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.
DÉCISION DE LA COMMISSION
du 14 août 2014
accordant à la République hellénique une dérogation à certaines dispositions de la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil
[notifiée sous le numéro C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
LA COMMISSION EUROPÉENNE,
vu le traité sur le fonctionnement de l'Union européenne,
vu la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du lundi 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE (1), et notamment son article 44, paragraphe 1, et son article 48,
vu les demandes de la République hellénique en date du 17 janvier 2012 et du 5 décembre 2003,
après avoir informé les États membres de la demande,
considérant ce qui suit:
1. PROCÉDURE
(1)
Le 17 janvier 2012, le ministère grec de l'environnement, de l'énergie et du climat («l'YPEKA») a déposé une demande (la «demande») à la Commission, en application de l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE, en vue d'une dérogation aux chapitres III et VIII de la directive 2009/72/CE pour certaines îles grecques qui ne sont pas interconnectées au réseau électrique de la Grèce continentale (les îles non interconnectées ou «INI»).
(2)
Le 12 septembre 2012, la Commission a demandé à l'autorité de régulation de l'énergie grecque («AREG») de donner des explications concernant cette demande. L'AREG a répondu à cette demande le 16 novembre 2012 (l'«avis de l'AREG»).
(3)
L'AREG a transmis plusieurs autres communications à l'appui de la demande, les 17 décembre 2013, 23 décembre 2013, 4 février 2014, 28 février 2014 et 17 mars 2014.
(4)
Le 14 mars 2014 (avec un addendum envoyé le 20 mars 2014), la Commission a informé les États membres de la demande, conformément à l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE, en les invitant à faire part de leurs observations pour le 25 mars 2014. Aucune observation n'a été transmise.
(5)
La demande de l'YPEKA renouvelle la requête déposée par le ministère du développement, le 5 décembre 2003, conformément à l'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil (2) (la «demande initiale») concernant une dérogation à certaines dispositions de la directive 2003/54/CE. Malgré quelques premières démarches en vue de l'analyse de cette demande initiale, la dérogation en application de l'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE n'a été ni octroyée ni refusée.
2. LA DEMANDE DÉPOSÉE PAR l'YPEKA
2.1. CHAMP D'APPLICATION DE LA DÉROGATION
(6)
La demande concerne une dérogation aux chapitres III et VIII de la directive 2009/72/CE.
(7)
Le chapitre III de la directive 2009/72/CE concerne la procédure d'autorisation et d'adjudication de nouvelles capacités. Le chapitre VIII concerne l'accès des tiers au réseau, l'ouverture du marché et les lignes directes.
2.2. ORGANISATION ACTUELLE DU RÉSEAU ÉLECTRIQUE SUR LES INI
(8)
Les marchés énergétiques grecs sont principalement régis par la loi grecque 4001/2011 qui transpose la directive 2009/72/CE. La loi 4001/2011 est entrée en vigueur le 22 août 2011.
(9)
DEDDIE SA («DEDDIE») est le gestionnaire du réseau de distribution grec, propriété à 100 % de la compagnie publique d'électricité («CPE», le producteur et fournisseur titulaire grec d'électricité) mais juridiquement et fonctionnellement séparée de celle-ci. Les infrastructures de réseau gérées par DEDDIE sont la propriété de la CPE.
(10)
En application de l'article 127 de la loi 4001/2011, DEDDIE est responsable du développement, de la gestion et de l'entretien du réseau de distribution d'électricité grec, qui inclut le réseau de distribution d'électricité sur les INI.
(11)
En outre, DEDDIE est chargé de la gestion des réseaux électriques sur les INI. Ces tâches consistent notamment: i) à élaborer un plan de développement des microréseaux isolés, y compris un programme pour les interconnecter avec d'autres INI; ii) à veiller à la disponibilité des sites nécessaires pour l'installation de nouvelles capacités de production, l'extension des capacités existantes de production ou des infrastructures de livraison, et pour l'expansion du réseau grec de distribution de l'électricité à des îles non interconnectées et à des microréseaux isolés; iii) à passer avec des titulaires de licences des contrats régissant les livraisons d'électricité au départ et à destination du réseau, la fourniture de services auxiliaires aux réseaux de distribution des INI et la rémunération des producteurs de l'électricité, les redevances à acquitter par les clients et les fournisseurs pour l'électricité qui leur est livrée et d'autres crédits et débits sur des comptes spéciaux, tels que ceux destinés à la rémunération des obligations de service public.
(12)
L'article 137, paragraphe 1, de la loi 4001/2011 dispose que tous les consommateurs d'électricité doivent être classés comme clients éligibles, à l'exception des consommateurs établis sur des microréseaux isolés, auxquels s'applique l'article 139 de la même loi.
(13)
Aux termes de l'article 133, paragraphe 3, de la loi 4001/2011:
«À l'exception des cas où l'électricité est produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou par des installations de cogénération ou hybrides à haut rendement et dans le cas d'autoproducteurs, si une dérogation a été accordée conformément aux dispositions de l'article 139, une licence de production n'est accordée à la CPE SA que conformément à certaines réglementations relatives à l'octroi de licences. La CPE SA est chargée de fournir de façon ininterrompue l'électricité aux microréseaux isolés pour lesquels elle obtient une licence et de préserver la viabilité financière à long terme des réseaux électriques sur ces îles.»
(14)
Aux termes de l'article 134 de la loi 4001/2011:
«Sans préjudice des dispositions de l'article 139 de la présente loi, les licences de fournitures pour les microréseaux isolés sont accordées uniquement à la CPE SA conformément aux exigences des réglementations relatives à l'octroi de licences. La CPE SA doit fournir sur demande de l'électricité aux clients non éligibles.»
(15)
Conformément à l'article 139 de la loi 4001/2011, des dérogations aux dispositions de cette même loi peuvent être accordées en application des dispositions de l'article 44 de la directive 2009/72/CE.
(16)
La décision ministérielle no PD5/EL/B/F IB/12924, adoptée en application de l'article 28 de la loi grecque 3426/2005, établit que l'approvisionnement en électricité des consommateurs dans les INI par un quelconque producteur d'électricité constitue une obligation de service public («les OSP sur les INI») d'intérêt économique général. Pour des raisons de cohésion sociale, les fournisseurs d'électricité dans les INI doivent fournir l'électricité à un prix égal, par catégorie de consommateur, à celui pratiqué sur le réseau grec interconnecté.
(17)
L'article 52 de la loi grecque 4001/2011 dispose que les clients sur les îles non interconnectées ont droit à des services spéciaux tant en termes de prix qu'en termes de qualité et de sécurité d'approvisionnement ainsi que de transparence des conditions contractuelles. Les fournisseurs s'acquittant d'une OSP sur une INI reçoivent, en contrepartie, une compensation financière calculée sur la base d'une méthodologie établie par la décision 24/2014 de l'AREG (3). Cette méthodologie se fonde sur la différence entre les coûts globaux de production (variables et fixes) sur les îles non interconnectées et le plein prix du marché pour les fournisseurs sur le réseau interconnecté (coûts marginaux du réseau plus les autres mécanismes du réseau interconnecté grec). La compensation pour les OSP sur les INI est calculée sur une base mensuelle et par réseau insulaire autonome, et fait l'objet d'un contrôle par l'AREG. La compensation pour les OSP sur les INI provient d'une redevance appliquée à tous les clients, y compris sur les INI (4). Le mécanisme OSP-INI est géré par LAGIE, l'acteur public grec sur le marché. La décision ministérielle D5-EL/B/F1/oik.27547 de décembre 2011, sur la base des dispositions de l'article 55, paragraphe 3, de la loi 4001/2011 (5), ayant établi que tous les fournisseurs doivent proposer des OSP sur les INI, par conséquent tous sont éligibles à la compensation pour ces OSP.
