РЕШЕНИЕ НА КОМИСИЯТА
от 14 август 2014 година
за предоставяне на Република Гърция на дерогация от определени разпоредби на Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета
(нотифицирано под номер С(2014) 5902)
(2014/536/ЕС)
ЕВРОПЕЙСКАТА КОМИСИЯ,
като взе предвид Договора за функционирането на Европейския съюз,
като взе предвид Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета от 13 юли 2009 г. относно общите правила за вътрешния пазар на електроенергия и за отмяна на Директива 2003/54/ЕО (1), и по-специално член 44, параграф 1 и член 48 от нея,
като взе предвид заявленията на Република Гърция от 17 януари 2012 г. и 5 декември 2013 г.,
след като информира държавите членки за заявлението,
като има предвид, че:
1. ПРОЦЕДУРА
(1)
На 17 януари 2012 г. гръцкото Министерство на околната среда, енергетиката и климатичните промени (YPEKA) подаде заявление (по-долу наричано „заявлението“) до Комисията съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО за дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО за определени гръцки острови, които не са свързани с електроенергийната система на континентална Гърция (несвързаните с електроенергийната система острови, по-долу наричани „НЕСО“).
(2)
На 12 септември 2012 г. Комисията поиска от енергийния регулаторен орган (по-долу наричан „ЕРО“) на Гърция да представи коментари във връзка със заявлението. ЕРО отговори на искането на 16 ноември 2012 г. (по-долу този отговор е наричан „становището на ЕРО“).
(3)
ЕРО представи допълнителни доводи в подкрепа на заявлението на 17 декември 2013 г., 23 декември 2013 г., 4 февруари 2014 г., 28 февруари 2014 г. и 17 март 2014 г.
(4)
На 14 март 2014 г. (с допълнение, изпратено на 20 март 2014 г.) Комисията информира държавите членки за заявлението в съответствие с член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, с искане за представяне на становища до 25 март 2014 г. при необходимост. Не бяха представени становища.
(5)
Със заявлението си YPEKA поднови искането, подадено от Министерството на развитието на 5 декември 2003 г. в съответствие с член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (2) (по-долу наричано „първоначалното заявление“) за дерогация от определени разпоредби на Директива 2003/54/ЕО. Въпреки че бяха предприети предварителни стъпки за разглеждане на първоначалното заявление, дерогацията съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО не беше нито предоставена, нито отказана.
2. ЗАЯВЛЕНИЕТО, ПОДАДЕНО ОТ YPEKA
2.1. ОБХВАТ НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ
(6)
В заявлението се иска дерогация от глави III и VIII от Директива 2009/72/ЕО.
(7)
Глава III от Директива 2009/72/ЕО се отнася до разрешителната процедура и обявяването на търгове за нови мощности. Глава VIII се отнася до достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
2.2. НАСТОЯЩА ОРГАНИЗАЦИЯ НА ЕЛЕКТРОЕНЕРГИЙНАТА СИСТЕМА НА НЕСО
(8)
Гръцките енергийни пазари са регулирани основно от гръцкия Закон 4001/2011, с който се транспонира Директива 2009/72/ЕО. Закон 4001/2011 влезе в сила на 22 август 2011 г.
(9)
„DEDDIE“ SA (по-долу наричан „DEDDIE“) е основният гръцки електроенергиен системен оператор, който е 100 % собственост на предприятието „Public Power Corporation“ (по-долу наричано „PPC“), историческият гръцки производител и доставчик на електроенергия, но юридически и функционално е отделен от него. Свързаните с мрежата активи, управлявани от DEDDIE, са собственост на PPC.
(10)
Съгласно член 127 от Закон 4001/2011 DEDDIE отговаря за развитието, експлоатацията и поддръжката на електроразпределителната система на Гърция, която включва електроразпределителната система на НЕСО.
(11)
Освен това DEDDIE отговаря за експлоатацията на електроенергийните системи на НЕСО. Това включва: i) изготвянето на план за разработване на производствени мощности за изолирани микросистеми, включително програма за свързване с други НЕСО; ii) гарантиране на наличието на необходимите обекти за инсталиране на нови производствени мощности с цел увеличаване на съществуващия капацитет или за доставка на компоненти и разширяване на електроразпределителната система на Гърция към несвързаните с електроенергийната система острови и изолираните микросистеми; iii) сключване на договори с притежатели на разрешителни, регулиращи доставките на електроенергия от и за системата, предоставянето на допълнителни услуги за електроразпределителните системи на НЕСО и възнаграждението на производителите на електроенергия, таксите за клиентите и доставчиците за доставената им електроенергия, както и други кредити и дебити по специални сметки, като тези за възнаграждението за задължения за обществени услуги.
(12)
Член 137, параграф 1 от Закон 4001/2011 гласи, че всички потребители на електроенергия ще се класифицират като привилегировани клиенти с изключение на клиентите, установени в рамките на изолирани микросистеми, при спазване на член 139 от същия закон.
(13)
Съгласно член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011:
„С изключение на случаите, в които електроенергията се произвежда от възобновяеми енергийни източници или от високоефективно комбинирано производство, или от хибридни електроцентрали, както и в случай на производители на енергия за собствени нужди, при предоставяне на дерогация съгласно разпоредбите на член 139 разрешение за производство се дава единствено на PPC SA в съответствие с определени разпоредби във връзка с разрешаването. PPC SA отговаря за непрекъснатото снабдяване на изолираните микросистеми, за които получава разрешение, както и за гарантирането на дългосрочното финансово управление на електроенергийните системи на тези острови.“
(14)
Съгласно член 134 от Закон 4001/2011:
„Без да се засягат разпоредбите на член 139 от настоящия закон, разрешения за снабдяване за изолирани микромрежи ще се издават единствено на PPC SA в съответствие с изискванията на разпоредбите във връзка с разрешенията. PPC SA трябва да снабдява непривилегированите клиенти с електроенергия при поискване.“
(15)
Съгласно член 139 от Закон 4001/2011 дерогации от разпоредбите на Закон 4001/2011 могат да се предоставят в съответствие с разпоредбите на член 44 от Директива 2009/72/ЕО.
(16)
В Министерско решение № PD5/EL/B/F IB/12924, прието в съответствие с член 28 от гръцкия Закон 3426/2005, се постановява, че снабдяването с електроенергия на клиенти от НЕСО от който и да е производител на електроенергия представлява задължение за обществена услуга за НЕСО („ЗОО за НЕСО“) от общ икономически интерес. По съображения във връзка със социалното сближаване доставчиците на електроенергия в НЕСО трябва да доставят електроенергия на цена, равна, според категориите потребители, на цената за взаимосвързаната система на Гърция.
(17)
Член 52 от гръцкия Закон 4001/2011 гласи, че клиентите от несвързани с електроенергийната система острови имат право на специални услуги както по отношение на цената, така и по отношение на качеството и сигурността на доставките, както и на прозрачност на договорните условия. В замяна на изпълнението на ЗОО доставчиците на ЗОО за НЕСО получават финансова компенсация, която се изчислява въз основа на методика, установена с Решение 24/2014 (3) на ЕРО. Тази методика се основава на разликата между пълните производствени разходи (променливи и постоянни) за несвързаните с електроенергийната система острови и пълната пазарна цена за доставчиците във взаимосвързаната система (пределни разходи на системата плюс всички други механизми във взаимосвързаната система на Гърция). Компенсацията за ЗОО за НЕСО се изчислява на месечна основа и за всяка автономна островна система и подлежи на контрол от страна на ЕРО. Компенсацията за ЗОО за НЕСО се набира чрез такса, наложена на всички клиенти, включително клиентите от НЕСО (4). Механизмът на ЗОО за НЕСО се управлява от LAGIE, гръцкия държавен пазарен оператор. В Министерско решение № D5-EL/B/F1/oik.27547 от декември 2011 г. (5), основаващо се на разпоредбите на член 55, параграф 3 от Закон 4001/2011, се постановява, че ЗОО за НЕСО се предлага от всички доставчици, следователно всички доставчици отговарят на условията за компенсация във връзка със ЗОО за НЕСО.
(18)
Вторичното законодателство урежда по-подробно доставките и производството на електроенергия за НЕСО. По-специално в своето Решение № 39/2014 от 28 януари 2014 г. ЕРО прие Кодекс за управление на електроенергийните системи на несвързаните с електроенергийната система острови („Кодексът за НЕСО“), който урежда много въпроси, свързани с функционирането на изолираните системи на НЕСО, включително отварянето на пазара, уреждането на финансовите отношения и производството на електроенергия. Кодексът за НЕСО влезе в сила в деня на публикуването му, т.е. на 17 февруари 2014 г.
2.3. Съществени проблеми във връзка с функционирането на изолираните системи
(19)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с функционирането на гръцките изолирани електроенергийни системи:
а)
големите разлики в потреблението на електроенергия в изолираните микросистеми, които още повече изпъкват на фона на: i) туристическия аспект на икономическото развитие на островите; и ii) навлизането на възобновяемите енергийни източници (ВЕИ).
Тези фактори оказват отрицателно въздействие както върху коефициента на натоварване на топлинните или конвенционалните производствени мощности, така и върху възможността за възстановяване на инвестиционните разходи за такива производствени мощности;
б)
големите разлики в метеорологичните условия на островите, които се отразяват на потреблението и причиняват неизправности във функционирането на системите за производство на електроенергия, като в резултат от това се изисква поддържане на значителни резерви.
(20)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с развитието на конвенционално производство на електроенергия в рамките на гръцките изолирани малки електроенергийни системи:
а)
затрудненията или дори невъзможността да се намерят подходящи местоположения за нови конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми, основно поради съпротивата от страна на обществеността;
б)
малкият размер на НЕСО, който поражда големи обрати в дългосрочното планиране в областта на развитието на топлинно производство на електроенергия в резултат на непредвидими инвестиции на потребителите на електроенергия (например големи туристически комплекси или пристанищни съоръжения), което изисква навременна и гъвкава реакция в отговор на потреблението на електроенергия;
в)
очаква се потреблението на електроенергия в изолираните системи на НЕСО да нараства с 2 % годишно до 2017 г. Въпреки че на PPC са предоставени разрешения да инсталира необходимите допълнителни мощности и тази инсталация вече е насрочена (очаква се 2017 г. тя да покрие потреблението на електроенергия на всички НЕСО заедно с необходимите резерви), спазването на времевия график невинаги е възможно;
г)
ниското натоварване, големите колебания в натоварването и все по-широкото навлизане на ВЕИ в повечето изолирани микросистеми ограничават достъпните технологични решения за конвенционално производство, ограничавайки избора до малки производствени инсталации, използващи за гориво мазут (котелно гориво) с ниско съдържание на сяра или леки дестилатни горива;
д)
процедурите за възлагане на обществени поръчки за нови мощности са времеемки. От момента на предоставянето на разрешение до пускането в експлоатацията на електроцентралите изминават между две и половина и три години;
е)
разработването на планове за изграждане на междусистемни връзки между взаимосвързаната система на Гърция и изолираните микросистеми на НЕСО намалява интереса към инвестиции в конвенционални мощности на НЕСО. Планирани са проекти за междусистемни връзки с Цикладските острови и остров Крит.
(21)
Вследствие на това редовно трябва да се намират решения при аварийни ситуации, като например наемането на мобилни дизелови генератори или газови турбини за производство на електроенергия. Необходимостта от искане на разрешение за производство на електроенергия при всяка аварийна ситуация е нежелателна, тъй като води до неизгодно икономически наемане вместо закупуване. В заявлението са предоставени редица примери, при които непредвидени обстоятелства са довели до по-дълговременно използване на мобилни генератори за производство на електроенергия.
(22)
В заявлението се подчертават следните проблеми във връзка с отварянето на пазара на изолираните електроенергийни системи на НЕСО:
а)
с цел да се позволи отваряне на пазара е необходимо да се разработи и инсталира специфична инфраструктура в изолираните системи на НЕСО. Тази инфраструктура включва изграждането на контролни центрове за: i) ежедневното планиране на производство; и ii) уреждането на финансовите отношения във всяка изолирана система чрез преразпределяне на производствените разходи във всяка изолирана система към активните доставчици в нея.
Необходимата инфраструктура е скъпа, а разходите се поемат от клиентите;
б)
вследствие на ЗОО за НЕСО цените на дребно на електроенергията са еднакви за всички категории клиенти на цялата територия на Гърция. Следователно по-високите производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да се възстановяват на активните доставчици в НЕСО чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти.
Твърди се, че големите разлики в размера на средногодишните променливи производствени разходи за всеки НЕСО ще усложнят механизма за уреждане на финансовите отношения.
(23)
Впоследствие YPEKA изрази становището, че развитието на инфраструктурата, необходима за функционирането и надзора на електроенергийния пазар, в съчетание с отварянето на пазара на изолираните системи на НЕСО, води до разходи, които надвишават потенциалните ползи за потребителите от отварянето на пазара.
(24)
В заявлението не се посочва срок на действие на исканата дерогация.
3. СТАНОВИЩЕТО НА ЕРО
3.1. ОБХВАТ НА ДЕРОГАЦИЯТА
3.1.1. Дерогация от глава III от Директива 2009/72/ЕО
(25)
ЕРО счита, че дерогацията от глава III в съответствие с член 44, параграф 1 следва да не засяга инсталирането на нови производствени мощности, които могат да бъдат разработени в една изолирана система, а само преустройството, осъвременяването и разширяването на съществуващите производствени мощности. Съществуващите производствени мощности се състоят от електроцентрали, които вече са в експлоатация или са в процес на изграждане на НЕСО. Всяка нова електроцентрала, която ще бъде изградена на тези острови, се счита за нова производствена мощност.
