ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 14. srpna 2014,
kterým se Řecké republice povoluje výjimka z některých ustanovení směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES
(oznámeno pod číslem C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EVROPSKÁ KOMISE,
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie,
s ohledem na směrnici Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES (1), a zejména na čl. 44 odst. 1 a článek 48 uvedené směrnice,
s ohledem na žádosti předložené Řeckou republikou dne 17. ledna 2012 a 5. prosince 2003,
poté, co s touto žádostí obeznámila členské státy,
vzhledem k těmto důvodům:
1. POSTUP
(1)
Dne 17. ledna 2012 předložilo řecké Ministerstvo pro životní prostředí, energetiku a změnu klimatu (dále jen „YPEKA“) Komisi v souladu s čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES žádost (dále jen „žádost“) o výjimku z kapitoly III a VIII směrnice 2009/72/ES pro některé řecké ostrovy, které nejsou propojeny s elektroenergetickou soustavou kontinentálního Řecka (nepropojené ostrovy či „NO“).
(2)
Dne 12. září 2012 požádala Komise řecký energetický regulační orgán (dále jen „RAE“), aby se k žádosti vyjádřil. Orgán RAE na tuto žádost reagoval dne 16. listopadu 2012 (dále jen „stanovisko orgánu RAE“).
(3)
Dne 17. prosince 2013, 23. prosince 2013, 4. února 2014, 28. února 2014 a 17. března 2014 předložil orgán RAE další podklady, jimiž žádost odůvodnil.
(4)
Dne 14. března 2014 (s dodatkem zaslaným dne 20. března 2014) Komise informovala členské státy o podání žádosti podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a požádala je, aby případně předložily své připomínky do 25. března 2014. Nebyly předloženy žádné připomínky.
(5)
Ministerstvo YPEKA touto žádostí navázalo na žádost o odchylku od některých ustanovení směrnice 2003/54/ES, kterou předložilo Ministerstvo rozvoje dne 5. prosince 2003 podle čl. 26 odst. 1 směrnice Evropského parlamentu a Rady 2003/54/ES (2) (dále jen „původní žádost“). Ačkoli byly provedeny předběžné úkony k prošetření původní žádosti, nebyla odchylka podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES udělena ani zamítnuta.
2. ŽÁDOST PŘEDLOŽENÁ MINISTERSTVEM YPEKA
2.1. ROZSAH POŽADOVANÉ VÝJIMKY
(6)
Předmětem žádosti je výjimka z kapitol III a VIII směrnice 2009/72/ES.
(7)
Kapitola III směrnice 2009/72/ES pojednává o povolovacím řízení a výběrovém řízení na nové kapacity. Kapitola VIII se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
2.2. STÁVAJÍCÍ ORGANIZACE ELEKTRICKÉ SOUSTAVY NA NEPROPOJENÝCH OSTROVECH
(8)
Řecké trhy s energií jsou upraveny především řeckým zákonem č. 4001/2011, jenž provádí směrnici 2009/72/ES do vnitrostátního práva. Zákon č. 4001/2011 vstoupil v platnost dne 22. srpna 2011.
(9)
Provozovatelem řecké distribuční soustavy je společnost DEDDIE SA (dále jen „DEDDIE“), jejímž výhradním vlastníkem je společnost Public Power Corporation (dále jen „PPC“), zavedený řecký výrobce a dodavatel elektřiny, od nějž je však po právní a funkční stránce oddělena. Vlastníkem aktiv tvořících síť a provozovaných společností DEDDIE je společnost PPC.
(10)
Podle článku 127 zákona č. 4001/2011 je společnost DEDDIE odpovědná za rozvoj, provozování a údržbu řecké distribuční soustavy elektřiny, což zahrnuje i distribuční soustavu elektřiny na nepropojených ostrovech.
(11)
Společnost DEDDIE navíc nese odpovědnost i za provozování elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech. Mezi tyto úkoly patří: i) vypracovat plán rozvoje výroby elektřiny pro izolované mikrosoustavy, včetně programu jejich propojení s ostatními nepropojenými ostrovy, ii) zajistit, aby v nezbytných zónách bylo možné instalovat nové výrobní kapacity, rozšířit stávající kapacity nebo složky dodávek a rozšířit řeckou distribuční soustavu elektřiny na nepropojené ostrovy a izolované mikrosoustavy, iii) uzavřít smlouvy s držiteli licencí, které by upravovaly dodávky elektřiny do této soustavy a z této soustavy, poskytování pomocných služeb pro distribuční soustavy na nepropojených ostrovech a odměňování výrobců elektřiny, poplatky účtované zákazníkům a dodavatelům za poskytnutou elektřinu a další příjmy a výdaje na zvláštních účtech, např. účtech určených pro odměňování povinností veřejné služby.
(12)
Ustanovení čl. 137 odst. 1 zákona č. 4001/2011 stanoví, že všichni spotřebitelé elektřiny jsou považováni za oprávněné zákazníky, s výjimkou spotřebitelů usazených v izolovaných mikrosoustavách v souladu s článkem 139 uvedeného zákona.
(13)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„S výjimkou případů, kdy je elektřina vyráběna z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i v případě zařízení pro vlastní spotřebu, byla-li v souladu s ustanoveními článku 139 povolena výjimka, je licence k výrobě elektřiny v souladu s určitými nařízeními o udělování licencí udělena pouze společnosti PPC SA. Společnost PPC SA je odpovědná za nepřerušenou dodávku elektřiny do izolovaných mikrosoustav, k čemuž obdrží licenci, jakož i za zabezpečení dlouhodobého finančního provozování elektroenergetické soustavy na těchto ostrovech.“
(14)
Článek 134 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„Aniž jsou dotčena ustanovení článku 139 uvedeného zákona, jsou licence k dodávkám elektřiny do izolovaných mikrosoustav v souladu s požadavky nařízení o udělování licencí uděleny výhradně společnosti PPC SA. Neoprávněným zákazníkům musí společnost PPC SA dodávat elektřinu na žádost.“
(15)
Podle článku 139 zákona č. 4001/2011 lze v souladu s ustanoveními článku 44 směrnice 2009/72/ES povolovat výjimky z ustanovení uvedeného zákona.
(16)
Ministerské rozhodnutí č. PD5/EL/B/F IB/12924 přijaté podle článku 28 řeckého zákona č. 3426/2005 stanoví, že dodávky elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech ze strany kteréhokoli výrobce elektřiny představují povinnost veřejné služby (dále jen „povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech“) v obecném hospodářském zájmu. Z důvodu sociální soudržnosti musí dodavatelé elektřiny na nepropojených ostrovech poskytovat elektřinu za cenu, která podle kategorie spotřebitelů odpovídá ceně elektřiny v řecké propojené soustavě.
(17)
Článek 52 řeckého zákona č. 4001/2011 stanoví, že zákazníci na nepropojených ostrovech mají nárok na zvláštní služby jak z hlediska ceny a kvality a bezpečnosti dodávek, tak i transparentnosti smluvních podmínek. Poskytovatelé zajišťující povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech obdrží za plnění této povinnosti finanční náhradu, jejíž výpočet je prováděn na základě metodiky stanovené orgánem RAE v jeho rozhodnutí č. 24/2014 (3). Tato metodika vychází z rozdílu mezi celkovými výrobními náklady na nepropojených ostrovech (pevnými i proměnnými) a celkovou tržní cenou, kterou dodavatelé v propojené soustavě hradí (mezní náklady v soustavě plus všechny další mechanismy v řecké propojené soustavě). Výpočet náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech se provádí měsíčně a pro soustavu každého samostatného ostrova a podléhá kontrole ze strany orgánu RAE. Tato náhrada je financována z daně uložené všem zákazníkům, včetně zákazníků na nepropojených ostrovech. (4) Mechanismus plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech spravuje společnost LAGIE, řecký subjekt ve vlastnictví státu působící na trhu. V ministerském rozhodnutí D5-EL/B/F1/oik.27547 z prosince 2011 (5), jež vychází z ustanovení čl. 55 odst. 3 zákona č. 4001/2011, se stanoví, že povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mají nabízet všichni dodavatelé, tudíž všichni dodavatelé jsou způsobilí pro náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech.
(18)
Sekundární právní předpisy podrobněji upravují dodávky a výrobu elektrické energie na nepropojených ostrovech. Orgán RAE přijal ve svém rozhodnutí č. 39/2014 ze dne 28. ledna 2014 konkrétně Kodex pro řízení elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech („kodex pro nepropojené ostrovy“), jenž upravuje celou řadu aspektů týkajících se provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech, včetně otevírání trhu a realizace sjednaných tržních transakcí a výroby elektřiny. Tento kodex vstoupil v platnost dnem zveřejnění, tj. 17. února 2014.
2.3. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM IZOLOVANÝCH SOUSTAV
(19)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s provozováním řeckých izolovaných elektroenergetických soustav:
a)
velmi kolísavá poptávka po elektřině v izolovaných mikrosoustavách, jež je dána i) úlohou cestovního ruchu v hospodářském rozvoji ostrovů a ii) rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie.
Tyto faktory mají negativní vliv jak na faktor zatížení tepelné či tradiční výrobní kapacity, tak i na možnost navrácení nákladů na investice do této výrobní kapacity;
b)
velmi rozmanité povětrnostní podmínky na ostrovech, jež ovlivňují poptávku a způsobují výpadky soustav pro výrobu elektřiny, což vyžaduje značné rezervy.
(20)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s rozvojem tradiční výroby elektřiny v řeckých malých izolovaných elektroenergetických soustavách:
a)
problém či dokonce nemožnost nalézt vhodné lokality pro výstavbu nových tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách, a to především z důvodu nesouhlasu veřejnosti;
b)
malá rozloha nepropojených ostrovů, v důsledku čehož dochází kvůli nepředvídatelným investicím spotřebitelů elektřiny (jako jsou rozlehlé turistické komplexy či přístavní zařízení pro turistické lodě) k velkým změnám v dlouhodobém plánování rozvoje výroby tepelné energie, což vyžaduje, aby reakce na poptávku po elektřině byla účelná a flexibilní;
c)
předpokládá se, že poptávka po elektřině v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech se bude do roku 2017 každoročně zvyšovat o 2 %. Ačkoli již byla společnosti PPC udělena povolení k instalaci dodatečné požadované kapacity a tato instalace již byla naplánována (a předpokládá se, že do roku 2017 pokryje poptávku všech nepropojených ostrovů a zajistí i nezbytné rozpětí rezerv), nebylo vždy možné dodržet časový plán;
d)
malý objem zatížení, velmi kolísavé zatížení a rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie ve většině izolovaných mikrosoustav omezují dostupná technologická řešení tradiční výroby elektřiny a zužují možnost volby malých elektráren využívajících těžké oleje s nízkým obsahem síry či lehké oleje;
e)
postupy zadávání zakázek na novou výrobu elektřiny jsou časově náročné. Od udělení povolení k zahájení provozu elektráren obvykle uplyne dva a půl až tři roky;
f)
vypracování plánů na výstavbu propojovacích vedení mezi řeckou propojenou soustavou a izolovanými mikrosoustavami na nepropojených ostrovech oslabuje zájem o investice do tradiční výrobní kapacity na těchto ostrovech. Projekty propojovacích vedení s Kykladami a Krétou jsou již naplánovány.
(21)
Z toho důvodu je nezbytné uchylovat se pravidelně k nouzovým řešením, např. k zapůjčení mobilních naftových generátorů elektrického proudu či plynových turbín. Nutnost vydávat případ od případu povolení pro zajištění výroby elektřiny v nouzových situacích je nežádoucí, neboť je spojena s nehospodárným zapůjčením vybavení, místo aby toto vybavení bylo zakoupeno. V žádosti je uvedeno několik příkladů, kdy bylo v důsledku nepředvídaných událostí nezbytné dlouhodoběji využívat mobilní generátory elektrického proudu.
(22)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s otevíráním trhu v izolovaných elektroenergetických soustavách na nepropojených ostrovech:
a)
aby bylo možné otevřít trh, bude nezbytné vyprojektovat a instalovat v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech zvláštní infrastrukturu. Tato infrastruktura bude vyžadovat instalaci kontrolních středisek, jejichž úkolem bude řídit: i) každodenní rozvrh výroby, a ii) realizaci sjednaných tržních transakcí v každé izolované soustavě tím, že se výrobní náklady v každé izolované soustavě rozdělí mezi dodavatele, kteří zde působí.
Nezbytná infrastruktura je nákladná a náklady ponesou spotřebitelé;
b)
z důvodu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech jsou maloobchodní ceny elektřiny pro každou kategorii spotřebitelů na celém řeckém území stejné. Náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, tudíž musí být dodavatelům působícím na těchto ostrovech uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům.
Uvádí se, že mechanismus realizace sjednaných tržních transakcí by byl z důvodu velmi rozmanitých hodnot průměrných ročních proměnných výrobních nákladů na jeden nepropojený ostrov složitý.
(23)
Ministerstvo YPEKA se tudíž domnívá, že s rozvojem nezbytné infrastruktury pro fungování trhu s elektrickou energií a dozor nad ním ve spojitosti s otevřením trhu v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech jsou spojeny náklady, které převažují nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(24)
V žádosti není uvedeno datum, k němuž by požadovaná výjimka ztratila platnost.
