliitettyjen verkkojen tuotantokustannuksiin on korvattava yhteenliittämättömien saarien aktiivisille toimittajille jakamalla julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus suhteessa näiden toimittajien asiakkailleen myymän sähkön määrään. Yhteenliittämättömien saarien tuotantokustannukset on kuitenkin joka tapauksessa vahvistettava, jotta voidaan määrittää yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus, riippumatta siellä aktiivisesti toimivien toimittajien määrästä.
(71)
Markkinoiden avaamisesta seuraava ainoa lisävaatimus on yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteesta maksettavan korvauksen jakaminen kullekin toimittajalle suhteessa niiden asiakkailleen myymän sähkön määrään. Jopa tätä koskevat asiakastiedot, erityisesti mittaustiedot, tarvitaan riippumatta siitä, onko useammalla kuin yhdellä toimittajalla lupa toimittaa sähköä yhteenliittämättömillä saarilla oleville asiakkaille.
(72)
Näin ollen yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteesta maksettavan korvauksen myöntäminen toimittajille edellyttää pelkästään mahdollisuutta osoittaa asiakkaan mittaustietojen koskevan tiettyä luvan saanutta toimittajaa. Tämä on pääasiassa hallinnollinen prosessi, joka perustuu tietoihin, jotka kerätään täysin tai suurelta osin riippumatta siitä, onko yhteenliittämättömien saarien markkinoita avattu. Toiseksi sähköntoimitusmarkkinoiden moitteeton toiminta edellyttää aina tätä mahdollisuutta. Näiden kustannusten ei siis voida katsoa toimivan perusteena poikkeuksen myöntämiselle markkinoiden avaamisen osalta, koska ne eivät liity erityisesti yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen toimintaan eivätkä huomattaviin vaikeuksiin niiden toiminnassa.
(73)
On tärkeää panna merkille, että rekisterien kokoaminen mittaustietojen liittämiseksi toimittajiin on osa perustettavaa infrastruktuuria. Vaikka suunnitellun infrastruktuurin toteuttaminen kokonaisuudessaan helpottaa tulevaisuudessa erillisten sähköverkkojen optimaalista toimintaa, siihen liittyvien investointien toteutuminen täysimääräisesti ei ole välttämätön edellytys markkinoiden avaamiselle.
(74)
Se, että yhteenliittämättömillä saarilla voi olla merkittävää vaihtelua keskimääräisissä vuotuisissa muuttuvissa tuotantokustannuksissa, on epäolennaista. Vaikka näin olisi, vaihtelu koskisi sähkön tuotantokustannuksia yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa. Yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen hallinnoiminen oikeudellisten velvoitteiden mukaisesti edellyttää jo määrän vahvistamista eikä siihen vaikuta millään tavalla se, kuinka monella toimittajalla on lupa toimittaa sähköä asiakkaille saarilla. Lisäksi on vaikea käsittää, miten suuri vuotuinen vaihtelu yhteenliittämättömillä saarilla voi aiheuttaa aineellisia ongelmia, koska yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttymisen hallinnointi perustuu jo nyt kunkin erillisen järjestelmän omaan kuukausittaiseen järjestelmään.
(75)
Edellä esitetystä seuraa, että niiden toimittajien määrä, joilla on lupa toimittaa sähköä asiakkaille yhteenliittämättömillä saarilla, ei liity olennaisesti erillisten verkkojen tekniseen ja taloudelliseen toimintaan eikä yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen toimintaan sovellettavien oikeudellisten vaatimusten mukaisesti.
(76)
Lisäksi voidaan todeta, että markkinoiden avaamiseen liittyy hyötyjä, jotka ylittävät mahdolliset kustannukset. Kuten RAE on huomauttanut, yhteenliittämättömien saarien vaihtoehtoiset toimittajat voisivat tuoda mukanaan merkittäviä lisäetuja asiakkaille yhdistämällä sähköntoimituksiin muiden palvelujen tarjontaa.