(26)
ЕРО отбелязва, че през последните две десетилетия независимите производители на електроенергия (наричани по-долу „НПЕ“) (т.е. различни от PPC) са проявили силен интерес към разработването на ВЕИ и централи за комбинирано производство на електроенергия във всички изолирани микросистеми. Затова следва да не се ограничава достъпът на трети страни до електроенергийните системи на всички НЕСО с оглед разработването на ВЕИ и на комбинирано производство на топлинна и електрическа енергия (ТЕЕ).
(27)
ЕРО посочва, че не възразява срещу предоставянето на дерогация за пускането в действие на нови конвенционални електроцентрали, ако бъдат спазени определени условия. В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО обаче не е предвидена възможността за дерогация за нови мощности.
(28)
ЕРО счита, че разширяването на мощностите на съществуващите конвенционални електроцентрали се отнася основно до краткосрочен недостиг на мощност в рамките на НЕСО, породен от неочаквани щети върху съществуващите мощности или от забавената инсталация на нови мощности, особено по време на периоди на засилено потребление (например върховите периоди през лятото). Тези разширения са предмет на открита тръжна процедура съгласно член 8 от Директива 2009/72/ЕО. Тази процедура е времеемка и не е подходяща с оглед неотложното естество на необходимите действия при аварийни ситуации.
(29)
ЕРО приема, че PPC следва да покрива такива аварийни ситуации. Като се има предвид, че PPC е в състояние да придвижва конвенционални мобилни агрегати за производство на електроенергия от острови, на които има излишък на мощности, към онези, страдащи от недостиг на мощности, това решение може да се окаже и икономически най-изгодно.
(30)
ЕРО подчертава, че всяка дерогация трябва да дава възможност за определяне на подходящите процедури за издаване на разрешение за случаи на аварийни ситуации, и по-специално кои от посочените в член 7 от Директива 2009/72/ЕО критерии трябва да бъдат проверени от издаващите разрешения компетентни органи.
(31)
ЕРО счита, че дерогацията следва да се предостави с ограничен срок на действие, например за не повече от 10 години.
3.1.2. Дерогация от глава VIII от Директивата
(32)
Според ЕРО снабдяването с електроенергия на НЕСО на практика е свързано със ЗОО за НЕСО и компенсацията за ЗОО за НЕСО, тъй като i) разходите за производство за електроенергия на НЕСО са значително по-високи отколкото на континенталната част на страната и ii) гръцката държава изисква единно ценообразуване на цялата територия на страната по категории клиенти.
(33)
В Кодекса за НЕСО се предвижда монтирането на определено измервателно и записващо оборудване на НЕСО за почасово измерване, центрове за енергийно управление и контрол, за наблюдение и свързани ИТ системи. ЕРО поддържа становището, че тази инфраструктура е крайно необходима с цел:
а)
гарантиране, че разходите за ЗОО са прозрачни, недискриминационни и могат да бъдат проверени;
б)
правилното функциониране и стабилното управление на самите електроенергийни системи, така че да се постигне най-икономичен режим на работа и оттам - по-голямо намаление на таксите за ЗОО за НЕСО за потребителите на електроенергия;
в)
осъществяване на по-широко навлизане на ВЕИ и на комбинираното производство на електроенергия, включително технологии за ВЕИ със сложни и специални изисквания във връзка с управлението им, например ВЕИ с акумулиране на електроенергията, слънчево-топлинни електроцентрали и т.н.;
г)
гарантиране на необходимата прозрачност в управлението на изолираните системи, като по този начин се гарантира недискриминационно отношение за всички участници на пазара, по-специално за производителите.
(34)
ЕРО съответно твърди, че независимо от това, дали един или повече доставчици имат разрешение да осъществяват дейност в рамките на изолирана микросистема, тази инфраструктура трябва да бъде инсталирана в изолираните системи на НЕСО.
(35)
Очаква се разходите за инсталиране на тази инфраструктура да не надхвърлят 20 до 30 млн. EUR за всички НЕСО, включително Крит и Родос. ЕРО счита тази сума за разумна, особено като се вземат предвид очакваните ползи, т.е. осигуряването на прозрачност и проверка на ЗОО за НЕСО, както и безпроблемното и контролирано функциониране на изолираните електроенергийни системи.
(36)
Противно на YPEKA, ЕРО счита, че предоставянето на разрешение на повече от един доставчик за осъществяване на дейност в определена изолирана система на НЕСО няма да доведе до значителни допълнителни разходи във връзка с необходимата инфраструктура, тъй като във всеки случай същата инфраструктура вече е необходима за ежедневното планиране на разположените на НЕСО инсталации за производство на електроенергия, за уреждането на финансовите отношения и за осигуряване на ЗОО за НЕСО.
(37)
Освен това ЕРО счита, че предоставянето на разрешение за осъществяване на дейност на повече от един доставчик ще донесе значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО.
(38)
ЕРО съответно счита, че трайното изключване на алтернативни доставчици на пазарите на НЕСО не е оправдано. Инсталирането на необходимата инфраструктура, описана по-горе, се очаква да приключи в срок от 3 до 5 години. ЕРО не би възразил срещу възможна дерогация изрично за този срок, без допълнително удължаване.
(39)
ЕРО отбелязва също, че ако статутът на която и да е изолирана система на НЕСО се промени, така че тя повече да не попада в категорията на изолираните малки или микросистеми, прилагането на дерогацията следва автоматично да се прекрати. Това може да се случи, когато изолираните системи на НЕСО се свържат с взаимосвързаната система на Гърция.
4. ОЦЕНКА
4.1. ПРАВНО ОСНОВАНИЕ ЗА ЗАЯВЛЕНИЕТО
(40)
В член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО се предвижда възможността за дерогация от определени разпоредби на Директивата, като дерогацията се прилага за малки изолирани системи и изолирани микросистеми.
(41)
Съгласно член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО малка изолирана система е система с потребление под 3 000 GWh през 1996 г., при която под 5 % от годишното потребление се получава чрез свързване с други системи.
(42)
Съгласно член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО изолирана микросистема е система с потребление под 500 GWh през 1996 г., която няма връзка с други системи.
(43)
Посочените в заявлението изолирани системи се състоят от една и, в някои случаи, от няколко НЕСО (вж. колони 1 и 2 от таблицата). Дори ако една изолирана система включва няколко НЕСО, които са взаимосвързани помежду си, съставената от тези взаимосвързани НЕСО електроенергийна система е изолирана, в смисъл че не е свързана с друга електроенергийна система.
(44)
В заявлението се твърди, че 31 от 32-те изолирани системи са изолирани микросистеми, най-голямата от които е остров Родос. Изолираните микросистеми, във връзка с които е подадено заявлението, представляват 5,24 % от общите продажби на електроенергия в Гърция за 2010 г. Изолираната система на остров Крит се счита за малка изолирана система. Крит представлява 3,01 % от потреблението на електроенергия в Гърция за 2010 г.
Годишно потребление в изолираната система (ИС)
Годишно потребление (MWh)
Годишно потребление през 1996 г.
Наименование на ИС
НЕСО, които са част от ИС
1996 г.
2003 г.
2010 г.
2013 г.
3 000 GWh
500 GWh
Крит
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Да
Не
Родос
Родос
Халки
386 630
650 115
764 401
760 658
Да
Да
Кос-Калимнос
Кос
Калимнос
Липси
Лерос
Нисирос-Гиали
Тилос
Телендос
Псеримос
156 340
281 574
351 959
352 984
Да
Да
Лесбос
Лесбос
153 650
259 552
308 454
288 230
Да
Да
Хиос
Хиос
Псара
Инусес
110 480
180 868
214 449
200 042
Да
Да
Парос
Парос
Антипарос
Наксос
Ираклея
Куфонися
Схинуса
Иос
Сикинос
Фолегандрос
95 340
164 761
208 206
194 740
Да
Да
Самос
Самос
Фурни
Тимена
90 170
136 283
151 017
137 315
Да
Да
Сирос
Сирос
56 920
100 429
107 270
95 302
Да
Да
Тира
Тира
Тирасия
47 680
88 073
117 957
120 199
Да
Да
Миконос-Дилос
Миконос-Дилос
45 740
78 049
115 071
112 978
Да
Да
Лимнос
Лимнос
35 650
55 340
62 710
59 672
Да
Да
Карпатос
Карпатос
Касос
26 580
30 397
37 829
36 931
Да
Да
Милос
Милос
Кимолос
15 460
37 331
45 819
45 402
Да
Да
Икария
Икария
13 110
24 359
28 845
27 613
Да
Да
Скирос
Скирос
9 380
14 053
16 150
14 782
Да
Да
Патмос
Патмос
8 770
13 988
16 738
17 020
Да
Да
Сифнос
Сифнос
6 540
13 180
17 966
16 521
Да
Да
Сими
Сими
5 250
9 819
15 054
14 662
Да
Да
Аморгос
Аморгос
3 840
7 284
9 816
9 072
Да
Да
Китнос
Китнос
3 610
7 089
8 309
7 991
Да
Да
Серифос
Серифос
2 830
6 793
8 162
7 654
Да
Да
Астипалея
Астипалея
2 470
5 283
6 997
6 670
Да
Да
Мегисти
Мегисти
770
1 863
2 751
3 005
Да
Да
Агиос Ефстратиос
Агиос Ефстратиос
540
937
1 058
1 075
Да
Да
Анафи
Анафи
400
858
1 110
1 179
Да
Да
Отони
Отони
330
588
674
632
Да
Да
Ерикуса
Ерикуса
220
452
710
746
Да
Да
Агатониси
Агатониси
190
388
522
642
Да
Да
Донуса
Донуса
180
417
676
690
Да
Да
Антикитера
Антикитера
70
199
228
241
Да
Да
Арки-Марати
Арки-Марати
0
175
248
312
Да
Да
Гавдос
Гавдос
0
0
365
471
Да
Да
(45)
Таблицата по-горе съдържа изолираните системи, както са посочени в заявлението, и предоставя определена информация за всяка от тях. От тази информация може да се заключи, че потреблението на електроенергия през 1996 г. във всички изолирани системи, с изключение на Крит, ги квалифицира като изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО. По отношение на Крит допълнително трябва да се посочи, че тъй като Крит не е бил и все още не е свързан с друга електроенергийна система, процентният дял на задоволеното търсене чрез междусистемни електропроводи е бил и все още е 0, т.е. по-нисък от 5 %. Следователно по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО Крит представлява малка изолирана система.
(46)
В становището на ЕРО не се коментират посочените в заявлението изолирани системи.
(47)
Поради това Комисията заключава, че всички изолирани системи, както са посочени в колона 1 на таблицата по-горе, са изолирани микросистеми по смисъла на член 2, точка 27 от Директива 2009/72/ЕО с изключение на Крит, който представлява малка изолирана система по смисъла на член 2, точка 26 от Директива 2009/72/ЕО.
4.2. СЪЩЕСТВЕНИ ПРОБЛЕМИ ЗА ФУНКЦИОНИРАНЕТО НА КОНВЕНЦИОНАЛНИТЕ ЕЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ В ИЗОЛИРАНИТЕ МИКРОСИСТЕМИ
(48)
Комисията счита, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електросистеми в изолираните микросистеми. Това се дължи по-специално на следните факти:
а)
Размерът на натоварването, което трябва да бъде достигнато на островите, не позволява инсталирането на по-големи, по-ефективни и по-рентабилни конвенционални електроцентрали, също и поради факта, че за да може дадена изолирана система да функционира в приемливи граници на безопасност, тя не може да разчита на една-единствена електроцентрала.
През 2013 г. годишното върхово натоварване на нито една от изолираните системи не е надвишило 188,5 MW. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - съответно 20,8 и 4,2 MW, са много по-ниски.
Нито една от инсталираните към момента конвенционални електроцентрали в изолираните микросистеми не притежава мощност над 27 MW. Средният номинален и средният реален размер на електроцентралите - съответно 3,9 и 1,1 MW, са много по-малки.
Малкият размер на натоварването, което трябва да бъде достигнато, големите разлики в потреблението, засегнато допълнително от все по-широкото навлизане на ВЕИ, също намаляват избора на технологии за конвенционалните електроцентрали, които могат да се използват в рамките на изолираните микросистеми.
Всички конвенционални производствени мощности на изолираните системи на НЕСО използват дизелово гориво или мазут.
б)
Годишните коефициенти на натоварване на всички изолирани микросистеми са ниски. Коефициентът на натоварване за 2012 г. не надвишава 0,54 в нито една от изолираните микросистеми. Средното номинално и средното реално върхово натоварване - 0,38 и за двете, са още по-ниски. С оглед на приоритетния достъп до ВЕИ и на факта, че използваните тук коефициенти на натоварване отразяват цялата електроенергийна мрежа на изолираната микросистема, коефициентът на натоварване на конвенционалните електроцентрали на НЕСО е още по-нисък.
Годишният коефициент на натоварване на взаимосвързаната система на Гърция обикновено е около 50 % за всички инсталации за производство на електроенергия и 65 % за топлоелектрическите инсталации (6).
Годишният коефициент на натоварване е показателен за действителното потребление на електроенергия от електроцентралите за дадена година и следователно за способността им да реализират приходи.
Все по-широкото навлизане на ВЕИ ще намали още повече натоварването, което трябва да бъде достигнато от конвенционалните електроцентрали.
в)
Съществуват няколко проекта, чиято цел е свързването на НЕСО, по-специално Цикладските острови и остров Крит, с основната взаимосвързана система на Гърция. Както беше обяснено по-горе, конвенционалните електроцентрали на НЕСО не са толкова ефективни колкото електроцентралите, инсталирани във взаимосвързаната система, поради което е малко вероятно да бъдат икономически жизнеспособни след като НЕСО, на които са разположени, бъдат свързани с взаимосвързаната система.
