KOMISJA EUROPEJSKA,

uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,

uwzględniając dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotyczącą wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylającą dyrektywę 2003/54/WE (¹), w szczególności jej art. 44 ust. 1 i art. 48,

uwzględniając wnioski Republiki Greckiej z dnia 17 stycznia 2012 r. i 5 grudnia 2003 r.,

po poinformowaniu państw członkowskich o tym wniosku,

a także mając na uwadze, co następuje:

1. PROCEDURA

(1) W dniu 17 stycznia 2012 r. greckie Ministerstwo Środowiska, Energii i Zmiany Klimatu („YPEKA”) przedłożyło Komisji wniosek („wniosek”) na podstawie art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE o odstępstwo od przepisów rozdziałów III i VIII dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do niektórych wysp greckich, które nie są połączone z systemem elektroenergetycznym Grecji kontynentalnej („ wyspy niepołączone”).

(2) W dniu 12 września 2012 r. Komisja zwróciła się do greckiego Urzędu Regulacji Energetyki („URE”) o skomentowanie wniosku. URE odpowiedział na to pismo w dniu 16 listopada 2012 r. („opinia URE”).

(3) URE przedłożył dalsze pisma w celu uzasadnienia wniosku w dniach 17 grudnia 2013 r., 23 grudnia 2013 r., 4 lutego 2014 r., 28 lutego 2014 r. i 17 marca 2014 r.

(4) W dniu 14 marca 2014 r. (addendum przesłane w dniu 20 marca 2014 r.) Komisja poinformowała państwa członkowskie o wniosku zgodnie z art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE i zwróciła się o przedstawienie ewentualnych uwag do dnia 25 marca 2014 r. Nie nadesłano żadnych uwag.

(5) YPEKA ponowiło swym wnioskiem wniosek przedstawiony przez Ministerstwo Rozwoju w dniu 5 grudnia 2003 r. zgodnie z art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (²) („pierwotny wniosek”) o odstępstwo od niektórych przepisów dyrektywy 2003/54/WE. Chociaż poczyniono wstępne kroki w celu przeanalizowania pierwotnego wniosku o odstępstwo na podstawie art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE, nie przyznano odstępstwa ani nie odrzucono wniosku.

2. WNIOSEK PRZEDŁOŻONY PRZEZ YPEKA

2.1. ZAKRES WNIOSKOWANEGO ODSTĘPSTWA

(6) We wniosku zwrócono się o odstępstwo od przepisów rozdziałów III i VIII dyrektywy 2009/72/WE.

(7) Rozdział III dyrektywy 2009/72/WE dotyczy procedury udzielania zezwoleń i przetargów na nowe zdolności. Rozdział VIII dotyczy dostępu stron trzecich, otwarcia rynku i linii bezpośrednich.

2.2. OBECNA ORGANIZACJA SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO NA WYSPACH NIEPOŁĄCZONYCH

(8) Greckie rynki energii reguluje przede wszystkim grecka ustawa 4001/2011, która stanowi transpozycję dyrektywy 2009/72/WE. Ustawa 4001/2011 weszła w życie w dniu 22 sierpnia 2011 r.

(9) DEDDIE SA („DEDDIE”) to grecki operator systemów dystrybucyjnych, który w 100 % stanowi własność Dimosia Epicheirisi Ilektrismou (Publiczne Przedsiębiorstwo Elektroenergetyczne, „DEI”), zasiedziałego greckiego producenta i dostawcy energii elektrycznej, ale jest od niego prawnie i funkcjonalnie oddzielony. Aktywa sieci obsługiwane przez DEDDIE należą do DEI.

(10) Zgodnie z art. 127 ustawy 4001/2011 DEDDIE jest odpowiedzialny za rozwijanie, eksploatację i utrzymanie greckiego systemu dystrybucji energii elektrycznej, którego częścią jest system dystrybucji energii elektrycznej na wyspach niepołączonych.

(11) Ponadto operator DEDDIE jest odpowiedzialny za działanie systemów energii elektrycznej na wyspach niepołączonych. Do zadań w tym zakresie należy: (i) sporządzenie planów rozwoju wytwarzania energii w mikrosystemach wydzielonych, w tym programów połączenia ich z innymi wyspami niepołączonymi; (ii) zapewnienie niezbędnych lokalizacji na potrzeby instalacji nowych zdolności produkcyjnych, rozbudowy istniejących zdolności lub elementów dystrybucji oraz do rozszerzania greckiego systemu dystrybucji energii elektrycznej na wyspy niepołączone i mikrosystemy wydzielone; (iii) zawieranie z posiadaczami licencji umów regulujących dostawy energii elektrycznej do systemu i z systemu, świadczenie usług pomocniczych na rzecz systemów dystrybucji wysp niepołączonych oraz dokonywanie płatności na rzecz producentów energii elektrycznej, pobieranie opłat od odbiorców i dostawców za dostarczoną do nich energię elektryczną i zarządzanie innymi należnościami i zobowiązaniami na rachunkach specjalnych, takimi jak płatności związane z obowiązkiem świadczenia usług publicznych.

(12) W art. 137 ust. 1 ustawy 4001/2011 określono, że wszystkich odbiorców energii elektrycznej klasyfikuje się jako uprawnionych odbiorców, z wyjątkiem odbiorców korzystających z mikrosieci wydzielonych podlegających art. 139 tej samej ustawy.

(13) Zgodnie z art. 133 ust. 3 ustawy 4001/2011:

„Z wyjątkiem przypadków, w których energia elektryczna jest produkowana z zastosowaniem odnawialnych źródeł energii bądź wysokosprawnej kogeneracji lub elektrowni hybrydowych oraz w przypadku przemysłowych producentów energii, jeżeli przyznano odstępstwo zgodnie z przepisami art. 139, licencję na wytwarzanie przyznaje się tylko DEI zgodnie z określonymi przepisami dotyczącymi wydawania licencji. DEI jest odpowiedzialne za nieprzerwane dostawy do mikrosystemów wydzielonych, w odniesieniu do których otrzymuje licencję, oraz za zagwarantowanie długoterminowego działania systemów elektroenergetycznych na tych wyspach pod względem finansowym” .

