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.
BESCHLUSS DER KOMMISSION
vom 14. August 2014
über die Ausnahme der Hellenischen Republik von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates
(Bekanntgegeben unter Aktenzeichen C(2014) 5902)
(2014/536/EU)
DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (1), insbesondere auf Artikel 44 Absatz 1 und Artikel 48,
gestützt auf die Anträge der Hellenischen Republik vom 17. Januar 2012 und vom 5. Dezember 2003,
nachdem die Mitgliedstaaten über diesen Antrag unterrichtet wurden,
in Erwägung nachstehender Gründe:
1. VERFAHREN
(1)
Am 17. Januar 2012 hat das griechische Ministerium für Umwelt, Energie und Klimawandel („YPEKA“) der Kommission gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG einen Antrag („Antrag“) auf eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG für bestimmte griechische Inseln, die nicht an das Stromnetz des griechischen Festlands angeschlossen sind (nicht angeschlossene Inseln oder „NAI“) übermittelt.
(2)
Am 12. September 2012 ersuchte die Kommission die griechische Energieregulierungsbehörde („ERB)“, zu dem Antrag Stellung zu nehmen. Die ERB kam diesem Ersuchen am 16. November 2012 nach („ERB-Stellungnahme“).
(3)
Die ERB übermittelte am 17. Dezember 2013, 23. Dezember 2013, 4. Februar 2014, 28. Februar 2014 und 17. März 2014 weitere Unterlagen zur Begründung des Antrags.
(4)
Am 14. März 2014 (sowie durch ein am 20. März 2014 verschicktes Addendum) unterrichtete die Kommission die Mitgliedstaaten über den Antrag gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG und forderte sie auf, etwaige Stellungnahmen dazu bis zum 25. März 2014 vorzulegen. Es gingen keine Stellungnahmen ein.
(5)
Mit seinem Antrag erneuerte YPEKA den Antrag, den das Entwicklungsministerium am 5. Dezember 2003 gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (2) („Erstantrag“) für eine Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2003/54/EG eingereicht hatte. Obwohl erste Schritte zur Prüfung des Erstantrags eingeleitet wurden, wurde die Ausnahme gemäß Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG weder gewährt noch abgelehnt.
2. DER VON YPEKA VORGELEGTE ANTRAG
2.1. GELTUNGSBEREICH DER BEANTRAGTEN AUSNAHME
(6)
Im Antrag wird um eine Ausnahme von den Kapiteln III und VIII der Richtlinie 2009/72/EG ersucht.
(7)
Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG betrifft das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und die Ausschreibung neuer Kapazitäten. Kapitel VIII betrifft den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
2.2. DERZEITIGE ORGANISATION DES STROMNETZES AUF DEN NAI
(8)
Die griechischen Energiemärkte werden in erster Linie durch das griechische Gesetz 4001/2011 geregelt, mit dem die Richtlinie 2009/72/EG umgesetzt wurde. Das Gesetz 4001/2011 trat am 22. August 2011 in Kraft.
(9)
DEDDIE SA („DEDDIE“) ist der griechische Verteilernetzbetreiber, der zu 100 % im Eigentum des etablierten Stromerzeugers und -lieferanten Public Power Corporation („PPC“) steht, rechtlich und funktional jedoch von diesem entflochten ist. Die von DEDDIE betriebenen Netzanlagen stehen im Eigentum der PPC.
(10)
Gemäß Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011 ist DEDDIE für Ausbau, Betrieb und Instandhaltung des griechischen Stromverteilernetzes verantwortlich, das das Stromverteilernetz auf den NAI umfasst.
(11)
Darüber hinaus ist DEDDIE für den Betrieb der Stromnetze auf den NAI zuständig. Zu diesen Aufgaben gehören i) die Erstellung eines Entwicklungsplans für isolierte Kleinstnetze, einschließlich eines Programms für ihre Anbindung an andere NAI, ii) Maßnahmen zur Sicherstellung, dass die notwendigen Standorte zur Verfügung stehen für die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, für den Ausbau vorhandener Kapazitäten oder Versorgungskomponenten und für die Ausweitung des griechischen Stromverteilernetzes auf nicht an das Verbundnetz angeschlossene Inseln und auf isolierte Kleinstnetze, iii) der Abschluss von Verträgen mit den Genehmigungsinhabern für die Ein- und Ausspeisung von Strom in das bzw. aus dem Netz, für die Bereitstellung von Hilfsdiensten für die Verteilernetze der NAI, für die Vergütung der Stromerzeuger, für die Gebühren, die den mit Strom belieferten Kunden und Lieferanten in Rechnung gestellt werden, und für Sonderkonten für sonstige Einnahmen und Ausgaben, z. B. zur Vergütung von gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen.
(12)
In Artikel 137 Absatz 1 des Gesetzes 4001/2011 heißt es, dass alle Stromverbraucher als zugelassene Kunden zu betrachten sind, mit Ausnahme der Verbraucher in isolierten Kleinstnetzen, für die Artikel 139 dieses Gesetzes gilt.
(13)
Nach Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Mit Ausnahme von Fällen, in denen Strom mithilfe von erneuerbaren Energiequellen oder durch hocheffiziente Kraft-Wärme-Kopplung oder Hybridanlagen erzeugt wird, und im Fall von Eigenerzeugern, sofern eine Ausnahme gemäß den Bestimmungen des Artikels 139 gewährt wurde, wird allein der PPC SA eine Erzeugungsgenehmigung gemäß bestimmten Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA ist für die ununterbrochene Belieferung isolierter Kleinstnetze, für die sie eine Genehmigung erhält, und für die Sicherung des langfristigen finanziellen Betriebs der Stromnetze auf diesen Inseln verantwortlich.“
(14)
Nach Artikel 134 des Gesetzes 4001/2011 gilt Folgendes:
„Unbeschadet der Bestimmungen des Artikels 139 dieses Gesetzes werden Genehmigungen für die Belieferung von isolierten Kleinstnetzen allein der PPC SA im Einklang mit den Anforderungen der Genehmigungsvorschriften erteilt. Die PPC SA muss nicht zugelassene Kunden auf Antrag mit Strom beliefern.“
(15)
Nach Artikel 139 des Gesetzes 4001/2011 können Ausnahmen von den Bestimmungen des Gesetzes 4001/2011 gemäß den Bestimmungen des Artikels 44 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
(16)
In dem nach Artikel 28 des griechischen Gesetzes 3426/2005 angenommenen Ministerialerlass Nr. PD5/EL/B/F IB/12924 ist festgelegt, dass die Stromversorgung von Verbrauchern auf NAI durch jedweden Stromerzeuger eine gemeinwirtschaftliche Verpflichtung („GWV für NAI“) im allgemeinen wirtschaftlichen Interesse darstellt. Aus Gründen des sozialen Zusammenhalts müssen Stromversorger auf NAI den Strom pro Verbraucherkategorie zu demselben Preis wie im griechischen Verbundnetz liefern.
(17)
Artikel 52 des griechischen Gesetzes 4001/2011 sieht vor, dass Kunden auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln Anspruch auf besondere Dienstleistungen sowohl in Bezug auf den Preis als auch in Bezug auf die Qualität und die Sicherheit der Versorgung sowie die Transparenz der Vertragsbedingungen haben. Versorger, die gemeinwirtschaftliche Leistungen für NAI erbringen, erhalten als Gegenleistung eine finanzielle Entschädigung, die anhand einer Methodik berechnet wird, die in dem ERB-Beschluss 24/2014 (3) festgelegt wurde. Diese Methodik beruht auf der Differenz zwischen den vollständigen (variablen und fixen) Produktionskosten auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln und dem vollständigen Marktpreis der Lieferanten im Verbundnetz (Grenzkosten des Netzes zuzüglich aller sonstigen Mechanismen im griechischen Verbundnetz). Die Entschädigung für die GWV für NAI wird monatlich und pro autonomes Inselnetz berechnet und unterliegt der Kontrolle durch die ERB. Die Entschädigung für die GWV für NAI wird durch eine Abgabe für alle Kunden erhoben, einschließlich der Kunden auf den NAI. (4) Der Mechanismus für die GWV für NAI wird von LAGIE verwaltet, dem staatlichen griechischen Marktbetreiber. Im Ministerialerlass D5-EL/B/F1/oik.27547 vom Dezember 2011 (5), der auf Artikel 55 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 beruht, ist geregelt, dass die GWV für NAI von allen Lieferanten angeboten werden muss, weshalb alle Lieferanten einen Anspruch auf eine Entschädigung für GWV für NAI haben.