(18)
Le droit dérivé régit plus en détail la fourniture et la production d'électricité sur les INI. En particulier, par sa décision no 39/2014 du 28 janvier 2014, l'AREG a adopté le code de gestion des réseaux électriques sur les îles non interconnectées (le «code INI»), qui régit de nombreux aspects liés à la gestion des réseaux isolés sur les INI, notamment l'ouverture du marché, le règlement du marché et la production d'électricité. Le code INI est entré en vigueur le jour de sa publication, le 17 février 2014.
2.3. PROBLÈMES IMPORTANTS POUR LA GESTION DES RÉSEAUX ISOLÉS
(19)
La demande met en lumière les problèmes suivants concernant la gestion des réseaux électriques isolés en Grèce:
a)
forte variation de la demande d'électricité dans les microréseaux isolés, accentuée par: i) la composante touristique du développement économique des îles; ii) la pénétration croissance des sources d'énergie renouvelables (SER).
Ces facteurs affectent négativement tant le facteur de charge de la capacité de production thermique ou conventionnelle que la possibilité de recouvrer les coûts liés aux investissements, notamment dans ces capacités de production;
b)
la forte variation des conditions météorologiques observées sur les îles influence la demande et entraîne des dysfonctionnements des systèmes de production, ce qui impose de disposer de réserves importantes.
(20)
La demande met en lumière les problèmes suivants concernant le développement de la production conventionnelle dans les petits réseaux électriques isolés en Grèce:
a)
les difficultés, voire l'impossibilité de trouver des sites appropriés pour de nouvelles centrales de production conventionnelle dans les microréseaux isolés, principalement en raison de l'opposition de la population;
b)
la petite taille des INI, qui complique fortement la planification à long terme du développement de la production thermique, du fait d'investissements imprévisibles par les consommateurs (grands complexes touristiques, installations portuaires) qui nécessitent rapidité et souplesse afin de répondre à la demande d'électricité;
c)
la demande d'électricité dans les réseaux isolés des INI devrait augmenter de 2 % par an jusqu'en 2017. Bien que les autorisations aient été accordées à la CPE pour l'installation de la capacité supplémentaire requise et que cette installation soit déjà programmée (elle doit couvrir la demande de toutes les INI, avec les marges de réserve nécessaires, d'ici à 2017), il n'a pas toujours été possible de tenir le calendrier prévu;
d)
la faible ampleur de la charge, les fortes variations de la charge et la pénétration croissante des SER dans les microréseaux isolés limitent les solutions technologiques disponibles, ce qui restreint le choix à de petites installations brûlant du fioul lourd à faible teneur en soufre ou des fractions légères;
e)
les procédures pour l'adjudication de nouvelles capacités de production d'électricité sont longues. Deux ans et demi à trois ans sont nécessaires à compter de l'octroi de l'autorisation pour que les génératrices entrent en service;
f)
l'élaboration de plans pour la construction d'interconnexions entre le réseau interconnecté grec et les microréseaux isolés sur les INI réduit l'intérêt à investir dans des capacités de production conventionnelles sur les INI. Des projets d'interconnexion avec les Cyclades et la Crète sont prévus.
(21)
De ce fait, il faut recourir régulièrement à des solutions d'urgence telles que la location de groupes électrogènes diesels ou de turbines à gaz mobiles. La nécessité de l'autorisation cas par cas de la production électrique d'urgence est nuisible, car elle pousse à la location économiquement inefficiente de matériel plutôt qu'à l'achat. La demande cite en exemple plusieurs cas où des événements imprévus ont abouti à l'utilisation prolongée de groupes électrogènes mobiles.
(22)
La demande met en lumière les problèmes suivants concernant l'ouverture du marché sur les réseaux électriques isolés sur les INI:
a)
afin de permettre l'ouverture du marché, des infrastructures spécifiques devront être développées et mises en place dans les réseaux isolés sur les INI. Ces infrastructures impliquent l'installation de centres de contrôle afin de gérer: i) la programmation journalière de la production électrique; ii) le règlement du marché sur chaque réseau isolé, par la répartition des coûts de production dans chaque réseau isolé entre les fournisseurs qui y sont actifs.
Les infrastructures nécessaires sont coûteuses et le coût est supporté par les consommateurs;
b)
en raison des OSP sur les INI, les prix de détail de l'électricité sont les mêmes pour chaque catégorie de consommateur sur l'ensemble du territoire grec. Les coûts de production plus élevés sur les INI, par rapport aux coûts de production sur le réseau interconnecté, doivent donc être recouvrés par les fournisseurs actifs sur les INI, en répartissant la compensation pour OSP en fonction des ventes d'électricité à leurs clients.
Certaines parties considèrent que la forte variation des valeurs du coût moyen annuel de la production variable d'une INI à l'autre rendrait complexe le mécanisme de règlement sur le marché.
(23)
De ce fait, l'YPEKA est d'avis que le développement des infrastructures nécessaires pour la gestion et la supervision du marché de l'électricité en relation avec l'ouverture du marché sur les réseaux isolés des INI entraînent des coûts qui dépassent les bénéfices potentiels de l'ouverture du marché pour les consommateurs.
(24)
La demande n'indique pas de date pour l'expiration de la dérogation demandée.
3. AVIS DE l'AREG
3.1. CHAMP D'APPLICATION DE LA DÉROGATION
3.1.1. Dérogation au chapitre III de la directive 2009/72/CE
(25)
L'AREG est d'avis que la dérogation au chapitre III, conformément à l'article 44, paragraphe 1, ne devrait pas concerner l'installation de nouvelles capacités de production d'électricité qui peut être réalisée dans un réseau isolé, mais uniquement la rénovation,la modernisation et l'expansion de la capacité existante. La capacité de production installée se compose des centrales électriques déjà en service ou en construction dans les INI. Toute nouvelle centrale qui sera installée sur ces îles est considérée comme une nouvelle capacité de production.
(26)
L'AREG note que les producteurs d'électricité indépendants (PEI) (autres que la CPE) ont démontré un fort intérêt pour le développement de centrales produisant à partir des SER et de centrales de cogénération dans tous les microréseaux isolés au cours des deux dernières décennies. De ce fait, l'accès des tiers aux réseaux de toutes les INI en ce qui concerne le développement des SER et de la production combinée de chaleur et d'électricité (cogénération) ne devrait pas être limité.