(14) Zgodnie z art. 134 ustawy 4001/2011:

„Nie naruszając przepisów art. 139 niniejszej ustawy licencje na dostawy do mikrosieci wydzielonych przyznaje się wyłącznie DEI zgodnie z wymogami regulacji dotyczących wydawania licencji. DEI musi dostarczać energię elektryczną odbiorcom innym niż uprawnieni, jeśli złożono o to wniosek”.

(15) Zgodnie z art. 139 ustawy 4001/2011 odstępstwa od przepisów ustawy 4001/2011 mogą być przyznawane zgodnie z przepisami art. 44 dyrektywy 2009/72/WE.

(16) Zgodnie z decyzją ministerialną nr PD5/EL/B/F IB/12924 przyjętą na podstawie art. 28 greckiej ustawy 3426/2005 dostarczanie energii elektrycznej przez producenta tej energii odbiorcom na wyspach niepołączonych stanowi obowiązek świadczenia usługi publicznej („ OŚUP na rzecz wysp niepołączonych”) w ogólnym interesie gospodarczym. Zgodnie z zasadą spójności społecznej dostawcy energii elektrycznej na wyspach niepołączonych muszą dostarczać energię elektryczną po takich samych cenach, uzależnionych od kategorii odbiorców, co w greckim systemie wzajemnie połączonym.

(17) Zgodnie z art. 52 greckiej ustawy 4001/2011 odbiorcom na wyspach niepołączonych przysługuje prawo do usług specjalnych zarówno pod względem ceny, jak i jakości i bezpieczeństwa dostaw oraz przejrzystości warunków zawieranych umów. Podmioty świadczące usługi w ramach OŚUP na rzecz wysp niepołączonych w zamian za świadczenie takich usług otrzymują rekompensatę finansową obliczaną na podstawie metody ustanowionej w decyzji URE nr 24/2014 (³). Metoda ta opiera się na różnicy między pełnymi kosztami produkcji na wyspach niepołączonych (zmiennymi i stałymi) a pełną ceną rynkową płaconą przez dostawców w systemie wzajemnie połączonym (systemowe koszty krańcowe plus wszelkie inne mechanizmy w greckim systemie wzajemnie połączonym). Rekompensata tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych jest obliczana w okresach miesięcznych w odniesieniu do niezależnych systemów poszczególnych wysp i podlega kontroli URE. Środki na rekompensatę tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych uzyskiwane są za pośrednictwem opłaty nałożonej na wszystkich odbiorców, w tym odbiorców na wyspach niepołączonych (⁴). Mechanizm OŚUP na rzecz wysp niepołączonych jest zarządzany przez LAGIE – greckiego państwowego operatora rynku. Decyzją ministerialną D5-EL/B/F1/oik.27547 z grudnia 2011 r. (⁵) na podstawie przepisów art. 55 ust. 3 ustawy 4001/2011 wprowadzono zasadę, że usługi w ramach OŚUP na rzecz wysp niepołączonych mają być świadczone przez wszystkich dostawców, zatem wszyscy dostawcy kwalifikują się do rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych.

(18) Prawo wtórne bardziej szczegółowo reguluje dostarczanie i wytwarzanie energii elektrycznej na wyspach niepołączonych. W szczególności decyzją nr 39/2014 z dnia 28 stycznia 2014 r. URE przyjął kodeks zarządzania systemami elektroenergetycznymi na wyspach niepołączonych („kodeks dla wysp niepołączonych”), w którym uregulowano wiele kwestii dotyczących działania systemów wydzielonych na wyspach niepołączonych, w tym otwarcia rynku, rozliczeń na rynku i wytwarzania energii elektrycznej. Kodeks dla wysp niepołączonych wszedł w życie w dniu jego opublikowania, to jest 17 lutego 2014 r.

2.3. ISTOTNE PROBLEMY DOTYCZĄCE EKSPLOATACJI SYSTEMÓW WYDZIELONYCH

(19) We wniosku zwrócono uwagę na następujące problemy w eksploatacji wydzielonych systemów elektroenergetycznych w Grecji:

a) duże zróżnicowanie zapotrzebowania na energię elektryczną w mikrosystemach wydzielonych, pogłębione z uwagi na: (i) turystyczny aspekt rozwoju gospodarczego na wyspach; oraz (ii) zwiększenie wykorzystania odnawialnych źródeł energii („OZE”).

Czynniki te negatywnie wpływają zarówno na współczynnik obciążenia zdolności wytwarzania energii, konwencjonalnego i z energii cieplnej, jak i na możliwość odzyskania kosztów inwestycji w takie zdolności wytwórcze;

b) duże zróżnicowanie warunków pogodowych na wyspach, które wpływa na zapotrzebowanie i powoduje awarie systemów wytwórczych, a w rezultacie konieczność zapewnienia znacznych rezerw.

(20) We wniosku zwrócono uwagę na następujące problemy w zakresie rozwoju tradycyjnych metod wytarzania energii w małych wydzielonych systemach elektroenergetycznych w Grecji:

a) trudności lub nawet brak możliwości znalezienia odpowiednich lokalizacji pod budowę konwencjonalnych elektrowni w mikrosystemach wydzielonych, głównie z powodu sprzeciwu opinii publicznej;

b) niewielkie rozmiary wysp niepołączonych, które są przyczyną dużych zmian w długoterminowych planach rozwoju produkcji energii cieplnej z uwagi na nieprzewidywalne inwestycje odbiorców energii elektrycznej (takich jak duże kompleksy turystyczne lub zakłady rzemieślnicze), przez co niezbędne jest doraźne i elastyczne reagowanie na zapotrzebowanie na energię elektryczną;

c) oczekuje się, że zapotrzebowanie na energię elektryczną w systemach wydzielonych wysp niepołączonych będzie wzrastało o 2 % rocznie do 2017 r. Chociaż DEI przyznano zezwolenia na instalację dodatkowych wymaganych zdolności i ich instalacja została już zaplanowana (oczekuje się, że przyniesie to pokrycie zapotrzebowania wszystkich wysp niepołączonych, w tym zapewnienie niezbędnych rezerw, do 2017 r.), nie zawsze możliwe było dotrzymanie wyznaczonych terminów;

