input: DECISIÓN DE LA COMISIÓN
  de 14 de agosto de 2014
  por la que se concede a la República Helénica una excepción a determinadas disposiciones de la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo
  [notificada con el número C(2014) 5902]
  (2014/536/UE)
  LA COMISIÓN EUROPEA,
  Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea,
  Vista la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (1), y, en particular, su artículo 44, apartado 1, y su artículo 48,
  Vistas las solicitudes presentadas por la República Helénica de fechas 17 de enero de 2012 y 5 de diciembre de 2003,
  Tras informar de ellas a los Estados miembros,
  Considerando lo siguiente:
  1. PROCEDIMIENTO
  (1)
  El 17 de enero de 2012 el Ministerio griego de Medio Ambiente, Energía y Cambio Climático (en lo sucesivo, «el YPEKA») presentó una solicitud («la solicitud») a la Comisión, con arreglo a lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE para obtener una excepción a lo dispuesto en los capítulos III y VIII de la Directiva 2009/72/CE para algunas islas griegas que no están interconectadas a la red eléctrica de la Grecia continental (las islas no interconectadas o «INI»).
  (2)
  El 12 de septiembre de 2012 la Comisión solicitó a la Autoridad Reguladora griega de la Energía («la ARE») que se pronunciase sobre la solicitud. La ARE respondió a esta solicitud el 16 de noviembre de 2012 («el dictamen de la ARE»).
  (3)
  La ARE presentó otras observaciones en apoyo de la solicitud el 17 de diciembre de 2013, el 23 de diciembre de 2013, el 4 de febrero de 2014, el 28 de febrero de 2014 y el 17 de marzo de 2014.
  (4)
  El 14 de marzo de 2014 (con una adenda enviada el 20 de marzo de 2014), la Comisión informó a los Estados miembros de la solicitud de conformidad con lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, con una petición para que presentaran observaciones, en su caso, a más tardar el 25 de marzo de 2014. No se presentaron observaciones.
  (5)
  Con su solicitud, el YPEKA renovó la petición presentada por el Ministerio de Desarrollo el 5 de diciembre de 2003 de conformidad con el artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (2) («la solicitud inicial») para obtener una excepción a lo dispuesto en determinadas disposiciones de la Directiva 2003/54/CE. Aunque se practicaron unas primeras diligencias para investigar la solicitud inicial, la excepción solicitada de conformidad con el artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE, no se concedió ni se denegó.
  2. SOLICITUD PRESENTADA POR EL MINISTERIO DE MEDIO AMBIENTE, ENERGÍA Y CAMBIO CLIMÁTICO GRIEGO (YPEKA)
  2.1. ÁMBITO DE APLICACIÓN DE LA EXCEPCIÓN SOLICITADA
  (6)
  La solicitud pide una excepción a lo dispuesto en los capítulos III y VIII de la Directiva 2009/72/CE.
  (7)
  El capítulo III de la Directiva 2009/72/CE hace referencia al procedimiento de autorización y de licitación para la adjudicación de nuevas instalaciones. El capítulo VIII se refiere al acceso de terceros, la apertura del mercado y las líneas directas.
  2.2. ORGANIZACIÓN ACTUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN LAS INI
  (8)
  Los mercados de la energía griegos se rigen fundamentalmente por la Ley griega 4001/2011 por la que se transpone la Directiva 2009/72/CE. La Ley 4001/2011 entró en vigor el día 22 de agosto de 2011.
  (9)
  El gestor de la red de distribución griega es la empresa DEDDIE SA (Hellenic Electricity Distribution Network Operator -HEDNO- (en lo sucesivo «DEDDIE» por sus siglas en griego), que, aunque desde el punto de vista jurídico y funcional es independiente, es propiedad en un 100 % de la Compañía Nacional de Electricidad (en lo sucesivo, «la CNE»), la productora y suministradora histórica de electricidad griega. Los activos de la red explotados por el gestor DEDDIE son propiedad de la CNE.
  (10)
  Con arreglo a lo dispuesto en el artículo 127 de la Ley 4001/2011, DEDDIE es responsable del desarrollo, funcionamiento y mantenimiento de la red griega de distribución de electricidad, que incluye el régimen de distribución de energía eléctrica en las INI.
  (11)
  Además, DEDDIE es responsable de la explotación de las redes eléctricas en las INI. Estas tareas incluyen: i) la preparación de un plan de desarrollo de capacidades de generación en el caso de las microrredes aisladas, incluido un programa para interconectarlas con otras INI; ii) la garantía de que se dispone de los emplazamientos necesarios para instalar nuevas capacidades de generación, para ampliar la capacidad existente o los componentes del suministro y para ampliar las redes de distribución de electricidad de Grecia a islas no interconectadas y microrredes aisladas; iii) la firma de contratos con los titulares de licencias que regulen los suministros de electricidad hacia y desde la red, la prestación de servicios auxiliares a las redes de distribución de las INI y la remuneración de los productores de electricidad, y las tarifas para clientes y proveedores por la electricidad suministrada y otros ingresos y pagos en las cuentas especiales, como los relativos a la remuneración de las obligaciones de servicio público.
  (12)
  El artículo 137, apartado 1, de la Ley 4001/2011 establece que todos los consumidores de electricidad se considerarán clientes admisibles, a excepción de los consumidores establecidos en pequeñas redes aisladas, sujetos a lo dispuesto en el artículo 139 de la misma Ley.
  (13)
  En virtud del artículo 133, apartado 3, de la Ley 4001/2011:
  «A excepción de los casos en los que la electricidad se produzca a partir de fuentes de energía renovables o por cogeneración de alta eficiencia o plantas híbridas, así como cuando se trate de autoproductores, si se ha concedido una excepción de conformidad con lo dispuesto en el artículo 139, solo se concederá una licencia de generación a la CNE SA de conformidad con determinados requisitos de autorización. La CNE SA será responsable del suministro ininterrumpido a las microrredes aisladas para las que haya obtenido una licencia y de garantizar la viabilidad financiera a largo plazo de las redes de electricidad de dichas islas»
  .
  (14)
  De conformidad con el artículo 134 de la Ley 4001/2011:
  «Sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 139 de la presente Ley, las licencias de suministro para pequeñas redes aisladas se concederán únicamente a la CNE SA de conformidad con los requisitos de la reglamentación sobre concesión de autorizaciones. La CNE SA ha de suministrar electricidad a los clientes no cualificados, a petición de estos»
  .
  (15)
  Según el artículo 139 de la Ley 4001/2011, pueden concederse excepciones a las disposiciones de la Ley 4001/2011 de conformidad con lo dispuesto en el artículo 44 de la Directiva 2009/72/CE.
  (16)
  La Decisión ministerial no PD5/EL/B/F IB/12924, adoptada con arreglo al artículo 28 de la Ley griega 3426/2005, establece que el suministro de electricidad a los consumidores de las INI por cualquier productor de electricidad constituye una obligación de servicio público («la OSP de las INI») en el interés económico general. Por motivos de cohesión social, los proveedores de electricidad de las INI han de suministrar electricidad a un precio igual, por categorías de consumidores, al de la red interconectada griega.