(18)
Die Erzeugung und Lieferung von Strom auf den NAI wird in den sekundären Rechtsvorschriften detaillierter geregelt. Mit ihrem Beschluss Nr. 39/2014 vom 28. Januar 2014 hat die ERB den Kodex für das Management von Stromnetzen auf den nicht an das Verbundnetz angeschlossenen Inseln („NAI-Kodex“) angenommen, in dem viele Fragen geregelt werden, die mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen, einschließlich der Marktöffnung, der Abrechnung und der Stromerzeugung. Der NAI-Kodex trat am Tag seiner Veröffentlichung, d. h. am 17. Februar 2014, in Kraft.
2.3. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB ISOLIERTER NETZE
(19)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für den Betrieb der isolierten griechischen Stromnetze herausgestellt:
a)
die großen Schwankungen der Stromnachfrage in den isolierten Kleinstnetzen, die durch Folgendes verschärft werden: i) durch die auf den Tourismus ausgerichtete wirtschaftliche Entwicklung der Inseln und ii) durch den vermehrten Ausbau der erneuerbaren Energien („EE“).
Diese Faktoren wirken sich sowohl auf den Lastfaktor der thermischen oder herkömmlichen Erzeugungskapazitäten als auch auf die Möglichkeit, die Kosten von Investitionen in solche Erzeugungskapazitäten zu decken, negativ aus;
b)
die großen Unterschiede bei den Wetterbedingungen auf den Inseln, die sich auf die Nachfrage auswirken und das Funktionieren der Erzeugungssysteme stören, weshalb umfangreiche Reserven notwendig sind.
(20)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Entwicklung der herkömmlichen Erzeugung in den kleinen isolierten griechischen Stromnetzen benannt:
a)
die Schwierigkeiten bzw. sogar Unmöglichkeit, geeignete Standorte für neue herkömmliche Stromerzeugungsanlagen in den isolierten Kleinstnetzen zu finden, was primär auf den Widerstand der Öffentlichkeit zurückzuführen ist;
b)
die geringe Größe der NAI, die zu großen Rückschlägen bei der langfristigen Planung für die Entwicklung der thermischen Erzeugung führt, wenn die Stromverbraucher (z. B. große Fremdenverkehrsanlagen oder Anlegestellen) unvorhergesehene Investitionen tätigen, und die Schnelligkeit und Flexibilität bei der Reaktion auf die Stromnachfrage erfordert.
c)
Die Stromnachfrage der isolierten Netze der NAI wird bis 2017 voraussichtlich um 2 % pro Jahr steigen. Obwohl der PPC bereits die Genehmigungen für die Installation der erforderlichen zusätzlichen Kapazitäten erteilt wurden und die Terminplanung für die Installation bereits vorgenommen wurde (diese soll bis 2017 die Nachfrage aller NAI sowie die notwendigen Reservemargen abdecken), konnte der Zeitplan nicht immer eingehalten werden;
d)
Die geringe Lastgröße, starke Lastschwankungen und eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien in den meisten isolierten Kleinstnetzen begrenzen die im Bereich der herkömmlichen Erzeugung verfügbaren technischen Lösungen und beschränken die Auswahlmöglichkeiten auf kleine Erzeugungsanlagen, die mit Schweröl mit geringem Schwefelgehalt oder mit Leichtöl betrieben werden.
e)
Die Verfahren für die Beschaffung neuer Stromerzeugungsanlagen sind zeitaufwendig. Zwischen der Erteilung der Genehmigung und dem Betriebsbeginn neuer Erzeugungsanlagen vergehen zweieinhalb bis drei Jahre.
f)
Die Entwicklung von Plänen für den Bau von Verbindungsleitungen zwischen dem griechischen Verbundnetz und den isolierten Kleinstnetzen auf den NAI konterkariert das Interesse an Investitionen in herkömmliche Erzeugungskapazitäten auf den NAI. Vorhaben für Verbindungsleitungen zu den Kykladen und nach Kreta sind geplant.
(21)
Infolgedessen muss regelmäßig auf Notlösungen zurückgegriffen werden, etwa auf die Anmietung mobiler dieselbetriebener Stromgeneratoren oder Gasturbinen. Notwendig werdende Einzelfallgenehmigungen für die Notstromerzeugung sind nicht wünschenswert, da sie zur unwirtschaftlichen Anmietung von Geräten statt zu ihrer Anschaffung führen. Im Antrag werden beispielhaft mehrere Fälle genannt, in denen unvorhersehbare Ereignisse eine längerfristige Nutzung mobiler Stromgeneratoren zur Folge hatten.
(22)
Im Antrag werden die folgenden Probleme für die Marktöffnung der isolierten Stromnetze auf den NAI angeführt:
a)
Die Marktöffnung setzt die Entwicklung und die Installation spezieller Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI voraus. Diese Infrastruktur umfasst die Einrichtung von Kontrollzentren, die für Folgendes zuständig sind: i) die tägliche Planung der Erzeugung und ii) die Abrechnung in jedem isolierten Netz durch die Aufteilung der Erzeugungskosten der einzelnen isolierten Netze auf die dort tätigen Versorger.
Die dafür notwendige Infrastruktur ist kostspielig, und die Kosten werden von den Verbrauchern getragen.
b)
Wegen der GWV für NAI sind die Stromendkundenpreise für jede Verbraucherkategorie im gesamten griechischen Hoheitsgebiet gleich. Die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten müssen daher von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird.
Es wird vorgetragen, dass die große Schwankungsbreite bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Erzeugungskosten pro NAI den Marktabrechnungsmechanismus kompliziert machen würde.
(23)
Daher vertritt YPEKA die Auffassung, dass der Aufbau der notwendigen Infrastruktur für den Betrieb des Strommarkts und für die Aufsicht darüber in Verbindung mit der Marktöffnung der isolierten Netze auf den NAI mit Kosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher aus der Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(24)
Im Antrag wird kein Zeitpunkt genannt, zu dem die beantragte Ausnahme auslaufen soll.
3. STELLUNGNAHME DER ERB
3.1. GELTUNGSBEREICH DER AUSNAHME
3.1.1. Ausnahme von Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG
(25)
Nach Auffassung der ERB sollte die Ausnahme von Kapitel III gemäß Artikel 44 Absatz 1 nicht die Installation neuer Erzeugungskapazitäten, die in einem isolierten Netz entwickelt werden können, betreffen, sondern nur die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden Erzeugungskapazitäten. Die bestehenden Erzeugungskapazitäten umfassen die Kraftwerke, die auf den NAI bereits in Betrieb oder im Bau befindlich sind. Jedes neue Kraftwerk, das auf diesen Inseln gebaut wird, wird als neue Erzeugungskapazität betrachtet.
(26)
Die ERB stellt fest, dass unabhängige Stromerzeuger („USE“) (d. h. andere Stromerzeuger als die PPC) in den letzten zwanzig Jahren ein starkes Interesse an der Entwicklung von Anlagen auf der Basis erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung in allen isolierten Kleinstnetzen hatten. Folglich sollte der Zugang Dritter zu den Stromnetzen aller NAI hinsichtlich des Ausbaus erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung („KWK“) nicht eingeschränkt werden.
