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.
SKLEP KOMISIJE
z dne 14. avgusta 2014
s katero se Helenski republiki odobri odstopanje od nekaterih določb Direktive 2009/72/ES Evropskega parlamenta in Sveta
(notificirano pod dokumentarno številko C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EVROPSKA KOMISIJA JE -
ob upoštevanju Pogodbe o delovanju Evropske unije,
ob upoštevanju Direktive 2009/72/ES Evropskega parlamenta in Sveta z dne 13. julija 2009 o skupnih pravilih notranjega trga z električno energijo in o razveljavitvi Direktive 2003/54/ES (1) ter zlasti člena 44(1) in člena 48 Direktive,
ob upoštevanju vlog Helenske republike z dne 17. januarja 2012 in 5. decembra 2003,
potem, ko je države članice obvestila o tej vlogi,
ob upoštevanju naslednjega:
1. POSTOPEK
(1)
Grško ministrstvo za okolje, energijo in podnebne spremembe (v nadaljnjem besedilu: grško ministrstvo za okolje) je 17. januarja 2012 v skladu s členom 44(1) Direktive 2009/72/ES pri Komisiji vložilo prošnjo (v nadaljnjem besedilu: vloga) za odstopanje od poglavij III in VIII Direktive 2009/72/ES v zvezi z nekaterimi grškimi otoki, ki niso povezani z električnim sistemom celinskega dela Grčije (v nadaljevanju: nepovezani otoki).
(2)
Komisija je 12. septembra 2012 od grškega regulativnega organa za energijo (v nadaljnjem besedilu: regulativni organ za energijo) zahtevala, naj poda pripombe na vlogo. Regulativni organ za energijo se je na zahtevo odzval 16. novembra 2012 (v nadaljevanju: mnenje regulativnega organa za energijo).
(3)
Regulativni organ za energijo je naknadno utemeljil vlogo še 17. decembra 2013, 23. decembra 2013, 4. februarja 2014, 28. februarja 2014 in 17. marca 2014.
(4)
Komisija je 14. marca 2014 (z dodatkom, ki je bil poslan 20. marca 2014) obvestila države članice o vlogi v skladu s členom 44(1) Direktive 2009/72/ES ter zahtevala, naj morebitne pripombe pošljejo do 25. marca 2014. Nobena pripomba ni bila poslana.
(5)
S to vlogo je grško ministrstvo za okolje obnovilo vlogo, ki jo je 5. decembra 2003 vložilo ministrstvo za razvoj v skladu s členom 26(1) Direktive 2003/54/ES Evropskega parlamenta in Sveta (2) (v nadaljevanju: prva vloga) za odstopanje od nekaterih določb Direktive 2003/54/ES. Čeprav so bili storjeni nekateri predhodni koraki za obravnavanje prve vloge, odstopanje v skladu s členom 26(1) Direktive 2003/54/ES ni bilo ne odobreno ne zavrnjeno.
2. VLOGA, KI JO JE VLOŽILO GRŠKO MINISTRSTVO ZA OKOLJE
2.1 OBSEG ODSTOPANJA IZ VLOGE
(6)
V vlogi se prosi za odstopanje od poglavij III in VIII Direktive 2009/72/ES.
(7)
Poglavje III Direktive 2009/72/ES se nanaša na postopek izdaje dovoljenja in javni razpis za nove zmogljivosti. Poglavje VIII obravnava dostop tretjih strani do sistema, odprtje trga in neposredne daljnovode.
2.2 SEDANJA ORGANIZIRANOST ELEKTROENERGETSKEGA SISTEMA NA NEPOVEZANIH OTOKIH
(8)
Grške trge z energijo ureja zlasti zakon 4001/2011, s katerim se je prenesla Direktiva 2009/72/ES. Zakon 4001/2011 je pričel veljati 22. avgusta 2011.
(9)
Družba DEDDIE d.d. je grški operater distribucijskega sistema, ki je v 100 % lasti družbe Public Power Corporation (v nadaljnjem besedilu: javno elektrogospodarsko podjetje), sedanjega proizvajalca in dobavitelja električne energije v Grčiji, vendar od nje pravno in funkcionalno ločena. Omrežna sredstva, ki jih upravlja DEDDIE d.d., so v lasti družbe PPC.
(10)
Operater DEDDIE d.d. je v skladu s členom 127 zakona 4001/2011 odgovoren za razvoj, upravljanje in vzdrževanja grškega distribucijskega sistema električne energije, ki zajema tudi distribucijo električne energije na nepovezanih otokih.
(11)
Poleg tega je operater DEDDIE d.d. odgovoren za upravljanje elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih. Te naloge vključujejo: (i) pripravo načrta za razvoj proizvodnje za mikro izdvojene sisteme, vključno z načrtom za njihovo povezavo z drugimi nepovezanimi otoki; (ii) zagotavljanje, da so na voljo ustrezne lokacije za namestitev novih proizvodnih zmogljivost, povečanje obstoječih zmogljivosti ali dobavnih sestavin ter za razširitev grškega distribucijskega sistema električne energije na nepovezane otoke in mikro izdvojene sisteme; (iii) sklepanje pogodb z imetniki licenc za urejanje dobave električne energije v sistem in iz njega, nudenje pomožnih storitev distribucijskim sistemom nepovezanih otokov in plačilo proizvajalcem električne energije, zaračunavanje odjemalcem in dobaviteljem za dobavljeno električno energijo in plačevanje zneskov v dobro in v breme posebnih računov, kot so računi za plačevanje obveznosti javne storitve.
(12)
Člen 137(1) zakona 4001/2011 določa, da se vsi porabniki električne energije uvrstijo med upravičene odjemalce, z izjemo porabnikov iz mikro izdvojenih omrežij, v skladu s členom 139 istega zakona.
(13)
Člen 133(3) zakona 4001/2011 določa:
„Če je bilo odobreno odstopanje v skladu z določbami člena 139, se dovoljenje za proizvodnjo z izjemo primerov, ko se električna energija proizvaja z uporabo obnovljivih virov energije v soproizvodnji z visokim izkoristkom ali v hibridnih elektrarnah in v primeru, da gre za samoproizvajalce, izda le javnemu elektrogospodarskemu podjetju, v skladu z nekaterimi predpisi o izdajanju dovoljenj. Javno elektrogospodarsko podjetje je odgovorno za neprekinjeno dobavo električne energije mikro izdvojenim sistemom, za kar pridobi dovoljenje, in za zagotavljanje dolgoročnega finančnega delovanja elektroenergetskih sistemov na teh otokih.“
(14)
Člen 134 zakona 4001/2011 določa:
„Ne glede na določbe člena 139 tega zakona, se dovoljenje za dobavo za mikro izdvojena omrežja dodeli le PPC d.d., v skladu z zahtevami predpisov o izdajanju dovoljenj. PPC d.d. mora na zahtevo dobaviti električno energijo neupravičenim odjemalcem.“
(15)
V skladu s členom 139 zakona 4001/2011 se lahko odstopanja od tega zakona odobrijo v skladu z določbami člena 44 direktive 2009/72/ES.
(16)
Ministrski sklep št. PD5/EL/B/F IB/12924, sprejet v skladu s členom 28 grškega zakona 3426/2005, določa, da je dobava električne energije porabnikom na nepovezanih otokih s strani katerega koli proizvajalca energije obveznost javnih storitev (v nadaljnjem besedilu: obveznost javnih storitev na nepovezanih otokih) v splošnem gospodarskem interesu. Zaradi socialne kohezije morajo dobavitelji električne energije na nepovezanih otokih električno energijo dobavljati po ceni, ki je za vsako kategorijo odjemalcev enaka kot cena v grškem povezanem sistemu.