  (17)
  El artículo 52 de la Ley griega 4001/2011 estipula que los clientes de las islas no interconectadas tienen derecho a servicios especiales tanto en términos de precios como de calidad y seguridad del suministro, así como a la transparencia de los términos y condiciones de los contratos. Los proveedores de OSP de las INI reciben, como contrapartida por la ejecución de las obligaciones de servicio público, una compensación financiera calculada sobre la base de la metodología establecida por la Decisión 24/2014 de la ARE (3). Esta metodología se basa en la diferencia entre los costes de producción totales en las islas no interconectadas (fijos y variables) y el precio íntegro de mercado con que se enfrentan los proveedores en la red interconectada (costes marginales del sistema más todos los demás mecanismos de la red interconectada griega). La compensación por OSP de las INI se calcula mensualmente y por red de islas autónoma, y está sujeta al control de la ARE. La compensación por OSP de las INI se recauda mediante una tasa cobrada a todos los clientes, incluidos los de las INI (4). El mecanismo de OSP de las INI está administrado por LAGIE, el operador del mercado griego, de propiedad estatal. La Decisión ministerial D5-EL/B/F1/oik.27547, de diciembre de 2011 (5), basada en lo dispuesto en el artículo 55, apartado 3, de la Ley 4001/2011, disponía que la OSP de las INI debe ser ofrecida por todos los proveedores, por lo cual todos los proveedores son elegibles para la compensación por OSP de las INI.
  (18)
  El Derecho derivado reglamenta más detalladamente el suministro y la generación de electricidad en las INI. En particular, mediante su Decisión no 39/2014, de 28 de enero de 2014, la ARE adoptó el Código de Gestión de los Sistemas de Energía Eléctrica en las Islas No Interconectadas (en lo sucesivo, «el Código de las INI») que regula muchas cuestiones relativas a la explotación de las redes aisladas de las INI, incluida la apertura del mercado, el ajuste del mercado y la producción de electricidad. El Código de las INI entró en vigor el día de su publicación, es decir, el 17 de febrero de 2014.
  2.3. PROBLEMAS SUSTANCIALES PARA LA EXPLOTACIÓN DE LAS REDES AISLADAS
  (19)
  La solicitud destaca los siguientes problemas para la explotación de las redes de electricidad aisladas griegas:
  a)
  la gran variación de la demanda de electricidad en las microrredes aisladas, acentuada por: i) el aspecto del turismo en el desarrollo económico de las islas; y ii) la creciente penetración de las fuentes de energía renovables («FER»).
  Estos elementos repercuten negativamente en el factor de carga de capacidad de generación convencional o térmica y la posibilidad de recuperar los costes de tales inversiones en este tipo de capacidad de generación;
  b)
  la gran variación de las condiciones meteorológicas en las islas, que afecta a la demanda y causa el mal funcionamiento de los sistemas de generación, y como consecuencia de ello, exige grandes reservas.
  (20)
  La solicitud destaca los siguientes problemas para el desarrollo de la generación convencional en las pequeñas redes de electricidad aisladas griegas:
  a)
  las dificultades e incluso la imposibilidad de encontrar emplazamientos adecuados para las nuevas centrales eléctricas convencionales en las microrredes aisladas, principalmente debido a la resistencia de la población;
  b)
  el pequeño tamaño de las INI, que es la causa de grandes contratiempos en la planificación a largo plazo del desarrollo de la producción térmica, debido a la imprevisibilidad de las inversiones realizadas por los consumidores de electricidad (como los grandes complejos turísticos o las instalaciones para embarcaciones), lo cual exige agilidad y flexibilidad en la respuesta a la demanda de electricidad;
  c)
  está previsto un aumento de un 2 % anual hasta 2017 en la demanda de electricidad de las redes aisladas de las INI. Aunque se han concedido las pertinentes autorizaciones a la CNE para la instalación de la capacidad adicional necesaria y dicha instalación ya ha sido programada (se espera que cubra la demanda de todas las INI, junto con los necesarios márgenes de reserva, para 2017), no siempre ha sido posible cumplir el calendario;
  d)
  el pequeño tamaño de la carga, las grandes variaciones en la carga y el aumento de la penetración de las FER en la mayoría de las microrredes aisladas limita las soluciones tecnológicas disponibles para la producción convencional, restringiendo las opciones de las pequeñas instalaciones de generación alimentadas con aceite pesado de bajo contenido en azufre o con aceite ligero;
  e)
  los procedimientos de adquisición de nueva generación de energía suponen una elevada inversión de tiempo. De dos años y medio a tres años son necesarios a partir del momento en que la autorización se concede hasta que los generadores de energía eléctrica entran en servicio;
  f)
  el desarrollo de planes para construir interconectores entre la red interconectada griega y las microrredes aisladas de las INI socava el interés por la inversión en capacidad de generación convencional en las INI. Los proyectos de interconexión con las Cícladas y Creta están programados.
  (21)
  En consecuencia, hay que recurrir regularmente a soluciones de emergencia, como el alquiler de generadores de electricidad móviles alimentados con gasóleo o de turbinas de gas. La necesidad de autorización en cada caso individual para las necesidades de generación de emergencia no es deseable, ya que da lugar al alquiler de los equipos, antieconómico, en lugar de realizar adquisiciones. La solicitud ofrece varios ejemplos de casos en que acontecimientos imprevistos dieron lugar al uso de generadores móviles de electricidad a más largo plazo.
  (22)
  La solicitud destaca los siguientes problemas para la apertura del mercado en las redes de electricidad aisladas de las INI:
  a)
  con el fin de permitir la apertura del mercado, tendrán que desarrollarse e instalarse infraestructuras específicas en las redes aisladas de las INI. Estas infraestructuras implican la instalación de centros de control para la gestión de: i) la programación diaria de la generación; y ii) el ajuste del mercado en cada sistema aislado, repartiendo el coste de la producción en cada sistema aislado entre los proveedores activos en él.
  La infraestructura necesaria es onerosa y su coste es sufragado por los consumidores;
  b)
  debido a la OSP de las INI, los precios al por menor de la electricidad son iguales para cada categoría de consumidores en todo el territorio griego. Los costes de generación, más elevados en las INI en comparación con los costes de generación en la red interconectada, deben, por lo tanto, compensarse a los proveedores activos en las INI repartiendo la parte correspondiente de la compensación por OSP en función de la venta de electricidad a sus clientes.
  Se afirma que la gran variación en los valores de la media anual del coste de producción variable por INI haría complicado el mecanismo de ajuste para el mercado.
  (23)
  Por consiguiente, el YPEKA opina que el desarrollo de las infraestructuras necesarias para la gestión y la supervisión del mercado de la electricidad conjuntamente con la apertura de los mercados en las redes aisladas en las INI, implica costes que son superiores a los beneficios que pueda reportar a los consumidores la apertura del mercado.
  (24)
  La solicitud no contiene un plazo de expiración para la excepción solicitada.
  3. DICTAMEN DE LA ARE
  3.1. ÁMBITO DE LA EXCEPCIÓN
  3.1.1. Excepción a lo establecido en el capítulo III de la Directiva 2009/72/CE
  (25)
  La ARE considera que la excepción a lo establecido en el capítulo III, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, no debe referirse a la instalación de nueva capacidad de electricidad que puede desarrollarse en una red aislada, sino solo a la renovación, el incremento y la expansión de la capacidad de generación existente. La capacidad de generación existente está integrada por las centrales que ya están operativas o están en proceso de construcción en las INI. Cualquier nueva central eléctrica que se instale en estas islas es considerada nueva capacidad de generación.
  (26)
  La ARE señala que los productores de energía independientes (es decir, los que no son la CNE) han demostrado un gran interés en desarrollar centrales eléctricas de fuentes de energía renovables y de cogeneración en todas las microrredes aisladas en las dos últimas décadas. Por lo tanto, no debe restringirse el acceso de terceros a las redes de electricidad de todas las INI por lo que respecta al desarrollo de fuentes renovables de energía y procedimientos combinados de calor y electricidad («CHP» por sus siglas en inglés).
  (27)
  La ARE afirma que no se opone a conceder una excepción para la activación de nuevas centrales eléctricas convencionales, siempre y cuando se cumplan determinadas condiciones. Sin embargo, el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE no prevé la posibilidad de una excepción para la creación de nuevas instalaciones.
