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.
KOMISIJOS SPRENDIMAS
2014 m. rugpjūčio 14 d.
kuriuo Graikijos Respublikai leidžiama taikyti nuo tam tikrų Europos Parlamento ir Tarybos direktyvos 2009/72/EB nuostatų nukrypti leidžiančią nuostatą
(pranešta dokumentu Nr. C(2014) 5902)
(2014/536/ES)
EUROPOS KOMISIJA,
atsižvelgdama į Sutartį dėl Europos Sąjungos veikimo,
atsižvelgdama į 2009 m. liepos 13 d. Europos Parlamento ir Tarybos direktyvą 2009/72/EB dėl elektros energijos vidaus rinkos bendrųjų taisyklių, panaikinančią Direktyvą 2003/54/EB (1), ypač į jos 44 straipsnio 1 dalį ir 48 straipsnį,
atsižvelgdama į Graikijos Respublikos 2012 m. sausio 17 d. ir 2003 m. gruodžio 5 d. prašymus,
informavusi valstybes nares apie šį prašymą,
kadangi:
1. PROCEDŪRA
(1)
2012 m. sausio 17 d. Graikijos aplinkos, energetikos ir klimato kaitos ministerija (toliau - YPEKA) pagal Direktyvos 2009/72/EB 44 straipsnio 1 dalį Komisijai pateikė prašymą (toliau - prašymas) dėl nuostatos, leidžiančios tam tikroms Graikijos saloms, nesujungtoms su žemyninės Graikijos elektros energijos sistema (toliau - nesujungtos salos arba NS), nukrypti nuo Direktyvos 2009/72/EB III ir VIII skyriaus.
(2)
2012 m. rugsėjo 12 d. Komisija Graikijos energetikos reguliavimo institucijos (toliau - ERI) paprašė pakomentuoti prašymą. ERI į šį Komisijos prašymą atsakė 2012 m. lapkričio 16 d. (toliau - ERI nuomonė).
(3)
2013 m. gruodžio 17 d., 2013 m. gruodžio 23 d., 2014 m. vasario 4 d., 2014 m. vasario 28 d. ir 2014 m. kovo 17 d. ERI pateikė daugiau informacijos prašymui pagrįsti.
(4)
2014 m. kovo 14 d. (priedas išsiųstas 2014 m. kovo 20 d.) Komisija informavo valstybes nares apie prašymą pagal Direktyvos 2009/72/EB 44 straipsnio 1 dalį ir paprašė prireikus iki 2014 m. kovo 25 d. pateikti pastabas. Pastabų nebuvo pateikta.
(5)
Savo prašymu YPEKA atnaujino Plėtros ministerijos 2003 m. gruodžio 5 d. prašymą, pateiktą pagal Europos Parlamento ir Tarybos direktyvos 2003/54/EB (2) 26 straipsnio 1 dalį (toliau - pirminis prašymas), dėl nuostatos, leidžiančios nukrypti nuo tam tikrų Direktyvos 2003/54/EB nuostatų. Nors buvo imtasi preliminarių veiksmų nagrinėti pirminį prašymą, pagal Direktyvos 2003/54/EB 26 straipsnio 1 dalį taikyti nukrypti leidžiančią nuostatą nebuvo nei leista, nei atsisakyta leisti.
2. YPEKA PATEIKTAS PRAŠYMAS
2.1. PRAŠOMOS NUKRYPTI LEIDŽIANČIOS NUOSTATOS TAIKYMO SRITIS
(6)
Prašyme prašoma leisti taikyti nuo Direktyvos 2009/72/EB III ir VIII skyrių nukrypti leidžiančią nuostatą.
(7)
Direktyvos 2009/72/EB III skyrius yra susijęs su leidimų išdavimo tvarka ir konkursais dėl naujų pajėgumų. VIII skyrius yra susijęs su trečiosios šalies prieiga prie sistemos, rinkos atvėrimu ir tiesioginėmis linijomis.
2.2. DABARTINĖ NS ELEKTROS ENERGIJOS SISTEMA
(8)
Graikijos energetikos rinka pirmiausia reguliuojama Graikijos įstatymu Nr. 4001/2011, kuriuo į nacionalinę teisę perkelta Direktyva 2009/72/EB. Įstatymas Nr. 4001/2011 įsigaliojo 2011 m. rugpjūčio 22 d.
(9)
DEDDIE SA (toliau - DEDDIE) yra Graikijos skirstymo sistemos operatorius, kuris 100 % priklauso dabartinei Graikijos elektros energijos gamintojai ir tiekėjai bendrovei „Public Power Corporation“ (toliau - PPC), tačiau yra teisiškai ir funkciniu atžvilgiu nuo jos atskirtas. DEDDIE naudojamas tinklo turtas priklauso PPC.
(10)
Pagal Įstatymo Nr. 4001/2011 127 straipsnį DEDDIE yra atsakingas už Graikijos elektros energijos skirstymo sistemos, į kurią įeina NS elektros energijos skirstymo sistema, plėtrą, eksploatavimą ir techninę priežiūrą.
(11)
Be to, DEDDIE yra atsakingas už NS elektros energijos sistemų eksploatavimą. Šios užduotys yra: i) rengti atskirų mikrosistemų elektros energijos gamybos plėtros planą, įskaitant jų sujungimo su kitomis NS programą; ii) užtikrinti, kad būtų būtinos vietos naujiems gamybos pajėgumams diegti, esamiems pajėgumams plėtoti arba pristatymo blokams plėsti, taip pat Graikijos elektros energijos skirstymo sistemai plėsti į nesujungtas salas ir atskiras mikrosistemas; iii) sudaryti sutartis su licencijų turėtojais dėl elektros energijos tiekimo į sistemą ir iš jos, taip pat dėl papildomų paslaugų teikimo NS skirstymo sistemoms ir atlygio elektros energijos gamintojams, mokesčių klientams ir tiekėjams už jiems tiektą elektros energiją, taip pat dėl kitų kredito ir debeto specialiosiose sąskaitose atvejų, pavyzdžiui, atlygio už įpareigojimus teikti viešąsias paslaugas.
(12)
Įstatymo Nr. 4001/2011 137 straipsnio 1 dalyje nustatyta, kad visi elektros energijos vartotojai yra klasifikuojami kaip reikalavimus atitinkantys vartotojai, išskyrus vartotojus atskiruose mikrotinkluose, kuriems taikomas to paties įstatymo 139 straipsnis.
(13)
Pagal Įstatymo Nr. 4001/2011 133 straipsnio 3 dalį:
„Išskyrus atvejus, kai elektros energija gaminama naudojant atsinaujinančiuosius energijos išteklius arba didelio naudingumo kogeneracines arba mišrias jėgaines, taip pat išskyrus gamintojų savoms reikmėms atvejus, jeigu leidžiama taikyti nukrypti leidžiančią nuostatą pagal 139 straipsnio nuostatas, gamybos licencija išduodama tik PPC SA pagal tam tikras licencijų išdavimo taisykles. PPC SA yra atsakinga už nepertraukiamą tiekimą į atskiras mikrosistemas, kurioms ji gauna licenciją, ir ilgalaikio finansinio elektros energijos sistemų eksploatavimo tose salose užtikrinimą.“
(14)
Pagal Įstatymo Nr. 4001/2011 134 straipsnį:
„Nepažeidžiant šio įstatymo 139 straipsnio nuostatų, tiekimo atskiriems mikrotinklams licencijos išduodamos tik PPC SA pagal licencijų išdavimo taisyklių reikalavimus. Reikalavimų neatitinkantiems vartotojoms paprašius, PPC SA privalo jiems tiekti elektros energiją.“
(15)
Remiantis Įstatymo Nr. 4001/2011 139 straipsniu, taikyti nuo Įstatymo Nr. 4001/2011 nuostatų nukrypti leidžiančias nuostatas gali būti leidžiama pagal Direktyvos 2009/72/EB 44 straipsnio nuostatas.
(16)
Pagal Graikijos įstatymo Nr. 3426/2005 28 straipsnį priimtame Ministro sprendime Nr. PD5/EL/B/F IB/12924 nustatyta, kad bet kurio elektros energijos gamintojo elektros energijos tiekimas vartotojams, esantiems NS, yra viešųjų paslaugų įsipareigojimas (NS VPĮ) vadovaujantis bendru ekonominiu interesu. Siekiant socialinės sanglaudos, elektros energijos tiekėjai NS privalo tiekti elektros energiją už tokią pat kainą (atsižvelgiant į vartotojų kategorijas), kaip ir Graikijos jungtinės sistemos vartotojams.