(17)
Člen 52 grškega zakona 4001/2011 določa, da imajo odjemalci na nepovezanih otokih pravico do posebnih storitev, tako glede cene, kot tudi glede kakovosti in zanesljivosti dobave, pa tudi do preglednosti pogodbenih pogojev. Izvajalci obveznosti javnih storitev na nepovezanih otokih v plačilo za izpolnjevanje obveznosti javne službe prejmejo nadomestilo, ki se izračuna na podlagi metodologije, določene z odločbo regulativnega organa za energijo št. 24/2014/ES (3). Ta metodologija temelji na razliki med polnimi stroški proizvodnje na nepovezanih otokih (variabilnimi in fiksnimi) in polno tržno ceno za dobavitelje v povezanem sistemu (mejni sistemski stroški in vsi drugi mehanizmi grškega povezanega sistema). Nadomestilo za obveznost javnih storitev na nepovezanih otokih se izračuna mesečno za vsak samostojni otoški sistem, nadzoruje pa ga regulativni organ za energijo. Nadomestilo za obveznost javnih storitev na nepovezanih otokih se zbira v obliki pristojbine za vse odjemalce, tudi tiste na nepovezanih otokih (4). Mehanizem obveznosti javne službe na nepovezanih otokih upravlja družba LAGIE, grški tržni udeleženec v državni lasti. Ministrski sklep št. D5-EL/B/F1/oik.27547 iz decembra 2011 (5), ki temelji na določbah člena 55(3) zakona 4001/2011, določa, da morajo obveznost javnih storitev na nepovezanih otokih ponujati vsi dobavitelji, torej so vsi dobavitelji upravičeni do nadomestila za obveznost javnih storitev na teh otokih.
(18)
Sekundarna zakonodaja natančneje ureja dobavo in proizvodnjo električne energije na nepovezanih otokih. Regulativni organ za energijo je s sklepom št. 39/2014 z dne 28. januarja 2014 sprejel kodeks upravljanja elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih, ki ureja številna vprašanja v zvezi z obratovanjem izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih, vključno z odprtjem trga, uravnavanjem trga in proizvodnjo električne energije. Kodeks je pričel veljati na dan njegovega sprejema, 17. februarja 2014.
2.3 RESNE TEŽAVE PRI OBRATOVANJU IZDVOJENIH SISTEMOV
(19)
Vloga opozarja na naslednje težave pri obratovanju grških izdvojenih elektroenergetskih sistemov:
(a)
velike razlike pri povpraševanju po električni energiji v mikro izdvojenih sistemih, ki so še večje zaradi (i) turističnega vidika gospodarskega razvoja otokov, in (ii) vse večjega tržnega deleža obnovljivih virov energije.
Ti dejavniki negativno vplivajo tako na faktor obremenitve toplotne in konvencionalne proizvodne zmogljivosti kot tudi na možnost, da se stroški vlaganja v tako proizvodno zmogljivost povrnejo;
(b)
velike razlike med vremenskimi pogoji na otokih, ki vplivajo na povpraševanje in povzročajo okvare sistemov proizvodnje, zaradi česa so potrebne velike rezerve.
(20)
Vloga opozarja na naslednje težave pri razvoju konvencionalne proizvodnje v grških izdvojenih elektroenergetskih sistemih:
(a)
težko ali celo nemogoče je najti ustrezne lokacije za nove konvencionalne proizvodne postaje v mikro izdvojenih sistemih, zlasti zaradi nasprotovanja javnosti;
(b)
zaradi majhnosti nepovezanih otokov prihaja do velikih sprememb dolgoročnih razvojih načrtov toplotne proizvodnje, in sicer zaradi nepredvidljivih vlaganj odjemalcev električne elektrike (kot so veliki turistični kompleksi ali obrtniški obrati), kar zahteva hitrost in prilagodljivost odziva na povpraševanje po električni energiji;
(c)
pričakuje se, da se bo povpraševanje po električni energiji v izdvojenih sistemih nepovezanih otokov povečevalo za 2 % na leto do leta 2017. Čeprav so bila javnemu elektrogospodarskemu podjetju že izdana dovoljenja za namestitev dodatne zahtevane zmogljivosti in je namestitev že načrtovana (pričakuje se, da bo najpozneje leta 2017 pokrila vse povpraševanje nepovezanih otokov, skupaj s potrebno stopnjo rezerv), časovnega načrta ni vedno mogoče spoštovati;
(d)
nizka obremenitev, velike razlike v obremenitvi in vse večji tržni delež obnovljivih virov energije v večini mikro izdvojenih sistemov omejujejo tehnološke rešitve, ki so na voljo za konvencionalno proizvodnjo, saj omejujejo izbiro na majhne proizvodne obrate, v katerih se kot gorivo uporablja bodisi težko olje z nizko vsebnostjo žvepla ali lahko olje;
(e)
postopki javnih naročil za nove proizvodne zmogljivosti so zamudni. Od izdaje dovoljenja do začetka delovanja obrata za proizvodnjo električne energije minejo dve leti in pol do treh let;
(f)
razvoj načrtov za izgradnjo povezovalnih daljnovodov med grških povezanim sistemom in mikro izdvojenimi sistemi na nepovezanih otokih zmanjšuje zanimanje za vlaganje v konvencionalno proizvodno zmogljivost nepovezanih otokov. Načrtovani so povezovalni projekti s Kikladi in Kreto.
(21)
Zato se redno posega po zasilnih rešitvah, kot so najem prenosnih generatorjev električne energije na dizelsko gorivo ali plinskih turbin. Izdajanje dovoljenj za energetske potrebe v sili za vsak primer posebej je neustrezno in povzroča negospodarno najemanje opreme namesto nakupa. Vloga našteva številne primere, ko so nepredvideni dogodki povzročili dolgoročno uporabo prenosnih generatorjev električne energije.
(22)
Vloga opozarja na naslednje težave pri odprtju trga v grških izdvojenih elektroenergetskih sistemih na nepovezanih otokih:
(a)
za odprtje trga bo treba v izdvojenih sistemih nepovezanih otokov razviti in namestiti posebno infrastrukturo. To zajema namestitev nadzornih središč za upravljanje: (i) dnevnega načrta proizvodnje, in (ii) uravnavanja trga v vsakem izdvojenem sistemu z razdelitvijo stroške proizvodnje v vsakem izdvojenem sistemu med dobavitelje, ki v njem delujejo.
Potrebna infrastruktura je draga, stroške pa nosijo porabniki;
(b)
zaradi obveznosti javnih storitev na nepovezanih otokih so maloprodajni stroški električne energije za vse kategorije odjemalcev na vsem grškem ozemlju enaki. Razliko med stroški proizvodnje na nepovezanih otokih in stroški proizvodnje v povezanih sistemih je treba torej nadomestiti s sredstvi od dobaviteljev, ki delujejo na nepovezanih otokih, in sicer tako, da se ustrezni delež nadomestila za obveznost javnih storitev prerazporedi glede na prodajo električne energije odjemalcem.
V vlogi se zatrjuje, da bi bili zaradi velikih razlik med povprečnimi letnimi variabilnimi stroški proizvodnje med nepovezanimi otoki mehanizmi uravnavanja trga zapleteni.
(23)
Posledično grško ministrstvo za okolje meni, da bi razvoj potrebne infrastrukture za delovanje in nadzor trga električne energije v povezavi z odprtjem trga v izdvojenih sistemih na nepovezanih otokih pomenil stroške, ki bi bili večji od morebitnih koristi odprtja trga za porabnike.
(24)
Vloga ne vsebuje datuma, ko bi odstopanje iz vloge prenehalo veljati.
3. MNENJE REGULATIVNEGA ORGANA ZA ENERGIJO
3.1 OBSEG ODSTOPANJA
3.1.1 Odstopanje od poglavja III Direktive 2009/72/ES
(25)
Regulativni organ za energijo meni, da se odstopanje od poglavja III v skladu s členom 44(1) ne bi smelo nanašati na namestitev novih energetskih zmogljivosti, ki jo je mogoče razviti v izdvojenem sistemu, temveč le na obnovo, nadgradnjo ali razširitev obstoječih proizvodnih zmogljivosti. Obstoječa proizvodna zmogljivost zajema elektrarne na nepovezanih otokih, ki že delujejo ali se gradijo. Nova elektrarna, ki bo zgrajena na teh otokih, šteje za novo proizvodno zmogljivost.
(26)
Regulativni organ za energijo ugotavlja, da so v zadnjih dveh desetletjih neodvisni proizvajalci električne energije (v nadaljevanju: neodvisni proizvajalci), to so proizvajalci, ki niso javno elektrogospodarsko podjetje, izrazili veliko zanimanje za razvoj elektrarn, ki uporabljajo obnovljive vire energije, in soproizvodnih elektrarn v vseh mikro izdvojenih sistemih. Torej dostop tretjih strani do energetskih sistemov vseh nepovezanih otokov, ko gre za razvoj obnovljivih virov energije in soproizvodnjo toplote in električne energije, ne bi smel biti omejen.
