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.
DECISÃO DA COMISSÃO
de 14 de agosto de 2014
que concede à República Helénica uma derrogação relativamente a determinadas disposições da Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho
[notificada com o número C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
A COMISSÃO EUROPEIA,
Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia,
Tendo em conta a Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade e que revoga a Diretiva 2003/54/CE (1), nomeadamente o artigo 44.o, n.o 1, e o artigo 48.o,
Tendo em conta os pedidos apresentados pela República Helénica, de 17 de janeiro de 2012 e de 5 de dezembro de 2003,
Tendo informado os Estados-Membros dos referidos pedidos,
Considerando o seguinte:
1. PROCEDIMENTO
(1)
Em 17 de janeiro de 2012, o Ministério do Ambiente, da Energia e das Alterações Climáticas grego (adiante designado «YPEKA») apresentou um pedido (adiante designado «pedido»), à Comissão, nos termos do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, de derrogação ao disposto nos capítulos III e VIII da Diretiva 2009/72/CE para determinadas ilhas gregas que não estão interligadas à rede de eletricidade da Grécia continental (ilhas não interligadas ou «NII» na sigla em inglês).
(2)
Em 12 de setembro de 2012, a Comissão solicitou à Autoridade Reguladora do Setor da Energia da Grécia (adiante designada «ARE») que apresentasse as suas observações sobre o pedido. A ARE respondeu a este pedido a 16 de novembro de 2012 (adiante designado «parecer da ARE»).
(3)
A ARE apresentou novas observações para fundamentar o pedido em 17 de dezembro de 2013, 23 de dezembro de 2013, 4 de fevereiro de 2014, 28 de fevereiro de 2014 e 17 de março de 2014.
(4)
Em 14 de março de 2014 (com uma adenda enviada em 20 de março de 2014), a Comissão informou os Estados-Membros do pedido, em conformidade com o artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, juntamente com um pedido para apresentarem observações, se necessário, até 25 de março de 2014. Não foram apresentadas observações.
(5)
Através do seu pedido, o YPEKA renovou o pedido apresentado pelo Ministério do Desenvolvimento, em 5 de dezembro de 2003, em conformidade com o artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (2) (adiante designado «pedido inicial»), para uma derrogação relativamente a determinadas disposições da Diretiva 2003/54/CE. Embora tenham sido tomadas medidas preliminares para investigar o pedido inicial, a derrogação nos termos do artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE não foi concedida nem rejeitada.
2. PEDIDO APRESENTADO PELO YPEKA
2.1. ÂMBITO DA DERROGAÇÃO SOLICITADA
(6)
O pedido solicitava a derrogação ao disposto nos capítulos III e VIII da Diretiva 2009/72/CE.
(7)
O capítulo III da Diretiva 2009/72/CE refere-se ao procedimento de autorização e aos concursos para a criação de novas capacidades. O capítulo VIII refere-se ao acesso de terceiros, à abertura do mercado e às linhas diretas.
2.2. ORGANIZAÇÃO ATUAL DA REDE ELÉTRICA NAS NII
(8)
Os mercados de energia gregos são essencialmente regidos pela Lei grega n.o 4001/2011, que transpõe a Diretiva 2009/72/CE. A Lei n.o 4001/2011 entrou em vigor em 22 de agosto de 2011.
(9)
A empresa DEDDIE SA (adiante designada «DEDDIE») é o operador grego da rede de distribuição, detida a 100 % pela - mas jurídica e funcionalmente separada da - Public Power Corporation (adiante designada «PPC»), o produtor e fornecedor histórico de eletricidade grego. Os ativos da rede operados pela DEDDIE são propriedade da PPC.
(10)
Nos termos do artigo 127.o da Lei n.o 4001/2011, a DEDDIE é responsável pelo desenvolvimento, exploração e manutenção da rede de distribuição de eletricidade grega, que inclui as redes de distribuição de eletricidade nas NII.
(11)
Além disso, a DEDDIE é responsável pela exploração das redes de eletricidade nas NII. Essas tarefas incluem: i) elaborar um plano de desenvolvimento da produção para microrredes isoladas, incluindo um programa para as interligar a outras NII, ii) garantir que estão disponíveis os locais necessários para instalar novas capacidades de produção, expandir a capacidade existente ou os componentes de entrega e expandir a rede de distribuição de eletricidade grega a ilhas não interligadas e a microrredes isoladas, iii) celebrar contratos com os titulares de licenças que governem as entregas de eletricidade para e a partir da rede, a prestação de serviços auxiliares às redes de distribuição das NII e a remuneração dos produtores de eletricidade, os encargos dos consumidores e dos fornecedores pela eletricidade que lhes é entregue e de outros créditos e débitos relativos às contas especiais, tais como as destinadas à remuneração das obrigações de serviço público.
(12)
O artigo 137.o, n.o 1, da Lei n.o 4001/2011 prevê que todos os consumidores de eletricidade serão classificados como consumidores elegíveis, excetuando os consumidores estabelecidos nas microrredes isoladas, sob reserva do artigo 139.o da mesma lei.
(13)
Nos termos do artigo 133.o, n.o 3, da Lei n.o 4001/2011:
«Com exceção dos casos nos quais a eletricidade é produzida a partir de fontes de energia renováveis ou por centrais de cogeração ou híbridas de elevada eficiência e no caso dos autoprodutores, se tiver sido concedida uma derrogação, em conformidade com o disposto no artigo 139.o, só deve ser emitida uma licença de produção à PPC SA em conformidade com certos regulamentos relativos à concessão de licenças. A PPC SA é responsável pelo fornecimento ininterrupto às microrredes isoladas para as quais obtenha uma licença e por salvaguardar a exploração financeira a longo prazo das redes de eletricidade dessas ilhas.»
.
(14)
Nos termos do artigo 134.o da Lei n.o 4001/2011:
«Sem prejuízo do disposto no artigo 139.o da presente lei, as licenças de fornecimento para microrredes isoladas são concedidas exclusivamente à PPC SA, em conformidade com os requisitos dos regulamentos relativos à concessão de licenças. A PPC SA deve, mediante pedido, fornecer eletricidade a consumidores não elegíveis.»
.
(15)
Nos termos do artigo 139.o da Lei n.o 4001/2011, podem ser concedidas derrogações às disposições da Lei n.o 4001/2011, em conformidade com o disposto no artigo 44.o da Diretiva 2009/72/CE.
(16)
A Decisão Ministerial n.o PD5/EL/B/F IB/12924, adotada nos termos do artigo 28.o da Lei grega n.o 3426/2005, estabelece que o fornecimento de eletricidade aos consumidores das NII por parte de qualquer produtor de eletricidade constitui uma obrigação de serviço público (adiante designada «OSP das NII»), para efeitos do interesse económico geral. Por motivos de coesão social, os fornecedores de eletricidade nas NII devem fornecer eletricidade a preços iguais, por categoria de consumidor, aos praticados na rede interligada grega.
