ROZHODNUTÍ KOMISE
ze dne 14. srpna 2014,
kterým se Řecké republice povoluje výjimka z některých ustanovení směrnice Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES
(oznámeno pod číslem C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
EVROPSKÁ KOMISE,
s ohledem na Smlouvu o fungování Evropské unie,
s ohledem na směrnici Evropského parlamentu a Rady 2009/72/ES ze dne 13. července 2009 o společných pravidlech pro vnitřní trh s elektřinou a o zrušení směrnice 2003/54/ES (1), a zejména na čl. 44 odst. 1 a článek 48 uvedené směrnice,
s ohledem na žádosti předložené Řeckou republikou dne 17. ledna 2012 a 5. prosince 2003,
poté, co s touto žádostí obeznámila členské státy,
vzhledem k těmto důvodům:
1. POSTUP
(1)
Dne 17. ledna 2012 předložilo řecké Ministerstvo pro životní prostředí, energetiku a změnu klimatu (dále jen „YPEKA“) Komisi v souladu s čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES žádost (dále jen „žádost“) o výjimku z kapitoly III a VIII směrnice 2009/72/ES pro některé řecké ostrovy, které nejsou propojeny s elektroenergetickou soustavou kontinentálního Řecka (nepropojené ostrovy či „NO“).
(2)
Dne 12. září 2012 požádala Komise řecký energetický regulační orgán (dále jen „RAE“), aby se k žádosti vyjádřil. Orgán RAE na tuto žádost reagoval dne 16. listopadu 2012 (dále jen „stanovisko orgánu RAE“).
(3)
Dne 17. prosince 2013, 23. prosince 2013, 4. února 2014, 28. února 2014 a 17. března 2014 předložil orgán RAE další podklady, jimiž žádost odůvodnil.
(4)
Dne 14. března 2014 (s dodatkem zaslaným dne 20. března 2014) Komise informovala členské státy o podání žádosti podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a požádala je, aby případně předložily své připomínky do 25. března 2014. Nebyly předloženy žádné připomínky.
(5)
Ministerstvo YPEKA touto žádostí navázalo na žádost o odchylku od některých ustanovení směrnice 2003/54/ES, kterou předložilo Ministerstvo rozvoje dne 5. prosince 2003 podle čl. 26 odst. 1 směrnice Evropského parlamentu a Rady 2003/54/ES (2) (dále jen „původní žádost“). Ačkoli byly provedeny předběžné úkony k prošetření původní žádosti, nebyla odchylka podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES udělena ani zamítnuta.
2. ŽÁDOST PŘEDLOŽENÁ MINISTERSTVEM YPEKA
2.1. ROZSAH POŽADOVANÉ VÝJIMKY
(6)
Předmětem žádosti je výjimka z kapitol III a VIII směrnice 2009/72/ES.
(7)
Kapitola III směrnice 2009/72/ES pojednává o povolovacím řízení a výběrovém řízení na nové kapacity. Kapitola VIII se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
2.2. STÁVAJÍCÍ ORGANIZACE ELEKTRICKÉ SOUSTAVY NA NEPROPOJENÝCH OSTROVECH
(8)
Řecké trhy s energií jsou upraveny především řeckým zákonem č. 4001/2011, jenž provádí směrnici 2009/72/ES do vnitrostátního práva. Zákon č. 4001/2011 vstoupil v platnost dne 22. srpna 2011.
(9)
Provozovatelem řecké distribuční soustavy je společnost DEDDIE SA (dále jen „DEDDIE“), jejímž výhradním vlastníkem je společnost Public Power Corporation (dále jen „PPC“), zavedený řecký výrobce a dodavatel elektřiny, od nějž je však po právní a funkční stránce oddělena. Vlastníkem aktiv tvořících síť a provozovaných společností DEDDIE je společnost PPC.
(10)
Podle článku 127 zákona č. 4001/2011 je společnost DEDDIE odpovědná za rozvoj, provozování a údržbu řecké distribuční soustavy elektřiny, což zahrnuje i distribuční soustavu elektřiny na nepropojených ostrovech.
(11)
Společnost DEDDIE navíc nese odpovědnost i za provozování elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech. Mezi tyto úkoly patří: i) vypracovat plán rozvoje výroby elektřiny pro izolované mikrosoustavy, včetně programu jejich propojení s ostatními nepropojenými ostrovy, ii) zajistit, aby v nezbytných zónách bylo možné instalovat nové výrobní kapacity, rozšířit stávající kapacity nebo složky dodávek a rozšířit řeckou distribuční soustavu elektřiny na nepropojené ostrovy a izolované mikrosoustavy, iii) uzavřít smlouvy s držiteli licencí, které by upravovaly dodávky elektřiny do této soustavy a z této soustavy, poskytování pomocných služeb pro distribuční soustavy na nepropojených ostrovech a odměňování výrobců elektřiny, poplatky účtované zákazníkům a dodavatelům za poskytnutou elektřinu a další příjmy a výdaje na zvláštních účtech, např. účtech určených pro odměňování povinností veřejné služby.
(12)
Ustanovení čl. 137 odst. 1 zákona č. 4001/2011 stanoví, že všichni spotřebitelé elektřiny jsou považováni za oprávněné zákazníky, s výjimkou spotřebitelů usazených v izolovaných mikrosoustavách v souladu s článkem 139 uvedeného zákona.
(13)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„S výjimkou případů, kdy je elektřina vyráběna z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i v případě zařízení pro vlastní spotřebu, byla-li v souladu s ustanoveními článku 139 povolena výjimka, je licence k výrobě elektřiny v souladu s určitými nařízeními o udělování licencí udělena pouze společnosti PPC SA. Společnost PPC SA je odpovědná za nepřerušenou dodávku elektřiny do izolovaných mikrosoustav, k čemuž obdrží licenci, jakož i za zabezpečení dlouhodobého finančního provozování elektroenergetické soustavy na těchto ostrovech.“
(14)
Článek 134 zákona č. 4001/2011 uvádí:
„Aniž jsou dotčena ustanovení článku 139 uvedeného zákona, jsou licence k dodávkám elektřiny do izolovaných mikrosoustav v souladu s požadavky nařízení o udělování licencí uděleny výhradně společnosti PPC SA. Neoprávněným zákazníkům musí společnost PPC SA dodávat elektřinu na žádost.“
(15)
Podle článku 139 zákona č. 4001/2011 lze v souladu s ustanoveními článku 44 směrnice 2009/72/ES povolovat výjimky z ustanovení uvedeného zákona.
(16)
Ministerské rozhodnutí č. PD5/EL/B/F IB/12924 přijaté podle článku 28 řeckého zákona č. 3426/2005 stanoví, že dodávky elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech ze strany kteréhokoli výrobce elektřiny představují povinnost veřejné služby (dále jen „povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech“) v obecném hospodářském zájmu. Z důvodu sociální soudržnosti musí dodavatelé elektřiny na nepropojených ostrovech poskytovat elektřinu za cenu, která podle kategorie spotřebitelů odpovídá ceně elektřiny v řecké propojené soustavě.
(17)
Článek 52 řeckého zákona č. 4001/2011 stanoví, že zákazníci na nepropojených ostrovech mají nárok na zvláštní služby jak z hlediska ceny a kvality a bezpečnosti dodávek, tak i transparentnosti smluvních podmínek. Poskytovatelé zajišťující povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech obdrží za plnění této povinnosti finanční náhradu, jejíž výpočet je prováděn na základě metodiky stanovené orgánem RAE v jeho rozhodnutí č. 24/2014 (3). Tato metodika vychází z rozdílu mezi celkovými výrobními náklady na nepropojených ostrovech (pevnými i proměnnými) a celkovou tržní cenou, kterou dodavatelé v propojené soustavě hradí (mezní náklady v soustavě plus všechny další mechanismy v řecké propojené soustavě). Výpočet náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech se provádí měsíčně a pro soustavu každého samostatného ostrova a podléhá kontrole ze strany orgánu RAE. Tato náhrada je financována z daně uložené všem zákazníkům, včetně zákazníků na nepropojených ostrovech. (4) Mechanismus plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech spravuje společnost LAGIE, řecký subjekt ve vlastnictví státu působící na trhu. V ministerském rozhodnutí D5-EL/B/F1/oik.27547 z prosince 2011 (5), jež vychází z ustanovení čl. 55 odst. 3 zákona č. 4001/2011, se stanoví, že povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mají nabízet všichni dodavatelé, tudíž všichni dodavatelé jsou způsobilí pro náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech.
(18)
Sekundární právní předpisy podrobněji upravují dodávky a výrobu elektrické energie na nepropojených ostrovech. Orgán RAE přijal ve svém rozhodnutí č. 39/2014 ze dne 28. ledna 2014 konkrétně Kodex pro řízení elektroenergetických soustav na nepropojených ostrovech („kodex pro nepropojené ostrovy“), jenž upravuje celou řadu aspektů týkajících se provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech, včetně otevírání trhu a realizace sjednaných tržních transakcí a výroby elektřiny. Tento kodex vstoupil v platnost dnem zveřejnění, tj. 17. února 2014.
2.3. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM IZOLOVANÝCH SOUSTAV
(19)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s provozováním řeckých izolovaných elektroenergetických soustav:
a)
velmi kolísavá poptávka po elektřině v izolovaných mikrosoustavách, jež je dána i) úlohou cestovního ruchu v hospodářském rozvoji ostrovů a ii) rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie.
Tyto faktory mají negativní vliv jak na faktor zatížení tepelné či tradiční výrobní kapacity, tak i na možnost navrácení nákladů na investice do této výrobní kapacity;
b)
velmi rozmanité povětrnostní podmínky na ostrovech, jež ovlivňují poptávku a způsobují výpadky soustav pro výrobu elektřiny, což vyžaduje značné rezervy.
(20)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s rozvojem tradiční výroby elektřiny v řeckých malých izolovaných elektroenergetických soustavách:
a)
problém či dokonce nemožnost nalézt vhodné lokality pro výstavbu nových tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách, a to především z důvodu nesouhlasu veřejnosti;
b)
malá rozloha nepropojených ostrovů, v důsledku čehož dochází kvůli nepředvídatelným investicím spotřebitelů elektřiny (jako jsou rozlehlé turistické komplexy či přístavní zařízení pro turistické lodě) k velkým změnám v dlouhodobém plánování rozvoje výroby tepelné energie, což vyžaduje, aby reakce na poptávku po elektřině byla účelná a flexibilní;
c)
předpokládá se, že poptávka po elektřině v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech se bude do roku 2017 každoročně zvyšovat o 2 %. Ačkoli již byla společnosti PPC udělena povolení k instalaci dodatečné požadované kapacity a tato instalace již byla naplánována (a předpokládá se, že do roku 2017 pokryje poptávku všech nepropojených ostrovů a zajistí i nezbytné rozpětí rezerv), nebylo vždy možné dodržet časový plán;
d)
malý objem zatížení, velmi kolísavé zatížení a rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie ve většině izolovaných mikrosoustav omezují dostupná technologická řešení tradiční výroby elektřiny a zužují možnost volby malých elektráren využívajících těžké oleje s nízkým obsahem síry či lehké oleje;
e)
postupy zadávání zakázek na novou výrobu elektřiny jsou časově náročné. Od udělení povolení k zahájení provozu elektráren obvykle uplyne dva a půl až tři roky;
f)
vypracování plánů na výstavbu propojovacích vedení mezi řeckou propojenou soustavou a izolovanými mikrosoustavami na nepropojených ostrovech oslabuje zájem o investice do tradiční výrobní kapacity na těchto ostrovech. Projekty propojovacích vedení s Kykladami a Krétou jsou již naplánovány.
(21)
Z toho důvodu je nezbytné uchylovat se pravidelně k nouzovým řešením, např. k zapůjčení mobilních naftových generátorů elektrického proudu či plynových turbín. Nutnost vydávat případ od případu povolení pro zajištění výroby elektřiny v nouzových situacích je nežádoucí, neboť je spojena s nehospodárným zapůjčením vybavení, místo aby toto vybavení bylo zakoupeno. V žádosti je uvedeno několik příkladů, kdy bylo v důsledku nepředvídaných událostí nezbytné dlouhodoběji využívat mobilní generátory elektrického proudu.
(22)
V žádosti se zdůrazňují níže uvedené problémy spojené s otevíráním trhu v izolovaných elektroenergetických soustavách na nepropojených ostrovech:
a)
aby bylo možné otevřít trh, bude nezbytné vyprojektovat a instalovat v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech zvláštní infrastrukturu. Tato infrastruktura bude vyžadovat instalaci kontrolních středisek, jejichž úkolem bude řídit: i) každodenní rozvrh výroby, a ii) realizaci sjednaných tržních transakcí v každé izolované soustavě tím, že se výrobní náklady v každé izolované soustavě rozdělí mezi dodavatele, kteří zde působí.
Nezbytná infrastruktura je nákladná a náklady ponesou spotřebitelé;
b)
z důvodu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech jsou maloobchodní ceny elektřiny pro každou kategorii spotřebitelů na celém řeckém území stejné. Náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, tudíž musí být dodavatelům působícím na těchto ostrovech uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům.
Uvádí se, že mechanismus realizace sjednaných tržních transakcí by byl z důvodu velmi rozmanitých hodnot průměrných ročních proměnných výrobních nákladů na jeden nepropojený ostrov složitý.
(23)
Ministerstvo YPEKA se tudíž domnívá, že s rozvojem nezbytné infrastruktury pro fungování trhu s elektrickou energií a dozor nad ním ve spojitosti s otevřením trhu v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech jsou spojeny náklady, které převažují nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(24)
V žádosti není uvedeno datum, k němuž by požadovaná výjimka ztratila platnost.
3. STANOVISKO ORGÁNU RAE
3.1. ROZSAH VÝJIMKY
3.1.1. Výjimka z kapitoly III směrnice 2009/72/ES
(25)
Orgán RAE se domnívá, že výjimka z kapitoly III podle čl. 44 odst. 1 by se neměla týkat instalace nových energetických kapacit, které lze rozvíjet v izolované soustavě, nýbrž pouze rekonstrukce, modernizace či rozšíření stávající výrobní kapacity. Stávající výrobní kapacitu tvoří elektrárny, které jsou na nepropojených ostrovech již v provozu nebo ve fázi výstavby. Každá nová elektrárna instalovaná na těchto ostrovech se považuje za novou výrobní kapacitu.