Следователно възможността за свързване на дадена изолирана система представлява значителен възпиращ фактор за инвестициите в конвенционални мощности на НЕСО.
г)
Относително ниското натоварване, което трябва да бъде обслужвано, означава, че има вероятност сравнително малки обрати в потреблението да засегнат производствените мощности, необходими в рамките на дадена изолирана система. Липсата на капацитет за взаимосвързване означава, че всички промени в потреблението при необходимост трябва да съответстват на производствените мощности, разположени в рамките на изолираната микросистема.
Този фактор засилва необходимостта от бързина и гъвкавост на реакциите в отговор на по-дългосрочни обрати в потреблението.
Тази необходимост от гъвкавост се засилва още повече от затрудненията при намирането на подходящи местоположения за конвенционални електроцентрали на НЕСО, както и от продължителността на процедурите за предоставяне на разрешение.
д)
Съотношението на максималното спрямо минималното потребление през 2012 г. (7) във всички изолирани микросистеми е поне 3,35, но е по-високо, често много по-високо, за дадена изолирана микросистема. В действителност средноаритметичното и медианното съотношение на максималното спрямо минималното потребление е съответно 6,27 и 5,98.
През 2010 г. съотношението на максималното спрямо минималното потребление за взаимосвързаната система на Гърция е около 3.
По-високото съотношение на максималното спрямо минималното потребление отразява степента на гъвкавост и количеството резерви, които, дори в рамките на една година, трябва да са достъпни в рамките на производствените мощности, инсталирани в изолирана система.
В това отношение следва да се отбележи, че през 2012 г. около 60 % от потреблението в изолираните микросистеми е задоволено от мобилни генератори за производство на електроенергия.
(49)
Поради това Комисията заключава, че са налице съществени проблеми за функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО, посочени в таблицата по-горе.
4.3. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА III
4.3.1. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се прилага за нови мощности.
(50)
Съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО дерогации от разпоредбите на глава III могат да се предоставят единствено доколкото те се отнасят до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности.
(51)
Следователно дерогации от глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за нови мощности.
(52)
Вместо това, предвид факта, че изолираните системи на НЕСО са електроразпределителни мрежи, в случай че посредством разрешителната процедура не успее да се осигури задоволително разрешение за нови мощности за изолираните системи на НЕСО, гръцките органи могат да обмислят прилагането на разпоредбите на член 7, параграф 3 от Директива 2009/72/ЕО и за нови малки конвенционални мощности. Такива нови малки конвенционални мощности включват например временни производствени мощности, които могат да са налични в дългосрочен план без постоянно конкретно местоположение.
4.3.2. Дерогацията от разпоредбите на глава III не може да се приложи за остров Крит.
(53)
Както бе посочено по-горе, всички НЕСО са изолирани микросистеми, с изключение на остров Крит, който е малка изолирана система.
(54)
Следователно дерогации от разпоредбите в глава III от Директива 2009/72/ЕО не могат да се предоставят за остров Крит.
4.3.3. Дерогацията от разпоредбите на глава III не обхващат ВЕИ и електроцентрали за ТЕЕ.
(55)
В заявлението не се посочва изрично, че исканата дерогация се отнася единствено за конвенционални електроцентрали.
(56)
Член 133, параграф 3 от Закон 4001/2011 обаче изрично изключва електроенергията, произведена чрез възобновяеми енергийни източници, чрез високоефективно комбинирано производство или от хибридни електроцентрали, както и случая на производители на енергия за собствени нужди, попадащи в обхвата на изключителното разрешение за производство, което може да бъде дадено на PPC. Същото следва и от член 225 от Кодекса за НЕСО.
(57)
Освен това представената обосновка е свързана единствено със съществените проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали. Всъщност се твърди, че тези електроцентрали са изправени пред съществени проблеми, в резултат ина все по-разширеното използване на ВЕИ.
(58)
Следователно дори и със заявлението да се иска предоставяне на дерогация от разпоредбите на глава III от Директива 2009/72/ЕО за електроцентрали, различни от конвенционалните електроцентрали, дерогацията не може да бъде предоставена, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.3.4. Дерогацията за разрешението за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи мощности може да бъде предоставена.
(59)
С оглед на горепосочените съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на малките изолирани системи дерогация може да се предостави за разрешението за съществуващи конвенционални мощности, доколкото това се отнася до преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуващи конвенционални мощности. Такова разрешение може да се предостави пряко на PPC.
(60)
За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности обхващат проекти за изграждане на конвенционални производствени мощности, за които вече е предоставено разрешение от страна на ЕРО, което не е отменено към датата на влизане в сила на настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия се счита за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност представлява разширяване на съществуваща мощност.
(61)
Въпреки това няма основания за дерогация от критериите и условията, например определените в член 7, параграф 2 от Директива 2009/72/ЕО, съгласно които се предоставя разрешение на PPC.
(62)
Нещо повече, в случай че дерогацията се предоставя пряко на PPC, е важно условията да предвиждат задълженията по отношение на датата, от която конвенционалната електроцентрала, за която е получено разрешение, трябва да функционира пълноценно, както и да включват разпоредби за гарантиране на пълно и ефективно съответствие с тези задължения. В случай на изтичане на срока на действие, по самостоятелна преценка на ЕРО такова пряко разрешение може да бъде удължено, но само ако изтичането на срока на действието му се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC. В случай на изтичане на срока на действие ЕРО следва да организира разрешителна процедура в пълно съответствие с член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, т.е. включваща участие на трети страни.
4.3.5. Дерогацията не може да обхваща обявяването на търгове за нови мощности
(63)
По определение обявяването на търгове по смисъла на член 8 от Директива 2009/72/ЕО се отнася до мощностите, които предстои да бъдат изградени и разрешени и които следователно представляват нови мощности.
(64)
Поради вече изложените по-горе причини не следва да се предоставя дерогация за нови мощности съгласно член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
4.4. ОЦЕНКА НА ИСКАНАТА ДЕРОГАЦИЯ ОТ ГЛАВА VIII
4.4.1. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 32 относно достъпа на трети страни
(65)
ЗАЯВЛЕНИЕТО СЕ ОТНАСЯ ДО ДЕРОГАЦИЯТА ОТ ГЛАВА VIII ОТ ДИРЕКТИВА 2009/72/ЕО И СЛЕДОВАТЕЛНО МОЖЕ ДА СЕ СЧИТА, ЧЕ ВКЛЮЧВА ИСКАНЕ ЗА ДЕРОГАЦИЯ ОТ РАЗПОРЕДБИТЕ НА ЧЛЕН 32 ОТНОСНО ДОСТЪПА НА ТРЕТИ СТРАНИ („ДТС“).
(66)
В заявлението не се посочва конкретно дали исканата дерогация обхваща и член 32 от Директива 2009/72/ЕО, нито се представят причини, които да я обосновават. Вместо това Закон 4001/2011 и Кодексът за НЕСО задължават DEDDIE да предоставя недискриминационен достъп на трети страни до разпределителната система, управлявана от DEDDIE (напр. член 127 от Закон 4001/2011). Следователно такава дерогация не може да бъде предоставена.
4.4.2. Дерогация от член 33 относно отварянето на пазара и реципрочността
4.4.2.1. Няма основания за трайна дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(67)
В заявлението се твърди най-общо, че PPC следва да остане единственият доставчик с разрешение да снабдява клиентите от НЕСО въз основа на факта, че разработването на необходимата инфраструктура за функционирането и надзора на електроенергийния пазар в изолираните микросистеми, заедно с тази, необходима за отварянето на пазара за доставки от трети страни, включва оперативни разходи за оператора от НЕСО, които може да надвишат ползите, които отварянето на пазара би донесло за клиентите.
(68)
Както става ясно от становището на ЕРО, инсталираната на НЕСО инфраструктура има за цел да гарантира изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със съществуващото законодателство по един прозрачен, подлежащ на проверка и недискриминационен начин. Нещо повече, тази инфраструктура е необходима за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО от техническа и икономическа гледна точка. Следователно, тъй като инфраструктурата е необходима за спазване на тези изисквания във всички случаи, независимо от броя на доставчиците, притежаващи разрешение за извършване на дейност на НЕСО, отварянето на пазара не увеличава разходите за инфраструктурата.
(69)
Дори ако се изисква сходна инфраструктура, отварянето на пазара не е неразривно свързано с техническото функциониране на изолираните системи на НЕСО или ЗОО за НЕСО, тъй като няма причинно-следствена връзка между техническата и икономическата експлоатация на тези системи и изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания, от една страна, и въпросът, дали един или няколко доставчици имат разрешение да снабдяват потребителите на електроенергия от НЕСО, от друга страна.
(70)
Вярно е, че увеличените производствени разходи в НЕСО в сравнение с производствените разходи във взаимосвързаната система трябва да бъдат възстановени от страна на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО, чрез преразпределяне на съответната част от компенсацията за ЗОО за НЕСО в зависимост от продажбите на електроенергия на техните клиенти. Въпреки това установяването на производствените разходи на НЕСО във всеки случай е необходимо за определяне на финансовата компенсация за ЗОО за НЕСО, независимо от броя на доставчиците, които осъществяват дейност в НЕСО.
(71)
Единственото допълнително изискване за отваряне на пазара е преразпределянето на съответните части от ЗОО за НЕСО към всеки доставчик в зависимост от продажбите на електроенергия на неговите клиенти. Дори свързаните клиентски данни, по-специално данните от измервания, се изискват независимо дали един или повече доставчици имат разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО.
(72)
Следователно предоставянето на компенсацията за ЗОО за НЕСО на доставчиците включва единствено възможността за разпределяне на клиентските данни от измерванията към определен доставчик с разрешение, което представлява най-вече административен процес, основаващ се на информация, събирана изцяло или до голяма степен независимо от това, дали е налице отваряне на пазара на НЕСО или не. Второ, тази способност е предварително условие за правилното функциониране на който и да е пазар за доставки на електроенергия. Следователно такива разходи не могат да се приемат като основание за дерогация за отваряне на пазара, тъй като не са специфични за експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и не са свързани със съществен проблем в тяхната експлоатация.
(73)
Важно е да се отбележи, че изготвянето на регистри за разпределяне към доставчиците на информацията от измервания е част от инфраструктурата, която предстои да бъде въведена. Докато въвеждането на цялата предвиждана инфраструктура ще улесни оптималната работа на изолираните електроенергийни системи, пълната реализация на свързаните с нея инвестиции не е задължително условие за постигане на отварянето на пазара.
(74)
Фактът, че може да съществува голяма разлика в стойностите на средните годишни променливи производствени разходи за различните НЕСО, е несъществен. В действителност, дори да бъде доказана, тази разлика се отнася до разходите за производство на електроенергия в рамките на изолираните системи на НЕСО. Установяването на тази сума вече се изисква за изпълнението на ЗОО за НЕСО в съответствие със законовите изисквания и освен това не е засегнато по никакъв начин от броя на доставчиците с разрешение да снабдяват клиентите от НЕСО. Нещо повече, с оглед на факта, че изпълнението на ЗОО за НЕСО вече се основава на месечна система отделно за всяка изолирана система, е трудно да се повярва, че големите годишни разлики за отделните НЕСО може да породят съществени проблеми.
(75)
От горепосоченото следва, че броят на доставчиците с разрешение да снабдяват клиенти от НЕСО не е неразривно свързан нито с техническата и икономическата експлоатация на изолираните системи, нито с изпълнението на ЗОО за НЕСО съгласно съответните законови изисквания.
(76)
Може също така да се отбележи, че отварянето на пазара ще донесе ползи, надвишаващи разходите, ако такива възникнат, за отварянето на пазара. Както отбелязва ЕРО, алтернативните доставчици на НЕСО могат да предоставят значителни допълнителни ползи за клиентите от НЕСО чрез комбиниране на предоставянето на други услуги със снабдяването с електроенергия.
(77)
Следователно исканата трайна дерогация от член 33 следва да не се предостави.
4.4.2.2. Ограничение на срока на действие на дерогацията за изолирана система във връзка с член 33 от Директива 2009/72/ЕО
(78)
С оглед на горепосоченото трябва да се признае, че отварянето на пазара изисква въвеждането на практически договорености, за да може изолираните системи на НЕСО да функционират изцяло в съответствие с кодекса за НЕСО. Практическите проблеми, свързани с отварянето на пазара, може да включват както недостъпността на необходимите регистри за разпределяне на електромерите и данните от измерванията между доставчиците, или факта, че оптималната инфраструктурна конфигурация все още не е въведена. Въз основа на това може да се предвиди предоставянето на ограничена във времето дерогация от член 33 от Директива 2009/72/ЕО.
(79)
При оценката на срока на действие на тази дерогация от глава VIII трябва да се вземат под внимание следните две съображения:
а)
както вече бе изтъкнато, най-важният елемент, необходим, за да се позволи отварянето на пазара на НЕСО, е наличието на регистър на НЕСО, който позволява разпределянето на данните от измерванията към даден доставчик. Член 327, параграф 4 от Кодекса за НЕСО постановява, че необходимият за тази цел регистър трябва да бъде завършен не по-късно от две години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО. Наличието на регистъра е необходимо условие за практическото отваряне на пазара;
б)
цялостното изпълнение на инвестиционната програма за инфраструктурата, която предстои да бъде въведена на НЕСО, определено би улеснило практическата работа по отварянето на пазара на НЕСО. Това обаче не е необходимо изискване. В член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО е изложен график, съгласно който се очаква всички НЕСО да бъдат оборудвани с допълнителната инфраструктура, която предстои да бъде инсталирана на НЕСО, не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО.