(27)
L'AREG indique qu'elle ne s'oppose pas à l'octroi d'une dérogation pour la mise en service de nouvelles centrales électriques conventionnelles, pour autant que certaines conditions soient réunies. L'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE ne prévoit cependant pas la possibilité d'une dérogation pour les nouvelles capacités.
(28)
L'AREG considère que l'extension de la capacité existante sous forme de centrales conventionnelles vise principalement à pallier l'insuffisance à court terme de la capacité de production sur les INI résultant de dommages imprévus aux capacités existantes ou de retards dans l'installation de nouvelles capacités, en particulier en période de forte demande (pointes estivales). Ces extensions font l'objet d'une procédure ouverte d'adjudication, conformément à l'article 8 de la directive 2009/72/CE. Une telle procédure prend du temps et ne convient pas en cas de situations d'urgence.
(29)
L'AREG accepte que la CPE prenne en charge les éventuelles situations d'urgence. Compte tenu du fait que la CPE est à même de transférer des unités mobiles conventionnelles situées dans des îles en surcapacité vers celles en déficit de capacité, cette solution pourrait également être économiquement la plus avantageuse.
(30)
L'AREG souligne que toute dérogation doit permettre de spécifier la procédure d'autorisation appropriée en cas d'urgence, et en particulier les critères, parmi ceux mentionnés à l'article 7 de la directive 2009/72/CE, qui doivent être examinés par les autorités compétentes pour l'autorisation.
(31)
L'AREG juge que la dérogation devrait être accordée pour une durée limitée, avec un maximum de dix ans.
3.1.2. Dérogation au chapitre VIII de la directive
(32)
Selon l'AREG, la fourniture de l'électricité dans les INI est liée en pratique à une OSP et à une compensation y afférente, du fait que: i) le coût de la production électrique dans les INI est sensiblement plus élevé que sur le continent; et que ii) l'État grec impose une tarification uniforme, par catégorie de consommateur, sur l'ensemble de son territoire.
(33)
Le code INI prévoit l'installation de certains équipements de mesure et d'enregistrement sur les INI pour la mesure horaire, la gestion de l'énergie et les centres de contrôle, les systèmes de surveillance et les systèmes informatiques connexes. L'AREG maintient que cette infrastructure est indispensable pour:
a)
s'assurer que les coûts liés aux OSP sont transparents, non discriminatoires et vérifiables;
b)
assurer le bon fonctionnement et la bonne gestion des réseaux électriques eux-mêmes afin de parvenir au mode de fonctionnement économiquement le plus avantageux et, partant, une plus forte réduction des charges pour les consommateurs d'électricité liées aux OSP sur les INI;
c)
obtenir une pénétration accrue des SER et de la cogénération, y compris les technologies liées aux SER qui réclament une gestion complexe et spécifique, notamment dans le cas des SER avec stockage, des centrales thermo-solaires, etc.;
d)
garantir la transparence nécessaire dans la gestion des réseaux isolés, assurant ainsi le traitement non discriminatoire de tous les acteurs du marché, en particulier des producteurs.
(34)
L'AREG considère par conséquent que cette infrastructure doit être installée dans les réseaux isolés sur les INI, indépendamment du fait que le microréseau isolé compte un ou plusieurs fournisseurs autorisés.
(35)
Les coûts estimatifs de l'installation de cette infrastructure ne devraient pas dépasser 20 à 30 millions EUR pour la totalité des INI, y compris la Crète et Rhodes. L'AREG juge ce montant raisonnable, en particulier si l'on prend en compte les bénéfices attendus, à savoir la garantie de la transparence et la vérification des OSP sur les INI ainsi que la gestion saine et contrôlée des réseaux électriques isolés.
(36)
Contrairement à l'YPEKA, l'AREG est d'avis que l'autorisation de plusieurs fournisseurs sur un réseau isolé d'une INI n'entraînera pas de surcoût important lié à l'infrastructure requise, qui est dans tous les cas nécessaire pour la programmation journalière des unités de production implantées sur les INI, pour le règlement du marché et pour l'exécution des OSP.
(37)
En outre, l'AREG juge que l'autorisation de plusieurs fournisseurs comporte des bénéfices supplémentaires importants pour les consommateurs sur les INI.
(38)
De ce fait, l'AREG est d'avis qu'il n'est pas opportun d'exclure de façon permanente l'activité d'autres fournisseurs sur les marchés des INI. La mise en place de l'infrastructure nécessaire telle que décrite plus haut devrait être achevée dans un délai de trois à cinq ans. L'AREG ne s'opposerait pas à une éventuelle dérogation strictement limitée à ce délai, sans aucune prolongation.
(39)
L'AREG note en outre qu'en cas de changement du statut d'un réseau isolé sur les INI, qui ne relèverait plus de la catégorie des petits réseaux et des microréseaux isolés, la dérogation expirerait automatiquement. Ce cas pourrait se présenter lorsque des réseaux isolés sur les INI sont raccordés au réseau grec interconnecté.
4. APPRÉCIATION
4.1. BASE LÉGALE DE LA DEMANDE
(40)
L'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE prévoit la possibilité de déroger à certaines dispositions de la directive, lorsque la dérogation s'applique aux petits réseaux isolés et aux microréseaux isolés.
(41)
Selon l'article 2, paragraphe 26, de la directive 2009/72/CE, on entend, par «petit réseau isolé», tout réseau qui a une consommation inférieure à 3 000 GWh en 1996, et dont moins de 5 % de la consommation annuelle provient d'une interconnexion à d'autres réseaux.
(42)
Selon l'article 2, paragraphe 27, de la directive 2009/72/CE, on entend, par «microréseau isolé», tout réseau qui a eu une consommation inférieure à 500 GWh en 1996, et qui n'est connecté à aucun autre réseau.
(43)
Les réseaux isolés indiqués dans la demande correspondent à une et, parfois, à plusieurs INI (voir les colonnes 1 et 2 du tableau). Même si un réseau isolé correspond à plusieurs INI interconnectées entre elles, le réseau électrique constitué de ces INI interconnectées est isolé, en ce sens qu'il n'est connecté à aucun autre réseau électrique.
(44)
D'après les déclarations figurant dans la demande, 31 des 32 réseaux isolés sont des microréseaux isolés, dont le plus grand est celui de Rhodes. Les microréseaux isolés pour lesquels la demande a été déposée représentent 5,24 % des ventes totales d'électricité en Grèce, en 2010. Le réseau isolé de la Crète est considéré comme un petit réseau isolé. En 2010, la Crète représentait 3,01 % de la demande grecque d'électricité.
