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.
DEĊIŻJONI TAL-KUMMISSJONI
tal-14 ta' Awwissu 2014
li tagħti deroga lir-Repubblika Ellenika minn ċerti dispożizzjonijiet tad-Direttiva 2009/72/KE tal-Parlament Ewropew u tal-Kunsill
(notifikata bid-dokument C(2014) 5902)
(2014/536/UE)
IL-KUMMISSJONI EWROPEA,
Wara li kkunsidrat it-Trattat dwar il-Funzjonament tal-Unjoni Ewropea,
Wara li kkunsidrat id-Direttiva 2009/72/KE tal-Parlament Ewropew u tal-Kunsill tat-13 ta' Lulju 2009 dwar ir-regoli komuni għas-suq intern fil-qasam tal-elettriku u li tħassar id-Direttiva 2003/54/KE (1), u b'mod partikulari l-Artikoli 44(1) u 48 tiegħu,
Wara li kkunsidrat l-applikazzjonijiet mingħand ir-Repubblika Ellenika tas-17 ta' Jannar 2012 u l-5 ta' Diċembru 2003,
Wara li l-Istati Membri ġew infurmati bl-applikazzjonijiet,
Billi:
1. PROĊEDURA
(1)
Fis-17 ta' Jannar 2012, il-Ministeru Grieg tal-Ambjent, l-Enerġija u t-Tibdil fil-Klima (“YPEKA”) ressaq applikazzjoni (minn hawn 'il quddiem “l-applikazzjoni”) lill-Kummissjoni, skont l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, għal deroga mill-Kapitoli III u VIII tad-Direttiva 2009/72/KE għal ċerti gżejjer Griegi li mhumiex interkonnessi mas-sistema tal-elettriku tal-Greċja kontinentali (il-gżejjer mhux interkonnessi jew “NIIs”).
(2)
Fit-12 ta' Settembru 2012, il-Kummissjoni talbet lill-Awtorità Regolatorja tal-Enerġija (minn hawn 'il quddiem “l-ARE”) tal-Greċja tibgħat il-kummenti tagħha dwar l-applikazzjoni. L-ARE wieġbet din it-talba fis-16 ta' Novembru 2012 (minn hawn 'il quddiem “l-opinjoni tal-ARE”).
(3)
L-ARE ressqet iktar sottomissjonijiet biex tagħti motivazzjoni għall-applikazzjoni fis-17 ta' Diċembru 2013, fit-23 ta' Diċembru 2013, fl-4 ta' Frar 2014, fit-28 ta' Frar 2014 u fis-17 ta' Marzu 2014.
(4)
Fl-14 ta' Marzu 2014 (b'addendum mibgħut fl-20 ta' Marzu 2014), il-Kummissjoni infurmat lill-Istati Membri bl-applikazzjoni skont l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, flimkien ma' talba għat-tressiq ta' osservazzjonijiet, jekk meħtieġ, sal-25 ta' Marzu 2014. L-ebda osservazzjoni ma ġiet sottomessa.
(5)
Bl-applikazzjoni tagħha, l-YPEKA ġeddet it-talba mibgħuta mill-Ministeru tal-Iżvilupp fil-5 ta' Diċembru 2003 skont l-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE tal-Parlament Ewropew u tal-Kunsill (2) (minn hawn 'il quddiem “l-applikazzjoni inizjali”) għal deroga minn ċerti dispożizzjonijiet tad-Direttiva 2003/54/KE. Minkejja li ttieħdu passi preliminari biex tiġi mistħarrġa l-applikazzjoni inizjali, id-deroga skont l-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE la ngħatat u lanqas ma ġiet miċħuda.
2. L-APPLIKAZZJONI MRESSQA MILL-YPEKA
2.1. IL-KAMP TA' APPLIKAZZJONI TAD-DEROGA MITLUBA
(6)
L-applikazzjoni titlob deroga mill-Kapitoli III u VIII tad-Direttiva 2009/72/KE.
(7)
Il-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE jirreferi għall-proċedura ta' awtorizzazzjoni u ta' sejħiet għall-offerti għal kapaċità ġdida. Il-Kapitolu VIII jirreferi għall-aċċess ta' partijiet terzi, il-ftuħ tas-suq u l-linji diretti.
2.2. L-ORGANIZZAZZJONI ATTWALI TAS-SISTEMA TAL-ELETTRIKU FL-NIIS
(8)
Is-swieq tal-enerġija tal-Greċja huma rregolati primarjament mil-Liġi Griega 4001/2011, li tittrasponi d-Direttiva 2009/72/KE. Il-Liġi 4001/2011 daħlet fis-seħħ fit-22 ta' Awwissu 2011.
(9)
DEDDIE SA (“DEDDIE”) huwa l-operatur tas-sistema ta' distribuzzjoni tal-Greċja, li huwa 100 % proprjetà tal-Kumpanija Nazzjonali tal-Elettriku (minn hawn 'il quddiem “il-KNE”, il-produttur u fornitur attwali tal-elettriku tal-Greċja), iżda huwa diżaggregat minnha b'mod legali kif ukoll b'mod operattiv. L-assi tan-netwerk operati minn DEDDIE huma proprjetà tal-KNE.
(10)
Skont l-Artikolu 127 tal-Liġi 4001/2011, DEDDIE huwa responsabbli għall-iżvilupp, l-operat u l-manutenzjoni tas-sistema ta' distribuzzjoni tal-elettriku tal-Greċja, li tinkludi s-sistema ta' distribuzzjoni tal-elettriku fl-NIIs.
(11)
Barra minn hekk, DEDDIE huwa responsabbli għall-operat tas-sistemi tal-elettriku fl-NIIs. Dawn il-kompiti jinkludu: (i) it-tħejjija ta' pjan ta' żvilupp ta' ġenerazzjoni għal mikrosistemi iżolati, li jinkludi programm li jqabbadhom ma' NIIs oħra; (ii) l-iżgurar li s-siti meħtieġa huma disponibbli biex tiġi installata fihom kapaċità ġdida ta' produzzjoni, biex jiġu estiżi l-kapaċità eżistenti jew il-komponenti ta' twassil, u biex titwessa' s-sistema ta' distribuzzjoni tal-elettriku tal-Greċja sal-gżejjer mhux interkonnessi u sal-mikrosistemi iżolati; (iii) l-iffirmar ta' kuntratti ma' detenturi ta' liċenzja li jirregolaw dawk li jwasslu l-elettriku sa u mis-sistema, il-forniment ta' servizzi anċillari lis-sistemi ta' distribuzzjoni tal-NIIs, u r-rimunerazzjoni tal-produtturi tal-elettriku, tal-imposti fuq il-klijenti u l-fornituri għall-elettriku mwassal lilhom, u ta' krediti u debiti oħra fuq il-kontijiet speċjali, fosthom dawk għar-rimunerazzjoni tal-obbligi tas-servizz pubbliku.
(12)
L-Artikolu 137(1) tal-Liġi 4001/2011 jistipula li l-konsumaturi kollha tal-elettriku għandhom jiġu kklassifikati bħala klijenti eliġibbli, bl-eċċezzjoni tal-konsumaturi stabbiliti f'mikronetwerks iżolati, li huma soġġetti għall-Artikolu 139 tal-istess Liġi.
(13)
Skont l-Artikolu 133(3) tal-Liġi 4001/2011:
“Bl-eċċezzjoni ta' każijiet fejn l-elettriku jiġi prodott permezz ta' sorsi tal-enerġija rinnovabbli jew permezz ta' koġenerazzjoni b'effiċjenza għolja jew impjanti ibridi, u bl-eċċezzjoni ta' dawk li jipproduċu l-enerġija tagħhom stess, jekk tkun ingħatat deroga skont id-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 139, għandha tingħata liċenzja ta' ġenerazzjoni lill-KNE biss f'konformità ma' ċerti regolamenti ta' liċenzjar. Il-KNE għandha tkun responsabbli għall-forniment bla interruzzjoni lill-mikrosistemi iżolati li għalihom tkun kisbet il-liċenzja, kif ukoll għas-salvagwardja tal-operat finanzjarju fit-tul tas-sistemi tal-elettriku f'dawk il-gżejjer.”
(14)
Skont l-Artikolu 134 tal-Liġi 4001/2011:
“Mingħajr ħsara għad-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 139 ta' din il-Liġi, il-liċenzji tal-forniment għall-mikronetworks iżolati għandhom jingħataw lill-KNE biss f'konformità mar-rekwiżiti tar-Regolamenti ta' Liċenzjar. Il-KNE għandha tforni l-elettriku lill-klijenti mhux eliġibbli fuq talba tagħhom.”
(15)
Skont l-Artikolu 139 tal-Liġi 4001/2011, derogi mid-dispożizzjonijiet tal-Liġi 4001/2011 jistgħu jingħataw f'konformità mad-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 44 tad-Direttiva 2009/72/KE.
(16)
Id-Deċiżjoni Ministerjali Nru PD5/EL/B/F IB/12924 adottata skont l-Artikolu 28 tal-Liġi Griega 3426/2005 tistipula li l-forniment tal-elettriku lill-konsumaturi fl-NIIs minn kwalunkwe produttur tal-elettriku jikkostitwixxi obbligu tas-servizz pubbliku (minn hawn 'il quddiem “l-OSP tal-NII”) fl-interess ekonomiku ġenerali. Għal raġunijiet ta' koeżjoni soċjali, il-fornituri tal-elettriku fl-NII għandhom ifornu l-elettriku bi prezzijiet ugwali għal dawk fuq is-sistema interkonnessa tal-Greċja, skont il-kategorija ta' konsumatur.