(17)
O artigo 52.o da Lei grega n.o 4001/2011 determina que os consumidores das ilhas não interligadas são elegíveis para serviços especiais tanto em termos de preço como em termos de qualidade e segurança do fornecimento, bem como em termos de transparência das cláusulas e condições contratuais. Os fornecedores com OSP nas NII recebem, em contrapartida pelo exercício da OSP, uma compensação financeira calculada com base numa metodologia estabelecida pela Decisão n.o 24/2014 da ARE (3). Esta metodologia baseia-se na diferença entre os custos totais de produção nas ilhas não interligadas (variáveis e fixos) e o preço de mercado integral com que os fornecedores se deparam na rede interligada (custos marginais da rede, juntamente com todos os restantes mecanismos da rede interligada grega). A compensação da OSP nas NII é calculada mensalmente e por rede de ilha autónoma, estando sujeita a controlo por parte da ARE. A compensação da OSP nas NII é obtida através de uma taxa que recai sobre todos os consumidores, incluindo os das NII. (4) O mecanismo da OSP nas NII é administrado pela LAGIE, o operador de mercado estatal grego. A Decisão Ministerial n.o D5-EL/B/F1/oik.27547, de dezembro de 2011 (5), que tem por base as disposições do artigo 55.o, n.o 3.o, da Lei n.o 4001/2001, determinou que a OSP nas NII deve ser disponibilizada por todos os fornecedores e, por conseguinte, todos os fornecedores são elegíveis para compensação pela OSP nas NII.
(18)
O direito derivado regulamenta mais pormenorizadamente o fornecimento e a produção de eletricidade nas NII. Em especial, através da sua Decisão n.o 39/2014, de 28 de janeiro de 2014, a ARE aprovou o Código de Gestão das Redes de Eletricidade nas Ilhas Não Interligadas (adiante designado «Código das NII»), que regula muitas questões relacionadas com o funcionamento das redes isoladas nas NII, nomeadamente a abertura do mercado, a liquidação no mercado e a produção de eletricidade. O Código das NII entrou em vigor no dia da sua publicação, ou seja, em 17 de fevereiro de 2014.
2.3. PROBLEMAS SÉRIOS RELACIONADOS COM O FUNCIONAMENTO DAS REDES ISOLADAS
(19)
O pedido salienta os seguintes problemas relacionados com o funcionamento das redes isoladas de eletricidade gregas:
a)
A grande variação na procura de eletricidade nas microrredes isoladas, exacerbada: i) pela componente turística do desenvolvimento económico das ilhas e ii) pelo aumento da penetração das fontes de energia renováveis (adiante designadas «FER»).
Esses fatores afetam negativamente o fator de carga da capacidade de produção térmica ou tradicional e a possibilidade de recuperar os custos incorridos com os investimentos nessa capacidade de produção;
b)
A grande variação das condições meteorológicas nas ilhas, que afeta a procura e provoca anomalias nos sistemas de produção e, consequentemente, requer grandes reservas.
(20)
O pedido salienta os seguintes problemas relacionados com o desenvolvimento da produção tradicional nas pequenas redes isoladas de eletricidade gregas:
a)
As dificuldades ou até mesmo a impossibilidade de encontrar locais apropriados para novas centrais elétricas tradicionais nas microrredes isoladas, principalmente devido à resistência da população;
b)
A pequena dimensão das NII, que dá origem a grandes mudanças no plano de desenvolvimento a longo prazo da produção térmica devido a investimentos imprevisíveis dos consumidores de eletricidade (tais como grandes complexos turísticos ou instalações portuárias) que requerem celeridade e flexibilidade na resposta à procura de eletricidade;
c)
Prevê-se que a procura de eletricidade nas redes isoladas das NII registe um aumento anual de 2 % até 2017. Embora tenham sido concedidas autorizações à PPC para a instalação da capacidade adicional necessária e a sua instalação já tenha sido programada (espera-se que cubra a procura de todas as NII, juntamente com as margens de reserva necessárias, até 2017), nem sempre foi possível cumprir o calendário;
d)
A pequena dimensão da carga, as grandes variações de carga e o aumento da penetração das FER na maioria das microrredes isoladas limita as soluções tecnológicas disponíveis para a produção tradicional, restringindo a escolha a pequenas instalações de produção alimentadas com óleos pesados de baixo teor de enxofre ou com óleos leves;
e)
Os procedimentos de contratação pública para novas produções de energia são demorados. Decorrem dois anos e meio a três anos desde o momento em que a autorização é concedida até ao momento em que os produtores de eletricidade começam a operar;
f)
O desenvolvimento de planos para construir interligações entre a rede interligada grega e as microrredes isoladas nas NII prejudica o interesse em investir na capacidade de produção tradicional nas NII. Os projetos de interligação com as Cíclades e Creta estão programados.
(21)
Por conseguinte, é necessário recorrer regularmente a soluções de emergência, tais como o aluguer de grupos eletrogéneos móveis alimentados a gasóleo ou turbinas a gás. Não é desejável a necessidade de autorização caso a caso para a produção de emergência, dado que dá origem ao aluguer não rentável de equipamento, em vez da aquisição. O pedido apresenta vários exemplos em que acontecimentos imprevistos deram origem à utilização a longo prazo de grupos eletrogéneos móveis.
(22)
O pedido salienta os seguintes problemas relacionados com a abertura do mercado nas redes isoladas de eletricidade nas NII:
a)
A fim de permitir a abertura do mercado, terão de ser criadas e instaladas nas redes isoladas nas NII infraestruturas específicas. Estas infraestruturas implicam a instalação de centros de controlo para gerir: i) a programação diária da produção e ii) a liquidação no mercado em cada rede isolada, redistribuindo o custo de produção em cada rede isolada pelos fornecedores ativos na mesma.
As infraestruturas necessárias são dispendiosas e o custo é suportado pelos consumidores;
b)
Devido às OSP nas NII, os preços de venda a retalho de eletricidade são os mesmos para cada categoria de consumidores em todo o território grego. O custo de produção mais elevado nas NII, em comparação com o custo de produção na rede interligada deve, por conseguinte, ser recuperado junto dos fornecedores ativos nas NII, redistribuindo a respetiva parte da compensação das OSP em função das vendas de eletricidade aos seus consumidores.
Alega-se que a grande variação nos valores do custo de produção variável médio anual por NII tornaria complexo o mecanismo de liquidação para o mercado.
(23)
Por conseguinte, o YPEKA considera que criar as infraestruturas necessárias para o funcionamento e a supervisão do mercado de eletricidade, em conjugação com a abertura do mercado nas redes isoladas das NII, acarreta custos que superam os benefícios para os consumidores que possam resultar da abertura do mercado.
(24)
O pedido não inclui a data em que a derrogação solicitada expiraria.