Demande annuelle par réseau isolé
Demande annuelle (en MWh)
Demande annuelle en 1996
Nom du réseau isolé
INI faisant partie du réseau isolé
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Crète
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
oui
non
Rhodes
Rhodes
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
oui
oui
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
oui
oui
Lesvos
Lesvos
153 650
259 552
308 454
288 230
oui
oui
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
oui
oui
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraqlia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
oui
oui
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
oui
oui
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
oui
oui
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
oui
oui
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
oui
oui
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
oui
oui
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
oui
oui
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
oui
oui
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
oui
oui
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
oui
oui
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
oui
oui
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
oui
oui
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
oui
oui
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
oui
oui
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
oui
oui
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
oui
oui
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
oui
oui
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
oui
oui
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
oui
oui
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
oui
oui
Othoni
Othoni
330
588
674
632
oui
oui
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
oui
oui
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
oui
oui
Donousa
Donousa
180
417
676
690
oui
oui
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
oui
oui
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
oui
oui
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
oui
oui
(45)
Le tableau ci-dessus présente les réseaux isolés tels qu'indiqués dans la demande et fournit certaines informations sur chacun d'eux. Il ressort de ces informations que tous les réseaux isolés, à l'exception de la Crète, avaient en 1996 une demande d'électricité correspondant à la définition des microréseaux isolés au sens de l'article 2, paragraphe 27, de la directive 2009/72/CE. En ce qui concerne la Crète, il faut observer en outre que la Crète n'était pas et n'est toujours par interconnectée à aucun autre réseau électrique, et que le pourcentage de la demande satisfaite par des interconnexions était et demeure égal à zéro, c'est-à-dire inférieur à 5 %. La Crète est donc un petit réseau isolé au sens de l'article 2, paragraphe 26, de la directive 2009/72/CE.
(46)
L'avis de l'AREG ne comporte aucun commentaire sur les réseaux isolés indiqués dans la demande.
(47)
La Commission conclut donc que les réseaux isolés indiqués dans la colonne 1 du tableau ci-dessus sont tous des microréseaux isolés au sens de l'article 2, paragraphe 27, de la directive 2009/72/CE, à l'exception de la Crète, qui est un petit réseau isolé au sens de l'article 2, paragraphe 26, de la directive 2009/72/CE.
4.2. PROBLÈMES IMPORTANTS POUR LA GESTION DES CENTRALES ÉLECTRIQUES CONVENTIONNELLES DANS LES MICRORÉSEAUX ISOLÉS
(48)
La Commission considère que l'exploitation des centrales électriques conventionnelles dans les microréseaux isolés pose des problèmes importants, notamment pour les raisons suivantes:
a)
la taille de la charge à desservir sur les îles ne permet pas l'installation de grandes centrales plus efficaces et économiquement avantageuses, également parce que les marges de sécurité acceptables dans le cas d'un réseau isolé impliquent de ne pas s'appuyer sur une centrale unique.
Le pic annuel, en 2013, n'a pas dépassé, sur aucun microréseau isolé, 188,5 MW. Les charges maximales moyenne et médiane sont très inférieures, respectivement 20,8 et 4,2 MW.
Aucune des centrales conventionnelles installées sur les microréseaux isolés n'a une capacité supérieure à 27 MW. Les puissances moyenne et médiane sont encore très inférieures, respectivement 3,9 et 1,1 MW.
La petite taille de la charge à desservir, la forte variation de la demande, également affectée par la pénétration croissance des SER, réduit également le choix des technologies conventionnelles de production d'électricité qui peuvent être employées dans les microréseaux isolés.
Toute la capacité de production conventionnelle sur les réseaux isolés des INI fonctionne au diesel ou au fioul lourd;
b)
les facteurs de charge annuels sur tous les microréseaux isolés sont faibles. Le facteur de charge n'a pas dépassé 0,54 en 2012 sur aucun microréseau isolé. Les charges maximales moyenne et médiane sont encore plus faibles, toutes deux à 0,38. Vu la priorité d'accès dont bénéficient les SER et le fait que les facteurs de charge utilisés dans ce cas reflètent l'ensemble du système électrique du microréseau isolé, le facteur de charge pour les centrales conventionnelles sur les INI est encore plus faible.
Le facteur de charge annuel du réseau grec interconnecté est normalement d'environ 50 % pour toutes les centrales, et de 65 % pour les centrales thermiques (6).
Le facteur de charge annuel est indicatif de l'utilisation effective des centrales au cours d'une année, et donc de leur capacité à engranger des recettes.
La pénétration croissante des SER va réduire encore davantage la charge à desservir par les centrales conventionnelles;
c)
plusieurs projets existent en vue d'interconnecter les INI, en particulier les Cyclades et la Crète, avec le réseau continental grec interconnecté. Comme expliqué précédemment, les centrales conventionnelles sur les INI ne sont pas aussi efficaces que les centrales installées sur le réseau interconnecté et sont donc peu susceptibles d'être économiquement viables une fois que les INI sur lesquelles elles se situent sont interconnectées.
La possibilité qu'un réseau isolé soit un jour interconnecté constitue donc un facteur décourageant l'investissement dans des capacités de production électrique conventionnelle sur les INI;
d)
la charge relativement faible à desservir a pour effet que des réductions relativement faibles de la demande sont susceptibles d'affecter la capacité de production requise sur un réseau isolé donné. Le manque de capacité d'interconnexion implique que toutes les variations de la demande doivent nécessairement trouver leur réponse dans la capacité de production située à l'intérieur du microréseau isolé.
Ce facteur renforce la nécessité d'être rapide et souple pour faire face aux réductions de la demande à long terme.
Cette nécessité de la souplesse est encore renforcée par les difficultés rencontrées dans la recherche de sites appropriés pour l'implantation de centrales conventionnelles sur les INI et la durée des procédures d'octroi de licence et d'autorisation;
e)
le ratio de la demande maximale sur la demande minimale annuelle, en 2012 (7), était d'au moins 3,35 sur tous les microréseaux isolés, mais souvent bien supérieur pour un microréseau isolé donné. En effet, les ratios moyen et médian de la demande maximale sur la demande minimale sont respectivement de 6,27 et 5,98.
Le ratio de la demande maximale sur la demande minimale était, en 2010, sur le réseau grec interconnecté, de 3 environ.
Ce ratio supérieur reflète le degré de souplesse et de réserve qui doit être disponible, même pour une seule année donnée, au sein de la puissance installée d'un réseau isolé.
Il est remarquable à cet égard d'observer qu'en 2012, environ 60 % des microréseaux isolés étaient constitués de groupes électrogènes mobiles.
(49)
La Commission conclut donc que des problèmes importants se posent pour la gestion des centrales conventionnelles au sein des réseaux isolés des INI figurant dans le tableau ci-dessus.
4.3. ÉVALUATION DE LA DÉROGATION DEMANDÉE POUR LE CHAPITRE III
4.3.1. La dérogation aux dispositions du chapitre III ne peut s'appliquer aux nouvelles capacités
(50)
Conformément à l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE, des dérogations aux dispositions du chapitre III ne peuvent être accordées qu'en ce qui concerne la rénovation, la modernisation et l'expansion de la capacité existante.
(51)
De ce fait, la dérogation aux dispositions du chapitre III de la directive 2009/72/CE ne peut être accordée pour les nouvelles capacités.
(52)
En revanche, vu que les réseaux isolés sur les INI sont des réseaux de distribution, si la procédure d'autorisation ne permet pas d'obtenir l'autorisation de nouvelles capacités de manière satisfaisante pour les réseaux isolés sur les INI, les autorités grecques peuvent envisager de faire jouer les dispositions de l'article 7, paragraphe 3, de la directive 2009/72/CE également dans le cas de petites capacités conventionnelles nouvelles. Ces petites capacités conventionnelles nouvelles peuvent, par exemple, inclure des capacités temporaires qui peuvent être mises à disposition à long terme sans affectation permanente à une implantation donnée.