(17)
Graikijos įstatymo Nr. 4001/2011 52 straipsnyje nustatyta, kad vartotojai nesujungtose salose turi teisę gauti specialias paslaugas tiek kainos, tiek kokybės ir tiekimo saugumo požiūriu, be to, sutarties sąlygos turi būti skaidrios. NS VPĮ vykdantys tiekėjai už VPĮ vykdymą gauna finansinę kompensaciją, apskaičiuojamą taikant ERI sprendime Nr. 24/2014 (3) nustatytą metodiką. Ši metodika pagrįsta visų gamybos nesujungtose salose sąnaudų (kintamų ir fiksuotų) ir visos rinkos kainos, mokamos tiekėjams jungtinėje sistemoje (sistemos ribinės sąnaudos ir visi kiti Graikijos jungtinėje sistemoje taikomi mechanizmai), skirtumu. NS VPĮ kompensacija apskaičiuojama kas mėnesį ir kiekvienai autonominei salų sistemai, ją kontroliuoja ERI. NS VPĮ kompensacijai lėšos surenkamos apmokestinant visus vartotojus, įskaitant ir esančius nesujungtose salose (4). NS VPĮ mechanizmą administruoja LAGIE - Graikijos valstybei priklausantis rinkos operatorius. 2011 m. gruodžio mėn. Ministro sprendime Nr. D5-EL/B/F1/oik.27547 (5), pagrįstame Įstatymo Nr. 4001/2011 55 straipsnio 3 dalies nuostatomis, nustatyta, kad NS VPĮ turi vykdyti visi tiekėjai, todėl visi tiekėjai gali gauti NS VPĮ kompensaciją.
(18)
Elektros energijos tiekimas ir gamyba NS išsamiau reglamentuojama antrinės teisės aktais. Visų pirma, ERI 2014 m. sausio 28 d. Sprendimu Nr. 39/2014 priėmė Elektros energijos sistemų nesujungtose salose valdymo kodeksą (toliau - NS kodeksas), kuriame reglamentuota daugelis klausimų, susijusių su NS esančiomis atskiromis sistemomis, įskaitant rinkos atvėrimą, rinkos atsiskaitymą ir elektros energijos gamybą. NS kodeksas įsigaliojo jo paskelbimo dieną, t. y. 2014 m. vasario 17 d.
2.3. DIDELĖS ATSKIRŲ SISTEMŲ EKSPLOATAVIMO PROBLEMOS
(19)
Prašyme nurodytos šios Graikijos atskirų elektros energijos sistemų eksploatavimo problemos:
a)
labai skiriasi elektros energijos paklausa atskirose mikrosistemose, tai paryškina: i) salų ekonominės plėtros turizmo aspektas ir ii) didėjanti atsinaujinančiųjų energijos išteklių (AEI) skverbtis.
Šie veiksniai daro neigiamą poveikį ir šiluminių arba tradicinių gamybos pajėgumų apkrovos koeficientui, ir galimybei susigrąžinti investicijų į tokius gamybos pajėgumus išlaidas;
b)
oro sąlygos salose labai skiriasi, tai daro poveikį paklausai ir sukelia gamybos sistemų gedimus, todėl būtini didžiuliai rezerviniai pajėgumai.
(20)
Prašyme nurodytos šios tradicinių pajėgumų plėtros Graikijos mažose atskirose elektros energijos sistemose problemos:
a)
atskirose mikrosistemose sunku arba net neįmanoma rasti tinkamų vietų naujoms tradicinėms elektrinėms, pirmiausia dėl visuomenės pasipriešinimo;
b)
NS mažumas, dėl kurio tenka smarkiai keisti ilgalaikius šiluminės gamybos plėtros planus, nes elektros vartotojai imasi nenumatytų investicijų (pavyzdžiui, dideli turizmo kompleksai arba amatų dirbtuvės), todėl reikia skubiai ir lanksčiai reaguoti, kad būtų patenkinta elektros energijos paklausa;
c)
tikimasi, kad iki 2017 m. elektros energijos paklausa NS atskirose sistemose didės 2 % per metus. Nors PPC suteikti leidimai įrengti papildomus reikiamus pajėgumus ir įrengimas jau suplanuotas (tikimasi, kad iki 2017 m. bus patenkinta visų NS paklausa ir užtikrinti būtini rezerviniai pajėgumai), ne visada būdavo įmanoma laikytis sudarytų tvarkaraščių;
d)
dėl mažos apkrovos, didelių apkrovos svyravimų ir didėjančios AEI skverbties daugelyje atskirų mikrosistemų mažėja galimų technologinių tradicinės gamybos sprendimų ir tenka rinktis mažus gamybos įrenginius, kūrenamus mazutu, kuriame nedaug sieros, arba lengvąja alyva;
e)
naujos energijos gamybos viešųjų pirkimų procedūros ilgai trunka. Nuo leidimo išdavimo iki tol, kol pradeda veikti energijos gamybos įrenginiai, praeina dveji su puse ar treji metai;
f)
dėl rengiamų planų statyti jungiamąsias Graikijos jungtinės sistemos ir NS atskirų mikrosistemų linijas mažėja suinteresuotumas investuoti į NS tradicinius gamybos pajėgumus. Jungiamųjų linijų su Kikladomis ir Kreta projektai jau suplanuoti.
(21)
Taigi, tenka nuolat priimti nenumatytų atvejų sprendimus, pavyzdžiui, nuomotis mobiliuosius dyzelinu kūrenamus energijos generatorius arba dujų turbinas. Tai, kad kiekvienu atskiru atveju reikia leidimo patenkinti nenumatytus gamybos poreikius, netinkama, nes dėl to tenka neekonomiškai nuomotis įrangą, užuot ją įsigijus. Prašyme pateikti keli pavyzdžiai, kai dėl nenumatytų įvykių teko ilgiau naudoti mobiliuosius energijos generatorius.
(22)
Prašyme nurodytos šios problemos, susijusios su NS atskirų elektros energijos sistemų rinkos atvėrimu:
a)
kad būtų galima atverti rinką, NS atskirose sistemose reikės išplėtoti ir įrengti specifinę infrastruktūrą. Išplėtojus šią infrastruktūrą reikės įrengti kontrolės centrus, valdančius: i) kasdienį gamybos planavimą ir ii) rinkos atsiskaitymą kiekvienoje atskiroje sistemoje, paskirstant kiekvienos atskiros sistemos gamybos sąnaudas ten veikiantiems tiekėjams.
Būtina infrastruktūra yra brangi, padengti sąnaudas tenka vartotojams;
b)
dėl NS VPĮ elektros energijos mažmeninės kainos kiekvienos kategorijos vartotojams yra vienodos visoje Graikijos teritorijoje. Todėl didesnės gamybos sąnaudos NS, palyginti su gamybos jungtinėje sistemoje sąnaudomis, turi būti susigrąžintos iš NS veikiančių tiekėjų, paskirstant atitinkamą VPĮ kompensacijos dalį pagal tai, kiek elektros parduota jų vartotojams.
Teigiama, kad dėl didelio kiekvienos NS vidutinių metinių kintamųjų gamybos sąnaudų dydžio svyravimo rinkos atsiskaitymo mechanizmas būtų sudėtingas.
(23)
Taigi, YPEKA laikosi nuomonės, kad dėl būtinos elektros energijos rinkos veikimo ir priežiūros infrastruktūros plėtojimo ir NS atskirų sistemų rinkos atvėrimo bus patirta išlaidų, nusveriančių naudą, kurią vartotojai galėtų gauti atvėrus rinką.
(24)
Prašyme nenurodyta data, iki kurios turėtų galioti prašoma nukrypti leidžianti nuostata.
3. ERI NUOMONĖ
3.1. NUKRYPTI LEIDŽIANČIOS NUOSTATOS TAIKYMO SRITIS
3.1.1. Nuo Direktyvos 2009/72/EB III skyriaus nukrypti leidžianti nuostata
(25)
ERI laikosi nuomonės, kad pagal 44 straipsnio 1 dalį nuo III skyriaus nukrypti leidžianti nuostata neturėtų būti susijusi su naujų energijos gamybos pajėgumų, kurie galimi atskiroje sistemoje, įrengimu, o tik su esamų gamybos pajėgumų atnaujinimu, modernizavimu arba plėtra. Esamus gamybos pajėgumus sudaro NS jau veikiančios arba statomos elektrinės. Bet kuri nauja elektrinė, kuri bus pastatyta tose salose, laikoma naujais gamybos pajėgumais.
(26)
ERI pažymi, kad nepriklausomi energijos gamintojai (toliau - NEG) (t. y. ne PPC) pastaruosius du dešimtmečius labai domėjosi AEI ir kogeneracinių jėgainių plėtra visose atskirose mikrosistemose. Taigi, neturėtų būti ribojama trečiųjų šalių prieiga prie visų NS energijos sistemų, kai tai susiję su AEI ir bendros šilumos ir elektros energijos gamybos plėtra.
(27)
ERI teigia, kad neprieštarauja leidimui taikyti nukrypti leidžiančią nuostatą dėl naujų tradicinių elektrinių aktyvavimo, jeigu tik laikomasi tam tikrų sąlygų. Tačiau Direktyvos 2009/72/EB 44 straipsnio 1 dalyje nenumatyta galimybė leisti nukrypti leidžiančią nuostatą taikyti naujiems pajėgumams.