(77)
Tämän vuoksi pysyvää poikkeusta 33 artiklasta ei pidä myöntää.
4.4.2.2 Erilliselle verkolle direktiivin 2009/72/EY 33 artiklan säännöksistä myönnettävän poikkeuksen keston rajaaminen
(78)
Ottaen huomioon edellä esitetty on tunnustettava, että markkinoiden avaaminen edellyttää käytännön järjestelyjä, jotta yhteenliittämättömien saarien erilliset verkot voivat toimia täysin yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön mukaisesti. Markkinoiden avaamiseen liittyviä käytännön ongelmia voivat olla sellaisten rekisterien puuttuminen, joita tarvitaan mittarien ja mittaustietojen liittämiseksi toimittajiin, tai se, että optimaalista infrastruktuurirakennetta ei ole vielä toteutettu. Tämän perusteella voidaan tarkastella kestoltaan rajatun poikkeuksen myöntämistä direktiivin 2009/72/EY 33 artiklan osalta.
(79)
Arvioitaessa tällaisen poikkeuksen kestoa VIII luvun osalta olennaisia ovat seuraavat kaksi seikkaa:
a)
Kuten on jo todettu, merkittävin yhteenliittämättömien saarien markkinoiden avaamisen edellyttämä tekijä on sellaisen rekisterin olemassaolo saarilla, joka mahdollistaa mittaustietojen liittämisen tiettyyn toimittajaan. Yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 327 artiklan 4 kohdan mukaan tätä varten tarvittava rekisteri on saatava valmiiksi viimeistään kahden vuoden kuluttua johtamissäännöstön voimaantulosta. Rekisterin saatavuus on välttämätön edellytys markkinoiden avaamiselle käytännössä.
b)
Yhteenliittämättömien saarien rakennettavan infrastruktuurin investointiohjelman täydellinen loppuunsaattaminen epäilemättä helpottaisi saarten markkinoiden avaamista käytännössä. Tämä ei kuitenkaan ole välttämätön edellytys. Yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklan 7 kohdassa esitetään aikataulu, jonka mukaisesti kaikkien nykyisten yhteenliittämättömien saarien olisi oltava varustettuja lisäinfrastruktuurilla, joka niille on määrä rakentaa, viimeistään viiden vuoden kuluessa johtamissäännöstön voimaantulosta.
(80)
Tämän vuoksi poikkeus markkinoiden avaamisesta olisi myönnettävä vähintään kahdeksi vuodeksi johtamissäännön voimaantulosta, toisin sanoen 17 päivään helmikuuta 2016 saakka, jotta markkinoiden avaamisen edellyttämät rekisterit voidaan perustaa. Koska infrastruktuurin kokonaisuudessaan on oltava valmis viimeistään viiden vuoden kuluttua yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön voimaantulosta, poikkeuksen kesto on joka tapauksessa rajattava viiteen vuoteen johtamissäännöstön voimaantulosta, toisin sanoen 17 päivään helmikuuta 2019 saakka kaikkien yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen osalta. Koska poikkeus on perusteltu ainoastaan silloin, kun markkinoiden avaamiseen liittyy huomattavia ja aineellisia vaikeuksia, jotka ovat suoraan seurausta siitä, että yhteenliittämättömien saarien infrastruktuuri-investointien ohjelmaa ei ole saatettu päätökseen, on kuitenkin säännöllisesti tarkasteltava sitä, onko tällaisia ongelmia edelleen yhteenliittämättömien saarien erillisissä verkoissa. Tällaisessa tarkistuksessa vertailuperustana olisi käytettävä DEDDIE:n investointisuunnitelmaa, jonka Kreikan toimivaltaiset viranomaiset ovat hyväksyneet tarvittavan infrastruktuurin rakentamiseksi yhteenliittämättömille saarille. Tämä suunnitelma olisi siis saatettava valmiiksi ja hyväksyttävä 17 päivään helmikuuta 2015 mennessä.