(17)
L-Artikolu 52 tal-Liġi Griega 4001/2011 jistipula li l-klijenti fi gżejjer mhux interkonnessi huma intitolati għal servizzi speċjali kemm f'termini ta' prezz u kemm f'termini ta' kwalità u sigurtà tal-provvista, kif ukoll għat-trasparenza tal-patti u l-kundizzjonijiet kuntrattwali. Għall-qadi tal-OSP, il-fornituri tal-OSP tal-NII jirċievu kumpens finanzjarju kkalkolat abbażi ta' metodoloġija stabbilita bid-Deċiżjoni tal-ARE 24/2014/KE (3). Din il-metodoloġija hija bbażata fuq id-differenza bejn il-kostijiet sħaħ ta' produzzjoni fil-gżejjer mhux interkonnessi (varjabbli u fissi), u l-prezz sħiħ tas-suq li l-fornituri jiffaċċjaw fis-sistema interkonnessa (kostijiet marġinali tas-sistema, kif ukoll kull mekkaniżmu ieħor fis-sistema interkonnessa Griega). Il-kumpens għall-OSP tal-NII huwa kkalkolat kull xahar u għal kull sistema awtonoma tal-gżejjer, u huwa soġġett għall-kontroll mill-ARE. Il-kumpens għall-OSP tal-NII jiżdied permezz ta' imposta fuq il-klijenti kollha, inkluż dawk fuq l-NIIs (4). Il-mekkaniżmu tal-OSP tal-NII huwa ġestit minn LAGIE, l-operatur tas-suq statali tal-Greċja. Id-Deċiżjoni Ministerjali D5-EL/B/F1/oik.27547 ta' Diċembru 2011 (5), imsejsa fuq id-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 55(3) tal-Liġi 4001/2011, stipulat li l-OSP tan-NII għandu jiġi offrut mill-fornituri kollha, u għaldaqstant, il-fornituri kollhahuma eliġibbli għall-kumpens għall-OSP tal-NII.
(18)
Leġiżlazzjoni sekondarja tirregola b'aktar dettall il-forniment u l-produzzjoni tal-elettriku fl-NII. B'mod partikulari, bid-Deċiżjoni tagħha Nru 39/2014 tat-28 ta' Jannar 2014, l-ARE adottat il-Kodiċi ta' Ġestjoni tas-Sistemi tal-Elettriku fil-Gżejjer mhux Interkonnessi (minn hawn 'il quddiem “il-Kodiċi tal-NII”), li jirregola bosta kwistjonijiet fir-rigward tal-operat tas-sistemi iżolati fl-NIIs, inklużi l-ftuħ tas-suq, ir-regolament tas-suq u l-produzzjoni tal-elettriku. Il-Kodiċi tal-NII daħal fis-seħħ dakinhar tal-pubblikazzjoni tiegħu, is-17 ta' Frar 2014.
2.3. PROBLEMI SOSTANZJALI GĦALL-OPERAT TAS-SISTEMI IŻOLATI
(19)
L-applikazzjoni tissottolinja l-problemi li ġejjin għall-operat tas-sistemi tal-elettriku iżolati tal-Greċja:
(a)
il-varjazzjoni wiesgħa fid-domanda tal-elettriku fil-mikrosistemi iżolati, li tiżdied ħafna minħabba: (i) l-aspett turistiku tal-iżvilupp ekonomiku tal-gżejjer; u (ii) l-introduzzjoni iktar intensa tas-Sorsi tal-Enerġija Rinnovabbli (minn hawn 'il quddiem “is-SER”).
Dawn il-fatturi jolqtu ħażin kemm il-fattur ta' karga tal-kapaċità ta' ġenerazzjoni termali jew konvenzjonali, kif ukoll il-possibbiltà li jiġu rkuprati l-kostijiet mill-investimenti f'tali kapaċità ta' ġenerazzjoni;
(b)
il-varjazzjoni wiesgħa fil-kundizzjonijiet tat-temp fuq il-gżejjer, li taffettwa d-domanda u tikkaġuna ħsarat fis-sistemi ta' ġenerazzjoni, u b'hekk tirrikjedi riżervi estensivi.
(20)
L-applikazzjoni tissottolinja l-problemi li ġejjin għall-iżvilupp ta' ġenerazzjoni konvenzjonali fis-sistemi tal-elettriku iżolati żgħar tal-Greċja:
(a)
id-diffikultajiet, anzi l-impossibbiltà, li jinstabu siti xierqa għal stazzjonijiet konvenzjonali ġodda għall-ġenerazzjoni tal-elettriku fil-mikrosistemi iżolati, l-aktar minħabba reżistenza pubblika;
(b)
id-daqs żgħir tal-NIIs, li minħabba fih jintefa' lura l-ippjanar għall-iżvilupp fit-tul tal-produzzjoni termali, dovut għal investimenti li ma jistgħux jitbassru minn konsumaturi tal-elettriku (bħal kumplessi turistiċi kbar jew faċilitajiet tal-artiġjanat), fatt li jirrikjedi effiċjenza u flessibbiltà fir-rispons għad-domanda tal-elettriku;
(c)
id-domanda tal-elettriku fis-sistemi iżolati tal-NII mistennija li tiżdied bi 2 % fis-sena sal-2017. Għalkemm l-awtorizzazzjonijiet ingħataw lill-KNE għall-istallazzjoni tal-kapaċità addizzjonali rikjesta, u għalkemm din l-istallazzjoni diġà ġiet skedata (mistennija li tkopri d-domanda tal-NIIs kollha, flimkien mal-marġni meħtieġa ta' riżerva, sal-2017), mhux dejjem kien possibbli li tinżamm il-konformità mal-iskeda ta' żmien;
(d)
id-daqs żgħir tal-karga, varjazzjonijiet wiesgħa fil-karga, u l-introduzzjoni iktar intensa tas-SER fil-parti l-kbira tal-mikrosistemi iżolati, jillimitaw is-soluzzjonijiet teknoloġiċi disponibbli għall-ġenerazzjoni konvenzjali, u jillimitaw l-għażla għal istallazzjonijiet ta' ġenerazzjoni żgħar bl-użu ta' żejt tqil b'kontenut baxx tal-kubrit jew taż-żejt ħafif;
(e)
il-proċeduri għall-akkwist pubbliku ta' ġenerazzjoni ġdida tal-elettriku jitolbu ħafna żmien. Minn meta tingħata l-awtorizzazzjoni sa meta l-ġeneraturi tal-elettriku jibdew joperaw jgħaddu bejn sentejn u nofs u tliet snin;
(f)
l-iżvilupp ta' pjanijiet għall-bini ta' interkonnetturi bejn is-sistema interkonnessa Griega u l-mikrosistemi iżolati tal-NIIs jipperikola l-interess fl-investiment f'kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali fl-NIIs. Jinsabu skedati proġetti ta' interkonnessjoni mal-gżejjer Ċikladi u ma' Kreta.
(21)
B'riżultat ta' dan, wieħed għandu jirrikorri ta' spiss għal soluzzjonijiet ta' emerġenza, bħall-kiri ta' ġeneraturi tal-elettriku mobbli bid-diżil, jew ta' turbini tal-gass. Il-ħtieġa ta' awtorizzazzjoni każ b'każ għall-ġenerazzjoni ta' emerġenza mhijiex sitwazzjoni mixtieqa, għaliex iġġib magħha l-kiri bil-għoli ta' tagħmir flok ix-xiri tiegħu. L-applikazzjoni tipprovdi bosta eżempji fejn inċidenti mhux imbassra wasslu għall-użu iktar fit-tul ta' ġeneraturi mobbli tal-elettriku.
(22)
L-applikazzjoni tissottolinja l-problemi li ġejjin għall-ftuħ tas-suq fis-sistemi tal-elettriku iżolati fl-NIIs:
(a)
biex ikun jista' jinfetaħ is-suq, ikollha tiġi żviluppata u installata infrastruttura speċjali fis-sistemi iżolati fl-NIIs. Din l-infrastruttura tinvolvi l-installazzjoni ta' ċentri ta' kontroll li jġestixxu: (i) l-iskedjar ta' kuljum tal-ġenerazzjoni; u (ii) ir-regolament tas-suq f'kull sistema iżolata billi jingħadda l-kost ta' produzzjoni f'kull sistema iżolata lill-fornituri attivi fiha.
L-infrastruttura meħtieġa tqum ħafna, u l-kost jitħallas mill-konsumaturi;
(b)
bis-saħħa tal-OSP tal-NII, il-prezzijiet bl-imnut tal-elettriku huma l-istess għal kull kategorija ta' konsumatur mat-territorju kollu tal-Greċja. Għaldaqstant, il-kost tal-produzzjoni ogħla fl-NIIs meta mqabbel mal-kost ta' produzzjoni fis-sistema interkonnessa għandu jiġi rkuprat mill-fornituri attivi fl-NIIs billi tingħadda l-parti rispettiva tal-kumpens tal-OSP skont il-bejgħ tal-elettriku lill-klijenti tagħhom.
Huwa sostnut li l-varjazzjoni wiesgħa fil-valuri tal-kost medju annwali tal-produzzjoni varjabbli għal kull NII tkun tikkomplika l-mekkaniżmu ta' regolament tas-suq.
(23)
Għalhekk, l-YPEKA hija tal-fehma li l-iżvilupp tal-infrastruttura meħtieġa għall-operat u s-superviżjoni tas-suq tal-elettriku b'mod konġunt mal-ftuħ tas-suq fis-sistemi iżolati fl-NIIs ikun iġib miegħu kostijiet li jisbqu l-vantaġġi li jistgħu jirċievu l-konsumaturi mill-ftuħ tas-suq.
(24)
L-applikazzjoni ma tinkludix data ta' skadenza tad-deroga rikjesta.