  (28)
  La ARE considera que la expansión de la capacidad de las centrales convencionales existentes afecta sobre todo a una falta de capacidad a corto plazo en las INI derivada de daños imprevistos en la capacidad existente o de retrasos en la instalación de capacidad nueva, especialmente durante los períodos con una elevada demanda (por ejemplo, en los momentos críticos del verano). Estas expansiones están sujetas a un procedimiento de licitación abierto, de acuerdo con el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE. Este procedimiento es largo y no se adecua al carácter de urgencia de las situaciones de emergencia.
  (29)
  La ARE reconoce que la CNE debería cubrir cualquier situación de emergencia de este tipo. Teniendo en cuenta que la CNE es capaz de desplazar unidades convencionales móviles desde islas en las que existe un excedente de capacidad a islas con déficit de capacidad, esta solución también podría ser la más económica.
  (30)
  La ARE subraya que cualquier excepción debe permitir especificar el procedimiento de autorización adecuado para las situaciones de emergencia, y más concretamente, cuáles de los criterios mencionados en el artículo 7 de la Directiva 2009/72/CE tienen que ser examinados por las autoridades competentes para la autorización.
  (31)
  La ARE considera que la excepción debería concederse con una duración limitada, como de diez años como máximo.
  3.1.2. Excepción a lo dispuesto en el capítulo VIII de la Directiva
  (32)
  Según la ARE, el suministro de electricidad en las INI está vinculado en la práctica con las OSP de las INI y la compensación por dichas obligaciones porque: i) los costes de generación de electricidad en las INI son considerablemente más elevados que en el continente, y ii) el Estado griego obliga a una tarificación uniformes, por categoría de clientes, en todo su territorio.
  (33)
  El Código de las INI prevé la instalación de determinados aparatos de control y medición en las INI para realizar la medición por hora, la gestión de la energía y los centros de control, el seguimiento y los sistemas informáticos relacionados con ellos. La ARE sostiene que esta infraestructura es indispensable para:
  a)
  garantizar que los costes imputables a las OSP sean transparentes, no discriminatorios y verificables;
  b)
  asegurar la explotación adecuada y la buena gestión de las propias redes eléctricas, con el fin de lograr el modo de explotación más económico y, por consiguiente, una reducción mayor de las tarifas para los consumidores de electricidad relacionadas con las OSP de las INI;
  c)
  lograr una mayor penetración de las FER y de la cogeneración, en particular de las tecnologías de las FER con requisitos complejos para su gestión, como las FER con almacenamiento, las plantas de energía solar-térmica, etc.;
  d)
  garantizar la transparencia necesaria en la gestión de las redes aisladas, asegurando de esta forma un trato no discriminatorio a todos los participantes del mercado, en particular a los productores.
  (34)
  Por consiguiente, la ARE argumenta que, con independencia de si uno o más proveedores están autorizados para operar dentro de una microrred aislada, esta infraestructura ha de instalarse en las redes aisladas de las INI.
  (35)
  No está previsto que el coste estimado para instalar esta infraestructura supere los 20 o 30 millones EUR para todas las INI, incluidas Creta y Rodas. La ARE considera este importe razonable, especialmente si se tienen en cuenta los beneficios esperados, es decir, garantizar la transparencia y la verificación de la OSP de las INI, así como la explotación cabal y controlada de las redes de electricidad aisladas.
  (36)
  Contrariamente al YPEKA, la ARE opina que la autorización de varios proveedores para que actuar en una determinada red aislada de las INI no supondrá costes adicionales significativos respecto de la infraestructura necesaria, puesto que la misma infraestructura, en cualquier caso, ya es necesaria para la programación cotidiana de las unidades de generación situadas en la INI, el ajuste del mercado y para cumplir la OSP de las INI.
  (37)
  Además, la ARE considera que importantes beneficios adicionales revertirán en los consumidores de las INI al permitir que haya más de un único proveedor activo.
  (38)
  En consecuencia, la ARE opina que no se justifica la exclusión permanente de proveedores alternativos en los mercados de las INI. Está previsto que la instalación de la infraestructura necesaria tal como se describe más arriba se lleve a cabo en un plazo de tres a cinco años. La ARE no se opondría a una posible excepción, estrictamente durante dicho plazo, sin ninguna otra prórroga.
  (39)
  La ARE señala además que, en caso de que cambie la situación de cualquier red aislada de las INI, de modo que esta no pertenezca más a la categoría de microrredes o pequeñas redes aisladas, la excepción debería dejar de aplicarse automáticamente. Esta situación podría producirse si las redes aisladas de las INI estuvieran interconectadas con la red interconectada griega.
  4. EVALUACIÓN
  4.1. BASE JURÍDICA DE LA SOLICITUD
  (40)
  El artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE prevé la posibilidad de establecer excepciones a determinadas disposiciones de la Directiva, cuando la excepción sea aplicable a las pequeñas redes aisladas y a las microrredes aisladas.
  (41)
  De acuerdo con el artículo 2, apartado 26, de la Directiva 2009/72/CE, por «pequeña red aislada» se entiende cualquier red que tuviera en el año 1996 un consumo inferior a 3 000 GWh y que obtenga una cantidad inferior al 5 % de su consumo anual mediante interconexión con otras redes.
  (42)
  De conformidad con el artículo 2, apartado 27, de la Directiva 2009/72/CE, por «microrred aislada» se entiende cualquier red de consumo inferior a 500 GWh en el año 1996 y que no esté conectada a otras redes.
  (43)
  Las redes aisladas identificadas en la solicitud corresponden a una y, a veces, varias INI (véanse las columnas 1 y 2 del cuadro). Incluso si un sistema aislado consta de varias INI que están interconectadas, la red eléctrica constituida por estas INI interconectadas está aislada, en el sentido de que esta no está conectada a ninguna otra red eléctrica.
  (44)
  La solicitud alega que 31 de las 32 redes aisladas son microrredes aisladas, de las cuales la más extensa es Rodas. Las microrredes aisladas para las que se ha presentado la solicitud representaron el 5,24 % del total de la venta de electricidad en Grecia en 2010. La red aislada de Creta se considera una pequeña red aislada. Creta representó en el año 2010 el 3,01 % de la demanda de electricidad griega.