(27)
Die ERB erklärt, dass sie sich nicht gegen die Gewährung einer Ausnahme für die Inbetriebnahme neuer konventioneller Kraftwerke ausspricht, sofern bestimmte Bedingungen erfüllt sind. In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist jedoch die Möglichkeit einer Ausnahme für neue Kapazität nicht vorgesehen.
(28)
Die ERB ist der Ansicht, dass die Kapazitätserweiterung bei bestehenden konventionellen Kraftwerken hauptsächlich einen kurzfristigen Kapazitätsmangel auf den NAI betrifft, der auf unvorhergesehene Schäden bei bestehender Kapazität oder auf Verzögerungen bei der Installation neuer Kapazität, vor allem in Zeiten hoher Nachfrage (z. B. Sommerspitzen), zurückzuführen ist. Für diese Erweiterungen gilt ein offenes Ausschreibungsverfahren gemäß Artikel 8 der Richtlinie 2009/72/EG. Ein solches Verfahren ist zeitaufwändig und eignet sich nicht für die Dringlichkeit, die in Notfällen geboten ist.
(29)
Die ERB ist damit einverstanden, dass PPC für solche Notfälle zuständig sein sollte. Wird berücksichtigt, dass PPC in der Lage ist, mobile konventionelle Anlagen von Inseln mit einem Kapazitätsüberschuss auf Inseln mit einem Kapazitätsmangel zu verbringen, könnte diese Lösung auch die wirtschaftlichste sein.
(30)
Die ERB betont, dass es bei jeder Ausnahmeregelung möglich sein muss, das geeignete Genehmigungsverfahren für Notfälle festzulegen und insbesondere, welches der in Artikel 7 der Richtlinie 2009/72/EG genannten Kriterien von den zuständigen Genehmigungsbehörden geprüft werden muss.
(31)
Nach Ansicht der ERB sollte die Ausnahme für eine begrenzte Dauer, z. B. von höchstens 10 Jahren, gewährt werden.
3.1.2. Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie
(32)
Der ERB zufolge hängt die Stromversorgung auf den NAI in der Praxis mit den GWV für NAI und mit der entsprechenden Entschädigung zusammen, da i) die Kosten der Stromerzeugung auf den NAI erheblich höher als auf dem Festland sind und ii) der griechische Staat in seinem gesamten Hoheitsgebiet einen einheitlichen Preis pro Kundenkategorie verlangt.
(33)
Im NAI-Kodex ist die Installation bestimmter Mess- und Aufzeichnungsgeräte auf den NAI für stündliche Messungen, von Strommanagement- und Regelzentren sowie von Überwachungs- und damit zusammenhängenden IT-Systemen vorgesehen. Laut ERB ist diese Infrastruktur unabdingbar
a)
dafür, dass die Kosten für die GWV transparent, nichtdiskriminierend und überprüfbar sind;
b)
für den ordnungsgemäßen Betrieb und das korrekte Management der Stromnetze an sich, um die wirtschaftlichste Betriebsart und dadurch eine stärkere Senkung der Gebühren der Stromverbraucher für die GWV für NAI zu erreichen;
c)
für eine stärkere Verbreitung erneuerbarer Energien und der Kraft-Wärme-Kopplung, einschließlich EE-Technologien, die komplexe und besondere Anforderungen an das Management stellen, wie EE mit Speicherung, solarthermische Anlagen usw.;
d)
für die notwendige Transparenz beim Management der isolierten Netze, wodurch eine diskriminierungsfreie Behandlung aller Marktteilnehmer, insbesondere von Erzeugern, sichergestellt wird.
(34)
Die ERB ist daher der Ansicht, dass diese Infrastruktur in den isolierten Netzen der NAI installiert werden muss, unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger die Genehmigung dafür haben, in einem isolierten Kleinstnetz tätig zu sein.
(35)
Die geschätzten Kosten für die Installation dieser Infrastruktur werden voraussichtlich nicht mehr als 20-30 Mio. EUR für alle NAI betragen, einschließlich der Inseln Kreta und Rhodos. Die ERB hält diesen Betrag für angemessen, vor allem in Anbetracht des erwarteten Nutzens, d. h. Transparenz und Überprüfung der GWV für NAI sowie ordnungsgemäßer und kontrollierter Betrieb der isolierten Stromnetze.
(36)
Anders als YPEKA vertritt die ERB die Auffassung, dass die Zulassung von mehr als einem Versorger in einem bestimmten isolierten Netz auf den NAI keine erheblichen zusätzlichen Kosten für die erforderliche Infrastruktur mit sich bringt, da dieselbe Infrastruktur ohnehin schon für die tägliche Planung der auf den NAI gelegenen Erzeugungsanlagen, für die Abrechnung und für die Erbringung der GWV für NAI notwendig ist.
(37)
Zudem ist die ERB der Ansicht, dass es für die Verbraucher auf den NAI weitere erhebliche Vorteile gibt, wenn mehr als ein Versorger dort zugelassen wird.
(38)
Folglich vertritt die ERB die Auffassung, dass der ständige Ausschluss anderer Versorger auf den Märkten der NAI nicht gerechtfertigt ist. Die Installation der oben genannten erforderlichen Infrastruktur dürfte in einem Zeitraum von drei bis fünf Jahren abgeschlossen sein. Die ERB würde sich einer Ausnahme, die nur für diesen Zeitraum ohne jede weitere Verlängerung gilt, nicht entgegenstellen.
(39)
Die ERB weist ferner darauf hin, dass die Ausnahme automatisch nicht mehr gelten sollte, wenn sich der Status eines isolierten Netzes auf den NAI dahingehend ändert, dass es nicht mehr in die Kategorie der kleinen isolierten Netze oder isolierten Kleinstnetze fällt. Dies könnte dann der Fall sein, wenn die isolierten Netze auf den NAI an das griechische Verbundnetz angeschlossen werden.
4. BEWERTUNG
4.1. RECHTSGRUNDLAGE DES ANTRAGS
(40)
In Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG ist die Möglichkeit einer Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie vorgesehen, sofern die Ausnahme für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze gilt.
(41)
Nach Artikel 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „kleines, isoliertes Netz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 3 000 GWh im Jahr 1996, das bis zu einem Wert von weniger als 5 % seines Jahresverbrauchs mit anderen Netzen in Verbund geschaltet werden kann.
(42)
Nach Artikel 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG ist ein „isoliertes Kleinstnetz“ ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 500 GWh im Jahr 1996, das nicht mit anderen Netzen verbunden ist.
(43)
Die im Antrag genannten isolierten Netze umfassen eine und gelegentlich mehrere NAI (siehe Spalten 1 und 2 in der Tabelle). Selbst wenn ein isoliertes Netz mehrere untereinander verbundene NAI umfasst, handelt es sich bei dem aus diesen miteinander verbundenen NAI bestehenden Stromnetz um ein isoliertes Stromnetz, da es nicht mit einem anderen Stromnetz verbunden ist.
(44)
Im Antrag heißt es, dass es sich bei 31 der 32 isolierten Netze um isolierte Kleinstnetze handelt, wobei das größte davon Rhodos ist. Auf die isolierten Kleinstnetze, für die der Antrag gestellt wurde, entfielen 5,24 % des gesamten Stromabsatzes in Griechenland im Jahr 2010. Das isolierte Netz von Kreta wird als ein kleines, isoliertes Netz betrachtet. Im Jahr 2010 entfielen 3,01 % der griechischen Stromnachfrage auf Kreta.