3. L-OPINJONI TAL-ARE
3.1. IL-KAMP TA' APPLIKAZZJONI TAD-DEROGA
3.1.1. Deroga mill-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE
(25)
L-ARE hija tal-fehma li d-deroga mill-Kapitolu III, skont l-Artikolu 44(1), ma għandhiex tikkonċerna l-installazzjoni ta' kapaċità ġdida tal-elettriku li tista' tiġi żviluppata f'sistema iżolata, iżda biss it-tiġdid, l-aġġornament jew l-espansjoni tal-kapaċità ta' produzzjoni eżistenti. Il-kapaċità ta' ġenerazzjoni eżistenti hija magħmula mill-impjanti tal-elettriku li joperaw diġà jew li qegħdin jinbnew fl-NIIs. Kull impjant tal-elettriku ġdid li se jiġi installat f'dawk il-gżejjer jitqies bħala kapaċità ta' ġenerazzjoni ġdida.
(26)
L-ARE tinnota li l-produtturi indipendenti tal-elettriku (minn hawn 'il quddiem “IPPs”), jiġifieri differenti mill-KNE, urew interess qawwi fl-iżvilupp ta' SERs u impjanti tal-elettriku b'koġenerazzjoni fil-mikrosistemi iżolati kollha matul l-aħħar żewġ deċennji. B'konsegwenza ta' dan, l-aċċess ta' partijiet terzi għas-sistemi tal-elettriku tal-NIIs kollha f'dak li jirrigwarda l-iżvilupp tas-SERs u tal-koġenerazzjoni (elettriku u sħana fl-istess ħin, “CHP”) ma għandux jiġi llimitat.
(27)
L-ARE tiddikjara li mhijiex kontra l-għoti ta' deroga għall-attivazzjoni ta' impjanti tal-enerġija konvenzjonali ġodda, dejjem jekk jiġu rispettati ċerti kundizzjonijiet. Madankollu, l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE ma jipprevedix il-possibbiltà ta' deroga għal kapaċità ġdida.
(28)
L-ARE hija tal-fehma li l-estensjoni tal-kapaċità ta' impjanti konvenzjonali eżistenti tikkonċerna fuq kollox nuqqas ta' kapaċità fuq terminu qasir fl-NIIs, minħabba ħsarat mhux imbassra fuq kapaċità eżistenti jew minħabba l-installazzjoni mwaħħla ta' kapaċità ġdida, speċjalment matul il-perjodi ta' domanda għolja (ngħidu aħna, iż-żminijiet l-aktar popolari tas-sajf). Dawn l-estensjonijiet huma soġġetti għal proċedura miftuħa ta' sejħiet għall-offerti skont l-Artikolu 8 tad-Direttiva 2009/72/KE. Tali proċedura tieħu ħafna żmien, u mhijiex adattata għal sitwazzjonijiet ta' emerġenza.
(29)
L-ARE taċċetta li l-KNE għandha tkopri kull sitwazzjoni ta' emerġenza li tista' tinqala'. Jekk nikkunsidraw li l-KNE hija kapaċi tittrasporta unitajiet mobbli konvenzjonali minn gżejjer fejn hemm eċċess ta' kapaċità lejn gżejjer fejn hemm defiċit fil-kapaċità, din is-soluzzjoni aktarx tkun l-iktar waħda ekonomika wkoll.
(30)
L-ARE tisħaq li kwalunkwe deroga jkollha tippermetti li tiġi speċifikata l-proċedura xierqa ta' liċenzjar għal sitwazzjonijiet ta' emerġenza, kif ukoll, speċifikament, liema kriterji msemmija fl-Artikolu 7 tad-Direttiva 2009/72/KE għandhom jiġu eżaminati mill-awtoritajiet kompetenti ta' liċenzjar.
(31)
L-ARE hija tal-fehma li d-deroga għandha tingħata għal perjodu limitat, pereżempju massimu ta' 10 snin.
3.1.2. Deroga mill-Kapitolu VIII tad-Direttiva
(32)
Skont l-ARE, il-provvista tal-elettriku fl-NIIs hija konnessa, b'termini prattiċi, mal-OSP tal-NII u mal-kumpens tal-OSP tal-NII, għaliex (i) il-kost tal-ġenerazzjoni tal-elettriku fl-NIIs huwa ferm ogħla minn dak fil-Ġreċja kontinentali, u (ii) l-Istat Grieg jirrikjedi skedar uniformi ta' prezzijiet, għal kull kategorija ta' klijent, mat-territorju kollu tiegħu.
(33)
Il-Kodiċi tal-NII jipprevdi l-installazzjoni ta' ċertu tagħmir ta' miters u reġistrazzjoni fl-NIIs għall-kejl skont is-siegħa, għall-ġestjoni tal-enerġija u għaċ-ċentri ta' kontroll, għall-monitoraġġ u għal sistemi informatiċi relatati. L-ARE ssostni li din l-infrastruttura hija indispensabbli, sabiex:
(a)
tiżgura li l-kostijiet tal-OSP ikunu trasparenti, ma jiddiskriminawx, u jistgħu jiġu vverifikati;
(b)
isir operat u ġestjoni bil-galbu tas-sistemi tal-elettriku nfushom, sabiex jintlaħaq l-iktar mod ekonomiku ta' operat, u b'hekk jinkiseb ukoll nuqqas ikbar fl-imposti tal-OSP tal-NII għall-konsumaturi tal-elettriku;
(c)
tintlaħaq introduzzjoni iktar intensa tal-użu tas-SER u tal-koġenerazzjoni, inklużi teknoloġiji tas-SER b'rekwiżiti kumplessi u speċjali għall-ġestjoni tagħhom, bħar-RES bil-ħżin, impjanti solari-termali, eċċ.;
(d)
tiġi ggarantita t-trasparenza meħtieġa fil-ġestjoni tas-sistemi iżolati, u b'hekk jiġi żgurat it-trattament mingħajr diskriminazzjoni tal-parteċipanti kollha fis-suq, b'mod partikulari l-produtturi.
(34)
L-ARE ssostni dejjem li, irrispettivament jekk fornitur wieħed jew iktar ikollhom liċenzja biex ikunu attivi f'mikrosistema iżolata, din l-infrastruttura għandha tiġi installata fis-sistemi iżolati fl-NIIs.
(35)
L-istima tal-kost għall-installazzjoni ta' din l-infrastruttura mhux mistenni li taqbeż EUR 20 sa 30 miljun għall-NIIs kollha, inklużi Kreta u Rodi. L-ARE tqis dan l-ammont raġonevoli, speċjalment meta tikkunsidra l-vantaġġi mistennija, jiġiferi: l-iżgurar tat-trasparenza, il-verifika tal-OSP tal-NII, u l-operat ikkontrollat u bil-galbu tas-sistema iżolati tal-elettriku.
(36)
Kuntrarju għall-YPEKA, l-ARE hija tal-fehma li jekk tingħata liċenzja lil aktar minn fornitur wieħed biex ikun attiv f'ċerta sistema iżolata fl-NIIs, dan ma jkunx ifisser kost addizzjonali sostanzjali tal-infrastruttura meħtieġa, billi l-istess infrastruttura xorta hija diġà meħtieġa għall-iskedar ta' kuljum tal-unitajiet ta' ġenerazzjoni li jinsabu fl-NIIs, għar-regolament tas-suq, u għall-forniment tal-OSP tal-NII.
(37)
Barra minn hekk, l-ARE tqis li jekk ikunu permessi aktar minn fornitur wieħed, dan ikollu benefiċċji addizzjonali sinifikanti għall-konsumaturi fl-NIIs.
(38)
B'konsegwenza ta' dan, l-ARE hija tal-fehma li l-esklużjoni permanenti ta' fornituri alternattivi fis-swieq tal-NIIs mhux ta' min wieħed jixtieqha. L-installazzjoni tal-infrastrutturi meħtieġa kif deskritta iktar 'il fuq mistennija li titlesta f'perjodu ta' bejn tliet snin u ħames snin. L-ARE ma tkunx kontra deroga possibbli strettament għal dan il-perjodu ta' żmien, mingħajr estensjonijiet oħra.
(39)
L-ARE tinnota wkoll li, f'każ li l-istat ta' kwalunkwe sistema iżolata fl-NIIs jinbidel b'mod li ma jibqax jidħol fil-kategorija ta' sistemi iżolati żgħar jew mikro, id-deroga għandha tintemm awtomatikament. Sitwazzjoni bħal din tista' tinqala' fejn is-sistemi iżolati fl-NIIs huma interkonnessi mas-sistema interkonnessa tal-Greċja.
4. VALUTAZZJONI
4.1. BAŻI LEGALI TAL-APPLIKAZZJONI
(40)
L-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE jipprevedi l-possibbiltà ta' deroga minn ċerti dispożizzjonijiet tad-Direttiva, fejn id-deroga tapplika għal sistemi żgħar iżolati u għal mikrosistemi iżolati.
(41)
Skont l-Artikolu 2(26) tad-Direttiva 2009/72/KE, sistema żgħira iżolata tfisser “kwalunkwe sistema b'konsum ta' anqas minn 3 000 GWh fis-sena 1996, fejn anqas minn 5 % tal-konsum annwali jinkiseb permezz ta' interkonnessjoni ma' sistemi oħra”.
(42)
Skont l-Artikolu 2(27) tad-Direttiva 2009/72/KE, mikrosistema iżolata tfisser “kwalunkwe sistema b'konsum ta' anqas minn 500 GWh fis-sena 1996, fejn ma jkun hemm l-ebda konnessjoni ma' sistemi oħra”.
(43)
Is-sistemi iżolati identifikati fl-applikazzjoni jikkonsistu f'NII waħda, u kultant minn bosta NIIs (ara l-kolonni 1 u 2 tat-Tabella). Anki jekk sistema iżolata tikkonsisti f'bosta NIIs li huma interkonnessi ma' xulxin, is-sistema tal-elettriku kkostitwita minn dawk l-NIIs interkonnessi hija iżolata, fis-sens illi ma hija konnessa mal-ebda sistema oħra tal-elettriku.