d) niewielkie obciążenie, duże zróżnicowanie obciążeń oraz zwiększone wykorzystanie OZE w większości mikrosystemów wydzielonych ogranicza ilość możliwych do wykorzystania rozwiązań technologicznych w zakresie konwencjonalnego wytwarzania energii i powoduje konieczność ograniczenia się w wyborze do małych instalacji wytwórczych zasilanych olejem ciężkim o niskiej zawartości siarki lub olejem lekkim;

e) procedury zamówień publicznych na nowe instalacje do produkcji energii elektrycznej są czasochłonne. Od wydania zezwolenia do oddania do użytku generatorów energii mija od dwóch i pół roku do trzech lat;

f) opracowywanie planów budowy połączeń między greckim systemem wzajemnie połączonym a mikrosystemami wydzielonymi na wyspach niepołączonych powoduje, że zainteresowanie inwestowaniem w konwencjonalne zdolności wytwórcze na wyspach niepołączonych jest ograniczone. Terminy realizacji projektów stworzenia połączeń z Cykladami i Kretą zostały już ustalone.

(21) W rezultacie regularnie konieczne jest sięganie po rozwiązania awaryjne, takie jak wynajem ruchomych generatorów energii zasilanych olejem napędowym lub turbin gazowych. Każdorazowe wydawanie zezwoleń w przypadku sytuacji awaryjnych jest niepożądane, ponieważ powoduje nieopłacalne wynajmowanie sprzętu zamiast jego zakupu. We wniosku podano kilka przykładów sytuacji, w której nieprzewidziane zdarzenia spowodowały konieczność korzystania z ruchomych generatorów energii elektrycznej przez dłuższy czas.

(22) We wniosku zwrócono uwagę na następujące problemy związane z otwarciem rynku w wydzielonych systemach elektroenergetycznych na wyspach niepołączonych:

a) aby umożliwić otwarcie rynku, należy zaplanować i zainstalować odpowiednią infrastrukturę w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych. Infrastruktura taka obejmuje instalację centrów kontroli w celu zarządzania: (i) dziennym harmonogramem wytwarzania; oraz (ii) rozliczeniami na rynku w każdym systemie wydzielonym związanymi z podziałem kosztów produkcji w każdym systemie wydzielonym między dostawców, którzy działają w tym systemie.

Niezbędna infrastruktura jest kosztowna, a jej koszty są ponoszone przez odbiorców;

b) z uwagi na OŚUP na rzecz wysp niepołączonych ceny detaliczne energii elektrycznej są takie same dla każdej kategorii odbiorców na całym terytorium Grecji. Wyższe koszty produkcji na wyspach niepołączonych w porównaniu z kosztami produkcji w systemie wzajemnie połączonym muszą zostać zrekompensowane dostawcom działającym na wyspach niepołączonych przez rozdzielenie odpowiedniej części rekompensaty tytułem OŚUP w zależności od ilości energii elektrycznej sprzedawanej przez tych dostawców swym odbiorcom.

Twierdzi się, że duże zróżnicowanie wartości średniego rocznego zmiennego kosztu produkcji na każdą wyspę niepołączoną skutkowałoby komplikacją mechanizmu rozliczeń na rynku.

(23) W rezultacie YPEKA jest zdania, że tworzenie niezbędnej infrastruktury w celu funkcjonowania i nadzorowania rynku energii elektrycznej w związku z otwarciem rynku w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych wiąże się z kosztami, które przewyższają korzyści dla odbiorców wynikające z otwarcia rynku.

(24) We wniosku nie określono terminu wygaśnięcia wnioskowanego odstępstwa.

3. OPINIA URE

3.1. ZAKRES ODSTĘPSTWA

3.1.1. Odstępstwo od przepisów rozdziału III dyrektywy 2009/72/WE

(25) URE jest zdania, że odstępstwo od przepisów rozdziału III zgodnie z art. 44 ust. 1 nie powinno dotyczyć instalacji nowych zdolności wytwórczych, które mogą powstać w systemie wydzielonym, lecz jedynie przebudowy, modernizacji lub rozbudowy istniejących zdolności wytwórczych. Istniejące zdolności wytwórcze składają się z elektrowni, które już działają lub są budowane na wyspach niepołączonych. Każda nowa elektrownia, która zostanie wybudowana na tych wyspach, jest uznawana za nowe zdolności wytwórcze.

(26) URE zauważa, że w ostatnich dwóch dekadach niezależni producenci energii elektrycznej (to jest podmioty inne niż DEI) wykazali duże zainteresowanie rozwojem OZE i elektrowni kogeneracyjnych we wszystkich mikrosystemach wydzielonych. W związku z tym dostęp stron trzecich do systemów elektroenergetycznych wszystkich wysp niepołączonych w odniesieniu do rozwoju OZE i skojarzonej gospodarki energetycznej (kogeneracji) nie powinien być ograniczany.

(27) URE twierdzi, że nie sprzeciwia się przyznaniu odstępstwa w zakresie uruchamiania nowych elektrowni konwencjonalnych, jeżeli zostaną spełnione pewne warunki. Niemniej jednak w art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE nie przewidziano możliwości przyznania odstępstwa w odniesieniu do nowych zdolności.

(28) URE uważa, że rozbudowa zdolności istniejących elektrowni konwencjonalnych dotyczy głównie krótkoterminowego braku zdolności na wyspach niepołączonych wynikającego z nieoczekiwanych awarii istniejących zdolności lub opóźnienia instalacji nowych zdolności, zwłaszcza w okresach wysokiego zapotrzebowania (np. w okresie szczytowego zapotrzebowania w lecie). Takie rozbudowy podlegają otwartej procedurze przetargowej zgodnie z art. 8 dyrektywy 2009/72/WE. Procedura ta jest czasochłonna i nie jest odpowiednia do stosowania w wymagających szybkich działań sytuacjach awaryjnych.

(29) URE uznaje, że DEI powinno zapewnić dostawy energii we wszystkich tego typu sytuacjach awaryjnych. Biorąc pod uwagę fakt, że DEI jest w stanie przenosić ruchome jednostki konwencjonalne z wysp, na których jest nadwyżka zdolności, na wyspy z deficytem zdolności, takie rozwiązanie może być również najbardziej opłacalne.