(80)
Следователно дерогацията от изискването за отваряне на пазара следва да се предостави за най-малко 2 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2016 г., с цел установяването на регистрите, които са необходими за отварянето на пазара. Тъй като цялостната инфраструктура трябва да бъде инсталирана не по-късно от 5 години след влизането в сила на Кодекса за НЕСО, срокът на действие на дерогацията следва във всеки случай да бъде ограничен до 5 години от влизането в сила на Кодекса за НЕСО, т.е. до 17 февруари 2019 г. за всяка от изолираните системи на НЕСО. Въпреки това, тъй като дерогацията е обоснована единствено в случаите, когато пред отварянето на пазара продължават да са налице съществени проблеми, които са пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурната инвестиционна програма на НЕСО, следва да се извършва редовна проверка, дали тези проблеми продължават да съществуват в дадена изолирана система на НЕСО. При тази проверка като база за сравнение следва да се използва инвестиционен план, изготвен от DEDDIE и одобрен от компетентните гръцки органи, за инсталирането на изискваната инфраструктура на НЕСО. Следователно този план следва да бъде напълно завършен и одобрен до 17 февруари 2015 г.
(81)
С цел да се избегне ненужно забавяне на отварянето на пазара инфраструктурният инвестиционен план на DEDDIE следва да бъде одобрен от ЕРО и следва да включва като приоритет изолираните системи на Крит и Родос, тъй като те са най-гъсто населените НЕСО.
(82)
Ежегодно от 17 февруари 2016 г. до 17 февруари 2019 г. DEDDIE следва да изготвя доклад, който следва да бъде одобрен от ЕРО, като в него се посочва на какви основания все още не е извършено отваряне на пазара в дадена изолирана система на НЕСО. Този доклад следва да бъде публикуван и изпратен на Комисията.
4.4.3. Дерогацията от разпоредбите на глава VIII не обхваща член 34
(83)
Заявлението се отнася до дерогация от глава VIII от Директива 2009/72/ЕО и следователно може да се счита, че включва искане за дерогация от член 34 по отношение на директните електропроводни линии по смисъла на член 2, точка 15 от Директива 2009/72/ЕО.
(84)
В заявлението не се посочва дали исканата дерогация обхваща и член 34 от Директива 2009/72/ЕО.
(85)
Следователно дори в заявлението да се иска дерогация от член 34 от Директива 2009/72/ЕО, тази дерогация следва да не се предоставя, тъй като не са представени причини, които да я обосновават.
4.4.4. Междусистемни електропроводи - заявление за дерогация от глави III и VIII
(86)
Настоящата дерогация се отнася до изолираните микросистеми, които се характеризират с факта, че нямат или, в случая на малките изолирани системи, имат много ограничена връзка с други електроенергийни системи.
(87)
Въпреки това:
а)
съгласно одобрения наскоро десетгодишен план за развитие на гръцкия оператор на преносната система - Независимия оператор на енергийната преносна система („ADMIE“ S.A, или ADMIE) - се очаква свързването на Цикладските острови да приключи до 2018 г. на три етапа, като някои от Цикладските острови ще бъдат свързани с взаимосвързаната система на Гърция много преди тази дата;
б)
нещо повече, очаква се свързването на Крит да приключи до 2020 г. Съответните части от проекта за първите три години са включени в одобрения десетгодишен план за развитите на ADMIE от 2013 г. Окончателният план трябва да бъде включен в десетгодишния план за развитие, който предстои да бъде одобрен през 2014 г.
(88)
Необходимо е да се предвиди изрично, че настоящата дерогация за дадена изолирана система се прекратява автоматично веднага щом влязат в пълна експлоатация междусистемните електропроводи между дадена изолирана система и взаимосвързаната система на Гърция.
(89)
DEDDIE, макар и юридически и функционално самостоятелен, е 100 % собственост на PPC. В противовес на задачите на оператор на разпределителна система по смисъла на Директива 2009/72/ЕО DEDDIE има възложени и разширени задачи, свързани с експлоатацията на изолираните системи на НЕСО и управлението на производството на електроенергия на НЕСО, включително от конвенционалните производствени мощности, притежавани от PPC, и следователно - на тяхната икономическа възвръщаемост. Както бе посочено по-горе, взаимното свързване засяга икономическата жизнеспособност на конвенционалните електрически централи, които понастоящем са изградени в изолираните системи на НЕСО.
(90)
Дерогациите следва да се предоставят единствено ако са пропорционални и не надхвърлят строго необходимото. Поради това е необходимо да се осигурят ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО.
(91)
Член 108 от Закон 4001/2011 предвижда следното:
„До 31 март всяка година „ADMIE“ SA представя десетгодишен план за развитие на гръцката електропреносна система […]. В десетгодишния план за развитие на гръцката електропреносна система се предвижда по-конкретно: […] в) технически и финансов анализ на разходите и ползите за важни дейности по преноса на електроенергия […], по-специално […] свързващи електропроводи между островите и преносната система, включително времева рамка, очакван паричен поток и финансови изисквания за всички инвестиционни проекти.“
(92)
За да се гарантира наличието на ясни стимули и прозрачност по отношение на решенията, дали да се създаде връзка с изолираните системи на НЕСО, гръцките органи следва да гарантират, че:
а)
при издаване на разрешение или обявяване на търг за обществена поръчка за съществуващи или нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО, ADMIE, DEDDIE и RAE систематично обмислят алтернативата за създаване на връзка с изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Такова разрешение за съществуващи или нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-ефективно от гледна точка на разходите. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. По-специално в него следва да не се включват пропуснатите приходи или обезценяването на активите на конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, последният ще организира, по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна, тръжна процедура, както е предвидено в член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО, за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемният електропровод следва да се изгради, ако изграждането му ще понижи общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяването с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
ЕРО определя ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в срока, заложен от ЕРО, следва да се изиска обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
4.5. СРОК НА ДЕЙСТВИЕ
(93)
Необходимо е да се направи преглед на фактите, на които се основава настоящата дерогация, по-специално след предвиденото изпълнение на плановете за свързване чрез междусистемни електропроводи на някои изолирани системи и изтичането на сроковете за инсталиране на инфраструктурата, както е предвидено в член 237 от Кодекса за НЕСО.
(94)
Следователно евентуалната дерогация ще има срок на действие до 1 януари 2021 г.
4.6. ОБРАТНО ДЕЙСТВИЕ
(95)
Както бе посочено по-горе, със заявлението от 17 януари 2012 г. беше подновено първоначалното заявление, подадено през 2003 г.
(96)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО, отменена от Директива 2009/72/ЕО, също съдържа разпоредби, позволяващи на държавите членки да подават заявления за дерогации от определени разпоредби на тази директива в случай на съществени проблеми във функционирането на малки изолирани системи и изолирани микросистеми. Съгласно член 48 от Директива 2009/72/ЕО позоваванията на отменения член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО ще се тълкуват като позовавания на член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО.
(97)
Определенията за малка изолирана система и изолирана микросистема, използвани в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2003/54/ЕО са идентични с използваните в член 2, точки 26 и 27 от Директива 2009/72/ЕО.
(98)
И двете определения се отнасят до потреблението на електроенергия в изолирани системи през 1996 г., което не се е променило. Нещо повече, Крит не е свързан с взаимосвързаната система на Гърция нито през 2003 г., нито през 2012 г., нито към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(99)
Следователно всички изолирани микросистеми и малки изолирани системи, които отговарят на условията за изолирани микросистеми и малки изолирани системи в заявлението, са отговаряли на тези условия при подаването на първоначалното заявление и към момента на влизане в сила на настоящото решение за дерогация.
(100)
Следователно не са настъпили юридически и фактически промени по отношение на малките изолирани системи и изолираните микросистеми, които може да отговарят на условията за дерогация съгласно Директива 2003/54/ЕО и Директива 2009/72/ЕО.
(101)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава III на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава III от Директива 2009/72/ЕО по отношение на разрешителните процедури за нови мощности и обявяване на търгове за нови мощности.
(102)
Член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО позволяваше предоставянето на дерогация от глава VII на Директивата, която съдържа разпоредби като тези в глава VIII от Директива 2009/72/ЕО по отношение на достъпа на трети страни, отварянето на пазара и директните електропроводни линии.
(103)
Ако Комисията бе предоставила дерогация в отговор на първоначалното заявление, това щеше да стане при същите условия както настоящата дерогация съгласно Директива 2009/72/ЕО.
(104)
Освен това от 2003 г. насам не е настъпила промяна във фактическите обстоятелства. В действителност географското положение на НЕСО, икономическите фактори, оказващи въздействие върху функционирането на електроенергийните системи на НЕСО, както и характерът на съществуващите съществени проблеми във функционирането на конвенционалните електроцентрали в рамките на изолираните системи на НЕСО не са претърпели съществена промяна от 2003 г. насам.
(105)
Решението по първоначалното заявление се очаква от 2003 г. насам. Непредприемането на действия от страна на Комисията следва да не бъде в ущърб на Република Гърция. Република Гърция е спазила задълженията си съгласно член 26, параграф 1 от Директива 2003/54/ЕО и член 44, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО и е подала надлежно обосновано заявление за дерогация съгласно тези членове за изолираните системи на НЕСО.
(106)
Поради това е целесъобразно настоящото решение за дерогация да влезе в сила от датата на уведомлението за първоначалното заявление, т.е. от 5 декември 2003 г.,
ПРИЕ НАСТОЯЩОТО РЕШЕНИЕ:
Член 1
Настоящото решение се прилага за малките изолирани системи и изолираните микросистеми, посочени в таблицата.
За целите на настоящото решение Крит е малка изолирана система, а всички останали изолирани системи са изолирани микросистеми.
Член 2
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 33 от Директива 2009/72/ЕО за малките изолирани системи и изолираните микросистеми.
2. Настоящата дерогация има срок на действие до 17 февруари 2016 г. или до цялостното инсталиране на инфраструктурата, предвидено в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, което от двете настъпи по-късно. Във всеки случай срокът на действие на настоящата дерогация изтича на 17 февруари 2019 г.
3. До 17 февруари 2015 г. гръцките органи трябва да изготвят план за инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва до коя дата инфраструктурата ще бъде напълно инсталирана. В плана приоритет трябва да се отдаде на Крит и Родос.
4. От 17 февруари 2016 г. нататък, ежегодно до 17 февруари 2019 г., гръцките органи трябва да изготвят доклад, в който отделно за всяка изолирана система на НЕСО да се посочва: a) дали е настъпило отваряне на пазара; б) състоянието на инфраструктурните инвестиции във връзка със съответния план; в) съществените проблеми, възпрепятстващи отварянето на пазара; и г) дали тези проблеми могат да бъдат пряко свързани с неизпълнението на инфраструктурните инвестиции, предвидени в член 237, параграф 7 от Кодекса за НЕСО.
Член 3
1. Предоставя се дерогация от разпоредбите на член 7, параграф 1 от Директива 2009/72/ЕО, по силата на която разрешения за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност може да се предостави пряко на PPC.
2. За целите на настоящата дерогация:
а)
съществуващите конвенционални производствени мощности включват проекти за преустройство, осъвременяване и разширяване на съществуваща конвенционална мощност, за която издадено от ЕРО валидно разрешение е налично към датата на уведомлението за настоящото решение;
б)
пълното извеждане от експлоатация на основната производствена мощност на съществуващ обект и нейната замяна с нова инсталация за производство на електроенергия не се счита за съществуваща мощност, а за изграждане на нова мощност;
в)
разполагането на временна производствена мощност в периметъра на съществуващата мощност се счита за разширяване на съществуваща мощност.
3. В случай на изтичане на срока на действие на разрешение, издадено в съответствие с първия параграф, по самостоятелна преценка на ЕРО това разрешение може да бъде удължено, при условие че закъснението се дължи на причини, които са изцяло извън контрола на PPC.
4. Настоящата дерогация няма да се прилага в бъдеще за разрешения, издадени съгласно първия параграф, които са с изтекъл срок на действие или са отменени.
5. Всички други разпоредби на член 7 от Директива 2009/72/ЕО продължават да се прилагат.
6. Настоящата дерогация е в сила до 1 януари 2021 г.
Член 4
1. Предвидените в настоящото решение дерогации спират да се прилагат за малките изолирани системи и изолираните микросистеми след свързването им с взаимосвързаната система.
2. Гръцките органи:
а)
при провеждане на процедура за издаване на разрешение или тръжна процедура за нови мощности за дадена изолирана система на НЕСО систематично обмислят алтернативата за свързване с междусистемен електропровод на изолираната система, от която е част съответният НЕСО. Разрешение за нови мощности следва да се отказва, ако изграждането на междусистемен електропровод е по-разходоефективно. Разходите следва да включват всички разходи за снабдяване на крайните клиенти с електроенергия в изолираната система, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО;
б)
гарантират, че в анализа на разходите и ползите за важните дейности по преноса на електроенергия от ADMIE, както е предвидено в член 108 от Закон 4001/2011, се включват само действителните разходи за инвестиции и за функционирането на междусистемния електропровод. В него следва да не се включват пропуснатите приходи във връзка с конвенционалните мощности, които вече са инсталирани на НЕСО, нито обезценяването на активите им;
в)
заедно с десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, предвиден в член 108 от Закон 4001/2011, ЕРО публикува общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО за снабдяване на клиентите с електроенергия за всяка от изолираните системи на НЕСО. Освен ако изграждането на междусистемен електропровод е част от десетгодишния инвестиционен план на ADMIE, който е предвиден в член 108 от Закон 4001/2011 и одобрен от ЕРО, гръцките органи организират по своя инициатива или след обикновено искане от страна на трета страна по член 22, параграф 7, буква б) от Директива 2009/72/ЕО тръжна процедура за изграждането на междусистемен електропровод, свързващ една или няколко изолирани системи от НЕСО. Междусистемен електропровод се изгражда, ако това ще доведе до намаление на общите разходи, включително компенсацията за ЗОО за НЕСО, за снабдяване с електроенергия на клиентите, намиращи се на НЕСО;
г)
определят ясен срок за приключване на изграждането на междусистемен електропровод. Ако междусистемният електропровод не е изграден или не е довършен в заложения срок, гръцките органи изискват обезщетение за нереализираните икономии на разходи.