Jährliche Nachfrage je isoliertes Netz
Jährliche Nachfrage (MWh)
Jährliche Nachfrage im Jahr 1996
Bezeichnung des isolierten Netzes
NAI, die Teil des isolierten Netzes sind
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Kreta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Ja
Nein
Rhodos
Rhodos
Chalki
386 630
650 115
764 401
760.658
Ja
Ja
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Ja
Ja
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Ja
Ja
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200.042
Ja
Ja
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Ja
Ja
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Ja
Ja
Syros
Syros
56 920
100 429
107 270
95 302
Ja
Ja
Thira
Thira
Thirasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Ja
Ja
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
12.978
Ja
Ja
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Ja
Ja
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Ja
Ja
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Ja
Ja
Ikaria
Ikaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Ja
Ja
Skyros
Skyros
9 380
14 053
16 150
14 782
Ja
Ja
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Ja
Ja
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Ja
Ja
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Ja
Ja
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Ja
Ja
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Ja
Ja
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Ja
Ja
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Ja
Ja
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Ja
Ja
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Ja
Ja
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Ja
Ja
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Ja
Ja
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Ja
Ja
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Ja
Ja
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Ja
Ja
Antikythira
Antikythira
70
199
228
241
Ja
Ja
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Ja
Ja
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Ja
Ja
(45)
Die vorstehende Tabelle enthält die im Antrag genannten isolierten Netze sowie bestimmte Angaben zu den einzelnen Netzen. Diesen Informationen ist zu entnehmen, dass alle isolierten Netze mit Ausnahme von Kreta im Jahr 1996 eine Stromnachfrage aufwiesen, die dazu berechtigt, sie als isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG einzustufen. In Bezug auf Kreta muss zudem erwähnt werden, dass Kreta noch nie an ein anderes Stromnetz angeschlossen war und dies nach wie vor nicht ist, weshalb der prozentuale Anteil der durch Verbindungsleitungen gedeckten Nachfrage Null war und ist, d. h. weniger als 5 % beträgt. Kreta ist daher ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG.
(46)
In ihrer Stellungnahme äußerte sich die ERB nicht zu den im Antrag genannten isolierten Netzen.
(47)
Die Kommission kommt daher zu dem Schluss, dass alle in Spalte 1 der vorstehenden Tabelle angegebenen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze im Sinne des Artikels 2 Nummer 27 der Richtlinie 2009/72/EG sind mit Ausnahme von Kreta, bei dem es sich um ein kleines, isoliertes Netz im Sinne des Artikels 2 Nummer 26 der Richtlinie 2009/72/EG handelt.
4.2. ERHEBLICHE PROBLEME FÜR DEN BETRIEB KONVENTIONELLER KRAFTWERKE IN DEN ISOLIERTEN KLEINSTNETZEN
(48)
Nach Ansicht der Kommission bestehen erhebliche Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den isolierten Kleinstnetzen. Zurückzuführen ist dies insbesondere auf die folgenden Elemente:
a)
Die Größe der auf den Inseln abzudeckenden Last lässt die Installation größerer, effizienterer und kostengünstigerer konventioneller Kraftwerke nicht zu, auch deshalb, weil ein isoliertes Netz sich nicht auf ein einziges Kraftwerk verlassen kann, wenn es innerhalb akzeptabler Sicherheitsmargen betrieben werden soll.
In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug die jährliche Spitzenlast 2013 mehr als 188,5 MW. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast waren mit 20,8 MW bzw. 4,2 MW wesentlich niedriger.
Keines der derzeit in den isolierten Kleinstnetzen installierten Kraftwerke hat eine Kapazität von mehr als 27 MW. Der Durchschnitt und der Median der installierten Leistung lagen mit 3,9 und 1,1 MW deutlich darunter.
Die geringe Größe der abzudeckenden Last und die starken Nachfrageschwankungen, die durch die zunehmende Verbreitung der EE verschärft werden, schränken auch die Auswahl der konventionellen Stromerzeugungstechnologien ein, die in den isolierten Kleinstnetzen eingesetzt werden können.
Alle konventionellen Stromerzeugungsanlagen der isolierten Netze auf den NAI werden mit Diesel oder Heizöl betrieben.
b)
Die jährlichen Lastfaktoren sind in allen isolierten Kleinstnetzen niedrig. In keinem der isolierten Kleinstnetze betrug der Lastfaktor im Jahr 2012 mehr als 0,54. Der Durchschnitt und der Median der Spitzenlast von jeweils 0,38 sind sogar noch niedriger. In Anbetracht der vorrangigen Einspeisung erneuerbarer Energien und der Tatsache, dass die hier verwendeten Lastfaktoren das gesamte Stromnetz der isolierten Kleinstnetze widerspiegeln, ist der Lastfaktor konventioneller Kraftwerke auf den NAI noch niedriger.
Im griechischen Verbundnetz beträgt der jährliche Lastfaktor in der Regel etwa 50 % für alle Kraftwerke und 65 % für thermische Kraftwerke (6).
Der jährliche Lastfaktor ist ein Indikator für die tatsächliche Nutzung von Kraftwerken in einem bestimmten Jahr und somit für ihre Fähigkeit zur Erwirtschaftung von Einnahmen.
Die zunehmende Verbreitung der EE wird die durch konventionelle Kraftwerke abzudeckende Last noch weiter verringern.
c)
Es gibt mehrere Projekte, durch die die NAI, insbesondere die Kykladen und Kreta, an das griechische Hauptverbundnetz angebunden werden sollen. Wie oben erläutert, sind konventionelle Kraftwerke auf den NAI nicht so effizient wie die im Verbundnetz installierten Kraftwerke und werden sie daher, sobald die NAI, auf denen sie installiert sind, an das Verbundnetz angeschlossen werden, voraussichtlich nicht wirtschaftlich sein.
Die Möglichkeit, dass ein isoliertes Netz an das Verbundnetz angeschlossen wird, ist somit ein erhebliches Hemmnis für Investitionen in konventionelle Erzeugungskapazitäten auf den NAI.
d)
Wegen der relativ kleinen abzudeckenden Last können relativ kleine Nachfrageänderungen Auswirkungen auf die in einem bestimmten isolierten Netz erforderliche Erzeugungskapazität haben. Die fehlende Verbindungskapazität bedeutet, dass alle Änderungen der Nachfrage zwangsläufig durch Erzeugungskapazitäten in den isolierten Kleinstnetzen ausgeglichen werden müssen.
Dieser Faktor verstärkt die Notwendigkeit einer schnellen und flexiblen Reaktion auf längerfristige Änderungen der Nachfrage.
Diese notwendige Flexibilität wird durch die Schwierigkeiten bei der Suche nach geeigneten Standorten für konventionelle Kraftwerke auf den NAI und die Dauer der Zulassungs- und Genehmigungsverfahren noch verschärft.
e)
Das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage lag im Jahr 2012 (7) in allen isolierten Kleinstnetzen bei mindestens 3,35, wobei dieses Verhältnis in einem bestimmten isolierten Kleinstnetz größer und vielfach deutlich größer sein kann. Der Durchschnitt und der Median des Verhältnisses zwischen der Höchst- und der Mindestnachfrage betragen 6,27 bzw. 5,98.
Im griechischen Verbundnetz lag das Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage 2013 bei etwa 3.
Das größere Verhältnis von Höchstnachfrage zu Mindestnachfrage spiegelt die Flexibilität und Reserven wider, die sogar innerhalb eines bestimmten Jahres bei den in einem isolierten Netz installierten Erzeugungskapazitäten verfügbar sein müssen.
Bemerkenswert ist in diesem Zusammenhang, dass im Jahr 2012 in ca. 60 % der isolierten Kleinstnetze mobile Stromgeneratoren genutzt wurden.
(49)
Daher kommt die Kommission zu dem Schluss, dass für den Betrieb konventioneller Kraftwerke in den in vorstehender Tabelle genannten isolierten Netzen der NAI erhebliche Probleme bestehen.
4.3. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL III
4.3.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für neue Kapazitäten gelten.
(50)
Gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG können Ausnahmen von den Bestimmungen des Kapitels III nur dann gewährt werden, wenn die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität betroffen ist.