(44)
L-applikazzjoni tiddikjara li 31 mit-32 sistema iżolata huma mikrosistemi iżolati, bl-ikbar waħda tkun Rodi. Il-mikrosistemi iżolati li għalihom saret l-applikazzjoni rrappreżentat 5,24 % tal-bejgħ totali tal-elettriku fil-Greċja fl-2010. Is-sistema iżolata ta' Kreta titqies sistema iżolata żgħira. Kreta rrappreżentat 3,01 % tad-domanda tal-elettriku tal-Greċja fl-2010.
Domanda annwali għal kull Sistema Iżolata
Domanda annwali (MWh)
Domanda annwali fl-1996
Isem is-Sistema Iżolata (SI)
NIIs li huma parti mis-SI
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Iva
Le
Rodi
Rodi
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Iva
Iva
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Iva
Iva
Lesvos
Lesvos
153 650
259 552
308 454
288 230
Iva
Iva
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Iva
Iva
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Iva
Iva
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Iva
Iva
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Iva
Iva
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Iva
Iva
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Iva
Iva
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Iva
Iva
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Iva
Iva
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Iva
Iva
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Iva
Iva
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Iva
Iva
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Iva
Iva
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Iva
Iva
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Iva
Iva
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Iva
Iva
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Iva
Iva
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Iva
Iva
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Iva
Iva
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Iva
Iva
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Iva
Iva
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Iva
Iva
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Iva
Iva
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Iva
Iva
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Iva
Iva
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Iva
Iva
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Iva
Iva
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Iva
Iva
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Iva
Iva
(45)
It-tabella ta' hawn fuq tinkludi s-sistemi iżolati kif identifikati fl-applikazzjoni, u tagħti ċerta informazzjoni dwar kull waħda minnhom. Minn dan it-tagħrif wieħed jista' jikkonkludi li fis-sistemi iżolati kollha, għajr dik ta' Kreta, fl-1996 kellhom domanda tal-elettriku li tikkwalifikahom bħala mikrosistemi iżolati fit-tifsira tal-Artikolu 2(27) tad-Direttiva 2009/72/KE. F'dak li jirrigwarda Kreta, ta' min isemmi wkoll li, billi Kreta ma kinitx u għad mhix interkonnessa ma' xi sistema oħra tal-elettriku, il-perċentwal tad-domanda tagħha sodisfatta permezz tal-interkonnetturi kien u għadu żero, jiġifieri inqas minn 5 %. Għaldaqstant, Kreta hija sistema iżolata żgħira fit-tifsira tal-Artikolu 2(26) tad-Direttiva 2009/72/KE.
(46)
L-opinjoni tal-ARE ma għaddietx kumment fuq is-sistemi iżolati identifikati fl-applikazzjoni.
(47)
Għaldaqstant, il-Kummissjoni tikkonkludi li s-sistemi iżolati kif identifikati fil-kolonna 1 tat-tabella ta' hawn fuq huma kollha mikrosistemi iżolati fit-tifsira tal-Artikolu 2(27) tad-Direttiva 2009/72/KE, għajr Kreta, li hija sistema iżolata żgħira fit-tifsira tal-Artikolu 2(26) tad-Direttiva 2009/72/KE.
4.2. PROBLEMI SOSTANZJALI GĦALL-OPERAT TA' IMPJANTI TAL-ELETTRIKU KONVENZJONALI FIL-MIKROSISTEMI IŻOLATI
(48)
Il-Kummissjoni tqis li jeżistu problemi sostanzjali għall-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali fil-mikrosistemi iżolati. Dan huwa partikularment minħabba l-elementi li ġejjin:
(a)
Id-daqs tal-karga li trid tiġi fornuta fuq il-gżejjer ma jagħtix lok għall-installazzjoni ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali ikbar, iktar effiċjeni u iktar kosteffettivi, anki għaliex biex sistema iżolata tkun tista' topera f'marġni ta' sikurezza aċċettabbli, ma tistax toqgħod fuq impjant tal-enerġija wieħed biss.
Il-karga massima annwali fl-ebda mill-mikrosistemi iżolati ma qabżet il-188,5 MW fl-2013. Il-karga massima medja (20,8 MW) u medjana (4,2 MW) huma ħafna iżgħar.
L-ebda impjant konvenzjonali installat fil-mikrosistemi iżolati ma għandha kapaċità ikbar minn 27 MW. Id-daqs medju tal-impjant (3,9 MW) u d-daqs medjan (1,1 MW) huma ħafna iżgħar.
Id-daqs żgħir tal-karga li trid tiġi fornuta, il-varjazzjoni kbira fid-domanda, intensifikata mill-introduzzjoni dejjem tikber tas-SER, inaqqsu wkoll l-għażla tat-teknoloġiji tal-impjanti tal-elettriku konvenzjonali li jistgħu jiġu operati fil-mikrosistemi iżolati.
Kull kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali fis-sistemi iżolati tal-NIIs tuża d-diżil jew iż-żejt tal-fjuwil.
(b)
Il-fatturi tal-karga annwali fil-mikrosistemi iżolati kollha huma baxxi. Il-fattur tal-karga ma qabiżx iż-0,54 fl-2012, fl-ebda mikrosistema iżolata. Il-karga massima medja u medjana, it-tnejn li huma ta' 0,38, kienu saħansitra iżgħar. Fid-dawl tal-aċċess ta' prijorità tas-SER, u fid-dawl tal-fatt li l-fatturi tal-karga użati hawnhekk jirriflettu s-sistema kollha tal-elettriku tal-mikrosistema iżolata, il-fattur tal-karga għall-impjanti tal-elettriku konvenzjonali fl-NIIs huwa saħansitra iktar baxx.
Il-fattur tal-karga annwali fis-sistema interkonnessa tal-Greċja s-soltu jkun madwar 50 % għall-unitajiet kollha, u 65 % għall-unitajiet termali (6).
Il-fattur tal-karga annwali huwa indikattiv tal-użu reali li jsir mill-impjanti tal-elettriku matul sena determinata, u b'hekk huwa indikattiv ukoll tal-kapaċità tagħhom li jagħmlu profitt.
L-introduzzjoni dejjem iktar intensa tas-SER għandha tkompli tnaqqas il-karga li tiġi fornuta mill-impjanti tal-elettriku konvenzjonali.
(c)
Jeżistu bosta proġetti bil-għan li jistabbilixxu interkonnessjoni tal-NIIs, b'mod partikulari ċ-Ċikladi u Kreta, mas-sistema interkonnessa ewlenija tal-Greċja. Kif ġie spjegat aktar 'il fuq, l-impjanti tal-elettriku konvenzjonali fl-NIIs mhumiex effiċjenti daqs l-impjanti tal-elettriku installati fis-sistema interkonnessa, u għalhekk x'aktarx li ma jkunux ekonomikament vijabbli ladarba l-NIIs li fuqhom jinsabu jkunu interkonnessi.
Għaldaqstant, il-possibbiltà li sistema iżolata tiġi interkonnessa hija diżinċentiv serju għall-investiment fil-kapaċità konvenzjonali fuq l-NIIs.
(d)
Il-karga relattivament żgħira li għandha tiġi fornuta tfisser li passi lura relattivament żgħar fid-domanda aktarx jolqtu l-kapaċità ta' ġenerazzjoni meħtieġa f'sistema iżolata determinata. In-nuqqas ta' kapaċità ta' interkonnessjoni jfisser li kull bidla fid-domanda għan-neċessità għandha tintlaqa' minn kapaċità ta' ġenerazzjoni li tinsab fil-mikrosistema iżolata.
Dan il-fattur iżid il-bżonn ta' effiċjenza u flessibbiltà fir-rispons għal passi lura fid-domanda fit-tul.
Din il-ħtieġa ta' flessibbiltà tkompli tikber fid-dawl tad-diffikultajiet li jinstabu siti xierqa għall-impjanti tal-elettriku konvenzjonali fuq l-NIIs, u minħabba d-dewmien tal-proċeduri ta' liċenzjar u għoti ta' permessi.
(e)
Il-proporzjon bejn id-domanda massima annwali u d-domanda minima annwali fl-2012 (7), fil-mikrosistemi iżolati kollha, huwa tal-anqas 3,35, iżda huwa ogħla, u spiss ħafna ogħla, għal mikrosistema iżolata determinata. Fil-fatt, il-proporzjon medju u dak medjan bejn id-domanda massima u d-domanda minima huma 6,27 u 5,98 rispettivament.
Il-proporzjon bejn id-domanda massima u dik minima fl-2010 fis-sistema interkonnessa tal-Greċja huwa madwar 3.
Il-proporzjon ogħla bejn id-domanda massima u dik minima jirrifletti l-grad ta' flessibbiltà u r-riżervi li, anki f'sena determinata, jeħtieġu jkunu disponibbli fil-kapaċità ta' ġenerazzjoni installata f'sistema iżolata.
F'dan ir-rigward, ta' min wieħed jinnota li fl-2012, f'madwar 60 % tal-mikrosistemi iżolati, isir użu ta' ġeneraturi tal-elettriku mobbli.
(49)
Għaldaqstant, il-Kummissjoni tikkonkludi li jeżistu problemi sostanzjali għall-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali fis-sistemi iżolati tal-NIIs kif identifikati fit-tabella aktar 'il fuq.
4.3. VALUTAZZJONI TAD-DEROGA MITLUBA MILL-KAPITOLU III
4.3.1. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III ma tistax tapplika għal kapaċità ġdida
(50)
Skont l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, derogi mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III jistgħu jingħataw biss fejn jidħlu t-tiġdid, l-aġġornament jew l-estensjoni tal-kapaċità eżistenti.
(51)
Għaldaqstant, ma tistax tingħata deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE għal kapaċità ġdida.