(27)
Regulativni organ za energijo ne nasprotuje odobritvi odstopanja za začetek delovanja novih konvencionalnih elektrarn, če so izpolnjeni nekateri pogoji. Vendar člen 44(1) Direktive 2009/72/ES ne predvideva možnosti odstopanja za novo zmogljivost.
(28)
Regulativni organ za energijo meni, da razširitev zmogljivosti obstoječih konvencionalnih elektrarn zadeva zlasti kratkoročno pomanjkanje zmogljivosti nepovezanih otokov,ki nastane zaradi nepričakovane škode na obstoječih zmogljivostih ali zamude pri postavitvi nove zmogljivosti, zlasti v obdobjih, ko je povpraševanje posebno visoko (npr. v poletni konici). Te širitve so predmet postopka javnega razpisa v skladu s členom 8 direktive 2009/72/ES. Ta postopek pa je zamuden in ni ustrezen za izredne razmere.
(29)
Regulativni organ za energijo sprejema, da bi javno elektrogospodarsko podjetje moralo poskrbeti za take nujne primere. Glede na to, da lahko to podjetje prenaša prenosne konvencionalne enote z otokov, kjer je presežek zmogljivosti, na otoke, kjer zmogljivost primanjkuje, je ta rešitev morda tudi najbolj gospodarna.
(30)
Regulativni organ za energijo poudarja, da mora vsako odstopanje omogočati, da se podrobno opredeli postopek izdaje dovoljenj v izrednih razmerah, zlasti katera merila iz člena 7 Direktive 2009/72/ES mora pristojni organ, ki podeljuje dovoljenja, preučiti.
(31)
Regulativni organ za energijo meni, da bi bilo treba odstopanje odobriti za omejeno časovno obdobje, recimo največ 10 let.
3.1.2 Odstopanje od poglavja VIII Direktive
(32)
Po mnenju regulativnega organa za energijo je dobava električne energije na nepovezanih otokih v praksi povezana z obveznostjo javnih storitev na nepovezanih otokih in nadomestilom za to obveznost, saj (i) je strošek proizvodnje električne energije na nepovezanih otokih bistveno višji kot na celini in (ii) Grčija zahteva enotno ceno za vsako kategorijo odjemalcev na vsem svojem ozemlju.
(33)
Kodeks upravljanja elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih predvideva postavitev določene opreme za merjenje in beleženje urnih meritev, središč za upravljanje energije in nadzor, sistemov za spremljanje in sistemov za informacijsko tehnologijo. Regulativni organ za energijo meni, da je ta infrastruktura nujno potrebna za:
(a)
zagotovitev, da so stroški obveznosti javnih storitev pregledni, nediskriminacijski in preverljivi;
(b)
ustrezno delovanje in dobro upravljanje samih elektroenergetskih sistemov, da bi se dosegel najgospodarnejši način obratovanja in bi se stroški, ki se zaračunavajo za obveznost javnih storitev na nepovezanih otokih za porabnike električne energije bolj znižali;
(c)
čim večji tržni delež obnovljivih virov in soproizvodnje energije, vključno s tehnologijo obnovljivih virov, katere upravljanje je zapleteno in vključuje posebne zahteve, kot so shranjevanje obnovljivih virov energije, sončno-toplotne elektrarne itd.;
(d)
zagotavljanje potrebne preglednosti pri upravljanju izdvojenih sistemov, s čimer se zagotovi nediskriminacijska obravnava vseh udeležencev na trgu, zlasti proizvajalcev.
(34)
Posledično regulativni organ za energijo trdi, da mora je treba v izdvojenih sistemih na nepovezanih otokih postaviti infrastrukturo ne glede na to, ali ima en ali več dobaviteljev dovoljenje za delovanje v mikro izdvojenem sistemu,.
(35)
Predvideva se, da stroški postavitve te infrastrukture ne bodo presegli 20 do 30 milijonov eurov za vse nepovezane otoke, tudi Kreto in Rodos. Regulativni organ za energijo meni, da je ta znesek razumen, zlasti če se upoštevajo pričakovane koristi, to je zagotavljanje preglednosti in preverljivosti obveznosti javnih storitev na nepovezanih otokih, pa tudi dobro in nadzorovano upravljanje izdvojenih elektroenergetskih sistemov.
(36)
V nasprotju z grškim ministrstvom za okolje regulativni organ za energijo meni, da izdaja dovoljenja za delovanje v določenem izdvojenem sistemu na nepovezanih otokih več kot enemu dobavitelju ne pomeni bistvenih dodatnih stroškov za potrebno infrastrukturo, saj je ista infrastruktura v vsakem primeru že potrebna za vsakodnevno načrtovanje delovanja proizvodnih enot, ki se nahajajo na nepovezanih otokih, uravnavanje trga ter za izpolnjevanje obveznosti javnih storitev na teh otokih.
(37)
Poleg tega regulativni organ za energijo meni, da imajo porabniki na nepovezanih otokih dodatne znatne koristi od tega, da se omogoči delovanje več kot enemu dobavitelju.
(38)
Posledično regulativni organ meni, da trajna izključitev drugih dobaviteljev s trgov nepovezanih otokov ni upravičena. Pričakuje se, da bo potrebna infrastruktura, kot je zgoraj opisana, postavljena v treh do petih letih. Regulativni organ za energijo ne bi nasprotoval morebitnemu odstopanju izključno za to časovno obdobje, brez podaljšanja.
(39)
Regulativni organ za energijo ugotavlja, da bi moralo odstopanje samodejno nehati veljati, če bi se status izdvojenega sistema spremenil tako, da ne bi sodil več v kategorijo mikro izdvojenih sistemov,. To bi se lahko zgodilo v primeru, da se izdvojeni sistem na nepovezanih otokih poveže z grškim povezanim sistemom.
4. OCENA
4.1 PRAVNA PODLAGA VLOGE
(40)
Člen 44(1) Direktive 2009/72/ES predvideva možnost odstopanja od nekaterih določb Direktive v primeru malih izdvojenih sistemov in mikro izdvojenih sistemov.
(41)
V skladu s členom 2(26) Direktive 2009/72/ES je mali izdvojeni sistem „vsak sistem s porabo, ki je manjša od 3 000 GWh v letu 1996, kjer se manj kot 5 % porabe na leto pridobi iz povezav z drugimi sistemi“.
(42)
V skladu s členom 2(27) Direktive 2009/72/ES je mikro izdvojeni sistem „vsak sistem s porabo, ki je manjša od 500 GWh v letu 1996, kjer ni povezav z drugimi sistemi;“.
(43)
Izdvojeni sistemi iz vloge so sestavljeni iz enega, včasih pa več nepovezanih otokov (glej stolpca 1 in 2 tabele). Tudi, če izdvojeni sistem sestavljajo številni nepovezani otoki, ki so medsebojno povezani, je elektroenergetski sistem, ki ga sestavljajo ti medsebojno povezani otoki, izdvojen v smislu, da ni povezan z nobenim drugim elektroenergetskim sistemom.
(44)
V vlogi se zatrjuje, da je 31 od 32 izdvojenih sistemov mikro izdvojenih sistemov, največji od teh pa je Rodos. Mikro izdvojeni sistemi, za katere je bila vloga vložena, predstavljajo 5,24 % vse prodane električne energije v Grčiji v letu 2010. Izdvojeni sistem Krete velja za mali izdvojeni sistem. Kreta je leta 2010 predstavljala 3,01 % grškega povpraševanja po električni energiji.