(28)
ERI mano, kad esamų tradicinių elektrinių pajėgumų plėtra daugiausia susijusi su trumpalaikiu pajėgumų trūkumu NS, ypač per didelės paklausos laikotarpius (pvz., vasaros piko laikotarpius), kuris atsiranda dėl esamų įrenginių netikėtų gedimų arba naujų pajėgumų įrengimo vilkinimo. Dėl tokio plėtros turi būti rengiamas viešas konkursas pagal Direktyvos 2009/72/EB 8 straipsnį. Konkursas trunka ilgai ir netinka dėl poreikio skubėti susidarius nenumatytoms aplinkybėms.
(29)
ERI sutinka, kad PPC turėtų pasirūpinti visomis tokiomis nenumatytomis aplinkybėmis. Atsižvelgiant į tai, kad PPC gali perkelti mobiliuosius tradicinius įrenginius iš salų, kuriose yra pajėgumų perteklius, į salas, kuriose pajėgumų trūksta, šis sprendimas galėtų būti ir ekonomiškiausias.
(30)
ERI pabrėžia, kad taikant bet kurią nukrypti leidžiančią nuostatą turi būti galima nustatyti tinkamą licencijų išdavimo procedūrą nenumatytų aplinkybių atvejams ir, konkrečiai, kuriuos Direktyvos 2009/72/EB 7 straipsnyje nurodytus kriterijus turėtų nagrinėti kompetentingos licencijų išdavimo institucijos.
(31)
ERI mano, kad taikyti nukrypti leidžiančią nuostatą turėtų būti leista ribotą laikotarpį, pavyzdžiui, ne ilgiau negu 10 metų.
3.1.2. Nuo direktyvos VIII skyriaus nukrypti leidžianti nuostata
(32)
Pasak ERI, elektros energijos tiekimas NS praktiškai yra susijęs su NS VPĮ ir NS VPĮ kompensacija, nes i) elektros energijos gamybos sąnaudos NS yra daug didesnės negu žemyninėje dalyje ir ii) Graikijos valstybė reikalauja, kad kainos kiekvienos kategorijos vartotojams būtų vienodos visoje šalies teritorijoje.
(33)
NS kodekse numatyta NS įrengti tam tikrus kas valandą matuojančius matavimo ir registravimo įrenginius, energijos valdymo ir kontrolės centrus, stebėsenos ir susijusias IT sistemas. ERI mano, kad ši infrastruktūra yra būtina:
a)
siekiant užtikrinti, kad VPĮ išlaidos būtų skaidrios, nediskriminacinės ir jas būtų galima patikrinti;
b)
kad tinkamai veiktų pačios elektros energijos sistemos ir jas būtų galima patikimai valdyti, siekiant taikyti ekonomiškiausią veikimo režimą ir taip gerokai sumažinti NS VPĮ mokesčius elektros energijos vartotojams;
c)
siekiant užtikrinti didesnę AEI ir bendros šilumos ir elektros energijos gamybos skverbtį, įskaitant AEI technologijas ir sudėtingus bei specialius jų valdymo reikalavimus, pavyzdžiui, AEI su saugyklomis, saulės šiluminės energijos įrenginiai ir pan.;
d)
siekiant garantuoti būtiną atskirų sistemų valdymo skaidrumą ir taip užtikrinti, kad nebūtų diskriminuojamas nė vienas rinkos dalyvis, ypač gamintojai.
(34)
Todėl ERI teigia, kad, nepaisant to, ar veikti atskiroje mikrosistemoje licencijas turi vienas, ar daugiau tiekėjų, ši infrastruktūra privalo būti įrengta NS atskirose sistemose.
(35)
Manoma, kad apskaičiuotos šios infrastruktūros įrengimo išlaidos neviršytų 20-30 mln. EUR visose NS, įskaitant Kretą ir Rodą. ERI mano, kad ši suma yra pagrįsta, ypač atsižvelgiant į laukiamą naudą, t. y. NS VPĮ skaidrumo ir patikrinimo užtikrinimą, taip pat patikimą ir kontroliuojamą atskirų elektros energijos sistemų eksploatavimą.
(36)
Priešingai nei YPEKA, ERI laikosi nuomonės, kad licencijas veikti tam tikroje NS atskiroje sistemoje suteikus daugiau negu vienam tiekėjui nebus patirta labai didelių papildomų reikiamos infrastruktūros išlaidų, nes tos infrastruktūros bet kokiu atveju jau reikia kasdieniam NS esančių gamybos įrenginių veiklos planavimui, rinkos atsikaitymui ir NS VPĮ vykdymui.
(37)
Be to, ERI mano, kad, leidus veikti daugiau negu vienam tiekėjui, NS esantys vartotojai gautų didelės papildomos naudos.
(38)
Taigi, ERI laikosi nuomonės, kad alternatyvių tiekėjų pašalinimas iš NS rinkų visam laikui negali būti pateisintas. Tikimasi, kad minėtos būtinos infrastruktūros įrengimas bus baigtas per trejus-penkerius metus. ERI neprieštarautų dėl galimo nukrypti leidžiančios nuostatos taikymo tik per šį laikotarpį, jo nebepratęsiant.
(39)
ERI toliau pažymi, kad, jeigu keistųsi bet kurios NS atskiros sistemos statusas ir ji nebepatektų į mažų atskirų sistemų arba atskirų mikrosistemų kategoriją, nukrypti leidžianti nuostata turėtų būti savaime nebetaikoma. Tai gali nutikti, jeigu NS atskiros sistemos būtų sujungtos su Graikijos jungtine sistema.
4. VERTINIMAS
4.1. TEISINIS PRAŠYMO PAGRINDAS
(40)
Direktyvos 2009/72/EB 44 straipsnio 1 dalyje numatyta galimybė nukrypti nuo tam tikrų direktyvos nuostatų, kai nukrypti leidžianti nuostata taikoma mažoms atskiroms sistemoms arba atskiroms mikrosistemoms.
(41)
Pagal Direktyvos 2009/72/EB 2 straipsnio 26 dalį maža atskira sistema - sistema, kurios suvartojimas 1996 m. buvo mažesnis nei 3 000 GWh, kai mažiau kaip 5 % per metus suvartotos elektros energijos gaunama sujungiant ją su kitomis sistemomis.
(42)
Pagal Direktyvos 2009/72/EB 2 straipsnio 27 dalį, atskira mikrosistema - sistema, kurios suvartojimas 1996 m. buvo mažesnis nei 500 GWh, kai ji nėra sujungiama su kitomis sistemomis.
(43)
Prašyme nurodytas atskiras sistemas sudaro viena ir, retkarčiais, kelios NS (žr. lentelės 1 ir 2 skiltis). NET jeigu atskirą sistemą sudaro kelios tarpusavyje sujungtos NS, elektros energijos sistema tose tarpusavyje sujungtose NS yra atskira tuo požiūriu, kad ji nesujungta su jokia kita elektros energijos sistema.
(44)
Prašyme teigiama, kad 31 iš 32 atskirų sistemų yra atskira mikrosistema, iš kurių didžiausia yra Rodo sistema. Atskiros mikrosistemos, dėl kurių pateiktas prašymas, sudaro 5,24 % viso Graikijoje 2010 m. parduoto elektros energijos kiekio. Kretos atskira sistema laikoma maža atskira sistema. 2010 m. Kretos elektros energijos paklausa sudarė 3,01 % Graikijos elektros energijos paklausos.
Metinė paklausa pagal atskiras sistemas
Metinė paklausa (MWh)
Metinė paklausa 1996 m.