4.3.2. La dérogation aux dispositions du chapitre III ne peut s'appliquer à la Crète
(53)
Comme indiqué plus haut, toutes les INI sont des microréseaux isolés, à l'exception de la Crète, qui est un petit réseau isolé.
(54)
De ce fait, la dérogation aux dispositions du chapitre III de la directive 2009/72/CE ne peut être accordée à la Crète.
4.3.3. La dérogation aux dispositions du chapitre III ne s'applique pas aux centrales utilisant les SER ni aux centrales de cogénération
(55)
La demande ne mentionne pas explicitement que la dérogation demandée ne concerne que les centrales conventionnelles.
(56)
Or l'article 133, paragraphe 3, de la loi 4001/2011 exclut expressément du champ d'application de la licence de production exclusive qui peut être octroyée à la CPE l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables, par des centrales de cogénération ou hybride à haut rendement, ainsi que par des autoproducteurs. L'article 225 du code des INI dispose de même.
(57)
En outre, la justification indiquée évoque des problèmes importants dans la gestion des seules centrales conventionnelles. Or il semble que ces centrales soient confrontées à des problèmes importants du fait, notamment, de la pénétration croissante des SER.
(58)
Par conséquent, même si la demande concerne une dérogation aux dispositions du chapitre III de la directive 2009/72/CE pour les centrales électriques autres que les centrales conventionnelles, la dérogation ne peut être accordée, car aucun motif valable n'est fourni.
4.3.4. La dérogation pour l'autorisation de la rénovation, la modernisation et l'expansion des capacités existantes peut être accordée.
(59)
Vu les problèmes importants susmentionnés rencontrés aux fins de la gestion des centrales électriques conventionnelles dans les microréseaux isolés, une dérogation peut être accordée pour l'autorisation de la rénovation, la modernisation et l'expansion des capacités existantes. Cette autorisation peut être accordée directement à la CPE.
(60)
Aux fins de cette dérogation:
a)
la capacité conventionnelle existante comprend les projets de construction de capacités de production électrique conventionnelle pour lesquels une licence de l'AREG a déjà été octroyée et n'a pas été annulée à la date d'entrée en vigueur de la présente décision;
b)
la démolition complète de la principale capacité de production électrique sur un site existant et son remplacement par une nouvelle installation de production électrique est considérée comme la construction d'une nouvelle capacité;
c)
l'implantation d'une capacité de production temporaire à l'intérieur du périmètre de la capacité existante constitue une extension de la capacité existante.
(61)
Toutefois, il n'y a pas de motifs justifiant une dérogation aux critères et aux conditions fixés à l'article 7, paragraphe 2, de la directive 2009/72/CE, selon lesquels l'autorisation est octroyée à la CPE.
(62)
En outre, si la dérogation est octroyée directement à la CPE, il est important que les termes de la dérogation énoncent les obligations concernant la date à laquelle la centrale conventionnelle autorisée doit être pleinement opérationnelle et comportent des dispositions garantissant le plein respect de ces obligations. À son échéance, à la discrétion de la seule AREG, une telle autorisation directe peut être prolongée, mais seulement si elle a expiré pour des raisons indépendantes de la volonté de la CPE. À l'échéance de l'autorisation, l'AREG doit organiser une procédure d'autorisation en pleine conformité avec l'article 7, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE, incluant donc la participation de tiers.
4.3.5. La dérogation ne peut porter sur l'adjudication de nouvelles capacités
(63)
Par définition, l'appel d'offres au sens de l'article 8 de la directive 2009/72/CE concerne la capacité qui reste à construire et à autoriser et qui, partant, constitue une capacité nouvelle.
(64)
Pour des raisons déjà évoquées plus haut, la dérogation pour de nouvelles capacités ne devrait pas être accordée en application de l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE.
4.4. ÉVALUATION DE LA DEMANDE DE DÉROGATION AU CHAPITRE VIII
4.4.1. La dérogation aux dispositions du chapitre VIII ne couvre pas l'article 32 sur l'accès des tiers au réseau
(65)
La demande concerne la dérogation au chapitre VIII de la directive 2009/72/CE et, partant, peut être considérée comme incluant une demande de dérogation aux dispositions de l'article 32 concernant l'accès des tiers au réseau.
(66)
La demande ne spécifie pas si la dérogation demandée couvre également l'article 32 de la directive 2009/72/CE ni n'indique aucun motif justifiant une telle dérogation. Par contre, la loi 4001/2011 et le code INI font obligation à DEDDIE d'accorder aux tiers un accès non discriminatoire au réseau de distribution qu'elle gère (voir l'article 127 de la loi 4001/2011). Cette dérogation ne peut donc pas être accordée.
4.4.2. Dérogation à l'article 33 sur l'ouverture du marché et la réciprocité
4.4.2.1. Pas de motif pour une dérogation permanente à l'article 33 de la directive 2009/72/CE
(67)
L'argument essentiel avancé dans la demande est que la CPE devrait rester le seul fournisseur autorisé à approvisionner les clients sur les INI, au motif que le développement des infrastructures nécessaires à la gestion et à la supervision du marché de l'électricité dans les microréseaux isolés ainsi que de celles nécessaires à l'ouverture du marché aux tiers implique des frais de gestion pour le gestionnaire des INI qui dépassent les bénéfices qui résulteraient de l'ouverture du marché pour les consommateurs.
(68)
Comme il ressort clairement de l'avis de l'AREG, les infrastructures installées sur les INI visent à garantir que les OSP sur les INI peuvent être gérées, conformément à la législation applicable, d'une manière transparente, fiable et non discriminatoire. En outre, les infrastructures sont requises pour la gestion des réseaux isolés des INI d'un point de vue technique et économique. Par conséquent, les infrastructures étant nécessaires en tout état de cause pour répondre à ces exigences, quel que soit le nombre de fournisseurs titulaires d'une licence sur les INI, l'ouverture du marché n'augmente pas le coût des infrastructures.
(69)
Même si des infrastructures similaires sont requises pour l'ouverture du marché, celle-ci n'est pas intrinsèquement liée à la gestion technique des réseaux isolés sur les INI ou aux OSP sur celles-ci, car il n'y a pas de lien de causalité entre, d'une part, la gestion technique et économique de ces réseaux isolés et la gestion des OSP sur les INI en conformité avec les exigences légales, et, d'autre part, la présence d'un ou de plusieurs fournisseurs titulaires d'une licence pour l'approvisionnement des consommateurs d'électricité sur les INI.
(70)
Il est exact que les coûts de production plus élevés sur les INI, par rapport au coût de production sur le réseau interconnecté, doivent être recouvrés par les fournisseurs actifs sur les INI, en répartissant la compensation pour OSP en fonction des ventes d'électricité à leurs clients. Il est cependant nécessaire de déterminer les coûts de production sur les INI pour fixer la compensation financière au titre des OSP sur les INI, quel que soit le nombre de fournisseurs présents sur les INI.