(30) URE podkreśla, że w ewentualnym odstępstwie należy uwzględnić możliwość określenia odpowiedniej procedury wydawania licencji w sytuacjach awaryjnych oraz w szczególności określenia, które z kryteriów wymienionych w art. 7 dyrektywy 2009/72/WE muszą zostać zbadane przez właściwe organy odpowiedzialne za wydawanie licencji.

(31) URE uważa, że odstępstwo powinno zostać przyznane na okres ograniczony, np. na nie więcej niż 10 lat.

3.1.2. Odstępstwo od przepisów rozdziału VIII dyrektywy

(32) Według URE dostawy energii elektrycznej na wyspach niepołączonych są powiązane pod względem praktycznym z OŚUP na rzecz wysp niepołączonych i rekompensatą tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych, ponieważ (i) koszt wytwarzania energii elektrycznej na wyspach niepołączonych jest znacznie wyższy niż na kontynencie; oraz (ii) państwo greckie wymaga dostarczania energii po takich samych cenach, uzależnionych od kategorii odbiorców, na całym terytorium kraju.

(33) W kodeksie dla wysp niepołączonych przewiduje się instalację pewnych urządzeń pomiarowych i rejestracyjnych na tych wyspach w celu dokonywania pomiarów w wymiarze godzinowym, na potrzeby centrów zarządzania energią i jej kontroli, systemów monitorowania, a także powiązanych systemów IT. Zdaniem URE infrastruktura ta jest niezbędna w celu:

a) zapewnienia przejrzystości, niedyskryminującego charakteru i weryfikowalności kosztów usług w ramach OŚUP;

b) zapewnienia prawidłowego działania i prawidłowego zarządzania systemami elektrycznymi, aby osiągnąć najbardziej opłacalny tryb działania i w efekcie bardziej ograniczyć opłaty ponoszone przez odbiorców energii elektrycznej w związku z OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;

c) zwiększenia wykorzystania OZE i instalacji kogeneracyjnych, w tym technologii OZE o złożonych i specjalnych wymogach w zakresie zarządzania, takich jak OZE z możliwością magazynowania, elektrownie słoneczno-cieplne itp.;

d) zagwarantowania niezbędnej przejrzystości w zarządzaniu systemami wydzielonymi i w ten sposób zapewnienia niedyskryminującego traktowania wszystkich uczestników rynku, w szczególności producentów.

(34) URE konsekwentnie opowiada się za tym, aby bez względu na to, czy jeden lub więcej dostawców ma licencję na działalność w ramach mikrosystemu wydzielonego, infrastruktura była obowiązkowo instalowana w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych.

(35) Szacunkowy koszt instalacji takiej infrastruktury nie powinien przekroczyć 20–30 mln EUR dla wszystkich wysp niepołączonych, w tym Krety i Rodos. URE uważa to za rozsądną kwotę, w szczególności biorąc pod uwagę spodziewane korzyści, to jest zapewnienie przejrzystości i weryfikacji usług w ramach OŚUP na rzecz wysp niepołączonych, a także bezpieczną i kontrolowaną eksploatację wydzielonych systemów elektroenergetycznych.

(36) W przeciwieństwie do YPEKA URE uważa, że wydanie licencji na działalność w danym systemie wydzielonym na wyspach niepołączonych więcej niż jednemu dostawcy nie będzie wiązać się ze znaczącymi dodatkowymi kosztami niezbędnej infrastruktury, ponieważ ta sama infrastruktura jest i tak potrzebna do ustalania dziennego harmonogramu pracy jednostek wytwórczych znajdujących się na wyspach niepołączonych, rozliczeń na rynku i realizacji OŚUP na rzecz wysp niepołączonych.

(37) Ponadto URE uważa, że z umożliwienia działalności więcej niż jednemu dostawcy wynikają znaczące dodatkowe korzyści dla odbiorców na wyspach niepołączonych.

(38) W związku z tym URE jest zdania, że trwałe wykluczenie alternatywnych dostawców z rynków wysp niepołączonych nie jest uzasadnione. Instalacja niezbędnej infrastruktury zgodnie z powyższym opisem ma zakończyć się w ciągu trzech do pięciu lat. URE nie byłby przeciwny ewentualnemu odstępstwu wyłącznie na ten okres, bez możliwości jego przedłużenia.

(39) Ponadto URE uważa, że jeśli status dowolnego systemu wydzielonego na wyspach niepołączonych zmieni się i nie będzie go już można klasyfikować jako małego systemu wydzielonego lub mikrosystemu wydzielonego, to odstępstwo powinno automatycznie przestać mieć zastosowanie. Mogłoby to mieć miejsce w przypadkach, w których systemy wydzielone na wyspach niepołączonych zostają włączone do greckiego systemu wzajemnie połączonego.

4. OCENA

4.1. PODSTAWA PRAWNA WNIOSKU

(40) W art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE przewidziano możliwość przyznania odstępstwa od niektórych przepisów dyrektywy w przypadku, gdy odstępstwo ma zastosowanie do małych systemów wydzielonych lub mikrosystemów wydzielonych.

(41) Zgodnie z art. 2 pkt 26 dyrektywy 2009/72/WE mały system wydzielony to każdy system, który w 1996 r. osiągnął zużycie mniejsze niż 3 000 GWh i w którym mniej niż 5 % rocznego zużycia uzyskuje się przez wzajemne połączenie z innymi systemami.

(42) Zgodnie z art. 2 pkt 27 dyrektywy 2009/72/WE mikrosystem wydzielony to każdy system, który w 1996 r. osiągnął zużycie mniejsze niż 500 GWh i który nie ma połączenia z innymi systemami.

(43) Systemy wydzielone wskazane we wniosku składają się z jednej lub niekiedy kilku wysp niepołączonych (zob. tabela kolumny 1 i 2). Nawet jeśli system wydzielony składa się z kilku wysp niepołączonych, które są połączone między sobą, system elektroenergetyczny tworzony przez te wzajemnie połączone wyspy jest wydzielony w takim sensie, że nie jest połączony z żadnym innym systemem elektroenergetycznym.