  Demanda anual por red aislada
  Demanda anual (MWh)
  Demanda anual en 1996
  Nombre de la red aislada
  INI que forman parte de la red aislada
  1996
  2003
  2010
  2013
  3 000 GWh
  500 GWh
  Creta
  1 562 300
  2 444 543
  3 014 392
  2 825 132
  Sí
  No
  Rodas
  Rodas
  Chalki
  386 630
  650 115
  764 401
  760 658
  Sí
  Sí
  Kos-Kalimnos
  Kos
  Kalimnos
  Lipsi
  Leros
  Nisyros-Giali
  Tilos
  Telendos
  Pserimos
  156 340
  281 574
  351 959
  352 984
  Sí
  Sí
  Lesbos
  Lesbos
  153 650
  259 552
  308 454
  288 230
  Sí
  Sí
  Quíos
  Quíos
  Psará
  Oinousses
  110 480
  180 868
  214 449
  200 042
  Sí
  Sí
  Paros
  Paros
  Antiparos
  Naxos
  Iraklia
  Koufonisia
  Schinousa
  Íos
  Sikinos
  Folégandros
  95 340
  164 761
  208 206
  194 740
  Sí
  Sí
  Samos
  Samos
  Fournoi
  Thymena
  90 170
  136 283
  151 017
  137 315
  Sí
  Sí
  Syros
  Syros
  56 920
  100 429
  107 270
  95 302
  Sí
  Sí
  Tera (Santorini)
  Tera (Santorini)
  Thirasia
  47 680
  88 073
  117 957
  120 199
  Sí
  Sí
  Míconos-Dilos
  Míconos-Dilos
  45 740
  78 049
  115 071
  112 978
  Sí
  Sí
  Limnos
  Limnos
  35 650
  55 340
  62 710
  59 672
  Sí
  Sí
  Karpathos
  Karpathos
  Kasos
  26 580
  30 397
  37 829
  36 931
  Sí
  Sí
  Milos
  Milos
  Kimolos
  15 460
  37 331
  45 819
  45 402
  Sí
  Sí
  Icaria
  Icaria
  13 110
  24 359
  28 845
  27 613
  Sí
  Sí
  Skyros
  Skyros
  9 380
  14 053
  16 150
  14 782
  Sí
  Sí
  Patmos
  Patmos
  8 770
  13 988
  16 738
  17 020
  Sí
  Sí
  Sifnos
  Sifnos
  6 540
  13 180
  17 966
  16 521
  Sí
  Sí
  Symi
  Symi
  5 250
  9 819
  15 054
  14 662
  Sí
  Sí
  Amorgos
  Amorgos
  3 840
  7 284
  9 816
  9 072
  Sí
  Sí
  Kythnos
  Kythnos
  3 610
  7 089
  8 309
  7 991
  Sí
  Sí
  Sérifos
  Sérifos
  2 830
  6 793
  8 162
  7 654
  Sí
  Sí
  Astipálea
  Astipálea
  2 470
  5 283
  6 997
  6 670
  Sí
  Sí
  Megisti
  Megisti
  770
  1 863
  2 751
  3 005
  Sí
  Sí
  Ag. Efstratios
  Ag. Efstratios
  540
  937
  1 058
  1 075
  Sí
  Sí
  Anafi
  Anafi
  400
  858
  1 110
  1 179
  Sí
  Sí
  Othoni
  Othoni
  330
  588
  674
  632
  Sí
  Sí
  Erikousa
  Erikousa
  220
  452
  710
  746
  Sí
  Sí
  Agathonisi
  Agathonisi
  190
  388
  522
  642
  Sí
  Sí
  Donousa
  Donousa
  180
  417
  676
  690
  Sí
  Sí
  Antikithyra
  Antikithyra
  70
  199
  228
  241
  Sí
  Sí
  Arkii-Marathi
  Arkii-Marathi
  0
  175
  248
  312
  Sí
  Sí
  Gavdos
  Gavdos
  0
  0
  365
  471
  Sí
  Sí
  (45)
  El cuadro anterior incluye las redes aisladas tal como se identifican en la solicitud, y proporciona determinada información sobre cada una de ellas. A partir de esta información, puede deducirse que todas las redes aisladas, excepto Creta, registraron en 1996 una demanda de electricidad que permite considerarlas microrredes aisladas en el sentido del artículo 2, apartado 27, de la Directiva 2009/72/CE. Por lo que se refiere a Creta, es necesario mencionar además que, como Creta no estaba y sigue sin estar interconectada a ninguna otra red eléctrica, la parte porcentual de demanda satisfecha a través de interconexiones era y sigue siendo cero, es decir, inferior al 5 %. Así pues, Creta, es una pequeña red aislada de acuerdo con la definición del artículo 2, apartado 26, de la Directiva 2009/72/CE.
  (46)
  El dictamen de la ARE no se pronunció sobre las redes aisladas indicadas en la solicitud.
  (47)
  La Comisión concluye, por lo tanto, que las redes aisladas, tal como se identifican en la columna 1 del cuadro anterior, son todas microrredes aisladas, en el sentido del artículo 2, apartado 27, de la Directiva 2009/72/CE, excepto por lo que se refiere a Creta, que es una pequeña red aislada de acuerdo con la definición del artículo 2, apartado 26, de la Directiva 2009/72/CE.
  4.2. PROBLEMAS SUSTANCIALES PARA LA EXPLOTACIÓN DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS CONVENCIONALES EN LAS MICRORREDES AISLADAS
  (48)
  La Comisión considera que existen problemas sustanciales para la explotación de las centrales eléctricas convencionales en las microrredes aisladas. Esto se debe, en particular, a los siguientes elementos:
  a)
  El tamaño de la carga que es necesario suministrar en las islas no permite instalar centrales eléctricas convencionales mayores, más eficientes y mas rentables, también porque, para que una red aislada pueda funcionar dentro de unos márgenes de seguridad aceptables, no puede depender de una única central eléctrica.
  Ninguna de las microrredes aisladas superó el pico anual de 188,5 MW en 2013. Las cargas máximas media y mediana, con 20,8 y 4,2 MW respectivamente, son mucho más bajas.
  Ninguna de las centrales convencionales actualmente instaladas en las microrredes aisladas tiene una capacidad superior a 27 MW. El tamaño medio y mediano de una central, con 3,9 y 1,1 MW respectivamente, es mucho menor.
  El pequeño tamaño de la carga que se ha de suministrar, la fuerte variación en la demanda, afectada además por la creciente penetración de las FER, reducen también las opciones de tecnologías de las centrales eléctricas convencionales que pueden emplearse en las microrredes aisladas.
  Toda la capacidad de generación convencional en las redes aisladas de las INI es alimentada con gasóleo o fuelóleo.
  b)
  Los factores de carga anuales en todas las microrredes aisladas son bajos. El factor de carga no superó el 0,54 en 2012 en ninguna microrred aislada. Las cargas máximas media y mediana, ambas de 0,38, son todavía menores. Habida cuenta de la prioridad de acceso de las FER y de que los factores de carga utilizados en el presente epígrafe reflejan todo el sistema eléctrico de la microrred aislada, el factor de carga de las centrales eléctricas convencionales en las INI es incluso menor.
  El factor de carga anual en la red interconectada griega está normalmente alrededor del 50 % para todas las unidades y del 65 % para las unidades térmicas (6).
  El factor de carga anual es indicativo del uso real que se hace de las centrales eléctricas durante un año dado y, por lo tanto, de su capacidad para generar ingresos.
  La creciente penetración de las FER reducirá aún más la carga que han de suministrar las centrales eléctricas convencionales.
  c)
  Existen varios proyectos destinados a interconectar las INI, en particular Creta y las Cícladas, con la red interconectada griega continental. Como se ha explicado anteriormente, las centrales eléctricas convencionales que existen en las INI no son tan eficientes como las centrales eléctricas instaladas en la red interconectada y, por lo tanto, es improbable que resulten económicamente viables una vez que las INI en que se encuentran estén interconectadas.
  La posibilidad de que un sistema aislado acabe estando interconectado es, por lo tanto, un grave desincentivo para la inversión en capacidad convencional en las INI.
  d)
  El tamaño relativamente pequeño de la carga que se ha de suministrar implica que una reducción relativamente pequeña de la demanda tiene gran probabilidad de afectar a la capacidad de generación requerida en una determinada red aislada. La falta de capacidad de interconexión significa que cualquier cambio de la demanda tiene que encontrar su respuesta en la capacidad de generación situada en la microrred aislada.
  Este factor aumenta la exigencia de celeridad y flexibilidad para responder a reducciones de la demanda a más largo plazo.
  Esta necesidad de flexibilidad se ve aún más reforzada por las dificultades para encontrar emplazamientos adecuados para las centrales eléctricas convencionales en las INI, y por la duración de los procedimientos de autorización y de concesión de licencias.
  e)
  La ratio de la demanda máxima sobre la demanda mínima anual en 2012 (7) en todas las microrredes aisladas fue como mínimo del 3,35, pero fue más elevada, a menudo mucho más elevada, para una microrred aislada dada. En efecto, las ratios media y mediana de la demanda máxima sobre la demanda mínima fueron de 6,27 y 5,98.