3. PARECER DA ARE
3.1. ÂMBITO DA DERROGAÇÃO
3.1.1. Derrogação ao disposto no capítulo III da Diretiva 2009/72/CE
(25)
A ARE considera que a derrogação ao disposto no capítulo III, em conformidade com o artigo 44.o, n.o 1, não deve aplicar-se à instalação de novas capacidades de eletricidade que possam ser criadas numa rede isolada, mas apenas à renovação, ao melhoramento ou à expansão da capacidade de produção existente. A capacidade de produção existente consiste em centrais elétricas que já operam ou se encontram em construção nas NII. Qualquer central elétrica nova que seja instalada nessas ilhas é considerada capacidade de produção nova.
(26)
A ARE observa que os produtores de eletricidade independentes (adiante designados «PEI») (isto é, que não a PPC) têm demonstrado, ao longo das duas últimas décadas, um grande interesse no desenvolvimento de FER e centrais de cogeração em todas as microrredes isoladas. Por conseguinte, o acesso de terceiros aos sistemas de eletricidade de todas as NII no que diz respeito ao desenvolvimento de FER e à produção combinada de calor e eletricidade (adiante designada «PCCE») não deve ser restringido.
(27)
A ARE afirma não se opor à concessão de uma derrogação para a ativação de novas centrais elétricas tradicionais, desde que sejam cumpridas determinadas condições. No entanto, o artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE não prevê a possibilidade de derrogação para novas capacidades.
(28)
A ARE considera que a expansão das centrais tradicionais existentes está ligada sobretudo a uma falta de capacidade a curto prazo nas NII resultante de danos inesperados na capacidade existente ou de atrasos na instalação de novas capacidades, especialmente durante os períodos de elevada procura (por exemplo, picos de verão). Estas expansões estão sujeitas a um procedimento de abertura de concurso nos termos do artigo 8.o da Diretiva 2009/72/CE. Este procedimento é moroso e não se adequa ao caráter urgente das situações de emergência.
(29)
A ARE aceita que a PPC deveria cobrir quaisquer situações de emergência. Tendo em conta que a PPC está em condições de deslocar as unidades tradicionais móveis das ilhas em que exista um excesso de capacidade para aquelas que apresentem um défice de capacidade, esta solução pode também ser a mais económica.
(30)
A ARE sublinha que qualquer derrogação deve permitir especificar o procedimento adequado de concessão de licenças em situações de emergência, e, mais especificamente, quais dos critérios mencionados no artigo 7.o da Diretiva 2009/72/CE devem ser examinados pelas autoridades competentes responsáveis pela concessão de licenças.
(31)
A ARE considera que a derrogação deve ser concedida por um período limitado, designadamente por um período máximo de 10 anos.
3.1.2. Derrogação ao disposto no capítulo VIII da Diretiva
(32)
Segundo a ARE, o fornecimento de eletricidade nas NII está associado, em termos práticos, à OSP nas NII e à compensação da OSP nas NII, porque i) o custo de produção de eletricidade nas NII é significativamente mais elevado do que no continente e ii) o Estado grego exige preços uniformes, por categoria de consumidores, em todo o seu território.
(33)
O Código das NII prevê a instalação de certos equipamentos de medição e registo nas NII para a medição horária, a gestão da energia e os centros de controlo, a monitorização e sistemas informáticos conexos. A ARE sustenta que esta infraestrutura é indispensável para:
a)
Assegurar que os custos das OSP são transparentes, não-discriminatórios e verificáveis;
b)
O funcionamento correto e a boa gestão dos próprios sistemas elétricos, a fim de lograr alcançar o modo de funcionamento mais económico e, por conseguinte, uma maior redução dos encargos da OSP nas NII para os consumidores de eletricidade;
c)
Realizar uma maior penetração das FER e da cogeração, incluindo as tecnologias de FER com requisitos complexos e especiais para a sua gestão, tais como as FER com armazenamento, centrais solares-térmicas, etc.;
d)
Garantir a necessária transparência na gestão das redes isoladas, assegurando, assim, um tratamento não discriminatório de todos os participantes no mercado, designadamente os produtores.
(34)
Por conseguinte, a ARE alega que, independentemente de um ou mais fornecedores terem licença para estarem ativos numa microrrede isolada, essa infraestrutura deve ser instalada nas redes isoladas das NII.
(35)
O custo estimado para instalar essa infraestrutura não deverá exceder 20 a 30 milhões de EUR para todas as NII, incluindo Creta e Rodes. A ARE considera este montante razoável, sobretudo tendo em conta os benefícios esperados, ou seja, assegurar a transparência e a verificação da OSP nas NII, bem como o funcionamento adequado e controlado das redes de eletricidade isoladas.
(36)
Ao contrário do YPEKA, a ARE é de opinião que a concessão de licenças a dois ou mais fornecedores para estarem ativos numa determinada rede isolada nas NII não implicará custos adicionais substanciais da infraestrutura necessária, uma vez que a mesma infraestrutura é já, em todo o caso, necessária para a programação diária das unidades de produção situadas nas NII, para a liquidação no mercado e para a prestação da OSP nas NII.
(37)
Além disso, a ARE considera existirem benefícios adicionais significativos para os consumidores das NII ao permitir que estejam ativos dois ou mais fornecedores.
(38)
Por conseguinte, a ARE é da opinião de que não se justifica a exclusão definitiva de fornecedores alternativos nos mercados das NII. A instalação da infraestrutura necessária tal como acima descrita deverá ser concluída no prazo de três a cinco anos. A ARE não se oporia a uma eventual derrogação unicamente para esse período, sem qualquer prorrogação adicional.
(39)
A ARE observa igualmente que, caso o estatuto de qualquer rede isolada nas NII se altere de modo a que a rede em causa deixe de estar incluída na categoria de pequenas redes ou microrredes isoladas, a derrogação deve cessar automaticamente. Tal poderá ocorrer se as redes isoladas nas NII forem interligadas à rede interligada grega.
4. AVALIAÇÃO
4.1. FUNDAMENTO JURÍDICO DO PEDIDO
(40)
O artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE prevê a possibilidade de derrogação de determinadas disposições da diretiva, nos casos em que a derrogação se aplique a pequenas redes isoladas e microrredes isoladas.
(41)
Nos termos do artigo 2.o, n.o 26, da Diretiva 2009/72/CE, uma pequena rede isolada é uma rede cujo consumo anual, em 1996, tenha sido inferior a 3 000 GWh e em que menos de 5 % do consumo anual seja obtido por interligação a outras redes.
(42)
Nos termos do artigo 2.o, n.o 27, da Diretiva 2009/72/CE, uma microrrede isolada é uma rede cujo consumo anual, em 1996, tenha sido inferior a 500 GWh e em que não haja qualquer ligação a outras redes.
(43)
As redes isoladas identificadas no pedido consistem numa e, ocasionalmente, em várias NII (ver colunas 1 e 2 do quadro). Mesmo que uma rede isolada consista em várias NII interligadas entre si, a rede de eletricidade constituída por essas NII interligadas está isolada, na medida em que não está ligada a qualquer outra rede de eletricidade.