Letno povpraševanje po izdvojenih sistemih
Letno povpraševanje (MWh)
Letno povpraševanje leta 1996
Ime izdvojenega sistema
Nepovezani otoki, ki sodijo v izdvojeni sistem
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Da
Ne
Rodos
Rodos
Halkida
386 630
650 115
764 401
760 658
Da
Da
Kos-Kalimnos
Kos
Kalimnos
Lipsi
Leros
Nisiros-Giali
Telos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Da
Da
Lezbos
Lezbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Da
Da
Hios
Hios
Psara
Egnusa
110 480
180 868
214 449
200 042
Da
Da
Paros
Paros
Antiparos
Naksos
Herakleja
Kufonisia
Skinusa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Da
Da
Samos
Samos
Furni
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Da
Da
Siros
Siros
56 920
100 429
107 270
95 302
Da
Da
Santorin
Santorin
Tirazija
47 680
88 073
117 957
120 199
Da
Da
Mikonos-Delos
Mikonos-Delos
45 740
78 049
115 071
112 978
Da
Da
Lemnos
Lemnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Da
Da
Karpatos
Karpatos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Da
Da
Melos
Melos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Da
Da
Ikarija
Ikarija
13 110
24 359
28 845
27 613
Da
Da
Siros
Siros
9 380
14 053
16 150
14 782
Da
Da
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Da
Da
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Da
Da
Simi
Simi
5 250
9 819
15 054
14 662
Da
Da
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Da
Da
Kitnos
Kitnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Da
Da
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Da
Da
Astipalaja
Astipalaja
2 470
5 283
6 997
6 670
Da
Da
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Da
Da
Agios Evstratios
Agios Evstratios
540
937
1 058
1 075
Da
Da
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Da
Da
Otoni
Otoni
330
588
674
632
Da
Da
Erikusa
Erikusa
220
452
710
746
Da
Da
Agatonisi
Agatonisi
190
388
522
642
Da
Da
Donusa
Donusa
180
417
676
690
Da
Da
Antikitera
Antikitera
70
199
228
241
Da
Da
Arki-Marati
Arki-Marati
0
175
248
312
Da
Da
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Da
Da
(45)
Zgornja tabela vsebuje seznam izdvojenih sistemov, ki so bili opredeljeni v vlogi, in nudi nekatere podatke za vsakega od teh sistemov. Iz teh podatkov lahko ugotovimo, da so vsi izdvojeni sistemi razen Krete leta 1996 imeli povpraševanje po električni energiji, ki jih uvršča med mikro izdvojene sisteme v smislu člena 2(27) Direktive 2009/72/ES. Glede Krete je treba poleg tega povedati, da glede na to, da Kreta ni bila in še vedno ni povezana z nobenim drugim elektroenergetskim sistemom, je odstotek povpraševanja, ki se zadovolji prek daljnovodov, še vedno nič, to je nižji kot 5 %. Kreta je torej mali izdvojeni sistem v smislu člena 2(26) Direktive 2009/72/ES.
(46)
Mnenje regulativnega organa za energijo ni vsebovalo komentarja o izdvojenih sistemih iz vloge.
(47)
Komisija torej zaključuje, da so vsi izdvojeni sistemi iz stolpca 1 zgornje tabele mikro izdvojeni sistemi v smisli člena 2(27) Direktive 2009/72/ES, razen Krete, ki je mali izdvojeni sistem v smisli člena 2(26) Direktive 2009/72/ES.
4.2 VSEBINSKE TEŽAVE ZA DELOVANJE KONVENCIONALNIH ELEKTRARN V MIKRO IZDVOJENIH SISTEMIH
(48)
Komisija meni, da obstajajo vsebinske težave za delovanje konvencionalnih elektrarn v mikro izdvojenih sistemih. To je zlasti res zaradi naslednjih elementov:
(a)
Obseg obremenitve, ki je potrebna za oskrbovanje otokov, ne omogoča postavitev večjih, uspešnejših in stroškovno učinkovitejših elektrarn, tudi zato, ker se izdvojeni sistem, ki bi lahko deloval v okviru sprejemljivega varnostnega manevrskega prostora, ne more zanašati le na eno elektrarno.
Na nobenem mikro izdvojenem sistemu letna konica leta 2013 ni presegla 188,5 MW. Povprečna in najvišja povprečna obremenitev, ki sta znašali 20,8 in 4,2 MW, sta veliko nižji.
Nobena od konvencionalnih elektrarn, ki so trenutno nameščene na mikro izdvojenih sistemih, imajo zmogljivost, večjo od 27 MW. Povprečna in najvišja povprečna velikost elektrarn, in sicer 3,9 in 1,1 MW, sta veliko manjši.
Nizka obremenitev, ki jo je treba oskrbeti, in velike razlike v povpraševanju, na katere dodatno vpliva vse večji tržni delež obnovljivih virov energije, zmanjšujejo obseg izbire tehnologije konvencionalnih elektrarn, ki jih je mogoče uporabiti na mikro izdvojenih sistemih.
Vse konvencionalne zmogljivosti za proizvodnjo električne energije v izoliranih sistemih nepovezanih otokov poganja dizelsko gorivo ali kurilno olje.
(b)
Letni faktorji obremenitve v vseh mikro izdvojenih sistemih so nizki. Faktor obremenitve v letu 2012 na nobenem od mikro izdvojenih sistemov ni bil večji od 0,54. Povprečna obremenitev in najvišja povprečna obremenitev v vrednosti 0,38 sta še manjši. Ob upoštevanju prednostnega dostopa obnovljivih virov energije in dejstva, da tu uporabljeni faktorji obremenitve odražajo ves elektroenergetskih sistem mikro izdvojenih sistemov, je faktor obremenitve za konvencionalne elektrarne na nepovezanih otokih še manjši.
Letni faktor obremenitve v grškem povezanem sistemu je običajno 50 % za vse enote in 65 % za toplotne enote (6).
Letni faktor obremenitve je pokazatelj dejanske uporabe elektrarn v določenem letu in torej njihove sposobnosti za zaslužek.
Vse večji tržni delež obnovljivih virov energije bo še nadalje zmanjšal obremenitev, ki jo morajo oskrbovati konvencionalne elektrarne.
(c)
Obstajajo številni projekti, katerih namen je povezati nepovezane otoke, zlasti Kiklade in Kreto, s celinskim grškim povezanim sistemom. Kakor je zgoraj obrazloženo, konvencionalne elektrarne na nepovezanih otokih niso tako učinkovite kot elektrarne, postavljene v povezanih sistemih, in torej verjetno ne bodo mogle preživeti, ko bodo nepovezani otoki, na katerih se nahajajo, postali del povezanega sistema.
Možnost, da bo izdvojeni sistem postal del povezanega sistema je torej resna zavora za vlaganje v konvencionalne zmogljivosti nepovezanih otokov.
(d)
Relativno majhna obremenitev, ki jo je treba oskrbovati, pomeni, da relativno majne spremembe v povpraševanju lahko vplivajo na proizvodne zmogljivosti, ki se zahtevajo v določenem izdvojenem sistemu. Pomanjkanje zmogljivosti za povezovanje pomeni, da je treba vse spremembe povpraševanja nujno oskrbeti s proizvodnimi zmogljivostmi znotraj mikro izdvojenega sistema.
Ta dejavnik povečuje potrebo po hitrem in prilagodljivem odzivu na dolgoročnejše spremembe v povpraševanju.
To potrebo po prilagodljivosti še dodatno povečujejo težave pri iskanju ustreznih lokacij za konvencionalne elektrarne na nepovezanih otokih ter trajanje postopkov pridobivanja dovoljenj.
(e)
Razmerje med najvišjim in najnižjim letnim povpraševanjem za leto 2012 (7) v vseh mikro izdvojenih sistemih je vsaj 3,35, vendar je višje, pogosto veliko višje, v določenem mikro izdvojenem sistemu. Tako sta povprečno razmerje in mediana med najvišjim in najnižjim povpraševanjem 6,27 in 5,98.
Razmerje med najvišjim in najnižjim povpraševanjem za leto 2010 je v grškem povezanem sistemu bilo približno 3.
Večje razmerje med najvišjim in najnižjim povpraševanjem odraža stopnjo prilagodljivosti in rezerv, ki morajo tudi za vsako določeno leto biti na voljo v okviru proizvodnih zmogljivosti, postavljenih v izdvojenem sistemu.
V zvezi s tem je vredno opozoriti na dejstvo, da je leta 2012 približno 60 % porabe v mikro izdvojenih sistemih predstavljajo prenosni generatorji električne energije.
(49)
Komisija torej zaključuje, da za delovanje konvencionalnih elektrarn v izdvojenih sistemih na nepovezanih otokih iz zgornje tabele obstajajo vsebinske težave.