  La ratio de la demanda máxima sobre la demanda mínima en 2010 en la red interconectada griega fue de alrededor de 3.
  Esta ratio superior de la demanda máxima sobre la demanda mínima refleja el grado de flexibilidad y reservas que, incluso en un año determinado, tienen que estar disponibles dentro de la capacidad de generación instalada en una red aislada.
  Cabe señalar, a este respecto, que, en 2012, aproximadamente en el 60 % de las microrredes aisladas se recurrió a generadores de electricidad móviles.
  (49)
  La Comisión concluye, por lo tanto, que existen problemas sustanciales para la explotación de centrales eléctricas convencionales en las redes aisladas de las INI, tal como se señala en el cuadro anterior.
  4.3. EVALUACIÓN DE LA EXCEPCIÓN SOLICITADA A LO ESTABLECIDO EN EL CAPÍTULO III
  4.3.1. La excepción a las disposiciones del capítulo III no puede aplicarse a nuevas instalaciones
  (50)
  De conformidad con el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, las excepciones a las disposiciones del capítulo III solo pueden concederse en lo que respecta a la renovación, el incremento y la expansión de las capacidades existentes.
  (51)
  Por consiguiente, la excepción a las disposiciones del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE no puede concederse para la creación de nuevas instalaciones.
  (52)
  En cambio, dado que las redes aisladas de las INI son redes de distribución, si el procedimiento de autorización para nuevas instalaciones no consigue facilitar de forma satisfactoria la autorización de nuevas instalaciones para las redes aisladas de las INI, las autoridades griegas pueden considerar la posibilidad de recurrir a las disposiciones del artículo 7, apartado 3, de la Directiva 2009/72/CE también para la construcción de pequeña capacidad convencional nueva. Dicha pequeña capacidad convencional nueva puede incluir, por ejemplo, capacidad de generación temporal que puede ponerse a disposición a largo plazo sin estar asignada de forma permanente un lugar específico.
  4.3.2. La excepción a las disposiciones del capítulo III no puede aplicarse a Creta
  (53)
  Como ya se ha señalado, todas las INI son microrredes aisladas, con la excepción de Creta, que es una pequeña red aislada.
  (54)
  Por consiguiente, la excepción a las disposiciones del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE no puede concederse para Creta.
  4.3.3. La excepción a las disposiciones del capítulo III no se aplica a las FER ni a las centrales de cogeneración
  (55)
  La solicitud no menciona explícitamente que la excepción solicitada solo respecta a las centrales convencionales.
  (56)
  El artículo 133, apartado 3, de la Ley 4001/2011, sin embargo, excluye expresamente la electricidad producida a partir de fuentes de energía renovables, de la cogeneración de alta eficiencia o de centrales híbridas y, en el caso de los autoproductores, del ámbito de aplicación de la licencia de producción exclusiva que puede ser concedida a la CNE. Lo mismo se desprende del artículo 225 del Código de las INI.
  (57)
  Por otra parte, la justificación alegada se refiere a problemas sustanciales en relación con la explotación de las centrales eléctricas convencionales únicamente. En realidad, se argumenta que dichas centrales se enfrentan a problemas sustanciales, como consecuencia, entre otras cosas, del aumento de la penetración de las FER.
  (58)
  Por lo tanto, incluso si la solicitud se refiere a excepciones a las disposiciones del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE para las centrales de generación distintas de las centrales eléctricas convencionales, la excepción no puede concederse, ya que no se han proporcionado motivos para justificarla.
  4.3.4. La excepción para la autorización de la renovación, el incremento y la expansión de las capacidades existentes puede concederse
  (59)
  A la vista de los citados problemas sustanciales para la explotación de las centrales eléctricas convencionales dentro de las pequeñas redes aisladas, se puede conceder la excepción para la autorización de capacidad convencional existente en la medida en que se refiera a la renovación, el incremento y la expansión de capacidad convencional existente. Dicha autorización puede concederse directamente a la CNE.
  (60)
  A efectos de la presente excepción:
  a)
  la capacidad de generación convencional existente incluye proyectos para la construcción de capacidad de generación convencional para la cual ya la ARE ya ha concedido una licencia, que no haya sido cancelada en la fecha de entrada en vigor de la presente Decisión;
  b)
  la destrucción completa de la principal capacidad de generación de un emplazamiento existente y su sustitución por una nueva instalación de generación de electricidad se considera construcción de nueva capacidad;
  c)
  la colocación de capacidad de generación temporal dentro del perímetro de la capacidad existente constituye la expansión de la capacidad existente.
  (61)
  No obstante, no hay justificación para una excepción a los criterios y condiciones previstos en el artículo 7, apartado 2, de la Directiva 2009/72/CE, en virtud de los cuales se concede una autorización a la CNE.
  (62)
  Por otra parte, en caso de que la excepción se conceda directamente a la CNE, es importante que los términos estipulen las obligaciones respecto al momento en que la central eléctrica convencional autorizada tiene que estar plenamente operativa e incluyan disposiciones que garanticen el cumplimiento pleno y efectivo de tales obligaciones. Cuando expire, y a discreción exclusivamente de la ARE, dicha autorización directa podrá prolongarse, pero únicamente si ha expirado por razones totalmente ajenas a la CNE. Cuando llegue la expiración, la ARE debe organizar un procedimiento de autorización plenamente conforme con lo dispuesto en el artículo 7, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, incluyendo por lo tanto la participación de terceros.
  4.3.5. La excepción no puede cubrir licitaciones para la adjudicación de nuevas instalaciones
  (63)
  Por definición, la licitación en el sentido de lo dispuesto en el artículo 8 de la Directiva 2009/72/CE se refiere a la capacidad que queda por construir y autorizar y, por tanto, constituye una capacidad nueva.
  (64)
  Por las razones ya expuestas, la excepción para nuevas capacidades no debería concederse con arreglo a lo dispuesto en el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE.
  4.4. EVALUACIÓN DE LA EXCEPCIÓN SOLICITADA A LO ESTABLECIDO EN EL CAPÍTULO VIII
  4.4.1. La excepción a las disposiciones del capítulo VIII no cubre el artículo 32 relativo al acceso de terceros
  (65)
  La solicitud se refiere a la excepción a lo dispuesto en el capítulo VIII de la Directiva 2009/72/CE y, por lo tanto, puede considerarse que incluye una solicitud de excepción a las disposiciones del artículo 32 en relación con el acceso de terceros.
  (66)
  La solicitud no especifica si la exención solicitada cubre también el artículo 32 de la Directiva 2009/72/CE, ni tampoco da ninguna razón que justifique tal excepción. Por el contrario, la Ley 4001/2011 y el Código de las INI obligan a DEDDIE a facilitar el acceso no discriminatorio de terceros a la red de distribución, explotada por este gestor (por ejemplo, el artículo 127 de la Ley 4001/2011). Por lo tanto, dicha excepción no puede concederse.
  4.4.2. Excepción a lo dispuesto en el artículo 33 relativo a la apertura del mercado y la reciprocidad
  4.4.2.1. No está justificada una excepción permanente a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE
  (67)
  El argumento esencial de la solicitud es que la CNE debe seguir siendo el único proveedor autorizado para el suministro a los usuarios de las INI debido a que el desarrollo de las infraestructuras necesarias para la explotación y la supervisión del mercado de la electricidad en las microrredes aisladas, junto con las necesarias para la apertura del mercado para proveedores terceros supone costes de explotación para el operador de la INI que superan los beneficios que podría reportar a los consumidores la apertura del mercado.