AS pavadinimas
NS, sudarančios AS dalį
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Taip
Ne
Rodas
Rodas
Chalkė
386 630
650 115
764 401
760 658
Taip
Taip
Kosas-Kalimnas
Kosas
Kalimnas
Lipsai
Leras
Nisiras-Gialė
Tilas
Telendas
Pserimas
156 340
281 574
351 959
352 984
Taip
Taip
Lesbas
Lesbas
153 650
259 552
308 454
288 230
Taip
Taip
Chijas
Chijas
Psara
Oinusos
110 480
180 868
214 449
200 042
Taip
Taip
Paras
Paras
Antiparas
Naksas
Iraklija
Kufonisis
Schinusa
Ijas
Sikinas
Folegandras
95 340
164 761
208 206
194 740
Taip
Taip
Samas
Samas
Furnai
Timena
90 170
136 283
151 017
137 315
Taip
Taip
Siras
Siras
56 920
100 429
107 270
95 302
Taip
Taip
Tyra
Tyra
Tyrasija
47 680
88 073
117 957
120 199
Taip
Taip
Mikonas-Delas
Mikonas-Delas
45 740
78 049
115 071
112 978
Taip
Taip
Lemnas
Lemnas
35 650
55 340
62 710
59 672
Taip
Taip
Karpatas
Karpatas
Kasas
26 580
30 397
37 829
36 931
Taip
Taip
Milas
Milas
Kimolas
15 460
37 331
45 819
45 402
Taip
Taip
Ikarija
Ikarija
13 110
24 359
28 845
27 613
Taip
Taip
Skiras
Skiras
9 380
14 053
16 150
14 782
Taip
Taip
Patmas
Patmas
8 770
13 988
16 738
17 020
Taip
Taip
Sifnas
Sifnas
6 540
13 180
17 966
16 521
Taip
Taip
Simė
Simė
5 250
9 819
15 054
14 662
Taip
Taip
Amorgas
Amorgas
3 840
7 284
9 816
9 072
Taip
Taip
Kitnas
Kitnas
3 610
7 089
8 309
7 991
Taip
Taip
Serifas
Serifas
2 830
6 793
8 162
7 654
Taip
Taip
Astipalėja
Astipalėja
2 470
5 283
6 997
6 670
Taip
Taip
Megistė
Megistė
770
1 863
2 751
3 005
Taip
Taip
Agios Efstratijas
Agios Efstratijas
540
937
1 058
1 075
Taip
Taip
Anafė
Anafė
400
858
1 110
1 179
Taip
Taip
Otonai
Otonai
330
588
674
632
Taip
Taip
Erikusa
Erikusa
220
452
710
746
Taip
Taip
Agatonisis
Agatonisis
190
388
522
642
Taip
Taip
Donusa
Donusa
180
417
676
690
Taip
Taip
Antikityra
Antikityra
70
199
228
241
Taip
Taip
Arkai-Maratis
Arkai-Maratis
0
175
248
312
Taip
Taip
Gavdas
Gavdas
0
0
365
471
Taip
Taip
(45)
Lentelėje išvardytos prašyme nurodytos atskiros sistemos ir pateikta tam tikra informacija apie kiekvieną jų. Remiantis šia informacija galima daryti išvadą, kad visose atskirose sistemose, išskyrus Kretos, 1996 m. elektros energijos paklausa buvo tokia, kad jas reikia priskirti atskiroms mikrosistemoms pagal Direktyvos 2009/72/EB 2 straipsnio 27 dalį. Dėl Kretos papildomai reikia paminėti, kad - be to, kad Kreta buvo ir tebėra nesujungta su jokia kita elektros energijos sistema, - procentinė per jungiamąsias linijas patenkintos paklausos dalis buvo ir tebėra nulinė, t. y. mažesnė negu 5 % Taigi, pagal Direktyvos 2009/72/EB 2 straipsnio 26 dalį Kreta yra maža atskira sistema.
(46)
ERI nuomonėje nebuvo jokių pastabų dėl prašyme nurodytų atskirų sistemų.
(47)
Todėl Komisija daro išvadą, kad visos pirmiau pateiktos lentelės 1 skiltyje nurodytos atskiros sistemos yra atskiros mikrosistemos pagal Direktyvos 2009/72/EB 2 straipsnio 27 dalį, išskyrus Kretą, kuri yra maža atskira sistema pagal Direktyvos 2009/72/EB 2 straipsnio 26 dalį.
4.2. ESMINĖS TRADICINIŲ ELEKTRINIŲ EKSPLOATAVIMO ATSKIROSE MIKROSISTEMOSE PROBLEMOS
(48)
Komisija mano, kad dėl tradicinių elektrinių eksploatavimo atskirose mikrosistemose kyla didelių problemų. Visų pirma, tai lemia šie dalykai:
a)
Dėl apkrovos, kurią reikia užtikrinti salose, dydžio negali būti įrengtos didesnės, efektyvesnės ir ekonomiškesnės elektrinės; jos taip pat negali būti įrengtos dėl to, kad norint, jog atskiros sistemos galėtų veikti užtikrinant priimtiną saugumą, negalima pasikliauti tik viena elektrine.
Nė vienoje atskiroje mikrosistemoje metinė pikinė vertė 2013 m. neviršijo 188,5 MW. Pikinės apkrovos vidurkis ir mediana - atitinkamai 20,8 ir 4,2 MW - yra dar mažesni.
Nė vienos tradicinės elektrinės, dabar įrengtos atskirose mikrosistemose, galia nėra didesnė nei 27 MW. Elektrinių dydžio vidurkis ir mediana - atitinkamai 3,9 ir 1,1 MW - yra gerokai mažesni.
Dėl apkrovos, kurią reikia užtikrinti, mažumo ir smarkiai kintančios paklausos, kurią dar labiau veikia didėjanti AEI skverbtis, mažėja ir tradicinių elektrinių technologijų, kurias būtų galima naudoti atskirose mikrosistemose, pasirinkimas.
Visi tradicinės elektros energijos gamybos įrenginiai NS atskirose sistemose kūrenami dyzelinu arba mazutu.
b)
Metinės apkrovos koeficientai visose atskirose mikrosistemose yra maži. 2012 m. nė vienoje atskiroje mikrosistemoje apkrovos koeficientas nebuvo didesnis už 0,54. Pikinės apkrovos vidurkis ir mediana yra dar mažesni (abi vertės - 0,38). Atsižvelgiant į AEI teikiamą pirmumą ir į tai, kad čia nurodyti apkrovos koeficientai atspindi visą atskirų mikrosistemų elektros energijos sistemą, NS tradicinių elektrinių apkrovos koeficientas yra dar mažesnis.
Graikijos jungtinės sistemos apkrovos koeficientas paprastai yra maždaug 50 % visų įrenginių atveju ir 65 % šiluminių įrenginių atveju (6).
Metinės apkrovos koeficientas rodo, kiek elektrinių per tam tikrus metus buvo faktiškai naudojama, taigi jis rodo, kiek jos gali duoti pelno.
Dėl didėjančios AEI skverbties dar labiau sumažės tradicinių elektrinių apkrova.
c)
Yra keli projektai, kuriais siekiama NS, ypač Kikladas ir Kretą, sujungti su žemyninės Graikijos jungtine sistema. Kaip jau minėta, NS tradicinės elektrinės ne tokios efektyvios kaip jungtinėje sistemoje įrengtos elektrinės, todėl vargu ar jos bus ekonomiškai perspektyvios, kai NS, kuriose jos įrengtos, bus sujungtos.
Galimybė, kad atskira sistema bus sujungta, yra svarbus veiksnys, dėl kurio mažėja paskatos investuoti į tradicinius pajėgumus NS.
d)
Palyginti maža apkrova, kurią reikia užtikrinti, reiškia, kad palyginti maži paklausos pokyčiai greičiausiai paveiks gamybos pajėgumus, kurių reikia konkrečioje atskiroje sistemoje. Tai, kad nėra jungčių pajėgumų, reiškia, kad gamybos pajėgumai atskiroje mikrosistemoje neišvengiamai turi atitikti visus paklausos pokyčius.
Dėl šio veiksnio didėja poreikis skubiai ir lanksčiai reaguoti į ilgesnio laikotarpio paklausos pokyčius.
Toks lankstumo poreikis dar labiau didėja dėl to, kad suvokiama, kaip sunku NS rasti tradicinėms elektrinėms tinkamų vietų, ir dėl licencijų bei leidimų išdavimo procedūrų trukmės.
e)
Didžiausios ir mažiausios paklausos santykis 2012 m. (7) visose atskirose mikrosistemose buvo bent 3,35, bet konkrečioje atskiroje mikrosistemoje jis buvo didesnis, dažnai - daug didesnis. Iš tikrųjų, didžiausios ir mažiausios paklausos santykio vidurkis ir mediana yra 6,27 ir 5,98.
Didžiausios ir mažiausios paklausos santykis 2010 m. Graikijos jungtinėje sistemoje buvo maždaug 3.
Didesnis didžiausios ir mažiausios paklausos santykis atspindi gamybos pajėgumų lankstumo ir rezervinių gamybos pajėgumų, kurie (net ir konkrečiais metais) turi būti atskiroje sistemoje, laipsnį.
Šiuo atžvilgiu verta pažymėti, kad 2012 m. beveik 60 % atskirų mikrosistemų naudotasi mobiliaisiais energijos generatoriais.
(49)
Todėl Komisija daro išvadą, kad yra esminių problemų, susijusių su tradicinių elektrinių eksploatavimu lentelėje nurodytose NS atskirose sistemose.
4.3. PRAŠOMOS NUO III SKYRIAUS NUKRYPTI LEIDŽIANČIOS NUOSTATOS VERTINIMAS
4.3.1. Nuo III skyriaus nuostatų nukrypti leidžianti nuostata negali būti taikoma naujiems pajėgumams.
(50)
Pagal Direktyvos 2009/72/EB 44 straipsnio 1 dalį leisti taikyti nuo III skyriaus nuostatos nukrypti leidžiančias nuostatas galima tik tada, kai tai susiję su esamų pajėgumų atnaujinimu, modernizavimu ir plėtra.
(51)
Taigi, nuo Direktyvos 2009/72/EB III skyriaus nuostatų nukrypti leidžianti nuostata negali būti taikoma naujiems pajėgumams.