(71)
La seule exigence supplémentaire pour l'ouverture du marché est la répartition auprès de chaque fournisseur de la compensation pour les OSP sur les INI, en fonction de leurs ventes d'électricité aux consommateurs. Même les données concernant les clients, en particulier les données de comptage, sont requises quel que soit le nombre de fournisseurs titulaires d'une licence pour l'approvisionnement des consommateurs habitant les INI.
(72)
Par conséquent, l'octroi de la compensation pour les OSP sur les INI aux fournisseurs implique seulement d'être en mesure d'attribuer à un fournisseur autorisé donné des données de comptage correspondant à des clients, ce qui relève avant tout d'un processus administratif fondé sur des informations qui sont entièrement, ou dans une très large mesure, recueillies indépendamment du fait que le marché sur les INI est ouvert ou non. En second lieu, être en mesure d'effectuer cette opération est une condition préalable au bon fonctionnement de tout marché de fourniture d'électricité. Ces coûts ne peuvent donc être acceptés comme des motifs justifiant une dérogation à l'ouverture du marché, car ils ne sont pas spécifiques de la gestion des réseaux isolés sur les INI, ni liés à un problème de fond concernant cette gestion.
(73)
Il est important d'observer que l'établissement de registres en vue de l'attribution des informations de comptage aux fournisseurs fait partie de l'infrastructure à mettre en place. La mise en place de l'ensemble des infrastructures envisagées facilitera la gestion optimale des réseaux électriques isolés, mais la pleine réalisation des investissements y afférents n'est pas une condition nécessaire de l'ouverture du marché.
(74)
Le fait qu'il existe une forte variation des valeurs du coût de production variable moyen annuel d'une INI à l'autre n'a aucune incidence. En fait, cette variation concerne le coût de production de l'électricité au sein des réseaux isolés des INI. La détermination de ce montant est déjà requise aux fins de l'administration des OSP sur les INI, conformément aux exigences légales; le nombre de fournisseurs titulaires d'une licence pour l'approvisionnement en électricité aux consommateurs sur les INI n'a aucune incidence en la matière. En outre, étant donné que l'administration des OSP sur les INI se fonde déjà sur un système mensuel séparé pour chaque réseau isolé, il est difficile de concevoir que de fortes variations annuelles par INI puissent entraîner des problèmes matériels.
(75)
Il s'ensuit que le nombre de fournisseurs titulaires d'une licence pour approvisionner des clients sur les INI n'est pas intrinsèquement lié à la gestion technique et économique des réseaux isolés ni à la gestion des OSP sur les INI en conformité avec les exigences légales.
(76)
Il peut en outre être observé que l'ouverture du marché présente des avantages qui dépassent les coûts associés, s'il en existe. Comme le note l'AREG, les fournisseurs supplémentaires sur les INI pourraient apporter d'importants avantages additionnels aux clients sur les INI, en combinant à l'approvisionnement en électricité la fourniture d'autres services.
(77)
Par conséquent la demande de dérogation à l'article 33 sur une base permanente ne devrait pas être accordée.
4.4.2.2. Limitation de durée pour la dérogation à l'article 33 de la directive 2009/72/CE
(78)
Sur la base de ce qui précède, il faut tenir compte du fait que l'ouverture du marché nécessite de fixer des modalités permettant une gestion des réseaux isolés sur les INI pleinement conforme au code INI. Les problèmes pratiques liés à l'ouverture du marché peuvent tenir soit à l'indisponibilité des registres requis pour l'attribution des compteurs et des données de comptage aux fournisseurs, soit au fait que la configuration optimale des infrastructures n'est pas encore en place. Sur cette base, il peut être envisagé d'accorder une dérogation à l'article 33 de la directive 2009/72/CE limitée dans le temps.
(79)
Aux fins de la détermination de la durée adéquate pour cette dérogation au chapitre VIII, deux éléments sont à prendre en considération:
a)
comme déjà souligné, l'aspect le plus important requis pour l'ouverture du marché sur les INI est la disponibilité d'un registre sur les INI permettant l'attribution des données de comptage à un fournisseur donné. L'article 327, paragraphe 4, du code INI dispose que le registre requis à cet effet doit être en place au plus tard deux ans après l'entrée en vigueur du code INI. La disponibilité du registre est une condition nécessaire de l'ouverture du marché sur le plan pratique;
b)
l'achèvement du programme d'investissement pour les infrastructures à mettre en place sur les INI faciliterait certainement en pratique l'ouverture du marché sur les INI. Il ne s'agit toutefois pas là d'une condition nécessaire. L'article 237, paragraphe 7, du code INI fixe un délai au terme duquel toutes les INI actuelles doivent être équipées des infrastructures complémentaires obligatoires sur les INI, au plus tard cinq ans après l'entrée en vigueur du code INI.
(80)
De ce fait, il convient d'accorder une dérogation à l'ouverture du marché pendant au moins deux ans après l'entrée en vigueur du code INI, délai expirant le 17 février 2016, afin que les registres, qui sont une condition nécessaire à l'ouverture du marché, soient mis en place. L'infrastructure complète devant être en place au plus tard cinq ans après l'entrée en vigueur du code INI, la durée de validité de la dérogation devrait en tout état de cause être limitée à cinq ans après l'entrée en vigueur du code INI, c'est-à-dire jusqu'au 17 février 2019 pour tous les réseaux isolés sur les INI. La dérogation ne pouvant cependant se justifier que s'il demeure pour l'ouverture du marché des problèmes importants et matériels qui sont directement attribuables au non-achèvement du programme d'investissement dans les infrastructures sur les INI, il y a lieu de vérifier régulièrement que ces problèmes persistent sur tel ou tel réseau isolé sur une INI. Cette vérification devrait se faire à l'aune d'un plan d'investissement par DEDDIE, approuvé par les autorités grecques, pour l'installation des infrastructures requises sur les INI. Ce plan devrait donc être finalisé et approuvé pour le 17 février 2015.
(81)
Afin de ne pas retarder inutilement l'ouverture du marché, le plan d'investissement dans les infrastructures de DEDDIE devrait être approuvé par l'AREG et faire des réseaux isolés de la Crète et de Rhodes des priorités, car ce sont les INI les plus peuplées.
(82)
À partie du 17 février 2016, et sur chaque année par la suite jusqu'au 17 février 2019, DEDDIE devrait établir un rapport qui serait approuvé par l'AREG et indiquerait pour quels motifs l'ouverture du marché n'a pas encore eu lieu sur tel ou tel réseau isolé d'une INI. Ce rapport devrait être publié et notifié par la Commission.
4.4.3. La dérogation aux dispositions du chapitre VIII ne couvre pas l'article 34 sur l'accès de tiers au réseau
(83)
La demande concerne une dérogation au chapitre VIII de la directive 2009/72/CE et, partant, peut être réputée inclure une demande de dérogation à l'article 34 concernant les lignes directes au sens de l'article 2, paragraphe 15, de la directive 2009/72/CE.
(84)
La demande ne précise pas si la dérogation demandée porte également sur l'article 34 de la directive 2009/72/CE.