(51)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für neue Kapazitäten nicht gewährt werden.
(52)
Da es sich bei den isolierten Netzen auf den NAI um Verteilernetze handelt, könnten die griechischen Behörden, falls das Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten nicht zur erfolgreichen Genehmigung der neuen Kapazitäten für die isolierten Netze auf den NAI führt, stattdessen in Erwägung ziehen, die Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 3 der Richtlinie 2009/72/EG auch für neue kleine konventionelle Kapazitäten in Anspruch zu nehmen. Diese neuen kleinen konventionellen Kapazitäten können beispielsweise vorübergehende Kapazitäten umfassen, die langfristig ohne dauerhafte Zuordnung zu einem bestimmten Standort zur Verfügung gestellt werden können.
4.3.2. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III kann nicht für Kreta gelten.
(53)
Wie oben ausgeführt wurde, handelt es sich mit Ausnahme von Kreta, das ein kleines, isoliertes Netze ist, bei allen NAI um isolierte Kleinstnetze.
(54)
Daher kann eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für Kreta nicht gewährt werden.
4.3.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III erstreckt sich nicht auf erneuerbare Energien und KWK-Anlagen.
(55)
Im Antrag wird nicht ausdrücklich darauf hingewiesen, dass die beantragte Ausnahme nur konventionelle Anlagen betrifft.
(56)
In Artikel 133 Absatz 3 des Gesetzes 4001/2011 wird jedoch Strom, der durch den Einsatz erneuerbarer Energien, durch hocheffiziente KWK oder Hybridanlagen und Selbsterzeuger erzeugt wird, aus dem Geltungsbereich der ausschließlichen Erzeugungsgenehmigung, die der PPC möglicherweise erteilt wird, ausdrücklich ausgeschlossen. Dasselbe ergibt sich aus Artikel 225 des NAI-Kodex.
(57)
Darüber hinaus wird in der Begründung auf erhebliche Probleme mit dem Betrieb von lediglich konventionellen Kraftwerken Bezug genommen. Es wird argumentiert, dass diese Kraftwerke unter anderem aufgrund der stärkeren Verbreitung erneuerbarer Energien mit erheblichen Problemen konfrontiert sind.
(58)
Selbst wenn im Antrag um eine Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels III der Richtlinie 2009/72/EG für andere als konventionelle Kraftwerke ersucht würde, könnte eine Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.3.4. Die Ausnahme für die Genehmigung der Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazität kann gewährt werden.
(59)
In Anbetracht der oben genannten erheblichen Probleme für den Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb kleiner, isolierter Netze kann eine Ausnahme für die Genehmigung bestehender konventioneller Kapazitäten gewährt werden, soweit die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung der bestehenden konventionellen Kapazitäten betroffen sind. Eine solche Genehmigung kann der PPC unmittelbar erteilt werden.
(60)
Für die Zwecke dieser Ausnahme
a)
umfassen die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten Vorhaben für den Bau von konventionellen Erzeugungskapazitäten, für die bereits eine Genehmigung der ERB erteilt wurde und die zum Zeitpunkt des Inkrafttretens dieses Beschlusses nicht aufgehoben war;
b)
gilt der vollständige Rückbau der Haupterzeugungserzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage als Bau neuer Kapazitäten;
c)
bedeutet die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten.
(61)
Allerdings gibt es keine Gründe für eine Ausnahme von den in Artikel 7 Absatz 2 der Richtlinie 2009/72/EG festgelegten Kriterien und Bedingungen, nach denen der PPC eine Genehmigung erteilt wird.
(62)
Falls die Genehmigung der PPC direkt erteilt wird, müssen zudem in den Bedingungen die Verpflichtungen in Bezug auf den Zeitpunkt, bis zu dem das genehmigte konventionelle Kraftwerke voll funktionsfähig sein muss, festgelegt werden und Bestimmungen vorgesehen werden, die eine umfassende und wirksame Einhaltung dieser Verpflichtungen sicherstellen. Nach ihrem Ablauf kann eine solche direkte Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, jedoch nur wenn sie aus Gründen abgelaufen ist, die die PPC nicht zu verantworten hat. Nach ihrem Ablauf sollte die ERB ein Genehmigungsverfahren organisieren, das in vollem Umfang mit Artikel 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG übereinstimmt und daher die Beteiligung Dritter vorsieht.
4.3.5. Die Ausnahme kann sich nicht auf die Ausschreibung neuer Kapazitäten erstrecken.
(63)
Eine Ausschreibung im Sinne des Artikels 8 der Richtlinie 2009/72/EG betrifft per Definition noch zu bauende und zu genehmigende Kapazitäten, bei denen es sich somit um neue Kapazitäten handelt.
(64)
Aus den bereits oben dargelegten Gründen sollte eine Ausnahme für neue Kapazitäten nicht gemäß Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt werden.
4.4. BEWERTUNG DER BEANTRAGTEN AUSNAHME VON KAPITEL VIII
4.4.1. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 32 über den Zugang Dritter.
(65)
Der Antrag betrifft die Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 32 in Bezug auf den Netzzugang Dritter („TPA“) umfasst.
(66)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 32 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht, und es werden auch keine Gründe für eine solche Ausnahme angeführt. Mit dem Gesetz 4001/2011 und dem NAI-Kodex wurde die DEDDIE jedoch verpflichtet, Dritten einen diskriminierungsfreien Zugang zu dem von DEDDIE betriebenen Verteilernetz zu gewähren (siehe Artikel 127 des Gesetzes 4001/2011). Daher kann eine solche Ausnahme nicht gewährt werden.
4.4.2. Ausnahme von Artikel 33 über Marktöffnung und Gegenseitigkeit
4.4.2.1. Keine Gründe für eine dauerhafte Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG
(67)
Im Antrag wird im Kern geltend gemacht, dass die PPC weiterhin der einzige Versorger sein sollte, der eine Genehmigung für die Versorgung von Kunden auf den NAI hat. Dies wird damit begründet, dass die Entwicklung der Infrastruktur, die für den Betrieb und die Überwachung des Strommarktes in isolierten Kleinstnetzen sowie für die Öffnung für Drittanbieter notwendig ist, für den Betreiber auf den NAI mit Betriebskosten verbunden ist, die die sich für die Verbraucher durch die Marktöffnung ergebenden Vorteile übersteigen.
(68)
Wie aus der Stellungnahme der ERB hervorgeht, soll durch die Infrastruktur auf den NAI sichergestellt werden, dass die GWV für NAI im Einklang mit bestehendem Recht auf transparente, nicht diskriminierende und überprüfbare Weise verwaltet werden können. Darüber hinaus ist die Infrastruktur für den Betrieb der isolierten Netze der NAI technisch und wirtschaftlich notwendig. Da die Infrastruktur unabhängig von der Zahl der Anbieter, die über eine Zulassung auf den NAI verfügen, in jedem Fall notwendig ist, um diesen Anforderungen zu genügen, hat eine Marktöffnung keine höheren Infrastrukturkosten zu Folge.
(69)
Selbst wenn eine ähnliche Infrastruktur erforderlich ist, steht die Marktöffnung in keinem unmittelbaren Zusammenhang mit dem technischen Betrieb der isolierten Netze oder mit den GWV für NAI, da kein Kausalzusammenhang besteht zwischen dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb dieser isolierten Netze und der Umsetzung der GWV für NAI gemäß den einschlägigen rechtlichen Anforderungen einerseits und andererseits der Frage, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung der Stromverbraucher auf den NAI zugelassen sind.
(70)
Es trifft zu, dass die auf den NAI im Vergleich zu den Produktionskosten im Verbundnetz höheren Erzeugungskosten von den auf den NAI tätigen Versorgern dadurch gedeckt werden müssen, dass der jeweilige Anteil an der Entschädigung für die GWV für NAI entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufgeteilt wird. Allerdings ist die Ermittlung der Produktionskosten auf den NAI für die Bestimmung der finanziellen Entschädigung für die GWV für NAI unabhängig von der Zahl der auf den NAI tätigen Versorger ohnehin notwendig.