(81)
Tarpeettomien viivästysten välttämiseksi markkinoiden avaamisessa RAE:n olisi hyväksyttävä DEDDIE:n infrastruktuuri-investointisuunnitelma ja asetettava etusijalle Kreetan ja Rodoksen erilliset verkot, koska ne ovat väkimäärältään suurimmat yhteenliittämättömät saaret.
(82)
DEDDIE:n olisi laadittava 17 päivästä helmikuuta 2016 alkaen vuosittain 17 päivään helmikuuta 2019 saakka raportteja, joissa se perustelee, miksi tietyn yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon avaaminen markkinoille ei ole toteutunut. Raportti on julkaistava ja annettava tiedoksi komissiolle.
4.4.3 Poikkeus VIII luvun säännöksistä ei kata 34 artiklaa
(83)
Hakemus koskee poikkeusta direktiivin 2009/72/EY VIII luvusta, joten sen voidaan katsoa kattavan myös poikkeuksen direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 15 alakohdassa määriteltyjä erillisiä linjoja koskevasta 34 artiklasta.
(84)
Hakemuksessa ei täsmennetä, kattaako haettu poikkeus myös direktiivin 2009/72/EY 34 artiklan.
(85)
Vaikka hakemuksessa siis olisi tarkoitus hakea poikkeusta direktiivin 2009/72/EY 34 artiklasta, poikkeusta ei voida myöntää, koska tälle ei ole esitetty perusteluja.
4.4.4 Yhteenliitännät - III ja VIII luvun osalta pyydetyn poikkeuksen soveltaminen
(86)
Tämä poikkeus koskee erittäin pieniä erillisiä verkkoja, joille on nimenomaan ominaista se, että ne eivät ole, tai pienten erillisten verkkojen tapauksessa ovat vain hyvin rajallisesti, yhteenliitettyjä muiden sähköverkkojen kanssa.
(87)
On kuitenkin pantava merkille, että
a)
Kreikan siirtoverkonhaltijan ADMIE SA:n hiljattain hyväksytyn kymmenvuotisen kehittämissuunnitelman mukaan Kykladien saarten yhteenliittäminen on määrä saattaa päätökseen vuoteen 2018 mennessä kolmessa vaiheessa, ja tiettyjä Kykladien saaria yhdistetään Kreikan yhteenliitettyyn verkkoon paljon ennen tätä määräaikaa;
b)
lisäksi Kreetan yhteenliitännän on määrä valmistua vuoteen 2020 mennessä. Hankkeen kolmen ensimmäisen vuoden merkittävät osiot sisältyvät vuonna 2013 hyväksyttyyn ADMIE:n kymmenvuotiseen kehittämissuunnitelmaan. Lopullinen suunnitelma on sisällytettävä vuonna 2014 hyväksyttävään kymmenvuotiseen kehittämissuunnitelmaan.
(88)
On todettava nimenomaisesti, että tämä tiettyä erillistä verkkoa koskeva poikkeus päättyy automaattisesti, kun kyseisen erillisen verkon ja Kreikan yhteenliitetyn verkon välinen yhteenliittäminen on täysimääräisesti toteutettu.
(89)
Vaikka DEDDIE on oikeudellisesti ja toiminnallisesti eriytetty PPC:stä, viimeksi mainittu kuitenkin omistaa sen sataprosenttisesti. Toisin kuin direktiivissä 2009/72/EY tarkoitetulla jakeluverkonhaltijalla, DEDDIE:llä on merkittäviä tehtäviä myös yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen toiminnassa ja tuotantotoiminnassa, mukaan lukien PPC:n omistama perinteinen tuotantokapasiteetti, ja se saa näin myös taloudellisia korvauksia siitä. Kuten edellä on esitetty, yhteenliittämisellä on vaikutusta yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen nykyisten perinteisten voimaloiden taloudelliseen kannattavuuteen.