(44)
O pedido alega que 31 das 32 redes isoladas são microrredes isoladas, sendo a maior a de Rodes. As microrredes isoladas relativamente às quais foi apresentado o pedido representavam 5,24 % do total de vendas de eletricidade na Grécia em 2010. A rede isolada de Creta é considerada uma pequena rede isolada. Em 2010, Creta representava 3,01 % da procura de eletricidade grega.
Procura anual por rede isolada
Procura anual (MWh)
Procura anual em 1996
Nome da RI
NII que fazem parte da RI
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Sim
Não
Rodes
Rodes
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Sim
Sim
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Sim
Sim
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Sim
Sim
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Sim
Sim
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Sim
Sim
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Sim
Sim
Ciro
Ciro
56 920
100 429
107 270
95 302
Sim
Sim
Thira
Thira
Therasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Sim
Sim
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Sim
Sim
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Sim
Sim
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Sim
Sim
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Sim
Sim
Icaria
Icaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Sim
Sim
Esquiro
Esquiro
9 380
14 053
16 150
14 782
Sim
Sim
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Sim
Sim
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Sim
Sim
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Sim
Sim
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Sim
Sim
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Sim
Sim
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Sim
Sim
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Sim
Sim
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Sim
Sim
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Sim
Sim
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Sim
Sim
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Sim
Sim
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Sim
Sim
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Sim
Sim
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Sim
Sim
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Sim
Sim
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Sim
Sim
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Sim
Sim
(45)
O quadro acima inclui as redes isoladas, tal como identificadas no pedido, e fornece certas informações sobre cada uma delas. Com base nessas informações pode deduzir-se que todas as redes isoladas, com exceção da de Creta, tinham, em 1996, uma procura de eletricidade que as qualifica como microrredes isoladas na aceção do artigo 2.o, n.o 27, da Diretiva 2009/72/CE. Relativamente à rede de Creta, deve ainda referir-se que, dado que Creta não estava e ainda não está interligada a qualquer outra rede de eletricidade, a percentagem da procura satisfeita através de interligações era, e continua a ser, igual a zero, isto é, inferior a 5 %. A rede de Creta, por conseguinte, é uma pequena rede isolada, na aceção do artigo 2.o, n.o 26, da Diretiva 2009/72/CE.
(46)
A ARE, no seu parecer, não se pronunciou sobre as redes isoladas identificadas no pedido.
(47)
A Comissão conclui, assim, que as redes isoladas, tal como identificadas na coluna 1 do quadro supra, são todas microrredes isoladas na aceção do artigo 2.o, n.o 27, da Diretiva 2009/72/CE, excetuando a de Creta, que é uma pequena rede isolada na aceção do artigo 2.o, n.o 26, da Diretiva 2009/72/CE.
4.2. PROBLEMAS SÉRIOS RELACIONADOS COM O FUNCIONAMENTO DAS CENTRAIS ELÉTRICAS TRADICIONAIS NAS MICRORREDES ISOLADAS
(48)
A Comissão considera que existem problemas sérios relacionados com o funcionamento de centrais elétricas tradicionais nas microrredes isoladas. Tal deve-se, nomeadamente, aos seguintes elementos:
a)
A dimensão da carga que tem de ser alimentada nas ilhas não permite a instalação de centrais elétricas tradicionais maiores, mais eficientes e eficazes em termos de custos; acresce que uma rede isolada, para poder funcionar dentro de margens de segurança aceitáveis, não pode apoiar-se numa única central elétrica.
O pico anual das microrredes isoladas não ultrapassou, em nenhuma, os 188,5 MW em 2013. Os picos médio e mediano de carga, de 20,8 e 4,2 MW, respetivamente, são muito menores.
Nenhuma das centrais tradicionais atualmente instaladas nas microrredes isoladas tem uma capacidade superior a 27 MW. As capacidades média e mediana, de 3,9 e 1,1 MW, respetivamente, são muito menores.
A pequena dimensão da carga a alimentar e a forte variação na procura, afetada mais ainda pelo aumento da penetração das FER, reduz igualmente a escolha de tecnologias das centrais elétricas tradicionais que podem ser utilizadas nas microrredes isoladas.
Toda a capacidade de produção tradicional das redes isoladas das NII é alimentada a gasóleo ou fuelóleo.
b)
Os fatores de carga anuais são baixos em todas as microrredes isoladas. Em 2012, o fator de carga não ultrapassou 0,54 em nenhuma das microrredes isoladas. Os picos de carga médio e mediano, de 0,38 para ambos, são ainda menores. Tendo em conta o acesso prioritário das FER e o facto de os fatores de carga utilizados refletirem a integralidade da rede de eletricidade da microrrede isolada, o fator de carga para as centrais elétricas tradicionais nas NII é ainda mais baixo.
O fator de carga anual na rede interligada grega é, normalmente, de cerca de 50 % para todas as unidades e 65 % para as unidades térmicas. (6)
O fator de carga anual é indicativo da utilização efetiva que é feita das centrais elétricas durante um determinado ano e, consequentemente, da sua capacidade de obter receitas.
A crescente penetração das FER irá reduzir ainda mais a carga a alimentar pelas centrais elétricas tradicionais.
c)
Existem vários projetos destinadas a ligar as NII, em especial as Cíclades e Creta, à principal rede interligada grega. Como acima explicado, as centrais elétricas tradicionais nas NII não são tão eficientes como as centrais elétricas instaladas na rede interligada e, por conseguinte, é pouco provável que sejam economicamente viáveis assim que as NII nas quais estejam situadas estejam interligadas.
A possibilidade de uma rede isolada vir a ser interligada constitui, por conseguinte, um forte desincentivo ao investimento em capacidade tradicional nas NII.
d)
A relativamente pequena carga a alimentar significa que as variações relativamente pequenas na procura são suscetíveis de afetar a capacidade de produção necessária numa determinada rede isolada. A falta de capacidade de interligação significa que todas as alterações na procura por necessidade devem ser acompanhadas pela capacidade de produção na microrrede isolada.
Este fator aumenta a necessidade de celeridade e flexibilidade na resposta a variações na procura a mais longo prazo.
Esta necessidade de flexibilidade é reforçada pelas dificuldades sentidas em encontrar locais apropriados para centrais elétricas tradicionais nas NII e pela duração dos procedimentos de concessão de licenças e autorização.
e)
O rácio da procura anual máxima relativamente à mínima em 2012 (7), em todas as microrredes isoladas, é de, pelo menos, 3,35, mas é superior, muitas vezes bastante superior, para uma determinada microrrede isolada. Com efeito, os rácios médio e mediano da procura máxima relativamente à mínima correspondem a 6,27 e 5,98.
O rácio da procura máxima relativamente à mínima em 2010 na rede interligada grega foi de cerca de 3.
O rácio superior da procura máxima relativamente à mínima reflete o grau de flexibilidade e as reservas que, mesmo num determinado ano, necessitam de estar disponíveis na capacidade de produção instalada numa rede isolada.
Cabe salientar a este respeito que, em 2012, em cerca de 60 % das microrredes isoladas recorreu-se a grupos eletrogéneos móveis.