  (68)
  Como pone de manifiesto el dictamen de la ARE, la infraestructura instalada en las INI pretende garantizar que las OSP de las INI puedan ser administradas, de conformidad con la normativa existente, de forma transparente, verificable y no discriminatoria. Por otra parte, la infraestructura es necesaria para operar las redes aisladas de las INI desde un punto de vista técnico y económico. Por consiguiente, como la infraestructura es necesaria en cualquier caso para cumplir estos requisitos, con independencia del número de proveedores que disponen de una licencia en las INI, la apertura de los mercados no supone un aumento de los costes de la infraestructura.
  (69)
  Incluso si se requieren infraestructuras similares, la apertura del mercado no está intrínsecamente relacionada con la explotación técnica de las redes aisladas en las INI ni con las OSP de las INI, ya que no existe un nexo de causalidad entre la explotación técnica y económica de dichas redes aisladas y la gestión de las OSP de las INI conforme a las disposiciones legales pertinentes, por un lado, y la cuestión de si son uno o varios los proveedores autorizados para suministrar electricidad a los consumidores de las INI, por otro.
  (70)
  Es cierto que el aumento de los costes de producción en las INI, en comparación con los costes de producción de la red interconectada, debe ser compensado por los proveedores en activo en las INI mediante la redistribución de la parte correspondiente de la compensación por OSP de las INI en función de las ventas de electricidad a sus clientes. Sin embargo, establecer los costes de producción en las INI es obligatorio, en cualquier caso, para determinar la compensación financiera relativa a la OSP de las INI, independientemente del número de proveedores activos en las INI.
  (71)
  El único requisito adicional para la apertura del mercado es la redistribución a cada proveedor de las respectivas partes de la compensación por OSP de las INI en función de las ventas de electricidad a sus clientes. Incluso los datos relativos a los clientes, en particular los datos de medición, son necesarios, independientemente de si son uno o más los proveedores con licencia para suministrar a clientes que se encuentran en las INI.
  (72)
  Por consiguiente, la concesión de la compensación por OSP de las INI a proveedores simplemente implica poder atribuir los datos de medición de los clientes a un determinado proveedor con licencia, que es principalmente un procedimiento administrativo basado en información recogida, en su totalidad o en gran medida, con independencia de que haya o no apertura del mercado en las INI. En segundo lugar, poder efectuar esta operación es una condición previa para el correcto funcionamiento de cualquier mercado de suministro de electricidad. Por lo tanto, estos costes no pueden aceptarse como motivo para solicitar la excepción para la apertura del mercado, puesto que no son específicos de la explotación de las redes aisladas de las INI ni están vinculados a un problema sustancial relacionado con dicha explotación.
  (73)
  Es importante señalar que la elaboración de los registros para atribuir a los proveedores datos de medición es parte de la infraestructura que debe implantarse. Aunque la implantación de la totalidad de la infraestructura prevista facilitará la explotación óptima de las redes de electricidad aisladas, la plena realización de las inversiones correspondientes no es una condición necesaria para la apertura del mercado.
  (74)
  El hecho de que pueda haber una gran variación en los valores del coste de producción variable medio anual por INI es irrelevante. En efecto, aunque se confirme, tal variación afecta a los costes de producción de la electricidad dentro de las redes aisladas de las INI. El cálculo de este importe se exige ya para gestionar las OSP de las INI conforme a los requisitos legales y, por otra parte, no se ve afectado en modo alguno por el número de proveedores autorizados para el suministro a clientes basados en las INI. Además, teniendo en cuenta que la administración de la OSP de las INI se basa ya en un sistema mensual para cada red aislada por separado, es difícil imaginar que grandes variaciones anuales por INI puedan producir problemas materiales.
  (75)
  De lo anterior se desprende que el número de proveedores con licencia para el suministro a los usuarios de las INI no está intrínsecamente vinculado a la explotación técnica y económica de las redes aisladas ni a la gestión de la OSP de las INI conforme a los pertinentes requisitos legales.
  (76)
  Por otra parte, puede observarse que la apertura del mercado tiene beneficios que compensan los costes, en su caso, de la apertura del mercado. Tal como señala la ARE, los proveedores alternativos en las INI podrían aportar importantes beneficios adicionales a los clientes basados en las INI, combinando la prestación de otros servicios con el del suministro de electricidad.
  (77)
  En consecuencia, la solicitud de excepción con carácter permanente a lo dispuesto en el artículo 33 no debe concederse.
  4.4.2.2. Limitación de duración para la excepción a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE para una red aislada
  (78)
  En vista de todo lo anterior, hay que reconocer que la apertura del mercado exige el establecimiento de disposiciones prácticas para permitir que las redes aisladas de las INI sean explotadas en plena conformidad con el Código de las INI. Los problemas prácticos relacionados con la apertura de los mercados puede implicar o bien la indisponibilidad de los registros necesarios para atribuir los contadores y los datos de medición a los proveedores o bien el hecho de que la configuración óptima de la infraestructura no esté todavía implantada. Sobre esta base, puede preverse la concesión de una excepción a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE que tenga una duración limitada.
  (79)
  A la hora de valorar la duración de dicha excepción a lo establecido en el capítulo VIII, deben tenerse en cuenta las dos consideraciones siguientes:
  a)
  como ya se ha señalado, el elemento más importante necesario para permitir la apertura del mercado en las INI es la disponibilidad de un registro en las INI que permita la atribución de datos de medición a un determinado proveedor. El artículo 327, apartado 4, del Código de las INI exige que el registro requerido a tal fin se concluya a más tardar dos años después de la entrada en vigor del Código de las INI. La disponibilidad del registro es una condición necesaria para la apertura del mercado en términos prácticos;
  b)
  la plena realización del programa de inversiones para la infraestructura que ha de instalarse en las INI facilitaría ciertamente en la práctica la apertura del mercado en las INI. Con todo, no es un requisito necesario. El artículo 237, apartado 7, del Código de las INI establece un calendario al término del cual todas las INI actuales deben estar dotadas de la infraestructura adicional que ha de instalarse en las INI, en el plazo máximo de cinco años a partir de la entrada en vigor del Código de las INI.
  (80)
  En consecuencia, debería concederse una excepción a la apertura del mercado durante un mínimo de dos años a partir de la entrada en vigor del Código de las INI, es decir, hasta el 17 de febrero de 2016, para permitir la creación de los registros, que son condición necesaria para la apertura del mercado. Dado que la infraestructura completa ha de estar instalada a más tardar cinco años después de la entrada en vigor del Código de las INI, la validez de la excepción ha de limitarse en todo caso a cinco años a partir de la entrada en vigor del Código de las INI, es decir, hasta el 17 de febrero de 2019, para cualquiera de las redes aisladas de las INI. Sin embargo, dado que la excepción solo puede justificarse cuando persisten los problemas sustanciales y materiales para la apertura del mercado, directamente atribuibles a la no conclusión del programa de inversiones en infraestructuras en las INI, debe verificarse regularmente si estos problemas persisten en una determinada red aislada de una INI. Dicha verificación debe tomar como referencia un plan de inversiones por DEDDIE, aprobado por las autoridades competentes griegas, para la instalación de la infraestructura necesaria en las INI. Este plan, por lo tanto, debería completarse y aprobarse antes del 17 de febrero de 2015.
  (81)
  Con el fin de no retrasar innecesariamente la apertura del mercado, la ARE debe aprobar el plan de inversión en infraestructuras de DEDDIE y dar prioridad a las redes aisladas de Creta y Rodas, ya que dichas INI son los más pobladas.