(44) We wniosku stwierdzono, że 31 spośród 32 systemów wydzielonych to mikrosystemy wydzielone, z czego największy jest system wyspy Rodos. W 2010 r. mikrosystemy wydzielone, do których odnosi się wniosek, reprezentowały 5,24 % łącznej sprzedaży energii elektrycznej w Grecji. Wydzielony system Krety jest uznawany za mały system wydzielony. W 2010 r. zapotrzebowanie na Krecie stanowiło 3,01 % zapotrzebowania na energię elektryczną w Grecji.

Roczne zapotrzebowanie w poszczególnych systemach wydzielonych

		Roczne zapotrzebowanie (w MWh)				Roczne zapotrzebowanie w 1996 r.
Nazwa systemu wydzielonego	Wyspy niepołączone będące częścią systemu wydzielonego	1996	2003	2010	2013	< 3 000 GWh	< 500 GWh
Kreta		1 562 300	2 444 543	3 014 392	2 825 132	Tak	Nie
Rodos	Rodos Chalki	386 630	650 115	764 401	760 658	Tak	Tak
Kos-Kalimnos	Kos Kalimnos Lipsi Leros Nisyros-Giali Tilos Telendos Pserimos	156 340	281 574	351 959	352 984	Tak	Tak
Lesbos	Lesbos	153 650	259 552	308 454	288 230	Tak	Tak
Chios	Chios Psara Inusses	110 480	180 868	214 449	200 042	Tak	Tak
Paros	Paros Antiparos Naksos Iraklia Koufonissia Schinoussa Ios Sikinos Folegandros	95 340	164 761	208 206	194 740	Tak	Tak
Samos	Samos Fournoi Thymaina	90 170	136 283	151 017	137 315	Tak	Tak
Siros	Siros	56 920	100 429	107 270	95 302	Tak	Tak
Santoryn	Santoryn Thirasia	47 680	88 073	117 957	120 199	Tak	Tak
Mykonos-Delos	Mykonos-Delos	45 740	78 049	115 071	112 978	Tak	Tak
Limnos	Limnos	35 650	55 340	62 710	59 672	Tak	Tak
Karpatos	Karpatos Kasos	26 580	30 397	37 829	36 931	Tak	Tak
Milos	Milos Kimolos	15 460	37 331	45 819	45 402	Tak	Tak
Ikaria	Ikaria	13 110	24 359	28 845	27 613	Tak	Tak
Skyros	Skyros	9 380	14 053	16 150	14 782	Tak	Tak
Patmos	Patmos	8 770	13 988	16 738	17 020	Tak	Tak
Sifnos	Sifnos	6 540	13 180	17 966	16 521	Tak	Tak
Simi	Simi	5 250	9 819	15 054	14 662	Tak	Tak
Amorgos	Amorgos	3 840	7 284	9 816	9 072	Tak	Tak
Kythnos	Kythnos	3 610	7 089	8 309	7 991	Tak	Tak
Serifos	Serifos	2 830	6 793	8 162	7 654	Tak	Tak
Astypalaia	Astypalaia	2 470	5 283	6 997	6 670	Tak	Tak
Megisti	Megisti	770	1 863	2 751	3 005	Tak	Tak
Ajos Efstratios	Ajos Efstratios	540	937	1 058	1 075	Tak	Tak
Anafi	Anafi	400	858	1 110	1 179	Tak	Tak
Othoni	Othoni	330	588	674	632	Tak	Tak
Erikousa	Erikousa	220	452	710	746	Tak	Tak
Agathonisi	Agathonisi	190	388	522	642	Tak	Tak
Donoussa	Donoussa	180	417	676	690	Tak	Tak
Antikithyra	Antikithyra	70	199	228	241	Tak	Tak
Arki-Marathi	Arki-Marathi	0	175	248	312	Tak	Tak
Gavdos	Gavdos	0	0	365	471	Tak	Tak

(45) W powyższej tabeli ujęto systemy wydzielone wyszczególnione we wniosku i niektóre informacje na temat każdego z nich. Z tych informacji wynika, że we wszystkich systemach wydzielonych poza Kretą zapotrzebowanie na energię elektryczną w 1996 r. kwalifikowało je jako mikrosystemy wydzielone w rozumieniu art. 2 pkt 27 dyrektywy 2009/72/WE. W odniesieniu do Krety należy dodatkowo wspomnieć, że wyspa ta nie była i nadal nie jest połączona z jakimkolwiek innym systemem elektroenergetycznym. Odsetek zapotrzebowania zaspokajanego przez połączenia wzajemne wynosił i nadal wynosi zero, to jest mniej niż 5 %. Kreta jest zatem małym systemem wydzielonym w rozumieniu art. 2 pkt 26 dyrektywy 2009/72/WE.

(46) W opinii URE nie odniesiono się do kwestii systemów wydzielonych wskazanych we wniosku.

(47) W związku z tym Komisja stwierdza, że wszystkie systemy wydzielone wymienione w kolumnie pierwszej powyższej tabeli to mikrosystemy wydzielone w rozumieniu art. 2 pkt 27 dyrektywy 2009/72/WE, poza Kretą, która jest małym systemem wydzielonym w rozumieniu art. 2 pkt 26 dyrektywy 2009/72/WE.

4.2. ISTOTNE PROBLEMY ZWIĄZANE Z EKSPLOATACJĄ KONWENCJONALNYCH ELEKTROWNI W MIKROSYSTEMACH WYDZIELONYCH

(48) Komisja uważa, że eksploatacja konwencjonalnych elektrowni w mikrosystemach wydzielonych wiąże się z istotnymi problemami. Jest to spowodowane w szczególności następującymi czynnikami:

a) niski poziom obciążenia na wyspach nie pozwala na instalację większych, efektywniejszych i bardziej opłacalnych elektrowni konwencjonalnych, również dlatego, że aby zapewnić działanie systemu wydzielonego w ramach dopuszczalnego marginesu bezpieczeństwa, nie można polegać na jednej elektrowni.