(90)
Poikkeuksia voidaan myöntää vain, jos ne ovat oikeasuhteisia, eivätkä ne saa olla laajempia kuin on ehdottomasti tarpeen. Tämän vuoksi on tarjottava selkeitä kannustimia ja huolehdittava avoimuudesta yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen yhteenliittämistä koskevien päätösten osalta.
(91)
Lain nro 4001/2011 108 §:ssä säädetään seuraavaa:
”ADMIE SA toimittaa Kreikan sähkönsiirtojärjestelmää koskevan kymmenvuotisen kehittämissuunnitelman RAE:lle kunkin vuoden maaliskuun 31 päivään mennessä […] Kreikan sähkönsiirtojärjestelmää koskevassa kymmenvuotisessa kehittämissuunnitelmassa on erityisesti: […] (c) esitettävä tekninen ja taloudellinen kustannus-hyötyanalyysi merkittävistä siirtoverkon rakennustöistä […], erityisesti […] saarien ja siirtoverkon välisistä yhdysjohdoista, mukaan lukien aikataulu, arvioitu kassavirta ja kaikkien investointihankkeiden rahoitusvaatimukset.”
(92)
Sen varmistamiseksi, että tarjolla on selkeitä kannustimia ja että avoimuudesta huolehditaan yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen yhteenliittämistä koskevien päätösten osalta, Kreikan viranomaisten on varmistettava, että:
a)
hyväksyessään tai kilpailuttaessaan tietyn yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon nykyistä tai uutta kapasiteettia ADMIE, DEDDIE ja RAE tarkastelevat järjestelmällisesti vaihtoehtoa sen erillisen verkon yhteenliittämiseksi, johon kyseinen yhteenliittämätön saari kuuluu. Tällaista nykyistä tai uutta kapasiteettia ei pidä hyväksyä, jos yhdysjohdon rakentaminen on kustannustehokkaampaa. Kustannuksiin on sisällytettävä kaikki sähkön toimittamiseen loppukäyttäjälle erillisessä verkossa liittyvä kustannukset, myös yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus;
b)
ADMIE:n lain nro 4001/2011 108 §:n mukaisesti toimittamassa merkittävistä siirtoverkon rakennustöistä laaditussa kustannus-hyötyanalyysissa tarkastellaan ainoastaan yhteenliittämisinvestoinnin ja yhteenliittämisen toiminnan tehokkaita kustannuksia. Erityisesti siinä ei pidä ottaa huomioon tulonmenetyksiä tai yhteenliittämättömien saarien jo rakennetun perinteisen tuotanto-omaisuuden arvonalennuksia;
c)
RAE julkaisee lain nro 4001/2011 108 §:n mukaisen ADMIE:n kymmenvuotisen investointisuunnitelman yhteydessä kokonaiskustannukset sähköntoimituksista asiakkaille kussakin yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa, mukaan lukien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus. Jos yhdysjohdon rakentaminen ei sisälly RAE:n hyväksymään lain nro 4001/2011 108 §:ssä tarkoitettuun ADMIE:n kymmenvuotiseen investointisuunnitelmaan, RAE järjestää joko omasta aloitteestaan tai kolmannen osapuolen pyynnöstä direktiivin 2009/72/EY 22 artiklan 7 kohdan b alakohdan mukaisen tarjouskilpailun yhden tai useamman yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon yhteenliittävän yhdysjohdon rakentamiseksi. Yhdysjohto olisi rakennettava, jos sen rakentaminen laskee sähköntoimituksista asiakkaille kussakin yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa aiheutuvia kokonaiskustannuksia, julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus mukaan luettuna;
d)
RAE asettaa yhdysjohdon valmistumiselle selkeän määräajan. Jos rahayhdysjohtoa ei rakenneta tai se ei valmistu RAE:n asettamassa määräajassa, toteutumattomien kustannussäästöjen osalta olisi haettava korvauksia.
4.5 KESTO
(93)
Tosiseikkoja, joihin tämä poikkeus perustuu, on tarkasteltava uudelleen erityisesti sen jälkeen kun tiettyjen erillisten verkkojen yhteenliittämistä koskevien suunnitelmien on määrä olla loppuunsaatettuja ja yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklassa asetetut määräajat infrastruktuurin rakentamiselle ovat kuluneet umpeen.