  (82)
  A partir del 17 de febrero de 2016, y desde entonces hasta el 17 de febrero de 2019 con periodicidad anual, DEDDIE deberá elaborar un informe, que deberá ser aprobado por la ARE, especificando los motivos por los que la apertura del mercado todavía no se ha producido en la red aislada de una INI dada. Este informe deberá publicarse y notificarse a la Comisión.
  4.4.3. La excepción a las disposiciones del capítulo VIII no cubre el artículo 34
  (83)
  La solicitud se refiere a una excepción a lo dispuesto en el capítulo VIII de la Directiva 2009/72/CE y, por lo tanto, puede considerarse que incluye una solicitud de excepción a lo dispuesto en el artículo 34 en lo que respecta a las líneas directas, en el sentido del artículo 2, apartado 15, de la Directiva 2009/72/CE.
  (84)
  La solicitud no especifica si la exención solicitada cubre también el artículo 34 de la Directiva 2009/72/CE.
  (85)
  Por lo tanto, incluso si el objeto de la solicitud es pedir la excepción a lo dispuesto en el artículo 34 de la Directiva 2009/72/CE, esta excepción no debería concederse puesto que no se ha dado ningún motivo que la justifique.
  4.4.4. Interconectores - Aplicación de la excepción a lo dispuesto en los capítulos III y VIII
  (86)
  La presente excepción se refiere a las microrredes aisladas que precisamente se caracterizan por no estar interconectadas a otras redes de electricidad o, en el caso de las pequeñas redes aisladas, solo en escasa medida.
  (87)
  Sin embargo:
  a)
  de acuerdo con el recientemente aprobado plan decenal de desarrollo del gestor de la red de transporte griego, ADMIE SA,(gestor de transporte independiente de electricidad), se espera que la interconexión de las islas Cícladas, en tres fases, esté acabada para 2018, y que algunas de las islas Cícladas estén interconectadas con la red interconectada griega mucho antes de dicha fecha;
  b)
  Por otra parte, la interconexión de Creta previsiblemente habrá finalizado en 2020. Las partes pertinentes del proyecto durante los tres primeros años se han incluido en el plan decenal de desarrollo de ADMIE, aprobado en 2013. El plan definitivo tiene que incluirse en el plan decenal de desarrollo que será aprobado en 2014.
  (88)
  Es necesario prever explícitamente que la presente excepción para una red aislada dada deje de aplicarse automáticamente tan pronto como la interconexión entre la red aislada y la red interconectada griega haya pasado a ser plenamente operativa.
  (89)
  DEDDIE, aunque jurídica y funcionalmente sea un ente separado, es propiedad al 100 % de la CNE. En contra de la definición de gestor de red de distribución de la Directiva 2009/72/CE, DEDDIE tiene también una serie de tareas de gran amplitud en la explotación de las redes aisladas de las INI y en la explotación de la generación en las INI, en particular en relación con la capacidad de generación convencional, propiedad de la CNE y, por consiguiente, su remuneración económica. Como se ha señalado anteriormente, la interconexión afecta a la viabilidad económica de las centrales eléctricas convencionales instaladas actualmente en las redes aisladas de las INII.
  (90)
  Las excepciones solo deberían autorizarse si son proporcionadas y no van más allá de lo estrictamente necesario. Por consiguiente, es necesario ofrecer transparencia e incentivos claros en lo que se refiere a las decisiones de interconectar o no las redes aisladas de las INI.
  (91)
  El artículo 108 de la Ley 4001/2011 establece lo siguiente
  «ADMIE SA presentará un plan decenal de desarrollo de la red de transporte de electricidad griega a la ARE a más tardar el 31 de marzo de cada año […]. El plan decenal de desarrollo de la red de transporte de electricidad griega deberá, en particular: […] c) presentar un estudio de costes y beneficios, técnicos y financieros, para las obras de transporte importantes […] especialmente en el caso de […] las conexiones entre las islas y las redes de transporte, que incluya un calendario de previsiones, el flujo de efectivo estimado y los requisitos de financiación para todos los proyectos de inversión»
  .
  (92)
  Con el fin de garantizar la existencia de incentivos claros y de transparencia en lo que se refiere a las decisiones sobre la conveniencia de interconectar o no las redes aisladas de las INI, las autoridades griegas deben velar por que:
  a)
  en el momento de la autorización o de la adjudicación de capacidad nueva o ya existente para una red aislada dada en una INI, ADMIE, DEDDIE y la ARE estudien sistemáticamente la alternativa de interconectar la red aislada de la que forma parte la INI en cuestión. Dicha autorización para capacidad nueva o existente debería denegarse si la construcción de un interconector resulta más rentable. Los costes deberían incluir todos los costes del suministro de electricidad a los clientes finales en la red aislada, incluida la compensación por OSP de las INI;
  b)
  el estudio de costes y beneficios para las obras importantes de transporte por parte de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011 solo analiza los costes eficientes de la inversión y de la explotación de la interconexión. En particular, no debería analizar los ingresos perdidos ni la depreciación del valor de los activos de la generación convencional ya instalados en las INI;
  c)
  la ARE publica conjuntamente con el plan de inversión decenal de ADMIE, conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, de suministrar electricidad a los clientes de cada una de las redes aisladas de las INI. A menos que la construcción de un interconector esté integrada en el plan de inversión decenal de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, y aprobado por la ARE, dicha autoridad reguladora organizará, por propia iniciativa o a petición de un tercero, una licitación conforme a lo dispuesto en el artículo 22, apartado 7, letra b), de la Directiva 2009/72/CE para la construcción de un interconector que conecte una o varias redes aisladas de las INI. Un interconector debe construirse si su construcción reduce los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, del suministro de electricidad a los clientes que habitan en las INI;
  d)
  la ARE fija un plazo claro para la finalización de la construcción de un interconector. Si el interconector no se construye o si no se construye dentro de los plazos fijados por la ARE, se debería solicitar una indemnización por daños por el ahorro de los costes no realizado.
  4.5. DURACIÓN
  (93)
  Es necesario revisar los hechos sobre los que se basa la presente excepción, en particular después de la expiración del plazo previsto para la finalización de los planes de interconexión de determinadas redes aisladas y de los plazos para la instalación de la infraestructura prevista en el artículo 237 del Código de las INI.
  (94)
  Por consiguiente, todas las excepciones eventuales serán válidas hasta el 1 de enero de 2021.
  4.6. EFECTO RETROACTIVO
  (95)
  Como se ha señalado anteriormente, la solicitud de 17 de enero de 2012 renovó la solicitud inicial que se había presentado en 2003.
  (96)
  El artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE, derogada por la Directiva 2009/72/CE, también contenía disposiciones para autorizar a los Estados miembros a solicitar excepciones a determinadas disposiciones de dicha Directiva en caso de problemas sustanciales en relación con la explotación de las pequeñas redes aisladas y las microrredes aisladas. De conformidad con el artículo 48 de la Directiva 2009/72/CE, las referencias al artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE derogada se interpretarán como referencias al artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE.
  (97)
  Las definiciones de pequeña red aislada y microrred aislada empleadas en el artículo 2, apartados 26 y 27, de la Directiva 2003/54/CE son idénticas a las utilizadas en el artículo 2, apartados 26 y 27 de la Directiva 2009/72/CE.
  (98)
  Ambas definiciones se refieren a la demanda de electricidad en sistemas aislados en 1996, que no ha cambiado. Por otra parte, Creta no estaba interconectada a la red interconectada griega ni en 2003 ni en 2012, ni lo estará cuando surta efecto la presente Decisión de excepción.
  (99)
  Por consiguiente, todas las microrredes y pequeñas redes de electricidad aisladas que entren en la definición de microrredes o pequeñas redes aisladas en la solicitud, se consideraban como tales en el momento en que la solicitud inicial fue presentada y también cuando la presente Decisión de excepción surta efecto.
