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.
DECIZIA COMISIEI
din 14 august 2014
privind acordarea unei derogări Republicii Elene de la anumite dispoziții ale Directivei 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului
[notificată cu numărul C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
COMISIA EUROPEANĂ,
având în vedere Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene,
având în vedere Directiva 2009/72/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piața internă a energiei electrice și de abrogare a Directivei 2003/54/CE (1), în special articolul 44 alineatul (1) și articolul 48,
având în vedere cererile Republicii Elene din 17 ianuarie 2012 și 5 decembrie 2003,
după ce a informat statele membre cu privire la cerere,
întrucât:
1. PROCEDURA
(1)
La 17 ianuarie 2012, Ministerul Mediului, Energiei și Schimbărilor Climatice din Republica Elenă („YPEKA”) a prezentat Comisiei o cerere („cererea”) în temeiul articolului 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE pentru o derogare de la capitolele III și VIII din Directiva 2009/72/CE cu privire la anumite insule din Grecia care nu sunt interconectate la sistemul de energie electrică al Greciei continentale (insule neinterconectate sau „INI”).
(2)
La 12 septembrie 2012, Comisia a solicitat autorității de reglementare în domeniul energiei din Republica Elenă („RAE”) să prezinte observații cu privire la cerere, iar RAE a răspuns la 16 noiembrie 2012 („opinia RAE”).
(3)
Pentru a-și motiva cererea, RAE și-a completat observațiile cu observații suplimentare la 17 decembrie 2013, 23 decembrie 2013, 4 februarie 2014, 28 februarie 2014 și 17 martie 2014.
(4)
La 14 martie 2014 (prin actul adițional trimis la 20 martie 2014), Comisia a informat statele membre cu privire la cererea în temeiul articolului 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE, solicitându-le să prezinte observații, după caz, până la 25 martie 2014, însă nu a fost prezentată nicio observație.
(5)
Prin cererea sa, YPEKA a reînnoit cererea prezentată de Ministerul Dezvoltării la 5 decembrie 2003 în conformitate cu articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE a Parlamentului European și a Consiliului (2) („cererea inițială”) pentru o derogare de la anumite dispoziții ale Directivei 2003/54/CE. Deși au fost întreprinse demersuri preliminare pentru investigarea cererii inițiale, derogarea prevăzută la articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE nu a fost nici acordată, nici refuzată.
2. CEREREA PREZENTATĂ DE YPEKA
2.1. DOMENIUL DE APLICARE AL DEROGĂRII SOLICITATE
(6)
Prin cerere se solicită derogarea de la capitolele III și VIII din Directiva 2009/72/CE.
(7)
Capitolul III din Directiva 2009/72/CE se referă la procedura de autorizare și de ofertare pentru noile capacități. Capitolul VIII se referă la accesul terților, deschiderea piețelor și liniile directe.
2.2. ORGANIZAREA ACTUALĂ A SISTEMULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ ÎN INSULELE NEINTERCONECTATE
(8)
Piețele de energie electrică elene sunt reglementate în primul rând de Legea elenă nr. 4001/2011 de transpunere a Directivei 2009/72/CE. Legea nr. 4001/2011 a intrat în vigoare la 22 august 2011.
(9)
DEDDIE SA („DEDDIE”) este operatorul sistemului de distribuție elen, care este deținut în proporție de 100 %, deși cu separare juridică și funcțională, de către Public Power Corporation („PPC”), producătorul și distribuitorul tradițional de energie electrică din Grecia. Activele rețelei operate de DEDDIE sunt deținute de PPC.
(10)
În temeiul articolului 127 din Legea nr. 4001/2011, DEDDIE răspunde de dezvoltarea, exploatarea și întreținerea sistemului elen de distribuție a energiei electrice, care include sistemul de distribuție a energiei electrice din insulele neinterconectate.
(11)
De asemenea, DEDDIE răspunde de exploatarea sistemelor de energie electrică în insulele neinterconectate. Responsabilitățile sale includ: (i) pregătirea unui plan de dezvoltare a producției pentru microsistemele izolate, inclusiv a unui program de interconectare între acestea și alte insule neinterconectate; (ii) asigurarea faptului că amplasamentele necesare sunt disponibile pentru instalarea noilor capacități de producere, pentru extinderea capacităților sau a componentelor de livrare existente și pentru extinderea sistemului elen de distribuție a energiei electrice pentru a include insulele neinterconectate și microsistemele izolate; (iii) semnarea unor contracte cu deținătorii de licență pentru reglementarea distribuției energiei electrice spre și dinspre sistem, furnizarea de servicii auxiliare pentru sistemele de distribuție din insulele neinterconectate și remunerarea producătorilor de energie electrică, precum și de tarife pentru clienți și furnizori pentru energie electrică furnizată acestora și de alte credite și debite pentru conturile speciale, cum ar fi cele pentru remunerarea obligațiilor de serviciu public.
(12)
Articolul 137 alineatul (1) din Legea nr. 4001/2011 prevede că toți consumatorii de energie electrică trebuie să fie clasificați drept clienți eligibili, cu excepția consumatorilor organizați în cadrul unor microrețele izolate, în temeiul articolului 139 din aceeași lege.
(13)
În conformitate cu articolul 133 alineatul (3) din Legea nr. 4001/2011:
„Cu excepția cazurilor în care energia electrică este produsă folosind surse regenerabile de energie sau prin intermediul cogenerării cu randament ridicat sau al instalațiilor hibride și în cazul autoproducătorilor, în cazul în care a fost acordată o derogare în conformitate cu dispozițiile articolului 139, PPC SA beneficiază de o licență de generare exclusivă, în conformitate cu anumite reglementări de acordare a licențelor. PPC SA răspunde de furnizarea neîntreruptă cu energie electrică pentru microsistemele izolate pentru care obține o licență și pentru protejarea operațiunilor financiare pe termen lung ale sistemelor de energie electrică pe insulele respective.”
(14)
În conformitate cu articolul 134 din Legea nr. 4001/2011:
„Fără a aduce atingere dispozițiilor de la articolul 139 din prezenta lege, licențele de furnizare pentru microrețelele izolate sunt acordate în exclusivitate PPC SA, în conformitate cu cerințele prevăzute în reglementările de acordare a licențelor. PPC SA trebuie să furnizeze clienților neeligibili energie electrică la cerere.”
(15)
În temeiul articolului 139 din Legea nr. 4001/2011, derogările de la dispozițiile Legii nr. 4001/2011 pot fi acordate în conformitate cu dispozițiile articolului 44 din Directiva 2009/72/CE.
(16)
Decizia ministerială nr. PD5/EL/B/F IB/12924, adoptată în conformitate cu articolul 28 din Legea elenă nr. 3426/2005, prevede că furnizarea de energie electrică consumatorilor din insulele neinterconectate din partea oricărui producător de energie electrică constituie o obligație de serviciu public („OSP INI”) de interes economic general. Pentru motivul coeziunii sociale, furnizorii de energie electrică din insulele neinterconectate trebuie să furnizeze energia electrică la un preț egal consumatorilor din sistemul interconectat elen, în funcție de categoria de consumatori.