4.3 OCENA ODSTOPANJA OD POGLAVJA III, ZA KATEREGA JE BILA VLOŽENA PROŠNJA
4.3.1 Odstopanja od določb poglavja III ni mogoče uporabiti za nove zmogljivosti
(50)
Odstopanje od določb poglavja III se lahko v skladu s členom 44(1) Direktive 2009/72/ES odobri le za obnovo, nadgradnjo in razširitev obstoječih zmogljivosti.
(51)
Odstopanja od določb v poglavju III Direktive 2009/72/ES torej ni mogoče odobriti za nove zmogljivosti.
(52)
Če se v postopku izdaje energetskega dovoljenja za nove zmogljivosti za izdvojene sisteme na nepovezanih otokih ne pridobi ustrezno dovoljenje za nove zmogljivosti, lahko grški organ glede na to, da so ti sistemi distribucijska omrežja, namesto tega preuči možnost uporabe določb člena 7(3) Direktive 2009/72/ES tudi za nove male konvencionalne zmogljivosti. Te zmogljivosti lahko na primer vključujejo začasne proizvodne zmogljivosti, ki so lahko dolgoročno na voljo, ne da bi bile trajno dodeljene določeni lokaciji.
4.3.2 Odstopanja od določb poglavja III ni mogoče uporabiti za Kreto
(53)
Vsi nepovezani otoki so torej mikro izdvojeni sistemi, razen Krete, ki je mali izdvojeni sistem.
(54)
Zato odstopanja od določb v poglavju III Direktive 2009/72/ES ni mogoče odobriti za Kreto.
4.3.3 Odstopanje od določb v poglavju III ne zajema obratov za proizvodnjo električne energije iz obnovljivih virov energije in obratov za soproizvodnjo toplote in električne energije
(55)
V prošnji ni izrecno navedeno, da se odstopanje nanaša le na konvencionalne obrate.
(56)
Vendar člen 133(3) grškega zakona 4001/2011 električno energijo, proizvedeno z uporabo obnovljivih virov energije, v soproizvodnji z visokim izkoristkom ali v hibridnih elektrarnah in v elektrarnah samoproizvajalkah, izrecno izključuje iz področja uporabe izključnega dovoljenja za proizvodnjo, ki se lahko izda javnemu elektrogospodarskemu podjetju. Enako velja na podlagi člena 225 kodeksa upravljanja elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih.
(57)
Poleg tega se navedena utemeljitev nanaša na hujše težave zgolj pri obratovanju konvencionalnih elektrarn. Dejansko je razumljivo, da se te elektrarne soočajo s hujšimi težavami, saj se med drugim vse bolj uveljavljajo obnovljivi viri energije.
(58)
Zato odstopanja od določb poglavja III Direktive 2009/72/ES za proizvodne obrate, ki niso konvencionalne elektrarne, ne bi bilo mogoče odobriti, saj zanj niso bili podani utemeljeni razlogi, tudi če bi bila prošnja vložena v ta namen.
4.3.4 Odstopanje za izdajo dovoljenja za obnovo, nadgradnjo in razširitev obstoječih zmogljivosti se lahko odobri.
(59)
Glede na navedene hujše težave pri obratovanju konvencionalnih elektrarn znotraj malih izdvojenih sistemov se lahko odobri odstopanje za izdajo dovoljenja za obstoječe konvencionalne zmogljivosti, če gre za obnovo, nadgradnjo in razširitev obstoječih konvencionalnih zmogljivosti. To dovoljenje se lahko neposredno izda javnemu elektrogospodarskemu podjetju.
(60)
Za namene tega odstopanja:
(a)
obstoječe konvencionalne proizvodne zmogljivosti zajemajo projekte za gradnjo konvencionalnih proizvodnih zmogljivosti, za katere je regulativni organ za energijo že izdal dovoljenje, ki ni bilo preklicano na datum, ko začne veljati ta sklep;
(b)
popolno uničenje glavnih proizvodnih zmogljivosti na obstoječem mestu in njihova zamenjava z novim objektom za proizvodnjo električne energije velja za gradnjo novih zmogljivosti;
(c)
postavitev začasnih proizvodnih zmogljivosti na območju obstoječih zmogljivosti velja za razširitev obstoječih zmogljivosti.
(61)
Vendar ne obstajajo razlogi za odstopanje od meril in pogojev, kot so tisti iz člena 7(2) Direktive 2009/72/ES, na podlagi katerih se dovoljenje izda javnemu elektrogospodarskemu podjetju.
(62)
Če pa se odstopanje javnemu elektrogospodarskemu podjetju odobri neposredno, je pomembno, da se navedejo obveznosti glede roka, do katerega mora konvencionalna elektrarna z dovoljenjem popolnoma obratovati, in vključijo določbe, ki zagotavljajo popolno in dejansko izpolnjevanje teh obveznosti. Regulativni organ za energijo lahko po izteku tega roka neposredno izdano dovoljenje po lastni presoji podaljša, vendar le, če so razlogi za iztek popolnoma zunaj nadzora javnega elektrogospodarskega podjetja. Regulativni organ za energijo bi moral po izteku roka voditi postopek izdaje dovoljenja, ki bi bil popolnoma skladen s členom 7(1) Direktive 2009/72/ES, torej bi vključeval udeležbo tretjih strani.
4.3.5 Odstopanje ne more zajemati javnih razpisov za nove zmogljivosti.
(63)
Na podlagi opredelitve se javni razpis v skladu s členom 8 Direktive 2009/72/ES nanaša na zmogljivosti, ki jih je še treba zgraditi in zanje izdati dovoljenje, torej gre za nove zmogljivosti.
(64)
Zaradi navedenih razlogov se odstopanje za nove zmogljivosti ne bi smelo odobriti v skladu s členom 44(1) Direktive 2009/72/ES.
4.4 OCENA ODSTOPANJA OD POGLAVJA VIII, ZA KATEREGA JE BILA VLOŽENA PROŠNJA
4.4.1 Odstopanje od določb poglavja VIII ne zajema člena 32 o dostopu tretjih strani do sistema
(65)
Vloga se nanaša na odstopanje od poglavja VIII Direktive 2009/72/ES in se torej lahko šteje, da vključuje prošnjo za odstopanje od določb člena 32 o dostopu tretjih strani do sistema.
(66)
V vlogi ni podrobno opredeljeno, ali se zahtevano odstopanje nanaša tudi na člen 32 Direktive 2009/72/ES, prav tako niso navedeni morebitni razlogi za to odstopanje. Namesto tega mora grški operater distribucijskega sistema DEDDIE v skladu z zakonom 4001/2011 in kodeksom upravljanja elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih tretjim stranem nediskriminacijsko zagotoviti dostop do distribucijskega sistema, ki ga upravlja (člen 127 zakona 4001/2011). Zato tega odstopanja ni mogoče odobriti.
4.4.2 Odstopanje od člena 33 o odprtju trga in vzajemnosti
4.4.2.1 Ni razlogov za trajno odstopanje od člena 33 Direktive 2009/72/ES
(67)
V prošnji se v glavnem zagovarja stališče, da bi moralo biti javno elektrogospodarsko podjetje edini dobavitelj, ki bi imel dovoljenje za dobavo električne energije odjemalcem na nepovezanem otoku, ker naj bi imel operater na nepovezanih otokih zaradi razvoja infrastrukture, ki je potrebna za obratovanje in nadzor trga z električno energijo v mikro izdvojenih sistemih, poleg infrastrukture, ki je nujna za odprtje trga za tretje dobavitelje, operativne stroške, ki presegajo morebitne koristi za porabnike zaradi odprtja trga.
(68)
Kot je razvidno iz stališča regulativnega organa za energijo, se z infrastrukturo na nepovezanih otokih skuša omogočiti izvrševanje obveznosti javnih storitev v skladu z veljavnim pravom na pregleden, preverljiv in nediskriminacijski način. Poleg tega je ta infrastruktura nujna za obratovanje izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih, in sicer s tehničnega in ekonomskega vidika. Ker je ta infrastruktura vsekakor nujna za izpolnitev teh zahtev, ne glede na to, koliko dobaviteljev na nepovezanih otokih ima dovoljenje, se torej z odprtjem trga stroški infrastrukture ne povečajo.