3. STANOVISKO ORGÁNU RAE
3.1. ROZSAH VÝJIMKY
3.1.1. Výjimka z kapitoly III směrnice 2009/72/ES
(25)
Orgán RAE se domnívá, že výjimka z kapitoly III podle čl. 44 odst. 1 by se neměla týkat instalace nových energetických kapacit, které lze rozvíjet v izolované soustavě, nýbrž pouze rekonstrukce, modernizace či rozšíření stávající výrobní kapacity. Stávající výrobní kapacitu tvoří elektrárny, které jsou na nepropojených ostrovech již v provozu nebo ve fázi výstavby. Každá nová elektrárna instalovaná na těchto ostrovech se považuje za novou výrobní kapacitu.
(26)
Orgán RAE konstatuje, že v průběhu posledních dvou desetiletí projevovali nezávislí výrobci elektřiny (tj. jiní než společnost PPC) značný zájem o rozvoj obnovitelných zdrojů energie a elektráren pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie ve všech izolovaných mikrosoustavách. Pokud jde o obnovitelné zdroje energie a kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie, neměl by být přístup třetích stran k elektroenergetickým soustavám všech nepropojených ostrovů omezován.
(27)
Orgán RAE konstatuje, že za předpokladu, že budou splněny určité podmínky, nebude bránit povolení výjimky pro účely uvedení nových tradičních elektráren do provozu. Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES však neumožňuje povolit výjimku pro nové kapacity.
(28)
Orgán RAE se domnívá, že důvodem pro rozšíření kapacit stávajících tradičních elektráren je především krátkodobý nedostatek kapacit na nepropojených ostrovech, jenž je důsledkem neočekávaných škod vzniklých na stávajících kapacitách či opožděné instalace nových kapacit, a zejména pak v průběhu období, kdy je vysoká poptávka po elektrické energii (např. v letní sezóně). Takové rozšíření je podle článku 8 směrnice 2009/72/ES předmětem otevřeného výběrového řízení. Tento postup je časově náročný a v případě nouzových situací, jež vyžadují naléhavé řešení, nevyhovující.
(29)
Orgán RAE souhlasí s tím, aby společnost PPC nesla odpovědnost za takové nouzové situace. Vzhledem k tomu, že společnost PPC je schopna přesouvat mobilní tradiční bloky z ostrovů, na nichž je přebytek kapacit, na ostrovy, na nichž je nedostatek kapacit, mohlo by se jednat i o nejhospodárnější řešení.
(30)
Orgán RAE zdůrazňuje, že u každé výjimky musí být možné určit příslušný postup udělování povolení pro případ nouzových situací, a zejména pak, která kritéria uvedená v článku 7 směrnice 2009/72/ES musí být příslušnými orgány vydávajícími povolení přezkoumána.
(31)
Orgán RAE se domnívá, že výjimku je třeba povolit na omezenou dobu, například maximálně na 10 let.
3.1.2. Výjimka z kapitoly VIII uvedené směrnice
(32)
Podle orgánu RAE jsou dodávky elektřiny na nepropojených ostrovech v praxi spojeny s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech a náhradou za plnění této povinnosti, neboť i) náklady na výrobu elektřiny na těchto ostrovech jsou podstatně vyšší než v kontinentálním Řecku a ii) Řecká republika na celém svém území vyžaduje jednotnou tvorbu cen podle kategorie spotřebitelů.
(33)
V kodexu pro nepropojené ostrovy se předpokládá, že na těchto ostrovech budou instalovány měřicí přístroje a záznamová zařízení pro účely jednohodinového měření, vytvořena střediska pro hospodaření s energií a kontrolu a zavedeny systémy informačních technologií pro sledování a související činnosti. Orgán RAE považuje tuto infrastrukturu za nezbytnou, aby:
a)
se zajistilo, že náklady na plnění povinnosti veřejné služby jsou transparentní, nediskriminační a ověřitelné;
b)
se zajistilo náležité provozování a řádné řízení elektroenergetických soustav s cílem dosáhnout co nejhospodárnějšího provozního režimu, a tím i výraznějšího snížení poplatků spojených s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech, které hradí spotřebitelé energie;
c)
se dosáhlo většího podílu obnovitelných zdrojů energie a kombinované výroby tepla a elektrické energie, včetně technologií v oblasti obnovitelných zdrojů energie se složitými a zvláštními nároky na řízení, jako jsou např. obnovitelné zdroje energie s možností skladování energie, solární elektrárny atd.;
d)
se zaručila nezbytná transparentnost, pokud jde o řízení izolovaných soustav, čímž se zajistí nediskriminační zacházení se všemi účastníky trhu, a zejména pak výrobci.
(34)
Orgán RAE je tudíž toho názoru, že bez ohledu na to, zda povolení k vykonávání činnosti v rámci izolované mikrosoustavy má jeden či více dodavatelů, musí být tato infrastruktura v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech instalována.
(35)
Předpokládá se, že odhadované náklady na instalaci této infrastruktury se budou pohybovat v rozmezí 20 až 30 milionů EUR pro všechny nepropojené ostrovy, včetně Kréty a Rhodu. Orgán RAE považuje tuto částku za rozumnou, zejména vzhledem k očekávaným přínosům, tj. zajištění transparentnosti a ověřování v souvislosti s plněním povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, jakož i řádné a kontrolované provozování izolovaných elektroenergetických soustav.
(36)
Na rozdíl od ministerstva YPEKA se orgán RAE domnívá, že udělení povolení více než jednomu dodavateli, který má vykonávat svou činnost v dané izolované soustavě na nepropojených ostrovech, nebude znamenat žádné značné dodatečné náklady na požadovanou infrastrukturu, neboť tato infrastruktura je tak jako tak nezbytná pro každodenní rozvrh výroby u výrobních bloků umístěných na nepropojených ostrovech, realizaci sjednaných tržních transakcí a plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech.
(37)
Orgán RAE se dále domnívá, že dodatečné významné přínosy pro spotřebitele na nepropojených ostrovech spočívají ve skutečnosti, že zde bude působit více dodavatelů.
(38)
Orgán RAE se tudíž domnívá, že trvalé vyloučení dalších dodavatelů z trhů na nepropojených ostrovech není opodstatněné. Předpokládá se, že instalace nezbytné infrastruktury popsaná výše bude dokončena během tří až pěti let. Orgán RAE by proti případné výjimce poskytnuté výlučně pro tuto časovou lhůtu bez možnosti jakéhokoli prodloužení neměl námitky.
(39)
Orgán RAE dále konstatuje, že výjimka by v případě, že jakákoli izolovaná soustava na nepropojených ostrovech již nebude spadat do kategorie malých izolovaných soustav či izolovaných mikrosoustav, měla automaticky pozbýt platnosti. Taková situace by mohla nastat tehdy, když budou izolované soustavy na těchto ostrovech propojeny s řeckou propojenou soustavou.
4. POSUZOVÁNÍ
4.1. PRÁVNÍ ZÁKLAD ŽÁDOSTI
(40)
Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES stanoví možnost povolit výjimku z některých ustanovení uvedené směrnice, pokud se výjimka vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy.
(41)
Podle čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES se malou izolovanou soustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 3 000 GWh v roce 1996, která získává méně než 5 % své roční spotřeby elektřiny propojením s jinými soustavami.
(42)
Podle čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES se izolovanou mikrosoustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 500 GWh v roce 1996, která nemá žádné propojení s jinými soustavami.
(43)
Izolované soustavy uvedené v žádosti zahrnují jeden, popř. několik nepropojených ostrovů (viz sloupec 1 a 2 v tabulce). I když izolovanou soustavu tvoří několik nepropojených ostrovů, které jsou propojeny mezi sebou navzájem, je elektroenergetická soustava tvořená těmito vzájemně propojenými ostrovy izolovaná v tom smyslu, že není napojena na žádnou jinou elektroenergetickou soustavu.
(44)
V žádosti se uvádí, že 31 z celkem 32 izolovaných soustav jsou izolované mikrosoustavy, přičemž největší z nich je Rhodos. Izolované mikrosoustavy, jež jsou předmětem žádosti, představovaly v roce 2010 5,24 % celkového prodeje elektřiny v Řecku. Izolovaná soustava Kréty je považována za malou izolovanou soustavu. Podíl Kréty na řecké poptávce po elektřině činil v roce 2010 3,01 %.
Roční poptávka jednotlivých izolovaných soustav
Roční poptávka (MWh)
Roční poptávka v roce 1996
Název izolované soustavy
Nepropojené ostrovy, jež jsou součástí příslušné izolované soustavy
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kréta
1 562,300
2 444,543
3 014,392
2 825,132
Ano
Ne
Rhodos
Rhodos
Chalki
386,630
650,115
764,401
760,658
Ano
Ano
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156,340
281,574
351,959
352,984
Ano
Ano
Lesbos
Lesbos
153,650
259,552
308,454
288,230
Ano
Ano
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110,480
180,868
214,449
200,042
Ano
Ano
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95,340
164,761
208,206
194,740
Ano
Ano
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90,170
136,283
151,017
137,315
Ano
Ano
Syros
Syros
56,920
100,429
107,270
95,302
Ano
Ano
Thira
Thira
Thirasia
47,680
88,073
117,957
120,199
Ano
Ano
Mykonos-Délos
Mykonos-Délos
45,740
78,049
115,071
112,978
Ano
Ano
Limnos
Limnos
35,650
55,340
62,710
59,672
Ano
Ano
Karpathos
Karpathos
Kasos
26,580
30,397
37,829
36,931
Ano
Ano
Milos
Milos
Kimolos
15,460
37,331
45,819
45,402
Ano
Ano
Ikaria
Ikaria
13,110
24,359
28,845
27,613
Ano
Ano
Skyros
Skyros
9,380
14,053
16,150
14,782
Ano
Ano
Patmos
Patmos
8,770
13,988
16,738
17,020
Ano
Ano
Sifnos
Sifnos
6,540
13,180
17,966
16,521
Ano
Ano
Symi
Symi
5,250
9,819
15,054
14,662
Ano
Ano
Amorgos
Amorgos
3,840
7,284
9,816
9,072
Ano
Ano
Kythnos
Kythnos
3,610
7,089
8,309
7,991
Ano
Ano
Serifos
Serifos
2,830
6,793
8,162
7,654
Ano
Ano
Astypalea
Astypalea
2,470
5,283
6,997
6,670
Ano
Ano
Megisti
Megisti
770
1,863
2,751
3,005
Ano
Ano
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1,058
1,075
Ano
Ano
Anafi
Anafi
400
858
1,110
1,179
Ano
Ano
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ano
Ano
Erikoussa
Erikoussa
220
452
710
746
Ano
Ano
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ano
Ano
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ano
Ano
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Ano
Ano
Arki-Marathi
Arki-Marathi
0
175
248
312
Ano
Ano
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ano
Ano
(45)
V tabulce výše jsou uvedeny izolované soustavy tak, jak byly určeny v žádosti, jakož i základní informace o každé soustavě. Z těchto informací lze vyvodit, že podle objemu poptávky po elektřině v roce 1996 spadají všechny izolované soustavy s výjimkou Kréty do kategorie izolovaných mikrosoustav ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES. Pokud jde o Krétu, je třeba rovněž uvést, že vzhledem k tomu, že Kréta nebyla a dosud není propojena s žádnou jinou elektroenergetickou soustavou, byl a dosud je procentní podíl poptávky kryté prostřednictvím propojovacích vedení nulový, tj. nižší než 5 %. Kréta tudíž představuje malou izolovanou soustavu ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
(46)
Orgán RAE se k izolovaným soustavám uvedeným v žádosti ve svém stanovisku nevyjádřil.
(47)
Komise tak dospěla k závěru, že izolované soustavy uvedené ve sloupci 1 výše znázorněné tabulky jsou všechny izolovanými mikrosoustavami ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
4.2. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM TRADIČNÍCH ELEKTRÁREN V IZOLOVANÝCH MIKROSOUSTAVÁCH
(48)
Komise se domnívá, že existují zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách. Je tomu tak především z těchto důvodů:
a)
Objem zatížení, který je třeba na ostrovech zajistit, nepředpokládá výstavbu větších, účinnějších a nákladově efektivnějších tradičních elektráren, a to i z toho důvodu, že provozování izolované soustavy v rámci přijatelných bezpečnostních limitů nemůže být závislé na jediné elektrárně.
V žádné izolované mikrosoustavě nepřekročila v roce 2013 roční maximální hodnota 188,5 MW. Průměrné zatížení v době špičky a jeho medián, které činí 20,8, resp. 4,2 MW, jsou mnohem menší.
Ani jedna tradiční elektrárna nacházející se v současnosti v izolovaných mikrosoustavách nemá kapacitu přesahující 27 MW. Průměrná velikost elektrárny a její medián, které činí 3,9, resp. 1,1 MW, jsou mnohem menší.
Malý objem zatížení, který je třeba zajistit, a velmi kolísavá poptávka, které jsou dále ovlivňovány rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie, rovněž zužují volbu technologií uplatňovaných v tradičních elektrárnách, které lze v rámci izolovaných mikrosoustav využívat.
Všechny tradiční výrobní kapacity v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech využívají naftu či topný olej.
b)
Roční faktory zatížení ve všech izolovaných mikrosoustavách jsou malé. Ani v jedné izolované mikrosoustavě nebyl faktor zatížení v roce 2012 vyšší než 0,54. Průměrné zatížení v době špičky i jeho medián, které činí 0,38, jsou dokonce nižší. Vzhledem k prioritnímu přístupu obnovitelných zdrojů energie a skutečnosti, že faktory zatížení zde použité zohledňují celou elektroenergetickou soustavu izolované mikrosoustavy, je faktor zatížení pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech ještě menší.