(49)
Por conseguinte, a Comissão conclui que existem problemas graves no funcionamento das centrais elétricas tradicionais nas redes isoladas das NII, identificadas no quadro supra.
4.3. AVALIAÇÃO DA DERROGAÇÃO SOLICITADA AO DISPOSTO NO CAPÍTULO III
4.3.1. A derrogação ao disposto no capítulo III não pode aplicar-se às novas capacidades
(50)
Nos termos do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, as derrogações ao disposto no capítulo III só podem ser concedidas no que se refere à renovação, ao melhoramento e à expansão da capacidade existente.
(51)
Consequentemente, a derrogação ao disposto no capítulo III da Diretiva 2009/72/CE não pode ser concedida para novas capacidades.
(52)
Ao invés disso, dado que as redes isoladas nas NII são redes de distribuição, caso o procedimento de autorização para novas capacidades não conceda uma autorização satisfatória no que se refere a novas capacidades para redes isoladas nas NII, as autoridades gregas podem equacionar recorrer ao disposto no artigo 7.o, n.o 3, da Diretiva 2009/72/CE também para novas capacidades tradicionais pequenas. Essas novas capacidades tradicionais pequenas podem, por exemplo, incluir uma capacidade de produção provisória que poderá ser disponibilizada a longo prazo sem a atribuição definitiva de um local específico.
4.3.2. Não é possível aplicar a Creta a derrogação ao disposto no capítulo III
(53)
Tal como exposto anteriormente, todas as NII são microrredes isoladas, excetuando a de Creta, que é uma pequena rede isolada.
(54)
Consequentemente, a derrogação ao disposto no capítulo III da Diretiva 2009/72/CE não pode ser concedida relativamente à rede de Creta.
4.3.3. A derrogação ao disposto no capítulo III não abrange instalações de FER e de PCCE
(55)
O pedido não menciona explicitamente que a derrogação solicitada diz apenas respeito a instalações tradicionais.
(56)
Contudo, o artigo 133.o, n.o 3, da Lei n.o 4001/2011 exclui expressamente a eletricidade produzida por utilização de fontes de energia renováveis, por centrais de cogeração ou híbridas de elevada eficiência e por autoprodutores do âmbito da licença de produção exclusiva que pode ser concedida à PPC. O mesmo resulta do artigo 225.o do Código das NII.
(57)
Além disso, a justificação apresentada refere-se apenas aos problemas sérios relacionados com o funcionamento das centrais elétricas tradicionais. De facto, afigura-se lógico que essas centrais elétricas estejam confrontadas com problemas sérios devido, entre outras coisas, ao aumento da penetração das FER.
(58)
Por conseguinte, mesmo que o pedido solicitasse uma derrogação às disposições do capítulo III da Diretiva 2009/72/CE para as centrais de produção não tradicionais, a mesma não poderia ser concedida, uma vez que não foram apresentados os motivos que a justifiquem.
4.3.4. Pode ser concedida a derrogação à autorização de renovação, melhoramento e expansão da capacidade existente
(59)
Tendo em conta os problemas graves supracitados relacionados com o funcionamento das centrais elétricas tradicionais nas pequenas redes isoladas, pode ser concedida uma derrogação à autorização da capacidade tradicional existente, na medida em que tal se refira à renovação, ao melhoramento e à expansão da capacidade tradicional existente. Essa autorização pode ser concedida diretamente à PPC.
(60)
Para efeitos desta derrogação:
a)
A capacidade de produção tradicional existente inclui projetos de construção de capacidade tradicional para os quais a ARE já tenha concedido uma licença e que não tenham sido cancelados na data em que a presente decisão produz efeitos;
b)
A demolição total da principal capacidade de produção num local existente e a sua substituição por uma nova instalação de produção de eletricidade é considerada como sendo a construção de uma nova capacidade;
c)
A colocação de uma capacidade de produção temporária dentro do perímetro da capacidade existente constitui uma expansão da capacidade existente.
(61)
No entanto, não existem motivos para uma derrogação aos critérios e condições, tais como os estabelecidos no artigo 7.o, n.o 2, da Diretiva 2009/72/CE, ao abrigo dos quais é concedida uma autorização à PPC.
(62)
Além disso, no caso de a derrogação ser concedida diretamente à PPC, é importante que as disposições definam as obrigações relativamente ao prazo dentro do qual a central elétrica tradicional autorizada deve estar plenamente operacional e assegurem o cumprimento integral e efetivo dessas obrigações. Após a expiração, a critério exclusivo da ARE, essa autorização direta pode ser prorrogada, mas apenas se tiver expirado por razões totalmente fora do controlo da PPC. Após a expiração, a ARE deve organizar um procedimento de autorização que observe plenamente o artigo 7.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, incluindo assim a participação de terceiros.
4.3.5. A derrogação não pode abranger concursos para novas capacidades
(63)
Por definição, o termo concurso, na aceção do artigo 8.o da Diretiva 2009/72/CE, refere-se à capacidade que ainda não foi criada e autorizada e que, por conseguinte, constitui uma nova capacidade.
(64)
Pelas razões já expostas, não deve ser concedida uma derrogação para novas capacidades nos termos do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE.
4.4. AVALIAÇÃO DA DERROGAÇÃO SOLICITADA AO DISPOSTO NO CAPÍTULO VIII
4.4.1. A derrogação ao disposto no capítulo VIII não abrange o artigo 32.o relativo ao acesso de terceiros
(65)
O pedido refere-se à derrogação ao disposto no capítulo VIII da Diretiva 2009/72/CE e, por conseguinte, pode considerar-se que inclui um pedido de derrogação ao disposto no artigo 32.o relativo ao acesso de terceiros.
(66)
O pedido não especifica se a derrogação solicitada abrange igualmente o artigo 32.o da Diretiva 2009/72/CE, nem apresenta os motivos que justifiquem essa derrogação. Ao invés, a Lei n.o 4001/2011 e o Código das NII obrigam a DEDDIE a facultar o acesso não discriminatório de terceiros à rede de distribuição operada pela DEDDIE (por exemplo, artigo 127.o da Lei n.o 4001/2011). Consequentemente, essa derrogação não pode ser concedida.
4.4.2. Derrogação ao artigo 33.o relativo à abertura dos mercados e à reciprocidade
4.4.2.1. Não existem motivos para uma derrogação permanente ao artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE
(67)
O pedido alega essencialmente que a PPC deve continuar a ser o único fornecedor titular de licença para abastecer os consumidores nas NII, com a justificação de que desenvolver as infraestruturas necessárias ao funcionamento e supervisão do mercado da eletricidade nas microrredes isoladas, juntamente com as necessárias para a abertura do mercado a fornecedores terceiros, acarreta custos operacionais para o operador das NII que superam os benefícios para os consumidores que poderiam advir da abertura do mercado.