(17)
Articolul 52 din Legea elenă nr. 4001/2011 prevede că toți clienții din insulele neinterconectate au dreptul la servicii speciale atât în ceea ce privește prețurile, calitatea și securitatea furnizării, precum și transparența clauzelor și condițiilor contractuale. În schimbul îndeplinirii obligației de serviciu public („OSP”), furnizorii de OSP INI primesc o compensație financiară calculată pe baza unei metodologii stabilite prin Decizia RAE nr. 24/2014 (3). Metodologia respectivă se bazează pe diferența dintre costurile de producție complete din insulele neinterconectate (variabile și fixe) și prețurile pieței integrale cu care furnizorii se confruntă cu privire la sistemul interconectat (costuri marginale plus toate celelalte mecanisme din cadrul sistemului interconectat elen). Compensația OSP INI este calculată lunar și pentru fiecare sistem insular autonom, făcând obiectul controlului din partea RAE. Compensația OSP INI este majorată prin intermediul unei taxe aplicate tuturor clienților, inclusiv cei din insulele neinterconectate (4). Mecanismul OSP INI este administrat de LAGIE, operatorul de piață deținut de statul elen. Decizia ministerială nr. D5-EL/B/F1/oik.27547 din decembrie 2011 (5), bazată pe dispozițiile articolului 55 alineatul (3) din Legea nr. 4001/2011, a stabilit că OSP INI trebuie oferită de către toți furnizorii. Prin urmare, toți furnizorii sunt eligibili pentru compensația OSP INI.
(18)
Legislația secundară reglementează mai în detaliu furnizarea și producerea de energie electrică în insulele neinterconectate. În special, prin decizia sa nr. 39/2014 din 28 ianuarie 2014, RAE a adoptat Codul de gestionare a sistemelor de energie electrică în insulele neinterconectate („Codul INI”), care reglementează o serie de aspecte cu privire la exploatarea sistemelor izolate din insulele neinterconectate, inclusiv deschiderea pieței, închiderea pieței și producerea de energie electrică. Codul INI a intrat în vigoare în ziua publicării sale, la 17 februarie 2014.
2.3. PROBLEME SEMNIFICATIVE PENTRU EXPLOATAREA SISTEMELOR IZOLATE
(19)
Cererea subliniază următoarele probleme pentru exploatarea sistemelor de energie electrică izolate din Grecia:
(a)
modificarea semnificativă în ceea ce privește cererea de energie electrică în microsistemele izolate, accentuată de: (i) aspectul turistic al dezvoltării economice a insulelor; și (ii) pătrunderea sporită a surselor regenerabile de energie („SRE”).
Acești factori afectează în mod negativ atât factorul de sarcină al capacității de producere termică sau convențională, cât și posibilitatea de a recupera costurile din investiții în respectivele capacități de producere;
(b)
modificarea semnificativă a condițiilor meteorologice în insule, ceea ce afectează cererea și provoacă funcționarea necorespunzătoare a sistemelor de producție și, prin urmare, solicită rezerve extensive.
(20)
Cererea subliniază următoarele probleme pentru dezvoltarea producerii convenționale pentru micile sisteme de energie electrică izolate din Grecia:
(a)
dificultățile sau chiar imposibilitatea de a identifica amplasamente adecvate pentru noile stații de producere convențională în microsistemele izolate, în primul rând din cauza rezistenței din partea opiniei publice;
(b)
dimensiunea redusă a insulelor neinterconectate care conduc la revocări semnificative în planificarea dezvoltării pe termen lung a producției termice din cauza investițiilor neprevăzute efectuate de consumatorii de energie electrică (cum ar fi complexele turistice sau instalațiile artizanale), care solicită oportunități și flexibilitate cu privire la răspunsul la cererea de energie electrică;
(c)
se preconizează că cererea de energie electrică în sistemele izolate din insulele neinterconectate va crește cu 2 % pe an până în 2017. Deși PPC a primit autorizațiile pentru instalarea capacităților suplimentare solicitate, iar instalarea acestora a fost deja programată (fiind preconizată să acopere, până în 2017, cererea tuturor insulelor neinterconectate, împreună cu marjele de rezervă necesare), respectarea calendarului nu a fost întotdeauna posibilă;
(d)
dimensiunea redusă a sarcinii, modificările semnificative în ceea ce privește sarcina și pătrunderea sporită a surselor regenerabile de energie în majoritatea microsistemelor izolate limitează soluțiile tehnologice disponibile pentru producerea convențională și alegerea micilor instalații de producere alimentate cu păcură grea cu conținut scăzut de sulfură sau cu păcură ușoară;
(e)
procedurile de achiziționare a unor noi tehnologii de producere de energie electrică necesită mult timp. De la data autorizării și până la punerea în funcțiune a generatoarelor de energie electrică trec între doi ani și jumătate și trei ani;
(f)
elaborarea planurilor de construire a interconexiunilor între sistemul interconectat elen și microsistemele izolate din insulele neinterconectate subminează interesul acordat investițiilor în capacități de producere convenționale în insulele neinterconectate. Sunt programate proiecte de interconectare cu insulele Ciclade și Creta.
(21)
Prin urmare, s-a recurs la soluții de urgență, adoptate în mod regulat, cum ar fi închirierea unor generatoare de energie electrică mobile pe bază de diesel sau turbine cu gaz. Nu se dorește acordarea unor autorizații de la caz la caz pentru necesitățile de producere în caz de urgență, întrucât acestea conduc la închirierea neeconomică a echipamentului, și nu la achiziție. Cererea prezintă mai multe exemple de situații în care circumstanțe neprevăzute au condus la utilizarea pe termen mai lung a generatoarelor de energie electrică mobile.
(22)
Cererea subliniază următoarele probleme pentru deschiderea pieței privind sistemele de energie electrică izolate în insulele neinterconectate:
(a)
pentru a permite deschiderea pieței, trebuie dezvoltată și instalată o infrastructură specifică în sistemele izolate din insulele neinterconectate. O astfel de infrastructură implică instalarea unor centre de control pentru a gestiona: (i) planificarea zilnică a producerii; și (ii) închiderea pieței în fiecare sistem izolat prin redistribuirea costului de producție din fiecare sistem izolat furnizorilor activi în cadrul acestuia.
Infrastructura necesară este costisitoare, iar costurile sunt suportate de consumatori;
(b)
din cauza OSP INI, prețurile cu amănuntul la energia electrică sunt identice pentru fiecare categorie de consumatori pe întreg teritoriul elen. Prin urmare, costurile de producție mai ridicate din insulele neinterconectate, față de costul de producție din sistemul interconectat, trebuie recuperate de la furnizorii activi din insulele neinterconectate prin redistribuirea părții respective din compensația OSP în raport cu vânzările de energie electrică către consumatori.
Se afirmă că modificarea semnificativă a valorilor în ceea ce privește costul de producție variabil mediu anual pe INI ar complica mecanismul de închidere al pieței.
(23)
În consecință, YPEKA consideră că dezvoltarea infrastructurii necesare pentru exploatarea și supravegherea pieței de energie electrică împreună cu deschiderea pieței din sistemele izolate din insulele neinterconectate implică costuri care depășesc beneficiile care le-ar putea reveni consumatorilor din deschiderea pieței.
(24)
Cererea nu conține o dată la care ar trebui să expire derogarea solicitată.
3. OPINIA RAE
3.1. DOMENIUL DE APLICARE AL DEROGĂRII
3.1.1. Derogare de la capitolul III din Directiva 2009/72/CE
(25)
RAE consideră că derogarea de la capitolul III, în conformitate cu articolul 44 alineatul (1), nu ar trebui să aibă drept obiectiv instalarea unor noi capacități de putere care pot fi dezvoltate într-un sistem izolat, ci doar reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților de producție existente. Capacitățile de producere existente constau în centrale electrice care funcționează deja sau sunt în construcție pe insulele neinterconectate. Toate centralele electrice noi care vor fi instalate pe insulele respective sunt considerate capacități de producere noi.
(26)
RAE observă că, în ultimii 20 de ani, producători independenți de energie electrică (independent power producers - IPP) (alții decât PPC) au demonstrat un interes semnificativ pentru dezvoltarea centralelor electrice care produc energie electrică în cogenerare și pe bază de surse regenerabile de energie în toate microsistemele izolate. Prin urmare, nu ar trebui limitat accesul terților la sistemele energetice din toate insulele neinterconectate cu privire la sursele regenerabile de energie și la dezvoltarea producerii combinate de energie electrică și energie termică (CHP).