W 2013 r. w żadnym z mikrosystemów wydzielonych roczne obciążenie szczytowe nie przekroczyło 188,5 MW. Średnie obciążenie szczytowe i jego mediana są znacznie mniejsze i wynoszą odpowiednio 20,8 i 4,2 MW.

Żadna z konwencjonalnych elektrowni obecnie wykorzystywanych w mikrosystemach wydzielonych nie ma zdolności większej niż 27 MW. Średnia wielkość elektrowni i jej mediana są znacznie mniejsze i wynoszą odpowiednio 3,9 i 1,1 MW.

Niskie poziomy obciążenia i duże zróżnicowanie zapotrzebowania, na które dodatkowy wpływ ma coraz większe wykorzystanie OZE, ograniczają również wybór technologii elektrowni konwencjonalnych, które mogą być zastosowane w mikrosystemach wydzielonych.

Cała konwencjonalna zdolność wytwórcza w systemach wydzielonych wysp niepołączonych jest zasilana olejem napędowym lub olejem opałowym;

b) roczne współczynniki obciążenia we wszystkich mikrosystemach wydzielonych są niskie. W 2012 r. współczynnik obciążenia nie przekroczył 0,54 w żadnym z mikrosystemów wydzielonych. Średnie obciążenie szczytowe i jego mediana są jeszcze niższe i wynoszą w obu przypadkach 0,38. W związku z priorytetowym dostępem dla energii ze źródeł odnawialnych i faktem, że przytoczone powyżej współczynniki obciążenia odnoszą się do całego systemu elektroenergetycznego mikrosystemu wydzielonego, współczynnik obciążenia w przypadku elektrowni konwencjonalnych na wyspach niepołączonych jest nawet niższy.

Roczny współczynnik obciążenia w greckim systemie wzajemnie połączonym wynosi zazwyczaj około 50 % dla wszystkich jednostek i 65 % dla jednostek cieplnych (⁶).

Roczny współczynnik obciążenia jest wskaźnikiem rzeczywistego wykorzystania elektrowni w danym roku i w związku z tym odzwierciedla również ich możliwości w zakresie generowania dochodów.

Zwiększanie wykorzystywania OZE spowoduje jeszcze większe ograniczenie obciążenia obsługiwanego przez elektrownie konwencjonalne;

c) realizowanych jest kilka projektów, których celem jest połączenie wysp niepołączonych, w szczególności Cyklad i Krety, z głównym greckim systemem wzajemnie połączonym. Jak wyjaśniono powyżej, elektrownie konwencjonalne na wyspach niepołączonych nie są tak efektywne jak elektrownie eksploatowane w systemie wzajemnie połączonym i w związku z tym prawdopodobnie nie będą rentowne, gdy systemy na wyspach niepołączonych, na których elektrownie te się znajdują, zostaną połączone.

Możliwość połączenia systemów wydzielonych poważnie zniechęca do inwestowania w zdolności konwencjonalne na wyspach niepołączonych;

d) względnie niskie poziomy obciążenia oznaczają, że nawet stosunkowo niewielkie zmiany w zapotrzebowaniu mogą wpłynąć na zdolności wytwórcze wymagane w ramach danego systemu wydzielonego. Brak połączeń wzajemnych oznacza, że wszelkie zmiany w zapotrzebowaniu muszą być z konieczności uwzględniane w ramach zdolności wytwórczych dostępnych w mikrosystemie wydzielonym.

Ten czynnik powoduje zwiększenie zapotrzebowania na zdolność do doraźnego reagowania i elastyczność w przypadku długoterminowych zmian w zapotrzebowaniu.

Potrzeba elastyczności jest dodatkowo zwiększana przez przewidywane trudności w znalezieniu odpowiednich lokalizacji dla elektrowni konwencjonalnych na wyspach niepołączonych oraz czas trwania procedur wydawania licencji i zezwoleń;

e) stosunek maksymalnego do minimalnego zapotrzebowania rocznego w 2012 r. (⁷) we wszystkich mikrosystemach wydzielonych wyniósł co najmniej 3,35, ale jest wyższy – często dużo wyższy – w poszczególnych mikrosystemach wydzielonych. W rzeczywistości średni stosunek maksymalnego zapotrzebowania do minimalnego zapotrzebowania oraz jego mediana wynoszą odpowiednio 6,27 i 5,98.

Stosunek maksymalnego do minimalnego zapotrzebowania w 2010 r. w greckim systemie wzajemnie połączonym wyniósł ok. 3.

Wyższy stosunek maksymalnego do minimalnego zapotrzebowania odzwierciedla stopień elastyczności i rezerw, które nawet w danym roku muszą być dostępne w ramach zdolności wytwórczych zainstalowanych w systemie wydzielonym.

Warto zauważyć w tym kontekście, że w 2012 r. w prawie 60 % mikrosystemów wydzielonych wykorzystywano ruchome generatory energii elektrycznej.

(49) W związku z tym Komisja stwierdza, że występują istotne problemy z eksploatacją konwencjonalnych elektrowni w ramach systemów wydzielonych wysp niepołączonych wymienionych w tabeli powyżej.

4.3. OCENA WNIOSKOWANEGO ODSTĘPSTWA OD PRZEPISÓW ROZDZIAŁU III

4.3.1. Odstępstwo od przepisów w rozdziale III nie może mieć zastosowania do nowych zdolności

(50) Zgodnie z art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE odstępstwa od przepisów rozdziału III mogą być przyznane tylko w związku z przebudową, modernizacją i rozbudową istniejących zdolności.

(51) W rezultacie odstępstwa od przepisów rozdziału III dyrektywy 2009/72/WE nie można przyznać w odniesieniu do nowych zdolności.

(52) Zamiast tego, biorąc pod uwagę fakt, że systemy wydzielone na wyspach niepołączonych to sieci dystrybucyjne, jeżeli procedura wydawania zezwoleń na nowe zdolności nie umożliwia wydania zgody na nowe zdolności w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych, władze greckie mogą rozważyć zastosowanie przepisów art. 7 ust. 3 dyrektywy 2009/72/WE również w przypadku małych zdolności konwencjonalnych. Takie nowe małe zdolności konwencjonalne mogą na przykład obejmować tymczasowe zdolności wytwórcze, które mogą być udostępniane długoterminowo bez trwałego przypisywania ich do określonej lokalizacji.