Roční faktor zatížení v řecké propojené soustavě zpravidla činí 50 % u všech bloků a 65 % u tepelných bloků. (6)
Roční faktor zatížení svědčí o skutečném využívání elektráren v průběhu určitého roku, a tím i o jejich schopnosti vytvářet příjmy.
Rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie dále sníží zatížení, které mají tradiční elektrárny zajišťovat.
c)
Existuje několik projektů, jejichž cílem je propojit nepropojené ostrovy, zejména pak Kyklady a Krétu, s hlavní řeckou propojenou soustavou. Jak již bylo uvedeno výše, tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech nejsou tak účinné jako elektrárny instalované v propojené soustavě, a je tudíž nepravděpodobné, aby po propojení těchto ostrovů byly ekonomicky životaschopné.
Možnost propojení izolované soustavy je tak závažným faktorem odrazujícím od investic do tradičních kapacit na nepropojených ostrovech.
d)
Poměrně malé zatížení, které je třeba zajistit, znamená, že relativně malé změny v poptávce mohou mít vliv na výrobní kapacitu požadovanou v rámci dané izolované soustavy. V důsledku chybějící propojovací kapacity musí být všechny změny v poptávce nutně pokryty výrobní kapacitou umístěnou v rámci dané izolované mikrosoustavy.
Z toho důvodu je tak ještě více zapotřebí, aby reakce na dlouhodobé změny v poptávce byla účelná a flexibilní.
Potřebu flexibilního přístupu ještě více umocňují problémy pociťované při hledání vhodných lokalit pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech a délka trvání postupů pro vydávání licencí a povolení.
e)
Poměr maximální a minimální roční poptávky v roce 2012 (7) ve všech izolovaných mikrosoustavách činí nejméně 3,35, u některých izolovaných mikrosoustav je však vyšší a často i výrazně vyšší. Průměrný podíl maximální a minimální poptávky a jeho medián činí 6,27 a 5,98.
Poměr maximální a minimální poptávky v řecké propojené soustavě činil v roce 2010 přibližně 3.
Vyšší poměr maximální a minimální poptávky vyjadřuje míru flexibility a rezerv, které musí být k dispozici dokonce i v rámci daného roku ve výrobní kapacitě instalované v izolované soustavě.
V této souvislosti je třeba poznamenat, že v roce 2012 se v přibližně 60 % izolovaných mikrosoustav využívaly mobilní generátory elektrického proudu.
(49)
Komise proto dospěla k závěru, že s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech uvedených v tabulce výše jsou spojeny zásadní problémy.
4.3. Posouzení požadované výjimky z kapitoly III
4.3.1. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na nové kapacity
(50)
Podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES lze výjimky z ustanovení kapitoly III povolit, pouze pokud jde o rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající kapacity.
(51)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž nové kapacitě nelze povolit.
(52)
Vzhledem k tomu, že izolované soustavy na nepropojených ostrovech jsou distribučními sítěmi, mohou řecké orgány v případě, že povolovací řízení pro nové kapacity nepovede k úspěšnému povolení nové kapacity pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech, naopak zvážit, že využijí ustanovení čl. 7 odst. 3 směrnice 2009/72/ES i pro nové malé tradiční kapacity. Mezi takové nové malé tradiční kapacity mohou patřit například dočasné výrobní kapacity, které lze dlouhodobě poskytovat, aniž by byly trvale přisouzeny konkrétní lokalitě.
4.3.2. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na Krétu
(53)
Jak je uvedeno výše, všechny nepropojené ostrovy jsou izolovanými mikrosoustavami, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou.
(54)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž Krétě nelze povolit.
4.3.3. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nevtahuje na zařízení využívající obnovitelné zdroje energie či zařízení pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie
(55)
V žádosti není výslovně uvedeno, že se požadovaná výjimka týká pouze tradičních elektráren.
(56)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 však výslovně vylučuje elektřinu vyrobenou z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i zařízení pro vlastní spotřebu z oblasti působnosti výhradní licence pro výrobu elektřiny, kterou lze udělit společnosti PPC. Totéž vyplývá z článku 225 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(57)
Předložené odůvodnění se navíc týká pouze zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren. Ve skutečnosti se konstatuje, že tyto elektrárny se potýkají se zásadními problémy mimo jiné kvůli rostoucímu podílu obnovitelných zdrojů energie.
(58)
I kdyby tedy účelem žádosti byla výjimka z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES pro jiná zařízení na výrobu energie, než jsou tradiční elektrárny, nelze výjimku povolit, neboť nebyly předloženy důvody odůvodňující tuto výjimku.
4.3.4. Lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající kapacity
(59)
S ohledem na výše uvedené zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v rámci malých izolovaných soustav lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající tradiční kapacity. Toto povolení lze udělit přímo společnosti PPC.
(60)
Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje projekty na výstavbu tradiční výrobní kapacity, pro něž orgán RAE již vydal povolení, které ke dni, kdy toto rozhodnutí nabylo účinnosti, nebylo zrušeno;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se považuje za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
(61)
Pro povolení výjimky z kritérií a podmínek, například těch stanovených v čl. 7 odst. 2 směrnice 2009/72/ES, za nichž je povolení uděleno společnosti PPC, však neexistují důvody.
(62)
V případě, že je výjimka povolena přímo společnosti PPC, je navíc důležité, aby byly v podmínkách stanoveny povinnosti týkající se termínu, dokdy musí být povolená tradiční elektrárna zcela provozuschopná, a aby jejich součástí byla ustanovení zajišťující účinné plnění těchto povinností v plném rozsahu. Dle vlastního uvážení orgánu RAE lze po uplynutí platnosti toto přímé povolení prodloužit, avšak pouze tehdy, pokud jeho platnost skončila z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit. Po uplynutí platnosti povolení by orgán RAE měl zahájit povolovací řízení v plném souladu s čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, tedy i za účasti třetích stran.
4.3.5. Výjimka se nemůže vztahovat na výběrová řízení na nové kapacity
(63)
Výběrové řízení ve smyslu článku 8 směrnice 2009/72/ES se ze své definice týká kapacit, které mají být vybudovány a povoleny, a představují tedy nové kapacity.
(64)
Z důvodů uvedených výše by tedy podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES výjimka neměla být povolena.
4.4. POSOUZENÍ POŽADOVANÉ VÝJIMKY Z KAPITOLY VIII
4.4.1. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 32 o přístupu třetích osob
(65)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 32 o přístupu třetích osob.
(66)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 32 směrnice 2009/72/ES, ani neobsahuje žádné důvody odůvodňující tuto výjimku. Zákon č. 4001/2011 a kodex pro nepropojené ostrovy však ukládají povinnost společnosti DEDDIE, aby třetím stranám zajistila nediskriminační přístup k distribuční soustavě, kterou provozuje (např. článek 127 zákona č. 4001/2011). Takovou výjimku tudíž nelze povolit.
4.4.2. Výjimka z článku 33 o otevírání trhu a vzájemnosti
4.4.2.1. Neexistují důvody pro trvalou výjimku z článku 33 směrnice 2009/72/ES
(67)
V žádosti se v zásadě tvrdí, že společnost PPC by pro zákazníky na nepropojených ostrovech měla zůstat jediným oprávněným dodavatelem elektřiny, neboť s rozvojem infrastruktury nezbytné pro fungování trhu s elektřinou v izolovaných mikrosoustavách a dozor nad ním a infrastruktury potřebné pro otevření trhu dodavatelům, kteří jsou třetí stranou, jsou spojeny provozní náklady, jež vzniknou provozovateli soustavy na nepropojených ostrovech a které převáží nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(68)
Ze stanoviska orgánu RAE je zřejmé, že infrastruktura instalovaná na nepropojených ostrovech má zajistit, aby povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mohla být v souladu s platnými právními předpisy vykonávána transparentním, ověřitelným a nediskriminačním způsobem. Infrastruktura je navíc vyžadována pro účely provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech z technického a ekonomického hlediska. Vzhledem k tomu, že infrastruktura je kvůli splnění těchto požadavků tak jako tak nezbytná, a to bez ohledu na počet dodavatelů oprávněných vykonávat svou činnost na nepropojených ostrovech, nevede otevření trhu k navýšení nákladů na infrastrukturu.
(69)
I když je vyžadována obdobná infrastruktura, není otevření trhu ze své podstaty spjato s technickou stránkou provozu izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani s plněním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech, neboť neexistuje příčinná souvislost mezi technickou a ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav a zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky na straně jedné a na straně druhé otázkou, zda je k dodávkám elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(70)
Je správné, aby náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, byla dodavatelům působícím na těchto ostrovech povinně uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Aby bylo možné určit finanční náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, a to bez ohledu na počet dodavatelů působících na ostrovech, je nicméně nutné nejprve zjistit výrobní náklady na těchto ostrovech.
(71)
Pokud jde o otevírání trhu, je jediným dalším požadavkem rozdělení příslušných podílů náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech mezi jednotlivé dodavatele v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Dokonce i související údaje o zákaznících, zejména údaje o měření, jsou vyžadovány bez ohledu na to, zda je k dodávkám elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(72)
Poskytnutí náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech tudíž znamená pouze to, že je třeba ke každému oprávněnému dodavateli přiřadit údaje o měření spotřeby zákazníků, což je v prvé řadě administrativní záležitost vycházející z informací, které jsou kompletně či do značné míry shromažďovány bez ohledu na to, zda na těchto ostrovech došlo k otevření trhu, nebo nikoli. Zadruhé, schopnost přiřadit údaje je nezbytným předpokladem pro řádné provozování jakéhokoli trhu s dodávkami elektřiny. Tyto náklady tak nelze přijmout jako důvod pro povolení výjimky týkající se otevření trhu, neboť nejsou pro provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech příznačné ani nejsou spojeny se zásadním problémem v jejich provozování.
(73)
Je důležité uvést, že v rámci infrastruktury, jež má být zavedena, je třeba vytvořit také rejstříky, v nichž budou údaje o měření přiřazeny k jednotlivým dodavatelům. Zatímco zavedení celé plánované infrastruktury usnadní optimální provoz izolovaných elektroenergetických soustav, není kompletní realizace souvisejících investic nezbytnou podmínkou pro otevření trhu.
(74)
Skutečnost, že průměrné roční proměnné výrobní náklady na jeden nepropojený ostrov mohou mít velmi rozmanité hodnoty, je nepodstatná. A i kdyby byly kolísavé hodnoty odůvodněné, týkají se nákladů na výrobu elektřiny v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech. Vyčíslení nákladů se tak jako tak již vyžaduje pro účely výkonu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech v souladu se zákonnými požadavky, a navíc není nijak dotčeno počtem dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na těchto ostrovech. Vzhledem k tomu, že základem pro výkon povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech je již měsíční systém pro každou izolovanou soustavu samostatně, lze si navíc jen obtížně představit, že značné roční výkyvy na jeden nepropojený ostrov mohou vést k věcným problémům.
(75)
Z výše uvedeného tedy vyplývá, že počet dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na nepropojených ostrovech ve své podstatě nijak nesouvisí s technickou či ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav ani zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky.
(76)
Dále lze konstatovat, že přínosy otevření trhu převažují nad jeho případnými náklady. Již orgán RAE poznamenal, že alternativní dodavatelé by zákazníkům na nepropojených ostrovech mohli zajistit další významné přínosy, neboť by kromě dodávek elektřiny mohli poskytovat i další služby.
(77)
Žádost o trvalou výjimku z článku 33 by tudíž neměla být schválena.
4.4.2.2. Omezená platnost výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES pro izolované soustavy
(78)
S ohledem na výše uvedené je nutné uznat, že předpokladem pro otevření trhu je, aby byla zavedena praktická opatření, jež umožní provozovat izolované soustavy na nepropojených ostrovech zcela v souladu s kodexem pro nepropojené ostrovy. Praktické problémy spojené s otevíráním trhu mohou vést k nedostupnosti rejstříků nutných pro přiřazení údajů o měřicích přístrojích a měření k jednotlivým dodavatelům nebo k tomu, že infrastruktura nebude mít optimální podobu. Lze tak uvažovat o povolení časově omezené výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES.
(79)
Při posuzování doby platnosti výjimky z kapitoly VIII je důležité přihlédnout k těmto dvěma aspektům:
a)
jak již bylo zdůrazněno, aby na nepropojených ostrovech mohlo dojít k otevření trhu, je nejdůležitějším opatřením vytvoření rejstříku o těchto ostrovech, který umožní přiřadit k jednotlivým dodavatelům údaje o měření. Ustanovení čl. 327 odst. 4 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví, že takový rejstřík bude dokončen nejpozději dva roky od vstupu tohoto kodexu v platnost. Dostupnost rejstříku je nutnou podmínkou pro skutečné otevření trhu;
b)
úplné dokončení investičního programu pro infrastrukturu, jež má být na nepropojených ostrovech instalována, by jistě usnadnilo skutečné otevření trhu na těchto ostrovech. Nejedná se však o nutný požadavek. Ustanovení čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví lhůtu, do níž mají být všechny stávající nepropojené ostrovy vybaveny dodatečnou infrastrukturou, která má být na těchto ostrovech instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost.