(69)
Tudi če je potrebna podobna infrastruktura, odprtje trga samo po sebi ni povezano s tehničnim obratovanjem izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih ali izvrševanjem obveznosti javnih storitev na teh otokih, saj ni vzročne povezave med tehničnim in ekonomskim obratovanjem teh sistemov ter izvrševanjem obveznosti javnih storitev v skladu z ustreznimi pravnimi zahtevami na eni strani ter vprašanjem, ali ima dovoljenje za dobavo električne energije na nepovezanih otokih odjemalcem eden ali več dobaviteljev, na drugi strani.
(70)
Res je, da se višji stroški proizvodnje na nepovezanih otokih v primerjavi s stroški proizvodnje v povezanem sistemu morajo nadomestiti s sredstvi od dobaviteljev, dejavnih na nepovezanih otokih, s porazdelitvijo posameznega deleža nadomestila za obveznosti javnih storitev na nepovezanih otokih glede na prodajo električne energije odjemalcem. V vsakem primeru pa je treba določiti stroške proizvodnje na nepovezanih otokih, da se določi finančno nadomestilo za obveznosti javnih storitev na teh otokih, ne glede na število tam dejavnih dobaviteljev.
(71)
Edina dodatna zahteva za odprtje trga je porazdelitev posameznega deleža nadomestila za obveznost javnih storitev na nepovezanih otokih vsakemu dobavitelju glede na prodajo električne energije odjemalcem. Tudi s tem povezani podatki o odjemalcih, zlasti merilni podatki, so potrebni ne glede na to, ali ima dovoljenje za dobavo električne energije odjemalcem na nepovezanih otokih eden ali več dobaviteljev.
(72)
Dodelitev nadomestila za obveznost javnih storitev na nepovezanih otokih dobaviteljem torej vključuje le zmožnost pripisa merilnih podatkov o odjemalcih posameznemu dobavitelju z dovoljenjem, kar pa je v glavnem upravni postopek na podlagi informacij, ki se v celoti oziroma v zelo veliki meri zbirajo neodvisno od tega, ali je na nepovezanih otokih trg odprt ali ne. Ta zmožnost je tudi osnovni pogoj za pravilno delovanje vsakega trga dobave električne energije. Zato se ti stroški ne morejo sprejeti kot utemeljen razlog za odstopanje zaradi odprtja trga, saj ne gre za stroške, ki so značilni za obratovanje izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih in povezani s hujšimi težavami pri tem obratovanju.
(73)
Dodati je treba, da je priprava registrov za pripis merilnih podatkov dobaviteljem del infrastrukture, ki jo je treba vzpostaviti. Ker bo vzpostavitev načrtovane celotne infrastrukture omogočila optimalno obratovanje izdvojenih elektroenergetskih sistemov, popolna uresničitev s tem povezanih naložb ni nujen pogoj za odprtje trga.
(74)
Dejstvo, da se lahko povprečni letni variabilni proizvodni stroški za posamezen nepovezani otok zelo razlikujejo, ni pomembno. Ta razlika bi se, tudi če bi bila utemeljena, namreč nanašala na stroške proizvodnje električne energije znotraj izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih Ta znesek je treba določiti že zaradi izvrševanja obveznosti javnih storitev na nepovezanih otokih v skladu s pravnimi zahtevami, nanj pa tudi nikakor ne vpliva, koliko dobaviteljev ima dovoljenje za dobavo električne energije odjemalcem na nepovezanih otokih. Glede na to, da izvrševanje obveznosti javnih storitev na nepovezanih otokih že zdaj temelji na mesečnem sistemu za vsak izdvojeni sistem posebej, je tudi malo verjetno, da bi lahko velike letne razlike na posamezen nepovezani otok povzročile bistvene težave.
(75)
Na podlagi zgoraj navedenega število dobaviteljev, ki ima dovoljenje za dobavo električne energije odjemalcem na nepovezanih otokih, ni samo po sebi povezano s tehničnim ali ekonomskim obratovanjem izdvojenih sistemov ali z izvrševanjem obveznosti javnih storitev na nepovezanih otokih v skladu s pravnimi zahtevami.
(76)
K temu je mogoče dodati, da prednosti odprtja trga presegajo morebitne stroške. Kot je ugotovil regulativni organ za energijo, drugi dobavitelji na nepovezanih otokih zagotavljajo precejšnje dodatne koristi za tamkajšnje odjemalce, saj poleg dobave električne energije nudijo druge storitve.
(77)
Na podlagi tega se prošnja za trajno odstopanje od člena 33 ne bi smela odobriti.
4.4.2.2 Omejeno trajanje odstopanja od člena 33 Direktive 2009/72/ES za izdvojene sisteme
(78)
Glede na navedeno, je treba priznati, da je treba zaradi odprtja trga vzpostaviti praktične ureditve, da lahko izdvojeni sistemi na nepovezanih otokih obratujejo popolnoma v skladu s kodeksom upravljanja tamkajšnjih elektroenergetskih sistemov. Praktične težave, povezane z odprtjem trga, lahko vključujejo nerazpoložljivost registra, ki je nujen, da se števci in merilni podatki pripišejo dobaviteljem, ali dejstvo, da še ni optimalne sestave infrastrukture. Na podlagi tega je mogoče predvideti odobritev časovno omejenega odstopanja od člena 33 Direktive 2009/72/ES.
(79)
Pri oceni trajanja tega odstopanja od poglavja VIII je pomembno upoštevati naslednji dve točki:
(a)
kot že navedeno, je najpomembnejši element, ki je nujen, da se omogoči odprtje trga na nepovezanih otokih, razpoložljivost registra na teh otokih, da se lahko merilni podatki pripišejo posameznemu dobavitelju. V členu 327(4) kodeksa upravljanja elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih je navedeno, da bo za to potreben register dokončno pripravljen najpozneje dve leti po začetku veljavnosti tega kodeksa. Razpoložljivost tega registra je namreč nujen pogoj za odprtje trga v praktičnem smislu;
(b)
vsekakor bi bilo odprtje trga na nepovezanih otokih praktično lažje izvesti, če bi bil naložbeni program za infrastrukturo, ki se bo postavila na nepovezanih otokih, zaključen, vendar to ni nujna zahteva. V členu 237(7) kodeksa upravljanja elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih je določen načrt, na podlagi katerega naj bi bili vsi sedanji nepovezani otoki opremljeni z dodatno infrastrukturo, in sicer naj bi bila ta postavljena najpozneje pet let po začetku veljavnosti kodeksa.
(80)
Torej bi bilo treba odobriti odstopanje od odprtja trga za obdobje najmanj dveh let od začetka veljavnosti kodeksa, tj. do 17. februarja 2016, da se pripravijo registri, ki so nujna zahteva za odprtje trga. Ker je treba vso infrastrukturo postaviti v petih letih od začetka veljavnosti kodeksa, bi bilo treba veljavnost odstopanja za vsak izdvojeni sistem na nepovezanih otokih v vsakem primeru omejiti na obdobje petih let od začetka veljavnosti kodeksa, tj. do 17. februarja 2019. Ker pa je lahko odstopanje utemeljeno le, če ostajajo precejšnje konkretne težave za odprtje trga, ki so neposredno povezane z nedokončanjem naložbenega programa za infrastrukturo na nepovezanih otokih, bi bilo treba redno preverjati, ali obstajajo te težave na posameznem izdvojenem sistemu. Pri tem preverjanju bi bilo treba za referenčno merilo uporabljati naložbeni načrt operaterja DEDDIE za postavitev zahtevane infrastrukture na nepovezanih otokih, ki ga je odobril pristojni grški organ. Zato bi moral biti ta načrt dokončno pripravljen in odobren do 17. februarja 2015.
(81)
Da se odprtje trga ne bi po nepotrebnem zavleklo, bi moral regulativni organ za energijo odobriti naložbeni načrt za infrastrukturo operaterja DEDDIE, pri čemer bi moral izdvojene sisteme na Kreti in Rodosu prednostno obravnavati, saj sta najbolj poseljena.
(82)
Operater DEDDIE bi moral 17. februarja 2016 in nato vsako leto do 17. februarja 2019 pripraviti poročilo in v njem natančno opredeliti razloge, zaradi katerih pri posameznih izdvojenih sistemih na nepovezanih otokih še ni bilo izvedeno odprtje trga, grški regulativni organ pa bi moral to poročilo odobriti. Poročilo bi bilo treba objaviti in o tem uradno obvestiti Komisijo
4.4.3 Odstopanje od določb poglavja VIII ne zajema člena 34
(83)
Vloga se nanaša na odstopanje od poglavja VIII Direktive 2009/72/ES in se torej lahko šteje, da vključuje zahtevo za odstopanje od člena 34 o neposrednih daljnovodih v skladu s členom 2(15) Direktive 2009/72/ES.