Член 5
Настоящото решение се прилага от 5 декември 2003 г.
Член 6
Адресат на настоящото решение е Република Гърция.
Съставено в Брюксел на 14 август 2014 година.
BESCHLUSS DER KOMMISSION
vom 14. August 2014
über die Ausnahme der Hellenischen Republik von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates
(Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (1), insbesondere auf Artikel 44 Absatz 1 und Artikel 48,
gestützt auf die Anträge der Hellenischen Republik vom 17. Januar 2012 und vom 5. Dezember 2003,
nachdem die Mitgliedstaaten über diesen Antrag unterrichtet wurden,
in Erwägung nachstehender Gründe:
1. VERFAHREN
(1)
Am 17. Januar 2012 hat das griechische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimawandel („YPEKA“) der Kommission gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG einen Antrag („Antrag“) auf eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG für bestimmte griechische Inseln, die nicht an das Stromnetz des griechischen Festlands angeschlossen sind (nicht angeschlossene Inseln oder „NAI“) übermittelt.
(2)
Am 12. September 2012 ersuchte die Kommission die griechische Energieregulierungsbehörde („ERB)“, zu dem Antrag Stellung zu nehmen. Die ERB kam diesem Ersuchen am 16. November 2012 nach („ERB-Stellungnahme“).
(3)
Die ERB übermittelte am 17. Dezember 2013, 23. Dezember 2013, 4. Februar 2014, 28. Februar 2014 und 17. März 2014 weitere Unterlagen zur Begründung des Antrags.
(4)
Am 14. März 2014 (sowie durch ein am 20. März 2014 verschicktes Addendum) unterrichtete die Kommission die Mitgliedstaaten über den Antrag gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG und forderte sie auf, etwaige Stellungnahmen dazu bis zum 25. März 2014 vorzulegen. Es gingen keine Stellungnahmen ein.
(5)
Mit seinem Antrag erneuerte YPEKA den Antrag, den das Entwicklungsministerium am 5. Dezember 2003 gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (2) („Erstantrag“) für eine Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2003/54/EG eingereicht hatte. Obwohl erste Schritte zur Prüfung des Erstantrags eingeleitet wurden, wurde die Ausnahme gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG weder gewährt noch abgelehnt.
2. DER VON YPEKA VORGELEGTE ANTRAG
2.1. GELTUNGSBEREICH DER BEANTRAGTEN AUSNAHME
(6)
Im Antrag wird um eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG ersucht.
(7)
Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG betrifft das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und die Ausschreibung neuer Kapazitäten. Kapitel VIII betrifft den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
2.2. DERZEITIGE ORGANISATION DES STROMNETZES AUF DEN NAI
(8)
Die griechischen Energiemärkte werden in erster Linie durch das griechische Gesetz 4001/2011 geregelt, mit dem die Richtlinie 2009/72/EG umgesetzt wurde. Das Gesetz 4001/2011 trat am 22. August 2011 in Kraft.
(9)
DEDDIE SA („DEDDIE“) ist der griechische Verteilernetzbetreiber, der zu 100 % im Eigentum des etablierten Stromerzeugers und -lieferanten Public Power Corporation („PPC“) steht, rechtlich und funktional jedoch von diesem entflochten ist. Die von DEDDIE betriebenen Netzanlagen stehen im Eigentum der PPC.
(10)
Gemäß Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011 ist DEDDIE für Ausbau, Betrieb und Instandhaltung des griechischen Stromverteilernetzes verantwortlich, das das Stromverteilernetz auf den NAI umfasst.
(11)
Darüber hinaus ist DEDDIE für den Betrieb der Stromnetze auf den NAI zuständig. Zu diesen Aufgaben gehören i) die Erstellung eines Entwicklungsplans für isolierte Kleinstnetze, einschließlich eines Programms für ihre Anbindung an andere NAI, ii) Maßnahmen zur Sicherstellung, dass die notwendigen Standorte zur Verfügung stehen für die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, für den Ausbau vorhandener Kapazitäten oder Versorgungskomponenten und für die Ausweitung des griechischen Stromverteilernetzes auf nicht an das Verbundnetz angeschlossene Inseln und auf isolierte Kleinstnetze, iii) der Abschluss von Verträgen mit den Genehmigungsinhabern für die Ein- und Ausspeisung von Strom in das bzw. aus dem Netz, für die Bereitstellung von Hilfsdiensten für die Verteilernetze der NAI, für die Vergütung der Stromerzeuger, für die Gebühren, die den mit Strom belieferten Kunden und Lieferanten in Rechnung gestellt werden, und für Sonderkonten für sonstige Einnahmen und Ausgaben, z. B. zur Vergütung von gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen.
(12)
In Artikel 137 Absatz 1 des Gesetzes 4001/2011 heißt es, dass alle Stromverbraucher als zugelassene Kunden zu betrachten sind, mit Ausnahme der Verbraucher in isolierten Kleinstnetzen, für die Artikel 139 dieses Gesetzes gilt.
(13)
Nach Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Mit Ausnahme von Fällen, in denen Strom mithilfe von erneuerbaren Energiequellen oder durch hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung oder Hybridanlagen erzeugt wird, und im Fall von Eigenerzeugern, sofern eine Ausnahme gemäß den Bestimmungen des Artikels 139 gewährt wurde, wird allein der PPC SA eine Erzeugungsgenehmigung gemäß bestimmten Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA ist für die ununterbrochene Belieferung isolierter Kleinstnetze, für die sie eine Genehmigung erhält, und für die Sicherung des langfristigen finanziellen Betriebs der Stromnetze auf diesen Inseln verantwortlich.“
(14)
Nach Artikel 134 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Unbeschadet der Bestimmungen des Artikels 139 dieses Gesetzes werden Genehmigungen für die Belieferung von isolierten Kleinstnetzen allein der PPC SA im Einklang mit den Anforderungen der Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA muss nicht zugelassene Kunden auf Antrag mit Strom beliefern.“
(15)
Nach Artikel 139 des Gesetzes 4001/2011 können Ausnahmen von den Bestimmungen des Gesetzes 4001/2011 gemäß den Bestimmungen des Artikels 44 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
(16)
In dem nach Artikel 28 des griechischen Gesetzes 3426/2005 angenommenen Ministerialerlass Nr. PD5/EL/B/F IB/12924 ist festgelegt, dass die Stromversorgung von Verbrauchern auf NAI durch jedweden Stromerzeuger eine gemeinwirtschaftliche Verpflichtung („GWV für NAI“) im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse darstellt. Aus Gründen des sozialen Zusammenhalts müssen Stromversorger auf NAI den Strom pro Verbraucherkategorie zu demselben Preis wie im griechischen Verbundnetz liefern.
(17)
Artikel 52 des griechischen Gesetzes 4001/2011 sieht vor, dass Kunden auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln Anspruch auf besondere Dienstleistungen sowohl in Bezug auf den Preis als auch in Bezug auf die Qualität und die Sicherheit der Versorgung sowie die Transparenz der Vertragsbedingungen haben. Versorger, die gemeinwirtschaftliche Leistungen für NAI erbringen, erhalten als Gegenleistung eine finanzielle Entschädigung, die anhand einer Methodik berechnet wird, die in dem ERB-Beschluss 24/2014 (3) festgelegt wurde. Diese Methodik beruht auf der Differenz zwischen den vollständigen (variablen und fixen) Produktionskosten auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln und dem vollständigen Marktpreis der Lieferanten im Verbundnetz (Grenzkosten des Netzes zuzüglich aller sonstigen Mechanismen im griechischen Verbundnetz). Die Entschädigung für die GWV für NAI wird monatlich und pro autonomes Inselnetz berechnet und unterliegt der Kontrolle durch die ERB. Die Entschädigung für die GWV für NAI wird durch eine Abgabe für alle Kunden erhoben, einschließlich der Kunden auf den NAI. (4) Der Mechanismus für die GWV für NAI wird von LAGIE verwaltet, dem staatlichen griechischen Marktbetreiber. Im Ministerialerlass D5-EL/B/F1/oik.27547 vom Dezember 2011 (5), der auf Artikel 55 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 beruht, ist geregelt, dass die GWV für NAI von allen Lieferanten angeboten werden muss, weshalb alle Lieferanten einen Anspruch auf eine Entschädigung für GWV für NAI haben.
(18)
Die Erzeugung und Lieferung von Strom auf den NAI wird in den sekundären Rechtsvorschriften detaillierter geregelt. Mit ihrem Beschluss Nr. 39/2014 vom 28. Januar 2014 hat die ERB den Kodex für das Management von Stromnetzen auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln („NAI-Kodex“) angenommen, in dem viele Fragen geregelt werden, die mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen, einschließlich der Marktöffnung, der Abrechnung und der Stromerzeugung. Der NAI-Kodex trat am Tag seiner Veröffentlichung, d. h. am 17. Februar 2014, in Kraft.
2.3. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB ISOLIERTER NETZE
(19)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für den Betrieb der isolierten griechischen Stromnetze herausgestellt:
a)
die großen Schwankungen der Stromnachfrage in den isolierten Kleinstnetzen, die durch Folgendes verschärft werden: i) durch die auf den Tourismus ausgerichtete wirtschaftliche Entwicklung der Inseln und ii) durch den vermehrten Ausbau der erneuerbaren Energien („EE“).
Diese Faktoren wirken sich sowohl auf den Lastfaktor der thermischen oder herkömmlichen Erzeugungskapazitäten als auch auf die Möglichkeit, die Kosten von Investitionen in solche Erzeugungskapazitäten zu decken, negativ aus;
b)
die großen Unterschiede bei den Wetterbedingungen auf den Inseln, die sich auf die Nachfrage auswirken und das Funktionieren der Erzeugungssysteme stören, weshalb umfangreiche Reserven notwendig sind.
(20)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Entwicklung der herkömmlichen Erzeugung in den kleinen isolierten griechischen Stromnetzen benannt:
a)
die Schwierigkeiten bzw. sogar Unmöglichkeit, geeignete Standorte für neue herkömmliche Stromerzeugungsanlagen in den isolierten Kleinstnetzen zu finden, was primär auf den Widerstand der Öffentlichkeit zurückzuführen ist;
b)
die geringe Größe der NAI, die zu großen Rückschlägen bei der langfristigen Planung für die Entwicklung der thermischen Erzeugung führt, wenn die Stromverbraucher (z. B. große Fremdenverkehrsanlagen oder Anlegestellen) unvorhergesehene Investitionen tätigen, und die Schnelligkeit und Flexibilität bei der Reaktion auf die Stromnachfrage erfordert.
c)
Die Stromnachfrage der isolierten Netze der NAI wird bis 2017 voraussichtlich um 2 % pro Jahr steigen. Obwohl der PPC bereits die Genehmigungen für die Installation der erforderlichen zusätzlichen Kapazitäten erteilt wurden und die Terminplanung für die Installation bereits vorgenommen wurde (diese soll bis 2017 die Nachfrage aller NAI sowie die notwendigen Reservemargen abdecken), konnte der Zeitplan nicht immer eingehalten werden;
d)
Die geringe Lastgröße, starke Lastschwankungen und eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien in den meisten isolierten Kleinstnetzen begrenzen die im Bereich der herkömmlichen Erzeugung verfügbaren technischen Lösungen und beschränken die Auswahlmöglichkeiten auf kleine Erzeugungsanlagen, die mit Schweröl mit geringem Schwefelgehalt oder mit Leichtöl betrieben werden.
e)
Die Verfahren für die Beschaffung neuer Stromerzeugungsanlagen sind zeitaufwendig. Zwischen der Erteilung der Genehmigung und dem Betriebsbeginn neuer Erzeugungsanlagen vergehen zweieinhalb bis drei Jahre.
f)
Die Entwicklung von Plänen für den Bau von Verbindungsleitungen zwischen dem griechischen Verbundnetz und den isolierten Kleinstnetzen auf den NAI konterkariert das Interesse an Investitionen in herkömmliche Erzeugungskapazitäten auf den NAI. Vorhaben für Verbindungsleitungen zu den Kykladen und nach Kreta sind geplant.
(21)
Infolgedessen muss regelmäßig auf Notlösungen zurückgegriffen werden, etwa auf die Anmietung mobiler dieselbetriebener Stromgeneratoren oder Gasturbinen. Notwendig werdende Einzelfallgenehmigungen für die Notstromerzeugung sind nicht wünschenswert, da sie zur unwirtschaftlichen Anmietung von Geräten statt zu ihrer Anschaffung führen. Im Antrag werden beispielhaft mehrere Fälle genannt, in denen unvorhersehbare Ereignisse eine längerfristige Nutzung mobiler Stromgeneratoren zur Folge hatten.
(22)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Marktöffnung der isolierten Stromnetze auf den NAI angeführt:
a)
Die Marktöffnung setzt die Entwicklung und die Installation spezieller Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI voraus. Diese Infrastruktur umfasst die Einrichtung von Kontrollzentren, die für Folgendes zuständig sind: i) die tägliche Planung der Erzeugung und ii) die Abrechnung in jedem isolierten Netz durch die Aufteilung der Erzeugungskosten der einzelnen isolierten Netze auf die dort tätigen Versorger.
Die dafür notwendige Infrastruktur ist kostspielig, und die Kosten werden von den Verbrauchern getragen.
b)
Wegen der GWV für NAI sind die Stromendkundenpreise für jede Verbraucherkategorie im gesamten griechischen Hoheitsgebiet gleich. Die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten müssen daher von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird.
Es wird vorgetragen, dass die große Schwankungsbreite bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Erzeugungskosten pro NAI den Marktabrechnungsmechanismus kompliziert machen würde.