(26)
Orgán RAE konstatuje, že v průběhu posledních dvou desetiletí projevovali nezávislí výrobci elektřiny (tj. jiní než společnost PPC) značný zájem o rozvoj obnovitelných zdrojů energie a elektráren pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie ve všech izolovaných mikrosoustavách. Pokud jde o obnovitelné zdroje energie a kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie, neměl by být přístup třetích stran k elektroenergetickým soustavám všech nepropojených ostrovů omezován.
(27)
Orgán RAE konstatuje, že za předpokladu, že budou splněny určité podmínky, nebude bránit povolení výjimky pro účely uvedení nových tradičních elektráren do provozu. Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES však neumožňuje povolit výjimku pro nové kapacity.
(28)
Orgán RAE se domnívá, že důvodem pro rozšíření kapacit stávajících tradičních elektráren je především krátkodobý nedostatek kapacit na nepropojených ostrovech, jenž je důsledkem neočekávaných škod vzniklých na stávajících kapacitách či opožděné instalace nových kapacit, a zejména pak v průběhu období, kdy je vysoká poptávka po elektrické energii (např. v letní sezóně). Takové rozšíření je podle článku 8 směrnice 2009/72/ES předmětem otevřeného výběrového řízení. Tento postup je časově náročný a v případě nouzových situací, jež vyžadují naléhavé řešení, nevyhovující.
(29)
Orgán RAE souhlasí s tím, aby společnost PPC nesla odpovědnost za takové nouzové situace. Vzhledem k tomu, že společnost PPC je schopna přesouvat mobilní tradiční bloky z ostrovů, na nichž je přebytek kapacit, na ostrovy, na nichž je nedostatek kapacit, mohlo by se jednat i o nejhospodárnější řešení.
(30)
Orgán RAE zdůrazňuje, že u každé výjimky musí být možné určit příslušný postup udělování povolení pro případ nouzových situací, a zejména pak, která kritéria uvedená v článku 7 směrnice 2009/72/ES musí být příslušnými orgány vydávajícími povolení přezkoumána.
(31)
Orgán RAE se domnívá, že výjimku je třeba povolit na omezenou dobu, například maximálně na 10 let.
3.1.2. Výjimka z kapitoly VIII uvedené směrnice
(32)
Podle orgánu RAE jsou dodávky elektřiny na nepropojených ostrovech v praxi spojeny s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech a náhradou za plnění této povinnosti, neboť i) náklady na výrobu elektřiny na těchto ostrovech jsou podstatně vyšší než v kontinentálním Řecku a ii) Řecká republika na celém svém území vyžaduje jednotnou tvorbu cen podle kategorie spotřebitelů.
(33)
V kodexu pro nepropojené ostrovy se předpokládá, že na těchto ostrovech budou instalovány měřicí přístroje a záznamová zařízení pro účely jednohodinového měření, vytvořena střediska pro hospodaření s energií a kontrolu a zavedeny systémy informačních technologií pro sledování a související činnosti. Orgán RAE považuje tuto infrastrukturu za nezbytnou, aby:
a)
se zajistilo, že náklady na plnění povinnosti veřejné služby jsou transparentní, nediskriminační a ověřitelné;
b)
se zajistilo náležité provozování a řádné řízení elektroenergetických soustav s cílem dosáhnout co nejhospodárnějšího provozního režimu, a tím i výraznějšího snížení poplatků spojených s povinností veřejné služby na nepropojených ostrovech, které hradí spotřebitelé energie;
c)
se dosáhlo většího podílu obnovitelných zdrojů energie a kombinované výroby tepla a elektrické energie, včetně technologií v oblasti obnovitelných zdrojů energie se složitými a zvláštními nároky na řízení, jako jsou např. obnovitelné zdroje energie s možností skladování energie, solární elektrárny atd.;
d)
se zaručila nezbytná transparentnost, pokud jde o řízení izolovaných soustav, čímž se zajistí nediskriminační zacházení se všemi účastníky trhu, a zejména pak výrobci.
(34)
Orgán RAE je tudíž toho názoru, že bez ohledu na to, zda povolení k vykonávání činnosti v rámci izolované mikrosoustavy má jeden či více dodavatelů, musí být tato infrastruktura v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech instalována.
(35)
Předpokládá se, že odhadované náklady na instalaci této infrastruktury se budou pohybovat v rozmezí 20 až 30 milionů EUR pro všechny nepropojené ostrovy, včetně Kréty a Rhodu. Orgán RAE považuje tuto částku za rozumnou, zejména vzhledem k očekávaným přínosům, tj. zajištění transparentnosti a ověřování v souvislosti s plněním povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, jakož i řádné a kontrolované provozování izolovaných elektroenergetických soustav.
(36)
Na rozdíl od ministerstva YPEKA se orgán RAE domnívá, že udělení povolení více než jednomu dodavateli, který má vykonávat svou činnost v dané izolované soustavě na nepropojených ostrovech, nebude znamenat žádné značné dodatečné náklady na požadovanou infrastrukturu, neboť tato infrastruktura je tak jako tak nezbytná pro každodenní rozvrh výroby u výrobních bloků umístěných na nepropojených ostrovech, realizaci sjednaných tržních transakcí a plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech.
(37)
Orgán RAE se dále domnívá, že dodatečné významné přínosy pro spotřebitele na nepropojených ostrovech spočívají ve skutečnosti, že zde bude působit více dodavatelů.
(38)
Orgán RAE se tudíž domnívá, že trvalé vyloučení dalších dodavatelů z trhů na nepropojených ostrovech není opodstatněné. Předpokládá se, že instalace nezbytné infrastruktury popsaná výše bude dokončena během tří až pěti let. Orgán RAE by proti případné výjimce poskytnuté výlučně pro tuto časovou lhůtu bez možnosti jakéhokoli prodloužení neměl námitky.
(39)
Orgán RAE dále konstatuje, že výjimka by v případě, že jakákoli izolovaná soustava na nepropojených ostrovech již nebude spadat do kategorie malých izolovaných soustav či izolovaných mikrosoustav, měla automaticky pozbýt platnosti. Taková situace by mohla nastat tehdy, když budou izolované soustavy na těchto ostrovech propojeny s řeckou propojenou soustavou.
4. POSUZOVÁNÍ
4.1. PRÁVNÍ ZÁKLAD ŽÁDOSTI
(40)
Čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES stanoví možnost povolit výjimku z některých ustanovení uvedené směrnice, pokud se výjimka vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy.
(41)
Podle čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES se malou izolovanou soustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 3 000 GWh v roce 1996, která získává méně než 5 % své roční spotřeby elektřiny propojením s jinými soustavami.
(42)
Podle čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES se izolovanou mikrosoustavou rozumí každá soustava se spotřebou nižší než 500 GWh v roce 1996, která nemá žádné propojení s jinými soustavami.
(43)
Izolované soustavy uvedené v žádosti zahrnují jeden, popř. několik nepropojených ostrovů (viz sloupec 1 a 2 v tabulce). I když izolovanou soustavu tvoří několik nepropojených ostrovů, které jsou propojeny mezi sebou navzájem, je elektroenergetická soustava tvořená těmito vzájemně propojenými ostrovy izolovaná v tom smyslu, že není napojena na žádnou jinou elektroenergetickou soustavu.
(44)
V žádosti se uvádí, že 31 z celkem 32 izolovaných soustav jsou izolované mikrosoustavy, přičemž největší z nich je Rhodos. Izolované mikrosoustavy, jež jsou předmětem žádosti, představovaly v roce 2010 5,24 % celkového prodeje elektřiny v Řecku. Izolovaná soustava Kréty je považována za malou izolovanou soustavu. Podíl Kréty na řecké poptávce po elektřině činil v roce 2010 3,01 %.
Roční poptávka jednotlivých izolovaných soustav
Roční poptávka (MWh)
Roční poptávka v roce 1996
Název izolované soustavy
Nepropojené ostrovy, jež jsou součástí příslušné izolované soustavy
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kréta
1 562,300
2 444,543
3 014,392
2 825,132
Ano
Ne
Rhodos
Rhodos
Chalki
386,630
650,115
764,401
760,658
Ano
Ano
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156,340
281,574
351,959
352,984
Ano
Ano
Lesbos
Lesbos
153,650
259,552
308,454
288,230
Ano
Ano
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110,480
180,868
214,449
200,042
Ano
Ano
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95,340
164,761
208,206
194,740
Ano
Ano
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90,170
136,283
151,017
137,315
Ano
Ano
Syros
Syros
56,920
100,429
107,270
95,302
Ano
Ano
Thira
Thira
Thirasia
47,680
88,073
117,957
120,199
Ano
Ano
Mykonos-Délos
Mykonos-Délos
45,740
78,049
115,071
112,978
Ano
Ano
Limnos
Limnos
35,650
55,340
62,710
59,672
Ano
Ano
Karpathos
Karpathos
Kasos
26,580
30,397
37,829
36,931
Ano
Ano
Milos
Milos
Kimolos
15,460
37,331
45,819
45,402
Ano
Ano
Ikaria
Ikaria
13,110
24,359
28,845
27,613
Ano
Ano
Skyros
Skyros
9,380
14,053
16,150
14,782
Ano
Ano
Patmos
Patmos
8,770
13,988
16,738
17,020
Ano
Ano
Sifnos
Sifnos
6,540
13,180
17,966
16,521
Ano
Ano
Symi
Symi
5,250
9,819
15,054
14,662
Ano
Ano
Amorgos
Amorgos
3,840
7,284
9,816
9,072
Ano
Ano
Kythnos
Kythnos
3,610
7,089
8,309
7,991
Ano
Ano
Serifos
Serifos
2,830
6,793
8,162
7,654
Ano
Ano
Astypalea
Astypalea
2,470
5,283
6,997
6,670
Ano
Ano
Megisti
Megisti
770
1,863
2,751
3,005
Ano
Ano
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1,058
1,075
Ano
Ano
Anafi
Anafi
400
858
1,110
1,179
Ano
Ano
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ano
Ano
Erikoussa
Erikoussa
220
452
710
746
Ano
Ano
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ano
Ano
Donoussa
Donoussa
180
417
676
690
Ano
Ano
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Ano
Ano
Arki-Marathi
Arki-Marathi
0
175
248
312
Ano
Ano
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ano
Ano
(45)
V tabulce výše jsou uvedeny izolované soustavy tak, jak byly určeny v žádosti, jakož i základní informace o každé soustavě. Z těchto informací lze vyvodit, že podle objemu poptávky po elektřině v roce 1996 spadají všechny izolované soustavy s výjimkou Kréty do kategorie izolovaných mikrosoustav ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES. Pokud jde o Krétu, je třeba rovněž uvést, že vzhledem k tomu, že Kréta nebyla a dosud není propojena s žádnou jinou elektroenergetickou soustavou, byl a dosud je procentní podíl poptávky kryté prostřednictvím propojovacích vedení nulový, tj. nižší než 5 %. Kréta tudíž představuje malou izolovanou soustavu ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
(46)
Orgán RAE se k izolovaným soustavám uvedeným v žádosti ve svém stanovisku nevyjádřil.
(47)
Komise tak dospěla k závěru, že izolované soustavy uvedené ve sloupci 1 výše znázorněné tabulky jsou všechny izolovanými mikrosoustavami ve smyslu čl. 2 bodu 27 směrnice 2009/72/ES, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou ve smyslu čl. 2 bodu 26 směrnice 2009/72/ES.
4.2. ZÁSADNÍ PROBLÉMY SPOJENÉ S PROVOZOVÁNÍM TRADIČNÍCH ELEKTRÁREN V IZOLOVANÝCH MIKROSOUSTAVÁCH
(48)
Komise se domnívá, že existují zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v izolovaných mikrosoustavách. Je tomu tak především z těchto důvodů:
a)
Objem zatížení, který je třeba na ostrovech zajistit, nepředpokládá výstavbu větších, účinnějších a nákladově efektivnějších tradičních elektráren, a to i z toho důvodu, že provozování izolované soustavy v rámci přijatelných bezpečnostních limitů nemůže být závislé na jediné elektrárně.
V žádné izolované mikrosoustavě nepřekročila v roce 2013 roční maximální hodnota 188,5 MW. Průměrné zatížení v době špičky a jeho medián, které činí 20,8, resp. 4,2 MW, jsou mnohem menší.
Ani jedna tradiční elektrárna nacházející se v současnosti v izolovaných mikrosoustavách nemá kapacitu přesahující 27 MW. Průměrná velikost elektrárny a její medián, které činí 3,9, resp. 1,1 MW, jsou mnohem menší.
Malý objem zatížení, který je třeba zajistit, a velmi kolísavá poptávka, které jsou dále ovlivňovány rostoucím podílem obnovitelných zdrojů energie, rovněž zužují volbu technologií uplatňovaných v tradičních elektrárnách, které lze v rámci izolovaných mikrosoustav využívat.
Všechny tradiční výrobní kapacity v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech využívají naftu či topný olej.
b)
Roční faktory zatížení ve všech izolovaných mikrosoustavách jsou malé. Ani v jedné izolované mikrosoustavě nebyl faktor zatížení v roce 2012 vyšší než 0,54. Průměrné zatížení v době špičky i jeho medián, které činí 0,38, jsou dokonce nižší. Vzhledem k prioritnímu přístupu obnovitelných zdrojů energie a skutečnosti, že faktory zatížení zde použité zohledňují celou elektroenergetickou soustavu izolované mikrosoustavy, je faktor zatížení pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech ještě menší.
Roční faktor zatížení v řecké propojené soustavě zpravidla činí 50 % u všech bloků a 65 % u tepelných bloků. (6)
Roční faktor zatížení svědčí o skutečném využívání elektráren v průběhu určitého roku, a tím i o jejich schopnosti vytvářet příjmy.
Rostoucí podíl obnovitelných zdrojů energie dále sníží zatížení, které mají tradiční elektrárny zajišťovat.
c)
Existuje několik projektů, jejichž cílem je propojit nepropojené ostrovy, zejména pak Kyklady a Krétu, s hlavní řeckou propojenou soustavou. Jak již bylo uvedeno výše, tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech nejsou tak účinné jako elektrárny instalované v propojené soustavě, a je tudíž nepravděpodobné, aby po propojení těchto ostrovů byly ekonomicky životaschopné.