(84)
V vlogi ni navedeno, ali zahtevano odstopanje zajema tudi člen 34 Direktive 2009/72/ES.
(85)
Zato se odstopanje od člena 34 Direktive 2009/72/ES ne bi smelo odobriti (tudi če naj bi bila prošnja vložena v ta namen), saj zanj niso bili podani utemeljeni razlogi.
4.4.4 Povezovalni daljnovodi - prošnja za odstopanje od poglavij III in VIII
(86)
To odstopanje se nanaša na mikro izdvojene sisteme, za katere je značilno prav dejstvo, da niso povezani z drugimi elektroenergetskimi sistemi oziroma, v primeru malih izdvojenih sistemov, le v zelo omejenem obsegu.
(87)
Vendar:
(a)
naj bi bila na podlagi nedavno odobrenega desetletnega razvojnega načrta grškega operaterja prenosnega sistema, neodvisnega operaterja prenosnega sistema električne energije ADMIE d.d., povezava Kikladov do leta 2018 dokončno vzpostavljena v treh fazah, pri čemer naj bi bili nekateri otoki tega otočja z grškim povezanim sistemom povezani že precej pred tem datumom;
(b)
povezava Krete naj bi bila dokončno vzpostavljena do leta 2020. Pomembni deli projekta za obdobje prvih treh let so vključeni v desetletni razvojni načrt operaterja ADMIE, ki je bil potrjen leta 2013. Končni načrt je treba vključiti v desetletni razvojni načrt, ki bo potrjen leta 2014.
(88)
Izrecno je treba določiti, da sedanje odstopanje za posamezen izdvojeni sistem samodejno preneha veljati takoj, ko povezava med posameznim izdvojenim sistemom in grškim povezanim sistemom popolnoma obratuje.
(89)
Grški operater distribucijskega sistema DEDDIE je v 100-odstotni lasti javnega elektrogospodarskega podjetja, čeprav je od njega pravno in funkcionalno ločen. V nasprotju z operaterjem distribucijskega sistema v skladu z Direktivo 2009/72/ES, ima operater DEDDIE obsežne naloge pri obratovanju izdvojenih sistemov in proizvodnji električne energije na nepovezanih otokih, vključno s konvencionalnimi proizvodnimi zmogljivostmi v lasti javnega elektrogospodarskega podjetja, za kar pa seveda prejme tudi plačilo. Kot že navedeno, medsebojna povezanost vpliva na ekonomsko sposobnost konvencionalnih elektrarn znotraj izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih.
(90)
Odstopanja bi se morala odobriti le, če so sorazmerna in ne presegajo tega, kar je nujno. Zato je treba zagotoviti jasne spodbude in preglednost pri odločanju o tem, ali naj se izdvojeni sistemi na nepovezanih otokih povežejo.
(91)
V členu 108 zakona 4001/2011 je navedeno:
„Operater ADMIE d.d. grškemu regulativnemu organu do 31. marca vsako leto […] predloži desetletni razvojni načrt grškega prenosnega sistema za električno energijo, v katerem zlasti: […] (c) predloži študijo stroškov in koristi za pomembna dela na prenosnem sistemu […], in sicer s tehničnega in finančnega vidika, zlasti za […] konektorje med otoki in prenosnim sistemom, vključno s časovnim okvirom, ocenjenim denarnim tokom in zahteve po financiranju za vse naložbene projekte“
.
(92)
Da bi jasne spodbude in preglednost v zvezi z odločanjem o tem, ali naj se izdvojeni sistemi na nepovezanih otokih povežejo, dejansko obstajale, bi moral grški organ določiti, da:
(a)
operaterja ADMIE in DEDDIE ter regulativni organ za energijo v okviru izdaje dovoljenj ali javnih razpisov za obstoječe in nove zmogljivosti v posameznem izdvojenem sistemu na nepovezanem otoku sistematično upoštevajo druge možnosti za povezavo izdvojenega sistema, katerega del je posamezni nepovezani otok. Izdajo tega dovoljenja za obstoječe ali nove zmogljivosti bi bilo treba zavrniti, če bi bila gradnja povezovalnega daljnovoda stroškovno učinkovitejša. Stroški bi morali zajemati vse stroške dobave električne energije končnim odjemalcem znotraj izdvojenega sistema, vključno z nadomestilom za obveznosti javnih storitev na nepovezanih otokih;
(b)
se v študiji stroškov in koristi za pomembna dela na prenosnem sistemu operaterja ADMIE iz člena 108 zakona 4001/2011 upoštevajo le dejanski naložbeni in obratovalni stroški povezave. V študiji pa se zlasti ne bi smele upoštevali izgube prihodkov konvencionalnih proizvodnih zmogljivosti, ki so že postavljene na nepovezanih otokih, in zmanjšanje njihove vrednosti;
(c)
regulativni organ za energijo skupaj z desetletnim naložbenim načrtom operaterja ADMIE iz člena 108 zakona 4001/2011 objavi skupne stroške dobave električne energije odjemalcem v vsakem od izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih, vključno z nadomestilom za obveznosti javnih storitev. Če gradnja povezovalnega daljnovoda ni vključena v desetletni razvojni načrt operaterja ADMIE iz člena 108 zakona 4001/2011, kakor ga odobri regulativni organ za energijo, ta organ na lastno pobudo ali na preprosto zahtevo tretje strani, organizira razpisni postopek iz člena 22(7)(b) Direktive 2009/72/ES za gradnjo povezovalnega daljnovoda, ki bo povezoval enega ali več izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih. Povezovalni daljnovod bi bilo treba zgraditi, če bi se z njegovo izgradnjo zmanjšali skupni stroški dobave električne energije odjemalcem na nepovezanih otokih, vključno z nadomestilom za obveznosti javnih storitev;
(d)
regulativni organ za energijo določi jasen rok za zaključek gradnje povezovalnega daljnovoda. Če se ta daljnovod ne bi zgradil ali se ne bi zgradil v roku, ki ga je določil regulativni organ, bi bilo treba zahtevati odškodnino za neuresničene stroškovne prihranke.
4.5 TRAJANJE
(93)
Dejstva, na katerih temelji obstoječe odstopanje, je treba pregledovati, zlasti potem, ko naj bi bili načrti za povezavo nekaterih izdvojenih sistemov zaključeni in ko pretečejo roki za postavitev infrastrukture iz člena 237 kodeksa upravljanja elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih.
(94)
Torej naj bi morebitno odstopanje veljalo do 1. januarja 2021.
4.6 RETROAKTIVNI UČINEK
(95)
Kot navedeno zgoraj, vloga z dne 17. januarja 2012 obnavlja prvotno vlogo, vloženo leta 2003.
(96)
Člen 26(1) Direktive 2003/54/ES, ki je bila z Direktivo 2009/72/ES razveljavljena, je tudi vseboval določbe, na podlagi katerih so lahko države članice v primeru hujših težav pri obratovanju svojih malih in mikro izdvojenih sistemov vložile prošnjo za odstopanje od nekaterih določb direktive. Sklicevanje na člen 26(1) razveljavljene Direktive 2003/54/ES se v skladu s členom 48 Direktive 2009/72/ES šteje za sklicevanje na člen 44(1) Direktive 2009/72/ES.
(97)
Opredelitvi malega izdvojenega sistema in mikro izdvojenega sistema iz člena 2(26) in (27) Direktive 2003/54/ES sta enaki opredelitvama v členu 2(26) in (27) Direktive 2009/72/ES.
(98)
Obe opredelitvi se nanašata na povpraševanje po električni energiji v izdvojenih sistemih v letu 1996, kar se ni spremenilo. Poleg tega Kreta leta 2003 kot tudi leta 2012 in na datum začetka veljavnosti sedanjega odstopanja ni bila povezana z grškim povezanim sistemom.
(99)
Na podlagi tega za vse mikro in male izdvojene elektroenergetske sisteme, ki v vlogi veljajo za mikro in male izdvojene sisteme, velja, da so za take sisteme veljali tudi v prvotni vlogi in se bodo enako šteli, ko bo sedanja odločitev o dostopanju začela veljati.