(71)
Die einzige zusätzliche Anforderung hinsichtlich der Marktöffnung besteht darin, die jeweiligen Anteile an der Entschädigung für die GWV für NAI an die Versorger entsprechend dem Stromabsatz an ihre Kunden aufzuteilen. Selbst die damit zusammenhängenden Kundendaten, insbesondere Messdaten, sind unabhängig davon, ob ein oder mehrere Versorger für die Belieferung von Kunden auf NAI zugelassen sind, notwendig.
(72)
Daher setzt die Entschädigung der Versorger für die GWV für NAI lediglich die Fähigkeit voraus, die Messdaten der Kunden einem bestimmten zugelassenen Versorger zuzuordnen; dabei handelt es sich in erster Linie um einen administrativen Vorgang, der auf Informationen beruht, die in Gänze oder zu einem erheblichen Teil unabhängig davon erhoben werden, ob eine Marktöffnung auf den NAI besteht oder nicht. Zudem ist diese Zuordenbarkeit eine Vorbedingung für das ordnungsgemäße Funktionieren eines jeden Stromversorgungsmarktes. Solche Kosten können daher nicht als Grund für eine Ausnahme hinsichtlich der Marktöffnung akzeptiert werden, da sie weder speziell mit dem Betrieb der isolierten Netze auf den NAI zusammenhängen noch mit einem erheblichen Problem bei deren Betrieb verbunden sind.
(73)
Wichtig ist der Hinweis, dass die Erstellung von Registern für die Zuordnung der Messinformationen zu den Versorgern Teil der zu schaffenden Infrastruktur ist. Wenngleich die Schaffung der vollständigen geplanten Infrastruktur den optimalen Betrieb isolierter Stromnetze erleichtern wird, ist die vollumfängliche Vornahme der damit verbundenen Investitionen keine notwendige Voraussetzung für eine Marktöffnung.
(74)
Die Tatsache, dass bei den Werten für die durchschnittlichen jährlichen variablen Produktionskosten pro NAI möglicherweise große Unterschiede bestehen, ist unerheblich. Selbst wenn solche Unterschiede auftreten, so betreffen sie die Kosten für die Stromerzeugung innerhalb der isolierten Netze der NAI. Die Ermittlung dieses Betrags ist bereits eine Voraussetzung dafür, dass die GWV für NAI gemäß den rechtlichen Anforderungen verwaltet werden, außerdem wird sie in keiner Weise durch die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassenen Versorger beeinflusst. Da die Verwaltung der GWV für NAI bereits auf einem getrennten monatlichen System für jedes isolierte Netz beruht, ist es schwer vorstellbar, dass große jährliche Schwankungen pro NAI zu konkreten Problemen führen können.
(75)
Aus dem Vorstehenden ergibt sich, dass die Zahl der Versorger, die für die Versorgung von Kunden auf den NAI zugelassen sind, weder mit dem technischen und wirtschaftlichen Betrieb der isolierten Netze noch mit der im Einklang mit den einschlägigen rechtlichen Anforderungen erfolgenden Umsetzung der GWV für NAI untrennbar verbunden ist.
(76)
Im Übrigen ist anzumerken, dass eine Marktöffnung Vorteile mit sich bringt, die die etwaigen Kosten einer Marktöffnung übersteigen. Die ERB weist darauf hin, dass alternative Versorger auf den NAI den Kunden auf den NAI wesentliche zusätzliche Vorteile anbieten könnten, indem sie die Stromversorgung mit anderen Dienstleistungen kombinieren.
(77)
Folglich sollte dem Antrag auf eine unbefristete Ausnahme von Artikel 33 nicht stattgegeben werden.
4.4.2.2. Zeitliche Begrenzung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG bei einem isolierten Netz
(78)
In Anbetracht der vorstehenden Ausführungen ist festzustellen, dass die Marktöffnung praktische Vorkehrungen erfordert, damit die isolierten Netze auf den NAI in völliger Übereinstimmung mit dem NAI-Kodex betrieben werden können. Praktische Probleme im Zusammenhang mit der Marktöffnung können darin bestehen, dass die für die Zuordnung der Messstellen und der Messdaten zu den Versorgen erforderlichen Register nicht verfügbar sind oder die optimale Konfiguration der Infrastruktur noch nicht vorhanden ist. Daher kann die Erteilung einer Ausnahme von Artikel 33 der Richtlinie 2009/72/EG, die zeitlich begrenzt ist, in Betracht gezogen werden.
(79)
Bei der Beurteilung der Dauer einer solchen Ausnahme von Kapitel VIII sind die beiden folgenden Aspekte relevant:
a)
Wie bereits ausgeführt, ist die Verfügbarkeit eines Registers über die NAI, das die Zuordnung der Messdaten zu einem bestimmten Versorger ermöglicht, die wichtigste Voraussetzung für die Marktöffnung auf den NAI. Nach Artikel 327 Absatz 4 muss das dafür erforderliche Register spätestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex fertiggestellt sein. Die Verfügbarkeit des Registers ist eine notwendige praktische Voraussetzung für die Marktöffnung.
b)
Die vollständige Durchführung des Investitionsprogramms für die auf den NAI zu installierende Infrastruktur würde die praktische Umsetzung der Marktöffnung auf den NAI sicherlich erleichtern. Dies ist jedoch keine notwendige Voraussetzung. Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex enthält einen Zeitplan, nach dem alle derzeitigen NAI spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex mit der auf den NAI zu installierenden zusätzlichen Infrastruktur ausgerüstet werden sollen.
(80)
Daher sollte eine Ausnahme von der Marktöffnung für mindestens 2 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex gewährt werden, d. h. bis zum 17. Februar 2016, damit die Register, die eine notwendige Voraussetzung für die Marktöffnung sind, eingerichtet werden können. Da die vollständige Infrastruktur spätestens 5 Jahre nach Inkrafttreten des NAI-Kodex installiert werden muss, sollte die Geltungsdauer der Ausnahme auf jeden Fall auf 5 Jahre nach dem Inkrafttreten des NAI-Kodex begrenzt werden, d. h. für jedes der isolierten Netze der NAI bis zum 17. Februar 2019. Da die Ausnahme sich jedoch nur dann rechtfertigen lässt, wenn erhebliche und konkrete Probleme hinsichtlich der Marktöffnung weiterbestehen, die direkt damit zusammenhängen, dass das Programm für Infrastrukturinvestitionen auf den NAI nicht zum Abschluss gebracht wurde, sollte regelmäßig überprüft werden, ob diese Probleme in einem bestimmten isolierten Netz der NAI fortbestehen. Bei einer solchen Überprüfung sollte ein von den zuständigen griechischen Behörden genehmigter Investitionsplan der DEDDIE für den Aufbau der erforderlichen Infrastruktur auf den NAI als Benchmark verwendet werden. Dieser Plan sollte daher bis zum 17. Februar 2015 fertiggestellt und genehmigt sein.
(81)
Um die Marktöffnung nicht unnötig zu verzögern, sollte der Infrastrukturinvestitionsplan der DEDDIE von der ERB genehmigt werden; in ihm sollte den isolierten Netzen von Kreta und Rhodos Vorrang eingeräumt werden, da dies die NAI mit der größten Bevölkerung sind.
(82)
Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 sollte die DEDDIE einen von der ERB zu genehmigenden Bericht mit Angaben dazu erstellen, weshalb in einem bestimmten isolierten Netz der NAI noch keine Marktöffnung erfolgt ist. Dieser Bericht sollte veröffentlicht und der Kommission mitgeteilt werden.