(52)
Minflok, billi s-sistemi iżolati fl-NIIs huma netwerks ta' distribuzzjoni, jekk il-proċedura ta' awtorizzazzjoni għal kapaċità ġdida tonqos milli tipprovdi għall-awtorizzazzjoni sodisfaċenti ta' kapaċità ġdida għal sistemi iżolati fl-NIIs, l-awtoritajiet Griegi jistgħu jikkunsidraw li jużaw id-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 7(3) tad-Direttiva 2009/72/KE ukoll għal kapaċità konvenzjonali żgħira ġdida. Tali kapaċità konvenzjonali żgħira ġdida tista' tinkludi, pereżempju, kapaċità ta' ġenerazzjoni temporanja li tista' ssir disponibbli fit-tul, mingħajr attribuzzjoni permanenti lil post speċifiku.
4.3.2. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III ma tistax tapplika għal Kreta
(53)
Kif issemma aktar 'il fuq, l-NIIs kollha huma mikrosistemi iżolati, bl-eċċezzjoni ta' Kreta, li hija sistema żgħira iżolata.
(54)
Għaldaqstant, ma tistax tingħata deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE għal Kreta.
4.3.3. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III ma tkoprix l-impjanti tas-SER u tas-CHP
(55)
L-applikazzjoni ma ssemmix b'mod espliċitu li d-deroga mitluba tikkonċerna impjanti konvenzjonali biss.
(56)
Madankollu, l-Artikolu 133(3) tal-Liġi 4001/2011 jeskludi espressament l-elettriku prodott bl-użu ta' sorsi tal-enerġija rinnovabbli, bil-koġenerazzjoni ta' effiċjenza għolja jew bl-impjanti ibridi, filwaqt li l-awtoprodutturi huma esklużi mill-ambitu tal-liċenzja ta' produzzjoni esklussiva li tista' tingħata lill-KNE. L-istess jgħodd fid-dawl tal-Artikolu 225 tal-Kodiċi tal-NII.
(57)
Barra minn hekk, il-ġustifikazzjoni mogħtija torbot ma' problemi sostanzjali fl-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali biss. Fil-fatt, huwa loġiku li dawk l-impjanti tal-elettriku jħabbtu wiċċhom ma' problemi sostanzjali b'riżultat, fost l-oħrajn, taż-żieda fl-introduzzjoni tas-SER.
(58)
Għaldaqstant, anki jekk l-applikazzjoni għandha tfittex li titlob deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE għal impjanti ta' ġenerazzjoni differenti mill-impjanti tal-elettriku konvenzjonali, id-deroga ma tistax tingħata, għax ma ngħatat l-ebda raġuni li tiġġustifikaha.
4.3.4. Id-deroga għall-awtorizzazzjoni tat-tiġdid, l-aġġornament jew l-estensjoni tal-kapaċità eżistenti tista' tingħata
(59)
Fid-dawl tal-problemi sostanzjali msemmija iktar 'il fuq għall-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali fis-sistema iżolati żgħar, tista' tingħata deroga għall-awtorizzazzjoni ta' kapaċità konvenzjonali eżistenti, dejjem safejn dan jikkonċerna t-tiġdid, l-aġġornament u l-estensjoni ta' kapaċità konvenzjonali eżistenti. Tali awtorizzazzjoni tista' tingħata direttament lill-KNE.
(60)
Għall-finijiet ta' din id-deroga:
(a)
il-kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali eżistenti tinkludi proġetti għall-bini ta' kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali li għaliha diġà ngħatat liċenzja mill-ARE, li sad-data ta' dħul fis-seħħ ta' din id-Deċiżjoni ma ġietx ikkanċellata;
(b)
it-twaqqigħ sħiħ tal-kapaċità ta' ġenerazzjoni ewlenija f'sit eżistenti, u s-sostituzzjoni tiegħu b'installazzjoni ġdida ta' ġenerazzjoni tal-elettriku, jitqiesu bini ta' kapaċità ġdida;
(c)
it-tqegħid ta' kapaċità ta' ġenerazzjoni temporanja fil-perimetru tal-kapaċità eżistenti jikkostitwixxi estensjoni ta' kapaċità eżistenti.
(61)
Madankollu, ma hemm l-ebda raġuni għal deroga mill-kriterji u mill-kundizzjonijiet, bħal dawk stipulati fl-Artikolu 7(2) tad-Direttiva 2009/72/KE, li skonthom tista' tingħata awtorizzazzjoni lill-KNE.
(62)
Barra minn hekk, f'każ li d-deroga tingħata direttament lill-KNE, huwa importanti li t-termini jistipulaw l-obbligi fir-rigward tal-iskadenza għad-dħul fl-operat sħiħ tal-impjant tal-elettriku konvenzjonali awtorizzat, u li jinkludu dispożizzjonijiet li jiżguraw il-konformità sħiħa u effettiva ma' tali obbligi. Wara din l-iskadenza, fid-diskrezzjoni esklussiva tal-ARE, tali awtorizzazzjoni diretta tista' tiġi estiża, iżda biss jekk l-iskadenza tkun għaddiet għal raġunijiet li jmorru lil hinn mill-kontroll tal-KNE. Wara l-iskadenza, l-ARE għandha torganizza proċedura ta' awtorizzazzjoni f'konformità sħiħa mal-Artikolu 7(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, u b'hekk tinkludi l-parteċipazzjoni ta' partijiet terzi.
4.3.5. Id-deroga ma tistax tkopri sejħiet għall-offerti għal kapaċità ġdida
(63)
Bħala definizzjoni, is-sejħiet għall-offerti fit-tifsira tal-Artikolu 8 tad-Direttiva 2009/72/KE jikkonċernaw il-kapaċità li għad trid tinbena u tiġi awtorizzata, u għalhekk, jikkostitwixxu kapaċità ġdida.
(64)
Għar-raġunijiet diġà spjegati aktar 'il fuq, ma għandhiex tingħata deroga għal kapaċità ġdida skont l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE.
4.4. VALUTAZZJONI TAD-DEROGA MITLUBA MILL-KAPITOLU VIII
4.4.1. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu VIII ma tkoprix l-Artikolu 32 dwar l-aċċess ta' partijiet terzi
(65)
L-applikazzjoni tikkonċerna d-deroga mill-Kapitolu VIII tad-Direttiva 2009/72/KE, u b'hekk, tista' titqies li tinkludi talba għal deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 32 dwar l-aċċess ta' partijiet terzi (minn issa 'l quddiem “APT”).
(66)
L-applikazzjoni ma tispeċifikax jekk id-deroga mitluba tkoprix ukoll l-Artikolu 32 tad-Direttiva 2009/72/KE, u lanqas ma tagħti raġunijiet li jiġġustifikaw tali deroga. Minflok, il-Liġi 4001/2011 u l-kodiċi tan-NII jobbligaw lil DEDDIE li tagħti lil partijiet terzi, mingħajr diskriminazzjoni, aċċess għas-sistema ta' distribuzzjoni kif operata minn DEDDIE (eż. l-Artikolu 127 tal-Liġi 4001/2011). Konsegwentement, din id-deroga ma tistax tingħata.
4.4.2. Deroga mill-Artikolu 33 dwar il-ftuħ tas-suq u r-reċiproċità
4.4.2.1. L-ebda raġuni għal deroga permanenti mill-Artikolu 33 tad-Direttiva 2009/72/KE
(67)
L-applikazzjoni targumenta essenzjalment li l-KNE għandha tibqa' l-uniku fornitur bil-liċenzja li jforni l-elettriku lill-klijenti fuq l-NII, għar-raġuni li l-iżvilupp tal-infrastruttura meħtieġa għall-operat u s-superviżjoni tas-suq tal-elettriku f'mikrosistemi iżolati, flimkien ma' dawk meħtieġa għall-ftuħ tas-suq għall-fornituri partijiet terzi, iwassal għal kostijiet għall-operatur tan-NII li jisbqu l-vantaġġi li jistgħu jirċievu l-konsumaturi mill-ftuħ tas-suq.
(68)
Kif joħroġ fid-dieher mill-opinjoni tal-ARE, l-infrastruttura installata fuq l-NIIs tfittex li tiżgura li l-OSP tal-NII jista' jiġi ġestit, skont il-liġi eżistenzi, b'mod trasparenti, verifikabbli u mingħajr diskriminazzjoni. Barra minn hekk, l-infrastruttura hija meħtieġa għall-operat tas-sistemi iżolati tal-NII minn perspettiva teknika kif ukoll ekonomika. B'riżultat ta' dan, billi l-infrastruttura xorta hija meħtieġa biex tilħaq dawk ir-rekwiżiti, irrispettivament mill-għadd ta' fornituri li għandhom liċenzja fl-NIIs, il-ftuħ tas-suq ma jżidx il-kost tal-infrastruttura.
(69)
Anki jekk teħtieġ infrastruttura simili, il-ftuħ tas-suq mhuwiex intrinsikament marbut mal-operat tekniku tas-sistemi iżolati fl-NIIs jew mal-OSP tal-NII, billi ma hemm l-ebda rabta kawżali bejn l-operat tekniku u ekonomiku ta' dawn is-sistemi iżolati u l-operat tal-OSP tan-NII skont ir-rekwiżiti legali rilevanti, min-naħa l-waħda, u bejn il-kwistjoni ta' jekk fornitur wieħed jew iktar għandhomx liċenzja biex ifornu lill-konsumatur tal-elettriku fl-NII, fuq in-naħa l-oħra.
(70)
Huwa korrett li l-kostijiet ogħla tal-produzzjoni fl-NIIs meta mqabbla mal-kost ta' produzzjoni fis-sistema interkonnessa għandhom jiġu rkuprati mill-fornituri attivi fl-NIIs billi tingħadda l-parti rispettiva tal-kumpens tal-OSP tal-NII skont il-bejgħ tal-elettriku lill-klijenti tagħhom. Madankollu, l-istabbiliment tal-kostijiet ta' produzzjoni fl-NIIs huwa f'kull każ meħtieġ sabiex jiddetermina l-kumpens finanzjarju għall-OSP tal-NII, irrispettivament mill-għadd ta' fornituri attivi fl-NIIs.