(23)
Daher vertritt YPEKA die Auffassung, dass der Aufbau der notwendigen Infrastruktur für den Betrieb des Strommarkts und für die Aufsicht darüber in Verbindung mit der Marktöffnung der isolierten Netze auf den NAI mit Kosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher aus der Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(24)
Im Antrag wird kein Zeitpunkt genannt, zu dem die beantragte Ausnahme auslaufen soll.
3. STELLUNGNAHME DER ERB
3.1. GELTUNGSBEREICH DER AUSNAHME
3.1.1. Ausnahme von Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG
(25)
Nach Auffassung der ERB sollte die Ausnahme von Kapitel III gemäß Artikel 44 Absatz 1 nicht die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, die in einem isolierten Netz entwickelt werden können, betreffen, sondern nur die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden Erzeugungskapazitäten. Die bestehenden Erzeugungskapazitäten umfassen die Kraftwerke, die auf den NAI bereits in Betrieb oder im Bau befindlich sind. Jedes neue Kraftwerk, das auf diesen Inseln gebaut wird, wird als neue Erzeugungskapazität betrachtet.
(26)
Die ERB stellt fest, dass unabhängige Stromerzeuger („USE“) (d. h. andere Stromerzeuger als die PPC) in den letzten zwanzig Jahren ein starkes Interesse an der Entwicklung von Anlagen auf der Basis erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung in allen isolierten Kleinstnetzen hatten. Folglich sollte der Zugang Dritter zu den Stromnetzen aller NAI hinsichtlich des Ausbaus erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung („KWK“) nicht eingeschränkt werden.
(27)
Die ERB erklärt, dass sie sich nicht gegen die Gewährung einer Ausnahme für die Inbetriebnahme neuer konventioneller Kraftwerke ausspricht, sofern bestimmte Bedingungen erfüllt sind. In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist jedoch die Möglichkeit einer Ausnahme für neue Kapazität nicht vorgesehen.
(28)
Die ERB ist der Ansicht, dass die Kapazitätserweiterung bei bestehenden konventionellen Kraftwerken hauptsächlich einen kurzfristigen Kapazitätsmangel auf den NAI betrifft, der auf unvorhergesehene Schäden bei bestehender Kapazität oder auf Verzögerungen bei der Installation neuer Kapazität, vor allem in Zeiten hoher Nachfrage (z. B. Sommerspitzen), zurückzuführen ist. Für diese Erweiterungen gilt ein offenes Ausschreibungsverfahren gemäß Artikel 8 der Richtlinie 2009/72/EG. Ein solches Verfahren ist zeitaufwändig und eignet sich nicht für die Dringlichkeit, die in Notfällen geboten ist.
(29)
Die ERB ist damit einverstanden, dass PPC für solche Notfälle zuständig sein sollte. Wird berücksichtigt, dass PPC in der Lage ist, mobile konventionelle Anlagen von Inseln mit einem Kapazitätsüberschuss auf Inseln mit einem Kapazitätsmangel zu verbringen, könnte diese Lösung auch die wirtschaftlichste sein.
(30)
Die ERB betont, dass es bei jeder Ausnahmeregelung möglich sein muss, das geeignete Genehmigungsverfahren für Notfälle festzulegen und insbesondere, welches der in Artikel 7 der Richtlinie 2009/72/EG genannten Kriterien von den zuständigen Genehmigungsbehörden geprüft werden muss.
(31)
Nach Ansicht der ERB sollte die Ausnahme für eine begrenzte Dauer, z. B. von höchstens 10 Jahren, gewährt werden.
3.1.2. Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie
(32)
Der ERB zufolge hängt die Stromversorgung auf den NAI in der Praxis mit den GWV für NAI und mit der entsprechenden Entschädigung zusammen, da i) die Kosten der Stromerzeugung auf den NAI erheblich höher als auf dem Festland sind und ii) der griechische Staat in seinem gesamten Hoheitsgebiet einen einheitlichen Preis pro Kundenkategorie verlangt.
(33)
Im NAI-Kodex ist die Installation bestimmter Mess- und Aufzeichnungsgeräte auf den NAI für stündliche Messungen, von Strommanagement- und Regelzentren sowie von Überwachungs- und damit zusammenhängenden IT-Systemen vorgesehen. Laut ERB ist diese Infrastruktur unabdingbar
a)
dafür, dass die Kosten für die GWV transparent, nichtdiskriminierend und überprüfbar sind;
b)
für den ordnungsgemäßen Betrieb und das korrekte Management der Stromnetze an sich, um die wirtschaftlichste Betriebsart und dadurch eine stärkere Senkung der Gebühren der Stromverbraucher für die GWV für NAI zu erreichen;
c)
für eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung, einschließlich EE-Technologien, die komplexe und besondere Anforderungen an das Management stellen, wie EE mit Speicherung, solarthermische Anlagen usw.;
d)
für die notwendige Transparenz beim Management der isolierten Netze, wodurch eine diskriminierungsfreie Behandlung aller Marktteilnehmer, insbesondere von Erzeugern, sichergestellt wird.
(34)
Die ERB ist daher der Ansicht, dass diese Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI installiert werden muss, unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger die Genehmigung dafür haben, in einem isolierten Kleinstnetz tätig zu sein.
(35)
Die geschätzten Kosten für die Installation dieser Infrastruktur werden voraussichtlich nicht mehr als 20-30 Mio. EUR für alle NAI betragen, einschließlich der Inseln Kreta und Rhodos. Die ERB hält diesen Betrag für angemessen, vor allem in Anbetracht des erwarteten Nutzens, d. h. Transparenz und Überprüfung der GWV für NAI sowie ordnungsgemäßer und kontrollierter Betrieb der isolierten Stromnetze.
(36)
Anders als YPEKA vertritt die ERB die Auffassung, dass die Zulassung von mehr als einem Versorger in einem bestimmten isolierten Netz auf den NAI keine erheblichen zusätzlichen Kosten für die erforderliche Infrastruktur mit sich bringt, da dieselbe Infrastruktur ohnehin schon für die tägliche Planung der auf den NAI gelegenen Erzeugungsanlagen, für die Abrechnung und für die Erbringung der GWV für NAI notwendig ist.
(37)
Zudem ist die ERB der Ansicht, dass es für die Verbraucher auf den NAI weitere erhebliche Vorteile gibt, wenn mehr als ein Versorger dort zugelassen wird.
(38)
Folglich vertritt die ERB die Auffassung, dass der ständige Ausschluss anderer Versorger auf den Märkten der NAI nicht gerechtfertigt ist. Die Installation der oben genannten erforderlichen Infrastruktur dürfte in einem Zeitraum von drei bis fünf Jahren abgeschlossen sein. Die ERB würde sich einer Ausnahme, die nur für diesen Zeitraum ohne jede weitere Verlängerung gilt, nicht entgegenstellen.
(39)
Die ERB weist ferner darauf hin, dass die Ausnahme automatisch nicht mehr gelten sollte, wenn sich der Status eines isolierten Netzes auf den NAI dahingehend ändert, dass es nicht mehr in die Kategorie der kleinen isolierten Netze oder isolierten Kleinstnetze fällt. Dies könnte dann der Fall sein, wenn die isolierten Netze auf den NAI an das griechische Verbundnetz angeschlossen werden.
4. BEWERTUNG
4.1. RECHTSGRUNDLAGE DES ANTRAGS
(40)
In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist die Möglichkeit einer Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie vorgesehen, sofern die Ausnahme für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze gilt.
(41)
Nach Artikel 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „kleines, isoliertes Netz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 3 000 GWh im Jahr 1996, das bis zu einem Wert von weniger als 5 % seines Jahresverbrauchs mit anderen Netzen in Verbund geschaltet werden kann.
(42)
Nach Artikel 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „isoliertes Kleinstnetz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 500 GWh im Jahr 1996, das nicht mit anderen Netzen verbunden ist.
(43)
Die im Antrag genannten isolierten Netze umfassen eine und gelegentlich mehrere NAI (siehe Spalten 1 und 2 in der Tabelle). Selbst wenn ein isoliertes Netz mehrere untereinander verbundene NAI umfasst, handelt es sich bei dem aus diesen miteinander verbundenen NAI bestehenden Stromnetz um ein isoliertes Stromnetz, da es nicht mit einem anderen Stromnetz verbunden ist.
(44)
Im Antrag heißt es, dass es sich bei 31 der 32 isolierten Netze um isolierte Kleinstnetze handelt, wobei das größte davon Rhodos ist. Auf die isolierten Kleinstnetze, für die der Antrag gestellt wurde, entfielen 5,24 % des gesamten Stromabsatzes in Griechenland im Jahr 2010. Das isolierte Netz von Kreta wird als ein kleines, isoliertes Netz betrachtet. Im Jahr 2010 entfielen 3,01 % der griechischen Stromnachfrage auf Kreta.
Jährliche Nachfrage je isoliertes Netz
Jährliche Nachfrage (MWh)
Jährliche Nachfrage im Jahr 1996
Bezeichnung des isolierten Netzes
NAI, die Teil des isolierten Netzes sind
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nein
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760.658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200.042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
12.978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythira
Antikythira
70
199
228
241
Ja
Ja
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Die vorstehende Tabelle enthält die im Antrag genannten isolierten Netze sowie bestimmte Angaben zu den einzelnen Netzen. Diesen Informationen ist zu entnehmen, dass alle isolierten Netze mit Ausnahme von Kreta im Jahr 1996 eine Stromnachfrage aufwiesen, die dazu berechtigt, sie als isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG einzustufen. In Bezug auf Kreta muss zudem erwähnt werden, dass Kreta noch nie an ein anderes Stromnetz angeschlossen war und dies nach wie vor nicht ist, weshalb der prozentuale Anteil der durch Verbindungsleitungen gedeckten Nachfrage Null war und ist, d. h. weniger als 5 % beträgt. Kreta ist daher ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG.
(46)
In ihrer Stellungnahme äußerte sich die ERB nicht zu den im Antrag genannten isolierten Netzen.
(47)
Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass alle in Spalte 1 der vorstehenden Tabelle angegebenen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG sind mit Ausnahme von Kreta, bei dem es sich um ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG handelt.
4.2. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB KONVENTIONELLER KRAFTWERKE IN DEN ISOLIERTEN KLEINSTNETZEN
(48)
Nach Ansicht der Kommission bestehen erhebliche Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den isolierten Kleinstnetzen. Zurückzuführen ist dies insbesondere auf die folgenden Elemente:
a)
Die Größe der auf den Inseln abzudeckenden Last lässt die Installation größerer, effizienterer und kostengünstigerer konventioneller Kraftwerke nicht zu, auch deshalb, weil ein isoliertes Netz sich nicht auf ein einziges Kraftwerk verlassen kann, wenn es innerhalb akzeptabler Sicherheitsmargen betrieben werden soll.
In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug die jährliche Spitzenlast 2013 mehr als 188,5 MW. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast waren mit 20,8 MW bzw. 4,2 MW wesentlich niedriger.
Keines der derzeit in den isolierten Kleinstnetzen installierten Kraftwerke hat eine Kapazität von mehr als 27 MW. Der Durchschnitt und der Median der installierten Leistung lagen mit 3,9 und 1,1 MW deutlich darunter.
Die geringe Größe der abzudeckenden Last und die starken Nachfrageschwankungen, die durch die zunehmende Verbreitung der EE verschärft werden, schränken auch die Auswahl der konventionellen Stromerzeugungstechnologien ein, die in den isolierten Kleinstnetzen eingesetzt werden können.
Alle konventionellen Stromerzeugungsanlagen der isolierten Netze auf den NAI werden mit Diesel oder Heizöl betrieben.
b)
Die jährlichen Lastfaktoren sind in allen isolierten Kleinstnetzen niedrig. In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug der Lastfaktor im Jahr 2012 mehr als 0,54. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast von jeweils 0,38 sind sogar noch niedriger. In Anbetracht der vorrangigen Einspeisung erneuerbarer Energien und der Tatsache, dass die hier verwendeten Lastfaktoren das gesamte Stromnetz der isolierten Kleinstnetze widerspiegeln, ist der Lastfaktor konventioneller Kraftwerke auf den NAI noch niedriger.
Im griechischen Verbundnetz beträgt der jährliche Lastfaktor in der Regel etwa 50 % für alle Kraftwerke und 65 % für thermische Kraftwerke (6).
Der jährliche Lastfaktor ist ein Indikator für die tatsächliche Nutzung von Kraftwerken in einem bestimmten Jahr und somit für ihre Fähigkeit zur Erwirtschaftung von Einnahmen.
Die zunehmende Verbreitung der EE wird die durch konventionelle Kraftwerke abzudeckende Last noch weiter verringern.
c)
Es gibt mehrere Projekte, durch die die NAI, insbesondere die Kykladen und Kreta, an das griechische Hauptverbundnetz angebunden werden sollen. Wie oben erläutert, sind konventionelle Kraftwerke auf den NAI nicht so effizient wie die im Verbundnetz installierten Kraftwerke und werden sie daher, sobald die NAI, auf denen sie installiert sind, an das Verbundnetz angeschlossen werden, voraussichtlich nicht wirtschaftlich sein.
Die Möglichkeit, dass ein isoliertes Netz an das Verbundnetz angeschlossen wird, ist somit ein erhebliches Hemmnis für Investitionen in konventionelle Erzeugungskapazitäten auf den NAI.
d)
Wegen der relativ kleinen abzudeckenden Last können relativ kleine Nachfrageänderungen Auswirkungen auf die in einem bestimmten isolierten Netz erforderliche Erzeugungskapazität haben. Die fehlende Verbindungskapazität bedeutet, dass alle Änderungen der Nachfrage zwangsläufig durch Erzeugungskapazitäten in den isolierten Kleinstnetzen ausgeglichen werden müssen.