(27)
RAE menționează că nu se opune acordării unei derogări pentru activarea noilor centrale electrice convenționale, cu condiția respectării anumitor condiții. Cu toate acestea, articolul 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE nu prevede posibilitatea derogării pentru capacitățile noi.
(28)
RAE consideră că extinderea capacității pentru centralele convenționale existente vizează în principal o lipsă de capacitate pe termen scurt în insulele neinterconectate, care rezultă din daunele neanticipate asupra capacității existente sau din instalarea amânată a noilor capacități, în special în timpul perioadelor de cerere ridicată (de exemplu, în perioadele de vârf din timpul verii). Astfel de extinderi fac obiectul unei proceduri de achiziții deschise, în conformitate cu articolul 8 din Directiva 2009/72/CE. O astfel de procedură necesită mult timp și nu este adecvată dată fiind natura urgentă a situațiilor de urgență.
(29)
RAE acceptă faptul că PPC ar trebui să acopere toate situațiile de urgență. Având în vedere faptul că PPC poate deplasa unitățile convenționale mobile de pe insulele în care există un excedent de capacități în insulele cu deficit de capacități, această soluție ar putea fi și cea mai economică.
(30)
RAE subliniază faptul că orice derogare trebuie să permită precizarea procedurii corespunzătoare de obținere a licențelor pentru situațiile de urgență și, în special, criteriile menționate la articolul 7 din Directiva 2009/72/CE, care trebuie examinate de autoritățile competente în materie de acordare a licențelor.
(31)
RAE consideră că derogarea ar trebui acordată pe o durată limitată, cum ar fi o perioadă de maximum 10 ani.
3.1.2. Derogarea de la capitolul VIII din directivă
(32)
Potrivit RAE, furnizarea de energie electrică în insulele neinterconectate este legată, din punct de vedere practic, de OSP INI și de compensația OSP INI deoarece (i) costurile producerii de energie electrică în insulele neinterconectate sunt semnificativ mai ridicate decât în regiunea continentală; și (ii) statul elen solicită o uniformizare a prețurilor pe întreg teritoriul său, în funcție de categoria de clienți.
(33)
Codul INI prevede instalarea anumitor echipamente pentru măsurare și pentru înregistrare pe insulele neinterconectate pentru efectuarea unor măsurători în fiecare oră, a unor centre de control și de gestionare a energiei electrice, precum și a sistemelor de monitorizare și informatice aferente. RAE susține că această infrastructură este indispensabilă pentru:
(a)
asigurarea transparenței, a caracterului nediscriminatoriu și a verificabilității costurilor OSP;
(b)
exploatarea corespunzătoare și gestionarea adecvată a sistemelor de energie electrică pentru a obține cel mai economic mod de exploatare și, prin urmare, o reducere mai mare a costurilor OSP INI pentru consumatorii de energie electrică;
(c)
obținerea unei pătrunderi mai ridicate din partea cogenerării și a surselor regenerabile de energie, inclusiv a tehnologiilor privind sursele regenerabile de energie cu cerințe complexe și speciale pentru gestionarea acestora, cum ar fi surse regenerabile de energie cu centrale de stocare, pe energie solară etc.;
(d)
garantarea transparenței necesare pentru gestionarea sistemelor izolate, asigurând astfel tratarea nediscriminatorie a tuturor participanților pe piață, în special a producătorilor.
(34)
Prin urmare, RAE susține că, indiferent dacă un furnizor sau mai mulți furnizori dețin o licență pentru a fi activi într-un microsistem izolat, această infrastructură trebuie instalată în sistemele izolate din insulele neinterconectate.
(35)
Costul estimat pentru instalarea acestei infrastructuri se preconizează a nu depăși 20 până la 30 de milioane EUR pentru toate insulele neinterconectate, inclusiv Creta și Rodos. RAE consideră că suma este rezonabilă, în special în ceea ce privește avantajele preconizate, și anume asigurarea transparenței și a verificării OSP INI, precum și exploatarea adecvată și controlată a sistemelor de energie electrică izolate.
(36)
Contrar celor menționate de YPEKA, RAE consideră că acordarea de licențe mai multor furnizori pentru a fi activi într-un sistem izolat anume din insulele neinterconectate nu va implica costuri suplimentare semnificative referitoare la infrastructura necesară, întrucât aceasta este în orice caz deja necesară pentru planificarea zilnică a unităților de producere amplasate în insulele neinterconectate, pentru închiderea pieței și furnizarea de energie pentru OSP INI.
(37)
De asemenea, RAE consideră că acordarea de licențe pentru mai mult decât un singur furnizor are avantaje suplimentare semnificative pentru consumatorii din insulele neinterconectate.
(38)
Prin urmare, RAE consideră că excluderea permanentă a furnizorilor alternativi de pe piețele INI nu este oportună. Instalarea infrastructurii necesare, astfel cum este descrisă mai sus, se preconizează a fi finalizată într-o perioadă de trei până la cinci ani. RAE nu s-ar opune unei posibile derogări strict pentru această perioadă de timp, fără nicio prelungire ulterioară.
(39)
De asemenea, RAE observă că, în cazul în care situația unui sistem izolat de pe insulele neinterconectate se schimbă astfel încât acesta nu se mai încadrează în categoria de microsisteme izolate sau mici sisteme izolate, derogarea ar trebui să nu se mai aplice în mod automat. Aceasta ar putea surveni în cazul în care sistemele izolate din insulele neinterconectate sunt interconectate cu sistemul interconectat elen.
4. EVALUARE
4.1. TEMEIUL JURIDIC AL CERERII
(40)
Articolul 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE prevede posibilitatea de derogare de la anumite dispoziții ale directivei, în cazul în care derogarea se aplică micilor sisteme izolate și microsistemelor izolate.
(41)
În conformitate cu articolul 2 alineatul (26) din Directiva 2009/72/CE, un mic sistem izolat înseamnă orice sistem cu un consum mai mic de 3 000 GWh în anul 1996, în care mai puțin de 5 % din consumul anual se obține prin interconectarea cu alte sisteme.
(42)
În conformitate cu articolul 2 alineatul (27) din Directiva 2009/72/CE, un microsistem izolat înseamnă orice sistem cu un consum mai mic de 500 GWh în anul 1996, care nu este interconectat cu alte sisteme.
(43)
Sistemele izolate identificate în cerere constau în cel puțin o insulă neinterconectată și, ocazional, în mai multe (a se vedea coloanele 1 și 2 din tabel). Chiar dacă un sistem izolat constă în mai multe insule neinterconectate care sunt interconectate între ele, sistemul de energie electrică reprezentat de respectivele insule care sunt interconectate este izolat, în sensul că acesta nu este conectat la niciun alt sistem de energie electrică.
(44)
În cerere se susține că 31 dintre cele 32 de sisteme izolate sunt microsisteme izolate, cel mai mare dintre acestea fiind Rodos. Microsistemele izolate pentru care s-a depus cererea au reprezentat 5,24 % din vânzările totale de energie electrică în Grecia în 2010. Sistemul izolat din Creta este considerat un mic sistem izolat. În 2010, Creta a reprezentat 3,01 % din cererea de energie electrică elenă.