  (100)
  En consecuencia, no se han producido cambios jurídicos ni objetivos por lo que respecta a las microrredes y pequeñas redes aisladas que puedan beneficiarse de una excepción con arreglo a la Directiva 2003/54/CE y a la Directiva 2009/72/CE.
  (101)
  El artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE permite la concesión de excepciones a lo dispuesto en su capítulo III, que contiene disposiciones, como las del capítulo III de la Directiva 2009/72/CE, relativas a los procedimientos de autorización de nuevas capacidades y a las licitaciones para la adjudicación de nuevas capacidades.
  (102)
  El artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE permite la concesión de excepciones a lo dispuesto en su capítulo VII que contiene disposiciones, como las del capítulo VIII de la Directiva 2009/72/CE, relativas al acceso de terceros, la apertura de los mercados y las líneas directas.
  (103)
  Si la Comisión hubiera concedido una excepción en respuesta a la solicitud inicial, podría haberlo hecho en las mismas condiciones que las de la solicitud actual en aplicación de la Directiva 2009/72/CE.
  (104)
  Por otra parte, desde 2003 no se ha producido ningún cambio en las circunstancias objetivas. De hecho, la situación geográfica de las INI, los factores económicos que rigen el funcionamiento de las redes eléctricas dentro de las redes aisladas de las INI y la naturaleza de los problemas sustanciales que existen con la explotación de las centrales eléctricas convencionales en las redes aisladas de las INI no han variado materialmente desde 2003.
  (105)
  La solicitud inicial está pendiente desde 2003. La falta de intervención de la Comisión no debe ir en detrimento de la República Helénica. La República Helénica ha cumplido con las obligaciones que le incumben en virtud del artículo 26, apartado 1, de la Directiva 2003/54/CE y el artículo 44, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, y ha presentado una solicitud de excepción debidamente justificada en virtud de dichos artículos para las redes aisladas de las INI.
  (106)
  Por consiguiente, es conveniente que la presente Decisión de excepción surta efecto a partir de la fecha de notificación de la solicitud inicial, es decir, a partir del 5 de diciembre de 2003.
  HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:
  Artículo 1
  La presente Decisión se aplicará a las pequeñas redes y microrredes aisladas que figuran en el cuadro.
  A los efectos de la presente Decisión, Creta es una pequeña red aislada, mientras que todas las demás redes aisladas son microrredes aisladas.
  Artículo 2
  1. Se concede una excepción a lo dispuesto en el artículo 33 de la Directiva 2009/72/CE para microrredes y pequeñas redes aisladas.
  2. La presente excepción será válida hasta el 17 de febrero de 2016 o hasta la instalación completa de la infraestructura según lo dispuesto en el artículo 237, apartado 7, del Código de las INI, si esta situación se produce más tarde. En cualquier caso, la presente excepción dejará de aplicarse el 17 de febrero de 2019.
  3. Las autoridades griegas deberán elaborar, a más tardar el 17 de febrero de 2015, un plan de inversión en infraestructuras, contemplado en el artículo 237, apartado 7, del Código de las INI, en el que se precise, por separado para cada red aislada de las INI, la fecha en la cual la infraestructura deberá estar completamente instalada. Dicho plan dará prioridad a Creta y Rodas.
  4. A partir del 17 de febrero de 2016, y desde entonces hasta el 17 de febrero de 2019 con periodicidad anual, las autoridades griegas deberán elaborar un informe en el que se especifique, para cada red aislada de las INI: a) si se ha producido la apertura del mercado; b) la situación de las inversiones en infraestructura en relación con el plan correspondiente; c) los problemas sustanciales y materiales que persisten para la apertura del mercado; y d) si dichos problemas pueden atribuirse directamente a la no finalización de la inversión en infraestructura prevista en el artículo 237, apartado 7, del Código de las INI.
  Artículo 3
  1. Se concede una excepción a lo dispuesto en el artículo 7, apartado 1, de la Directiva 2009/72/CE, con arreglo a la cual las autorizaciones relativas a la renovación, el incremento y la expansión de las capacidades convencionales dentro de las microrredes aisladas pueden ser concedidas directamente a la CNE.
  2. A efectos de la presente excepción:
  a)
  la capacidad de generación convencional existente incluirá proyectos para la renovación, el incremento y la expansión de la capacidad de generación convencional, para los que exista una licencia válida expedida por la ARE en la fecha de notificación de la presente Decisión;
  b)
  la destrucción completa de las principales capacidades de generación de un emplazamiento existente y su sustitución por una nueva instalación de generación de electricidad no constituirá capacidad existente, sino que se considerará construcción de nueva capacidad;
  c)
  la colocación de capacidad de generación temporal dentro del perímetro de la capacidad existente constituirá la expansión de la capacidad existente.
  3. En el momento de la expiración de la autorización concedida con arreglo a lo dispuesto en el párrafo primero, dicha autorización puede prorrogarse, a discreción de la ARE, siempre que los retrasos se hayan debido a causas totalmente ajenas a la voluntad de la CNE.
  4. La presente excepción dejará de aplicarse a las autorizaciones concedidas con arreglo al párrafo primero que hayan expirado o hayan sido anuladas.
  5. Todas las demás disposiciones del artículo 7 de la Directiva 2009/72/CE siguen aplicándose en su totalidad.
  6. La presente excepción será válida hasta el 1 de enero de 2021.
  Artículo 4
  1. Las excepciones previstas en la presente Decisión podrán dejar de aplicarse a microrredes y pequeñas redes aisladas una vez que estas estén interconectadas con la red interconectada.
  2. Las autoridades griegas:
  a)
  en el momento de la autorización o de licitación para capacidad nueva dentro de una red aislada de una INI dada, estudiarán sistemáticamente la alternativa de interconectar la red aislada de la que forma parte la INI en cuestión. La autorización para capacidad nueva o existente será denegada si la construcción de un interconector resulta más rentable. Los costes comprenderán todos los costes de suministro de electricidad a clientes finales en la red aislada, incluida la compensación por OSP de las INI;
  b)
  velarán por que el estudio de costes y beneficios por parte de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011 solo tenga en cuenta los costes eficientes de la inversión y de la explotación de la interconexión proyectada. No analizará los ingresos perdidos ni la depreciación del valor de los activos de la generación convencional ya instalados en las IN;
  c)
  publicarán, conjuntamente con el plan de inversión decenal de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, de suministrar electricidad a los clientes de cada una de las redes aisladas de las INI. A menos que la construcción de un interconector esté integrada en el plan de inversión decenal de ADMIE conforme a lo dispuesto en el artículo 108 de la Ley 4001/2011, aprobado por la ARE, las autoridades griegas, por propia iniciativa o a petición de un tercero, organizarán una licitación conforme a lo dispuesto en el artículo 22, apartado 7, letra b), de la Directiva 2009/72/CE para la construcción de un interconector que conecte una o varias redes aisladas de las INI. Deberá construirse un interconector si su construcción reduce los costes globales, incluida la compensación por OSP de las INI, del suministro de electricidad a los clientes que se encuentran en las INI;
  d)
  fijarán un plazo claro para la finalización de la construcción de un interconector. Si el interconector no se construye o si no se construye dentro de los plazos fijados, las autoridades griegas solicitarán una indemnización por daños por el ahorro de costes no realizado.
  Artículo 5
  La presente Decisión será aplicable a partir del 5 de diciembre de 2003.
  Artículo 6
  El destinatario de la presente Decisión será la República Helénica y surtirá efecto a partir de su notificación.
  Hecho en Bruselas, el 14 de agosto de 2014.