Dieser Faktor verstärkt die Notwendigkeit einer schnellen und flexiblen Reaktion auf längerfristige Änderungen der Nachfrage.
Diese notwendige Flexibilität wird durch die Schwierigkeiten bei der Suche nach geeigneten Standorten für konventionelle Kraftwerke auf den NAI und die Dauer der Zulassungs- und Genehmigungsverfahren noch verschärft.
e)
Das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage lag im Jahr 2012 (7) in allen isolierten Kleinstnetzen bei mindestens 3,35, wobei dieses Verhältnis in einem bestimmten isolierten Kleinstnetz größer und vielfach deutlich größer sein kann. Der Durchschnitt und der Median des Verhältnisses zwischen der Höchst- und der Mindestnachfrage betragen 6,27 bzw. 5,98.
Im griechischen Verbundnetz lag das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage 2013 bei etwa 3.
Das größere Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage spiegelt die Flexibilität und Reserven wider, die sogar innerhalb eines bestimmten Jahres bei den in einem isolierten Netz installierten Erzeugungskapazitäten verfügbar sein müssen.
Bemerkenswert ist in diesem Zusammenhang, dass im Jahr 2012 in ca. 60 % der isolierten Kleinstnetze mobile Stromgeneratoren genutzt wurden.
(49)
Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den in vorstehender Tabelle genannten isolierten Netzen der NAI erhebliche Probleme bestehen.
4.3. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL III
4.3.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für neue Kapazitäten gelten.
(50)
Gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG können Ausnahmen von den Bestimmungen des Kapitels III nur dann gewährt werden, wenn die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität betroffen ist.
(51)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für neue Kapazitäten nicht gewährt werden.
(52)
Da es sich bei den isolierten Netzen auf den NAI um Verteilernetze handelt, könnten die griechischen Behörden, falls das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten nicht zur erfolgreichen Genehmigung der neuen Kapazitäten für die isolierten Netze auf den NAI führt, stattdessen in Erwägung ziehen, die Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 3 der Richtlinie 2009/72/EG auch für neue kleine konventionelle Kapazitäten in Anspruch zu nehmen. Diese neuen kleinen konventionellen Kapazitäten können beispielsweise vorübergehende Kapazitäten umfassen, die langfristig ohne dauerhafte Zuordnung zu einem bestimmten Standort zur Verfügung gestellt werden können.
4.3.2. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für Kreta gelten.
(53)
Wie oben ausgeführt wurde, handelt es sich mit Ausnahme von Kreta, das ein kleines, isoliertes Netze ist, bei allen NAI um isolierte Kleinstnetze.
(54)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für Kreta nicht gewährt werden.
4.3.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III erstreckt sich nicht auf erneuerbare Energien und KWK-Anlagen.
(55)
Im Antrag wird nicht ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die beantragte Ausnahme nur konventionelle Anlagen betrifft.
(56)
In Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 wird jedoch Strom, der durch den Einsatz erneuerbarer Energien, durch hocheffiziente KWK oder Hybridanlagen und Selbsterzeuger erzeugt wird, aus dem Geltungsbereich der ausschließlichen Erzeugungsgenehmigung, die der PPC möglicherweise erteilt wird, ausdrücklich ausgeschlossen. Dasselbe ergibt sich aus Artikel 225 des NAI-Kodex.
(57)
Darüber hinaus wird in der Begründung auf erhebliche Probleme mit dem Betrieb von lediglich konventionellen Kraftwerken Bezug genommen. Es wird argumentiert, dass diese Kraftwerke unter anderem aufgrund der stärkeren Verbreitung erneuerbarer Energien mit erheblichen Problemen konfrontiert sind.
(58)
Selbst wenn im Antrag um eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für andere als konventionelle Kraftwerke ersucht würde, könnte eine Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.3.4. Die Ausnahme für die Genehmigung der Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität kann gewährt werden.
(59)
In Anbetracht der oben genannten erheblichen Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb kleiner, isolierter Netze kann eine Ausnahme für die Genehmigung bestehender konventioneller Kapazitäten gewährt werden, soweit die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden konventionellen Kapazitäten betroffen sind. Eine solche Genehmigung kann der PPC unmittelbar erteilt werden.
(60)
Für die Zwecke dieser Ausnahme
a)
umfassen die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten Vorhaben für den Bau von konventionellen Erzeugungskapazitäten, für die bereits eine Genehmigung der ERB erteilt wurde und die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieses Beschlusses nicht aufgehoben war;
b)
gilt der vollständige Rückbau der Haupterzeugungserzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage als Bau neuer Kapazitäten;
c)
bedeutet die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten.
(61)
Allerdings gibt es keine Gründe für eine Ausnahme von den in Artikel 7 Absatz 2 der Richtlinie 2009/72/EG festgelegten Kriterien und Bedingungen, nach denen der PPC eine Genehmigung erteilt wird.
(62)
Falls die Genehmigung der PPC direkt erteilt wird, müssen zudem in den Bedingungen die Verpflichtungen in Bezug auf den Zeitpunkt, bis zu dem das genehmigte konventionelle Kraftwerke voll funktionsfähig sein muss, festgelegt werden und Bestimmungen vorgesehen werden, die eine umfassende und wirksame Einhaltung dieser Verpflichtungen sicherstellen. Nach ihrem Ablauf kann eine solche direkte Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, jedoch nur wenn sie aus Gründen abgelaufen ist, die die PPC nicht zu verantworten hat. Nach ihrem Ablauf sollte die ERB ein Genehmigungsverfahren organisieren, das in vollem Umfang mit Artikel 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG übereinstimmt und daher die Beteiligung Dritter vorsieht.
4.3.5. Die Ausnahme kann sich nicht auf die Ausschreibung neuer Kapazitäten erstrecken.
(63)
Eine Ausschreibung im Sinne des Artikels 8 der Richtlinie 2009/72/EG betrifft per Definition noch zu bauende und zu genehmigende Kapazitäten, bei denen es sich somit um neue Kapazitäten handelt.
(64)
Aus den bereits oben dargelegten Gründen sollte eine Ausnahme für neue Kapazitäten nicht gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
4.4. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL VIII
4.4.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 32 über den Zugang Dritter.
(65)
Der Antrag betrifft die Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 32 in Bezug auf den Netzzugang Dritter („TPA“) umfasst.
(66)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 32 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht, und es werden auch keine Gründe für eine solche Ausnahme angeführt. Mit dem Gesetz 4001/2011 und dem NAI-Kodex wurde die DEDDIE jedoch verpflichtet, Dritten einen diskriminierungsfreien Zugang zu dem von DEDDIE betriebenen Verteilernetz zu gewähren (siehe Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011). Daher kann eine solche Ausnahme nicht gewährt werden.
4.4.2. Ausnahme von Artikel 33 über Marktöffnung und Gegenseitigkeit
4.4.2.1. Keine Gründe für eine dauerhafte Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG
(67)
Im Antrag wird im Kern geltend gemacht, dass die PPC weiterhin der einzige Versorger sein sollte, der eine Genehmigung für die Versorgung von Kunden auf den NAI hat. Dies wird damit begründet, dass die Entwicklung der Infrastruktur, die für den Betrieb und die Überwachung des Strommarktes in isolierten Kleinstnetzen sowie für die Öffnung für Drittanbieter notwendig ist, für den Betreiber auf den NAI mit Betriebskosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher durch die Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(68)
Wie aus der Stellungnahme der ERB hervorgeht, soll durch die Infrastruktur auf den NAI sichergestellt werden, dass die GWV für NAI im Einklang mit bestehendem Recht auf transparente, nicht diskriminierende und überprüfbare Weise verwaltet werden können. Darüber hinaus ist die Infrastruktur für den Betrieb der isolierten Netze der NAI technisch und wirtschaftlich notwendig. Da die Infrastruktur unabhängig von der Zahl der Anbieter, die über eine Zulassung auf den NAI verfügen, in jedem Fall notwendig ist, um diesen Anforderungen zu genügen, hat eine Marktöffnung keine höheren Infrastrukturkosten zu Folge.
(69)
Selbst wenn eine ähnliche Infrastruktur erforderlich ist, steht die Marktöffnung in keinem unmittelbaren Zusammenhang mit dem technischen Betrieb der isolierten Netze oder mit den GWV für NAI, da kein Kausalzusammenhang besteht zwischen dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb dieser isolierten Netze und der Umsetzung der GWV für NAI gemäß den einschlägigen rechtlichen Anforderungen einerseits und andererseits der Frage, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung der Stromverbraucher auf den NAI zugelassen sind.
(70)
Es trifft zu, dass die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden müssen, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV für NAI entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird. Allerdings ist die Ermittlung der Produktionskosten auf den NAI für die Bestimmung der finanziellen Entschädigung für die GWV für NAI unabhängig von der Zahl der auf den NAI tätigen Versorger ohnehin notwendig.
(71)
Die einzige zusätzliche Anforderung hinsichtlich der Marktöffnung besteht darin, die jeweiligen Anteile an der Entschädigung für die GWV für NAI an die Versorger entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufzuteilen. Selbst die damit zusammenhängenden Kundendaten, insbesondere Messdaten, sind unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung von Kunden auf NAI zugelassen sind, notwendig.
(72)
Daher setzt die Entschädigung der Versorger für die GWV für NAI lediglich die Fähigkeit voraus, die Messdaten der Kunden einem bestimmten zugelassenen Versorger zuzuordnen; dabei handelt es sich in erster Linie um einen administrativen Vorgang, der auf Informationen beruht, die in Gänze oder zu einem erheblichen Teil unabhängig davon erhoben werden, ob eine Marktöffnung auf den NAI besteht oder nicht. Zudem ist diese Zuordenbarkeit eine Vorbedingung für das ordnungsgemäße Funktionieren eines jeden Stromversorgungsmarktes. Solche Kosten können daher nicht als Grund für eine Ausnahme hinsichtlich der Marktöffnung akzeptiert werden, da sie weder speziell mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen noch mit einem erheblichen Problem bei deren Betrieb verbunden sind.
(73)
Wichtig ist der Hinweis, dass die Erstellung von Registern für die Zuordnung der Messinformationen zu den Versorgern Teil der zu schaffenden Infrastruktur ist. Wenngleich die Schaffung der vollständigen geplanten Infrastruktur den optimalen Betrieb isolierter Stromnetze erleichtern wird, ist die vollumfängliche Vornahme der damit verbundenen Investitionen keine notwendige Voraussetzung für eine Marktöffnung.
(74)
Die Tatsache, dass bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Produktionskosten pro NAI möglicherweise große Unterschiede bestehen, ist unerheblich. Selbst wenn solche Unterschiede auftreten, so betreffen sie die Kosten für die Stromerzeugung innerhalb der isolierten Netze der NAI. Die Ermittlung dieses Betrags ist bereits eine Voraussetzung dafür, dass die GWV für NAI gemäß den rechtlichen Anforderungen verwaltet werden, außerdem wird sie in keiner Weise durch die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassenen Versorger beeinflusst. Da die Verwaltung der GWV für NAI bereits auf einem getrennten monatlichen System für jedes isolierte Netz beruht, ist es schwer vorstellbar, dass große jährliche Schwankungen pro NAI zu konkreten Problemen führen können.
(75)
Aus dem Vorstehenden ergibt sich, dass die Zahl der Versorger, die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassen sind, weder mit dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb der isolierten Netze noch mit der im Einklang mit den einschlägigen rechtlichen Anforderungen erfolgenden Umsetzung der GWV für NAI untrennbar verbunden ist.
(76)
Im Übrigen ist anzumerken, dass eine Marktöffnung Vorteile mit sich bringt, die die etwaigen Kosten einer Marktöffnung übersteigen. Die ERB weist darauf hin, dass alternative Versorger auf den NAI den Kunden auf den NAI wesentliche zusätzliche Vorteile anbieten könnten, indem sie die Stromversorgung mit anderen Dienstleistungen kombinieren.
(77)
Folglich sollte dem Antrag auf eine unbefristete Ausnahme von Artikel 33 nicht stattgegeben werden.
4.4.2.2. Zeitliche Begrenzung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG bei einem isolierten Netz
(78)
In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen ist festzustellen, dass die Marktöffnung praktische Vorkehrungen erfordert, damit die isolierten Netze auf den NAI in völliger Übereinstimmung mit dem NAI-Kodex betrieben werden können. Praktische Probleme im Zusammenhang mit der Marktöffnung können darin bestehen, dass die für die Zuordnung der Messstellen und der Messdaten zu den Versorgen erforderlichen Register nicht verfügbar sind oder die optimale Konfiguration der Infrastruktur noch nicht vorhanden ist. Daher kann die Erteilung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG, die zeitlich begrenzt ist, in Betracht gezogen werden.
(79)
Bei der Beurteilung der Dauer einer solchen Ausnahme von Kapitel VIII sind die beiden folgenden Aspekte relevant:
a)
Wie bereits ausgeführt, ist die Verfügbarkeit eines Registers über die NAI, das die Zuordnung der Messdaten zu einem bestimmten Versorger ermöglicht, die wichtigste Voraussetzung für die Marktöffnung auf den NAI. Nach Artikel 327 Absatz 4 muss das dafür erforderliche Register spätestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex fertiggestellt sein. Die Verfügbarkeit des Registers ist eine notwendige praktische Voraussetzung für die Marktöffnung.
b)
Die vollständige Durchführung des Investitionsprogramms für die auf den NAI zu installierende Infrastruktur würde die praktische Umsetzung der Marktöffnung auf den NAI sicherlich erleichtern. Dies ist jedoch keine notwendige Voraussetzung. Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex enthält einen Zeitplan, nach dem alle derzeitigen NAI spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex mit der auf den NAI zu installierenden zusätzlichen Infrastruktur ausgerüstet werden sollen.