(80)
Výjimka týkající se otevření trhu by tak měla být udělena alespoň na dva roky po vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2016, aby mohly být vytvořeny rejstříky, které jsou nutnou podmínkou pro otevření trhu. S ohledem na skutečnost, že kompletní infrastruktura musí být instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, měla by být platnost výjimky u kterékoli izolované soustavy na nepropojeném ostrově v každém případě omezena na 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2019. Avšak vzhledem k tomu, že výjimka může být odůvodněná pouze tehdy, přetrvávají-li zásadní a věcné problémy spojené s otevřením trhu, které jsou přímým důsledkem nedokončení investičního programu infrastruktury na nepropojených ostrovech, je třeba pravidelně ověřovat, zda takové problémy v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech stále existují. Referenčním dokumentem pro takové ověřování by měl být investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci požadované infrastruktury na nepropojených ostrovech, který schválí příslušné řecké orgány. Tento plán je tedy třeba dokončit a schválit do 17. února 2015.
(81)
Aby otevření trhu nebylo zbytečně odkládáno, měl by orgán RAE schválit investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci infrastruktury, jenž by se měl v prvé řadě zaměřit na izolované soustavy Kréty a Rhodu, neboť se jedná o nepropojené ostrovy s nejvyšším počtem obyvatel.
(82)
Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 by společnost DEDDIE měla vypracovávat zprávu, kterou by měl schválit orgán RAE a v níž uvede důvody, proč v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech dosud nedošlo k otevření trhu. Tato zpráva by měla být zveřejněna a oznámena Komisi.
4.4.3. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 34
(83)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 34 o přímých vedeních ve smyslu čl. 2 bodu 15 směrnice 2009/72/ES.
(84)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 34 směrnice 2009/72/ES.
(85)
I v případě, že se má žádost vztahovat také na výjimku z článku 34 směrnice 2009/72/ES, neměla by být tato výjimka povolena, neboť nebyly předloženy žádné důvody, které by ji odůvodňovaly.
4.4.4. Propojovací vedení - žádost o výjimku z kapitol III a VIII
(86)
Stávající výjimka se vztahuje na izolované mikrosoustavy, které se vyznačují právě tím, že nejsou propojeny s jinými elektroenergetickými soustavami, nebo jako v případě malých izolovaných soustav pouze ve velmi omezené míře.
(87)
Avšak:
a)
podle nedávno schváleného desetiletého plánu rozvoje řeckého provozovatele přenosové soustavy, Nezávislého provozovatele energetické přenosové soustavy ADMIE SA (dále jen „ADMIE“), se předpokládá, že propojení Kykladských ostrovů bude ve třech fázích dokončeno v roce 2018, přičemž některé ostrovy budou s řeckou propojenou soustavou propojeny mnohem dříve;
b)
propojení Kréty má být podle předpokladů navíc dokončeno do roku 2020. Součástí schváleného desetiletého plánu rozvoje společnosti ADMIE z roku 2013 se staly příslušné části projektu na první tři roky. Konečný plán musí být začleněn do desetiletého plánu rozvoje, jenž má být schválen v roce 2014.
(88)
Je nezbytné výslovně stanovit, že stávající výjimka pro některou izolovanou soustavu automaticky pozbývá platnosti v okamžiku, kdy se propojení mezi danou izolovanou soustavou a řeckou propojenou soustavou stane plně funkční.
(89)
Výhradním vlastníkem společnosti DEDDIE je společnost PPC, ačkoli společnost DEDDIE je od ní po právní i funkční stránce oddělena. Na rozdíl od provozovatele distribuční soustavy ve smyslu směrnice 2009/72/ES má společnost DEDDIE rozsáhlé povinnosti, pokud jde o provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech a zajištění výroby na těchto ostrovech, včetně tradičních výrobních kapacit ve vlastnictví společnosti PPC, a tedy i ekonomické ohodnocení. Jak již bylo uvedeno výše, má propojení vliv na ekonomickou životaschopnost tradičních elektráren, které jsou v současnosti instalovány v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech.
(90)
Výjimky by měly být povolovány pouze tehdy, jsou-li přiměřené a nepřekračují-li rámec toho, co je nezbytně nutné. V souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, je proto nezbytné poskytnout jednoznačné pobídky a zajistit transparentnost.
(91)
Článek 108 zákona č. 4001/2011 stanoví:
„Společnost ADMIE SA předloží orgánu RAE do 31. března každého roku […] desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy. Desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy zejména: […] c) obsahuje studii nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě z technického a finančního hlediska […], zejména v případě […] propojovacích vedení mezi ostrovy a přenosovou soustavou, včetně časového rámce, odhadovaných peněžních toků a požadavků na financování u všech investičních projektů.“
(92)
Aby se zajistilo, že jsou v souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, k dispozici jednoznačné pobídky a je zajištěna transparentnost, měly by řecké orgány zaručit, že:
a)
společnosti ADMIE, DEDDIE a orgán RAE v rámci povolovacího či výběrového řízení na stávající či nové kapacity některé izolované soustavy na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, je třeba zamítnout povolení pro stávající nebo nové kapacity. Náklady by měly zahrnovat všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do propojení a jeho provoz. Zejména by neměla přihlížet k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní orgán RAE celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizuje orgán RAE z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení by měla proběhnout tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
orgán RAE stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve lhůtě stanovené orgánem RAE, je třeba usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
4.5. DOBA TRVÁNÍ
(93)
Je nezbytné přezkoumat veškeré skutečnosti, z nichž tato výjimka vychází, především pak poté, co mají být dokončeny plány na propojení určitých izolovaných soustav a uplynou lhůty pro instalaci infrastruktury podle článku 237 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(94)
Jakákoli výjimka je tudíž platná do 1. ledna 2021.
4.6. ZPĚTNÁ ÚČINNOST
(95)
Jak je uvedeno výše, navazuje žádost ze dne 17. ledna 2012 na původní žádost předloženou v roce 2003.
(96)
Ustanovení čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES, jež byla zrušena směrnicí 2009/72/ES, rovněž členským státům v případě zásadních problémů spojených s provozováním malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav umožňovalo žádat o odchylky od některých ustanovení uvedené směrnice. Podle článku 48 směrnice 2009/72/ES se odkazy na zrušený čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES považují za odkazy na čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES.
(97)
Definice malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy použité v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2003/54/ES jsou totožné s definicemi použitými v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2009/72/ES.
(98)
Obě definice odkazují na poptávku po elektřině v izolovaných soustavách v roce 1996, což se nezměnilo. Navíc Kréta nebyla propojena s řeckou propojenou soustavou ani v roce 2003, ani 2012 a není tomu tak ani v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(99)
Všechny izolované elektroenergetické mikrosoustavy a malé izolované elektroenergetické soustavy, které v žádosti spadají do kategorie izolovaných mikrosoustav či malých izolovaných soustav, tudíž do příslušné kategorie spadaly již v době podání původní žádosti a spadají do ní rovněž v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(100)
Pokud jde o malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy, které mohou být způsobilé pro odchylku/výjimku podle směrnice 2003/54/ES a směrnice 2009/72/ES, nedošlo tedy k žádným právním ani faktickým změnám.
(101)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly III uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola III směrnice 2009/72/ES, jež se týká povolovacího a výběrového řízení pro nové kapacity.
(102)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly VII uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola VIII směrnice 2009/72/ES, jež se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
(103)
Pokud by Komise byla bývala udělila odchylku na základě původní žádosti, mohla tak učinit na základě týchž podmínek, jako v případě této výjimky podle směrnice 2009/72/ES.
(104)
Pokud jde o skutkové okolnosti, nedošlo navíc od roku 2003 k žádné změně. Od roku 2003 nedoznala zeměpisná poloha nepropojených ostrovů, ekonomické faktory určující provoz elektroenergetických soustav v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani charakter zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na těchto ostrovech žádných věcných změn.
(105)
Ve věci původní žádosti předložené v roce 2003 nebylo dosud rozhodnuto. Nečinnost Komise by neměla poškozovat Řeckou republiku. Řecká republika splnila své povinnosti podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES a čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech předložila podle těchto článků řádně odůvodněnou žádost o povolení výjimky.
(106)
Je tudíž vhodné, aby toto rozhodnutí o povolení výjimky nabylo účinnosti ke dni oznámení původní žádosti, tj. ke dni 5. prosince 2003.
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Toto rozhodnutí se vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy uvedené v tabulce.
Pro účely tohoto rozhodnutí je Kréta malou izolovanou soustavou a všechny ostatní izolované soustavy jsou izolovanými mikrosoustavami.
Článek 2
1. Pro malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy se povoluje výjimka z ustanovení článku 33 směrnice 2009/72/ES.
2. Tato výjimka je platná do 17. února 2016 nebo do okamžiku kompletní instalace infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, podle toho, co nastane později. Použitelnost této výjimky však v každém případě skončí dne 17. února 2019.
3. Řecké orgány do 17. února 2015 vypracují plán investic do infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, přičemž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou, dokdy musí být instalace infrastruktury dokončena. V tomto plánu upřednostní Krétu a Rhodos.
4. Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 musí řecké orgány vypracovávat zprávu, v níž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou: a) zda došlo k otevření trhu; b) stav investic do infrastruktury ve vztahu k příslušnému plánu; c) zásadní a věcné problémy stále bránící otevření trhu; a d) zda jsou tyto problémy přímým důsledkem nedokončení investic do infrastruktury, jak je stanoveno v čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy.
Článek 3
1. Povoluje se výjimka z ustanovení čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, podle níž lze povolení pro rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající tradiční kapacity v rámci izolovaných mikrosoustav udělit přímo společnosti PPC.
2. Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje i projekty na rekonstrukci, modernizaci a rozšíření tradiční výrobní kapacity, pro něž je ke dni oznámení tohoto rozhodnutí k dispozici platné povolení vydané orgánem RAE;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se nepovažuje za stávající kapacitu, nýbrž za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné tradiční výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
3. Po skončení platnosti povolení uděleného podle prvního odstavce lze na základě vlastního uvážení orgánu RAE platnost tohoto povolení prodloužit za předpokladu, že k prodlevám s rekonstrukcí, modernizací a rozšířením stávající tradiční kapacity došlo z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit.
4. Tato výjimka se již nevztahuje na povolení udělená podle prvního odstavce, jejichž platnost již skončila nebo jež byla zrušena.
5. Všechna další ustanovení článku 7 směrnice 2009/72/ES jsou nadále platná v plném rozsahu.
6. Tato výjimka je platná do 1. ledna 2021.
Článek 4
1. Výjimky stanovené v tomto rozhodnutí pozbývají v okamžiku propojení malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav s propojenou soustavou platnosti.
2. Řecké orgány:
a)
v rámci povolovacího či výběrového řízení na nové kapacity v některé izolované soustavě na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, bude povolení pro nové kapacity zamítnuto. Náklady zahrnují všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
zajistí, že studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do projektovaného propojení a jeho provoz. Nepřihlíží k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizují řecké orgány z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení proběhne tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve stanovené lhůtě, musí řecké orgány usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
Článek 5
Toto rozhodnutí se použije ode dne 5. prosince 2003.
Článek 6
Toto rozhodnutí je určeno Řecké republice.
V Bruselu dne 14. srpna 2014.
DECISIONE DELLA COMMISSIONE
del 14 agosto 2014
che concede alla Repubblica ellenica una deroga a talune disposizioni della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio
[notificata con il numero C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,
vista la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (1), in particolare l'articolo 44, paragrafo 1 e l'articolo 48,
viste le richieste presentate dalla Repubblica ellenica il 17 gennaio 2012 e il 5 dicembre 2003,
dopo aver informato gli Stati membri di tale richiesta,
considerando quanto segue:
1. PROCEDURA
(1)
Il 17 gennaio 2012 il ministero greco per l'Ambiente, l'Energia e il Cambiamento climatico («YPEKA») ha trasmesso alla Commissione, ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, una richiesta di deroga (la «richiesta») ai capi III e VIII della direttiva 2009/72/CE per talune isole greche non interconnesse con la rete elettrica della Grecia continentale (le isole non interconnesse o «INI»).
(2)
Il 12 settembre 2012 la Commissione ha invitato l'Autorità di regolamentazione per l'energia in Grecia («RAE») a esprimere un parere sulla richiesta. La RAE ha risposto a tale invito il 16 novembre 2012 (il «parere della RAE»).
(3)
La RAE ha presentato ulteriori osservazioni a sostegno della richiesta in data 17 dicembre 2013, 23 dicembre 2013, 4 febbraio 2014, 28 febbraio 2014 e 17 marzo 2014.
(4)
Il 14 marzo 2014 (con un addendum inviato il 20 marzo 2014) la Commissione ha informato gli Stati membri della richiesta, conformemente all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, invitandoli a presentare osservazioni, se necessario, entro il 25 marzo 2014. Non sono state presentate osservazioni.
(5)
La richiesta dell'YPEKA rinnovava quella trasmessa dal ministero per lo Sviluppo il 5 dicembre 2003 ai sensi dell'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (2) (la «richiesta iniziale») per ottenere una deroga a talune disposizioni della direttiva 2003/54/CE. Benché fossero stati avviati alcuni passi preliminari per esaminare la richiesta iniziale, la deroga prevista dall'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE non è stata né concessa né rifiutata.
2. LA RICHIESTA TRASMESSA DALL'YPEKA
2.1. AMBITO DI APPLICAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA
(6)
La richiesta mira a ottenere una deroga ai capi III e VIII della direttiva 2009/72/CE.
(7)
Il capo III della direttiva 2009/72/CE riguarda la procedura di autorizzazione e l'indizione di gare per nuove capacità. Il capo VIII riguarda l'accesso di terzi, l'apertura del mercato e le linee dirette.