(85)
De ce fait, même si la demande a pour objet une dérogation à l'article 34 de la directive 2009/72/CE, une telle dérogation ne doit pas être accordée, car aucun motif la justifiant n'a été communiqué.
4.4.4. Interconnexions - demande de dérogation aux chapitres III et VIII
(86)
La présente dérogation concerne les microréseaux isolés qui, précisément, se caractérisent par le fait qu'ils ne sont pas ou, dans le cas des petits réseaux isolés, ne sont que dans une très faible mesure interconnectés avec d'autres réseaux électriques.
(87)
Néanmoins:
a)
selon le plan décennal de développement récemment approuvé du gestionnaire de réseau de transport grec, ADMIE (gestionnaire autonome du transport de l'électricité), l'interconnexion des Cyclades est attendue pour 2018 et sera réalisée en trois phases, certaines îles de Cyclades étant interconnectées au réseau grec interconnecté bien avant cette date;
b)
en outre, l'interconnexion de la Crète est attendue pour 2020. Les parties pertinentes du projet pour les trois premières années ont été incluses dans le plan décennal de développement de l'ADMIE, approuvé en 2013. Le plan définitif doit être inclus dans la version du plan décennal de développement qui sera approuvé en 2014.
(88)
Il est nécessaire de prévoir explicitement que la présente dérogation pour un réseau isolé donné cesse automatiquement dès qu'une interconnexion de ce réseau avec le réseau grec interconnecté est pleinement opérationnelle.
(89)
DEDDIE, bien que juridiquement et fonctionnellement séparé, est détenu à 100 % par la CPE. Contrairement à un gestionnaire de réseau de distribution au sens de la directive 2009/72/CE, DEDDIE est également chargé de tâches étendues de gestion des réseaux isolés des INI et de gestion de la production sur les INI, notamment en relation avec la capacité de production conventionnelle détenue par la CPE et donc, sa rémunération économique. Comme indiqué plus haut, l'interconnexion a des répercussions sur la viabilité économique des centrales électriques conventionnelles installées dans les réseaux isolés sur les INI.
(90)
Des dérogations ne devraient être accordées que si elles sont proportionnées et ne vont pas au-delà de ce qui est strictement nécessaire. Il faut donc prévoir des incitations claires et assurer la transparence en ce qui concerne les décisions d'interconnecter les réseaux isolés des INI.
(91)
L'article 108 de la loi 4001/2011 dispose que:
«L'ADMIE SA soumet un plan décennal de développement du réseau grec de transport de l'électricité à l'AREG pour le 31 mars de chaque année […]. Le plan décennal de développement du réseau grec de transport de l'électricité: […] c) prévoit une étude coût-bénéfice technique et financière pour les grands ouvrages de transport, […], en particulier […] les interconnexions entre les îles et le réseau de transport, notamment un calendrier ainsi que les besoins estimatifs en trésorerie et en financement pour tous les projets d'investissement.»
(92)
Afin de garantir l'existence d'incitations claires et la transparence en ce qui concerne les décisions d'interconnecter les réseaux isolés des INI, les autorités grecques devraient veiller à ce que:
a)
aux fins de l'autorisation ou de l'adjudication de capacités existantes ou nouvelles destinées à un réseau isolé donné sur une INI, ADMIE, DEDDIE et l'AREG étudient systématiquement la possibilité d'interconnecter le réseau isolé dont l'INI en cause fait partie. Cette autorisation pour les capacités existantes ou nouvelles devrait être refusée si la construction d'une interconnexion est plus efficace au regard des coûts. Les coûts doivent inclure tous les coûts de fourniture de l'électricité aux clients finaux au sein du réseau isolé, y compris la compensation des OSP sur les INI;
b)
l'étude coût-bénéfice pour les grands ouvrages de transport par l'ADMIE prévue à l'article 108 de la loi 4001/2011 ne prend en considération que les coûts efficaces d'investissement et de gestion de l'interconnexion. En particulier, elle ne doit pas prendre en considération les recettes perdues ou l'amortissement des actifs de production déjà installés sur les INI;
c)
l'AREG publie, en relation avec le plan décennal d'investissement de l'ADMIE prévu à l'article 108 de la loi 4001/2011, les coûts globaux, y compris la compensation pour les OSP sur les INI, de la fourniture d'électricité aux clients dans chaque réseau isolé sur les INI. Sauf si la construction d'une interconnexion est intégrée au plan décennal de l'ADMIE comme prévu l'article 108 de la loi 4001/2011 et tel qu'approuvé par l'AREG, celle-ci, de sa propre initiative ou sur simple demande d'un tiers, organise un appel d'offres comme prévu à l'article 22, paragraphe 7, point b), de la directive 2009/72/CE pour la construction d'une interconnexion avec un ou plusieurs réseaux isolés sur des INI. Une interconnexion devrait être construite si elle abaisse les coûts globaux, y compris la compensation des OSP sur les INI, de la fourniture d'électricité aux clients sur les INI;
d)
l'AREG fixe un délai clair pour l'achèvement de la construction d'une interconnexion. Si l'interconnexion n'est pas construite ou n'est pas achevée dans le délai fixé par l'AREG, des dommages sont réclamés pour la non-réalisation des économies de coût.
4.5. DURÉE
(93)
Il est nécessaire de revoir les faits sur lesquels se fondent la présente dérogation, en particulier après l'expiration du délai prévu pour l'achèvement des plans d'interconnexion de certains réseaux isolés et des délais pour l'installation des infrastructures prévues à l'article 237 du code INI.
(94)
Par conséquent, les dérogations éventuelles seront valables jusqu'au 1er janvier 2021.
4.6. EFFET RÉTROACTIF
(95)
Comme indiqué plus haut, la demande du 17 janvier 2012 a renouvelé la demande initiale déposée en 2003.
(96)
L'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE, abrogée par la directive 2009/72/CE, contient également des dispositions autorisant les États membres à demander des dérogations à certaines dispositions de cette directive en cas de problèmes importants dans la gestion des petits réseaux et microréseaux isolés. En application de l'article 48 de la directive 2009/72/CE, les références à l'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE, abrogée, s'entendent comme des références à l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE.
(97)
Les définitions des petits réseaux et microréseaux isolés figurant à l'article 2, paragraphes 26 et 27, de la directive 2003/54/CE sont identiques à celles figurant à l'article 2, paragraphes 26 et 27, de la directive 2009/72/CE.
(98)
Ces définitions font toutes deux référence à la demande d'électricité, en 1996, dans les réseaux isolés, qui n'a pas changé. En outre, la Crète n'était pas interconnectée au réseau grec interconnecté, en 2003 ni en 2012, et ne le sera pas au moment où prendra effet la présente décision concernant une dérogation.
(99)
De ce fait, tous les petits réseaux et microréseaux isolés qui répondent à la définition de l'un ou l'autre type de réseau et inclus dans la demande étaient conformes à cette définition lors de la demande initiale et le seront lorsque la présente décision prendra effet.
(100)
Il n'y a donc eu aucun changement juridique ou factuel en ce qui concerne les petits réseaux et microréseaux isolés qui peuvent bénéficier d'une dérogation à la directive 2003/54/CE et à la directive 2009/72/CE.