(68)
Tal como se torna evidente a partir do parecer da ARE, a infraestrutura instalada nas NII procura garantir que a OSP nas NII possa ser administrada, em conformidade com a legislação em vigor, de uma forma transparente, verificável e não discriminatória. Além disso, a infraestrutura é necessária para explorar as redes isoladas das NII de um ponto de vista técnico e económico. Por conseguinte, uma vez que, de qualquer modo, a infraestrutura é necessária para cumprir esses requisitos, independentemente do número de fornecedores titulares de licença nas NII, a abertura do mercado não aumenta o custo da infraestrutura.
(69)
Ainda que seja necessária uma infraestrutura similar, a abertura do mercado não está intrinsecamente relacionada com o funcionamento técnico das redes isoladas nas NII ou com a OSP nas NII, uma vez que não existe um nexo de causalidade entre o funcionamento técnico e económico dessas redes isoladas e a operação da OSP nas NII, de acordo com os requisitos legais relevantes, por um lado, e a questão da existência de um ou mais fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores de eletricidade das NII, por outro.
(70)
É certo que os custos de produção mais elevados nas NII em comparação com os custos de produção na rede interligada devem ser reembolsados pelos fornecedores ativos nas NII, redistribuindo a respetiva parte da compensação da OSP nas NII em função das vendas de eletricidade aos seus consumidores. No entanto, é necessário estabelecer, de alguma forma, os custos de produção das NII para determinar a compensação financeira para a OSP nas NII, independentemente do número de fornecedores ativos nas NII.
(71)
O único requisito adicional para a abertura do mercado é a redistribuição, por cada fornecedor, da respetiva parte da compensação da OSP nas NII em função das vendas de eletricidade aos seus consumidores. Até mesmo os dados relativos ao cliente, nomeadamente os dados de consumo, são necessários, independentemente de existir um ou mais fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores das NII.
(72)
Por conseguinte, conceder a compensação da OSP nas NII aos fornecedores apenas implica a capacidade de atribuir os dados de consumo dos consumidores a um determinado fornecedor titular de licença, o que é essencialmente um processo administrativo baseado em informações totalmente, ou em grande medida, recolhidas, independentemente da existência ou não de abertura do mercado nas NII. Em segundo lugar, esta capacidade é uma condição prévia para o bom funcionamento de qualquer mercado de abastecimento de eletricidade. Tais custos não podem, por conseguinte, ser aceites como motivos que justificam a derrogação à abertura do mercado, dado que não são específicos ao funcionamento das redes isoladas nas NII e estão relacionados com um problema sério relacionado com o funcionamento das mesmas.
(73)
É importante notar que a criação de registos para atribuir informações de consumo aos fornecedores faz parte da infraestrutura a criar. Embora a criação da infraestrutura completa prevista facilite o funcionamento ótimo das redes isoladas de eletricidade, a realização total dos investimentos conexos não constitui uma condição necessária para que ocorra a abertura do mercado.
(74)
O facto de poder existir uma grande variação nos valores do custo de produção variável média anual por NII é irrelevante. Com efeito, ainda que justificada, essa variação refere-se ao custo de produção de eletricidade nas redes isoladas das NII. A determinação desse montante já é exigida para a administração da OSP nas NII, em conformidade com os requisitos legais e, além disso, não é de forma alguma afetada pelo número de fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores das NII. Além disso, tendo em conta o facto de a administração da OSP nas NII já ter por base um sistema mensal para cada rede isolada separadamente, é difícil conceber que grandes variações anuais por NII possam dar origem a problemas materiais.
(75)
Do que precede conclui-se que o número de fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores nas NII não está intrinsecamente ligado ao funcionamento técnico e económico das redes isoladas nem ao funcionamento da OSP nas NII nos termos dos requisitos legais relevantes.
(76)
Além disso, pode salientar-se que a abertura do mercado tem benefícios que superam os custos, caso existam, da abertura do mercado. Tal como a ARE salienta, os fornecedores alternativos nas NII poderiam proporcionar benefícios adicionais significativos aos consumidores das NII, combinando a prestação de outros serviços com os do fornecimento de eletricidade.
(77)
Por conseguinte, o pedido de derrogação, a título permanente, ao disposto no artigo 33.o não é deferido.
4.4.2.2. Limitação da duração para uma rede isolada em relação ao artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE
(78)
Tendo em conta o que precede, importa reconhecer que a abertura do mercado exige a criação de modalidades práticas para permitir às redes isoladas das NII funcionar plenamente em conformidade com o Código das NII. Os problemas de ordem prática relacionados com a abertura do mercado podem implicar a indisponibilidade dos registos necessários para atribuir os contadores e dados de consumo aos fornecedores ou o facto de a infraestrutura ótima ainda não estar criada. À luz destes elementos, pode ser prevista a concessão de uma derrogação ao artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE que seja limitada no tempo.
(79)
Ao avaliar a duração da derrogação ao capítulo VIII, afiguram-se pertinentes as seguintes duas considerações:
a)
Como já referido, o elemento mais importante necessário para permitir a abertura do mercado nas NII é a disponibilidade de um registo nas NII que permita a atribuição de dados de consumo a um determinado fornecedor. O artigo 327.o, n.o 4, do Código das NII determina que o registo exigido para o efeito é concluído o mais tardar dois anos após a entrada em vigor do Código das NII. A disponibilidade do registo é uma condição necessária para a abertura do mercado em termos práticos;
b)
A conclusão integral do programa de investimento para a infraestrutura a instalar nas NII certamente facilitaria o funcionamento prático da abertura do mercado nas NII. No entanto, não se trata de um requisito necessário. O artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII estabelece um prazo no qual todas as NII atuais devem estar equipadas com a infraestrutura adicional a instalar nas NII, o mais tardar cinco anos após a entrada em vigor do Código das NII.
(80)
Por conseguinte, deve ser concedida uma derrogação à abertura do mercado por, pelo menos, dois anos após a entrada em vigor do Código das NII, isto é, até 17 de fevereiro de 2016, para que os registos, que são um requisito necessário para a abertura do mercado, sejam criados. Dado que a infraestrutura completa tem de ser instalada o mais tardar cinco anos após a entrada em vigor do Código das NII, a validade da derrogação deve, em todo o caso, estar limitada a cinco anos após a entrada em vigor do Código das NII, isto é, até 17 de fevereiro de 2019 para qualquer uma das redes isoladas das NII. No entanto, a derrogação só pode ser justificada sempre que persistam problemas substanciais e materiais para a abertura do mercado diretamente atribuíveis à não conclusão do programa de investimento na infraestrutura nas NII, devendo verificar-se regularmente se esses problemas persistem numa determinada rede isolada das NII. Essa verificação deve utilizar como referência o plano de investimento da DEDDIE, aprovado pelas autoridades competentes gregas, para a instalação da infraestrutura necessária nas NII. Este plano deve, por conseguinte, estar concluído e ser aprovado até 17 de fevereiro de 2015.
(81)
A fim de não atrasar desnecessariamente a abertura de mercado, o plano de investimento na infraestrutura da DEDDIE deve ser aprovado pela ARE e deve dar prioridade às redes isoladas de Creta e de Rodes, visto serem as NII mais populosas.