(94)
Näin ollen poikkeus voi olla voimassa 1 päivään tammikuuta 2021 saakka.
4.6 TAANNEHTIVA VAIKUTUS
(95)
Kuten edellä on todettu, 17 päivänä tammikuuta 2012 toimitetulla hakemuksella uudistettiin vuonna 2003 toimitettu alkuperäinen hakemus.
(96)
Direktiivillä 2009/72/EY kumotun direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohtaan sisältyi myös säännöksiä, joiden mukaan jäsenvaltiot voivat hakea poikkeuksia tiettyjen direktiivin säännösten osalta, jos pienten tai erittäin pienten erillisten verkkojen toiminnassa on huomattavia vaikeuksia. Direktiivin 2009/72/EY 48 artiklan mukaan viittauksia kumotun direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohtaan pidetään viittauksina direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohtaan.
(97)
Direktiivin 2003/54/EY 2 artiklan 26 ja 27 alakohdassa esitetyt pienten ja erittäin pienten erillisten verkkojen määritelmät ovat samat kuin direktiivin 2009/72/EY 2 artiklan 26 ja 27 alakohdassa esitetyt.
(98)
Molemmissa määritelmissä viitataan erillisten verkkojen kulutukseen vuonna 1996, joka ei ole muuttunut. Kreeta ei myöskään ole ollut yhteenliitetty Kreikan yhteenliitettyyn verkkoon sen enempää vuonna 2003 kuin vuonna 2012 tai ajankohtana, jona tämä poikkeusta koskeva päätös tulee voimaan.
(99)
Näin ollen kaikki pienet erilliset verkot tai erittäin pienet erilliset verkot, jotka nyt kelpuutetaan pieniksi tai erittäin pieniksi erillisiksi verkoiksi hakemuksessa, olivat sellaisia jo alkuperäisen hakemuksen laatimisajankohtana ja ovat sitä, kun tämä poikkeusta koskeva päätös tulee voimaan.
(100)
On siis todettava, että niiden pienten tai erittäin pienten erillisten verkkojen osalta, jotka voivat olla oikeutettuja direktiivin 2003/54/EY ja direktiivin 2009/72/EY mukaiseen poikkeukseen, ei ole tapahtunut oikeudellisia tai tosiasiallisia muutoksia.
(101)
Direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohdassa esitettiin mahdollisuus myöntää poikkeus direktiivin III luvun säännöksistä, jotka direktiivin 2009/72/EY III luvun tavoin koskevat uutta kapasiteettia koskevia lupamenettelyjä ja tarjouskilpailumenettelyjä.
(102)
Direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohdassa esitettiin mahdollisuus myöntää poikkeus direktiivin VII luvun säännöksistä, jotka direktiivin 2009/72/EY VIII luvun tavoin koskevat kolmannen osapuolen verkkoon pääsyä, markkinoiden avaamista ja erillisiä linjoja.
(103)
Jos komissio olisi myöntänyt poikkeuksen alkuperäisen hakemuksen perusteella, se olisi toiminut näin samoin ehdoin myös direktiiviä 2009/72/EY koskevan uuden poikkeuksen osalta.
(104)
Lisäksi tosiseikat eivät ole muuttuneet vuodesta 2003. Yhteenliittämättömien saarien maantieteellinen asema, yhteenliittämättömien saarien erillisten verkkojen toimintaan vaikuttavat taloudelliset tekijät sekä niiden huomattavien vaikeuksien luonne, joita esiintyy perinteisten voimaloiden toiminnassa näiden saarien erillisissä verkoissa, eivät ole muuttuneet vuodesta 2003.