Cererea anuală de energie electrică din partea sistemelor izolate
Cerere anuală (MWh)
Cerere anuală în 1996
Numele sistemului izolat
INI care sunt parte a sistemului izolat
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Da
Nu
Rodos
Rodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Da
Da
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Da
Da
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Da
Da
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Da
Da
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Da
Da
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Da
Da
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Da
Da
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Da
Da
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Da
Da
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Da
Da
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Da
Da
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Da
Da
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Da
Da
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Da
Da
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Da
Da
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Da
Da
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Da
Da
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Da
Da
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Da
Da
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Da
Da
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Da
Da
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Da
Da
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Da
Da
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Da
Da
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Da
Da
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Da
Da
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Da
Da
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Da
Da
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Da
Da
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Da
Da
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Da
Da
(45)
Tabelul de mai sus conține sistemele izolate astfel cum sunt identificate în cerere și prezintă anumite informații cu privire la fiecare dintre acestea. Din informațiile respective se poate deduce că toate sistemele izolate, cu excepția Cretei, au avut, în 1996, o cerere de energie electrică care le califică drept microsisteme izolate în sensul articolului 2 alineatul (27) din Directiva 2009/72/CE. În ceea ce privește Creta, trebuie menționat, de asemenea, că, întrucât Creta nu a fost și nu este interconectată la niciun sistem de energie electrică, procentajul cererii satisfăcute prin intermediul interconexiunilor a fost și este în continuare zero, și anume sub procentajul de 5 %. Prin urmare, Creta este un mic sistem izolat în sensul articolului 2 alineatul (26) din Directiva 2009/72/CE.
(46)
În opinia RAE nu sunt incluse observații cu privire la sistemele izolate identificate în cerere.
(47)
Prin urmare, Comisia concluzionează că sistemele izolate identificate în coloana 1 din tabelul de mai sus sunt microsisteme izolate în sensul articolului 2 alineatul (27) din Directiva 2009/72/CE, cu excepția Cretei, care reprezintă un mic sistem izolat în sensul articolului 2 alineatul (26) din Directiva 2009/72/CE.
4.2. PROBLEME SEMNIFICATIVE PENTRU EXPLOATAREA CENTRALELOR ELECTRICE CONVENȚIONALE ÎN MICROSISTEMELE IZOLATE
(48)
Comisia consideră că există probleme semnificative în ceea ce privește exploatarea centralelor electrice convenționale în microsistemele izolate. Acestea se datorează, în principal, următoarelor elemente:
(a)
Dimensiunea sarcinii care trebuie furnizată pe insule nu permite instalarea unor centrale electrice convenționale mai mari, mai eficace și mai eficiente din punct de vedere al costurilor, întrucât, printre altele, pentru ca un sistem izolat să poată funcționa între marje de siguranță acceptabile, acesta nu se poate baza pe o singură centrală electrică.
Niciun microsistem izolat nu a înregistrat vârfuri maxime mai mari de 188,5 MW în 2013. Încărcarea maximă medie și cea mediană, de 20,8 și, respectiv, 4,2 MW, sunt mult mai mici.
Niciuna dintre centralele convenționale instalate în prezent în microsistemele izolate nu are o capacitate mai mare de 27 MW. Dimensiunea medie și cea mediană a centralelor sunt mult mai mici, de 3,9 și, respectiv, 1,1 MW.
Dimensiunea mică a încărcăturii care va fi furnizată, modificarea semnificativă a cererii, afectată suplimentar de pătrunderea din ce în ce mai mare a surselor regenerabile de energie, reduce, de asemenea, opțiunile în materie de tehnologii ale centralelor de energie electrică convenționale care pot fi utilizate în microsistemele izolate.
Toate capacitățile de producere convențională din sistemele izolate de pe insulele neinterconectate sunt alimentate pe bază de diesel sau păcură.
(b)
Factorii de sarcină anuali din toate microsistemele izolate sunt scăzuți. Factorul de sarcină nu a depășit 0,54 în 2012 în niciun microsistem izolat. Încărcarea maximă medie și cea mediană, ambele de 0,38, sunt chiar mai mici. Având în vedere accesul prioritar al surselor regenerabile de energie și faptul că factorii de sarcină folosiți în acest caz reflectă întregul sistem de energie electrică al microsistemului izolat, factorul de sarcină pentru centralele electrice convenționale din insulele neinterconectate este chiar mai scăzut.
Factorul de sarcină anual în sistemul interconectat elen este, în general, de aproximativ 50 % pentru toate unitățile și de 65 % pentru unitățile termice (6).
Factorul de sarcină anual este un indicator pentru utilizarea reală a centralelor electrice într-un an dat și, prin urmare, pentru capacitatea acestora de a înregistra câștiguri.
Pătrunderea din ce în ce mai mare a surselor regenerabile de energie va reduce și mai mult sarcina care trebuie furnizată de centralele de energie electrică convenționale.
(c)
Există mai multe proiecte al căror obiectiv este interconectarea insulelor neinterconectate la sistemul principal interconectat elen, în special a insulelor Ciclade și Creta. Astfel cum s-a explicat mai sus, centralele de energie electrică convenționale din insulele neinterconectate nu sunt la fel de eficiente precum centralele electrice instalate în sistemul interconectat și, prin urmare, este puțin probabil ca acestea să fie viabile din punct de vedere economic după interconectarea insulelor neinterconectate pe care se află.
Prin urmare, posibilitatea ca un sistem izolat să fie interconectat reprezintă un stimulent cu efect de descurajare semnificativ în ceea ce privește investiția în capacitățile convenționale din insulele neinterconectate.
(d)
Sarcina relativ mică care va fi furnizată înseamnă că este posibil ca revocări relativ mici la nivelul cererii să afecteze capacitățile de producere necesare pentru un sistem izolat dat. Lipsa capacităților de interconectare înseamnă că toate modificările aduse cererii trebuie în mod necesar să fie egalate de capacitățile de producere amplasate în microsistemul izolat.
Acest factor sporește necesitatea oportunităților și a flexibilității în oferirea unui răspuns la revocările cererii pe termen mai lung.
Nevoia de flexibilitate este consolidată, de asemenea, de dificultățile întâmpinate în ceea ce privește identificarea unor amplasamente adecvate pentru centralele electrice convenționale pe insulele neinterconectate și durata procedurilor de acordare a licențelor și avizelor.
(e)
În 2012, raportul dintre cererea anuală maximă și cea minimă (7) pentru toate microsistemele izolate este de cel puțin 3,35, însă acesta este mai ridicat, în multe cazuri mult mai ridicat, pentru un microsistem izolat dat. De fapt, raportul mediu și cel median dintre cererea maximă și cea minimă este de 6,27 și, respectiv, de 5,98.
În 2010, raportul dintre cererea maximă și cea minimă în sistemul interconectat elen a fost de aproximativ 3.
Raportul mai ridicat dintre cererea maximă și cea minimă reflectă gradul de flexibilitate și rezervele care trebuie puse la dispoziție în cadrul capacității de producție instalată într-un sistem izolat, inclusiv într-un an dat.
Trebuie notat faptul că, în acest sens, în 2012, în aproximativ 60 % din microsistemele izolate s-au folosit generatoare de energie electrică mobile.
(49)
Prin urmare, Comisia concluzionează că există probleme semnificative în ceea ce privește exploatarea centralelor electrice convenționale în cadrul sistemelor izolate din insulele neinterconectate, conform celor indicate în tabelul de mai sus.
4.3. EVALUAREA DEROGĂRII SOLICITATE DE LA CAPITOLUL III
4.3.1. Derogarea de la dispozițiile prevăzute în capitolul III nu se poate aplica noilor capacități
(50)
În conformitate cu articolul 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE, derogările de la dispoziția din capitolul III pot fi acordate numai cu privire la reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților existente.
(51)
Prin urmare, derogarea de la dispozițiile capitolului III din Directiva 2009/72/CE nu poate fi acordată pentru noile capacități.