(80)
Daher sollte eine Ausnahme von der Marktöffnung für mindestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex gewährt werden, d. h. bis zum 17. Februar 2016, damit die Register, die eine notwendige Voraussetzung für die Marktöffnung sind, eingerichtet werden können. Da die vollständige Infrastruktur spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex installiert werden muss, sollte die Geltungsdauer der Ausnahme auf jeden Fall auf 5 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex begrenzt werden, d. h. für jedes der isolierten Netze der NAI bis zum 17. Februar 2019. Da die Ausnahme sich jedoch nur dann rechtfertigen lässt, wenn erhebliche und konkrete Probleme hinsichtlich der Marktöffnung weiterbestehen, die direkt damit zusammenhängen, dass das Programm für Infrastrukturinvestitionen auf den NAI nicht zum Abschluss gebracht wurde, sollte regelmäßig überprüft werden, ob diese Probleme in einem bestimmten isolierten Netz der NAI fortbestehen. Bei einer solchen Überprüfung sollte ein von den zuständigen griechischen Behörden genehmigter Investitionsplan der DEDDIE für den Aufbau der erforderlichen Infrastruktur auf den NAI als Benchmark verwendet werden. Dieser Plan sollte daher bis zum 17. Februar 2015 fertiggestellt und genehmigt sein.
(81)
Um die Marktöffnung nicht unnötig zu verzögern, sollte der Infrastrukturinvestitionsplan der DEDDIE von der ERB genehmigt werden; in ihm sollte den isolierten Netzen von Kreta und Rhodos Vorrang eingeräumt werden, da dies die NAI mit der größten Bevölkerung sind.
(82)
Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 sollte die DEDDIE einen von der ERB zu genehmigenden Bericht mit Angaben dazu erstellen, weshalb in einem bestimmten isolierten Netz der NAI noch keine Marktöffnung erfolgt ist. Dieser Bericht sollte veröffentlicht und der Kommission mitgeteilt werden.
4.4.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 34.
(83)
Der Antrag betrifft eine Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von Artikel 34 in Bezug auf Direktleitungen im Sinne des Artikels 2 Nummer 15 der Richtlinie 2009/72/EG umfasst.
(84)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht.
(85)
Daher sollte, selbst wenn der Antrag so zu verstehen ist, dass um eine Ausnahme von Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG ersucht wird, eine solche Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.4.4. Verbindungsleitungen - Anwendung der Ausnahme von den Kapiteln III und VIII
(86)
Die vorliegende Ausnahme betrifft isolierte Kleinstnetze, die sich gerade dadurch auszeichnen, dass sie gar nicht oder, wie im Fall von kleinen, isolierten Netzen, nur sehr eingeschränkt mit anderen Stromnetzen verbunden sind.
(87)
Allerdings ist Folgendes anzumerken:
a)
Laut dem vor kurzem verabschiedeten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan des griechischen Übertragungsnetzbetreibers ADMIE S.A. (unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber) („ADMIE“) soll der Verbundanschluss der Kykladen bis 2018 in drei Phasen abgeschlossen werden, wobei bestimmte Kykladen deutlich früher an das griechische Verbundnetz angebunden werden.
b)
Außerdem soll der Anschluss von Kreta an das Verbundnetz bis 2020 abgeschlossen sein. Die einschlägigen Teile des Projekts für die ersten drei Jahre wurden in den 2013 genehmigten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan der ADMIE aufgenommen. Der endgültige Plan muss noch in den 2014 zu genehmigenden endgültigen Zehnjahres-Netzentwicklungsplan eingebaut werden.
(88)
Es muss ausdrücklich festgelegt werden, dass die vorliegende Ausnahme für ein bestimmtes isoliertes Netz automatisch endet, sobald eine Verbindungsleitung zwischen einem bestimmten isolierten Netz und dem griechischen Verbundnetz in vollem Umfang einsatzfähig ist.
(89)
Das Unternehmen DEDDIE steht trotz seiner rechtlichen und funktionalen Entflechtung zu 100 % im Eigentum der PPC. Anders als ein Verteilernetzbetreiber im Sinne der Richtlinie 2009/72/EG nimmt die DEDDIE auch umfassende Aufgaben im Bereich des Betriebs der isolierten Netze der NAI und der Stromerzeugung auf den NAI, einschließlich der im Eigentum der PPC befindlichen konventionellen Stromerzeugungskapazitäten, wahr und hat somit Einfluss auf die Erlöse. Wie oben dargelegt, hat der Anschluss an das Verbundnetz Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der derzeit innerhalb der isolierten Netze auf den NAI installierten Kraftwerke.
(90)
Ausnahmen sollten nur gewährt werden, wenn sie verhältnismäßig sind und nicht über das unbedingt erforderliche Maß hinausgehen. Daher müssen in Bezug auf Entscheidungen über den Anschluss der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz klare Anreize und Transparenz gegeben sein.
(91)
Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 sieht Folgendes vor:
„ADMIE SA legt bis zum 31. März eines jeden Jahres der ERB einen Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes vor […]. Der Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes muss insbesondere: […] c) eine technische und finanzielle Kosten-Nutzen-Analyse für wichtige Übertragungsnetze enthalten […], insbesondere für […] Verbindungsleitungen zwischen den Inseln und dem Übertragungsnetz, einschließlich eines Zeitrahmens, geschätzter Cash-Flow- und Finanzierungsanforderungen für sämtliche Investitionsprojekte.“
(92)
Um sicherzustellen, dass klare Anreize und Transparenz bei den Beschlüssen über die Anbindung der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz gegeben sind, sollten die griechischen Behörden sicherstellen, dass:
a)
bei der Genehmigung oder Ausschreibung bestehender oder neuer Kapazitäten für ein isoliertes Netz auf einer NAI die ADMIE, DEDDIE und ERB systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine solche Genehmigung für bestehende oder neue Kapazitäten sollte verweigert werden, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten sollten sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI.
b)
in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. In ihr sollten insbesondere Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen nicht berücksichtigt werden.
c)
die ERB zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlicht. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, wird die ERB von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung sollte gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden.
d)
die ERB eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzt. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der von der ERB festgelegten Frist gebaut wird, sollte Schadenersatz für die nicht realisierten Kosteneinsparungen geltend gemacht werden.
4.5. DAUER
(93)
Der Sachverhalt, auf dem diese Ausnahme beruht, muss überprüft werden, insbesondere nach der geplanten Fertigstellung des Anschlusses bestimmter isolierter Netze an das Verbundnetz und nach Ablauf der Fristen für die Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 des NAI-Kodex.
(94)
Jede Ausnahme sollte daher bis zum 1. Januar 2021 gelten.
4.6. RÜCKWIRKUNG
(95)
Wie bereits erwähnt, wurde mit dem Antrag vom 17. Januar 2012 der 2003 eingereichte Erstantrag erneuert.
(96)
Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG, die durch die Richtlinie 2009/72/EG aufgehobenen wurde, enthielt auch Bestimmungen, nach denen die Mitgliedstaaten im Falle erheblicher Probleme mit dem Betrieb von kleinen, isolierten Netzen und isolierten Kleinstnetzen Ausnahmen von einigen Bestimmungen dieser Richtlinie beantragen konnten. Gemäß Artikel 48 der Richtlinie 2009/72/EG gelten Bezugnahmen auf den aufgehobenen Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG als Bezugnahmen auf Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG.
(97)
Die Definitionen der Begriffe „kleines, isoliertes Netz“ und „isoliertes Kleinstnetz“ in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2003/54/EG sind identisch mit denen in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2009/72/EG.
(98)
Beide Definitionen beziehen sich auf die Stromnachfrage in isolierten Netzen im Jahr 1996, und die Bezugnahme hat sich nicht geändert. Überdies war Kreta weder 2003 noch 2012 an das griechische Verbundnetz angeschlossen und wird dies zu dem Zeitpunkt, zu dem die vorliegende Ausnahme wirksam wird, auch nicht sein.
(99)
Alle isolierten Kleinstnetze und kleinen, isolierten Netze, die im Antrag als isolierte Kleinstnetze oder kleine, isolierte Netz eingestuft waren, waren folglich zum Zeitpunkt der Erstantragstellung als solche zu betrachten und werden zum Zeitpunkt des Wirksamwerdens der vorliegenden Ausnahme als solche betrachtet werden.
(100)
Daher sind hinsichtlich der kleinen, isolierten Netze und der isolierten Kleinstnetze, die für eine Ausnahme gemäß der Richtlinie 2003/54/EG und der Richtlinie 2009/72/EG in Betracht kommen, keine rechtlichen oder tatsächlichen Änderungen eingetreten.
(101)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel III dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und für die Ausschreibung neuer Kapazitäten.
(102)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel VII dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
(103)
Hätte die Kommission eine Ausnahme auf den ursprünglichen Antrag hin gewährt, so hätte sie dafür die gleichen Bedingungen wie in der vorliegenden Ausnahme nach der Richtlinie 2009/72/EG vorsehen können.
(104)
Zudem haben sich die tatsächlichen Umstände seit 2003 nicht geändert. Die geografische Lage der NAI, die wirtschaftlichen Faktoren, die für den Betrieb der Stromnetze innerhalb der isolierten Netze der NAI maßgeblich sind, und die Art der erheblichen Probleme, die mit dem Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb der isolierten Netze der NAI verbunden sind, sind seit 2003 im Wesentlichen unverändert.
(105)
Der erste Antrag war seit dem Jahr 2003 anhängig. Die Untätigkeit der Kommission sollte nicht zu Lasten der Hellenischen Republik gehen. Die Hellenische Republik ist ihren Verpflichtungen aus Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG und Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG nachgekommen und hat einen ordnungsgemäß begründeten Antrag auf eine Ausnahme für die isolierten Netze auf den NAI gemäß diesen Artikeln gestellt.
(106)
Daher sollte der vorliegende Beschluss über die Ausnahme ab dem Datum der Notifizierung des ersten Antrags, d. h. ab dem 5. Dezember 2003, wirksam werden -
HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:
Artikel 1
Dieser Beschluss gilt für die in der Tabelle genannten kleinen, isolierten Netze und isolierten Kleinstnetze.
Für die Zwecke dieses Beschlusses ist Kreta ein kleines, isoliertes Netz, während alle anderen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze sind.
Artikel 2
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 33 der Richtlinie 2009/72/EG für kleine, isolierte Netze und für isolierte Kleinstnetze gewährt.
(2) Diese Ausnahme gilt bis zum 17. Februar 2016 oder bis zur vollständigen Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist. In jedem Fall gilt die Ausnahme ab dem 17. Februar 2019 nicht mehr.
(3) Die griechischen Behörden müssen bis zum 17. Februar 2015 einen Plan für Infrastrukturinvestitionen gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex erstellen, wobei für jedes isolierte Netz der NAI getrennt das Datum anzugeben ist, bis zu dem die Infrastruktur vollständig zu installieren ist. Dieser Plan muss Kreta und Rhodos Vorrang einräumen.
(4) Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 müssen die griechischen Behörden einen Bericht erstellen, der für jedes isolierte Netz der NAI Angaben zu Folgendem enthält: a) zur Marktöffnung, b) zum Stand der Infrastrukturinvestitionen gegenüber dem einschlägigen Plan, c) zu den weiterhin bestehenden erheblichen und konkreten Problemen bezüglich der Marktöffnung und d) dazu, ob diese Probleme der Nichtrealisierung der in Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex vorgesehenen Infrastrukturinvestitionen direkt zugeschrieben werden können.
Artikel 3
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt, wonach Genehmigungen für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazitäten in isolierten Kleinstnetzen der PPC direkt erteilt werden können.
(2) Für die Zwecke dieser Ausnahme gilt Folgendes:
a)
Die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten umfassen Vorhaben für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung von konventionellen Erzeugungsanlagen, für die zum Zeitpunkt der Notifizierung dieses Beschlusses eine von der ERB erteilte gültige Genehmigung besteht.
b)
Der vollständige Rückbau der Haupterzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage gilt nicht als vorhandene Kapazität, sondern als Bau neuer Kapazitäten.
c)
Die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten stellt eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten dar.
(3) Nach Ablauf der gemäß Absatz 1 erteilten Genehmigung kann eine solche Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, sofern die Verzögerungen auf Gründe zurückzuführen sind, die die PPC nicht zu vertreten hat.
(4) Diese Ausnahme gilt nicht mehr für gemäß Absatz 1 erteilte Genehmigungen, die abgelaufen sind oder aufgehoben wurden.
(5) Alle sonstigen Bestimmungen des Artikels 7 der Richtlinie 2009/72/EG gelten weiterhin in vollem Umfang.
(6) Diese Ausnahme gilt bis zum 1. Januar 2021.
Artikel 4
(1) Die in diesem Beschluss vorgesehenen Ausnahmen gelten für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze nicht mehr, sobald sie an das Verbundnetz angeschlossen sind.
(2) Die griechischen Behörden
a)
müssen bei der Genehmigung oder Ausschreibung neuer Kapazitäten innerhalb eines isolierten Netzes auf einer NAI systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine Genehmigung für neue Kapazitäten ist zu verweigern, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten müssen sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI;
b)
müssen sicherstellen, dass in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der geplanten Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen dürfen nicht berücksichtigt werden;
c)
müssen zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlichen. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, müssen die griechischen Behörden von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung muss gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden;
d)
müssen eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzen. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der gesetzten Frist gebaut wird, müssen die griechischen Behörden für die nicht realisierten Kosteneinsparungen Schadenersatz geltend machen.
Artikel 5
Dieser Beschluss gilt ab 5. Dezember 2003.
Artikel 6
Dieser Beschluss ist an die Hellenische Republik gerichtet.
Brüssel, den 14. August 2014