(105)
Alkuperäinen hakemus on ollut vireillä vuodesta 2003 alkaen. Komission toimien puuttumisesta ei pidä aiheutua haittaa Helleenien tasavallalle. Helleenien tasavalta on täyttänyt direktiivin 2003/54/EY 26 artiklan 1 kohdan ja direktiivin 2009/72/EY 44 artiklan 1 kohdan mukaan sille kuuluvat velvoitteet ja esittänyt asianmukaisesti perustellun hakemuksen poikkeuksen soveltamiseksi näiden artiklojen säännöksistä yhteenliittämättömien saarien osalta.
(106)
Tämän vuoksi on asianmukaista, että tämä poikkeusta koskeva päätös tulee taannehtivasti voimaan alkuperäisen hakemuksen tiedoksiantamisesta, toisin sanoen 5 päivästä joulukuuta 2003 alkaen,
ON HYVÄKSYNYT TÄMÄN PÄÄTÖKSEN:
1 artikla
Tätä päätöstä sovelletaan taulukossa eriteltyihin pieniin ja erittäin pieniin erillisiin verkkoihin.
Tämän päätöksen soveltamiseksi Kreeta katsotaan pieneksi erilliseksi verkoksi ja kaikki muut erilliset verkot erittäin pieniksi erillisiksi verkoiksi.
2 artikla
1. Myönnetään poikkeus direktiivin 2009/72/EY 33 artiklan säännöksistä pienten ja erittäin pienten erillisten verkkojen osalta.
2. Poikkeus on voimassa 17 päivään helmikuuta 2016 tai siihen asti, kunnes yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklan 7 kohdassa tarkoitettu infrastruktuuri on loppuunsaatettu, riippuen siitä, kumpi tapahtuu myöhemmin. Poikkeuksen voimassaolo päättyy joka tapauksessa 17 päivänä helmikuuta 2019.
3. Kreikan viranomaisten on laadittava 17 päivään helmikuuta 2015 mennessä yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklan 7 kohdan mukainen infrastruktuuri-investointeja koskeva suunnitelma, jossa täsmennetään kunkin yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon osalta määräaika, johon mennessä infrastruktuuri on saatettava valmiiksi. Suunnitelmassa on asetettava etusijalle Kreeta ja Rodos.
4. Kreikan viranomaisten on laadittava 17 päivästä helmikuuta 2016 alkaen vuosittain 17 päivään helmikuuta 2019 saakka raportti, jossa täsmennetään kunkin yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon osalta, a) ovatko markkinat avautuneet, b) kyseiseen alueeseen sovellettavan infrastruktuuri-investointeja koskevan suunnitelman tilanne, c) markkinoiden avaamista edelleen haittaavat merkittävät ja aineelliset vaikeudet ja d) voidaanko näiden vaikeuksien katsoa johtuvan suoraan siitä, että yhteenliittämättömien saarien sähköverkkojen johtamissäännöstön 237 artiklan 7 kohdan mukaisia infrastruktuuri-investointeja ei ole tehty.
3 artikla
1. Myönnetään direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan 1 kohdan säännöksistä poikkeus, jonka mukaan lupa erittäin pienten erillisten verkkojen perinteisen kapasiteetin kunnostamiseen, parantamiseen ja lisäämiseen voidaan myöntää suoraan PPC:lle.
2. Tämän poikkeuksen soveltamiseksi
a)
olemassa olevaan perinteiseen tuotantokapasiteettiin sisältyvät sellaiset hankkeet perinteisen tuotantokapasiteetin kunnostamiseksi, parantamiseksi ja lisäämiseksi, joiden osalta on voimassa RAE:n myöntämä lupa tämän päätöksen tiedoksiantamispäivänä;
b)
olemassa olevan kohteen pääasiallisen tuotantokapasiteetin purkamista kokonaisuudessaan ja sen korvaamista uudella energiantuotantolaitoksella ei katsota olemassa olevaksi kapasiteetiksi vaan uuden kapasiteetin rakentamiseksi;
c)
väliaikaisen perinteisen tuotantokapasiteetin sijoittaminen olemassa olevan kapasiteetin tuotantopaikan rajojen sisälle katsotaan olemassa olevan kapasiteetin laajentamiseksi.