(52)
Kadangi NS atskiros sistemos yra skirstymo tinklai, jeigu taikant leidimų dėl naujų pajėgumų išdavimo tvarką nepavyktų tinkamai išduoti leidimų dėl naujų NS atskirų sistemų pajėgumų, Graikijos valdžios institucijos gali svarstyti, ar nederėtų taikyti Direktyvos 2009/72/EB 7 straipsnio 3 dalies nuostatų ir naujiems mažiems tradiciniams pajėgumams. Tokie maži tradiciniai pajėgumai gali apimti, pavyzdžiui, laikinus gamybos pajėgumus, kurie gali būti naudojami ilgą laiką jų visam laikui nepriskiriant konkrečiai vietai.
4.3.2. Nuo III skyriaus nuostatų nukrypti leidžianti nuostata negali būti taikoma Kretai.
(53)
Kaip minėta, visos NS yra atskiros mikrosistemos, išskyrus Kretą, kuri ji yra atskira maža sistema.
(54)
Taigi, nuo Direktyvos 2009/72/EB III skyriaus nuostatų nukrypti leidžianti nuostata negali būti taikoma Kretai.
4.3.3. Nuo III skyriaus nuostatų nukrypti leidžianti nuostata neapima AEI ir kogeneracinių jėgainių.
(55)
Prašyme aiškiai nenurodyta, kad prašoma nukrypti leidžianti nuostata yra susijusi tik su tradicinėmis elektrinėmis.
(56)
Tačiau Įstatymo Nr. 4001/2011 133 straipsnio 3 dalyje aiškiai nurodyta, kad į išskirtinės gamybos licencijos, kuri gali būti suteikta PPC, taikymo sritį nepatenka elektros energija, pagaminta naudojant atsinaujinančiuosius energijos išteklius, didelio naudingumo kogeneracines arba mišriąsias jėgaines, taip pat gamintojų savoms reikmėms pagaminta elektros energija. Tas pat nustatyta NS kodekso 225 straipsnyje.
(57)
Be to, pateiktas pagrindimas siejamas tik su didelėmis tradicinių elektrinių eksploatavimo problemomis. Tiesą sakant, argumentuojama, kad tos elektrinės patiria didelių problemų, inter alia,dėl padidėjusios AEI skverbties.
(58)
Taigi, net jeigu prašyme būtų prašoma leisti taikyti nuo Direktyvos 2009/72/EB III skyriaus nuostatų nukrypti leidžiančią nuostatą gamybos įrenginiams, kurie nėra tradicinės elektrinės, nebūtų galima leisti taikyti nukrypti leidžiančią nuostatą, nes nepateikta jokios pagrindžiamosios informacijos.
4.3.4. Nukrypti leidžiančią nuostatą gali būti leista taikyti leidimui atnaujinti, modernizuoti ir plėsti esamus pajėgumus.
(59)
Atsižvelgiant į minėtas esmines problemas, susijusias su tradicinių elektrinių eksploatavimu mažose atskirose sistemose, gali būti leista nukrypti leidžiančią nuostatą taikyti esamų tradicinių pajėgumų leidimui, jeigu tai susiję su esamų tradicinių pajėgumų atnaujinimu, modernizavimu ir plėtra. Toks leidimas gali būti suteiktas tiesiogiai PPC.
(60)
Taikant šią nukrypti leidžiančią nuostatą:
a)
esami tradiciniai gamybos pajėgumai apima tradicinių gamybos pajėgumų statybos projektus, kuriems ERI jau išdavė licenciją ir licencija nebuvo panaikinta šio sprendimo įsigaliojimo dieną;
b)
visiškas pagrindinių gamybos pajėgumų išmontavimas esamoje vietoje ir jų pakeitimas naujais elektros energijos gamybos įrenginiais laikomas naujų pajėgumų statyba;
c)
laikinų gamybos pajėgumų įrengimas esamų pajėgumų ribose yra esamų pajėgumų plėtra.
(61)
Tačiau nėra priežasčių taikyti nuo kriterijų ir sąlygų (pavyzdžiui, nustatytų Direktyvos 2009/72/EB 7 straipsnio 2 dalyje), kuriomis leidimas suteiktas PPC, nukrypti leidžiančią nuostatą.
(62)
Be to, jeigu nukrypti leidžianti nuostata būtų taikoma tiesiogiai PPC, svarbu, kad sąlygose būtų nustatyti įpareigojimai, susiję su laiku, iki kurio tradicinė elektrinė, kuriai išduotas leidimas, turi veikti visu pajėgumu, taip pat turi būti įtrauktos nuostatos, kuriomis būtų užtikrintas visiškas ir veiksmingas tokių įpareigojimų laikymasis. Baigus galioti tokiam tiesioginiam leidimui, ERI nuožiūra jo galiojimas gali būti pratęstas, bet tik jeigu jis baigė galioti dėl priežasčių, kurios visiškai nepriklauso nuo PPC. Leidimui baigus galioti, ERI turėtų rengti leidimo išdavimo procedūrą, visiškai atitinkančią Direktyvos 2009/72/EB 7 straipsnio 1 dalį, taigi įskaitant ir trečiųjų šalių dalyvavimą.
4.3.5. Nukrypti leidžianti nuostata negali būti taikoma konkursams dėl naujų pajėgumų.
(63)
Remiantis apibrėžtimi, konkursas pagal Direktyvos 2009/72/EB 8 straipsnį yra susijęs su pajėgumais, kurie dar turi būti pastatyti ir kuriems dar turi būti suteiktas leidimas, taigi, tai yra nauji pajėgumai.
(64)
Dėl pirmiau nurodytų priežasčių, neturėtų būti leista nukrypti leidžiančią nuostatą pagal Direktyvos 2009/72/EB 44 straipsnio 1 dalį taikyti naujiems įrenginiams.
4.4. PRAŠOMOS NUO VIII SKYRIAUS NUKRYPTI LEIDŽIANČIOS NUOSTATOS VERTINIMAS
4.4.1. Nuo VIII skyriaus nuostatų nukrypti leidžianti nuostata neapima 32 straipsnio dėl trečiosios šalies prieigos prie sistemos.
(65)
Prašymas yra susijęs su nuo Direktyvos 2009/72/EB VIII skyriaus nukrypti leidžiančia nuostata, todėl galima manyti, kad jis apima ir prašymą dėl nuo 32 straipsnio dėl trečiosios šalies prieigos prie sistemos nuostatų nukrypti leidžiančios nuostatos.
(66)
Prašyme nepatikslinta, ar prašoma nukrypti leidžianti nuostata taip pat apima Direktyvos 2009/72/EB 32 straipsnį, taip pat nepateikta jokios tokią nukrypti leidžiančią nuostatą pagrindžiančios informacijos. Vietoj to, Įstatyme Nr. 4001/2011 ir NS kodekse DEDDIE įpareigojamas suteikti trečiosioms šalims nediskriminacinę prieigą prie skirstymo sistemos, eksploatuojamos DEDDIE (pvz., Įstatymo Nr. 4001/2011 127 straipsnis). Taigi, negali būti leista taikyti tokią nukrypti leidžiančią nuostatą.
4.4.2. Nuo 33 straipsnio dėl rinkos atvėrimo ir abipusiškumo nukrypti leidžianti nuostata
4.4.2.1. Nėra priežasčių nuolat taikyti nuo Direktyvos 2009/72/EB 33 straipsnio nukrypti leidžiančią nuostatą.
(67)
Prašyme iš esmės teigiama, kad PPC ir toliau turėtų būti vienintelė tiekėja, turinti licenciją elektros energiją tiekti NS vartotojams, remiantis tuo, kad atskirose mikrosistemose plėtodamas būtiną elektros energijos rinkos veikimo ir priežiūros infrastruktūrą, taip pat infrastruktūrą, būtiną, kad rinką būtų galima atverti trečiųjų šalių tiekėjams, NS operatorius patiria veiklos sąnaudų, kurios nusveria naudą, kurią vartotojai gautų atvėrus rinką.
(68)
Kaip matyti iš ERI nuomonės, NS įrengta infrastruktūra siekiama užtikrinti, kad pagal esamus įstatymus būtų galima skaidriai, patikrintinai ir be diskriminacijos administruoti NS VPĮ. Be to, infrastruktūros reikia NS atskiroms sistemoms eksploatuoti techniniu ir ekonominiu požiūriu. Vadinasi, kadangi infrastruktūra yra būtina bet kokiu atveju, kad būtų laikomasi tų reikalavimų, nepaisant to, kiek tiekėjų turi licencijas veikti NS, dėl rinkos atvėrimo infrastruktūros sąnaudos nepadidėja.
(69)
NET jeigu reikėtų panašios infrastruktūros, rinkos atvėrimas iš esmės nėra susijęs su techniniu NS atskirų sistemų eksploatavimu arba NS VPĮ, nes nėra priežastinio ryšio tarp techninio ir ekonominio tų atskirų sistemų eksploatavimo ir NS VPĮ vykdymo pagal atitinkamus teisės aktuose nustatytus reikalavimus ir klausimo, ar vienas, ar keli tiekėjai turi licencijas elektros energiją tiekti NS vartotojams.