2.2. ATTUALE ORGANIZZAZIONE DELLA RETE ELETTRICA NELLE INI
(8)
In Grecia i mercati dell'energia sono regolati in primo luogo dalla legge greca 4001/2011 che recepisce la direttiva 2009/72/CE. La legge 4001/2011 è entrata in vigore il 22 agosto 2011.
(9)
DEDDIE SA («DEDDIE») è il gestore del sistema di distribuzione greco; è controllato al 100 % da Public Power Corporation («PPC»), da cui però è separato dal punto di vista giuridico e funzionale; PPC è il produttore e fornitore storico di energia elettrica in Grecia. Gli impianti della rete gestita da DEDDIE sono di proprietà di PPC.
(10)
Ai sensi dell'articolo 127 della legge 4001/2011, DEDDIE è responsabile dello sviluppo, della gestione e della manutenzione del sistema di distribuzione dell'energia elettrica in Grecia, in cui rientra anche il sistema di distribuzione dell'energia elettrica nelle INI.
(11)
DEDDIE è inoltre responsabile della gestione delle reti elettriche nelle INI. In tale compito rientrano: i) la preparazione di un piano di sviluppo della generazione nei microsistemi isolati, compreso un programma per l'interconnessione tra questi e le altre INI, ii) la messa a disposizione dei siti necessari per l'installazione di nuove capacità di produzione, l'ampliamento della capacità esistente o la fornitura di componenti, nonché per l'estensione del sistema di distribuzione dell'energia elettrica in Grecia alle isole non interconnesse e ai microsistemi isolati, iii) la conclusione di contratti con i detentori di autorizzazioni per regolamentare la fornitura di energia elettrica al sistema e dal sistema, la prestazione di servizi ausiliari ai sistemi di distribuzione delle INI e la remunerazione dei produttori di energia elettrica, degli addebiti a clienti e fornitori per l'energia elettrica loro erogata e di altri debiti e crediti sui conti speciali, come quelli per la remunerazione degli obblighi di servizio pubblico.
(12)
L'articolo 137, paragrafo 1, della legge 4001/2011 stabilisce che tutti i consumatori di energia elettrica sono considerati clienti idonei, a eccezione dei consumatori stabiliti in microsistemi isolati, soggetti all'articolo 139 della medesima legge.
(13)
Ai sensi dell'articolo 133, paragrafo 3, della legge 4001/2011:
«Fatta eccezione per i casi in cui l'energia elettrica viene prodotta utilizzando fonti energetiche rinnovabili o per mezzo di impianti di cogenerazione ad alta efficienza o impianti ibridi, nonché per il caso degli autoproduttori, qualora sia stata concessa una deroga ai sensi delle disposizioni dell'articolo 139, l'autorizzazione per la generazione viene rilasciata a PPC SA soltanto in base a determinate norme in materia di autorizzazioni. PPC SA è responsabile della fornitura ininterrotta ai microsistemi isolati per cui ottiene l'autorizzazione e della salvaguardia dell'operatività finanziaria a lungo termine delle reti elettriche su tali isole»
.
(14)
Ai sensi dell'articolo 134 della legge 4001/2011:
«Fatte salve le disposizioni dell'articolo 139 della presente legge, le autorizzazioni di fornitura per i microsistemi isolati vengono rilasciate a PPC SA soltanto in base ai requisiti dei regolamenti di autorizzazione. A richiesta, PPC SA è tenuto a fornire energia elettrica ai clienti non idonei»
.
(15)
A norma dell'articolo 139 della legge 4001/2011, le deroghe alle disposizioni della legge 4001/2011 possono essere concesse conformemente alle disposizioni dell'articolo 44 della direttiva 2009/72/CE.
(16)
La decisione ministeriale n. PD5/EL/B/F IB/12924, adottata ai sensi dell'articolo 28 della legge greca 3426/2005, stabilisce che la fornitura di energia elettricaai consumatori delle INI, da parte di qualsiasi produttore di energia elettrica, costituisce un obbligo di servizio pubblico («OSP INI») nell'interesse economico generale. Per ragioni di coesione sociale, i fornitori delle INI devono fornire l'energia elettrica a un prezzo uguale, per categoria di consumatori, a quelli praticati nel sistema interconnesso greco.
(17)
L'articolo 52 della legge greca 4001/2011 sancisce il diritto dei clienti delle isole non interconnesse di ricevere servizi speciali per quanto riguarda sia il prezzo, sia la qualità e la sicurezza dell'approvvigionamento nonché la trasparenza delle condizioni generali di contratto. In cambio dell'OSP adempiuto, i fornitori di OSP INI ricevono una compensazione finanziaria calcolata in base a una metodologia fissata dalla decisione 24/2014 della RAE (3). Tale metodologia si fonda sulla differenza tra il totale dei costi di produzione (variabili e fissi) nelle isole non interconnesse e il prezzo pieno di mercato che i fornitori registrano nel sistema interconnesso (costi marginali del sistema più tutti gli altri meccanismi del sistema interconnesso greco). La compensazione per l'OSP INI è calcolata su base mensile, autonomamente per il sistema di ogni isola, ed è sottoposta al controllo della RAE. La compensazione per l'OSP INI è finanziata tramite un prelievo su tutti i clienti, compresi quelli residenti nelle INI (4). Il meccanismo dell'OSP INI è gestito da LAGIE, il gestore del mercato greco di proprietà statale. Ai sensi della decisione ministeriale D5-EL/B/F1/oik.27547 del dicembre 2011 (5), che si basa sulle disposizioni dell'articolo 55, paragrafo 3, della legge 4001/2011, l'OSP INI deve essere offerto da tutti i fornitori, pertanto tutti i fornitori sono ammissibili alla compensazione per l'OSP INI.
(18)
La legislazione derivata governa in maniera più dettagliata la fornitura e la produzione di energia elettrica nelle INI. In particolare, con decisione n. 39/2014 del 28 gennaio 2014, la RAE ha adottato il codice di gestione delle reti elettriche nelle isole non interconnesse (il «codice INI»), che disciplina una serie di problemi concernenti la gestione dei sistemi isolati nelle INI, tra cui l'apertura del mercato, la regolamentazione del mercato e la produzione di energia elettrica. Il codice INI è entrato in vigore il giorno della sua pubblicazione, ossia il 17 febbraio 2014.
2.3. SERI PROBLEMI PER LA GESTIONE DI SISTEMI ISOLATI
(19)
La richiesta mette in rilievo i seguenti problemi concernenti la gestione dei sistemi isolati di energia elettrica in Grecia:
a)
la forte oscillazione della domanda di energia elettrica nei microsistemi isolati, accentuata da: i) la componente turistica dello sviluppo economico delle isole; ii) l'accresciuta diffusione delle fonti energetiche rinnovabili («FER»).
Tali elementi incidono negativamente sul fattore di carico della capacità di generazione termica o convenzionale e sulla possibilità di recuperare i costi degli investimenti effettuati in tale capacità di generazione;
b)
la pronunciata variabilità delle condizioni meteorologiche nelle isole, che si riflette sulla domanda e provoca disfunzioni dei sistemi di generazione, imponendo di conseguenza la costituzione di ingenti riserve.
(20)
La richiesta rileva i seguenti problemi concernenti lo sviluppo della generazione convenzionale nei piccoli sistemi isolati di energia elettrica in Grecia:
a)
la difficoltà, o persino l'impossibilità, di individuare siti adatti per nuove centrali di generazione convenzionali nei microsistemi isolati, soprattutto a causa delle resistenze dell'opinione pubblica;
b)
le ridotte dimensioni delle INI, che provocano gravi difficoltà nella pianificazione dello sviluppo a lungo termine della produzione termica, a causa dell'imprevedibilità degli eventuali investimenti che potrebbero essere effettuati dai consumatori di energia elettrica (come grandi complessi turistici o strutture manifatturiere); in tale situazione la risposta alla domanda di energia elettrica dev'essere efficace e flessibile;
c)
la domanda di energia elettrica nei sistemi isolati delle INI dovrebbe crescere del 2 % all'anno fino al 2017. Benché PPC abbia ottenuto le autorizzazioni per l'installazione della capacità supplementare necessaria, e l'installazione stessa sia già stata programmata (si prevede che entro il 2017 essa sia in grado di soddisfare la domanda di tutte le INI, compresi i margini di riserva necessari), non è stato sempre possibile rispettare il calendario previsto;
d)
le ridotte dimensioni del carico, le sensibili oscillazioni del carico stesso e la crescente diffusione delle FER in gran parte dei microsistemi isolati restringono il ventaglio delle soluzioni tecnologiche disponibili per la generazione convenzionale: la scelta è limitata a piccoli impianti di generazione alimentati a olio pesante a basso tenore di zolfo oppure a olio leggero;
e)
le procedure per l'acquisizione di nuova capacità di generazione di energia sono dispendiose in termini di tempo: dal momento in cui viene concessa l'autorizzazione a quello in cui i generatori di energia elettrica entrano in servizio passano due anni e mezzo o tre;
f)
l'elaborazione di piani per la costruzione di interconnector tra il sistema interconnesso della Grecia e i microsistemi isolati delle INI fa diminuire l'interesse a investire in capacità di generazione convenzionale nelle INI. Sono già stati programmati i progetti di interconnessione con le Cicladi e Creta.
(21)
Di conseguenza, si deve ricorrere regolarmente a soluzioni di emergenza, come il noleggio di generatori diesel mobili o di turbine a gas. L'uso di singole autorizzazioni per sopperire a necessità di generazione di emergenza è però sconsigliabile, in quanto dà luogo a un antieconomico noleggio di attrezzature, anziché all'acquisto. La richiesta indica numerosi esempi di circostanze impreviste che hanno costretto a utilizzare generatori mobili per periodi prolungati.
(22)
La richiesta mette in rilievo i seguenti problemi concernenti l'apertura del mercato nei sistemi isolati delle INI:
a)
per consentire l'apertura del mercato sarà necessario sviluppare e installare infrastrutture specifiche nei sistemi isolati delle INI. Tali infrastrutture comportano l'installazione di centri di controllo per gestire: i) la programmazione giornaliera della generazione e ii) la regolamentazione del mercato in ciascun sistema isolato mediante la ripartizione del costo di produzione in ciascun sistema isolato tra i fornitori attivi nel suo ambito.
I costi di queste infrastrutture, necessarie ma dispendiose, sono sostenuti dai consumatori;
b)
a causa dell'OSP INI, i prezzi al dettaglio dell'energia elettrica sono i medesimi, per ciascuna categoria di consumatori, in tutto il territorio greco. Il maggior costo di produzione che si registra nelle INI, rispetto al costo di produzione nel sistema interconnesso, deve quindi essere recuperato dai fornitori attivi nelle INI ripartendo la parte rispettiva della compensazione per l'OSP in funzione delle vendite di energia elettrica ai loro clienti.
Si afferma che la sensibile oscillazione dei valori del costo di produzione variabile annuale medio per ogni INI renderebbe assai complesso il meccanismo di regolamentazione del mercato.
(23)
Di conseguenza, l'YPEKA ritiene che lo sviluppo dell'infrastruttura necessaria per la gestione e la sorveglianza del mercato dell'energia elettrica, unito all'apertura del mercato nei sistemi isolati delle INI, comporti costi superiori ai benefici che i consumatori potrebbero trarre dall'apertura del mercato.
(24)
La richiesta non contiene una data di scadenza della deroga.
3. IL PARERE DELLA RAE
3.1. AMBITO DI APPLICAZIONE DELLA DEROGA
3.1.1. Deroga al capo III della direttiva 2009/72/CE
(25)
La RAE è del parere che la deroga al capo III, ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, non dovrebbe riguardare l'installazione di nuova capacità di generazione di energia che possa essere sviluppata in un sistema isolato, ma solamente il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità di produzione esistente. La capacità di generazione esistente è costituita dalle centrali elettriche già operanti o in costruzione nelle INI. Qualsiasi nuova centrale elettrica venga installata su tali isole è considerata nuova capacità di generazione.
(26)
La RAE osserva che i produttori indipendenti di energia elettrica («IPP»), ossia i soggetti diversi da PPC, negli ultimi due decenni hanno manifestato un vivo interesse per l'allestimento di centrali elettriche di cogenerazione e FER in tutti i microsistemi isolati. Di conseguenza, non sarebbe opportuno limitare l'accesso di terzi ai sistemi energetici di tutte le INI, per quanto riguarda lo sviluppo delle FER e la produzione combinata di energia termica ed energia elettrica («CHP»).
(27)
La RAE dichiara di non essere contraria alla concessione di una deroga per l'attivazione di nuove centrali elettriche convenzionali, purché siano rispettate determinate condizioni. L'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE non prevede però la possibilità di una deroga per le nuove capacità.
(28)
La RAE ritiene che l'espansione della capacità degli impianti convenzionali esistenti riguardi principalmente la carenza di capacità a breve termine che si registra nelle INI a causa di danni imprevisti alla capacità esistente o del ritardo nell'installazione di nuove capacità, soprattutto nei periodi di maggiore domanda (per esempio i picchi estivi). Per tali espansioni vige una procedura di gara d'appalto aperta, conformemente all'articolo 8 della direttiva 2009/72/CE. Tale procedura comporta un notevole dispendio di tempo e mal si adatta all'urgenza delle situazioni di emergenza.
(29)
La RAE conviene che è compito di PPC frasi carico di tali situazioni di emergenza. Dal momento che PPC è in grado di spostare unità mobili convenzionali dalle isole in cui vi è eccesso di capacità a quelle con carenza di capacità, questa soluzione potrebbe anche risultare la più economica.