Možnost propojení izolované soustavy je tak závažným faktorem odrazujícím od investic do tradičních kapacit na nepropojených ostrovech.
d)
Poměrně malé zatížení, které je třeba zajistit, znamená, že relativně malé změny v poptávce mohou mít vliv na výrobní kapacitu požadovanou v rámci dané izolované soustavy. V důsledku chybějící propojovací kapacity musí být všechny změny v poptávce nutně pokryty výrobní kapacitou umístěnou v rámci dané izolované mikrosoustavy.
Z toho důvodu je tak ještě více zapotřebí, aby reakce na dlouhodobé změny v poptávce byla účelná a flexibilní.
Potřebu flexibilního přístupu ještě více umocňují problémy pociťované při hledání vhodných lokalit pro tradiční elektrárny na nepropojených ostrovech a délka trvání postupů pro vydávání licencí a povolení.
e)
Poměr maximální a minimální roční poptávky v roce 2012 (7) ve všech izolovaných mikrosoustavách činí nejméně 3,35, u některých izolovaných mikrosoustav je však vyšší a často i výrazně vyšší. Průměrný podíl maximální a minimální poptávky a jeho medián činí 6,27 a 5,98.
Poměr maximální a minimální poptávky v řecké propojené soustavě činil v roce 2010 přibližně 3.
Vyšší poměr maximální a minimální poptávky vyjadřuje míru flexibility a rezerv, které musí být k dispozici dokonce i v rámci daného roku ve výrobní kapacitě instalované v izolované soustavě.
V této souvislosti je třeba poznamenat, že v roce 2012 se v přibližně 60 % izolovaných mikrosoustav využívaly mobilní generátory elektrického proudu.
(49)
Komise proto dospěla k závěru, že s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech uvedených v tabulce výše jsou spojeny zásadní problémy.
4.3. Posouzení požadované výjimky z kapitoly III
4.3.1. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na nové kapacity
(50)
Podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES lze výjimky z ustanovení kapitoly III povolit, pouze pokud jde o rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající kapacity.
(51)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž nové kapacitě nelze povolit.
(52)
Vzhledem k tomu, že izolované soustavy na nepropojených ostrovech jsou distribučními sítěmi, mohou řecké orgány v případě, že povolovací řízení pro nové kapacity nepovede k úspěšnému povolení nové kapacity pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech, naopak zvážit, že využijí ustanovení čl. 7 odst. 3 směrnice 2009/72/ES i pro nové malé tradiční kapacity. Mezi takové nové malé tradiční kapacity mohou patřit například dočasné výrobní kapacity, které lze dlouhodobě poskytovat, aniž by byly trvale přisouzeny konkrétní lokalitě.
4.3.2. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nemůže vztahovat na Krétu
(53)
Jak je uvedeno výše, všechny nepropojené ostrovy jsou izolovanými mikrosoustavami, s výjimkou Kréty, jež je malou izolovanou soustavou.
(54)
Výjimku z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES tudíž Krétě nelze povolit.
4.3.3. Výjimka z ustanovení kapitoly III se nevtahuje na zařízení využívající obnovitelné zdroje energie či zařízení pro kombinovanou výrobu tepla a elektrické energie
(55)
V žádosti není výslovně uvedeno, že se požadovaná výjimka týká pouze tradičních elektráren.
(56)
Ustanovení čl. 133 odst. 3 zákona č. 4001/2011 však výslovně vylučuje elektřinu vyrobenou z obnovitelných zdrojů energie nebo prostřednictvím vysoce účinné kombinované výroby tepla a elektrické energie nebo hybridních zařízení, jakož i zařízení pro vlastní spotřebu z oblasti působnosti výhradní licence pro výrobu elektřiny, kterou lze udělit společnosti PPC. Totéž vyplývá z článku 225 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(57)
Předložené odůvodnění se navíc týká pouze zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren. Ve skutečnosti se konstatuje, že tyto elektrárny se potýkají se zásadními problémy mimo jiné kvůli rostoucímu podílu obnovitelných zdrojů energie.
(58)
I kdyby tedy účelem žádosti byla výjimka z ustanovení kapitoly III směrnice 2009/72/ES pro jiná zařízení na výrobu energie, než jsou tradiční elektrárny, nelze výjimku povolit, neboť nebyly předloženy důvody odůvodňující tuto výjimku.
4.3.4. Lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající kapacity
(59)
S ohledem na výše uvedené zásadní problémy spojené s provozováním tradičních elektráren v rámci malých izolovaných soustav lze povolit výjimku pro povolení rekonstrukce, modernizace a rozšíření stávající tradiční kapacity. Toto povolení lze udělit přímo společnosti PPC.
(60)
Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje projekty na výstavbu tradiční výrobní kapacity, pro něž orgán RAE již vydal povolení, které ke dni, kdy toto rozhodnutí nabylo účinnosti, nebylo zrušeno;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se považuje za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
(61)
Pro povolení výjimky z kritérií a podmínek, například těch stanovených v čl. 7 odst. 2 směrnice 2009/72/ES, za nichž je povolení uděleno společnosti PPC, však neexistují důvody.
(62)
V případě, že je výjimka povolena přímo společnosti PPC, je navíc důležité, aby byly v podmínkách stanoveny povinnosti týkající se termínu, dokdy musí být povolená tradiční elektrárna zcela provozuschopná, a aby jejich součástí byla ustanovení zajišťující účinné plnění těchto povinností v plném rozsahu. Dle vlastního uvážení orgánu RAE lze po uplynutí platnosti toto přímé povolení prodloužit, avšak pouze tehdy, pokud jeho platnost skončila z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit. Po uplynutí platnosti povolení by orgán RAE měl zahájit povolovací řízení v plném souladu s čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, tedy i za účasti třetích stran.
4.3.5. Výjimka se nemůže vztahovat na výběrová řízení na nové kapacity
(63)
Výběrové řízení ve smyslu článku 8 směrnice 2009/72/ES se ze své definice týká kapacit, které mají být vybudovány a povoleny, a představují tedy nové kapacity.
(64)
Z důvodů uvedených výše by tedy podle čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES výjimka neměla být povolena.
4.4. POSOUZENÍ POŽADOVANÉ VÝJIMKY Z KAPITOLY VIII
4.4.1. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 32 o přístupu třetích osob
(65)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 32 o přístupu třetích osob.
(66)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 32 směrnice 2009/72/ES, ani neobsahuje žádné důvody odůvodňující tuto výjimku. Zákon č. 4001/2011 a kodex pro nepropojené ostrovy však ukládají povinnost společnosti DEDDIE, aby třetím stranám zajistila nediskriminační přístup k distribuční soustavě, kterou provozuje (např. článek 127 zákona č. 4001/2011). Takovou výjimku tudíž nelze povolit.
4.4.2. Výjimka z článku 33 o otevírání trhu a vzájemnosti
4.4.2.1. Neexistují důvody pro trvalou výjimku z článku 33 směrnice 2009/72/ES
(67)
V žádosti se v zásadě tvrdí, že společnost PPC by pro zákazníky na nepropojených ostrovech měla zůstat jediným oprávněným dodavatelem elektřiny, neboť s rozvojem infrastruktury nezbytné pro fungování trhu s elektřinou v izolovaných mikrosoustavách a dozor nad ním a infrastruktury potřebné pro otevření trhu dodavatelům, kteří jsou třetí stranou, jsou spojeny provozní náklady, jež vzniknou provozovateli soustavy na nepropojených ostrovech a které převáží nad přínosy, jež může mít otevření trhu pro spotřebitele.
(68)
Ze stanoviska orgánu RAE je zřejmé, že infrastruktura instalovaná na nepropojených ostrovech má zajistit, aby povinnost veřejné služby na nepropojených ostrovech mohla být v souladu s platnými právními předpisy vykonávána transparentním, ověřitelným a nediskriminačním způsobem. Infrastruktura je navíc vyžadována pro účely provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech z technického a ekonomického hlediska. Vzhledem k tomu, že infrastruktura je kvůli splnění těchto požadavků tak jako tak nezbytná, a to bez ohledu na počet dodavatelů oprávněných vykonávat svou činnost na nepropojených ostrovech, nevede otevření trhu k navýšení nákladů na infrastrukturu.
(69)
I když je vyžadována obdobná infrastruktura, není otevření trhu ze své podstaty spjato s technickou stránkou provozu izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani s plněním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech, neboť neexistuje příčinná souvislost mezi technickou a ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav a zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky na straně jedné a na straně druhé otázkou, zda je k dodávkám elektřiny spotřebitelům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(70)
Je správné, aby náhrada výrobních nákladů na nepropojených ostrovech, které jsou ve srovnání s výrobními náklady v propojené soustavě vyšší, byla dodavatelům působícím na těchto ostrovech povinně uhrazena tak, že se příslušný podíl náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech rozdělí v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Aby bylo možné určit finanční náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech, a to bez ohledu na počet dodavatelů působících na ostrovech, je nicméně nutné nejprve zjistit výrobní náklady na těchto ostrovech.
(71)
Pokud jde o otevírání trhu, je jediným dalším požadavkem rozdělení příslušných podílů náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech mezi jednotlivé dodavatele v závislosti na jejich prodeji elektřiny zákazníkům. Dokonce i související údaje o zákaznících, zejména údaje o měření, jsou vyžadovány bez ohledu na to, zda je k dodávkám elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech oprávněn jeden či více dodavatelů.
(72)
Poskytnutí náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech tudíž znamená pouze to, že je třeba ke každému oprávněnému dodavateli přiřadit údaje o měření spotřeby zákazníků, což je v prvé řadě administrativní záležitost vycházející z informací, které jsou kompletně či do značné míry shromažďovány bez ohledu na to, zda na těchto ostrovech došlo k otevření trhu, nebo nikoli. Zadruhé, schopnost přiřadit údaje je nezbytným předpokladem pro řádné provozování jakéhokoli trhu s dodávkami elektřiny. Tyto náklady tak nelze přijmout jako důvod pro povolení výjimky týkající se otevření trhu, neboť nejsou pro provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech příznačné ani nejsou spojeny se zásadním problémem v jejich provozování.
(73)
Je důležité uvést, že v rámci infrastruktury, jež má být zavedena, je třeba vytvořit také rejstříky, v nichž budou údaje o měření přiřazeny k jednotlivým dodavatelům. Zatímco zavedení celé plánované infrastruktury usnadní optimální provoz izolovaných elektroenergetických soustav, není kompletní realizace souvisejících investic nezbytnou podmínkou pro otevření trhu.
(74)
Skutečnost, že průměrné roční proměnné výrobní náklady na jeden nepropojený ostrov mohou mít velmi rozmanité hodnoty, je nepodstatná. A i kdyby byly kolísavé hodnoty odůvodněné, týkají se nákladů na výrobu elektřiny v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech. Vyčíslení nákladů se tak jako tak již vyžaduje pro účely výkonu povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech v souladu se zákonnými požadavky, a navíc není nijak dotčeno počtem dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na těchto ostrovech. Vzhledem k tomu, že základem pro výkon povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech je již měsíční systém pro každou izolovanou soustavu samostatně, lze si navíc jen obtížně představit, že značné roční výkyvy na jeden nepropojený ostrov mohou vést k věcným problémům.
(75)
Z výše uvedeného tedy vyplývá, že počet dodavatelů oprávněných dodávat elektřinu zákazníkům na nepropojených ostrovech ve své podstatě nijak nesouvisí s technickou či ekonomickou stránkou provozování izolovaných soustav ani zajištěním povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech v souladu s příslušnými zákonnými požadavky.
(76)
Dále lze konstatovat, že přínosy otevření trhu převažují nad jeho případnými náklady. Již orgán RAE poznamenal, že alternativní dodavatelé by zákazníkům na nepropojených ostrovech mohli zajistit další významné přínosy, neboť by kromě dodávek elektřiny mohli poskytovat i další služby.
(77)
Žádost o trvalou výjimku z článku 33 by tudíž neměla být schválena.
4.4.2.2. Omezená platnost výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES pro izolované soustavy
(78)
S ohledem na výše uvedené je nutné uznat, že předpokladem pro otevření trhu je, aby byla zavedena praktická opatření, jež umožní provozovat izolované soustavy na nepropojených ostrovech zcela v souladu s kodexem pro nepropojené ostrovy. Praktické problémy spojené s otevíráním trhu mohou vést k nedostupnosti rejstříků nutných pro přiřazení údajů o měřicích přístrojích a měření k jednotlivým dodavatelům nebo k tomu, že infrastruktura nebude mít optimální podobu. Lze tak uvažovat o povolení časově omezené výjimky z článku 33 směrnice 2009/72/ES.
(79)
Při posuzování doby platnosti výjimky z kapitoly VIII je důležité přihlédnout k těmto dvěma aspektům:
a)
jak již bylo zdůrazněno, aby na nepropojených ostrovech mohlo dojít k otevření trhu, je nejdůležitějším opatřením vytvoření rejstříku o těchto ostrovech, který umožní přiřadit k jednotlivým dodavatelům údaje o měření. Ustanovení čl. 327 odst. 4 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví, že takový rejstřík bude dokončen nejpozději dva roky od vstupu tohoto kodexu v platnost. Dostupnost rejstříku je nutnou podmínkou pro skutečné otevření trhu;
b)
úplné dokončení investičního programu pro infrastrukturu, jež má být na nepropojených ostrovech instalována, by jistě usnadnilo skutečné otevření trhu na těchto ostrovech. Nejedná se však o nutný požadavek. Ustanovení čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy stanoví lhůtu, do níž mají být všechny stávající nepropojené ostrovy vybaveny dodatečnou infrastrukturou, která má být na těchto ostrovech instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost.