(70)
Teisinga, kad didesnės gamybos sąnaudos NS, palyginti su gamybos jungtinėje sistemoje sąnaudomis, NS veikiantiems tiekėjams turi būti kompensuojamos, paskirstant atitinkamą kompensacijos už NS VPĮ dalį pagal tai, kiek elektros energijos parduota jų vartotojams. Tačiau nustatyti gamybos sąnaudas NS bet kokiu atveju reikia norint nustatyti finansinę kompensaciją už NS VPĮ, neatsižvelgiant į NS veikiančių tiekėjų skaičių.
(71)
Vienintelis papildomas rinkos atvėrimo reikalavimas yra atitinkamos NS VPĮ kompensacijos dalies skyrimas kiekvienam tiekėjui pagal tai, kiek elektros energijos jis pardavė savo vartotojams. Netgi vartotojų atitinkamų duomenų, visų pirma skaitiklių duomenų, reikia neatsižvelgiant į tai, ar vienas, ar daugiau tiekėjų turi licencijas elektros energiją tiekti NS vartotojams.
(72)
Vadinasi, norint paskirstyti NS VPĮ kompensaciją tiekėjams, tereikia galimybės priskirti vartotojų skaitiklių duomenis konkrečiam licenciją turinčiam tiekėjui, o tai pirmiausia yra administracinis procesas, pagrįstas informacija, kuri visa arba kurios labai didelė dalis renkama neatsižvelgiant į tai, ar NS rinka atverta. Antra, ši galimybė yra būtina tinkamo kiekvienos elektros energijos tiekimo rinkos veikimo sąlyga. Todėl negali būti sutinkama, kad dėl tokių išlaidų rinkos atvėrimui turi būti taikoma nukrypti leidžianti nuostata, nes tos išlaidos nėra konkrečiai būdingos NS atskirų sistemų eksploatavimui ir yra susijusios su esmine paties eksploatavimo problema.
(73)
Svarbu pažymėti, kad registrų sudarymas, kad būtų galima priskirti skaitiklių duomenis tiekėjams, yra dalis infrastruktūros, kuri turi būti įdiegta. Kadangi įdiegus visą numatytą infrastruktūrą bus lengviau optimaliai eksploatuoti atskiras elektros energijos sistemas, visiškas atitinkamų investicijų realizavimas nėra būtina rinkos atvėrimo sąlyga.
(74)
Faktas, kad vidutinės metinės kintamosios gamybos sąnaudos kiekvienoje NS gali labai skirtis, yra neesminis. Iš tikrųjų, net jeigu būtų pagrįstas, toks skirtumas yra susijęs su elektros energijos gamybos NS atskirose sistemose sąnaudomis. Nustatyti šią sumą jau dabar reikia NS VPĮ administravimo tikslais, laikantis teisės aktuose nustatytų reikalavimų; be to, tam jokio poveikio neturi licencijas elektros energiją tiekti NS esantiems vartotojams turinčių tiekėjų skaičius. Dar daugiau, atsižvelgiant į tai, kad NS VPĮ administravimas jau dabar yra pagrįstas mėnesine sistema, atskirai taikoma kiekvienai atskirai sistemai, sunku suvokti, kad dėl didelių metinių skirtumų kiekvienoje NS gali kilti esminių problemų.
(75)
Remiantis tuo, kas pasakyta, tiekėjų, turinčių licencijas elektros energiją tiekti NS vartotojams, skaičius iš esmės nesusijęs nei su techniniu ir ekonominiu atskirų sistemų eksploatavimu, nei su NS VPĮ vykdymu laikantis teisės aktuose nustatytų reikalavimų.
(76)
Be to, galima pažymėti, kad rinkos atvėrimas duoda naudos, kuri nusveria rinkos atvėrimo sąnaudas, jeigu jų būtų. Kaip pažymi ERI, alternatyvūs tiekėjai NS galėtų suteikti didelės papildomos naudos NS vartotojams derindami kitų paslaugų teikimą su elektros energijos tiekimu.
(77)
Todėl prašymas nuolat taikyti nuo 33 straipsnio nukrypti leidžiančią nuostatą neturėtų būti patenkintas.
4.4.2.2. Direktyvos 2009/72/EB 33 straipsnio netaikymo atskiroms sistemoms trukmės apribojimas
(78)
Atsižvelgiant į tai, kas pasakyta, reikia pripažinti, kad, norint atverti rinką, reikia tam tikro praktinio pasirengimo, kad NS atskiros sistemos galėtų būti eksploatuojamos visiškai pagal NS kodeksą. Praktinės su rinkos atvėrimu susijusios problemos gali būti susijusios su tuo, kad nėra registrų, kurių reikia, kad skaitiklius ir skaitiklių duomenims būtų galima priskirti tiekėjams, arba su tuo, kad dar nėra optimalios infrastruktūros konfigūracijos. Remiantis tuo, gali būti numatyta leisti taikyti nuo Direktyvos 2009/72/EB 33 straipsnio nukrypti leidžiančią nuostatą, kurios galiojimo trukmė būtų ribota.
(79)
Vertinant tokios nuo VIII skyriaus nukrypti leidžiančios nuostatos trukmę, svarbūs šie du dalykai:
a)
kaip jau minėta, svarbiausias dalykas, kurio reikia, kad NS būtų galima atverti rinką, yra NS registras, kuriuo naudojantis skaitiklių duomenis būtų galima priskirti konkrečiam tiekėjui. NS kodekso 372 straipsnio 4 dalyje nustatyta, kad šiam tikslui reikalingas registras bus baigtas rengti vėliausiai po 2 metų nuo NS kodekso įsigaliojimo. Praktiniu požiūriu registras yra būtina sąlyga rinkai atverti;
b)
visiškas įgyvendinus investicijų programą, skirtą įrangai, kuri turi būti įrengta NS, tikrai būtų lengviau praktiškai vykdyti NS rinkos atvėrimą. Vis dėlto tai nėra būtinas reikalavimas. NS kodekso 237 straipsnio 7 dalyje nustatytas tvarkaraštis, kuriuo remiantis ne vėliau kaip per 5 metus nuo NS kodekso įsigaliojimo visose dabartinėse NS turi būti įrengta papildoma infrastruktūra.
(80)
Taigi, nukrypti nuo su rinkos atvėrimu susijusios nuostatos turėtų būti leidžiama bent 2 metus nuo NS kodekso įsigaliojimo, t. y. iki 2016 m. vasario 17 d., kad būtų sudaryti registrai, kurie yra būtinas rinkos atvėrimo reikalavimas. Kadangi visa infrastruktūra turi būti įrengta ne vėliau kaip per 5 metus nuo NS kodekso įsigaliojimo, bet kokiu atveju bet kuriai NS atskirai sistemai taikoma nukrypti leidžianti nuostata turėtų galioti ne ilgiau kaip 5 metus nuo NS kodekso įsigaliojimo, t. y. iki 2019 m. vasario 17 d. Vis dėlto, kadangi nukrypti leidžianti nuostatos taikymas pagrįstas tik tais atvejais, kai tebėra didelių ir esminių rinkos atvėrimo problemų, tiesiogiai susijusių su infrastruktūros investicijų programos neįgyvendinimu NS, turėtų būti reguliariai tikrinama, ar tokių sunkumų dar yra konkrečioje NS atskiroje sistemoje. Atliekant tokį tikrinimą kriterijumi turi būti laikomas kompetentingų Graikijos valdžios institucijų patvirtintas DEDDIE parengtas reikiamos infrastruktūros įrengimo NS investicijų planas. Todėl šis planas turi būti galutinai parengtas ir patvirtintas iki 2015 m. vasario 17 d.
(81)
Siekiant be reikalo nevilkinti rinkos atvėrimo, DEDDIE infrastruktūros investicijų planą turėtų patvirtinti ERI, jame pirmenybė turėtų būti teikiama atskiroms Kretos ir Rodo sistemoms, nes jos yra tankiausiai gyvenamos NS.
(82)
Nuo 2016 m. vasario 17 d. ir vėliau kasmet iki 2019 m. vasario 17 d. turėtų būti rengiama ERI tvirtinama ataskaita, kurioje būtų nurodyta, dėl kokių priežasčių rinka dar neatverta konkrečioje NS atskiroje sistemoje. Ši ataskaita turėtų būti skelbiama ir apie ją turėtų būti pranešama Komisijai.
4.4.3. Nuo VIII skyriaus nukrypti leidžianti nuostata neapima 34 straipsnio.
(83)
Prašymas yra susijęs su nuo Direktyvos 2009/72/EB VIII skyriaus nukrypti leidžiančia nuostata, todėl gali būti manoma, kad jis apima ir prašymą leisti taikyti nuo 34 straipsnio dėl tiesioginių linijų, kaip nustatyta Direktyvos 2009/72/EB 2 straipsnio 15 dalyje, nukrypti leidžiančią nuostatą.
(84)
Prašyme nenurodyta, ar prašoma nukrypti leidžianti nuostata susijusi ir su Direktyvos 2009/72/EB 34 straipsniu.