(71)
L-uniku rekwiżit addizzjonali għall-ftuħ tas-suq huwa li dan il-kost jingħadda lil kull fornitur tal-partijiet rispettivi tal-kumpens tal-OSP tal-NII, skont il-bejgħ tal-elettriku tal-klijenti tagħhom. Id-dejta relatata tal-klijenti, b'mod partikulari d-dejta tal-miters, hija meħtieġa wkoll, irrispettivament jekk hemmx fornitur wieħed jew iktar b'liċenzja li jfornu lill-klijenti bbażati fuq l-NII.
(72)
B'riżultat ta' dan, l-għoti ta' kumpens tal-OSP tal-NII lill-fornituri jfisser biss il-kapaċità li d-dejta tal-miters tal-klijenti tiġi attribwita lil fornitur liċenzjat partikulari, li huwa qabelxejn proċess amministrattiv imsejjes fuq l-informazzjoni, miġbura bis-sħiħ jew sa grad avvanzat, irrispettivament jekk jeżistix jew le l-ftuħ tas-suq fl-NIIs. It-tieni nett, din il-kapaċità hija prekundizzjoni għall-operat xieraq ta' kwalunkwe suq ta' provvista tal-elettriku. Għaldaqstant, tali kostijiet ma jistgħux jiġu aċċettati bħala raġuni għal deroga għall-ftuħ tas-suq, billi mhumiex speċifiċi għall-operat tas-sistemi iżolati tal-NIIs, jew konnessi ma' problema sostanzjali fl-operat tagħhom.
(73)
Importanti li wieħed jinnota li t-tfassil ta' reġistri għall-attribuzzjoni tal-informazzjoni dwar il-miters lill-fornituri huwa parti mill-infrastruttura li għandha tiġi implimentata. Filwaqt li l-installazzjoni bis-sħiħ tal-infrastruttura ppjanata se tiffaċilita l-operat ottimali tas-sistemi tal-elettriku iżolati, l-implimentazzjoni sħiħa tal-investiment relatat mhijiex kundizzjoni neċessarja biex isir il-ftuħ tas-suq.
(74)
Il-fatt li tista' teżisti varjazzjoni wiesgħa fil-valuri tal-kost ta' produzzjoni annwali medju varjabbli għal kull NII ma jfisser xejn. Fil-fatt, anki jekk tkun sostanzjata, tali varjazzjoni tikkonċerna l-kost tal-produzzjoni tal-elettriku fis-sistemi iżolati tan-NIIs. L-istabbiliment ta' dan l-ammont diġà huwa meħtieġ għall-ġestjoni tal-OSP tal-NII skont ir-rekwiżiti legali, u barra minn hekk, bl-ebda mod mhu milqut mill-għadd ta' fornituri b'liċenzja biex ifornu l-elettriku lill-klijenti bbażati fl-NIIs. Barra minn hekk, fid-dawl tal-fatt li l-amministrazzjoni tal-OSP tal-NII hija msejsa diġà fuq sistema ta' kull xahar għal kull sistema iżolata b'mod separat, huwa diffiċli li wieħed jimmaġina li varjazzjonijiet annwali kbar għal kull NII jistgħu jwasslu għal problemi materjali.
(75)
Minn dan isegwi li l-għadd ta' fornituri b'liċenzja li jfornu l-elettriku lil klijenti fuq l-NIIs la huwa intrinsikament marbut mal-operat tekniku u ekonomiku tas-sistemi iżolati, u lanqas mal-operat tal-OSP tal-NII skont ir-rekwiżiti legali rilevanti.
(76)
Barra minn hekk, ta' min jinnota li l-ftuħ tas-suq għandu vantaġġi li jisbqu l-kostijiet, jekk ikun hemm, tal-ftuħ tas-suq. Kif tinnota l-ARE, fornituri alternattivi fl-NIIs jistgħu jipprovdu vantaġġi addizzjonali sinifikanti lil klijenti bbażati fl-NIIs, billi jikkombinaw il-forniment ta' servizzi oħra ma' dak tal-elettriku.
(77)
B'riżultat ta' dan, it-talba għal deroga permanenti mill-Artikolu 33 ma għandhiex tingħata.
4.4.2.2. Limitazzjoni fit-tul ta' żmien ta' sistema iżolata mill-Artikolu 33 tad-Direttiva 2009/72/KE
(78)
Fid-dawl ta' kulma ngħad hawn fuq, għandu jiġi rikonoxxut li l-ftuħ tas-suq jirrikjedi l-istabbiliment ta' arranġamenti prattiċi biex jippermettu lis-sistemi iżolati tal-NIIs jiġu operati f'konformità sħiħa mal-Kodiċi tal-NII. Problemi prattiċi marbutin mal-ftuħ tas-suq jistgħu jwasslu jew għan-nuqqas ta' disponibbiltà tar-reġistri rikjesti biex jattribwixxu l-miters u d-dejta tal-miters lill-fornituri, jew għall-fatt li l-konfigurazzjoni ottimali tal-infrastruttura għadha mhix implimentata. Abbażi ta' dan, jista' jiġi kkunsidrat l-għoti ta' deroga mill-Artikolu 33 tad-Direttiva 2009/72/KE li tkun limitata fiż-żmien.
(79)
Fil-valutazzjoni tat-tul ta' żmien ta' tali deroga mill-Kapitolu VIII, iż-żewġ konsiderazzjonijiet li ġejjin huma rilevanti:
(a)
kif diġà ġie indikat, l-iktar element importanti meħtieġ għall-ftuħ tas-suq fl-NIIs huwa d-disponibbiltà ta' reġistru fl-NIIs li jippermetti l-attribuzzjoni ta' dejta tal-miters lil fornitur determinat. L-Artikolu 327(4) tal-Kodiċi tal-NII jistipula li r-reġistru meħtieġ għal dan il-għan jiġi ffinalizzat sa mhux iktar minn sentejn wara d-dħul fis-seħħ tal-Kodiċi tal-NII. Id-disponibbiltà tar-reġistru hija kundizzjoni neċessarja għall-ftuħ tas-suq f'termini prattiċi;
(b)
it-tlestija sħiħa tal-programm ta' investiment għall-installazzjoni tal-infrastruttura fl-NIIs tkun tiffaċilita bla dubju l-operat prattiku tal-ftuħ tas-suq fl-NIIs. Madankollu, dan mhuwiex rekwiżit neċessarju. L-Artikolu 237(7) tal-Kodiċi tal-NII jistipula skeda ta' żmien li skontha l-NIIs attwali kollha suppost ikunu mgħammra bl-infrastruttura addizzjonali li għandha tiġi installata fl-NIIS mhux inqas minn 5 snin wara d-dħul fis-seħħ tal-Kodiċi tal-NII.
(80)
Għaldaqstant, deroga mill-ftuħ tas-suq għandha tingħata għal tal-anqas sentejn wara d-dħul fis-seħħ tal-Kodiċi tal-NII, jiġifieri sas-17 ta' Frar 2016, sabiex ikunu jistgħu jiġu stabbiliti r-reġistri, li huma rekwiżit neċessarju għall-ftuħ tas-suq. Billi l-infrastruttura sħiħa għandha tiġi installata sa mhux aktar tard minn 5 snin wara d-dħul fis-seħħ tal-Kodiċi tal-NII, il-validità tad-deroga għandha tkun limitata f'kull każ għal 5 snin wara d-dħul fis-seħħ tal-kodiċi NII, jiġifieri sas-17 ta' Frar 2019, għal kwalunwke sistema iżolata tal-NIIs. Madankollu, billi d-deroga tista' tiġi ġġustifikata biss fejn ikun fadal problemi sostanzjali u materjali għall-ftuħ tas-suq li jistgħu jintrabtu direttament man-nuqqas ta' tlestija tal-programm ta' investiment fl-infrastruttura fl-NIIs, għandu jiġi vverifikat b'mod regolari jekk tali problemi għadhomx jeżistu f'sistema iżolata ta' NII determinata. Tali verifika għandha tuża, bħala punt ta' referenza, pjan ta' investiment minn DEDDIE, approvat mill-awtoritajiet kompetenti tal-Greċja, għall-installazzjoni tal-infrastruttura meħtieġa fl-NIIs. Għaldaqstant, dan il-pjan għandu jitlesta u jiġi approvat sas-17 ta' Frar 2015.
(81)
Sabiex il-ftuħ tas-suq ma jiddewwimx mingħajr bżonn, il-pjan ta' investiment fl-infrastruttura ta' DEDDIE għandu jiġi approvat mill-ARE, u għandu jagħti prijorità lis-sistema iżolati ta' Kreta u Rodi, li huma l-NIIs bl-ikbar popolazzjonijiet.
(82)
Mis-17 ta' Frar 2016, u mbagħad kull sena sas-17 ta' Frar 2019, DEDDIE għandha tfassal rapport, li għandu jiġi approvat mill-ARE, li jispeċifika r-raġunijiet għala l-ftuħ tas-suq għadu ma sarx f'sistema iżolata ta' NII determinata. Dan ir-rapport għandu jiġu ppubblikat u jiġi nnotifikat lill-Kummissjoni.
4.4.3. Id-deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Kapitolu VIII ma tkoprix l-Artikolu 34
(83)
L-applikazzjoni tikkonċerna deroga mill-Kapitolu VIII tad-Direttiva 2009/72/KE, u b'hekk, tista' titqies li tinkludi talba għal deroga mill-Artikolu 34 dwar linji diretti fit-tifsira tal-Artikolu 2(15) tad-Direttiva 2009/72/KE.
(84)
L-applkazzjoni ma tispeċifikax jekk id-deroga mitluba tkoprix ukoll l-Artikolu 34 tad-Direttiva 2009/72/KE.