(80)
Výjimka týkající se otevření trhu by tak měla být udělena alespoň na dva roky po vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2016, aby mohly být vytvořeny rejstříky, které jsou nutnou podmínkou pro otevření trhu. S ohledem na skutečnost, že kompletní infrastruktura musí být instalována nejpozději do 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, měla by být platnost výjimky u kterékoli izolované soustavy na nepropojeném ostrově v každém případě omezena na 5 let od vstupu uvedeného kodexu v platnost, tj. do 17. února 2019. Avšak vzhledem k tomu, že výjimka může být odůvodněná pouze tehdy, přetrvávají-li zásadní a věcné problémy spojené s otevřením trhu, které jsou přímým důsledkem nedokončení investičního programu infrastruktury na nepropojených ostrovech, je třeba pravidelně ověřovat, zda takové problémy v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech stále existují. Referenčním dokumentem pro takové ověřování by měl být investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci požadované infrastruktury na nepropojených ostrovech, který schválí příslušné řecké orgány. Tento plán je tedy třeba dokončit a schválit do 17. února 2015.
(81)
Aby otevření trhu nebylo zbytečně odkládáno, měl by orgán RAE schválit investiční plán společnosti DEDDIE pro instalaci infrastruktury, jenž by se měl v prvé řadě zaměřit na izolované soustavy Kréty a Rhodu, neboť se jedná o nepropojené ostrovy s nejvyšším počtem obyvatel.
(82)
Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 by společnost DEDDIE měla vypracovávat zprávu, kterou by měl schválit orgán RAE a v níž uvede důvody, proč v jednotlivých izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech dosud nedošlo k otevření trhu. Tato zpráva by měla být zveřejněna a oznámena Komisi.
4.4.3. Výjimka z ustanovení kapitoly VIII se nevztahuje na článek 34
(83)
Žádost se týká výjimky z kapitoly VIII směrnice 2009/72/ES, a lze se tedy domnívat, že její součástí je i žádost o výjimku z ustanovení článku 34 o přímých vedeních ve smyslu čl. 2 bodu 15 směrnice 2009/72/ES.
(84)
V žádosti není specifikováno, zda se požadovaná výjimka vztahuje i na článek 34 směrnice 2009/72/ES.
(85)
I v případě, že se má žádost vztahovat také na výjimku z článku 34 směrnice 2009/72/ES, neměla by být tato výjimka povolena, neboť nebyly předloženy žádné důvody, které by ji odůvodňovaly.
4.4.4. Propojovací vedení - žádost o výjimku z kapitol III a VIII
(86)
Stávající výjimka se vztahuje na izolované mikrosoustavy, které se vyznačují právě tím, že nejsou propojeny s jinými elektroenergetickými soustavami, nebo jako v případě malých izolovaných soustav pouze ve velmi omezené míře.
(87)
Avšak:
a)
podle nedávno schváleného desetiletého plánu rozvoje řeckého provozovatele přenosové soustavy, Nezávislého provozovatele energetické přenosové soustavy ADMIE SA (dále jen „ADMIE“), se předpokládá, že propojení Kykladských ostrovů bude ve třech fázích dokončeno v roce 2018, přičemž některé ostrovy budou s řeckou propojenou soustavou propojeny mnohem dříve;
b)
propojení Kréty má být podle předpokladů navíc dokončeno do roku 2020. Součástí schváleného desetiletého plánu rozvoje společnosti ADMIE z roku 2013 se staly příslušné části projektu na první tři roky. Konečný plán musí být začleněn do desetiletého plánu rozvoje, jenž má být schválen v roce 2014.
(88)
Je nezbytné výslovně stanovit, že stávající výjimka pro některou izolovanou soustavu automaticky pozbývá platnosti v okamžiku, kdy se propojení mezi danou izolovanou soustavou a řeckou propojenou soustavou stane plně funkční.
(89)
Výhradním vlastníkem společnosti DEDDIE je společnost PPC, ačkoli společnost DEDDIE je od ní po právní i funkční stránce oddělena. Na rozdíl od provozovatele distribuční soustavy ve smyslu směrnice 2009/72/ES má společnost DEDDIE rozsáhlé povinnosti, pokud jde o provozování izolovaných soustav na nepropojených ostrovech a zajištění výroby na těchto ostrovech, včetně tradičních výrobních kapacit ve vlastnictví společnosti PPC, a tedy i ekonomické ohodnocení. Jak již bylo uvedeno výše, má propojení vliv na ekonomickou životaschopnost tradičních elektráren, které jsou v současnosti instalovány v izolovaných soustavách na nepropojených ostrovech.
(90)
Výjimky by měly být povolovány pouze tehdy, jsou-li přiměřené a nepřekračují-li rámec toho, co je nezbytně nutné. V souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, je proto nezbytné poskytnout jednoznačné pobídky a zajistit transparentnost.
(91)
Článek 108 zákona č. 4001/2011 stanoví:
„Společnost ADMIE SA předloží orgánu RAE do 31. března každého roku […] desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy. Desetiletý plán rozvoje řecké elektroenergetické přenosové soustavy zejména: […] c) obsahuje studii nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě z technického a finančního hlediska […], zejména v případě […] propojovacích vedení mezi ostrovy a přenosovou soustavou, včetně časového rámce, odhadovaných peněžních toků a požadavků na financování u všech investičních projektů.“
(92)
Aby se zajistilo, že jsou v souvislosti s rozhodnutími, zda propojit izolované soustavy na nepropojených ostrovech, k dispozici jednoznačné pobídky a je zajištěna transparentnost, měly by řecké orgány zaručit, že:
a)
společnosti ADMIE, DEDDIE a orgán RAE v rámci povolovacího či výběrového řízení na stávající či nové kapacity některé izolované soustavy na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, je třeba zamítnout povolení pro stávající nebo nové kapacity. Náklady by měly zahrnovat všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do propojení a jeho provoz. Zejména by neměla přihlížet k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní orgán RAE celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizuje orgán RAE z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení by měla proběhnout tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
orgán RAE stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve lhůtě stanovené orgánem RAE, je třeba usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
4.5. DOBA TRVÁNÍ
(93)
Je nezbytné přezkoumat veškeré skutečnosti, z nichž tato výjimka vychází, především pak poté, co mají být dokončeny plány na propojení určitých izolovaných soustav a uplynou lhůty pro instalaci infrastruktury podle článku 237 kodexu pro nepropojené ostrovy.
(94)
Jakákoli výjimka je tudíž platná do 1. ledna 2021.
4.6. ZPĚTNÁ ÚČINNOST
(95)
Jak je uvedeno výše, navazuje žádost ze dne 17. ledna 2012 na původní žádost předloženou v roce 2003.
(96)
Ustanovení čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES, jež byla zrušena směrnicí 2009/72/ES, rovněž členským státům v případě zásadních problémů spojených s provozováním malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav umožňovalo žádat o odchylky od některých ustanovení uvedené směrnice. Podle článku 48 směrnice 2009/72/ES se odkazy na zrušený čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES považují za odkazy na čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES.
(97)
Definice malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy použité v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2003/54/ES jsou totožné s definicemi použitými v čl. 2 bodu 26 a 27 směrnice 2009/72/ES.
(98)
Obě definice odkazují na poptávku po elektřině v izolovaných soustavách v roce 1996, což se nezměnilo. Navíc Kréta nebyla propojena s řeckou propojenou soustavou ani v roce 2003, ani 2012 a není tomu tak ani v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(99)
Všechny izolované elektroenergetické mikrosoustavy a malé izolované elektroenergetické soustavy, které v žádosti spadají do kategorie izolovaných mikrosoustav či malých izolovaných soustav, tudíž do příslušné kategorie spadaly již v době podání původní žádosti a spadají do ní rovněž v okamžiku, kdy toto rozhodnutí o povolení výjimky nabývá účinnosti.
(100)
Pokud jde o malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy, které mohou být způsobilé pro odchylku/výjimku podle směrnice 2003/54/ES a směrnice 2009/72/ES, nedošlo tedy k žádným právním ani faktickým změnám.
(101)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly III uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola III směrnice 2009/72/ES, jež se týká povolovacího a výběrového řízení pro nové kapacity.
(102)
Podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES bylo možné udělit odchylku od kapitoly VII uvedené směrnice, která obsahovala stejná ustanovení jako kapitola VIII směrnice 2009/72/ES, jež se týká přístupu třetích osob, otevírání trhu a přímých vedení.
(103)
Pokud by Komise byla bývala udělila odchylku na základě původní žádosti, mohla tak učinit na základě týchž podmínek, jako v případě této výjimky podle směrnice 2009/72/ES.
(104)
Pokud jde o skutkové okolnosti, nedošlo navíc od roku 2003 k žádné změně. Od roku 2003 nedoznala zeměpisná poloha nepropojených ostrovů, ekonomické faktory určující provoz elektroenergetických soustav v rámci izolovaných soustav na nepropojených ostrovech ani charakter zásadních problémů spojených s provozováním tradičních elektráren v izolovaných soustavách na těchto ostrovech žádných věcných změn.
(105)
Ve věci původní žádosti předložené v roce 2003 nebylo dosud rozhodnuto. Nečinnost Komise by neměla poškozovat Řeckou republiku. Řecká republika splnila své povinnosti podle čl. 26 odst. 1 směrnice 2003/54/ES a čl. 44 odst. 1 směrnice 2009/72/ES a pro izolované soustavy na nepropojených ostrovech předložila podle těchto článků řádně odůvodněnou žádost o povolení výjimky.
(106)
Je tudíž vhodné, aby toto rozhodnutí o povolení výjimky nabylo účinnosti ke dni oznámení původní žádosti, tj. ke dni 5. prosince 2003.
PŘIJALA TOTO ROZHODNUTÍ:
Článek 1
Toto rozhodnutí se vztahuje na malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy uvedené v tabulce.
Pro účely tohoto rozhodnutí je Kréta malou izolovanou soustavou a všechny ostatní izolované soustavy jsou izolovanými mikrosoustavami.
Článek 2
1. Pro malé izolované soustavy a izolované mikrosoustavy se povoluje výjimka z ustanovení článku 33 směrnice 2009/72/ES.
2. Tato výjimka je platná do 17. února 2016 nebo do okamžiku kompletní instalace infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, podle toho, co nastane později. Použitelnost této výjimky však v každém případě skončí dne 17. února 2019.
3. Řecké orgány do 17. února 2015 vypracují plán investic do infrastruktury podle čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy, přičemž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou, dokdy musí být instalace infrastruktury dokončena. V tomto plánu upřednostní Krétu a Rhodos.
4. Od 17. února 2016 a poté každý rok až do 17. února 2019 musí řecké orgány vypracovávat zprávu, v níž u každé izolované soustavy na nepropojeném ostrově uvedou: a) zda došlo k otevření trhu; b) stav investic do infrastruktury ve vztahu k příslušnému plánu; c) zásadní a věcné problémy stále bránící otevření trhu; a d) zda jsou tyto problémy přímým důsledkem nedokončení investic do infrastruktury, jak je stanoveno v čl. 237 odst. 7 kodexu pro nepropojené ostrovy.
Článek 3
1. Povoluje se výjimka z ustanovení čl. 7 odst. 1 směrnice 2009/72/ES, podle níž lze povolení pro rekonstrukci, modernizaci a rozšíření stávající tradiční kapacity v rámci izolovaných mikrosoustav udělit přímo společnosti PPC.
2. Pro účely této výjimky:
a)
stávající tradiční výrobní kapacita zahrnuje i projekty na rekonstrukci, modernizaci a rozšíření tradiční výrobní kapacity, pro něž je ke dni oznámení tohoto rozhodnutí k dispozici platné povolení vydané orgánem RAE;
b)
úplné odstranění hlavní výrobní kapacity ve stávající lokalitě a její nahrazení novým zařízením pro výrobu elektrické energie se nepovažuje za stávající kapacitu, nýbrž za výstavbu nové kapacity;
c)
umístění dočasné tradiční výrobní kapacity v rámci ochranného pásma stávající kapacity představuje rozšíření stávající kapacity.
3. Po skončení platnosti povolení uděleného podle prvního odstavce lze na základě vlastního uvážení orgánu RAE platnost tohoto povolení prodloužit za předpokladu, že k prodlevám s rekonstrukcí, modernizací a rozšířením stávající tradiční kapacity došlo z důvodů, které společnost PPC nemohla nijak ovlivnit.
4. Tato výjimka se již nevztahuje na povolení udělená podle prvního odstavce, jejichž platnost již skončila nebo jež byla zrušena.
5. Všechna další ustanovení článku 7 směrnice 2009/72/ES jsou nadále platná v plném rozsahu.
6. Tato výjimka je platná do 1. ledna 2021.
Článek 4
1. Výjimky stanovené v tomto rozhodnutí pozbývají v okamžiku propojení malých izolovaných soustav a izolovaných mikrosoustav s propojenou soustavou platnosti.
2. Řecké orgány:
a)
v rámci povolovacího či výběrového řízení na nové kapacity v některé izolované soustavě na nepropojeném ostrově systematicky zvažují alternativu propojení izolované soustavy, jejíž součástí je příslušný nepropojený ostrov. V případě, že výstavba propojovacích vedení je nákladově efektivnější, bude povolení pro nové kapacity zamítnuto. Náklady zahrnují všechny náklady na zajištění dodávek elektřiny konečným zákazníkům v rámci izolované soustavy, včetně náhrady za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech;
b)
zajistí, že studie nákladů a přínosů významných prací na přenosové soustavě provedená společností ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zohledňuje pouze efektivní úroveň nákladů na investice do projektovaného propojení a jeho provoz. Nepřihlíží k ušlým příjmům ani znehodnocení tradičních výrobních aktiv instalovaných na nepropojených ostrovech;
c)
v souvislosti s desetiletým investičním plánem společnosti ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 zveřejní celkové náklady na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům v každé izolované soustavě na nepropojených ostrovech zahrnující náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na nepropojených ostrovech. Není-li výstavba některého propojovacího vedení zahrnuta do desetiletého investičního plánu, který vypracuje společnost ADMIE podle článku 108 zákona č. 4001/2011 a orgán RAE schválí, zorganizují řecké orgány z vlastního podnětu nebo na pouhou žádost třetí osoby podle čl. 22 odst. 7 písm. b) směrnice 2009/72/ES výběrové řízení na výstavbu propojovacího vedení, které propojuje jednu či více izolovaných soustav na nepropojeném ostrově. Výstavba propojovacího vedení proběhne tehdy, jestliže v jejím důsledku dojde k poklesu celkových nákladů na zajištění dodávek elektřiny zákazníkům na nepropojených ostrovech zahrnujících i náhradu za plnění povinnosti veřejné služby na těchto ostrovech;
d)
stanoví jednoznačnou lhůtu pro dokončení výstavby propojovacího vedení. V případě, že nedojde k výstavbě propojovacího vedení nebo výstavba není dokončena ve stanovené lhůtě, musí řecké orgány usilovat o náhradu škody za nerealizované úspory nákladů.