(85)
Todėl, net jeigu ketinta prašyti leisti taikyti nuo Direktyvos 2009/72/EB 34 straipsnio nukrypti leidžiančią nuostatą, taikyti tokią nuostatą neturėtų būti leista, nes nepateikta tai pagrindžiančios informacijos.
4.4.4. Jungiamosios linijos. Nuo III ir VIII skyrių nukrypti leidžiančios nuostatos taikymas
(86)
Ši nukrypti leidžianti nuostata yra susijusi su atskiromis mikrosistemomis, kurias tiksliai apibūdina tai, kad jos nėra sujungtos su kitomis elektros energijos sistemomis arba mažų atskirų sistemų atveju su jomis sujungtos labai ribotai.
(87)
Tačiau:
a)
remiantis neseniai patvirtinu Graikijos perdavimo sistemos operatoriaus, nepriklausomo energijos perdavimo operatoriaus ADMIE S.A. (toliau - ADMIE), dešimties metų plėtros planu, Kikladų salų sujungimą tikimasi užbaigti trimis etapais iki 2018 m., o kelios Kikladų salos bus sujungtos su Graikijos jungtine sistema gerokai anksčiau;
b)
be to, Kretos jungtį tikimasi užbaigti iki 2020 m. Atitinkamos pirmų trejų metų projekto dalys buvo įtrauktos į 2013 m. patvirtintą ADMIE dešimties metų plėtros planą. Galutinis planas turi būti įtrauktas į dešimties metų plėtros planą, kuris bus patvirtintas 2014 m.
(88)
Būtina aiškiai nurodyti, kad ši nukrypti leidžianti nuostata savaime nebebus taikoma konkrečiai atskirai sistemai, kai tik pradės visu pajėgumu veikti konkrečios atskiros sistemos ir Graikijos jungtinės sistemos jungtis.
(89)
DEDDIE 100 % priklauso bendrovei PPC, nors teisiškai ir funkciškai yra atskirtas. Priešingai nei skirstymo sistemos operatoriui, kaip nustatyta Direktyvoje 2009/72/EB, DEDDIE taip pat tenka didelės užduotys eksploatuojant NS atskiras sistemas ir gaminant elektros energiją NS, įskaitant PPC priklausančius tradicinius gamybos pajėgumus, taigi, ir su jais susijusį ekonominį atlygį. Kaip minėta, sujungimas turi įtakos tradicinių elektrinių, dabar įrengtų NS atskirose sistemose, ekonominiam naudingumui.
(90)
Nukrypti leidžiančios nuostatos gali būti taikomos, jeigu jos yra proporcingos ir jomis neviršijama tai, kas tikrai būtina. Todėl priimant sprendimus, ar sujungti NS atskiras sistemas, būtina teikti aiškias paskatas ir užtikrinti skaidrumą.
(91)
Įstatymo Nr. 4001/2011 108 straipsnio teigiama:
„ADMIE SA iki kiekvienų metų kovo 31 d. ERI pateikia dešimties metų Graikijos elektros perdavimo sistemos plėtros planą. … Dešimties metų Graikijos elektros perdavimo sistemos plėtros plane visų pirma turi būti: … c) pateikta svarbių perdavimo darbų techninė ir finansinė sąnaudų ir naudos analizė … , visų pirma … dėl salų ir perdavimo sistemos jungiamųjų linijų, įskaitant tvarkaraštį, apskaičiuotų pinigų srautų ir visų investicijų projektų finansavimo reikalavimų.“
(92)
Siekdamos užtikrinti, kad priimant sprendimus, ar sujungti NS atskiras sistemas, būtų teikiamos aiškios paskatos ir užtikrinamas skaidrumas, Graikijos valdžios institucijos turėtų užtikrinti, kad:
a)
teikiant leidimus dėl esamų arba naujų konkrečios NS atskiros sistemos pajėgumų arba rengiant dėl jų konkursus, ADMIE ir ERI sistemingai apsvarstytų atskiros sistemos, kurios dalis yra NS, sujungimo alternatyvą. Išduoti leidimus dėl esamų arba naujų pajėgumų turėtų būti atsisakoma, jeigu ekonomiškiau yra statyti jungiamąją liniją. Sąnaudos turi apimti visas elektros energijos tiekimo galutiniams vartotojams atskirose sistemose sąnaudas, įskaitant NS VPĮ kompensaciją;
b)
ADMIE atliktoje svarbių perdavimo darbų sąnaudų ir naudos analizėje, kaip nustatyta Įstatymo Nr. 4001/2011 108 straipsnyje, atsižvelgiama tik į ekonomiškai efektyvias investavimo ir jungčių eksploatavimo sąnaudas. Visų pirma, neturėtų būti atsižvelgiama į prarandamas pajamas arba į NS jau įrengtų tradicinės gamybos įrenginių nuvertėjimą;
c)
ERI kartu su ADMIE dešimties metų investicijų planu, numatytu Įstatymo Nr. 4001/2011 108 straipsnyje, skelbia bendras elektros energijos tiekimo vartotojams kiekvienoje NS atskiroje sistemoje sąnaudas, įskaitant NS VPĮ kompensaciją. Jeigu jungiamųjų linijų statyba neįtraukiama į ERI patvirtintą ADMIE dešimties metų investicijų planą, numatytą Įstatymo Nr. 4001/2011 108 straipsnyje, ERI savo iniciatyva arba paprastu trečiosios šalies prašymu rengia jungiamosios linijos, sujungiančios vieną ar kelias NS atskiras sistemas, konkursą, kaip nustatyta Direktyvos 2009/72/EB 22 straipsnio 7 dalies b punkte. Jungiamoji linija turėtų būti statoma, jeigu dėl jos statybos sumažėja elektros energijos tiekimo NS vartotojams bendros sąnaudos, įskaitant NS VPĮ kompensaciją;
d)
ERI nustato aiškų terminą, iki kurio turi būti baigta statyti jungiamoji linija. Jeigu jungiamoji linija nestatoma visai arba nepastatoma iki ERI nustatyto termino, turėtų būti reikalaujama padengti žalą dėl nesutaupytų sąnaudų.
4.5. TRUKMĖ
(93)
Būtina patikrinti faktus, kuriais grindžiama ši nukrypti leidžianti nuostata, ypač po to, kai jau turės būti baigti vykdyti tam tikrų atskirų sistemų sujungimo planai ir baigsis galutiniai infrastruktūros įrengimo terminai, nustatyti NS kodekso 237 straipsnyje.
(94)
Todėl bet kuri nukrypti leidžianti nuostata galioja iki 2021 m. sausio 1 d.
4.6. TAIKYMAS ATGALINE DATA
(95)
Kaip minėta, 2012 m. sausio 17 d. prašymu atnaujintas 2003 m. pateiktas pirminis prašymas.
(96)
Direktyvos 2003/54/EB, panaikintos Direktyva 2009/72/EB, 26 straipsnio 1 dalyje taip pat buvo nuostatos, kuriomis valstybėms narėms leista pateikti prašymą dėl nuo tam tikrų direktyvos nuostatų nukrypti leidžiančių nuostatų tais atvejais, kai kyla didelių problemų dėl mažų atskirų sistemų arba atskirų mikrosistemų eksploatavimo. Remiantis Direktyvos 2009/72/EB 48 straipsniu, nuorodos į panaikintos Direktyvos 2003/54/EB 26 straipsnio 1 dalį laikomos nuorodomis į Direktyvos 2009/72/EB 44 straipsnio 1 dalį.
(97)
Mažų atskirų sistemų ir atskirų mikrosistemų apibrėžtys, pateiktos Direktyvos 2003/54/EB 2 straipsnio 26 ir 27 dalyse, yra tapačios Direktyvos 2009/72/EB 2 straipsnio 26 ir 27 dalyse pateiktoms apibrėžtims.
(98)
Abi šios apibrėžtys yra susijusios su elektros energijos paklausa atskirose sistemose 1996 m., kuri nepasikeitė. Be to, Kreta nebuvo sujungta su Graikijos jungtine sistema nei 2003 m., nei 2012 m., ji nebus sujungta ir tuo metu, kai įsigalios šis sprendimas dėl nukrypti leidžiančios nuostatos.
(99)
Vadinasi, visos į prašymą įtrauktos atskiros mikrosistemos ir mažos atskiros sistemos, kurias galima laikyti atskiromis mikrosistemomis arba mažomis atskiromis sistemomis, buvo tokios, kai buvo pateiktas pradinis prašymas, ir bus tokios, kai įsigalios šis sprendimas dėl nukrypti leidžiančios nuostatos.
(100)
Todėl nėra jokių teisinių arba faktinių pokyčių, susijusių su mažomis atskiromis sistemomis arba atskiromis mikrosistemomis, kurioms pagal Direktyvą 2003/54/EB ir Direktyvą 2009/72/EB gali būti taikoma nukrypti leidžianti nuostata.