(82)
A partir de 17 de fevereiro de 2016 e daí em diante anualmente, até 17 de fevereiro de 2019, a DEDDIE deve elaborar um relatório, que deverá ser aprovado pela ARE, especificando os motivos pelos quais a abertura do mercado ainda não ocorreu numa determinada rede isolada das NII. Esse relatório deve ser publicado e notificado à Comissão.
4.4.3. A derrogação ao disposto no capítulo VIII não abrange o artigo 34.o
(83)
O pedido diz respeito à derrogação ao disposto no capítulo VIII da Diretiva 2009/72/CE e, por conseguinte, pode considerar-se que inclui um pedido de derrogação ao disposto no artigo 34.o em matéria de linhas diretas, na aceção do artigo 2.o, n.o 15, da Diretiva 2009/72/CE.
(84)
O pedido não especifica se o pedido de derrogação abrange igualmente o artigo 34.o da Diretiva 2009/72/CE.
(85)
Por conseguinte, mesmo que o pedido pretendesse solicitar uma derrogação ao artigo 34.o da Diretiva 2009/72/CE, tal derrogação não deve ser concedida uma vez que não foram apresentados motivos que a justifiquem.
4.4.4. Interligações - aplicação da derrogação ao disposto nos capítulos III e VIII
(86)
A derrogação diz respeito às microrredes isoladas que se caracterizam precisamente pelo facto de não estarem ou, no caso das pequenas redes isoladas, apenas a um nível muito limitado, interligadas com outras redes de eletricidade.
(87)
Todavia:
a)
De acordo com o recentemente aprovado plano decenal de desenvolvimento do operador da rede de transporte grega, o operador independente de transporte de eletricidade (ou «ADMIE» S.A), a interligação das Cíclades deverá estar concluída até 2018 em três fases, ficando determinadas ilhas Cíclades interligadas com a rede interligada grega muito antes dessa data;
b)
Além disso, a interligação de Creta deverá estar concluída até 2020. As partes relevantes do projeto para os três primeiros anos foram incluídas no plano decenal de desenvolvimento de 2013 da ADMIE aprovado. O plano definitivo deve ser incluído no plano decenal de desenvolvimento que será aprovado em 2014.
(88)
É necessário prever expressamente que a derrogação para uma determinada rede isolada cessa automaticamente assim que uma interligação entre essa rede isolada e a rede interligada grega fique plenamente operacional.
(89)
A DEDDIE, ainda que jurídica e funcionalmente separada, é detida a 100 % pela PPC. Ao contrário de um operador de rede de distribuição na aceção da Diretiva 2009/72/CE, a DEDDIE desempenha igualmente funções de grande alcance no funcionamento das redes isoladas das NII e na exploração da produção das NII, incluindo a capacidade de produção tradicional detida pela PPC e, por conseguinte, a respetiva remuneração económica. Como já referido, a interligação afeta a viabilidade económica das centrais elétricas tradicionais atualmente instaladas nas redes isoladas das NII.
(90)
As derrogações só devem ser concedidas se forem proporcionais e não excederem o estritamente necessário. Por conseguinte, é necessário proporcionar incentivos e transparência inequívocos no que se refere às decisões de interligar ou não redes isoladas das NII.
(91)
O artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011 prevê que:
«A ADMIE SA deve apresentar um plano decenal de desenvolvimento da rede de transporte de eletricidade grega à ARE até 31 de março de cada ano […] O plano decenal de desenvolvimento da rede de transporte de eletricidade grega deve, nomeadamente: […] c) apresentar um estudo de custo-benefício técnico e financeiro relativo às obras importantes de transporte […], sobretudo para […] as interligações entre as ilhas e a rede de transporte, incluindo um calendário, fluxos de caixa previstos e os requisitos de financiamento para todos os projetos de investimento»
.
(92)
A fim de assegurar a existência de incentivos e transparência inequívocos no que se refere às decisões de interligar ou não redes isoladas das NII, as autoridades gregas devem assegurar que:
a)
Ao autorizar concursos para capacidades existentes ou novas para uma determinada rede isolada numa NII, a ADMIE, a DEDDIE e a ARE ponderam sistematicamente a alternativa de interligar a rede isolada de que a NII em questão faz parte. Essa autorização para capacidades existentes ou novas deve ser rejeitada se a construção de uma interligação for mais eficiente em termos de custos. Os custos devem incluir todos os custos incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores finais da rede isolada, incluindo a compensação da OSP nas NII;
b)
O estudo de custo-benefício de obras importantes de transporte por parte da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, só considera custos eficientes de investimento e exploração da interligação. Em especial, não deve considerar as receitas perdidas pelos ativos de produção tradicionais já instalados nas NII ou a depreciação do seu valor;
c)
A ARE publica, juntamente com o plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores em cada uma das redes isoladas das NII. A menos que a construção de uma interligação esteja integrada no plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, conforme aprovado pela ARE, esta última irá, por sua iniciativa ou mediante pedido simples de um terceiro, organizar um concurso, tal como previsto no artigo 22.o, n.o 7, alínea b), da Diretiva 2009/72/CE, para a construção de uma interligação que ligue uma ou várias redes isoladas das NII. Deve ser construída uma interligação se essa construção reduzir os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores situados nas NII;
d)
A ARE fixa um prazo claro para a conclusão da construção de uma interligação. Se a interligação não for construída ou não o for dentro do prazo fixado pela ARE, deverá reclamar-se uma indemnização pelas reduções de custos não concretizadas.
4.5. DURAÇÃO
(93)
É necessário rever os factos em que a derrogação assenta, em especial depois de os planos de interligação de determinadas redes isoladas deverem estar concluídos e os prazos para a instalação da infraestrutura, conforme previsto no artigo 237.o do Código das NII, terem expirado.
(94)
Por conseguinte, uma eventual derrogação será válida até 1 de janeiro de 2021.
4.6. EFEITOS RETROATIVOS
(95)
Tal como acima referido, o pedido de 17 de janeiro de 2012 renovou o pedido inicial apresentado em 2003.
(96)
O artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE, revogada pela Diretiva 2009/72/CE, também continha disposições que permitem aos Estados-Membros pedir derrogações a certas disposições da referida diretiva em caso de problemas graves no funcionamento das pequenas ou microrredes isoladas. Nos termos do artigo 48.o da Diretiva 2009/72/CE, as remissões para o artigo 26.o, n.o 1, revogado da Diretiva 2003/54/CE devem entender-se como referências ao artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE.
(97)
As definições de pequena rede isolada e de microrrede isolada utilizadas no artigo 2.o, n.os 26 e 27, da Diretiva 2003/54/CE, são idênticas às utilizadas no artigo 2.o, n.os 26 e 27, da Diretiva 2009/72/CE.
(98)
Ambas as definições se referem à procura de eletricidade em redes isoladas em 1996, a qual não se alterou. Além disso, Creta não foi interligada à rede interligada grega nem em 2003 nem em 2012, nem na altura em que a presente decisão de derrogação entra em vigor.