4.4.3. Die Ausnahme von den Bestimmungen des Kapitels VIII erstreckt sich nicht auf Artikel 34.
(83)
Der Antrag betrifft eine Ausnahme von Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG, weshalb davon ausgegangen werden kann, dass er ein Ersuchen auf Ausnahme von Artikel 34 in Bezug auf Direktleitungen im Sinne des Artikels 2 Nummer 15 der Richtlinie 2009/72/EG umfasst.
(84)
Im Antrag wird nicht angegeben, ob sich die beantragte Ausnahme auch auf Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG bezieht.
(85)
Daher sollte, selbst wenn der Antrag so zu verstehen ist, dass um eine Ausnahme von Artikel 34 der Richtlinie 2009/72/EG ersucht wird, eine solche Ausnahme nicht gewährt werden, da keine Gründe dafür angeführt wurden.
4.4.4. Verbindungsleitungen - Anwendung der Ausnahme von den Kapiteln III und VIII
(86)
Die vorliegende Ausnahme betrifft isolierte Kleinstnetze, die sich gerade dadurch auszeichnen, dass sie gar nicht oder, wie im Fall von kleinen, isolierten Netzen, nur sehr eingeschränkt mit anderen Stromnetzen verbunden sind.
(87)
Allerdings ist Folgendes anzumerken:
a)
Laut dem vor kurzem verabschiedeten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan des griechischen Übertragungsnetzbetreibers ADMIE S.A. (unabhängiger Übertragungsnetzbetreiber) („ADMIE“) soll der Verbundanschluss der Kykladen bis 2018 in drei Phasen abgeschlossen werden, wobei bestimmte Kykladen deutlich früher an das griechische Verbundnetz angebunden werden.
b)
Außerdem soll der Anschluss von Kreta an das Verbundnetz bis 2020 abgeschlossen sein. Die einschlägigen Teile des Projekts für die ersten drei Jahre wurden in den 2013 genehmigten Zehnjahres-Netzentwicklungsplan der ADMIE aufgenommen. Der endgültige Plan muss noch in den 2014 zu genehmigenden endgültigen Zehnjahres-Netzentwicklungsplan eingebaut werden.
(88)
Es muss ausdrücklich festgelegt werden, dass die vorliegende Ausnahme für ein bestimmtes isoliertes Netz automatisch endet, sobald eine Verbindungsleitung zwischen einem bestimmten isolierten Netz und dem griechischen Verbundnetz in vollem Umfang einsatzfähig ist.
(89)
Das Unternehmen DEDDIE steht trotz seiner rechtlichen und funktionalen Entflechtung zu 100 % im Eigentum der PPC. Anders als ein Verteilernetzbetreiber im Sinne der Richtlinie 2009/72/EG nimmt die DEDDIE auch umfassende Aufgaben im Bereich des Betriebs der isolierten Netze der NAI und der Stromerzeugung auf den NAI, einschließlich der im Eigentum der PPC befindlichen konventionellen Stromerzeugungskapazitäten, wahr und hat somit Einfluss auf die Erlöse. Wie oben dargelegt, hat der Anschluss an das Verbundnetz Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit der derzeit innerhalb der isolierten Netze auf den NAI installierten Kraftwerke.
(90)
Ausnahmen sollten nur gewährt werden, wenn sie verhältnismäßig sind und nicht über das unbedingt erforderliche Maß hinausgehen. Daher müssen in Bezug auf Entscheidungen über den Anschluss der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz klare Anreize und Transparenz gegeben sein.
(91)
Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 sieht Folgendes vor:
„ADMIE SA legt bis zum 31. März eines jeden Jahres der ERB einen Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes vor […]. Der Zehnjahresplan für die Entwicklung des griechischen Übertragungsnetzes muss insbesondere: […] c) eine technische und finanzielle Kosten-Nutzen-Analyse für wichtige Übertragungsnetze enthalten […], insbesondere für […] Verbindungsleitungen zwischen den Inseln und dem Übertragungsnetz, einschließlich eines Zeitrahmens, geschätzter Cash-Flow- und Finanzierungsanforderungen für sämtliche Investitionsprojekte.“
(92)
Um sicherzustellen, dass klare Anreize und Transparenz bei den Beschlüssen über die Anbindung der isolierten Netze der NAI an das Verbundnetz gegeben sind, sollten die griechischen Behörden sicherstellen, dass:
a)
bei der Genehmigung oder Ausschreibung bestehender oder neuer Kapazitäten für ein isoliertes Netz auf einer NAI die ADMIE, DEDDIE und ERB systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine solche Genehmigung für bestehende oder neue Kapazitäten sollte verweigert werden, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten sollten sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI.
b)
in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. In ihr sollten insbesondere Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen nicht berücksichtigt werden.
c)
die ERB zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlicht. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, wird die ERB von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung sollte gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden.
d)
die ERB eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzt. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der von der ERB festgelegten Frist gebaut wird, sollte Schadenersatz für die nicht realisierten Kosteneinsparungen geltend gemacht werden.
4.5. DAUER
(93)
Der Sachverhalt, auf dem diese Ausnahme beruht, muss überprüft werden, insbesondere nach der geplanten Fertigstellung des Anschlusses bestimmter isolierter Netze an das Verbundnetz und nach Ablauf der Fristen für die Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 des NAI-Kodex.
(94)
Jede Ausnahme sollte daher bis zum 1. Januar 2021 gelten.
4.6. RÜCKWIRKUNG
(95)
Wie bereits erwähnt, wurde mit dem Antrag vom 17. Januar 2012 der 2003 eingereichte Erstantrag erneuert.
(96)
Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG, die durch die Richtlinie 2009/72/EG aufgehobenen wurde, enthielt auch Bestimmungen, nach denen die Mitgliedstaaten im Falle erheblicher Probleme mit dem Betrieb von kleinen, isolierten Netzen und isolierten Kleinstnetzen Ausnahmen von einigen Bestimmungen dieser Richtlinie beantragen konnten. Gemäß Artikel 48 der Richtlinie 2009/72/EG gelten Bezugnahmen auf den aufgehobenen Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG als Bezugnahmen auf Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG.
(97)
Die Definitionen der Begriffe „kleines, isoliertes Netz“ und „isoliertes Kleinstnetz“ in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2003/54/EG sind identisch mit denen in Artikel 2 Nummern 26 und 27 der Richtlinie 2009/72/EG.
(98)
Beide Definitionen beziehen sich auf die Stromnachfrage in isolierten Netzen im Jahr 1996, und die Bezugnahme hat sich nicht geändert. Überdies war Kreta weder 2003 noch 2012 an das griechische Verbundnetz angeschlossen und wird dies zu dem Zeitpunkt, zu dem die vorliegende Ausnahme wirksam wird, auch nicht sein.
(99)
Alle isolierten Kleinstnetze und kleinen, isolierten Netze, die im Antrag als isolierte Kleinstnetze oder kleine, isolierte Netz eingestuft waren, waren folglich zum Zeitpunkt der Erstantragstellung als solche zu betrachten und werden zum Zeitpunkt des Wirksamwerdens der vorliegenden Ausnahme als solche betrachtet werden.
(100)
Daher sind hinsichtlich der kleinen, isolierten Netze und der isolierten Kleinstnetze, die für eine Ausnahme gemäß der Richtlinie 2003/54/EG und der Richtlinie 2009/72/EG in Betracht kommen, keine rechtlichen oder tatsächlichen Änderungen eingetreten.
(101)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel III dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel III der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über Genehmigungsverfahren für neue Kapazitäten und für die Ausschreibung neuer Kapazitäten.
(102)
Nach Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG konnten Ausnahmen von Kapitel VII dieser Richtlinie gewährt werden; dieses Kapitel enthielt ebenso wie Kapitel VIII der Richtlinie 2009/72/EG Bestimmungen über den Zugang Dritter, die Marktöffnung und Direktleitungen.