Článek 5
Toto rozhodnutí se použije ode dne 5. prosince 2003.
Článek 6
Toto rozhodnutí je určeno Řecké republice.
V Bruselu dne 14. srpna 2014.
DECISIÓN DE LA COMISIÓN
de 14 de agosto de 2014
por la que se concede a la República Helénica una excepción a determinadas disposiciones de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo
[notificada con el número C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
LA COMISIÓN EUROPEA,
Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,
Vista la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (1), y, en particular, su artículo 44, apartado 1, y su artículo 48,
Vistas las solicitudes presentadas por la República Helénica de fechas 17 de enero de 2012 y 5 de diciembre de 2003,
Tras informar de ellas a los Estados miembros,
Considerando lo siguiente:
1. PROCEDIMIENTO
(1)
El 17 de enero de 2012 el Ministerio griego de Medio Ambiente, Energía y Cambio Climático (en lo sucesivo, «el YPEKA») presentó una solicitud («la solicitud») a la Comisión, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE para obtener una excepción a lo dispuesto en los capítulos III y VIII de la Directiva 2009/72/CE para algunas islas griegas que no están interconectadas a la red eléctrica de la Grecia continental (las islas no interconectadas o «INI»).
(2)
El 12 de septiembre de 2012 la Comisión solicitó a la Autoridad Reguladora griega de la Energía («la ARE») que se pronunciase sobre la solicitud. La ARE respondió a esta solicitud el 16 de noviembre de 2012 («el dictamen de la ARE»).
(3)
La ARE presentó otras observaciones en apoyo de la solicitud el 17 de diciembre de 2013, el 23 de diciembre de 2013, el 4 de febrero de 2014, el 28 de febrero de 2014 y el 17 de marzo de 2014.
(4)
El 14 de marzo de 2014 (con una adenda enviada el 20 de marzo de 2014), la Comisión informó a los Estados miembros de la solicitud de conformidad con lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, con una petición para que presentaran observaciones, en su caso, a más tardar el 25 de marzo de 2014. No se presentaron observaciones.
(5)
Con su solicitud, el YPEKA renovó la petición presentada por el Ministerio de Desarrollo el 5 de diciembre de 2003 de conformidad con el artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (2) («la solicitud inicial») para obtener una excepción a lo dispuesto en determinadas disposiciones de la Directiva 2003/54/CE. Aunque se practicaron unas primeras diligencias para investigar la solicitud inicial, la excepción solicitada de conformidad con el artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE, no se concedió ni se denegó.
2. SOLICITUD PRESENTADA POR EL MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE, ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO GRIEGO (YPEKA)
2.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN DE LA EXCEPCIÓN SOLICITADA
(6)
La solicitud pide una excepción a lo dispuesto en los capítulos III y VIII de la Directiva 2009/72/CE.
(7)
El capítulo III de la Directiva 2009/72/CE hace referencia al procedimiento de autorización y de licitación para la adjudicación de nuevas instalaciones. El capítulo VIII se refiere al acceso de terceros, la apertura del mercado y las líneas directas.
2.2. ORGANIZACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN LAS INI
(8)
Los mercados de la energía griegos se rigen fundamentalmente por la Ley griega 4001/2011 por la que se transpone la Directiva 2009/72/CE. La Ley 4001/2011 entró en vigor el día 22 de agosto de 2011.
(9)
El gestor de la red de distribución griega es la empresa DEDDIE SA (Hellenic Electricity Distribution Network Operator -HEDNO- (en lo sucesivo «DEDDIE» por sus siglas en griego), que, aunque desde el punto de vista jurídico y funcional es independiente, es propiedad en un 100 % de la Compañía Nacional de Electricidad (en lo sucesivo, «la CNE»), la productora y suministradora histórica de electricidad griega. Los activos de la red explotados por el gestor DEDDIE son propiedad de la CNE.
(10)
Con arreglo a lo dispuesto en el artículo 127 de la Ley 4001/2011, DEDDIE es responsable del desarrollo, funcionamiento y mantenimiento de la red griega de distribución de electricidad, que incluye el régimen de distribución de energía eléctrica en las INI.
(11)
Además, DEDDIE es responsable de la explotación de las redes eléctricas en las INI. Estas tareas incluyen: i) la preparación de un plan de desarrollo de capacidades de generación en el caso de las microrredes aisladas, incluido un programa para interconectarlas con otras INI; ii) la garantía de que se dispone de los emplazamientos necesarios para instalar nuevas capacidades de generación, para ampliar la capacidad existente o los componentes del suministro y para ampliar las redes de distribución de electricidad de Grecia a islas no interconectadas y microrredes aisladas; iii) la firma de contratos con los titulares de licencias que regulen los suministros de electricidad hacia y desde la red, la prestación de servicios auxiliares a las redes de distribución de las INI y la remuneración de los productores de electricidad, y las tarifas para clientes y proveedores por la electricidad suministrada y otros ingresos y pagos en las cuentas especiales, como los relativos a la remuneración de las obligaciones de servicio público.
(12)
El artículo 137, apartado 1, de la Ley 4001/2011 establece que todos los consumidores de electricidad se considerarán clientes admisibles, a excepción de los consumidores establecidos en pequeñas redes aisladas, sujetos a lo dispuesto en el artículo 139 de la misma Ley.
(13)
En virtud del artículo 133, apartado 3, de la Ley 4001/2011:
«A excepción de los casos en los que la electricidad se produzca a partir de fuentes de energía renovables o por cogeneración de alta eficiencia o plantas híbridas, así como cuando se trate de autoproductores, si se ha concedido una excepción de conformidad con lo dispuesto en el artículo 139, solo se concederá una licencia de generación a la CNE SA de conformidad con determinados requisitos de autorización. La CNE SA será responsable del suministro ininterrumpido a las microrredes aisladas para las que haya obtenido una licencia y de garantizar la viabilidad financiera a largo plazo de las redes de electricidad de dichas islas»
.
(14)
De conformidad con el artículo 134 de la Ley 4001/2011:
«Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 139 de la presente Ley, las licencias de suministro para pequeñas redes aisladas se concederán únicamente a la CNE SA de conformidad con los requisitos de la reglamentación sobre concesión de autorizaciones. La CNE SA ha de suministrar electricidad a los clientes no cualificados, a petición de estos»
.
(15)
Según el artículo 139 de la Ley 4001/2011, pueden concederse excepciones a las disposiciones de la Ley 4001/2011 de conformidad con lo dispuesto en el artículo 44 de la Directiva 2009/72/CE.
(16)
La Decisión ministerial no PD5/EL/B/F IB/12924, adoptada con arreglo al artículo 28 de la Ley griega 3426/2005, establece que el suministro de electricidad a los consumidores de las INI por cualquier productor de electricidad constituye una obligación de servicio público («la OSP de las INI») en el interés económico general. Por motivos de cohesión social, los proveedores de electricidad de las INI han de suministrar electricidad a un precio igual, por categorías de consumidores, al de la red interconectada griega.
(17)
El artículo 52 de la Ley griega 4001/2011 estipula que los clientes de las islas no interconectadas tienen derecho a servicios especiales tanto en términos de precios como de calidad y seguridad del suministro, así como a la transparencia de los términos y condiciones de los contratos. Los proveedores de OSP de las INI reciben, como contrapartida por la ejecución de las obligaciones de servicio público, una compensación financiera calculada sobre la base de la metodología establecida por la Decisión 24/2014 de la ARE (3). Esta metodología se basa en la diferencia entre los costes de producción totales en las islas no interconectadas (fijos y variables) y el precio íntegro de mercado con que se enfrentan los proveedores en la red interconectada (costes marginales del sistema más todos los demás mecanismos de la red interconectada griega). La compensación por OSP de las INI se calcula mensualmente y por red de islas autónoma, y está sujeta al control de la ARE. La compensación por OSP de las INI se recauda mediante una tasa cobrada a todos los clientes, incluidos los de las INI (4). El mecanismo de OSP de las INI está administrado por LAGIE, el operador del mercado griego, de propiedad estatal. La Decisión ministerial D5-EL/B/F1/oik.27547, de diciembre de 2011 (5), basada en lo dispuesto en el artículo 55, apartado 3, de la Ley 4001/2011, disponía que la OSP de las INI debe ser ofrecida por todos los proveedores, por lo cual todos los proveedores son elegibles para la compensación por OSP de las INI.
(18)
El Derecho derivado reglamenta más detalladamente el suministro y la generación de electricidad en las INI. En particular, mediante su Decisión no 39/2014, de 28 de enero de 2014, la ARE adoptó el Código de Gestión de los Sistemas de Energía Eléctrica en las Islas No Interconectadas (en lo sucesivo, «el Código de las INI») que regula muchas cuestiones relativas a la explotación de las redes aisladas de las INI, incluida la apertura del mercado, el ajuste del mercado y la producción de electricidad. El Código de las INI entró en vigor el día de su publicación, es decir, el 17 de febrero de 2014.
2.3. PROBLEMAS SUSTANCIALES PARA LA EXPLOTACIÓN DE LAS REDES AISLADAS
(19)
La solicitud destaca los siguientes problemas para la explotación de las redes de electricidad aisladas griegas:
a)
la gran variación de la demanda de electricidad en las microrredes aisladas, acentuada por: i) el aspecto del turismo en el desarrollo económico de las islas; y ii) la creciente penetración de las fuentes de energía renovables («FER»).
Estos elementos repercuten negativamente en el factor de carga de capacidad de generación convencional o térmica y la posibilidad de recuperar los costes de tales inversiones en este tipo de capacidad de generación;
b)
la gran variación de las condiciones meteorológicas en las islas, que afecta a la demanda y causa el mal funcionamiento de los sistemas de generación, y como consecuencia de ello, exige grandes reservas.
(20)
La solicitud destaca los siguientes problemas para el desarrollo de la generación convencional en las pequeñas redes de electricidad aisladas griegas:
a)
las dificultades e incluso la imposibilidad de encontrar emplazamientos adecuados para las nuevas centrales eléctricas convencionales en las microrredes aisladas, principalmente debido a la resistencia de la población;
b)
el pequeño tamaño de las INI, que es la causa de grandes contratiempos en la planificación a largo plazo del desarrollo de la producción térmica, debido a la imprevisibilidad de las inversiones realizadas por los consumidores de electricidad (como los grandes complejos turísticos o las instalaciones para embarcaciones), lo cual exige agilidad y flexibilidad en la respuesta a la demanda de electricidad;
c)
está previsto un aumento de un 2 % anual hasta 2017 en la demanda de electricidad de las redes aisladas de las INI. Aunque se han concedido las pertinentes autorizaciones a la CNE para la instalación de la capacidad adicional necesaria y dicha instalación ya ha sido programada (se espera que cubra la demanda de todas las INI, junto con los necesarios márgenes de reserva, para 2017), no siempre ha sido posible cumplir el calendario;
d)
el pequeño tamaño de la carga, las grandes variaciones en la carga y el aumento de la penetración de las FER en la mayoría de las microrredes aisladas limita las soluciones tecnológicas disponibles para la producción convencional, restringiendo las opciones de las pequeñas instalaciones de generación alimentadas con aceite pesado de bajo contenido en azufre o con aceite ligero;
e)
los procedimientos de adquisición de nueva generación de energía suponen una elevada inversión de tiempo. De dos años y medio a tres años son necesarios a partir del momento en que la autorización se concede hasta que los generadores de energía eléctrica entran en servicio;
f)
el desarrollo de planes para construir interconectores entre la red interconectada griega y las microrredes aisladas de las INI socava el interés por la inversión en capacidad de generación convencional en las INI. Los proyectos de interconexión con las Cícladas y Creta están programados.
(21)
En consecuencia, hay que recurrir regularmente a soluciones de emergencia, como el alquiler de generadores de electricidad móviles alimentados con gasóleo o de turbinas de gas. La necesidad de autorización en cada caso individual para las necesidades de generación de emergencia no es deseable, ya que da lugar al alquiler de los equipos, antieconómico, en lugar de realizar adquisiciones. La solicitud ofrece varios ejemplos de casos en que acontecimientos imprevistos dieron lugar al uso de generadores móviles de electricidad a más largo plazo.
(22)
La solicitud destaca los siguientes problemas para la apertura del mercado en las redes de electricidad aisladas de las INI:
a)
con el fin de permitir la apertura del mercado, tendrán que desarrollarse e instalarse infraestructuras específicas en las redes aisladas de las INI. Estas infraestructuras implican la instalación de centros de control para la gestión de: i) la programación diaria de la generación; y ii) el ajuste del mercado en cada sistema aislado, repartiendo el coste de la producción en cada sistema aislado entre los proveedores activos en él.
La infraestructura necesaria es onerosa y su coste es sufragado por los consumidores;
b)
debido a la OSP de las INI, los precios al por menor de la electricidad son iguales para cada categoría de consumidores en todo el territorio griego. Los costes de generación, más elevados en las INI en comparación con los costes de generación en la red interconectada, deben, por lo tanto, compensarse a los proveedores activos en las INI repartiendo la parte correspondiente de la compensación por OSP en función de la venta de electricidad a sus clientes.
Se afirma que la gran variación en los valores de la media anual del coste de producción variable por INI haría complicado el mecanismo de ajuste para el mercado.
(23)
Por consiguiente, el YPEKA opina que el desarrollo de las infraestructuras necesarias para la gestión y la supervisión del mercado de la electricidad conjuntamente con la apertura de los mercados en las redes aisladas en las INI, implica costes que son superiores a los beneficios que pueda reportar a los consumidores la apertura del mercado.
(24)
La solicitud no contiene un plazo de expiración para la excepción solicitada.