(52)
În schimb, dat fiind faptul că sistemele izolate din insulele neinterconectate sunt rețele de distribuție, în cazul în care procedura de autorizare pentru noile capacități nu prevede autorizarea corespunzătoare a noilor capacități pentru sistemele izolate din insulele neinterconectate, autoritățile elene pot lua în considerare aplicarea dispozițiilor articolului 7 alineatul (3) din Directiva 2009/72/CE, de asemenea, în ceea ce privește noile mici capacități convenționale. Noile mici capacități convenționale ar putea, de exemplu, să includă capacitățile de producție temporare care ar putea fi puse la dispoziție pe termen lung, fără atribuirea permanentă într-o anumită locație.
4.3.2. Derogarea de la dispozițiile capitolului III nu se poate aplica Cretei
(53)
Astfel cum este menționat mai sus, toate insulele neinterconectate sunt microsisteme izolate, cu excepția Cretei, care este un mic sistem izolat.
(54)
Prin urmare, derogarea de la dispozițiile capitolului III din Directiva 2009/72/CE nu poate fi acordată Cretei.
4.3.3. Derogarea de la dispozițiile capitolului III nu include sursele regenerabile de energie și centralele de energie electrică și termică
(55)
Cererea nu menționează în mod explicit faptul că derogarea solicitată vizează doar centralele convenționale.
(56)
Cu toate acestea, articolul 133 alineatul (3) din Legea nr. 4001/2011 exclude în mod expres energia electrică produsă din surse regenerabile de energie de către centralele hibride și în cogenerare cu randament ridicat și, în ceea ce privește autoproducătorii, din domeniul de aplicare al licenței de producere exclusivă care ar putea fi acordată PPC. Aceleași dispoziții decurg, de asemenea, din articolul 225 din Codul INI.
(57)
De asemenea, justificarea prevăzută se referă la problemele semnificative întâmpinate numai în cazul exploatării centralelor electrice convenționale. De fapt, se argumentează că respectivele centrale electrice se confruntă cu probleme semnificative ca urmare, printre altele, a creșterii penetrării surselor regenerabile de energie.
(58)
Prin urmare, chiar dacă obiectivul solicitării ar fi derogarea de la dispozițiile capitolului III din Directiva 2009/72/CE pentru centrale de producție altele decât centralele electrice convenționale, derogarea nu poate fi acordată deoarece nu au fost prezentate dovezi în acest sens.
4.3.4. Derogarea de la autorizarea reabilitării, modernizării și extinderii capacităților existente poate fi acordată
(59)
Având în vedere problemele semnificative menționate mai sus pentru exploatarea unor centrale electrice convenționale în cadrul unor mici sisteme izolate, derogarea poate fi acordată pentru autorizarea unei capacități convenționale existente în măsura în care aceasta vizează reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților convenționale existente. Această autorizație poate fi acordată direct pentru PPC.
(60)
În sensul acestei derogări:
(a)
capacitățile de producere convenționale existente înseamnă proiectele privind construirea capacităților de producere convenționale pentru care RAE a acordat deja o licență care nu a fost anulată la data intrării în vigoare a prezentei decizii;
(b)
demolarea completă a capacităților de producere principale de pe un amplasament existent și înlocuirea acestora cu o nouă instalație de producere a energiei electrice se consideră construirea unei noi capacități;
(c)
plasarea capacităților de producere temporare în perimetrul capacităților existente reprezintă extinderea capacităților existente.
(61)
Cu toate acestea, nu există niciun temei pentru o derogare de la criteriile și condițiile prevăzute la articolul 7 alineatul (2) din Directiva 2009/72/CE, în baza cărora este acordată o autorizație pentru PPC.
(62)
De asemenea, în cazul în care derogarea este acordată direct pentru PPC, este important ca termenii să precizeze obligațiile referitoare la termenul limită până la care centrala electrică convențională autorizată trebuie să fie pe deplin operațională și să includă dispoziții care să asigure respectarea pe deplin și eficace a obligațiilor respective. La data expirării, la discreția exclusivă a RAE, această autorizație directă poate fi prelungită numai dacă motivele expirării sunt în afara controlului PPC. La data expirării, RAE ar trebui să organizeze o procedură de autorizare în deplină conformitate cu articolul 7 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE, incluzând astfel participarea terților.
4.3.5. Derogarea nu poate include procedura de ofertare pentru noua capacitate
(63)
Prin definiție, procedura de ofertare în sensul articolului 8 din Directiva 2009/72/CE are în vedere capacitatea care trebuie construită și autorizată și care, prin urmare, reprezintă capacitate nouă.
(64)
Din motivele menționate deja mai sus, nu ar trebui acordată derogarea pentru noua capacitate în sensul articolului 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE.
4.4. EVALUAREA DEROGĂRII SOLICITATE DE LA CAPITOLUL VIII
4.4.1. Derogarea de la dispozițiile capitolului VIII nu include articolul 32 cu privire la accesul terților
(65)
Obiectul cererii este derogarea de la capitolul VIII din Directiva 2009/72/CE și, prin urmare, poate fi considerată ca incluzând o cerere de derogare de la dispozițiile articolului 32 cu privire la accesul la rețea al terților (third party access - TPA).
(66)
Cererea nu precizează dacă derogarea solicitată include, de asemenea, articolul 32 din Directiva 2009/72/CE, nici nu prezintă dovezi pentru justificarea unei astfel de derogări. În schimb, Legea nr. 4001/2011 și Codul INI obligă DEDDIE să acorde acces terților în mod nediscriminatoriu la sistemul de distribuție operat de DEDDIE (de exemplu, articolul 127 din Legea nr. 4001/2011). Prin urmare, o astfel de derogare nu poate fi acordată.
4.4.2. Derogarea de la articolul 33 privind deschiderea pieței și reciprocitatea
4.4.2.1. Nu există niciun temei pentru derogarea permanentă de la articolul 33 din Directiva 2009/72/CE
(67)
În esență, cererea susține că PPC ar trebui să rămână furnizorul unic cu licență de aprovizionare a clienților din insulele neinterconectate, întrucât dezvoltarea infrastructurii necesare pentru exploatare și supravegherea pieței de energie electrică în microsistemele izolate împreună cu cele necesare pentru deschiderea pieței către furnizorii terți implică costuri de exploatare pentru operatorul INI care depășesc beneficiile ce pot rezulta pentru clienți din deschiderea pieței.
(68)
Astfel cum rezultă din opinia RAE, infrastructura instalată în insulele neinterconectate are obiectivul de a asigura că OSP INI poate fi administrat, în conformitate cu legislația existentă, într-un mod transparent, verificabil și nediscriminatoriu. De asemenea, infrastructura este necesară pentru exploatarea sistemelor izolate din insulele neinterconectate din punct de vedere tehnic și economic. Prin urmare, întrucât infrastructura este necesară în orice caz pentru a respecta cerințele respective, indiferent de numărul de furnizori licențiați în insulele neinterconectate, deschiderea pieței nu majorează costul infrastructurii.
(69)
Chiar dacă este necesară o infrastructură similară, deschiderea pieței nu este legată intrinsec de exploatarea tehnică a sistemelor izolate din insulele neinterconectate sau OSP INI, întrucât nu există nicio legătură de cauzalitate între exploatarea tehnică și economică a respectivelor sisteme izolate și exploatarea OSP INI în conformitate cu cerințele legale relevante, pe de o parte, și acordarea unei licențe pentru unul sau mai mulți furnizori în vederea furnizării de energie electrică consumatorilor din insulele neinterconectate, pe de altă parte.
(70)
Costurile de producție mai ridicate din insulele neinterconectate, în comparație cu costurile de producție din sistemul interconectat, trebuie într-adevăr recuperate de la furnizorii activi din insulele neinterconectate prin redistribuirea părții respective din compensația OSP INI în raport cu vânzările de energie electrică realizate către consumatorii lor. Cu toate acestea, stabilirea costurilor de producție în insulele neinterconectate nu este în niciun caz necesară pentru stabilirea compensației financiare pentru OSP INI, indiferent de numărul de furnizori activi în insulele neinterconectate.