(30)
La RAE sottolinea che qualsiasi deroga deve consentire di specificare le opportune procedure di autorizzazione per le situazioni di emergenza, indicando in particolare quali dei criteri di cui all'articolo 7 della direttiva 2009/72/CE debbano essere esaminati dalle autorità competenti per il rilascio delle autorizzazioni.
(31)
A giudizio della RAE, le deroghe dovrebbero essere concesse per un periodo limitato, fissando, per esempio, una durata massima di dieci anni.
3.1.2. Deroga al capo VIII della direttiva
(32)
Secondo la RAE, l'approvvigionamento di energia elettrica nelle INI è legato, dal punto di vista pratico, all'OSP INI e alla compensazione per l'OSP INI in quanto i) il costo di generazione dell'energia elettrica è molto più elevato nelle INI che nella parte continentale e ii) lo Stato greco obbliga a praticare un prezzo uniforme, per categoria di clienti, in tutto il proprio territorio.
(33)
Il codice INI prevede l'installazione nelle INI di determinate apparecchiature di misurazione e registrazione per il conteggio orario, i centri di gestione e di controllo dell'energia, il monitoraggio e i relativi sistemi informatici. La RAE sostiene che quest'infrastruttura è indispensabile per:
a)
garantire che i costi degli OSP siano trasparenti, non discriminatori e verificabili;
b)
assicurare un adeguato funzionamento e una sana gestione delle reti elettriche, per poter ottenere la modalità operativa più economica e, di conseguenza, una riduzione più sensibile delle tariffe dell'OSP INI a carico dei consumatori di energia elettrica;
c)
diffondere maggiormente le FER e la cogenerazione, anche per quanto riguarda le tecnologie FER la cui gestione comporta requisiti complessi e specifici, come per esempio lo stoccaggio delle FER, gli impianti termici solari, eccetera;
d)
garantire la necessaria trasparenza nella gestione dei sistemi isolati, assicurando in tal modo un trattamento non discriminatorio di tutti i partecipanti al mercato e, in particolare, dei produttori.
(34)
La RAE conclude quindi che, indipendentemente dal fatto che uno o più fornitori siano autorizzati a operare all'interno di un microsistema isolato, tale infrastruttura deve essere installata nei sistemi isolati delle INI.
(35)
Secondo le stime, il costo per l'installazione di quest'infrastruttura non dovrebbe superare una cifra compresa fra i 20 e i 30 milioni di EUR per tutte le INI, comprese Creta e Rodi. La RAE ritiene ragionevole tale importo, soprattutto in considerazione dei benefici previsti, cioè la trasparenza e la verifica dell'OSP INI, nonché la sana e controllata gestione dei sistemi isolati.
(36)
Al contrario dell'YPEKA, la RAE è del parere che autorizzare più di un fornitore a operare in un determinato sistema isolato nelle INI non comporterà apprezzabili costi supplementari per l'infrastruttura richiesta, in quanto l'infrastruttura è in ogni caso già necessaria per la programmazione giornaliera delle unità di generazione situate sulle INI, per la regolamentazione del mercato e per la gestione dell'OSP INI.
(37)
La RAE ritiene inoltre che autorizzando a operare più di un unico fornitore si otterranno ulteriori, notevoli vantaggi per i consumatori delle INI.
(38)
Di conseguenza, la RAE conclude che l'esclusione permanente di fornitori alternativi dai mercati delle INI non sia giustificata. L'installazione della necessaria infrastruttura, descritta in precedenza, dovrebbe essere completata in un periodo compreso fra i tre e i cinque anni. La RAE non si opporrebbe a una possibile deroga strettamente limitata a tale arco di tempo, senza ulteriori estensioni.
(39)
La RAE aggiunge che, qualora lo status di un sistema isolato nelle INI muti ed esso non rientri più nelle categorie dei piccoli sistemi isolati o dei microsistemi isolati, la deroga dovrebbe automaticamente scadere. Ciò potrebbe verificarsi qualora i sistemi isolati delle INI vengano interconnessi al sistema interconnesso greco.
4. VALUTAZIONE
4.1. BASE GIURIDICA DELLA RICHIESTA
(40)
L'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE prevede la possibilità di una deroga a talune disposizioni della direttiva, qualora la deroga stessa si applichi a piccoli sistemi isolati e microsistemi isolati.
(41)
Ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE, si definisce piccolo sistema isolato ogni sistema con un consumo inferiore a 3 000 GWh nel 1996, ove meno del 5 % del consumo annuo è ottenuto dall'interconnessione con altri sistemi.
(42)
Ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE, si definisce microsistema isolato ogni sistema con un consumo inferiore a 500 GWh nel 1996, ove non esista alcun collegamento con altri sistemi.
(43)
I sistemi isolati indicati nella richiesta sono formati da una e, in alcuni casi, da più INI (cfr. le colonne 1 e 2 della tabella). Anche quando un sistema isolato consiste di numerose INI interconnesse tra loro, la rete elettrica formata da queste INI interconnesse è isolata, nel senso che non è connessa ad alcun'altra rete elettrica.
(44)
Secondo la richiesta, 31 sistemi isolati su 32 sono microsistemi isolati, il più grande dei quali è Rodi. I microsistemi isolati per cui è stata trasmessa la richiesta rappresentavano nel 2010 il 5,24 % delle vendite totali di energia elettrica in Grecia. Il sistema isolato di Creta è considerato un piccolo sistema isolato; nel 2010 Creta rappresentava il 3,01 % della domanda di energia elettrica in Grecia.
Domanda annuale da parte dei sistemi isolati
Domanda annuale (MWh)
Domanda annuale nel 1996
Nome del SI
INI che fanno parte del SI
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Sì
No
Rodi
Rodi
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Sì
Sì
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Sì
Sì
Lesbo
Lesbo
153 650
259 552
308 454
288 230
Sì
Sì
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Sì
Sì
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Sì
Sì
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Sì
Sì
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Sì
Sì
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Sì
Sì
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Sì
Sì
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Sì
Sì
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Sì
Sì
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Sì
Sì
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Sì
Sì
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Sì
Sì
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Sì
Sì
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Sì
Sì
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Sì
Sì
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Sì
Sì
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Sì
Sì
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Sì
Sì
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Sì
Sì
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Sì
Sì
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Sì
Sì
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Sì
Sì
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Sì
Sì
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Sì
Sì
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Sì
Sì
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Sì
Sì
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Sì
Sì
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Sì
Sì
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Sì
Sì
(45)
La tabella precedente elenca i sistemi isolati indicati nella richiesta e su ciascuno di essi fornisce alcune informazioni dalle quali si può desumere che nel 1996 tutti i sistemi isolati, tranne Creta, avevano registrato una domanda di energia elettrica che li qualificava come microsistemi isolati ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE. Per quanto riguarda Creta, occorre aggiungere che, siccome l'isola non era e tuttora non è interconnessa ad alcun'altra rete elettrica, la quota percentuale della domanda soddisfatta per mezzo di interconnector era e continua a essere pari a zero, ossia inferiore al 5 %. Creta costituisce perciò un piccolo sistema isolato ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE.
(46)
Il parere della RAE non conteneva osservazioni sui sistemi isolati indicati nella richiesta.
(47)
La Commissione conclude quindi che i sistemi isolati indicati nella colonna 1 della tabella precedente costituiscono tutti microsistemi isolati ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE, tranne Creta, che costituisce invece un piccolo sistema isolato ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE.
4.2. SERI PROBLEMI PER LA GESTIONE DI CENTRALI ELETTRICHE CONVENZIONALI NEI MICROSISTEMI ISOLATI
(48)
La Commissione ritiene che la gestione di centrali elettriche convenzionali nei microsistemi isolati comporti effettivamente seri problemi, derivanti in particolare dai seguenti fattori:
a)
le dimensioni del carico da soddisfare nelle isole non consentono di installare centrali elettriche convenzionali più grandi, più efficienti e più efficaci in termini di costi, anche perché, per poter operare entro margini di sicurezza accettabili, un sistema isolato non può fare affidamento su una sola centrale elettrica.
Nel 2013 in nessuno dei microsistemi isolati il picco annuale ha superato i 188,5 MW. I picchi di carico medio e mediano, rispettivamente 20,8 e 4,2 MW, sono molto inferiori.
Nessuna delle centrali convenzionali attualmente installate nei microsistemi isolati ha una capacità superiore a 27 MW. Le dimensioni media e mediana delle centrali, rispettivamente 3,9 e 1,1 MW, sono molto inferiori.
Le ridotte dimensioni del carico da soddisfare e le marcate oscillazioni della domanda, influenzate tra l'altro dalla crescente diffusione delle FER, limitano inoltre la scelta delle tecnologie che è possibile impiegare per le centrali elettriche convenzionali nei microsistemi isolati.
Tutta la capacità di generazione convenzionale nei sistemi isolati delle INI è alimentata a diesel od olio combustibile;
b)
in tutti i microsistemi isolati i fattori di carico annuali sono ridotti. Nel 2012 in nessuno dei microsistemi isolati il fattore di carico ha superato lo 0,54; i picchi di carico medio e mediano, pari entrambi allo 0,38, sono ancor più bassi. In considerazione dell'accesso prioritario delle FER e del fatto che i fattori di carico utilizzati in questo caso si riferiscono all'intera rete elettrica del microsistema isolato, il fattore di carico per le centrali elettriche convenzionali delle INI è addirittura inferiore.
Il fattore di carico annuale nel sistema interconnesso greco è normalmente pari al 50 % circa per tutte le unità e al 65 % per le unità termiche (6).
Il fattore di carico annuale rappresenta un'indicazione dell'utilizzo effettivo delle centrali elettriche nel corso di un determinato anno e quindi della loro capacità di produrre utili.
La crescente diffusione delle FER è destinata a ridurre ulteriormente il carico che le centrali elettriche convenzionali devono soddisfare;
c)
esistono numerosi progetti che hanno lo scopo di interconnettere le INI, in particolare le Cicladi e Creta, con il principale sistema interconnesso greco. Come si è illustrato in precedenza, le centrali elettriche convenzionali delle INI sono meno efficienti delle centrali elettriche installate nel sistema interconnesso ed è quindi improbabile che risultino economicamente redditizie dopo l'interconnessione delle INI in cui sono situate.
La possibilità che un sistema isolato venga interconnesso rappresenta quindi un forte disincentivo per gli investimenti in capacità convenzionale nelle INI;
d)
a causa delle dimensioni relativamente ridotte del carico da soddisfare, oscillazioni relativamente limitate della domanda potrebbero incidere sulla capacità di generazione necessaria in un determinato sistema isolato. La mancanza di capacità di interconnessione costringe a far fronte a tutte le variazioni della domanda utilizzando una capacità di generazione collocata all'interno del microsistema isolato.
Questo fattore rende ancor più necessario rispondere con tempestività e flessibilità alle variazioni a lungo termine della domanda.
Tale esigenza di flessibilità è ulteriormente accentuata dalle difficoltà percepite riguardo all'individuazione di siti adatti per le centrali elettriche convenzionali nelle INI e dalla durata delle procedure di autorizzazione;
e)
nel 2012 (7) il rapporto tra i livelli massimo e minimo della domanda annuale in tutti i microsistemi isolati è stato almeno pari a 3,35; in determinati microsistemi isolati il rapporto è più elevato e spesso molto più elevato. In effetti, i rapporti medio e mediano tra domanda massima e minima sono rispettivamente pari a 6,27 e 5,98.
Nel 2010 il rapporto tra domanda massima e minima nel sistema interconnesso greco è stato pari a circa 3.
Il rapporto più elevato tra domanda massima e minima rispecchia il grado di flessibilità e la quantità di riserve che, anche nell'arco di un determinato anno, devono essere disponibili all'interno della capacità di generazione installata in un sistema isolato.
A questo proposito, va rilevato che nel 2012 nel 60 % circa dei microsistemi isolati si è fatto ricorso a generatori mobili.
(49)
La Commissione conclude quindi che esistono seri problemi per la gestione di centrali elettriche convenzionali nei sistemi isolati delle INI indicati nella tabella precedente.
4.3. VALUTAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA PER IL CAPO III
4.3.1. La deroga alle disposizioni del capo III non può riguardare le nuove capacità
(50)
Ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, le deroghe alle disposizioni del capo III possono essere concesse solo per quanto riguarda il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità esistente.
(51)
Di conseguenza, le deroghe alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE non possono essere concesse per nuove capacità.
(52)
Per contro, dal momento che i sistemi isolati delle INI sono reti di distribuzione, nel caso in cui la procedura di autorizzazione per nuove capacità non fosse in grado di fornire autorizzazioni adeguate di nuove capacità per i sistemi isolati delle INI, le autorità greche possono prendere in considerazione la possibilità di ricorrere alle disposizioni dell'articolo 7, paragrafo 3, della direttiva 2009/72/CE, anche per nuove capacità convenzionali di limitata entità. In tali nuove capacità convenzionali di limitata entità può rientrare, per esempio, una capacità di generazione temporanea resa disponibile nel lungo termine, senza assegnazione permanente a un sito specifico.
4.3.2. La deroga alle disposizioni del capo III non sono applicabili a Creta
(53)
Come indicato in precedenza, tutte le INI sono microsistemi isolati, tranne Creta che è un piccolo sistema isolato.
(54)
Di conseguenza, la deroga alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE non può riguardare Creta.
4.3.3. La deroga alle disposizioni del capo III non si estende agli impianti FER e CHP
(55)
Nella richiesta non si afferma esplicitamente che la deroga che si intende ottenere riguarda unicamente gli impianti convenzionali.