3. DICTAMEN DE LA ARE
3.1. ÁMBITO DE LA EXCEPCIÓN
3.1.1. Excepción a lo establecido en el capítulo III de la Directiva 2009/72/CE
(25)
La ARE considera que la excepción a lo establecido en el capítulo III, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, no debe referirse a la instalación de nueva capacidad de electricidad que puede desarrollarse en una red aislada, sino solo a la renovación, el incremento y la expansión de la capacidad de generación existente. La capacidad de generación existente está integrada por las centrales que ya están operativas o están en proceso de construcción en las INI. Cualquier nueva central eléctrica que se instale en estas islas es considerada nueva capacidad de generación.
(26)
La ARE señala que los productores de energía independientes (es decir, los que no son la CNE) han demostrado un gran interés en desarrollar centrales eléctricas de fuentes de energía renovables y de cogeneración en todas las microrredes aisladas en las dos últimas décadas. Por lo tanto, no debe restringirse el acceso de terceros a las redes de electricidad de todas las INI por lo que respecta al desarrollo de fuentes renovables de energía y procedimientos combinados de calor y electricidad («CHP» por sus siglas en inglés).
(27)
La ARE afirma que no se opone a conceder una excepción para la activación de nuevas centrales eléctricas convencionales, siempre y cuando se cumplan determinadas condiciones. Sin embargo, el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE no prevé la posibilidad de una excepción para la creación de nuevas instalaciones.
(28)
La ARE considera que la expansión de la capacidad de las centrales convencionales existentes afecta sobre todo a una falta de capacidad a corto plazo en las INI derivada de daños imprevistos en la capacidad existente o de retrasos en la instalación de capacidad nueva, especialmente durante los períodos con una elevada demanda (por ejemplo, en los momentos críticos del verano). Estas expansiones están sujetas a un procedimiento de licitación abierto, de acuerdo con el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE. Este procedimiento es largo y no se adecua al carácter de urgencia de las situaciones de emergencia.
(29)
La ARE reconoce que la CNE debería cubrir cualquier situación de emergencia de este tipo. Teniendo en cuenta que la CNE es capaz de desplazar unidades convencionales móviles desde islas en las que existe un excedente de capacidad a islas con déficit de capacidad, esta solución también podría ser la más económica.
(30)
La ARE subraya que cualquier excepción debe permitir especificar el procedimiento de autorización adecuado para las situaciones de emergencia, y más concretamente, cuáles de los criterios mencionados en el artículo 7 de la Directiva 2009/72/CE tienen que ser examinados por las autoridades competentes para la autorización.
(31)
La ARE considera que la excepción debería concederse con una duración limitada, como de diez años como máximo.
3.1.2. Excepción a lo dispuesto en el capítulo VIII de la Directiva
(32)
Según la ARE, el suministro de electricidad en las INI está vinculado en la práctica con las OSP de las INI y la compensación por dichas obligaciones porque: i) los costes de generación de electricidad en las INI son considerablemente más elevados que en el continente, y ii) el Estado griego obliga a una tarificación uniformes, por categoría de clientes, en todo su territorio.
(33)
El Código de las INI prevé la instalación de determinados aparatos de control y medición en las INI para realizar la medición por hora, la gestión de la energía y los centros de control, el seguimiento y los sistemas informáticos relacionados con ellos. La ARE sostiene que esta infraestructura es indispensable para:
a)
garantizar que los costes imputables a las OSP sean transparentes, no discriminatorios y verificables;
b)
asegurar la explotación adecuada y la buena gestión de las propias redes eléctricas, con el fin de lograr el modo de explotación más económico y, por consiguiente, una reducción mayor de las tarifas para los consumidores de electricidad relacionadas con las OSP de las INI;
c)
lograr una mayor penetración de las FER y de la cogeneración, en particular de las tecnologías de las FER con requisitos complejos para su gestión, como las FER con almacenamiento, las plantas de energía solar-térmica, etc.;
d)
garantizar la transparencia necesaria en la gestión de las redes aisladas, asegurando de esta forma un trato no discriminatorio a todos los participantes del mercado, en particular a los productores.
(34)
Por consiguiente, la ARE argumenta que, con independencia de si uno o más proveedores están autorizados para operar dentro de una microrred aislada, esta infraestructura ha de instalarse en las redes aisladas de las INI.
(35)
No está previsto que el coste estimado para instalar esta infraestructura supere los 20 o 30 millones EUR para todas las INI, incluidas Creta y Rodas. La ARE considera este importe razonable, especialmente si se tienen en cuenta los beneficios esperados, es decir, garantizar la transparencia y la verificación de la OSP de las INI, así como la explotación cabal y controlada de las redes de electricidad aisladas.
(36)
Contrariamente al YPEKA, la ARE opina que la autorización de varios proveedores para que actuar en una determinada red aislada de las INI no supondrá costes adicionales significativos respecto de la infraestructura necesaria, puesto que la misma infraestructura, en cualquier caso, ya es necesaria para la programación cotidiana de las unidades de generación situadas en la INI, el ajuste del mercado y para cumplir la OSP de las INI.
(37)
Además, la ARE considera que importantes beneficios adicionales revertirán en los consumidores de las INI al permitir que haya más de un único proveedor activo.
(38)
En consecuencia, la ARE opina que no se justifica la exclusión permanente de proveedores alternativos en los mercados de las INI. Está previsto que la instalación de la infraestructura necesaria tal como se describe más arriba se lleve a cabo en un plazo de tres a cinco años. La ARE no se opondría a una posible excepción, estrictamente durante dicho plazo, sin ninguna otra prórroga.
(39)
La ARE señala además que, en caso de que cambie la situación de cualquier red aislada de las INI, de modo que esta no pertenezca más a la categoría de microrredes o pequeñas redes aisladas, la excepción debería dejar de aplicarse automáticamente. Esta situación podría producirse si las redes aisladas de las INI estuvieran interconectadas con la red interconectada griega.
4. EVALUACIÓN
4.1. BASE JURÍDICA DE LA SOLICITUD
(40)
El artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE prevé la posibilidad de establecer excepciones a determinadas disposiciones de la Directiva, cuando la excepción sea aplicable a las pequeñas redes aisladas y a las microrredes aisladas.
(41)
De acuerdo con el artículo 2, apartado 26, de la Directiva 2009/72/CE, por «pequeña red aislada» se entiende cualquier red que tuviera en el año 1996 un consumo inferior a 3 000 GWh y que obtenga una cantidad inferior al 5 % de su consumo anual mediante interconexión con otras redes.
(42)
De conformidad con el artículo 2, apartado 27, de la Directiva 2009/72/CE, por «microrred aislada» se entiende cualquier red de consumo inferior a 500 GWh en el año 1996 y que no esté conectada a otras redes.
(43)
Las redes aisladas identificadas en la solicitud corresponden a una y, a veces, varias INI (véanse las columnas 1 y 2 del cuadro). Incluso si un sistema aislado consta de varias INI que están interconectadas, la red eléctrica constituida por estas INI interconectadas está aislada, en el sentido de que esta no está conectada a ninguna otra red eléctrica.
(44)
La solicitud alega que 31 de las 32 redes aisladas son microrredes aisladas, de las cuales la más extensa es Rodas. Las microrredes aisladas para las que se ha presentado la solicitud representaron el 5,24 % del total de la venta de electricidad en Grecia en 2010. La red aislada de Creta se considera una pequeña red aislada. Creta representó en el año 2010 el 3,01 % de la demanda de electricidad griega.
Demanda anual por red aislada
Demanda anual (MWh)
Demanda anual en 1996
Nombre de la red aislada
INI que forman parte de la red aislada
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Sí
No
Rodas
Rodas
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Sí
Sí
Kos-Kalimnos
Kos
Kalimnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Sí
Sí
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Sí
Sí
Quíos
Quíos
Psará
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Sí
Sí
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Íos
Sikinos
Folégandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Sí
Sí
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Sí
Sí
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Sí
Sí
Tera (Santorini)
Tera (Santorini)
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Sí
Sí
Míconos-Dilos
Míconos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Sí
Sí
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Sí
Sí
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Sí
Sí
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Sí
Sí
Icaria
Icaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Sí
Sí
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Sí
Sí
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Sí
Sí
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Sí
Sí
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Sí
Sí
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Sí
Sí
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Sí
Sí
Sérifos
Sérifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Sí
Sí
Astipálea
Astipálea
2 470
5 283
6 997
6 670
Sí
Sí
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Sí
Sí
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Sí
Sí
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Sí
Sí
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Sí
Sí
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Sí
Sí
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Sí
Sí
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Sí
Sí
Antikithyra
Antikithyra
70
199
228
241
Sí
Sí
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Sí
Sí
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Sí
Sí
(45)
El cuadro anterior incluye las redes aisladas tal como se identifican en la solicitud, y proporciona determinada información sobre cada una de ellas. A partir de esta información, puede deducirse que todas las redes aisladas, excepto Creta, registraron en 1996 una demanda de electricidad que permite considerarlas microrredes aisladas en el sentido del artículo 2, apartado 27, de la Directiva 2009/72/CE. Por lo que se refiere a Creta, es necesario mencionar además que, como Creta no estaba y sigue sin estar interconectada a ninguna otra red eléctrica, la parte porcentual de demanda satisfecha a través de interconexiones era y sigue siendo cero, es decir, inferior al 5 %. Así pues, Creta, es una pequeña red aislada de acuerdo con la definición del artículo 2, apartado 26, de la Directiva 2009/72/CE.
(46)
El dictamen de la ARE no se pronunció sobre las redes aisladas indicadas en la solicitud.
(47)
La Comisión concluye, por lo tanto, que las redes aisladas, tal como se identifican en la columna 1 del cuadro anterior, son todas microrredes aisladas, en el sentido del artículo 2, apartado 27, de la Directiva 2009/72/CE, excepto por lo que se refiere a Creta, que es una pequeña red aislada de acuerdo con la definición del artículo 2, apartado 26, de la Directiva 2009/72/CE.
4.2. PROBLEMAS SUSTANCIALES PARA LA EXPLOTACIÓN DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS CONVENCIONALES EN LAS MICRORREDES AISLADAS
(48)
La Comisión considera que existen problemas sustanciales para la explotación de las centrales eléctricas convencionales en las microrredes aisladas. Esto se debe, en particular, a los siguientes elementos:
a)
El tamaño de la carga que es necesario suministrar en las islas no permite instalar centrales eléctricas convencionales mayores, más eficientes y mas rentables, también porque, para que una red aislada pueda funcionar dentro de unos márgenes de seguridad aceptables, no puede depender de una única central eléctrica.
Ninguna de las microrredes aisladas superó el pico anual de 188,5 MW en 2013. Las cargas máximas media y mediana, con 20,8 y 4,2 MW respectivamente, son mucho más bajas.
Ninguna de las centrales convencionales actualmente instaladas en las microrredes aisladas tiene una capacidad superior a 27 MW. El tamaño medio y mediano de una central, con 3,9 y 1,1 MW respectivamente, es mucho menor.
El pequeño tamaño de la carga que se ha de suministrar, la fuerte variación en la demanda, afectada además por la creciente penetración de las FER, reducen también las opciones de tecnologías de las centrales eléctricas convencionales que pueden emplearse en las microrredes aisladas.
Toda la capacidad de generación convencional en las redes aisladas de las INI es alimentada con gasóleo o fuelóleo.
b)
Los factores de carga anuales en todas las microrredes aisladas son bajos. El factor de carga no superó el 0,54 en 2012 en ninguna microrred aislada. Las cargas máximas media y mediana, ambas de 0,38, son todavía menores. Habida cuenta de la prioridad de acceso de las FER y de que los factores de carga utilizados en el presente epígrafe reflejan todo el sistema eléctrico de la microrred aislada, el factor de carga de las centrales eléctricas convencionales en las INI es incluso menor.
El factor de carga anual en la red interconectada griega está normalmente alrededor del 50 % para todas las unidades y del 65 % para las unidades térmicas (6).
El factor de carga anual es indicativo del uso real que se hace de las centrales eléctricas durante un año dado y, por lo tanto, de su capacidad para generar ingresos.
La creciente penetración de las FER reducirá aún más la carga que han de suministrar las centrales eléctricas convencionales.
c)
Existen varios proyectos destinados a interconectar las INI, en particular Creta y las Cícladas, con la red interconectada griega continental. Como se ha explicado anteriormente, las centrales eléctricas convencionales que existen en las INI no son tan eficientes como las centrales eléctricas instaladas en la red interconectada y, por lo tanto, es improbable que resulten económicamente viables una vez que las INI en que se encuentran estén interconectadas.
La posibilidad de que un sistema aislado acabe estando interconectado es, por lo tanto, un grave desincentivo para la inversión en capacidad convencional en las INI.
d)
El tamaño relativamente pequeño de la carga que se ha de suministrar implica que una reducción relativamente pequeña de la demanda tiene gran probabilidad de afectar a la capacidad de generación requerida en una determinada red aislada. La falta de capacidad de interconexión significa que cualquier cambio de la demanda tiene que encontrar su respuesta en la capacidad de generación situada en la microrred aislada.
Este factor aumenta la exigencia de celeridad y flexibilidad para responder a reducciones de la demanda a más largo plazo.
Esta necesidad de flexibilidad se ve aún más reforzada por las dificultades para encontrar emplazamientos adecuados para las centrales eléctricas convencionales en las INI, y por la duración de los procedimientos de autorización y de concesión de licencias.
e)
La ratio de la demanda máxima sobre la demanda mínima anual en 2012 (7) en todas las microrredes aisladas fue como mínimo del 3,35, pero fue más elevada, a menudo mucho más elevada, para una microrred aislada dada. En efecto, las ratios media y mediana de la demanda máxima sobre la demanda mínima fueron de 6,27 y 5,98.
La ratio de la demanda máxima sobre la demanda mínima en 2010 en la red interconectada griega fue de alrededor de 3.
Esta ratio superior de la demanda máxima sobre la demanda mínima refleja el grado de flexibilidad y reservas que, incluso en un año determinado, tienen que estar disponibles dentro de la capacidad de generación instalada en una red aislada.
Cabe señalar, a este respecto, que, en 2012, aproximadamente en el 60 % de las microrredes aisladas se recurrió a generadores de electricidad móviles.
(49)
La Comisión concluye, por lo tanto, que existen problemas sustanciales para la explotación de centrales eléctricas convencionales en las redes aisladas de las INI, tal como se señala en el cuadro anterior.