(71)
Singura cerință suplimentară pentru deschiderea pieței este redistribuirea către fiecare furnizor a părților respective din compensația OSP INI în raport cu vânzările de energie electrică realizate către clienții lor. Datele referitoare la clienți, în special datele înregistrate de contoare, sunt necesare indiferent dacă unul sau mai mulți furnizori sunt licențiați să furnizeze energie electrică clienților din insulele neinterconectate.
(72)
Prin urmare, acordarea compensației OSP INI pentru furnizori implică doar capacitatea de a atribui datele înregistrate de contoarele clienților unui anumit furnizor deținător de licență, acesta fiind în principal un proces administrativ bazat pe informații colectate în totalitate sau în mare măsură indiferent de deschiderea pieței pe insulele neinterconectate. În al doilea rând, această capacitate este o condiție preliminară pentru exploatarea corespunzătoare a oricărei piețe de furnizare de energie electrică. Prin urmare, costurile aferente nu pot fi acceptate ca temei pentru derogarea referitoare la deschiderea pieței, întrucât acestea nu sunt specifice exploatării sistemelor izolate din insulele neinterconectate și sunt legate de o problemă semnificativă în ceea ce privește exploatarea acestora.
(73)
Este important să se noteze că menținerea unor registre pentru a atribui informațiile înregistrate de contoare furnizorilor reprezintă o parte a infrastructurii care trebuie implementată. Deși implementarea infrastructurii complete planificate va facilita operarea optimă a sistemelor de energie electrică izolate, realizarea deplină a investițiilor aferente nu reprezintă o condiție necesară pentru deschiderea pieței.
(74)
Faptul că poate exista o variație substanțială a valorilor costului de producție variabil anual mediu per insulă neinterconectată este nesemnificativ. Într-adevăr, chiar dacă este motivată, o astfel de variație vizează costul producerii de energie electrică în cadrul sistemelor izolate din insulele neinterconectate. Stabilirea sumei respective este deja necesară pentru administrarea OSP INI în conformitate cu cerințele juridice și, în același timp, nu este afectată deloc de numărul de furnizori care dețin o licență de furnizare pentru clienții situați în insulele neinterconectate. De asemenea, având în vedere faptul că administrarea OSP INI se bazează deja pe un sistem lunar pentru fiecare sistem izolat în parte, este dificil să se conceapă că variațiile anuale substanțiale per insulă neinterconectată pot conduce la probleme semnificative.
(75)
Din cele de mai sus rezultă că numărul de furnizori care dețin o licență de furnizare pentru clienții din insulele neinterconectate nu este legat intrinsec nici de operarea tehnicoeconomică a sistemelor izolate, nici de operarea OSP INI în conformitate cu cerințele juridice relevante.
(76)
De asemenea, poate fi observat faptul că deschiderea pieței are beneficii care depășesc costurile, în cazul în care acestea există, pentru deschiderea pieței. Potrivit observațiilor RAE, furnizorii alternativi din insulele neinterconectate ar putea prezenta beneficii semnificative suplimentare pentru clienții din insulele neinterconectate prin combinarea furnizării de alte servicii cu cea a aprovizionării cu energie electrică.
(77)
Prin urmare, nu ar trebui acordată cererea de derogare permanentă de la articolul 33.
4.4.2.2. Limitarea duratei pentru un sistem izolat de la articolul 33 din Directiva 2009/72/CE
(78)
Având în vedere cele de mai sus, trebuie recunoscut faptul că deschiderea pieței necesită aplicarea unor măsuri practice pentru a permite sistemelor izolate din insulele neinterconectate să fie exploatate pe deplin în conformitate cu Codul INI. Problemele practice referitoare la deschiderea pieței pot implica fie indisponibilitatea registrelor necesare pentru a atribui contoarele și datele înregistrate de acestea furnizorilor, fie faptul că nu este încă instituită configurația optimă a infrastructurii. În acest sens, trebuie avută în vedere acordarea unei derogări de la articolul 33 din Directiva 2009/72/CE, limitată în timp.
(79)
Pentru a evalua durata unei astfel de derogări de la capitolul VIII, sunt relevante următoarele două considerente:
(a)
conform celor subliniate deja, cel mai importat element necesar pentru a permite deschiderea pieței în insulele neinterconectate este disponibilitatea unui registru în insulele neinterconectate care să permită atribuirea datelor înregistrate de contoare unui anumit furnizor. Articolul 327 alineatul (4) din Codul INI prevede ca registrul necesar în acest scop să fie finalizat în cel mult doi ani de la data intrării în vigoare a Codului INI. Din punct de vedere practic, disponibilitatea registrului este o condiție necesară pentru deschiderea pieței;
(b)
completarea deplină a programului de investiții pentru infrastructura care va fi instalată în insulele neinterconectate ar facilita în mod cert exploatarea practică a deschiderii pieței în insulele neinterconectate. Cu toate acestea, aceasta nu este o cerință necesară. Articolul 237 alineatul (7) din Codul INI stabilește un calendar prin care toate insulele neinterconectate actuale ar trebui echipate cu infrastructura suplimentară care trebuie instalată în INI în termen de cel mult cinci ani de la intrarea în vigoare a Codului INI.
(80)
Prin urmare, ar trebui acordată o derogare de la deschiderea pieței pe o perioadă de cel puțin doi ani de la intrarea în vigoare a Codului INI, și anume până la 17 februarie 2016, pentru a institui registrele, care sunt o cerință necesară pentru deschiderea pieței. Întrucât infrastructura completă trebuie instalată în termen de cel mult cinci ani de la intrarea în vigoare a Codului INI, valabilitatea derogării ar trebui limitată, în orice caz, la cinci ani de la intrarea în vigoare a Codului INI, adică până la 17 februarie 2019, pentru oricare sistem izolat din insulele neinterconectate. Cu toate acestea, întrucât derogarea se poate justifica doar în cazurile în care există în continuare probleme substanțiale și materiale pentru deschiderea pieței, care pot fi atribuite în mod direct nefinalizării programului de investiție în infrastructură în insulele neinterconectate, ar trebui să se verifice periodic dacă problemele persistă în cadrul unui anumit sistem izolat dintr-o insulă neinterconectată. O astfel de verificare ar trebui să folosească drept criteriu de referință un plan de investiții din partea DEDDIE, aprobat de autoritățile elene competente, pentru instalarea infrastructurii necesare în insulele neinterconectate. Prin urmare, planul respectiv ar trebui finalizat și aprobat până la 17 februarie 2015.
(81)
Pentru a nu amâna inutil deschiderea pieței, planul de investiții în infrastructură al DEDDIE ar trebui aprobat de RAE și ar trebui să prioritizeze sistemele izolate din Creta și Rodos, întrucât acestea sunt cele mai populate insule neinterconectate.
(82)
Începând cu 17 februarie 2016 și, ulterior, o dată pe an, până la 17 februarie 2019, DEDDIE ar trebui să redacteze un raport, care ar trebui aprobat de RAE, precizând motivele pentru care deschiderea pieței nu a avut încă loc într-un anumit sistem izolat dintr-o insulă neinterconectată. Raportul în cauză ar trebui publicat și comunicat Comisiei.
4.4.3. Derogarea de la dispoziția din capitolul VIII nu include articolul 34
(83)
Obiectul cererii este derogarea de la capitolul VIII din Directiva 2009/72/CE și, prin urmare, ar putea fi considerat ca incluzând o cerere de derogare de la articolul 34 cu privire la liniile directe, în sensul articolului 2 alineatul (15) din Directiva 2009/72/CE.