(99)
Por conseguinte, todas as micro e pequenas redes de eletricidade elegíveis como micro ou pequenas redes no pedido, eram elegíveis nessa condição quando foi apresentado o pedido inicial e na altura em que a presente decisão de derrogação produz efeitos.
(100)
Por conseguinte, não se verificaram alterações jurídicas ou factuais no que diz respeito às pequenas e microrredes isoladas passíveis de serem elegíveis para derrogação ao abrigo da Diretiva 2003/54/CE e da Diretiva 2009/72/CE.
(101)
O artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE permitia conceder uma derrogação ao seu capítulo III, que contém disposições como as do capítulo III da Diretiva 2009/72/CE no que diz respeito a procedimentos de autorização para novas capacidades e a concursos para novas capacidades.
(102)
O artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE permitia conceder uma derrogação ao seu capítulo VII, que contém disposições como as do capítulo VIII da Diretiva 2009/72/CE no que diz respeito ao acesso de terceiros, à abertura do mercado e às linhas diretas.
(103)
Caso a Comissão tivesse concedido a derrogação em resposta ao pedido inicial, poderia tê-lo feito nos mesmos termos que ao abrigo da presente derrogação ao abrigo da Diretiva 2009/72/CE.
(104)
Além disso, não há alteração das circunstâncias factuais desde 2003. Com efeito, a situação geográfica das NII, os fatores económicos que regem o funcionamento das redes elétricas nas redes isoladas das NII e a natureza dos problemas graves que puseram fim ao funcionamento das centrais elétricas tradicionais nas redes isoladas das NII não se alteraram substancialmente desde 2003.
(105)
O pedido inicial encontra-se pendente desde 2003. A ausência de ação por parte da Comissão não deve prejudicar a República Helénica. A República Helénica cumpriu as suas obrigações ao abrigo do artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE e do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE e apresentou um pedido devidamente fundamentado de derrogação nos termos dos referidos artigos para as redes isoladas nas NII.
(106)
Por conseguinte, é adequado que a presente decisão de derrogação produza efeitos a contar da data da notificação do pedido inicial, ou seja, 5 de dezembro de 2003,
ADOTOU A PRESENTE DECISÃO:
Artigo 1.o
A presente decisão aplica-se às pequenas e microrredes, tal como identificadas no quadro.
Para efeitos da presente decisão, Creta é uma pequena rede isolada, ao passo que todas as demais redes isoladas são microrredes isoladas.
Artigo 2.o
1. É concedida uma derrogação às disposições do artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE para as pequenas e microrredes isoladas.
2. A presente derrogação é válida até 17 de fevereiro de 2016 ou até à instalação completa da infraestrutura, tal como previsto no artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII, consoante o que se verificar em último lugar. Em qualquer caso, a presente derrogação deixa de ser aplicável em 17 de fevereiro de 2019.
3. As autoridades gregas devem, até 17 de fevereiro de 2015, elaborar um plano relativo aos investimentos em infraestruturas, como previsto no artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII, especificando, individualmente para cada rede isolada das NII, até que data a infraestrutura deve estar totalmente instalada. Este plano deve conferir prioridade a Creta e Rodes.
4. A partir de 17 de fevereiro de 2016 e daí em diante anualmente até 17 de fevereiro de 2019, as autoridades gregas devem elaborar um relatório que especifique, para cada rede isolada das NII: a) se ocorreu a abertura do mercado; b) o estado dos investimentos na infraestrutura em relação ao plano relevante; c) os problemas substanciais e materiais que persistem para a abertura do mercado; e d) se esses problemas podem ser diretamente atribuídos à não-conclusão do investimento na infraestrutura, como previsto no artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII.
Artigo 3.o
1. É concedida uma derrogação ao disposto no artigo 7.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, segundo a qual podem ser concedidas autorizações diretamente à PPC para a renovação, o melhoramento e a expansão das capacidades tradicionais existentes nas microrredes isoladas.
2. Para efeitos da presente derrogação:
a)
A capacidade de produção tradicional existente deve incluir os projetos de renovação, melhoramento e expansão da capacidade de produção tradicional para a qual a ARE tenha emitido uma licença válida à data da notificação da presente decisão;
b)
A demolição total da principal capacidade de produção num local existente e a sua substituição por uma nova instalação de produção de eletricidade não é considerada uma capacidade existente, mas sim a construção de uma nova capacidade;
c)
A colocação temporária de capacidade de produção tradicional dentro do perímetro da capacidade existente constitui uma expansão da capacidade existente.
3. Após a expiração da autorização concedida nos termos do n.o 1, essa autorização pode ser prorrogada, segundo o critério exclusivo da ARE, desde que os atrasos se devam a razões que escapem totalmente ao controlo da PPC.
4. A presente derrogação não se aplica às autorizações concedidas nos termos do n.o 1 que tenham caducado ou sido anuladas.
5. Todas as demais disposições do artigo 7.o da Diretiva 2009/72/CE continuam a aplicar-se integralmente.
6. A presente derrogação é válida até 1 de janeiro de 2021.
Artigo 4.o
1. As derrogações previstas na presente decisão deixam de ser aplicáveis às pequenas redes e microrredes assim que forem interligadas à rede interligada.
2. As autoridades gregas:
a)
Ao autorizarem concursos para capacidades novas para uma determinada rede isolada numa NII, devem ponderar sistematicamente a alternativa de interligar a rede isolada de que a NII faz parte. Uma autorização para novas capacidades deve ser rejeitada se a construção de uma interligação for mais eficiente em termos de custos. Os custos devem incluir todos os custos incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores finais da rede isolada, incluindo a compensação da OSP na NII;
b)
Devem assegurar que o estudo de custo-benefício de obras importantes de transporte por parte da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, só considera custos eficientes de investimento e exploração da interligação projetada. Não deve considerar as receitas perdidas pelos ativos de produção tradicionais já instalados nas NII ou a depreciação do seu valor;
c)
Devem publicar, juntamente com o plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores em cada uma das redes isoladas das NII. A menos que a construção de uma interligação esteja integrada no plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011 conforme aprovado pela ARE, as autoridades gregas devem, por sua iniciativa ou mediante pedido simples de um terceiro, organizar um concurso, tal como previsto no artigo 22.o, n.o 7, alínea b), da Diretiva 2009/72/CE para a construção de uma interligação que ligue uma ou várias redes isoladas das NII. Deve ser construída uma interligação se a sua construção reduzir os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores situados nas NII;
d)
Devem fixar um prazo claro para a conclusão da construção de uma interligação. Se a interligação não for construída ou não o for dentro do prazo fixado, as autoridades gregas devem exigir uma indemnização pela poupança de custos não realizada.
Artigo 5.o
A presente decisão é aplicável a partir de 5 de dezembro de 2003.
Artigo 6.o
A presente decisão é dirigida à República Helénica.
Feito em Bruxelas, em 14 de agosto de 2014.