(101)
L'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE autorisait l'octroi de dérogations à son chapitre III, qui contient des dispositions, comme celles du chapitre III de la directive 2009/72/CE, concernant les procédures d'autorisation et d'appel d'offres pour de nouvelles capacités.
(102)
L'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE autorisait l'octroi de dérogations à son chapitre VII, qui contient des dispositions, comme celles du chapitre VIII de la directive 2009/72/CE, concernant l'accès de tiers au réseau, l'ouverture du marché et les lignes directes.
(103)
Si la Commission avait accordé une dérogation en réponse à la demande initiale, elle aurait pu le faire dans les mêmes conditions que la présente dérogation en application de la directive 2009/72/CE.
(104)
En outre, aucun changement dans les circonstances factuelles n'est survenu depuis 2003. En effet, la situation géographique des INI, les facteurs économiques régissant le fonctionnement des systèmes électriques au sein des réseaux isolés des INI et la nature des problèmes importants qui se posent dans l'exploitation de centrales électriques conventionnelles au sein des réseaux isolés des INI n'ont pas matériellement changé depuis 2003.
(105)
La demande initiale est pendante depuis 2003. L'inaction de la Commission ne doit pas être au détriment de la République hellénique. La République hellénique s'est acquittée de ses obligations au titre de l'article de l'article 26, paragraphe 1, de la directive 2003/54/CE et de l'article 44, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE et a déposé une demande dûment motivée de dérogation à ces articles pour les réseaux isolés sur les INI.
(106)
Il est donc approprié que la présente dérogation prenne effet à partir de la date de notification de la demande initiale, à savoir le 5 décembre 2003,
A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:
Article premier
La présente décision s'applique aux petits réseaux isolés et aux microréseaux isolés figurant dans le tableau.
Aux fins de la présente décision, la Crète constitue un petit réseau isolé, tandis que tous les autres réseaux isolés constituent des microréseaux isolés.
Article 2
1. Une dérogation aux dispositions de l'article 33 de la directive 2009/72/CE est accordée pour les petits réseaux isolés et les microréseaux isolés.
2. La présente dérogation est valable jusqu'au 17 février 2016 ou jusqu'à l'installation complète des infrastructures, comme prévu à l'article 237, paragraphe 7, du code INI, si celle-ci survient plus tard. En tout état de cause, la présente dérogation cesse de s'appliquer le 17 février 2019.
3. Les autorités grecques établissent pour le 17 février 2015 un plan d'investissement dans les infrastructures comme prévu à l'article 237, paragraphe 7, du code INI, indiquant, pour chaque réseau isolé des INI, la date à laquelle les infrastructures seront entièrement installées. Ce plan accorde la priorité à la Crète et à Rhodes.
4. À partir du 17 février 2016, et chaque année par la suite jusqu'au 17 février 2019, les autorités grecques établissent un rapport précisant, pour chaque réseau isolé des INI: a) si l'ouverture du marché a eu lieu; b) le statut des investissements dans les infrastructures en relation avec le plan y afférent; c) les problèmes importants et matériels qui persistent en relation avec l'ouverture du marché; d) si ces problèmes peuvent être directement attribués à l'inachèvement des investissements dans les infrastructures prévues à l'article 237, paragraphe 7, du code INI.
Article 3
1. Une dérogation aux dispositions de l'article 7, paragraphe 1, de la directive 2009/72/CE est accordée, selon laquelle les autorisations de la rénovation, la modernisation et l'expansion de la capacité conventionnelle existante au sein des microréseaux isolés peuvent être octroyées directement à la CPE.
2. Aux fins de la présente dérogation:
a)
la capacité de production conventionnelle existante inclut les projets de rénovation, modernisation et expansion de la capacité de production conventionnelle faisant l'objet d'une licence délivrée par l'AREG en cours de validité à la date de notification de la présente décision;
b)
la démolition complète de la principale capacité de production sur un site existant et son remplacement par une nouvelle installation de production électrique n'est pas considérée comme une capacité existante mais comme la construction d'une nouvelle capacité;
c)
l'implantation d'une capacité de production conventionnelle temporaire à l'intérieur du périmètre de la capacité existante constitue une extension de la capacité existante.
3. À l'expiration de l'autorisation octroyée conformément au premier paragraphe, cette autorisation peut être prolongée, à la discrétion de l'AREG, pour autant que les retards soient dus à des motifs entièrement indépendants de la volonté de la CPE.
4. La présente dérogation ne s'applique plus aux autorisations accordées en application du premier paragraphe qui ont expiré ou ont été annulées.
5. Toutes les autres dispositions de l'article 7 de la directive 2009/72/CE continuent de s'appliquer pleinement.
6. La présente dérogation est valable jusqu'au 1er janvier 2021.
Article 4
1. Les dérogations prévues dans la présente décision ne s'appliquent plus aux petits réseaux isolés ni aux microréseaux isolés dès lors qu'ils sont raccordés au réseau interconnecté.
2. Les autorités grecques:
a)
étudient systématiquement, aux fins de l'autorisation ou de l'adjudication de nouvelles capacités dans un réseau isolé d'une INI donnée, la possibilité d'interconnecter le réseau isolé dont l'INI en cause fait partie. Une autorisation pour des capacités nouvelles est refusée si la construction d'une interconnexion est plus efficace au regard des coûts. Les coûts incluent tous les coûts de fourniture de l'électricité aux clients finaux au sein du réseau isolé, y compris la compensation des OSP sur les INI;
b)
veillent à ce que l'étude coût-bénéfice pour les grands ouvrages de transport par l'ADMIE, telle que prévue à l'article 108 de la loi 4001/2011, ne prenne en considération que les coûts efficaces d'investissement et de gestion de l'interconnexion projetée. Cette étude ne prend pas en considération les recettes perdues ou l'amortissement des actifs de production déjà installés sur les INI;
c)
publient, en relation avec le plan décennal d'investissement de l'ADMIE prévu à l'article 108 de la loi 4001/2011, les coûts globaux, y compris la compensation pour les OSP sur les INI, de la fourniture d'électricité aux clients dans chaque réseau isolé sur les INI. Sauf si la construction d'une interconnexion est intégrée au plan décennal de l'ADMIE comme prévu l'article 108 de la loi 4001/2011 et tel qu'approuvé par l'AREG, les autorités grecques, de leur propre initiative ou sur simple demande d'un tiers, organisent un appel d'offres comme prévu à l'article 22, paragraphe 7, point b), de la directive 2009/72/CE pour la construction d'une interconnexion avec un ou plusieurs réseaux isolés sur des INI. Une interconnexion est construite si sa construction abaisse les coûts globaux, y compris la compensation des OSP sur les INI, de la fourniture d'électricité aux clients sur les INI;
d)
fixent un délai clair pour l'achèvement de la construction d'une interconnexion. Si l'interconnexion n'est pas construite ou n'est pas construite dans le délai fixé, les autorités grecques réclament des dommages pour les économies de coûts non réalisées.
Article 5
La présente décision est applicable à partir du 5 décembre 2003.
Article 6
La République hellénique est destinataire de la présente décision.
Fait à Bruxelles, le 14 août 2014.