(84)
Cererea nu precizează dacă derogarea solicitată include, de asemenea, articolul 34 din Directiva 2009/72/CE.
(85)
Prin urmare, chiar dacă obiectul cererii este solicitarea derogării de la articolul 34 din Directiva 2009/72/CE, o astfel de derogare nu ar trebui acordată, întrucât nu a fost prezentat temeiul care stă la baza acesteia.
4.4.4. Interconexiuni - aplicarea derogării de la capitolele III și VIII
(86)
Această derogare are în vedere microsistemele izolate caracterizate tocmai prin faptul că nu sunt sau, în cazul micilor sisteme izolate, că sunt doar într-o măsură foarte limitată interconectate cu alte sisteme de energie electrică.
(87)
Cu toate acestea:
(a)
conform planului de dezvoltare pe zece ani al operatorului de rețea de transport elen, și anume operatorul independent al transportului de energie electrică („ADMIE SA”), aprobat recent, interconectarea insulelor Ciclade este preconizată a fi încheiată până în 2018 în trei etape, o parte dintre insule fiind interconectate cu sistemul interconectat elen cu mult înainte de această dată;
(b)
de asemenea, se preconizează că interconectarea Cretei va fi încheiată până în 2020. Componentele relevante ale proiectului pentru primii trei ani au fost incluse în planul de dezvoltare aprobat în 2013, pe o perioadă de zece ani, al ADMIE. Planul final trebuie inclus în planul de dezvoltare pe zece ani care va fi aprobat în 2014.
(88)
Este necesară precizarea în mod explicit a faptului că această derogare pentru un anumit sistem izolat încetează automat de îndată ce o interconexiune dintre un anumit sistem izolat și sistemul interconectat elen devine complet operațională.
(89)
Deși separată din punct de vedere juridic și funcțional, DEDDIE este deținută în proporție de 100 % de PPC. Spre deosebire de un operator al sistemului de distribuție în sensul Directivei 2009/72/CE, DEDDIE are, de asemenea, sarcini multiple în ceea ce privește exploatarea în sistemele izolate din insulele neinterconectate și exploatarea producției în insulele neinterconectate, inclusiv capacitățile de producere convenționale deținute de PPC și, prin urmare, remunerarea sa economică. Astfel cum s-a menționat mai sus, interconexiunea afectează viabilitatea economică a centralelor electrice convenționale instalate în prezent în sistemele izolate din insulele neinterconectate.
(90)
Derogările ar trebui să se acorde numai dacă sunt proporționale și nu depășesc strictul necesar. Prin urmare, este necesară acordarea unor stimulente clare și asigurarea transparenței în ceea ce privește deciziile de a interconecta sistemele izolate din insulele neinterconectate.
(91)
Articolul 108 din Legea nr. 4001/2011 prevede că:
„ADMIE SA prezintă RAE un plan de dezvoltare pe zece ani a sistemului elen de transport de energie electrică până la 31 martie în fiecare an […] Planul de dezvoltare pe zece ani a sistemului elen de transport de energie electrică trebuie, în special, să: […] (c) prezinte un studiu cost-beneficiu tehnic și financiar pentru lucrările importante de transport […], în special pentru […] conexiunile dintre insule și sistemul de transport, incluzând un calendar, fluxul de numerar estimat și cerințele de finanțare pentru toate proiectele de investiții”
.
(92)
Pentru a se asigura că există stimulente clare și transparență în ceea ce privește deciziile cu privire la interconectarea sistemelor izolate din insulele neinterconectate, autoritățile elene ar trebui să se asigure că:
(a)
în momentul autorizării sau licitării pentru capacitățile noi sau existente pentru un anumit sistem izolat de pe o insulă neinterconectată, ADMIE, DEDDIE și RAE iau în considerare în mod sistematic alternativa interconectării sistemului izolat din care face parte insula neinterconectată în cauză. O astfel de autorizare pentru capacitățile existente și cele noi ar trebui refuzată în cazul în care construirea unei interconexiuni este mai eficientă din punct de vedere al costurilor. Costurile ar trebui să includă toate costurile de furnizare a energiei electrică clienților finali din sistemul izolat, inclusiv compensația OSP INI;
(b)
studiul cost-beneficiu pentru lucrările de transport importante efectuate de ADMIE în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011 ia în considerare numai costurile eficiente de investiție și exploatare a interconexiunii. În special, studiul nu ar trebui să ia în considerare veniturile pierdute sau deprecierea activelor de producere convenționale, deja instalate în insulele neinterconectate;
(c)
împreună cu planul de investiții pe zece ani al ADMIE, în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011, RAE publică costurile totale, inclusiv compensația OSP INI, pentru aprovizionarea cu energie electrică a clienților pentru fiecare sistem izolat din insulele neinterconectate. Cu excepția cazului în care planul de investiții pe zece ani al ADMIE include o interconexiune, în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011 și conform aprobării RAE, aceasta din urmă va organiza o procedură de ofertare, din proprie inițiativă sau la simpla cerere a unui terț, în conformitate cu articolul 22 alineatul (7) litera (b) din Directiva 2009/72/CE pentru construirea unei interconexiuni care să conecteze unul sau mai multe sisteme izolate dintr-o insulă neinterconectată. Interconexiunea ar trebui construită dacă prin construirea acesteia sunt reduse costurile totale, inclusiv compensația OSP INI, pentru aprovizionarea cu energie electrică a clienților din insulele neinterconectate;
(d)
RAE stabilește un termen limită clar pentru finalizarea construirii unei interconexiuni. În cazul în care interconexiunea nu este construită deloc sau nu în termenul stabilit de RAE, ar trebui solicitate daune-interese pentru economiile de costuri neobținute.
4.5. DURATĂ
(93)
Este necesară reexaminarea faptelor pe care se bazează derogarea, în special după data limită de finalizare a planurilor pentru interconectarea anumitor sisteme izolate și după expirarea datei limită de instalare a infrastructurii, în conformitate cu articolul 237 din Codul INI.
(94)
Prin urmare, derogările sunt valabile până la 1 ianuarie 2021.
4.6. EFECT RETROACTIV
(95)
Astfel cum se precizează mai sus, cererea din 17 ianuarie 2012 a reînnoit cererea inițială prezentată în 2003.
(96)
Articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE, abrogată prin Directiva 2009/72/CE, include, de asemenea, dispoziții care permit statelor membre să solicite derogări de la anumite dispoziții ale directivei respective în cazul unor probleme semnificative în ceea ce privește exploatarea micilor sisteme izolate și a microsistemelor izolate. În temeiul articolului 48 din Directiva 2009/72/CE, trimiterile la articolul 26 alineatul (1) abrogat din Directiva 2003/54/CE trebuie interpretate drept trimiteri la articolul 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE.
(97)
Definițiile micilor sisteme izolate și ale microsistemelor izolate utilizate la articolul 2 alineatele (26) și (27) din Directiva 2003/54/CE sunt identice cu cele utilizate la articolul 2 alineatele (26) și (27) din Directiva 2009/72/CE.
(98)
Ambele definiții se referă la cererea de energie electrică în sistemele izolate în 1996, care nu s-a schimbat. De asemenea, Creta nu era interconectată la sistemul interconectat elen nici în 2003, nici în 2012, nici în momentul intrării în vigoare a prezentei decizii privind o derogare.
(99)
Prin urmare, toate microsistemele izolate și micile sisteme izolate de energie electrică care se califică drept microsistem izolat sau mic sistem izolat în cadrul cererii sunt calificate astfel în momentul prezentării cererii inițiale și în momentul intrării în vigoare a prezentei decizii privind o derogare.