4.3.2. Odstępstwo od przepisów rozdziału III nie może mieć zastosowania do Krety.

(53) Jak stwierdzono powyżej, wszystkie wyspy niepołączone to mikrosystemy wydzielone, z wyjątkiem Krety, która jest małym systemem wydzielonym.

(54) W rezultacie odstępstwa od przepisów rozdziału III dyrektywy 2009/72/WE nie można przyznać w odniesieniu do Krety.

4.3.3. Odstępstwo od przepisów rozdziału III nie obejmuje OZE i elektrowni kogeneracyjnych

(55) We wniosku nie zaznaczono wyraźnie, że wnioskowane odstępstwo dotyczy wyłącznie elektrowni konwencjonalnych.

(56) Niemniej jednak art. 133 ust. 3 ustawy 4001/2011 jednoznacznie wyklucza energię elektryczną produkowaną przy użyciu odnawialnych źródeł energii, za pomocą wysokosprawnej kogeneracji lub w elektrowniach hybrydowych oraz elektrowniach przemysłowych z zakresu wyłącznej licencji na produkcję, która może być przyznana DEI. To samo wynika z art. 225 kodeksu dla wysp niepołączonych.

(57) Ponadto przedstawione uzasadnienie odnosi się do istotnych problemów z eksploatacją jedynie elektrowni konwencjonalnych. Zawiera ono argument, że eksploatacja takich elektrowni wiąże się z istotnymi problemami, między innymi ze względu na zwiększone wykorzystywanie OZE.

(58) W rezultacie nawet jeśli we wniosku zwracano by się o odstępstwo od przepisów rozdziału III dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do elektrowni innych niż konwencjonalne, nie można przyznać odstępstwa, ponieważ nie przedstawiono żadnego odnośnego uzasadnienia.

4.3.4. Można przyznać odstępstwo dotyczące wydawania zezwoleń na przebudowę, modernizację i rozbudowę istniejących zdolności

(59) Mając na uwadze wspomniane powyżej istotne problemy dotyczące eksploatacji elektrowni konwencjonalnych w ramach małych systemów wydzielonych można przyznać odstępstwo dotyczące wydawania zezwoleń na istniejące zdolności konwencjonalne w takim zakresie, w jakim dotyczą one przebudowy, modernizacji i rozbudowy istniejących zdolności konwencjonalnych. Takie zezwolenie może zostać wydane bezpośrednio DEI.

(60) Do celów tego odstępstwa:

a) istniejące konwencjonalne zdolności wytwórcze obejmują projekty budowy konwencjonalnych zdolności wytwórczych, na które URE już wydała licencję i licencja ta nie została cofnięta do dnia wejścia w życie niniejszej decyzji;

b) całkowite wyburzenie głównych zdolności wytwórczych w istniejącej lokalizacji i ich zastąpienie przez nową instalację do wytwarzania energii elektrycznej uznaje się za budowę nowych zdolności;

c) umieszczenie tymczasowych zdolności wytwórczych w obrębie istniejących zdolności stanowi rozbudowę istniejących zdolności.

(61) Brak jest jednak powodów, aby przyznać odstępstwo od kryteriów i warunków, takich jak te określone w art. 7 ust. 2 dyrektywy 2009/72/WE, na podstawie których zezwolenie jest wydawane DEI.

(62) Ponadto w przypadku przyznania odstępstwa bezpośrednio DEI ważne jest, aby w warunkach określono zobowiązania dotyczące terminu, w którym elektrownia konwencjonalna, na którą wydano zgodę, musi osiągnąć stan pełnej funkcjonalności, i uwzględniono w nich postanowienia służące zapewnieniu pełnego i skutecznego wywiązania się z takich zobowiązań. W momencie wygaśnięcia takie bezpośrednie zezwolenie może zostać przedłużone według uznania URE, ale tylko wtedy, gdy wygasło z przyczyn całkowicie niezależnych od DEI. Z chwilą wygaśnięcia zezwolenia URE powinien przeprowadzić procedurę wydawania zezwolenia, która będzie całkowicie zgodna z wymogami art. 7 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE, w tym z wymogami dotyczącymi udziału stron trzecich.

4.3.5. Odstępstwo nie może obejmować przetargów na nowe zdolności

(63) Z definicji przetarg w rozumieniu art. 8 dyrektywy 2009/72/WE dotyczy zdolności, które mają być budowane i na które należy dopiero wydać zezwolenie, a w związku z tym stanowią nowe zdolności.

(64) Z powyższych względów nie należy przyznawać odstępstwa na podstawie art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do nowych zdolności.

4.4. OCENA WNIOSKOWANEGO ODSTĘPSTWA OD PRZEPISÓW ROZDZIAŁU VIII

4.4.1. Odstępstwo od przepisów rozdziału VIII nie obejmuje art. 32 dotyczącego dostępu stron trzecich

(65) Wniosek dotyczy odstępstwa od przepisów rozdziału VIII dyrektywy 2009/72/WE i w związku z tym można uznać, że obejmuje wniosek o odstępstwo od przepisów art. 32 dotyczącego dostępu stron trzecich.

(66) We wniosku nie określono, czy wnioskowane odstępstwo obejmuje również art. 32 dyrektywy 2009/72/WE, ani nie zawarto uzasadnienia dla takiego odstępstwa. W ustawie 4001/2011 i kodeksie dla wysp niepołączonych zobowiązuje się jednak operatora DEDDIE do zapewnienia stronom trzecim niedyskryminującego dostępu do systemu dystrybucji obsługiwanego przez DEDDIE (np. art. 127 ustawy 4001/2011). W rezultacie nie można przyznać takiego odstępstwa.