(56)
L'articolo 133, paragrafo 3, della legge 4001/2011, tuttavia, esclude espressamente i casi in cui l'energia elettrica viene prodotta utilizzando fonti energetiche rinnovabili o per mezzo di impianti di cogenerazione ad alta efficienza o impianti ibridi, nonché il caso degli autoproduttori, dall'ambito di applicazione dell'autorizzazione di produzione esclusiva che può essere assegnata a PPC. La stessa conclusione si trae dall'articolo 225 del codice INI.
(57)
Inoltre la giustificazione fornita si riferisce a seri problemi per la gestione delle sole centrali elettriche convenzionali; si argomenta infatti che queste centrali elettriche devono affrontare seri problemi a causa, tra l'altro, della crescente diffusione delle FER.
(58)
Di conseguenza, anche qualora la richiesta mirasse a ottenere una deroga alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE per impianti di generazione diversi dalle centrali elettriche convenzionali, tale deroga non può essere concessa in quanto non sono state fornite motivazioni che la giustifichino.
4.3.4. La deroga può essere concessa per l'autorizzazione a rinnovare, potenziare ed espandere la capacità esistente
(59)
In considerazione dei suddetti seri problemi per la gestione delle centrali elettriche convenzionali nei piccoli sistemi isolati, la deroga può essere concessa per l'autorizzazione di capacità convenzionali esistenti nella misura in cui riguardi il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità convenzionale esistente. Tale autorizzazione può essere concessa solo a PPC.
(60)
Ai fini di tale deroga:
a)
la capacità di generazione convenzionale esistente comprende i progetti per la costruzione di capacità di generazione convenzionale per cui la RAE ha già concesso un'autorizzazione ancora valida alla data dell'entrata in vigore della presente decisione;
b)
la demolizione completa della principale capacità di generazione su un sito esistente e la sua sostituzione con una nuova installazione di generazione di energia elettrica sono considerate come costruzione di nuove capacità;
c)
la collocazione di una capacità di generazione temporanea entro il perimetro della capacità esistente costituisce espansione di una capacità esistente.
(61)
Tuttavia, non vi sono motivi per concedere una deroga ai criteri e alle condizioni di cui all'articolo 7, paragrafo 2, della direttiva 2009/72/CE, in base ai quali viene rilasciata un'autorizzazione a PPC.
(62)
Inoltre, nel caso in cui la deroga sia concessa direttamente a PPC, è importante che le condizioni fissino gli obblighi concernenti la data entro cui la centrale elettrica convenzionale autorizzata deve diventare pienamente operativa e comprendano disposizioni a garanzia del completo ed efficace rispetto di tali obblighi. Alla scadenza, a esclusiva discrezione della RAE, tale autorizzazione diretta può essere prorogata solo qualora sia scaduta per ragioni totalmente indipendenti dalla volontà di PPC. Alla scadenza, la RAE dovrebbe organizzare una procedura di autorizzazione nel pieno rispetto dell'articolo 7, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, prevedendo quindi la partecipazione di terzi.
4.3.5. La deroga non può estendersi all'indizione di gare per nuove capacità
(63)
Per definizione, l'indizione di gare ai sensi dell'articolo 8 della direttiva 2009/72/CE riguarda la capacità che deve essere ancora costruita e autorizzata e che, di conseguenza, costituisce nuova capacità.
(64)
Per le ragioni già esposte in precedenza, la deroga per nuove capacità non dovrebbe essere concessa ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE.
4.4. VALUTAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA PER IL CAPO VIII
4.4.1. La deroga alle disposizioni del capo VIII non si estende all'articolo 32 sull'accesso di terzi
(65)
La richiesta riguarda la deroga al capo VIII della direttiva 2009/72/CE e si può quindi ritenere che comprenda una domanda di deroga alle disposizioni dell'articolo 32 concernente l'accesso di terzi («TPA»).
(66)
La richiesta non specifica se la deroga desiderata si estenda all'articolo 32 della direttiva 2009/72/CE, né fornisce motivazioni che giustifichino tale deroga. La legge 4001/2011 e il codice INI obbligano invece DEDDIE a garantire senza discriminazioni l'accesso dei terzi al sistema di distribuzione gestito da DEDDIE (cfr. per esempio l'articolo 127 della legge 4001/2011). Di conseguenza, tale deroga non può essere concessa.
4.4.2. Deroga all'articolo 33 sull'apertura del mercato e la reciprocità
4.4.2.1. Mancanza di motivi per una deroga permanente all'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE
(67)
Nella richiesta si sostiene essenzialmente che PPC dovrebbe rimanere l'unico fornitore autorizzato ad approvvigionare i clienti nelle INI, in quanto lo sviluppo dell'infrastruttura necessaria per la gestione e la vigilanza del mercato dell'energia elettrica nei microsistemi isolati, nonché per l'apertura del mercato a fornitori terzi comporta, per l'operatore attivo nelle INI, costi di gestione superiori ai vantaggi che l'apertura del mercato potrebbe avere per i consumatori.
(68)
Come emerge chiaramente dal parere della RAE, le infrastrutture installate nelle INI intendono garantire, in conformità della legge vigente, una gestione trasparente, verificabile e non discriminatoria dell'OSP INI. Inoltre, l'infrastruttura è necessaria per la gestione dei sistemi isolati delle INI da un punto di vista tecnico ed economico. Di conseguenza, dal momento che le infrastrutture sono comunque necessarie per soddisfare tali requisiti, indipendentemente dal numero di fornitori autorizzati nelle INI, l'apertura del mercato non aumenta il costo delle infrastrutture.
(69)
Anche qualora sia necessaria un'infrastruttura simile, l'apertura del mercato non è intrinsecamente collegata alla gestione tecnica dei sistemi isolati delle INI o dell'OSP INI, in quanto non vi è un nesso causale tra la gestione tecnica ed economica di questi sistemi isolati e la gestione dell'OSP INI conformemente ai pertinenti requisiti giuridici, da un lato, e il fatto che uno o più i fornitori siano autorizzati ad approvvigionare i consumatori di energia elettrica nelle INI, dall'altro lato.
(70)
È corretto affermare che i costi di produzione più elevati che si registrano nelle INI, rispetto ai costi di produzione nel sistema interconnesso, devono essere recuperati dai fornitori attivi nelle INI ripartendo la parte rispettiva della compensazione per l'OSP INI in funzione delle vendite di energia elettrica ai loro clienti. Tuttavia, stabilire i costi di produzione nelle INI è in ogni caso necessario per determinare la compensazione finanziaria per l'OSP INI, indipendentemente dal numero di fornitori attivi nelle INI.
(71)
L'unico requisito supplementare per l'apertura del mercato è la ripartizione a ogni fornitore delle parti rispettive della compensazione per l'OSP INI in funzione delle vendite di energia elettrica dei propri clienti. Anche i relativi dati dei clienti, in particolare quelli dei contatori, sono necessari indipendentemente dal fatto che uno o più fornitori siano autorizzati ad approvvigionare i clienti residenti nelle INI.
(72)
Di conseguenza, la concessione della compensazione per l'OSP INI ai fornitori comporta semplicemente la capacità di attribuire i dati dei contatori dei clienti a un particolare fornitore autorizzato; si tratta di un processo essenzialmente amministrativo, basato su informazioni che vengono raccolte, in tutti o quasi tutti i casi, indipendentemente dal fatto che nelle INI il mercato sia aperto oppure no. In secondo luogo, tale capacità costituisce una precondizione della corretta gestione di qualsiasi mercato di approvvigionamento dell'energia elettrica; non si può dunque ammettere che i costi rappresentino un motivo di deroga all'apertura del mercato, in quanto essi non riguardano specificamente la gestione dei sistemi isolati delle INI né sono collegati a un serio problema di gestione dei medesimi.
(73)
È importante sottolineare che la tenuta di registri per l'attribuzione ai fornitori delle informazioni dei contatori fa parte dell'infrastruttura da allestire. Se, da un lato, l'entrata in funzione, nella sua interezza, dell'infrastruttura prevista agevolerà una gestione ottimale dei sistemi elettrici isolati, dall'altro lato la completa realizzazione degli investimenti collegati non rappresenta una condizione necessaria per l'apertura del mercato.
(74)
La possibilità di un'ampia variazione dei valori dei costi di produzione variabili annuali medi di ciascuna INI è un fattore irrilevante. Anche qualora venisse provata, tale variazione riguarda il costo di produzione dell'energia elettrica nell'ambito dei sistemi isolati delle INI. Stabilire il relativo importo è già un'operazione necessaria per amministrare l'OSP INI conformemente ai requisiti di legge, sulla quale peraltro il numero dei fornitori autorizzati ad approvvigionare i clienti residenti nelle INI non incide affatto. Inoltre, dal momento che l'amministrazione dell'OSP INI si effettua già su base mensile, separatamente per ogni sistema isolato, difficilmente marcate variazioni annuali per ciascuna INI potrebbero provocare problemi rilevanti.
(75)
Da quanto precede, si deduce che il numero di fornitori autorizzati ad approvvigionare i clienti nelle INI non è intrinsecamente legato né alla gestione tecnica ed economica dei sistemi isolati, né alla gestione dell'OSP INI conformemente ai pertinenti obblighi di legge.
(76)
Si può ancora notare che l'apertura del mercato comporta benefici che superano gli eventuali costi. Come osserva la RAE, fornitori alternativi presenti nelle INI potrebbero offrire significativi vantaggi supplementari ai clienti residenti nelle INI stesse, aggiungendo la fornitura di altri servizi a quella di energia elettrica.
(77)
Di conseguenza, la richiesta di una deroga permanente all'articolo 33 dovrebbe essere respinta.
4.4.2.2. Limitazione della durata di un sistema isolato ai sensi dell'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE
(78)
In considerazione di quanto sopra, va riconosciuto che per l'apertura del mercato è necessario stabilire modalità pratiche tali da consentire una gestione dei sistemi isolati delle INI del tutto conforme al codice INI. I problemi pratici connessi all'apertura del mercato potrebbero comportare l'indisponibilità dei registri necessari per attribuire ai fornitori contatori e dati relativi ai consumi oppure la configurazione non ottimale delle infrastrutture. Su questa base, si può prevedere la concessione di una deroga limitata nel tempo all'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE.
(79)
Per la valutazione della durata di tale deroga al capo VIII le due considerazioni seguenti sono rilevanti:
a)
come si è già ricordato, l'elemento più importante richiesto per l'apertura del mercato nelle INI è la disponibilità di un registro nelle INI che attribuisca a un determinato fornitore i dati relativi ai consumi. Ai sensi dell'articolo 327, paragrafo 4, del codice INI, il registro previsto a tale scopo è completato al più tardi due anni dopo l'entrata in vigore del codice INI. La disponibilità del registro è una condizione necessaria per la concreta apertura del mercato;
b)
il totale completamento del programma di investimenti per le infrastrutture da installare nelle INI favorirebbe certamente la gestione pratica dell'apertura del mercato nelle INI. Questa tuttavia non è una condizione necessaria. L'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI fissa un calendario entro il quale tutte le attuali INI dovrebbero dotarsi delle infrastrutture supplementari da installare nelle INI al più tardi entro cinque anni dall'entrata in vigore del codice INI.
(80)
Di conseguenza, una deroga all'apertura del mercato dev'essere concessa per almeno due anni dall'entrata in vigore del codice INI, cioè fino al 17 febbraio 2016, allo scopo di costituire i registri che sono un necessario requisito per l'apertura del mercato. Poiché l'infrastruttura completa dev'essere installata al più tardi cinque anni dopo l'entrata in vigore del codice INI, la validità della deroga dev'essere comunque limitata a cinque anni dall'entrata in vigore del codice INI, ossia fino al 17 febbraio 2019 per qualsiasi sistema isolato delle INI. Tuttavia, poiché la deroga può essere giustificata soltanto laddove sussistano seri problemi concreti per l'apertura del mercato, direttamente attribuibili al mancato completamento del programma di investimenti infrastrutturali nelle INI, si dovrebbe verificare periodicamente se tali problemi persistono in uno specifico sistema isolato delle INI. Tale verifica dovrebbe utilizzare come parametro di riferimento un piano di investimenti elaborato da DEDDIE, e approvato dalle autorità greche competenti, per l'installazione delle infrastrutture necessarie nelle INI. Tale piano dovrebbe essere quindi completato e approvato entro il 17 febbraio 2015.
(81)
Per evitare inutili ritardi nell'apertura del mercato, il piano di investimenti infrastrutturali di DEDDIE dovrebbe essere approvato dalla RAE e attribuire la priorità ai sistemi isolati di Creta e Rodi, ossia le INI più popolose.
(82)
Dal 17 febbraio 2016, e successivamente su base annua fino al 17 febbraio 2019, DEDDIE dovrebbe redigere una relazione, da sottoporre all'approvazione della RAE, specificando i motivi per cui in un determinato sistema isolato delle INI l'apertura del mercato non sia stata ancora realizzata. La relazione dovrebbe essere pubblicata e notificata alla Commissione.
4.4.3. La deroga alla disposizione del capo VIII non riguarda l'articolo 34
(83)
La richiesta concerne la deroga al capo VIII della direttiva 2009/72/CE e quindi si può ritenere che comprenda la richiesta di deroga all'articolo 34 concernente le linee dirette ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 15, della direttiva 2009/72/CE.
(84)
La richiesta non specifica se la deroga desiderata riguardi anche l'articolo 34 della direttiva 2009/72/CE.