(85)
Għaldaqstant, anki jekk l-applikazzjoni trid titlob deroga mill-Artikolu 34 tad-Direttiva 2009/72/KE, tali deroga ma għandhiex tingħata billi ma ngħatat l-ebda raġuni li tiġġustifikaha.
4.4.4. Interkonnetturi - applikazzjoni tad-deroga mill-Kapitoli III u VIII
(86)
Id-deroga preżenti tikkonċerna mikrosistemi iżolati li huma karatterizzati preċiżament mill-fatt li mhumiex interkonnessi, jew fil-każ tas-sistemi iżolati żgħar, huma interkonnessi sa punt limitat ħafna, ma' sistemi tal-elettriku oħra.
(87)
Madankollu:
(a)
skont il-Pjan ta' Żvilupp ta' Għaxar Snin approvat dan l-aħħar mill-operatur tas-sistema ta' trażmissjoni tal-Greċja, ADMIE (l-Operatur Indipendenti tat-Trażmissjoni tal-Elettriku), l-interkonnessjoni tal-Gżejjer Ċikladi mistennija li titlesta sal-2018 fi tliet fażijiet, b'ċerti Gżejjer Ċikladi jkunu interkonnessi mas-sistema interkonnessa Griega ħafna qabel din id-data;
(b)
għaldaqstant, l-interkonnessjoni ma' Kreta mistennija li titlesta sal-2020. Il-partijiet rilevanti tal-proġett għall-ewwel tliet snin ġew inklużi fil-Pjan ta' Żvilupp fuq Għaxar Snin approvat tal-2013 ta' ADMIE. Il-pjan aħħari għandu jiġi inkluż fil-Pjan ta' Żvilupp ta' Għaxar Snin, li se jiġi approvat fl-2014.-
(88)
Jeħtieġ li jkun hemm dispożizzjoni espliċita li d-deroga preżenti għal sistema iżolata determinata tintemm awtomatikament malli ssir kompletament operazzjonali interkonnessjoni bejn sistema iżolata determinata u s-sistema interkonnessa tal-Greċja.
(89)
DEDDIE, anki jekk tkun legalment u operattivament diżakkopjata, hija 100 % proprjetà tal-KNE. Kuntrarju għal operatur ta' sistema ta' distribuzzjoni fit-tifsira tad-Direttiva 2009/72/KE, DEDDIE għandha kompiti wiesgħa fl-operat tas-sistemi iżolati tal-NIIs u fl-operat ta' ġenerazzjoni fl-NIIs, inkluża l-kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali proprjetà tal-KNE, u b'hekk ir-rimunerazzjoni ekonomika tagħha. Kif ġie spjegat aktar 'il fuq, l-interkonnessjoni taffettwa l-vijabbiltà ekonomika tal-impjanti tal-elettriku konvenzjonali bħalissa installati fis-sistemi iżolati tal-NIIs.
(90)
Għandhom jingħataw derogi biss jekk ikunu proporzjonali, u ma jmorrux lil hinn minn dak li huwa strettament meħtieġ. Għaldaqstant, jeħtieġ li jingħataw inċentivi ċari u trasparenza fir-rigward ta' deċiżjonijiet dwar jekk għandhomx jiġu interkonnessi s-sistemi iżolati tal-NIIs.
(91)
L-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011 jistipula li:
“ADMIE SA għandha tressaq lill-ARE pjan ta' żvilupp fuq għaxar snin tas-sistema ta' trażmissjoni tal-elettriku tal-Greċja sal-31 ta' Marzu ta' kull sena […] B'mod partikulari, il-pjan ta' żvilupp fuq għaxar snin tas-sistema ta' trażmissjoni tal-elettriku tal-Greċja għandu: […] (c) jipprovdi studju tekniku u finanzjarju tal-kosti u l-benefiċċji għal xogħlijiet importanti fuq it-trażmissjoni […], partikularment għal […] interkonnetturi bejn il-gżejjer u s-sistema ta' trażmissjoni, flimkien ma' skeda ta' żmien, stima tal-fluss tal-flus u tar-rekwiżiti ta' finanzjament għall-proġetti kollha ta' investiment”
.
(92)
Sabiex jiżgura li jeżistu inċentivi ċari u trasparenza fir-rigward ta' deċiżjonijiet dwar jekk għandhomx jiġu interkonnessi sistemi iżolati tal-NIIs, l-awtoritajiet Griegi għandhom jiżguraw li:
(a)
meta jawtorizzaw, jew joħorġu sejħa għall-offerti, għal kapaċità eżistenti jew kapaċità ġdida għal sistema iżolata determinata fuq NII, ADMIE, DEDDIE u l-ARE jikkunsidraw b'mod sistematiku l-alternattiva tal-interkonnessjoni tas-sistema iżolata li l-NII ikkonċernata hija parti minnha. Tali awtorizzazzjoni għal kapaċità eżistenti jew ġdida għandha tinċaħad jekk ikun iktar kosteffettiv li jinbena interkonnettur. Il-kostijiet għandhom jinkludu l-kostijiet kollha tal-forniment tal-elettriku lill-klijenti aħħarija fis-sistema iżolata, inkluż il-kumpens tal-OSP tal-NII;
(b)
l-istudju tal-kostijiet u l-benefiċċji għal xogħlijiet importanti fuq it-trażmissjoni minn ADMIE, kif ipprovdut fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011, jikkunsidra biss il-kostijiet effiċjenti tal-investiment u l-operat tal-interkonnessjoni. B'mod partikulari, ma għandux jikkunsidra dħul mitluf, jew deprezzament fil-valur, tal-assi ta' ġenerazzjoni konvenzjonali diġà installata fuq l-NIIs;
(c)
l-ARE tippubblika, flimkien mal-pjan ta' investiment fuq għaxar snin ta' ADMIE kif inhu stipulat fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011, il-kostijiet globali, inklużi l-kumpens tal-OSP tal-NII, tal-forniment tal-klijenti tal-elettriku f'kull sistema iżolata tal-NIIs. Sakemm il-bini ta' interkonnettur ma jiġix integrat fil-pjan ta' investiment fuq għaxar snin ta' ADMIE kif stipulat fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011 kif approvat mill-ARE, l-ARE għandha torganizza, fuq l-inizjattiva tagħha stess jew fuq talba sempliċi ta' parti terza, sejħa għall-offerti kif ipprovdut fl-Artikolu 22(7)(b) tad-Direttiva 2009/72/KE għall-bini ta' interkonnettur li jqabbad sistema iżolata tal-NII waħda jew iktar. Interkonnettur għandu jinbena jekk il-bini tiegħu jnaqqas il-kostijiet globali, inkluż il-kumpens tal-OSP tal-NII, tal-forniment tal-elettriku lill-kiljenti li jinsabu fl-NIIs;
(d)
l-ARE tistipula skadenza ċara għat-tlestija tal-bini ta' interkonnettur. Jekk l-interkonnettur ma jinbniex jew ma jitlestiex sal-iskadenza stipulata mill-ARE, għandhom jitfittxu danni għat-tfaddil mitluf tal-kostijiet.
4.5. TUL TA' ŻMIEN
(93)
Jeħtieġ li jiġu rriveduti l-fatti li fuqhom hija bbażata d-deroga preżenti, b'mod partikulari wara li l-pjanijiet għall-interkonnessjoni ta' ċerti sistemi iżolati jkunu mistennija li jitlestew, u wara li jkunu għaddew l-iskadenzi għall-installazzjoni tal-infrastruttura kif stipulat fl-Artikolu 237 tal-Kodiċi tal-NII.
(94)
Għaldaqstant, kwalunkwe deroga għandha tkun valida sal-1 ta' Jannar 2021.
4.6. EFFETT RETROATTIV
(95)
Kif issemma aktar 'il fuq, l-applikazzjoni tas-17 ta' Jannar 2012 ġeddet l-applikazzjoni inizjali li tressqet fl-2003.
(96)
L-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE, revokata mid-Direttiva 2009/72/KE, kien jinkludi wkoll dispożizzjonijiet li jippermettu lill-Istati Membri japplikaw għal derogi minn ċerti dispożizzjonijiet ta' dik id-Direttiva f'każ ta' problemi sostanzjali fl-operat ta' sistemi iżolati żgħar u mikrosistemi iżolati. Skont l-Artikolu 48 tad-Direttiva 2009/72/KE, kull referenza għall-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE għandha tinftiehem bħala referenza għall-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE.
(97)
Id-definizzjonijiet ta' sistema iżolata żgħira u ta' mikrosistema iżolata użati fl-Artikolu 2(26) u (27) tad-Direttiva 2003/54/KE huma identiċi għal dawk użati fl-Artikolu 2(26) u (27) tad-Direttiva 2009/72/KE.
(98)
Iż-żewġ definizzjonijiet jirreferu għad-domanda tal-elettriku fis-sistemi iżolati fl-1996, li ma nbidlitx. Barra minn hekk, Kreta ma kinitx interkonnessa mas-sistema interkonnessa tal-Greċja la fl-2003 u lanqas fl-2012, u lanqas fil-mument li fih tidħol fis-seħħ id-deroga preżenti.
(99)
Għaldaqstant, kull mikrosistema iżolata u kull sistema iżolata żgħira tal-elettriku li jikkwalifikaw bħala mikrosistema iżolata jew bħala sistema iżolata żgħira fl-applikazzjoni, ikkwalifikaw bħala tali meta saret l-applikazzjoni inizjali, u se jikkwalifikaw meta tidħol fis-seħħ din id-deroga.
(100)
B'riżultat ta' dan, ma saret l-ebda bidla legali jew fattwali fir-rigward tas-sistemi iżolata żgħar u l-mikrosistemi iżolati li tista' tikkwalifika għal deroga skont id-Direttiva 2003/54/KE u d-Direttiva 2009/72/KE.