(100)
Torej ni pravnih ali dejanskih sprememb v zvezi z malimi in mikro izdvojenimi sistemi, ki lahko izpolnjujejo pogoje za odstopanje v skladu z Direktivo 2003/54/ES in Direktivo 2009/72/ES.
(101)
V skladu s členom 26(1) Direktive 2003/54/ES je bilo mogoče odobriti odstopanje od njenega poglavja III, ki vsebuje enake določbe o postopkih izdaje energetskega dovoljenja za nove zmogljivosti in javnem razpisu za nove zmogljivosti kot poglavje III Direktive 2009/72/ES.
(102)
V skladu s členom 26(1) Direktive 2003/54/ES je bilo mogoče odobriti odstopanje od njenega poglavja VII, ki vsebuje enake določbe o dostopu tretjih strani, odprtju trga in neposrednih daljnovodih kot poglavje VIII Direktive 2009/72/ES.
(103)
Če bi Komisija v odgovoru na prvotno vlogo odstopanje odobrila, bi lahko to pod istimi pogoji storila v okviru sedanjega odstopanja v skladu z Direktivo 2009/72/ES.
(104)
Poleg tega se dejanske razmere od leta 2003 niso spremenile. Pravzaprav se geografske razmere nepovezanih otokov, gospodarski dejavniki, ki vplivajo na obratovanje elektroenergetskih sistemov znotraj izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih in narava hujših težav pri obratovanju konvencionalnih elektrarn znotraj teh sistemov od leta 2003 niso bistveno spremenili.
(105)
Komisija na prvotno prošnjo iz leta 2003 še ni odgovorila, kar ne bi smelo škodovati Helenski republiki. Helenska republika je izpolnila svoje obveznosti v skladu s členom 26(1) Direktive 2003/54/ES in členom 44(1) Direktive 2009/72/ES ter je vložila ustrezno utemeljeno prošnjo za odstopanje v skladu s tema členoma za izdvojene sisteme na nepovezanih otokih.
(106)
Zato je primerno, da sedanji sklep o odstopanju začne veljati od datuma uradne vloge prvotne prošnje, tj. od 5. decembra 2003 -
SPREJELA NASLEDNJI SKLEP:
Člen 1
Sklep velja za male in mikro izdvojene sisteme, kakor so opredeljeni v tabeli.
Za namene tega sklepa je Kreta mali izdvojeni sistem, vsi drugi izdvojeni sistemi pa so mikro izdvojeni sistemi.
Člen 2
1. Za male in mikro izdvojene sisteme se odobri odstopanje od določb člena 33 Direktive 2009/72/ES.
2. Odstopanje velja do 17. februarja 2016 ali do postavitve infrastrukture v celoti, kakor je določeno v členu 237(7) kodeksa upravljanja elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih, če je ta datum pozneje. V vsakem primeru pa odstopanje preneha veljati17. februarja 2019.
3. Grški organi do 17. februarja 2015 pripravijo načrt za naložbe v infrastrukturo v skladu s členom 237(7) kodeksa upravljanja elektroenergetskih sistemov, v katerem za vsak izdvojeni sistem na nepovezanih otokih posebej določijo datum, do katerega mora biti infrastruktura postavljena. V načrtu se Kreta in Rodos prednostno obravnavata.
4. Grški organ 17. februarja 2016 in nato vsako leto do 17. februarja 2019 pripravi poročilo, v katerem za vsak izdvojeni sistem na nepovezanih otokih podrobno navede: (a) ali se je trg odprl; (b) kakšno je stanje naložb v infrastrukturo glede na ustrezen načrt; (c) katere precejšnje konkretne težave še ostajajo za odprtje trga; in (d) ali je te težave mogoče pripisati neizpolnitvi naložb v infrastrukturo, kakor je določeno v členu 237(7) kodeksa upravljanja elektroenergetskih sistemov na nepovezanih otokih.
Člen 3
1. Odstopanje od določb člena 7(1) Direktive 2009/72/ES, na podlagi katerega se lahko javnemu elektrogospodarskemu podjetju neposredno izda dovoljenje za obnovo, nadgradnjo ali razširitev obstoječih konvencionalnih zmogljivosti v mikro izdvojenih sistemih, se odobri.
2. Za namene tega odstopanja:
(a)
obstoječe konvencionalne proizvodne zmogljivosti vključujejo projekte za obnovo, nadgradnjo in razširitev konvencionalnih zmogljivosti, za katere na datum uradnega obvestila o tem sklepu obstaja veljavno dovoljenje, ki ga je izdal regulativni organ za energijo;
(b)
popolno uničenje glavnih proizvodnih zmogljivosti na obstoječem mestu in njihova zamenjava z novim objektom za proizvodnjo električne energije ne velja za obstoječe zmogljivosti, temveč za gradnjo novih zmogljivosti;
(c)
postavitev začasnih konvencionalnih proizvodnih zmogljivosti na območju obstoječih zmogljivosti se upošteva kot razširitev obstoječih zmogljivosti.
3. Ko dovoljenje, izdano v skladu s prvim odstavkom, preneha veljati, ga lahko regulativni organ za energijo po lastni presoji podaljša, če so razlogi za zamude popolnoma zunaj nadzora javnega elektrogospodarskega podjetja.
4. To odstopanje se ne uporablja več za dovoljenja, ki so bila izdana v skladu s prvim odstavkom in so prenehala veljati ali so bila preklicana.
5. Vse druge določbe člena 7 Direktive 2009/72/ES se še naprej v celoti uporabljajo.
6. Odstopanje velja do 1. januarja 2021.
Člen 4
1. Ko so mali in mikro izdvojeni sistemi povezani s povezanim sistemom, se zanje odstopanja iz tega sklepa prenehajo uporabljati.
2. Grški organ:
(a)
v okviru izdaje dovoljenja ali javnega razpisa za nove zmogljivosti v posameznem izdvojenem sistemu na nepovezanih otokih sistematično upošteva druge možnosti za povezavo izdvojenega sistema, katerega del je posamezen nepovezani otok. Izdaja dovoljenja za obstoječe ali nove zmogljivosti se zavrne, če je gradnja povezovalnega daljnovoda stroškovno učinkovitejša. Stroški zajemajo vse stroške dobave električne energije končnim odjemalcem znotraj izdvojenega sistema, vključno z nadomestilom za obveznosti javnih storitev na nepovezanih otokih;
(b)
določi, da se v študiji stroškov in koristi za pomembna dela na prenosnem sistemu, ki jo v skladu s členom 108 zakona 4001/2011 pripravi operater ADMIE, obravnavajo le dejanski naložbeni in obratovalni stroški načrtovanih povezav. V študiji se ne upoštevajo izgube prihodkov konvencionalnih proizvodnih zmogljivosti, ki so že postavljene na nepovezanih otokih, in zmanjšanje njihove vrednosti;
(c)
skupaj z desetletnim naložbenim načrtom operaterja ADMIE iz člena 108 zakona 4001/2011 objavi skupne stroške dobave električne energije odjemalcem v vsakem od izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih, vključno z nadomestilom za obveznosti javnih storitev. Če gradnja povezovalnega daljnovoda ni vključena v desetletni razvojni načrt operaterja ADMIE iz člena 108 zakona 4001/2011, kakor ga je odobril regulativni organ za energijo, grški organ na lastno pobudo ali na preprosto zahtevo tretje strani, organizira razpisni postopek iz člena 22(7)(b) Direktive 2009/72/ES za gradnjo povezovalnega daljnovoda, ki bo povezoval enega ali več izdvojenih sistemov na nepovezanih otokih. Povezovalni daljnovod se zgradi, če se z njegovo gradnjo zmanjšajo skupni stroški dobave električne energije odjemalcem na nepovezanih otokih, vključno z nadomestilom za obveznosti javnih storitev;
(d)
določi jasen rok za zaključek gradnje povezovalnega daljnovoda. Če se ta daljnovod ne zgradi ali se ne zgradi v določenem roku, grški organ zahteva odškodnino za neuresničene stroškovne prihranke.
Člen 5
Ta sklep se uporablja od 5. decembra 2003.
Člen 6
Ta sklep je naslovljen na Helensko republiko.
V Bruslju, 14. avgusta 2014