4.3. EVALUACIÓN DE LA EXCEPCIÓN SOLICITADA A LO ESTABLECIDO EN EL CAPÍTULO III
4.3.1. La excepción a las disposiciones del capítulo III no puede aplicarse a nuevas instalaciones
(50)
De conformidad con el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, las excepciones a las disposiciones del capítulo III solo pueden concederse en lo que respecta a la renovación, el incremento y la expansión de las capacidades existentes.
(51)
Por consiguiente, la excepción a las disposiciones del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE no puede concederse para la creación de nuevas instalaciones.
(52)
En cambio, dado que las redes aisladas de las INI son redes de distribución, si el procedimiento de autorización para nuevas instalaciones no consigue facilitar de forma satisfactoria la autorización de nuevas instalaciones para las redes aisladas de las INI, las autoridades griegas pueden considerar la posibilidad de recurrir a las disposiciones del artículo 7, apartado 3, de la Directiva 2009/72/CE también para la construcción de pequeña capacidad convencional nueva. Dicha pequeña capacidad convencional nueva puede incluir, por ejemplo, capacidad de generación temporal que puede ponerse a disposición a largo plazo sin estar asignada de forma permanente un lugar específico.
4.3.2. La excepción a las disposiciones del capítulo III no puede aplicarse a Creta
(53)
Como ya se ha señalado, todas las INI son microrredes aisladas, con la excepción de Creta, que es una pequeña red aislada.
(54)
Por consiguiente, la excepción a las disposiciones del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE no puede concederse para Creta.
4.3.3. La excepción a las disposiciones del capítulo III no se aplica a las FER ni a las centrales de cogeneración
(55)
La solicitud no menciona explícitamente que la excepción solicitada solo respecta a las centrales convencionales.
(56)
El artículo 133, apartado 3, de la Ley 4001/2011, sin embargo, excluye expresamente la electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables, de la cogeneración de alta eficiencia o de centrales híbridas y, en el caso de los autoproductores, del ámbito de aplicación de la licencia de producción exclusiva que puede ser concedida a la CNE. Lo mismo se desprende del artículo 225 del Código de las INI.
(57)
Por otra parte, la justificación alegada se refiere a problemas sustanciales en relación con la explotación de las centrales eléctricas convencionales únicamente. En realidad, se argumenta que dichas centrales se enfrentan a problemas sustanciales, como consecuencia, entre otras cosas, del aumento de la penetración de las FER.
(58)
Por lo tanto, incluso si la solicitud se refiere a excepciones a las disposiciones del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE para las centrales de generación distintas de las centrales eléctricas convencionales, la excepción no puede concederse, ya que no se han proporcionado motivos para justificarla.
4.3.4. La excepción para la autorización de la renovación, el incremento y la expansión de las capacidades existentes puede concederse
(59)
A la vista de los citados problemas sustanciales para la explotación de las centrales eléctricas convencionales dentro de las pequeñas redes aisladas, se puede conceder la excepción para la autorización de capacidad convencional existente en la medida en que se refiera a la renovación, el incremento y la expansión de capacidad convencional existente. Dicha autorización puede concederse directamente a la CNE.
(60)
A efectos de la presente excepción:
a)
la capacidad de generación convencional existente incluye proyectos para la construcción de capacidad de generación convencional para la cual ya la ARE ya ha concedido una licencia, que no haya sido cancelada en la fecha de entrada en vigor de la presente Decisión;
b)
la destrucción completa de la principal capacidad de generación de un emplazamiento existente y su sustitución por una nueva instalación de generación de electricidad se considera construcción de nueva capacidad;
c)
la colocación de capacidad de generación temporal dentro del perímetro de la capacidad existente constituye la expansión de la capacidad existente.
(61)
No obstante, no hay justificación para una excepción a los criterios y condiciones previstos en el artículo 7, apartado 2, de la Directiva 2009/72/CE, en virtud de los cuales se concede una autorización a la CNE.
(62)
Por otra parte, en caso de que la excepción se conceda directamente a la CNE, es importante que los términos estipulen las obligaciones respecto al momento en que la central eléctrica convencional autorizada tiene que estar plenamente operativa e incluyan disposiciones que garanticen el cumplimiento pleno y efectivo de tales obligaciones. Cuando expire, y a discreción exclusivamente de la ARE, dicha autorización directa podrá prolongarse, pero únicamente si ha expirado por razones totalmente ajenas a la CNE. Cuando llegue la expiración, la ARE debe organizar un procedimiento de autorización plenamente conforme con lo dispuesto en el artículo 7, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, incluyendo por lo tanto la participación de terceros.
4.3.5. La excepción no puede cubrir licitaciones para la adjudicación de nuevas instalaciones
(63)
Por definición, la licitación en el sentido de lo dispuesto en el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE se refiere a la capacidad que queda por construir y autorizar y, por tanto, constituye una capacidad nueva.
(64)
Por las razones ya expuestas, la excepción para nuevas capacidades no debería concederse con arreglo a lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE.
4.4. EVALUACIÓN DE LA EXCEPCIÓN SOLICITADA A LO ESTABLECIDO EN EL CAPÍTULO VIII
4.4.1. La excepción a las disposiciones del capítulo VIII no cubre el artículo 32 relativo al acceso de terceros
(65)
La solicitud se refiere a la excepción a lo dispuesto en el capítulo VIII de la Directiva 2009/72/CE y, por lo tanto, puede considerarse que incluye una solicitud de excepción a las disposiciones del artículo 32 en relación con el acceso de terceros.
(66)
La solicitud no especifica si la exención solicitada cubre también el artículo 32 de la Directiva 2009/72/CE, ni tampoco da ninguna razón que justifique tal excepción. Por el contrario, la Ley 4001/2011 y el Código de las INI obligan a DEDDIE a facilitar el acceso no discriminatorio de terceros a la red de distribución, explotada por este gestor (por ejemplo, el artículo 127 de la Ley 4001/2011). Por lo tanto, dicha excepción no puede concederse.
4.4.2. Excepción a lo dispuesto en el artículo 33 relativo a la apertura del mercado y la reciprocidad
4.4.2.1. No está justificada una excepción permanente a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE
(67)
El argumento esencial de la solicitud es que la CNE debe seguir siendo el único proveedor autorizado para el suministro a los usuarios de las INI debido a que el desarrollo de las infraestructuras necesarias para la explotación y la supervisión del mercado de la electricidad en las microrredes aisladas, junto con las necesarias para la apertura del mercado para proveedores terceros supone costes de explotación para el operador de la INI que superan los beneficios que podría reportar a los consumidores la apertura del mercado.
(68)
Como pone de manifiesto el dictamen de la ARE, la infraestructura instalada en las INI pretende garantizar que las OSP de las INI puedan ser administradas, de conformidad con la normativa existente, de forma transparente, verificable y no discriminatoria. Por otra parte, la infraestructura es necesaria para operar las redes aisladas de las INI desde un punto de vista técnico y económico. Por consiguiente, como la infraestructura es necesaria en cualquier caso para cumplir estos requisitos, con independencia del número de proveedores que disponen de una licencia en las INI, la apertura de los mercados no supone un aumento de los costes de la infraestructura.
(69)
Incluso si se requieren infraestructuras similares, la apertura del mercado no está intrínsecamente relacionada con la explotación técnica de las redes aisladas en las INI ni con las OSP de las INI, ya que no existe un nexo de causalidad entre la explotación técnica y económica de dichas redes aisladas y la gestión de las OSP de las INI conforme a las disposiciones legales pertinentes, por un lado, y la cuestión de si son uno o varios los proveedores autorizados para suministrar electricidad a los consumidores de las INI, por otro.
(70)
Es cierto que el aumento de los costes de producción en las INI, en comparación con los costes de producción de la red interconectada, debe ser compensado por los proveedores en activo en las INI mediante la redistribución de la parte correspondiente de la compensación por OSP de las INI en función de las ventas de electricidad a sus clientes. Sin embargo, establecer los costes de producción en las INI es obligatorio, en cualquier caso, para determinar la compensación financiera relativa a la OSP de las INI, independientemente del número de proveedores activos en las INI.
(71)
El único requisito adicional para la apertura del mercado es la redistribución a cada proveedor de las respectivas partes de la compensación por OSP de las INI en función de las ventas de electricidad a sus clientes. Incluso los datos relativos a los clientes, en particular los datos de medición, son necesarios, independientemente de si son uno o más los proveedores con licencia para suministrar a clientes que se encuentran en las INI.
(72)
Por consiguiente, la concesión de la compensación por OSP de las INI a proveedores simplemente implica poder atribuir los datos de medición de los clientes a un determinado proveedor con licencia, que es principalmente un procedimiento administrativo basado en información recogida, en su totalidad o en gran medida, con independencia de que haya o no apertura del mercado en las INI. En segundo lugar, poder efectuar esta operación es una condición previa para el correcto funcionamiento de cualquier mercado de suministro de electricidad. Por lo tanto, estos costes no pueden aceptarse como motivo para solicitar la excepción para la apertura del mercado, puesto que no son específicos de la explotación de las redes aisladas de las INI ni están vinculados a un problema sustancial relacionado con dicha explotación.
(73)
Es importante señalar que la elaboración de los registros para atribuir a los proveedores datos de medición es parte de la infraestructura que debe implantarse. Aunque la implantación de la totalidad de la infraestructura prevista facilitará la explotación óptima de las redes de electricidad aisladas, la plena realización de las inversiones correspondientes no es una condición necesaria para la apertura del mercado.
(74)
El hecho de que pueda haber una gran variación en los valores del coste de producción variable medio anual por INI es irrelevante. En efecto, aunque se confirme, tal variación afecta a los costes de producción de la electricidad dentro de las redes aisladas de las INI. El cálculo de este importe se exige ya para gestionar las OSP de las INI conforme a los requisitos legales y, por otra parte, no se ve afectado en modo alguno por el número de proveedores autorizados para el suministro a clientes basados en las INI. Además, teniendo en cuenta que la administración de la OSP de las INI se basa ya en un sistema mensual para cada red aislada por separado, es difícil imaginar que grandes variaciones anuales por INI puedan producir problemas materiales.
(75)
De lo anterior se desprende que el número de proveedores con licencia para el suministro a los usuarios de las INI no está intrínsecamente vinculado a la explotación técnica y económica de las redes aisladas ni a la gestión de la OSP de las INI conforme a los pertinentes requisitos legales.
(76)
Por otra parte, puede observarse que la apertura del mercado tiene beneficios que compensan los costes, en su caso, de la apertura del mercado. Tal como señala la ARE, los proveedores alternativos en las INI podrían aportar importantes beneficios adicionales a los clientes basados en las INI, combinando la prestación de otros servicios con el del suministro de electricidad.
(77)
En consecuencia, la solicitud de excepción con carácter permanente a lo dispuesto en el artículo 33 no debe concederse.
4.4.2.2. Limitación de duración para la excepción a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE para una red aislada
(78)
En vista de todo lo anterior, hay que reconocer que la apertura del mercado exige el establecimiento de disposiciones prácticas para permitir que las redes aisladas de las INI sean explotadas en plena conformidad con el Código de las INI. Los problemas prácticos relacionados con la apertura de los mercados puede implicar o bien la indisponibilidad de los registros necesarios para atribuir los contadores y los datos de medición a los proveedores o bien el hecho de que la configuración óptima de la infraestructura no esté todavía implantada. Sobre esta base, puede preverse la concesión de una excepción a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE que tenga una duración limitada.
(79)
A la hora de valorar la duración de dicha excepción a lo establecido en el capítulo VIII, deben tenerse en cuenta las dos consideraciones siguientes:
a)
como ya se ha señalado, el elemento más importante necesario para permitir la apertura del mercado en las INI es la disponibilidad de un registro en las INI que permita la atribución de datos de medición a un determinado proveedor. El artículo 327, apartado 4, del Código de las INI exige que el registro requerido a tal fin se concluya a más tardar dos años después de la entrada en vigor del Código de las INI. La disponibilidad del registro es una condición necesaria para la apertura del mercado en términos prácticos;
b)
la plena realización del programa de inversiones para la infraestructura que ha de instalarse en las INI facilitaría ciertamente en la práctica la apertura del mercado en las INI. Con todo, no es un requisito necesario. El artículo 237, apartado 7, del Código de las INI establece un calendario al término del cual todas las INI actuales deben estar dotadas de la infraestructura adicional que ha de instalarse en las INI, en el plazo máximo de cinco años a partir de la entrada en vigor del Código de las INI.
(80)
En consecuencia, debería concederse una excepción a la apertura del mercado durante un mínimo de dos años a partir de la entrada en vigor del Código de las INI, es decir, hasta el 17 de febrero de 2016, para permitir la creación de los registros, que son condición necesaria para la apertura del mercado. Dado que la infraestructura completa ha de estar instalada a más tardar cinco años después de la entrada en vigor del Código de las INI, la validez de la excepción ha de limitarse en todo caso a cinco años a partir de la entrada en vigor del Código de las INI, es decir, hasta el 17 de febrero de 2019, para cualquiera de las redes aisladas de las INI. Sin embargo, dado que la excepción solo puede justificarse cuando persisten los problemas sustanciales y materiales para la apertura del mercado, directamente atribuibles a la no conclusión del programa de inversiones en infraestructuras en las INI, debe verificarse regularmente si estos problemas persisten en una determinada red aislada de una INI. Dicha verificación debe tomar como referencia un plan de inversiones por DEDDIE, aprobado por las autoridades competentes griegas, para la instalación de la infraestructura necesaria en las INI. Este plan, por lo tanto, debería completarse y aprobarse antes del 17 de febrero de 2015.
(81)
Con el fin de no retrasar innecesariamente la apertura del mercado, la ARE debe aprobar el plan de inversión en infraestructuras de DEDDIE y dar prioridad a las redes aisladas de Creta y Rodas, ya que dichas INI son los más pobladas.
(82)
A partir del 17 de febrero de 2016, y desde entonces hasta el 17 de febrero de 2019 con periodicidad anual, DEDDIE deberá elaborar un informe, que deberá ser aprobado por la ARE, especificando los motivos por los que la apertura del mercado todavía no se ha producido en la red aislada de una INI dada. Este informe deberá publicarse y notificarse a la Comisión.