(100)
Prin urmare, nu au survenit schimbări de drept sau de fapt cu privire la micile sisteme izolate sau la microsistemele izolate care s-ar putea califica pentru derogare în temeiul Directivei 2003/54/CE și al Directivei 2009/72/CE.
(101)
Articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE a permis acordarea derogării de la capitolul III, care include dispoziții similare celor din capitolul III din Directiva 2009/72/CE cu privire la procedurile de autorizare pentru noile capacități și la ofertarea pentru noile capacități.
(102)
Articolul 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE a permis acordarea derogării de la capitolul VII, care include dispoziții similare celor din capitolul VIII din Directiva 2009/72/CE, cu privire la accesul terților, deschiderea pieței și liniile directe.
(103)
În cazul în care Comisia ar fi acordat derogarea ca răspuns la cererea inițială, aceasta ar fi putut face acest lucru în aceleași condiții precum cele pentru prezenta derogare, în temeiul Directivei 2009/72/CE.
(104)
De asemenea, din 2003 nu s-a înregistrat nicio schimbare în circumstanțele de fapt. Într-adevăr, situația geografică a insulelor neinterconectate, factorii economici care guvernează exploatarea sistemelor de energie electrică din cadrul sistemelor izolate din insulele neinterconectate și natura problemelor semnificative existente în ceea ce privește exploatarea centralelor electrice convenționale în sistemele izolate din cadrul insulelor neinterconectate nu au înregistrat modificări semnificative din 2003.
(105)
Cererea inițială este pendinte din 2003. Absența măsurilor din partea Comisiei nu ar trebui să afecteze Republica Elenă. Republica Elenă și-a respectat obligațiile asumate în baza articolului 26 alineatul (1) din Directiva 2003/54/CE și a articolului 44 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE și a prezentat o cerere justificată în mod corespunzător pentru derogare în temeiul articolelor respective pentru sistemele izolate din insulele neinterconectate.
(106)
Prin urmare, este adecvat ca prezenta decizie de derogare să intre în vigoare la data notificării cererii inițiale, și anume la 5 decembrie 2003,
ADOPTĂ PREZENTA DECIZIE:
Articolul 1
Decizia se aplică micilor sisteme izolate și microsistemelor izolate identificate în tabel.
În sensul prezentei decizii, Creta este un mic sistem izolat, iar toate celelalte sisteme izolate sunt microsisteme izolate.
Articolul 2
(1) Se acordă o derogare de la dispozițiile articolului 33 din Directiva 2009/72/CE pentru micile sisteme izolate și microsistemele izolate.
(2) Prezenta derogare este valabilă până la 17 februarie 2016 sau până la instalarea completă a infrastructurii, în conformitate cu articolul 237 alineatul (7) din Codul INI, oricare dintre acestea survine mai târziu. În orice caz, prezenta derogare încetează să se aplice la 17 februarie 2019.
(3) Până la 17 februarie 2015, autoritățile elene vor redacta un plan pentru investițiile de infrastructură, în conformitate cu articolul 237 alineatul (7) din Codul INI, precizând, pentru fiecare sistem izolat din insulele neinterconectate, data până la care infrastructura va fi complet instalată. Planul prioritizează insulele Creta și Rodos.
(4) Începând cu 17 februarie 2016 și, ulterior, o dată pe an, până la 17 februarie 2019, autoritățile elene vor redacta un raport, precizând, pentru fiecare sistem izolat din insulele neinterconectate: (a) dacă s-a realizat deschiderea pieței; (b) starea investițiilor de infrastructură cu privire la planul relevant; (c) problemele substanțiale și semnificative care persistă privind deschiderea pieței; și (d) dacă problemele respective pot fi atribuite direct nefinalizării investițiilor de infrastructură, în conformitate cu articolul 237 alineatul (7) din Codul INI.
Articolul 3
(1) Se acordă o derogare de la dispozițiile articolului 7 alineatul (1) din Directiva 2009/72/CE, conform căreia autorizațiile pentru reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților convenționale existente în microsistemele izolate pot fi acordate direct pentru PPC.
(2) În sensul prezentei derogări:
(a)
capacitățile de producere convenționale existente includ proiectele pentru reabilitarea, modernizarea și extinderea capacităților de producere convenționale pentru care la data notificării prezentei decizii există deja o licență valabilă acordată de RAE;
(b)
demolarea completă a capacităților de producere principale de pe un amplasament existent și înlocuirea acestora cu o nouă instalație de producere a energiei electrice nu se consideră a reprezenta capacități existente, ci se consideră construirea unor noi capacități;
(c)
plasarea capacităților de producere convenționale temporare în perimetrul capacităților existente reprezintă extinderea capacităților existente.
(3) La data expirării autorizației acordate în conformitate cu alineatul (1), autorizația poate fi prelungită, la discreția exclusivă a RAE, cu condiția ca întârzierile să fie cauzate de motive aflate în întregime în afara controlului PPC.
(4) Prezenta derogare nu se mai aplică autorizațiilor acordate în conformitate cu alineatul (1) care au expirat sau au fost anulate.
(5) Toate celelalte dispoziții ale articolului 7 din Directiva 2009/72/CE se aplică în continuare pe deplin.
(6) Prezenta derogare este valabilă până la 1 ianuarie 2021.
Articolul 4
(1) Derogările prevăzute în prezenta decizie nu se mai aplică micilor sisteme izolate și microsistemelor izolate după interconectarea acestora cu sistemul interconectat.
(2) Autoritățile elene:
(a)
iau în considerare în mod sistematic alternativa interconectării sistemului izolat din care face parte insula neinterconectată în momentul autorizării sau ofertării pentru noi capacități în cadrul unui sistem izolat dintr-o insulă neinterconectată. O autorizație pentru noile capacități trebuie refuzată în cazul în care construirea unei interconexiuni este mai eficientă din punct de vedere al costurilor. Costurile includ toate costurile de furnizare a energiei electrice clienților finali în cadrul sistemului izolat, inclusiv compensația OSP INI;
(b)
se asigură că studiul cost-beneficiu al ADMIE privind lucrările importante de transport, prevăzut la articolul 108 din Legea nr. 4001/2011, ia în considerare doar costurile eficiente pentru investiția și exploatarea interconexiunii proiectate. Studiul nu ia în considerare veniturile pierdute sau deprecierea valorii activelor de producere convențională, deja instalate în insulele neinterconectate;
(c)
publică, împreună cu planul de investiții pe zece ani al ADMIE, în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011, costurile totale, inclusiv compensația OSP INI, de aprovizionare cu energie electrică a clienților în fiecare sistem izolat din insulele neinterconectate. Cu excepția cazului în care în planul de investiții pe zece ani al ADMIE este inclusă construcția unei interconexiuni, în conformitate cu articolul 108 din Legea nr. 4001/2011 și conform aprobării RAE, autoritățile elene vor organiza o procedură de ofertare, din proprie inițiativă sau la simpla cerere a unui terț, în conformitate cu articolul 22 alineatul (7) litera (b) din Directiva 2009/72/CE pentru construirea unei interconexiuni care să conecteze unul sau mai multe sisteme izolate dintr-o insulă neinterconectată. O interconexiune ar trebui construită dacă prin construirea acesteia sunt reduse costurile totale, inclusiv compensația OSP INI, de furnizare a energiei electrice clienților din insulele neinterconectate;
(d)
stabilesc un termen limită clar pentru finalizarea construirii unei interconexiuni. În cazul în care interconexiunea nu este construită deloc sau nu este construită în termenul stabilit, autoritățile elene solicită daune-interese pentru economiile de costuri neobținute.
Articolul 5
Prezenta decizie se aplică de la 5 decembrie 2003.
Articolul 6
Prezenta decizie se adresează Republicii Elene.
Adoptată la Bruxelles, 14 august 2014.