(101)
L-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE ppermetta l-għoti ta' deroga mill-Kapitolu III tagħha, li tinkludi dispożizzjonijiet, bħal dawk tal-Kapitolu III tad-Direttiva 2009/72/KE rigward il-proċeduri ta' awtorizzazzjoni għal kapaċità ġdida u sejħiet għall-offerti għal kapaċità ġdida.
(102)
L-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE ppermetta l-għoti ta' deroga mill-Kapitolu VII tagħha, li tinkludi dispożizzjonijiet, bħal dawk tal-Kapitolu VIII tad-Direttiva 2009/72/KE, rigward l-aċċess ta' partijiet terzi, il-ftuħ tas-suq u l-linji diretti.
(103)
Kieku l-Kummissjoni kienet tat deroga bi tweġiba għall-applikazzjoni inizjali, setgħet tatha fuq l-istess termini bħad-deroga preżenti skont id-Direttiva 2009/72/KE.
(104)
Barra minn hekk, ma saret l-ebda bidla fiċ-ċirkustanzi fattwali mill-2003 'l hawn. Tabilħaqq, is-sitwazzjoni ġeografika tal-NIIs, il-fatturi ekonomiċi li jirregolaw l-operat tas-sistemi tal-elettriku fis-sistemi iżolati tal-NIIs, u n-natura tal-problemi sostanzjali mnissla mill-operat ta' impjanti tal-elettriku konvenzjonali fis-sistemi iżolati tal-NIIs, ftit li xejn inbidlu mill-2003 'l hawn.
(105)
L-applikazzjoni inizjali ilha pendenti mill-2003. In-nuqqas ta' azzjoni tal-Kummissjoni ma għandux ikun ta' ħsara għar-Repubblika Ellenika. Ir-Repubblika Ellenika kkonformat mal-obbligi tagħha skont l-Artikolu 26(1) tad-Direttiva 2003/54/KE u l-Artikolu 44(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, u ressqet talba ġġustifikata kif xieraq għal deroga skont dawk l-Artikoli għas-sistemi iżolati fuq l-NIIs.
(106)
Għaldaqstant, jixraq li din id-Deċiżjoni ta' deroga tidħol fis-seħħ mid-data ta' notifika tal-applikazzjoni inizjali, jiġifieri mill-5 ta' Diċembru 2003,
ADOTTAT DIN ID-DEĊIŻJONI:
Artikolu 1
Din id-Deċiżjoni tapplika għas-sistemi iżolati żgħar u għall-mikrosistemi iżolati kif identifikati fit-Tabella.
Għall-finijiet ta' din id-Deċiżjoni, Kreta hija sistema iżolata żgħira, filwaqt li s-sistemi iżolati kollha l-oħra huma mikrosistemi iżolati.
Artikolu 2
1. Tingħata deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 33 tad-Direttiva 2009/72/KE għas-sistemi iżolati ż-żgħar u għall-mikrosistemi iżolati.
2. Din id-deroga għandha tkun valida sas-17 ta' Frar 2016, jew sal-installazzjoni bis-sħiħ tal-infrastruttura kif ipprovdut fl-Artikolu 237(7) tal-Kodiċi tal-NII, skont liema data hija aktar tard. F'kull każ, din id-deroga għandha tintemm fis-17 ta' Frar 2019.
3. L-awtoritajiet tal-Greċja għandhom ifasslu, sas-17 ta' Frar 2015, pjan għall-investimenti fl-infrastruttura, kif ipprovdut fl-Artikolu 237(7) tal-Kodiċi tal-NII, li jispeċifika, b'mod separat għal kull sistema iżolata tal-NIIs, sa liema data l-infrastruttura għandha tkun installata bis-sħiħ. Dan il-pjan għandu jagħti prijorità lil Kreta u lil Rodi.
4. Mis-17 ta' Frar 2016, u mbagħad kull sena sas-17 ta' Frar 2019, l-awtoritajiet tal-Greċja għandhom ifasslu rapport li jispeċifika, għal kull sistema iżolata tal-NIIs: (a) jekk sarx ftuħ tas-suq; (b) l-istatus tal-investimenti fl-infrastruttura b'rabta mal-pjan rilevanti; (c) il-problemi sostanzjali u materjali li jippersistu għall-ftuħ tas-suq; u (d) jekk dawk il-problemi jistgħu jiġu attribwiti direttament għan-nuqqas ta' tlestija tal-investiment fl-infrastruttura kif ipprovdut fl-Artikolu 237(7) tal-Kodiċi tal-NII.
Artikolu 3
1. Tingħata deroga mid-dispożizzjonijiet tal-Artikolu 7(1) tad-Direttiva 2009/72/KE, li skonthom l-awtorizzazzjonijiet għat-tiġdid, għall-aġġornament u għall-estensjoni ta' kapaċità konvenzjonali eżistenti f'mikrosistemi iżolata jistgħu jingħataw direttament lill-KNE.
2. Għall-finijiet ta' din id-deroga:
(a)
il-kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali eżistenti għandha tinkludi proġetti ta' tiġdid, aġġornament u estensjoni tal-kapaċità ta' ġenerazzjoni konvenzjonali li għaliha teżisti liċenzja valida, maħruġa mill-ARE, fid-data ta' notifika ta' din id-Deċiżjoni;
(b)
it-twaqqigħ sħiħ tal-kapaċità ta' ġenerazzjoni ewlenija f'sit eżistenti, u s-sostituzzjoni tiegħu b'installazzjoni ġdida ta' ġenerazzjoni tal-elettriku, ma għandhomx jitqiesu bħala kapaċità eżistenti, iżda bħala bini ta' kapaċità ġdida;
(c)
it-tqegħid ta' kapaċità ta' ġenerazzjoni temporanja fil-perimetru ta' kapaċità eżistenti għandu jikkostitwixxi estensjoni ta' kapaċità eżistenti.
3. Malli tiskadi l-awtorizzazzjoni mogħtija skont l-ewwel paragrafu, tali awtorizzazzjoni tista' tiġi estiża, fid-diskrezzjoni esklussiva tal-ARE, dejjem jekk id-dewmien ikun dovut għal raġunijiet li jmorru totalment lil hinn mill-kontroll tal-KNE.
4. Din id-deroga ma għandhiex tibqa' tapplika għal awtorizzazzjonijiet mogħtija skont l-ewwel paragrafu li jkunu skadew jew tħassru.
5. Kull dispożizzjoni oħra tal-Artikolu 7 tad-Direttiva 2009/72/KE tibqa' tapplika bis-sħiħ.
6. Din id-deroga hija valida sal-1 ta' Jannar 2021.
Artikolu 4
1. Id-derogi pprovduti f'din id-Deċiżjoni ma għandhomx jibqgħu japplikaw għal sistemi iżolati żgħar u għal mikrosistemi iżolati ladarba jkunu interkonnessi mas-sistema interkonnessa.
2. L-awtoritajiet tal-Greċja:
(a)
meta jawtorizzaw, jew joħorġu sejħa għall-offerti f'sistema iżolata determinata ta' NII, għandhom jikkunsidraw b'mod sistematiku l-alternattiva tal-interkonnessjoni tas-sistema iżolata li l-NII kkonċernata hija parti minnha. Awtorizzazzjoni għal kapaċità ġdida għandha tinċaħad jekk ikun iktar kosteffettiv li jinbena interkonnettur. Il-kostijiet għandhom jinkludu l-kostijiet kollha tal-forniment tal-elettriku lill-klijenti aħħarija fis-sistema iżolata, inkluż il-kumpens tal-OSP tal-NII;
(b)
għandhom jiżguraw li l-istudju tal-kostijiet u l-benefiċċji għal xogħlijiet importanti fuq it-trażmissjoni minn ADMIE, kif ipprovdut fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011, jikkunsidra biss il-kostijiet effiċjenti tal-investiment u l-operat tal-interkonnessjoni ppjanata. Ma għandux jikkunsidra dħul mitluf, jew deprezzament fil-valur, tal-assi ta' ġenerazzjoni konvenzjonali diġà installati fuq l-NIIs;
(c)
għandhom jippubblikaw, flimkien mal-pjan ta' investiment fuq għaxar snin ta' ADMIE kif inhu stipulat fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011, il-kostijiet globali, inklużi l-kumpens tal-OSP tal-NII, tal-forniment tal-klijenti tal-elettriku f'kull sistema iżolata tal-NIIs. Sakemm il-bini ta' interkonnettur ma jiġix integrat fil-pjan ta' investiment fuq għaxar snin ta' ADMIE kif stipulat fl-Artikolu 108 tal-Liġi 4001/2011 kif approvat mill-ARE, l-awtoritajiet tal-Greċja għandhom jorganizzaw, fuq l-inizjattiva tagħhom stess jew fuq talba sempliċi ta' parti terza, sejħa għall-offerti kif ipprovdut fl-Artikolu 22(7)(b) tad-Direttiva 2009/72/KE għall-bini ta' interkonnettur li jqabbad sistema iżolata tal-NII waħda jew iktar. Interkonnettur għandu jinbena jekk il-bini tiegħu jnaqqas il-kostijiet globali, inkluż il-kumpens tal-OSP tal-NII, tal-forniment tal-elettriku lill-kiljenti li jinsabu fl-NIIs;
(d)
għandhom jistipulaw skadenza ċara għat-tlestija tal-bini ta' interkonnettur. Jekk l-interkonnettur ma jinbeniex jew ma jitlestiex sal-iskadenza stipulata, l-awtoritajiet tal-Greċja għandhom ifittxu danni għat-tfaddil mitluf tal-kostijiet.
Artikolu 5
Id-Deċiżjoni għandha tapplika mill-5 ta' Diċembru 2003.
Artikolu 6
Din id-Deċiżjoni hija indirizzata lir-Repubblika Ellenika u tidħol fis-seħħ man-notifika tagħha.
Magħmul fi Brussell, l-14 ta' Awwissu 2014.