(101)
Direktyvos 2003/54/EB 26 straipsnio 1 dalies nuostatomis buvo leista taikyti nuo III skyriaus, kuriame pateiktos tokios pat nuostatos dėl leidimų išdavimo naujiems pajėgumams tvarkos ir konkurso dėl naujų pajėgumų, kaip ir Direktyvos 2009/72/EB III skyriuje, nukrypti leidžiančią nuostatą.
(102)
Direktyvos 2003/54/EB 26 straipsnio 1 dalies nuostatomis buvo leista taikyti nuo III skyriaus, kuriame pateiktos tokios pat nuostatos dėl trečiųjų šalių prieigos prie tinklo, rinkos atvėrimo ir tiesioginių linijų, kaip ir Direktyvos 2009/72/EB III skyriuje, nukrypti leidžiančią nuostatą.
(103)
Jeigu Komisija būtų leidusi taikyti nukrypti leidžiančią nuostatą, kai buvo pateiktas pirminis prašymas, ji tai būtų dariusi tomis pat sąlygomis, kaip ir leisdama taikyti šią nukrypti leidžiančią nuostatą pagal Direktyvą 2009/72/EB.
(104)
Be to, nuo 2003 m. nepasikeitė faktinės aplinkybės. Iš tikrųjų, nuo 2003 m. iš esmės nepasikeitė ir geografinė NS padėtis, ekonominiai veiksniai, nuo kurių priklauso elektros energijos sistemų eksploatavimas NS atskirose sistemose, ar didelių problemų, su kuriomis susiduriama NS atskirose sistemose eksploatuojant tradicines elektrines, pobūdis.
(105)
Sprendimo dėl pirminio prašymo laukiama nuo 2003 m. Graikijos Respublikai neturi pakenkti tai, kad Komisija nesiėmė veiksmų. Graikijos Respublika vykdė savo įsipareigojimus pagal Direktyvos 2003/54/EB 26 straipsnio 1 dalį ir Direktyvos 2009/72/EB 44 straipsnio 1 dalį ir pagal tuos straipsnius pateikė deramai pagrįstą prašymą leisti NS atskiroms sistemoms taikyti nukrypti leidžiančią nuostatą.
(106)
Todėl tikslinga, kad šis sprendimas dėl nukrypti leidžiančios nuostatos įsigaliotų nuo pranešimo apie pirminį prašymą dienos, t. y. 2003 m. gruodžio 5 d.,
PRIĖMĖ ŠĮ SPRENDIMĄ:
1 straipsnis
Šis sprendimas taikomas mažoms atskiroms sistemoms ir atskiroms mikrosistemoms, nurodytoms lentelėje.
Taikant šį sprendimą, Kreta yra maža atskira sistema, o visos kitos atskiros sistemos yra atskiros mikrosistemos.
2 straipsnis
1. Mažoms atskiroms sistemoms ir atskiroms mikrosistemoms leidžiama taikyti nuo Direktyvos 2009/72/EB 33 straipsnio nuostatų nukrypti leidžiančią nuostatą.
2. Ši nukrypti leidžianti nuostata galioja iki 2016 m. vasario 17 d. arba iki visiško infrastruktūros įrengimo, kaip nurodyta NS kodekso 237 straipsnio 7 dalyje, atsižvelgiant į tai, kuri data bus vėlesnė. Bet kuriuo atveju ši nukrypti leidžianti nuostata baigiama taikyti 2019 m. vasario 17 d.
3. Graikijos valdžios institucijos iki 2015 m. vasario 17 d. parengia NS kodekso 237 straipsnio 7 dalyje numatytą infrastruktūros investicijų planą, kuriame atskirai nurodoma, iki kokios datos bus galutinai įrengta kiekvienos NS atskiros sistemos infrastruktūra. Šiame plane pirmenybė teikiama Kretai ir Rodui.
4. Nuo 2016 m. vasario 17 d. ir vėliau kasmet iki 2019 m. vasario 17 d. Graikijos valdžios institucijos rengia ataskaitą, kurioje dėl kiekvienos NS atskiros sistemos nurodo: a) ar rinka buvo atverta; b) infrastruktūros investicijų, susijusių su atitinkamu planu, būklę; c) dideles ir esmines rinkos atvėrimo problemas, su kuriomis vis dar susiduriama; d) ar tas problemas galima tiesiogiai susieti su tuo, kad nebaigtos vykdyti infrastruktūros investicijos, numatytos NS kodekso 237 straipsnio 7 dalyje.
3 straipsnis
1. Leidžiama taikyti nuo Direktyvos 2009/72/EB 7 straipsnio 1 dalies nuostatų, kuriomis remiantis esamų tradicinių pajėgumų atnaujinimo, modernizavimo ir plėtros atskirose mikrosistemose leidimai gali būti išduoti tiesiogiai PPC, nukrypti leidžiančią nuostatą.
2. Taikant šią nukrypti leidžiančią nuostatą:
a)
esami tradiciniai gamybos pajėgumai apima tradicinių gamybos pajėgumų atnaujinimo, modernizavimo ir plėtros projektus, kuriems ERI yra išdavusi licenciją, galiojančią pranešimo apie šį sprendimą dieną;
b)
visiškas pagrindinių gamybos pajėgumų išmontavimas esamoje vietoje ir jų pakeitimas naujais elektros energijos gamybos įrenginiais laikomas ne esamais pajėgumais, o naujų pajėgumų statyba;
c)
laikinų tradicinių gamybos pajėgumų įrengimas esamų pajėgumų vietoje laikomas esamų pajėgumų plėtra.
3. Baigus galioti leidimui, išduotam pagal pirmą dalį, tokio leidimo galiojimas gali būti pratęstas pačios ERI nuožiūra, jeigu vėluojama dėl priežasčių, kurios visiškai nepriklauso nuo PPC.
4. Ši nukrypti leidžianti nuostata nebetaikoma pagal pirmą dalį išduotiems leidimams, kurių galiojimas yra pasibaigęs arba kurie buvo panaikinti.
5. Visos kitos Direktyvos 2009/72/EB 7 straipsnio nuostatos toliau visiškai galioja.
6. Ši nukrypti leidžianti nuostata galioja iki 2021 m. sausio 1 d.
4 straipsnis
1. Šiame sprendime nustatytos nukrypti leidžiančios nuostatos nebegalios mažoms atskiroms sistemoms ir atskiroms mikrosistemoms, kai jos bus sujungtos su jungtine sistema.
2. Graikijos valdžios institucijos:
a)
išduodamos leidimus dėl esamų arba naujų konkrečios NS atskiros sistemos pajėgumų arba rengdamos dėl jų konkursus, sistemingai apsvarsto atskiros sistemos, kurios dalis yra NS, sujungimo alternatyvą. Išduoti leidimus dėl naujų pajėgumų turi būti atsisakoma, jeigu ekonomiškiau yra statyti jungiamąją liniją. Sąnaudos turi apimti visas elektros energijos tiekimo galutiniams vartotojams atskirose sistemose sąnaudas, įskaitant NS VPĮ kompensaciją;
b)
užtikrina, kad ADMIE atliekant svarbių perdavimo darbų sąnaudų ir naudos analizę, kaip nustatyta Įstatymo Nr. 4001/2011 108 straipsnyje, būtų atsižvelgta tik į ekonomiškai efektyvias investavimo ir jungčių eksploatavimo sąnaudas. Neturi būti atsižvelgta į prarandamas pajamas arba į NS jau įrengtų tradicinės gamybos įrenginių nuvertėjimą;
c)
kartu su ADMIE dešimties metų investicijų planu, numatytu Įstatymo Nr. 4001/2011 108 straipsnyje, skelbia bendras elektros energijos tiekimo vartotojams kiekvienoje NS atskiroje sistemoje sąnaudas, įskaitant NS VPĮ kompensaciją. Jeigu jungiamųjų linijų statyba neįtraukiama į ERI patvirtintą ADMIE dešimties metų investicijų planą, numatytą Įstatymo Nr. 4001/2011 108 straipsnyje, Graikijos valdžios institucijos savo iniciatyva arba paprastu trečiosios šalies prašymu rengia jungiamosios linijos, kuria sujungiamos viena ar kelios NS atskiros sistemos, statybos konkursą, kaip nustatyta Direktyvos 2009/72/EB 22 straipsnio 7 dalies b punkte. Jungiamoji linija turėtų būti statoma, jeigu dėl jos statybos sumažėja bendros elektros energijos tiekimo NS vartotojams sąnaudos, įskaitant NS VPĮ kompensaciją;
d)
nustato aiškų terminą, iki kurio turi būti baigta statyti jungiamoji linija. Jeigu jungiamoji linija visai nestatoma arba nepastatoma iki nustatyto termino, Graikijos valdžios institucijos reikalauja padengti žalą dėl nesutaupytų sąnaudų.
5 straipsnis
Šis sprendimas galioja nuo 2003 m. gruodžio 5 d.
6 straipsnis
Šis sprendimas skirtas Graikijos Respublikai.
Priimta Briuselyje 2014 m. rugpjūčio 14 d.