3. Ensimmäisen kohdan mukaisesti myönnetyn luvan voimassaolon päätyttyä lupaa voidaan RAE:n yksiomaisen harkintavallan puitteissa jatkaa, mutta ainoastaan jos käyttöönoton viivästyminen johtuu täysin PPC:n vaikutusvallan ulkopuolisista syistä.
4. Tätä poikkeusta ei sovelleta ensimmäisen kohdan mukaisesti myönnettyihin lupiin, jotka ovat päättyneet tai jotka on peruutettu.
5. Kaikkia muita direktiivin 2009/72/EY 7 artiklan säännöksiä sovelletaan täysimääräisesti.
6. Tämä poikkeus on voimassa 1 päivään tammikuuta 2021 saakka.
4 artikla
1. Tässä päätöksessä myönnettyä poikkeusta ei sovelleta pieniin ja erittäin pieniin erillisiin verkkoihin sen jälkeen, kun ne on liitetty yhteenliitettyyn verkkoon.
2. Kreikan viranomaisten on
a)
hyväksyessään tai kilpailuttaessaan tietyn yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon uutta kapasiteettia tarkasteltava järjestelmällisesti vaihtoehtoa sen erillisen verkon yhteenliittämisestä, johon kyseinen yhteenliittämätön saari kuuluu. Uutta kapasiteettia koskevaa lupaa ei myönnetä, jos yhdysjohdon rakentaminen on kustannustehokkaampaa. Kustannuksiin on sisällytettävä kaikki sähkön toimittamiseen loppukäyttäjälle erillisessä verkossa liittyvä kustannukset, myös yhteenliittämättömien saarien julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus;
b)
varmistettava, että ADMIE:n lain nro 4001/2011 108 §:n mukaisesti toimittamassa merkittävistä siirtoverkon rakennustöistä laaditussa kustannus-hyötyanalyysissa tarkastellaan ainoastaan yhteenliittämisinvestoinnin ja yhteenliittämisen toiminnan tehokkaita kustannuksia. Siinä ei pidä ottaa huomioon tulonmenetyksiä tai yhteenliittämättömien saarien jo rakennetun perinteisen tuotanto-omaisuuden arvonalennuksia;
c)
julkaistava lain nro 4001/2011 108 §:n mukaisen ADMIEn kymmenvuotisen investointisuunnitelman yhteydessä kokonaiskustannukset sähköntoimituksista asiakkaille kussakin yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa, julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus mukaan luettuna Jos yhdysjohdon rakentaminen ei sisälly RAE:n hyväksymään lain nro 4001/2011 108 §:ssä tarkoitettuun ADMIE:n kymmenvuotiseen investointisuunnitelmaan, Kreikan viranomaisten on järjestettävä joko omasta aloitteestaan tai kolmannen osapuolen pyynnöstä direktiivin 2009/72/EY 22 artiklan 7 kohdan b alakohdan mukainen tarjouskilpailu yhden tai useamman yhteenliittämättömän saaren erillisen verkon yhteenliittävän yhdysjohdon rakentamiseksi. Yhdysjohto on rakennettava, jos sen rakentaminen laskee sähköntoimituksista asiakkaille kussakin yhteenliittämättömien saarien erillisessä verkossa aiheutuvia kokonaiskustannuksia, julkisen palvelun velvoitteen täyttämisestä maksettava korvaus mukaan luettuna;
d)
asetettava yhdysjohdon valmistumiselle selkeä määräaika. Jos yhdysjohtoa ei rakenneta tai se ei valmistu asetetussa määräajassa, Kreikan viranomaisten on haettava korvauksia toteutumattomien kustannussäästöjen osalta.
5 artikla
Tätä päätöstä sovelletaan 5 päivästä joulukuuta 2003.
6 artikla
Tämä päätös on osoitettu Helleenien tasavallalle.
Tehty Brysselissä 14 päivänä elokuuta 2014.