(103)
Hätte die Kommission eine Ausnahme auf den ursprünglichen Antrag hin gewährt, so hätte sie dafür die gleichen Bedingungen wie in der vorliegenden Ausnahme nach der Richtlinie 2009/72/EG vorsehen können.
(104)
Zudem haben sich die tatsächlichen Umstände seit 2003 nicht geändert. Die geografische Lage der NAI, die wirtschaftlichen Faktoren, die für den Betrieb der Stromnetze innerhalb der isolierten Netze der NAI maßgeblich sind, und die Art der erheblichen Probleme, die mit dem Betrieb konventioneller Kraftwerke innerhalb der isolierten Netze der NAI verbunden sind, sind seit 2003 im Wesentlichen unverändert.
(105)
Der erste Antrag war seit dem Jahr 2003 anhängig. Die Untätigkeit der Kommission sollte nicht zu Lasten der Hellenischen Republik gehen. Die Hellenische Republik ist ihren Verpflichtungen aus Artikel 26 Absatz 1 der Richtlinie 2003/54/EG und Artikel 44 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG nachgekommen und hat einen ordnungsgemäß begründeten Antrag auf eine Ausnahme für die isolierten Netze auf den NAI gemäß diesen Artikeln gestellt.
(106)
Daher sollte der vorliegende Beschluss über die Ausnahme ab dem Datum der Notifizierung des ersten Antrags, d. h. ab dem 5. Dezember 2003, wirksam werden -
HAT FOLGENDEN BESCHLUSS ERLASSEN:
Artikel 1
Dieser Beschluss gilt für die in der Tabelle genannten kleinen, isolierten Netze und isolierten Kleinstnetze.
Für die Zwecke dieses Beschlusses ist Kreta ein kleines, isoliertes Netz, während alle anderen isolierten Netze isolierte Kleinstnetze sind.
Artikel 2
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 33 der Richtlinie 2009/72/EG für kleine, isolierte Netze und für isolierte Kleinstnetze gewährt.
(2) Diese Ausnahme gilt bis zum 17. Februar 2016 oder bis zur vollständigen Installation der Infrastruktur gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex, je nachdem, welcher Zeitpunkt der spätere ist. In jedem Fall gilt die Ausnahme ab dem 17. Februar 2019 nicht mehr.
(3) Die griechischen Behörden müssen bis zum 17. Februar 2015 einen Plan für Infrastrukturinvestitionen gemäß Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex erstellen, wobei für jedes isolierte Netz der NAI getrennt das Datum anzugeben ist, bis zu dem die Infrastruktur vollständig zu installieren ist. Dieser Plan muss Kreta und Rhodos Vorrang einräumen.
(4) Ab dem 17. Februar 2016 und anschließend jährlich bis zum 17. Februar 2019 müssen die griechischen Behörden einen Bericht erstellen, der für jedes isolierte Netz der NAI Angaben zu Folgendem enthält: a) zur Marktöffnung, b) zum Stand der Infrastrukturinvestitionen gegenüber dem einschlägigen Plan, c) zu den weiterhin bestehenden erheblichen und konkreten Problemen bezüglich der Marktöffnung und d) dazu, ob diese Probleme der Nichtrealisierung der in Artikel 237 Absatz 7 des NAI-Kodex vorgesehenen Infrastrukturinvestitionen direkt zugeschrieben werden können.
Artikel 3
(1) Es wird eine Ausnahme von den Bestimmungen des Artikels 7 Absatz 1 der Richtlinie 2009/72/EG gewährt, wonach Genehmigungen für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung bestehender Kapazitäten in isolierten Kleinstnetzen der PPC direkt erteilt werden können.
(2) Für die Zwecke dieser Ausnahme gilt Folgendes:
a)
Die bestehenden konventionellen Erzeugungskapazitäten umfassen Vorhaben für die Umrüstung, Modernisierung und Erweiterung von konventionellen Erzeugungsanlagen, für die zum Zeitpunkt der Notifizierung dieses Beschlusses eine von der ERB erteilte gültige Genehmigung besteht.
b)
Der vollständige Rückbau der Haupterzeugungskapazitäten an einem bereits bestehenden Standort und ihre Ersetzung durch eine neue Erzeugungsanlage gilt nicht als vorhandene Kapazität, sondern als Bau neuer Kapazitäten.
c)
Die Installation vorübergehender Erzeugungskapazitäten am Standort der bestehenden Kapazitäten stellt eine Erweiterung der vorhandenen Kapazitäten dar.
(3) Nach Ablauf der gemäß Absatz 1 erteilten Genehmigung kann eine solche Genehmigung im alleinigen Ermessen der ERB verlängert werden, sofern die Verzögerungen auf Gründe zurückzuführen sind, die die PPC nicht zu vertreten hat.
(4) Diese Ausnahme gilt nicht mehr für gemäß Absatz 1 erteilte Genehmigungen, die abgelaufen sind oder aufgehoben wurden.
(5) Alle sonstigen Bestimmungen des Artikels 7 der Richtlinie 2009/72/EG gelten weiterhin in vollem Umfang.
(6) Diese Ausnahme gilt bis zum 1. Januar 2021.
Artikel 4
(1) Die in diesem Beschluss vorgesehenen Ausnahmen gelten für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze nicht mehr, sobald sie an das Verbundnetz angeschlossen sind.
(2) Die griechischen Behörden
a)
müssen bei der Genehmigung oder Ausschreibung neuer Kapazitäten innerhalb eines isolierten Netzes auf einer NAI systematisch die Alternative eines Anschlusses des isolierten Netzes, zu dem die jeweilige NAI gehört, an das Verbundnetz in Erwägung ziehen. Eine Genehmigung für neue Kapazitäten ist zu verweigern, wenn der Bau einer Verbindungsleitung kostengünstiger ist. Die Kosten müssen sämtliche Kosten für die Stromlieferung an Endkunden innerhalb des isolierten Netzes umfassen, einschließlich der Entschädigung für GWV auf NAI;
b)
müssen sicherstellen, dass in der Kosten-Nutzen-Analyse der ADMIE zu wichtigen Übertragungsarbeiten gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 nur die effizienten Kosten der geplanten Investitionen in den Verbundnetzanschluss und die Kosten für dessen Betrieb berücksichtigt werden. Mindereinnahmen infolge von Verlusten oder von Abschreibungen der auf den NAI bereits installierten konventionellen Stromerzeugungsanlagen dürfen nicht berücksichtigt werden;
c)
müssen zusammen mit dem Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden in jedem einzelnen isolierten Netz der NAI, einschließlich der Entschädigung für GWV für NAI, veröffentlichen. Wenn der Bau einer Verbindungsleitung nicht in dem von der ERB genehmigten Zehnjahres-Investitionsplan der ADMIE gemäß Artikel 108 des Gesetzes 4001/2011 enthalten ist, müssen die griechischen Behörden von sich aus oder auf Anfrage eines Dritten eine Ausschreibung gemäß Artikel 22 Absatz 7 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG für den Bau einer Verbindungsleitung zur Anbindung eines oder mehrerer isolierten Netze der NAI organisieren. Eine Verbindungsleitung muss gebaut werden, wenn dadurch die Gesamtkosten der Stromversorgung von Kunden auf NAI, einschließlich der Entschädigung für die GWV für NAI, gesenkt werden;
d)
müssen eine eindeutige Frist für die Fertigstellung einer Verbindungsleitung setzen. Falls die Verbindungsleitung nicht oder nicht innerhalb der gesetzten Frist gebaut wird, müssen die griechischen Behörden für die nicht realisierten Kosteneinsparungen Schadenersatz geltend machen.
Artikel 5
Dieser Beschluss gilt ab 5. Dezember 2003.
Artikel 6
Dieser Beschluss ist an die Hellenische Republik gerichtet.
Brüssel, den 14. August 2014