4.4.3. La excepción a las disposiciones del capítulo VIII no cubre el artículo 34
(83)
La solicitud se refiere a una excepción a lo dispuesto en el capítulo VIII de la Directiva 2009/72/CE y, por lo tanto, puede considerarse que incluye una solicitud de excepción a lo dispuesto en el artículo 34 en lo que respecta a las líneas directas, en el sentido del artículo 2, apartado 15, de la Directiva 2009/72/CE.
(84)
La solicitud no especifica si la exención solicitada cubre también el artículo 34 de la Directiva 2009/72/CE.
(85)
Por lo tanto, incluso si el objeto de la solicitud es pedir la excepción a lo dispuesto en el artículo 34 de la Directiva 2009/72/CE, esta excepción no debería concederse puesto que no se ha dado ningún motivo que la justifique.
4.4.4. Interconectores - Aplicación de la excepción a lo dispuesto en los capítulos III y VIII
(86)
La presente excepción se refiere a las microrredes aisladas que precisamente se caracterizan por no estar interconectadas a otras redes de electricidad o, en el caso de las pequeñas redes aisladas, solo en escasa medida.
(87)
Sin embargo:
a)
de acuerdo con el recientemente aprobado plan decenal de desarrollo del gestor de la red de transporte griego, ADMIE SA,(gestor de transporte independiente de electricidad), se espera que la interconexión de las islas Cícladas, en tres fases, esté acabada para 2018, y que algunas de las islas Cícladas estén interconectadas con la red interconectada griega mucho antes de dicha fecha;
b)
Por otra parte, la interconexión de Creta previsiblemente habrá finalizado en 2020. Las partes pertinentes del proyecto durante los tres primeros años se han incluido en el plan decenal de desarrollo de ADMIE, aprobado en 2013. El plan definitivo tiene que incluirse en el plan decenal de desarrollo que será aprobado en 2014.
(88)
Es necesario prever explícitamente que la presente excepción para una red aislada dada deje de aplicarse automáticamente tan pronto como la interconexión entre la red aislada y la red interconectada griega haya pasado a ser plenamente operativa.
(89)
DEDDIE, aunque jurídica y funcionalmente sea un ente separado, es propiedad al 100 % de la CNE. En contra de la definición de gestor de red de distribución de la Directiva 2009/72/CE, DEDDIE tiene también una serie de tareas de gran amplitud en la explotación de las redes aisladas de las INI y en la explotación de la generación en las INI, en particular en relación con la capacidad de generación convencional, propiedad de la CNE y, por consiguiente, su remuneración económica. Como se ha señalado anteriormente, la interconexión afecta a la viabilidad económica de las centrales eléctricas convencionales instaladas actualmente en las redes aisladas de las INII.
(90)
Las excepciones solo deberían autorizarse si son proporcionadas y no van más allá de lo estrictamente necesario. Por consiguiente, es necesario ofrecer transparencia e incentivos claros en lo que se refiere a las decisiones de interconectar o no las redes aisladas de las INI.
(91)
El artículo 108 de la Ley 4001/2011 establece lo siguiente
«ADMIE SA presentará un plan decenal de desarrollo de la red de transporte de electricidad griega a la ARE a más tardar el 31 de marzo de cada año […]. El plan decenal de desarrollo de la red de transporte de electricidad griega deberá, en particular: […] c) presentar un estudio de costes y beneficios, técnicos y financieros, para las obras de transporte importantes […] especialmente en el caso de […] las conexiones entre las islas y las redes de transporte, que incluya un calendario de previsiones, el flujo de efectivo estimado y los requisitos de financiación para todos los proyectos de inversión»
.
(92)
Con el fin de garantizar la existencia de incentivos claros y de transparencia en lo que se refiere a las decisiones sobre la conveniencia de interconectar o no las redes aisladas de las INI, las autoridades griegas deben velar por que:
a)
en el momento de la autorización o de la adjudicación de capacidad nueva o ya existente para una red aislada dada en una INI, ADMIE, DEDDIE y la ARE estudien sistemáticamente la alternativa de interconectar la red aislada de la que forma parte la INI en cuestión. Dicha autorización para capacidad nueva o existente debería denegarse si la construcción de un interconector resulta más rentable. Los costes deberían incluir todos los costes del suministro de electricidad a los clientes finales en la red aislada, incluida la compensación por OSP de las INI;
b)
el estudio de costes y beneficios para las obras importantes de transporte por parte de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011 solo analiza los costes eficientes de la inversión y de la explotación de la interconexión. En particular, no debería analizar los ingresos perdidos ni la depreciación del valor de los activos de la generación convencional ya instalados en las INI;
c)
la ARE publica conjuntamente con el plan de inversión decenal de ADMIE, conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, de suministrar electricidad a los clientes de cada una de las redes aisladas de las INI. A menos que la construcción de un interconector esté integrada en el plan de inversión decenal de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, y aprobado por la ARE, dicha autoridad reguladora organizará, por propia iniciativa o a petición de un tercero, una licitación conforme a lo dispuesto en el artículo 22, apartado 7, letra b), de la Directiva 2009/72/CE para la construcción de un interconector que conecte una o varias redes aisladas de las INI. Un interconector debe construirse si su construcción reduce los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, del suministro de electricidad a los clientes que habitan en las INI;
d)
la ARE fija un plazo claro para la finalización de la construcción de un interconector. Si el interconector no se construye o si no se construye dentro de los plazos fijados por la ARE, se debería solicitar una indemnización por daños por el ahorro de los costes no realizado.
4.5. DURACIÓN
(93)
Es necesario revisar los hechos sobre los que se basa la presente excepción, en particular después de la expiración del plazo previsto para la finalización de los planes de interconexión de determinadas redes aisladas y de los plazos para la instalación de la infraestructura prevista en el artículo 237 del Código de las INI.
(94)
Por consiguiente, todas las excepciones eventuales serán válidas hasta el 1 de enero de 2021.
4.6. EFECTO RETROACTIVO
(95)
Como se ha señalado anteriormente, la solicitud de 17 de enero de 2012 renovó la solicitud inicial que se había presentado en 2003.
(96)
El artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE, derogada por la Directiva 2009/72/CE, también contenía disposiciones para autorizar a los Estados miembros a solicitar excepciones a determinadas disposiciones de dicha Directiva en caso de problemas sustanciales en relación con la explotación de las pequeñas redes aisladas y las microrredes aisladas. De conformidad con el artículo 48 de la Directiva 2009/72/CE, las referencias al artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE derogada se interpretarán como referencias al artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE.
(97)
Las definiciones de pequeña red aislada y microrred aislada empleadas en el artículo 2, apartados 26 y 27, de la Directiva 2003/54/CE son idénticas a las utilizadas en el artículo 2, apartados 26 y 27 de la Directiva 2009/72/CE.
(98)
Ambas definiciones se refieren a la demanda de electricidad en sistemas aislados en 1996, que no ha cambiado. Por otra parte, Creta no estaba interconectada a la red interconectada griega ni en 2003 ni en 2012, ni lo estará cuando surta efecto la presente Decisión de excepción.
(99)
Por consiguiente, todas las microrredes y pequeñas redes de electricidad aisladas que entren en la definición de microrredes o pequeñas redes aisladas en la solicitud, se consideraban como tales en el momento en que la solicitud inicial fue presentada y también cuando la presente Decisión de excepción surta efecto.
(100)
En consecuencia, no se han producido cambios jurídicos ni objetivos por lo que respecta a las microrredes y pequeñas redes aisladas que puedan beneficiarse de una excepción con arreglo a la Directiva 2003/54/CE y a la Directiva 2009/72/CE.
(101)
El artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE permite la concesión de excepciones a lo dispuesto en su capítulo III, que contiene disposiciones, como las del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE, relativas a los procedimientos de autorización de nuevas capacidades y a las licitaciones para la adjudicación de nuevas capacidades.
(102)
El artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE permite la concesión de excepciones a lo dispuesto en su capítulo VII que contiene disposiciones, como las del capítulo VIII de la Directiva 2009/72/CE, relativas al acceso de terceros, la apertura de los mercados y las líneas directas.
(103)
Si la Comisión hubiera concedido una excepción en respuesta a la solicitud inicial, podría haberlo hecho en las mismas condiciones que las de la solicitud actual en aplicación de la Directiva 2009/72/CE.
(104)
Por otra parte, desde 2003 no se ha producido ningún cambio en las circunstancias objetivas. De hecho, la situación geográfica de las INI, los factores económicos que rigen el funcionamiento de las redes eléctricas dentro de las redes aisladas de las INI y la naturaleza de los problemas sustanciales que existen con la explotación de las centrales eléctricas convencionales en las redes aisladas de las INI no han variado materialmente desde 2003.
(105)
La solicitud inicial está pendiente desde 2003. La falta de intervención de la Comisión no debe ir en detrimento de la República Helénica. La República Helénica ha cumplido con las obligaciones que le incumben en virtud del artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE y el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, y ha presentado una solicitud de excepción debidamente justificada en virtud de dichos artículos para las redes aisladas de las INI.
(106)
Por consiguiente, es conveniente que la presente Decisión de excepción surta efecto a partir de la fecha de notificación de la solicitud inicial, es decir, a partir del 5 de diciembre de 2003.
HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:
Artículo 1
La presente Decisión se aplicará a las pequeñas redes y microrredes aisladas que figuran en el cuadro.
A los efectos de la presente Decisión, Creta es una pequeña red aislada, mientras que todas las demás redes aisladas son microrredes aisladas.
Artículo 2
1. Se concede una excepción a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE para microrredes y pequeñas redes aisladas.
2. La presente excepción será válida hasta el 17 de febrero de 2016 o hasta la instalación completa de la infraestructura según lo dispuesto en el artículo 237, apartado 7, del Código de las INI, si esta situación se produce más tarde. En cualquier caso, la presente excepción dejará de aplicarse el 17 de febrero de 2019.
3. Las autoridades griegas deberán elaborar, a más tardar el 17 de febrero de 2015, un plan de inversión en infraestructuras, contemplado en el artículo 237, apartado 7, del Código de las INI, en el que se precise, por separado para cada red aislada de las INI, la fecha en la cual la infraestructura deberá estar completamente instalada. Dicho plan dará prioridad a Creta y Rodas.
4. A partir del 17 de febrero de 2016, y desde entonces hasta el 17 de febrero de 2019 con periodicidad anual, las autoridades griegas deberán elaborar un informe en el que se especifique, para cada red aislada de las INI: a) si se ha producido la apertura del mercado; b) la situación de las inversiones en infraestructura en relación con el plan correspondiente; c) los problemas sustanciales y materiales que persisten para la apertura del mercado; y d) si dichos problemas pueden atribuirse directamente a la no finalización de la inversión en infraestructura prevista en el artículo 237, apartado 7, del Código de las INI.
Artículo 3
1. Se concede una excepción a lo dispuesto en el artículo 7, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, con arreglo a la cual las autorizaciones relativas a la renovación, el incremento y la expansión de las capacidades convencionales dentro de las microrredes aisladas pueden ser concedidas directamente a la CNE.
2. A efectos de la presente excepción:
a)
la capacidad de generación convencional existente incluirá proyectos para la renovación, el incremento y la expansión de la capacidad de generación convencional, para los que exista una licencia válida expedida por la ARE en la fecha de notificación de la presente Decisión;
b)
la destrucción completa de las principales capacidades de generación de un emplazamiento existente y su sustitución por una nueva instalación de generación de electricidad no constituirá capacidad existente, sino que se considerará construcción de nueva capacidad;
c)
la colocación de capacidad de generación temporal dentro del perímetro de la capacidad existente constituirá la expansión de la capacidad existente.
3. En el momento de la expiración de la autorización concedida con arreglo a lo dispuesto en el párrafo primero, dicha autorización puede prorrogarse, a discreción de la ARE, siempre que los retrasos se hayan debido a causas totalmente ajenas a la voluntad de la CNE.
4. La presente excepción dejará de aplicarse a las autorizaciones concedidas con arreglo al párrafo primero que hayan expirado o hayan sido anuladas.
5. Todas las demás disposiciones del artículo 7 de la Directiva 2009/72/CE siguen aplicándose en su totalidad.
6. La presente excepción será válida hasta el 1 de enero de 2021.
Artículo 4
1. Las excepciones previstas en la presente Decisión podrán dejar de aplicarse a microrredes y pequeñas redes aisladas una vez que estas estén interconectadas con la red interconectada.
2. Las autoridades griegas:
a)
en el momento de la autorización o de licitación para capacidad nueva dentro de una red aislada de una INI dada, estudiarán sistemáticamente la alternativa de interconectar la red aislada de la que forma parte la INI en cuestión. La autorización para capacidad nueva o existente será denegada si la construcción de un interconector resulta más rentable. Los costes comprenderán todos los costes de suministro de electricidad a clientes finales en la red aislada, incluida la compensación por OSP de las INI;
b)
velarán por que el estudio de costes y beneficios por parte de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011 solo tenga en cuenta los costes eficientes de la inversión y de la explotación de la interconexión proyectada. No analizará los ingresos perdidos ni la depreciación del valor de los activos de la generación convencional ya instalados en las IN;
c)
publicarán, conjuntamente con el plan de inversión decenal de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, de suministrar electricidad a los clientes de cada una de las redes aisladas de las INI. A menos que la construcción de un interconector esté integrada en el plan de inversión decenal de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, aprobado por la ARE, las autoridades griegas, por propia iniciativa o a petición de un tercero, organizarán una licitación conforme a lo dispuesto en el artículo 22, apartado 7, letra b), de la Directiva 2009/72/CE para la construcción de un interconector que conecte una o varias redes aisladas de las INI. Deberá construirse un interconector si su construcción reduce los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, del suministro de electricidad a los clientes que se encuentran en las INI;
d)
fijarán un plazo claro para la finalización de la construcción de un interconector. Si el interconector no se construye o si no se construye dentro de los plazos fijados, las autoridades griegas solicitarán una indemnización por daños por el ahorro de costes no realizado.
Artículo 5
La presente Decisión será aplicable a partir del 5 de diciembre de 2003.
Artículo 6
El destinatario de la presente Decisión será la República Helénica y surtirá efecto a partir de su notificación.
Hecho en Bruselas, el 14 de agosto de 2014.