(85)
Di conseguenza, anche se la richiesta si propone di ottenere una deroga all'articolo 34 della direttiva 2009/72/CE, tale deroga non dev'essere concessa giacché non è stata fornita alcuna giustificazione.
4.4.4. Interconnector - richiesta di deroga ai capi III e VIII
(86)
La presente deroga riguarda i microsistemi isolati caratterizzati proprio dalla mancanza di interconnessione o, nel caso di piccoli sistemi isolati, da una interconnessione molto limitata con altre reti elettriche.
(87)
Tuttavia:
a)
conformemente al piano di sviluppo decennale del gestore dei sistemi di trasmissione greco, il gestore indipendente della trasmissione di energia, o «ADMIE» S.A, l'interconnessione delle isole Cicladi dovrebbe essere portata a termine entro il 2018 in tre fasi, e alcune di queste isole dovrebbero essere interconnesse con il sistema interconnesso greco molto prima di tale data;
a)
inoltre, l'interconnessione di Creta dovrebbe concludersi entro il 2020. Le parti importanti del progetto per i primi tre anni sono state incluse nel piano di sviluppo decennale di ADMIE approvato del 2013. Il piano finale dev'essere incluso nel piano di sviluppo decennale che sarà approvato nel 2014.
(88)
È necessario prevedere esplicitamente che, per un determinato sistema isolato, la presente deroga cessi automaticamente non appena l'interconnessione tra un determinato sistema isolato e il sistema interconnesso greco diventi del tutto operativa.
(89)
DEDDIE è controllato al 100 % da PPC, da cui però è separato dal punto di vista giuridico e funzionale. Diversamente da un gestore del sistema di distribuzione ai sensi della direttiva 2009/72/CE, DEDDIE svolge anche ampie funzioni nella gestione dei sistemi isolati delle INI e nella gestione della generazione nelle INI, compresa la capacità di generazione convenzionale appartenente a PPC e quindi la sua remunerazione economica. Come si è detto in precedenza, l'interconnessione influisce sulla redditività economica delle centrali elettriche convenzionali attualmente installate nei sistemi isolati delle INI.
(90)
Le deroghe devono essere concesse soltanto se sono proporzionali e non vanno oltre lo stretto necessario. Occorre perciò fornire chiari incentivi e assicurare la trasparenza per le decisioni sull'eventuale interconnessione dei sistemi isolati delle INI.
(91)
Ai sensi dell'articolo 108 della legge 4001/2011:
«ADMIE SA presenta alla RAE un piano di sviluppo decennale del sistema greco di trasmissione di energia elettrica entro il 31 marzo di ogni anno […] In particolare, il piano di sviluppo decennale del sistema greco di trasmissione di energia elettrica: […] (c) fornisce uno studio costi-benefici di natura tecnica e finanziaria per importanti opere di trasmissione […], soprattutto per […] i connettori tra le isole e il sistema di trasmissione, comprendente i tempi, il flusso finanziario stimato e i requisiti di finanziamento per tutti i progetti di investimento»
.
(92)
Per garantire chiari incentivi e trasparenza nelle decisioni sull'interconnessione dei sistemi isolati delle INI, le autorità greche devono assicurare che:
a)
al momento di concedere autorizzazioni o bandire gare per capacità esistenti o nuove per un determinato sistema isolato in una INI, ADMIE, DEDDIE e RAE considerino sistematicamente l'alternativa di interconnettere il sistema isolato di cui fa parte la INI in questione. Tale autorizzazione per capacità esistenti o nuove dovrebbe essere rifiutata qualora la costruzione di un interconnector si riveli più efficace in termini di costi. I costi dovrebbero comprendere tutti i costi per la fornitura di energia elettrica ai clienti finali nell'ambito del sistema isolato, compresa la compensazione per l'OSP INI;
b)
lo studio costi-benefici per importanti opere di trasmissione realizzate da ADMIE, di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, consideri soltanto l'efficienza sotto il profilo dei costi degli investimenti e della gestione dell'interconnessione. In particolare, non dovrebbe tener conto dei mancati guadagni né del deprezzamento di valore degli impianti convenzionali di produzione dell'energia già installati nelle INI;
c)
la RAE pubblichi, insieme al piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti di ciascuno dei sistemi isolati delle INI. Se la costruzione di un interconnector non è integrata nel piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, approvato dalla RAE, la RAE indice, di propria iniziativa o su semplice richiesta di un terzo, una gara d'appalto ai sensi dell'articolo 22, paragrafo 7, lettera b), della direttiva 2009/72/CE per la costruzione di un interconnector che colleghi uno o più sistemi isolati delle INI. Un interconnector dovrebbe essere costruito se la sua costruzione riduce i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti ubicati nelle INI;
d)
la RAE fissa un termine preciso per il completamento della costruzione di un interconnector. Se questo non viene costruito o se la costruzione non rispetta i tempi fissati dalla RAE, occorre avanzare una richiesta di indennizzo per i mancati risparmi sui costi.
4.5. DURATA
(93)
È necessario riesaminare i fatti su cui si basa l'attuale deroga, in particolare dopo il completamento dei piani per l'interconnessione di alcuni sistemi isolati e dopo la scadenza dei termini per l'installazione dell'infrastruttura di cui all'articolo 237 del codice INI.
(94)
Di conseguenza, qualsiasi deroga rimarrà in vigore fino al 1o gennaio 2021.
4.6. EFFETTO RETROATTIVO
(95)
Come si è osservato in precedenza, la richiesta del 17 gennaio 2012 ha rinnovato la richiesta iniziale trasmessa nel 2003.
(96)
Anche l'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE, abrogata dalla direttiva 2009/72/CE, conteneva disposizioni che consentivano agli Stati membri di richiedere deroghe a talune disposizioni di tale direttiva in caso di seri problemi per la gestione di piccoli sistemi isolati e di microsistemi isolati. Ai sensi dell'articolo 48 della direttiva 2009/72/CE, i riferimenti all'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE, abrogato, s'intendono fatti all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE.
(97)
Le definizioni di piccolo sistema isolato e microsistema isolato di cui all'articolo 2, paragrafi 26 e 27, della direttiva 2003/54/CE sono identiche a quelle utilizzate nell'articolo 2, paragrafi 26 e 27, della direttiva 2009/72/CE.
(98)
Entrambe queste definizioni fanno riferimento alla domanda di energia elettrica registrata nel 1996 nei sistemi isolati, che non sono cambiati. Inoltre, Creta non era interconnessa al sistema interconnesso greco né nel 2003 né nel 2012, e non lo è neppure nel momento in cui l'attuale decisione di deroga entra in vigore.
(99)
Di conseguenza, tutti i piccoli sistemi isolati e i microsistemi isolati indicati come tali nella richiesta avevano i requisiti qualificanti quando è stata trasmessa la richiesta iniziale, e li hanno ancora nel momento in cui l'attuale decisione di deroga entra in vigore.
(100)
Non si è verificato quindi alcun cambiamento giuridico né fattuale in relazione ai piccoli sistemi isolati e ai microsistemi isolati che potrebbero essere ammissibili a una deroga ai sensi della direttiva 2003/54/CE e della direttiva 2009/72/CE.
(101)
L'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE prevedeva la concessione di deroghe al capo III, che conteneva disposizioni, come quelle del capo III della direttiva 2009/72/CE, concernenti le procedure di autorizzazione per nuove capacità e l'indizione di gare per nuove capacità.
(102)
L'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE prevedeva la concessione di deroghe al capo VII, che conteneva disposizioni, come quelle del capo VIII della direttiva 2009/72/CE, concernenti l'accesso di terzi, l'apertura del mercato e le linee dirette.
(103)
Se la Commissione avesse concesso una deroga in risposta alla richiesta iniziale, avrebbe potuto farlo alle stesse condizioni della deroga vigente ai sensi della direttiva 2009/72/CE.
(104)
Inoltre, a partire dal 2003 non si è verificato alcun cambiamento nelle circostanze fattuali. La situazione geografica delle INI, i fattori economici che regolano la gestione delle reti elettriche nei sistemi isolati delle INI e la natura dei seri problemi correlati alla gestione delle centrali elettriche convenzionali nei sistemi isolati delle INI non sono concretamente mutati dal 2003.
(105)
La richiesta iniziale è pendente dal 2003. L'inazione della Commissione non deve danneggiare la Repubblica ellenica, che ha adempiuto gli obblighi di cui all'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE e all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE e ha trasmesso una richiesta di deroga debitamente giustificata ai sensi degli stessi articoli per i sistemi isolati delle INI.
(106)
È perciò opportuno che la presente decisione di deroga abbia effetto a partire dalla data di notifica della richiesta iniziale, ossia dal 5 dicembre 2003,
HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:
Articolo 1
La presente decisione si applica ai piccoli sistemi isolati e ai microsistemi isolati indicati nella tabella.
Ai fini della presente decisione, Creta è un piccolo sistema isolato mentre tutti gli altri sistemi isolati sono microsistemi isolati.
Articolo 2
1. È concessa una deroga alle disposizioni dell'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE per i piccoli sistemi isolati e i microsistemi isolati.
2. La presente deroga è valida fino al 17 febbraio 2016 o alla completa installazione dell'infrastruttura, ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI, qualunque dei due si verifichi più tardi. In ogni caso, la presente deroga cessa di applicarsi il 17 febbraio 2019.
3. Entro il 17 febbraio 2015 le autorità greche redigono un piano di investimenti infrastrutturali ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI, specificando separatamente per ciascuno dei sistemi isolati delle INI, entro quale data l'installazione dell'infrastruttura dovrà essere completa. Il piano attribuisce la priorità a Creta e Rodi.
4. A partire dal 17 febbraio 2016, e successivamente su base annuale fino al 17 febbraio 2019, le autorità greche redigono una relazione specificando, per ciascuno dei sistemi isolati delle INI: a) se l'apertura del mercato abbia avuto luogo; b) lo stato degli investimenti infrastrutturali in relazione al piano pertinente; c) i seri problemi concreti che continuano a ostacolare l'apertura del mercato; d) se tali problemi possano essere attribuiti direttamente al mancato completamento degli investimenti infrastrutturali ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI.
Articolo 3
1. È concessa una deroga alle disposizioni di cui all'articolo 7, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, in virtù della quale a PPC possono essere concesse direttamente autorizzazioni per quanto riguarda il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità convenzionale esistente nei microsistemi isolati.
1. Ai fini della presente deroga:
a)
la capacità di generazione convenzionale esistente comprende i progetti per il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità di generazione convenzionale per cui la RAE ha già concesso un'autorizzazione ancora valida alla data di notifica della presente decisione;
b)
la demolizione completa della principale capacità di generazione in un sito esistente e la sua sostituzione con una nuova installazione di generazione di energia elettrica non rappresentano capacità esistente, ma costruzione di nuove capacità;
c)
la collocazione di una capacità di generazione convenzionale temporanea entro il perimetro di una capacità esistente costituisce espansione di una capacità esistente.
1. Alla scadenza dell'autorizzazione concessa in conformità del primo paragrafo, tale autorizzazione può essere prorogata, a esclusiva discrezione della RAE, solo qualora i ritardi siano dovuti a ragioni totalmente indipendenti dalla volontà di PPC.
1. La presente deroga non si applica più alle autorizzazioni concesse in conformità del primo paragrafo che siano scadute o annullate.
2. Tutte le altre disposizioni dell'articolo 7 della direttiva 2009/72/CE continuano ad applicarsi integralmente.
3. La presente deroga è valida fino al 1o gennaio 2021.
Articolo 4
1. Le deroghe previste dalla presente decisione non si applicano più ai piccoli sistemi isolati né ai microsistemi isolati una volta che questi siano interconnessi con il sistema interconnesso.
1. Le autorità greche:
a)
al momento di autorizzare o di bandire gare per nuove capacità per un determinato sistema isolato delle INI, considerano sistematicamente l'alternativa di interconnettere il sistema isolato di cui fa parte la INI in questione. L'autorizzazione per nuove capacità dev'essere rifiutata qualora la costruzione di un interconnector si riveli più efficace in termini di costi. I costi devono comprendere tutti i costi per la fornitura di energia elettrica ai clienti finali nell'ambito del sistema isolato, compresa la compensazione per l'OSP INI;
b)
assicurano che lo studio costi-benefici per importanti opere di trasmissione realizzate da ADMIE, di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, consideri soltanto l'efficienza sotto il profilo dei costi degli investimenti e della gestione dell'interconnessione programmata. Tale studio non deve tener conto dei mancati guadagni né del deprezzamento di valore degli impianti convenzionali di produzione già installati nelle INI;
c)
pubblicano, insieme al piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti di ciascuno dei sistemi isolati delle INI. Salvo che la costruzione di un interconnector sia integrata nel piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, approvato dalla RAE, le autorità greche indicono, di propria iniziativa o su semplice richiesta di un terzo, una gara d'appalto ai sensi dell'articolo 22, paragrafo 7, lettera b), della direttiva 2009/72/CE per la costruzione di un interconnector che colleghi uno o più sistemi isolati delle INI. Un interconnector dev'essere costruito se la sua costruzione riduce i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti ubicati nelle INI;
d)
fissano un termine preciso per il completamento della costruzione di un interconnector. Se questo non è costruito o se la costruzione non rispetta i tempi fissati, le autorità greche avanzano una richiesta di indennizzo per i mancati risparmi sui costi.
Articolo 5
La decisione si applica a decorrere dal 5 dicembre 2003.
Articolo 6
La Repubblica ellenica è destinataria della presente decisione.
Fatto a Bruxelles, il 14 agosto 2014