4.4.2. Odstępstwo od przepisów art. 33 dotyczących otwarcia rynku i wzajemności

4.4.2.1. Nie ma podstaw do zastosowania trwałego odstępstwa od przepisów art. 33 dyrektywy 2009/72/WE

(67) Zasadniczo we wniosku argumentuje się, że DEI powinno pozostać jedynym dostawcą posiadającym licencję na dostarczanie energii odbiorcom na wyspach niepołączonych z uwagi na to, że stworzenie niezbędnej infrastruktury umożliwiającej funkcjonowanie i nadzór rynku energii elektrycznej w mikrosystemie wydzielonym wraz z infrastrukturą niezbędną do otwarcia rynku dla zewnętrznych dostawców wiąże się z kosztami operacyjnymi dla operatora na wyspach niepołączonych, które przewyższają korzyści dla odbiorców wynikające z otwarcia rynku.

(68) Jak jasno wynika z opinii URE, infrastruktura zainstalowana na wyspach niepołączonych ma zapewnić przejrzyste, weryfikowalne i niedyskryminujące zarządzanie realizacją OŚUP na rzecz wysp niepołączonych zgodnie z obowiązującym prawem. Ponadto infrastruktura ta jest niezbędna do działania systemów wydzielonych wysp niepołączonych, biorąc pod uwagę aspekty techniczne i gospodarcze. Z uwagi na fakt, że infrastruktura ta i tak jest niezbędna, aby spełnić wspomniane wyżej wymogi, bez względu na liczbę dostawców posiadających licencję na działanie na wyspach niepołączonych otwarcie rynku nie powoduje zwiększenia kosztów infrastruktury.

(69) Nawet jeśli wymagana jest podobna infrastruktura, otwarcie rynku nie jest w swej istocie związane z technicznym działaniem systemów wydzielonych na wyspach niepołączonych lub z OŚUP na rzecz wysp niepołączonych, ponieważ nie ma związku przyczynowo-skutkowego między, z jednej strony, technicznym i gospodarczym działaniem tych systemów wydzielonych oraz realizacją OŚUP na rzecz wysp niepołączonych zgodnie z odpowiednimi wymogami prawnymi, a z drugiej strony kwestią, czy licencję na dostarczanie energii elektrycznej odbiorcom z wysp niepołączonych posiada jeden czy wielu dostawców.

(70) Wyższe koszty produkcji na wyspach niepołączonych w porównaniu z kosztami produkcji w systemie wzajemnie połączonym istotnie muszą zostać zrekompensowane dostawcom działającym na wyspach niepołączonych przez rozdzielenie odpowiedniej części rekompensaty w zależności od ilości energii elektrycznej sprzedawanej przez tych dostawców. Niemniej jednak określenie wysokości kosztów produkcji na wyspach niepołączonych jest i tak wymagane, aby określić wysokość rekompensaty finansowej tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych, bez względu na to, ilu dostawców działa na wyspach niepołączonych.

(71) Jedynym dodatkowym wymogiem w celu otwarcia rynku jest rozdzielenie odpowiednich części rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych między odpowiednich dostawców w zależności od ilości sprzedanej przez nich energii elektrycznej. Nawet powiązane dane dotyczące odbiorców, w szczególności dane z liczników, są wymagane niezależnie od tego, czy na dostarczanie energii odbiorcom z wysp niepołączonych licencję posiada jeden czy więcej dostawców.

(72) W rezultacie przyznanie dostawcom rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych wiąże się jedynie ze zdolnością do przypisania danych z liczników odbiorców do odpowiedniego licencjonowanego dostawcy, co jest przede wszystkim procesem administracyjnym całkowicie lub w znacznym stopniu opartym na informacjach gromadzonych bez względu na to, czy rynek na wyspach niepołączonych jest otwarty czy nie. Ponadto zdolność ta jest warunkiem wstępnym właściwego funkcjonowania każdego rynku dostaw energii elektrycznej. Dlatego też takie koszty nie mogą być uznane za uzasadnienie odstępstwa od otwarcia rynku, ponieważ nie odnoszą się one tylko do działania systemów wydzielonych na wyspach niepołączonych i nie są związane z istotnym problemem w eksploatacji tych systemów.

(73) Warto zauważyć, że tworzenie rejestrów w celu przypisywania danych z liczników do odpowiednich dostawców jest częścią infrastruktury, która ma zostać zrealizowana. Wdrożenie całej przewidzianej infrastruktury ułatwi optymalną eksploatację wydzielonych systemów energii elektrycznej, jednak pełna realizacja powiązanych inwestycji nie jest niezbędnym warunkiem otwarcia rynku.

(74) To, że może występować znaczne zróżnicowanie wartości średniego rocznego zmiennego kosztu produkcji na wyspach niepołączonych nie ma istotnego znaczenia. Nawet jeśli występowanie takiego zróżnicowania zostanie potwierdzone, różnice będą dotyczyć kosztów produkowania energii elektrycznej w ramach systemów wydzielonych wysp niepołączonych. Określenie kwoty takich kosztów jest już wymagane w celu realizacji OŚUP na rzecz wysp niepołączonych zgodnie z wymogami prawnymi a, co więcej, liczba dostawców posiadających licencję na zaopatrywanie odbiorców na wyspach niepołączonych nie ma na to żadnego wpływu. Ponadto, z uwagi na fakt, że realizacja OŚUP na rzecz wysp niepołączonych już teraz opiera się na systemie miesięcznym dla każdego systemu wydzielonego osobno, trudno zrozumieć, dlaczego duże roczne zróżnicowanie w przypadku poszczególnych wysp niepołączonych miałoby powodować istotne problemy.

(75) Powyższe względy prowadzą do wniosku, że liczba dostawców posiadających licencję na dostarczanie energii elektrycznej odbiorcom na wyspach niepołączonych nie jest nierozerwalnie związana ani z technicznym i gospodarczym działaniem systemów wydzielonych, ani z realizacją OŚUP na rzecz wysp niepołączonych zgodnie z odpowiednimi wymogami prawnymi.

(76) Można ponadto zauważyć, że otwarcie rynku przynosi korzyści przewyższające ewentualne koszty takiego otwarcia. Jak zauważa URE, alternatywni dostawcy na wyspach niepołączonych mogliby przynieść dodatkowe znaczące korzyści odbiorcom na tych wyspach przez powiązanie świadczenia innych usług z dostarczaniem energii elektrycznej.

(77) W związku z tym nie należy przyznawać trwałego odstępstwa od przepisów art. 33.

4.4.2.2. Ograniczenie okresu zastosowania odstępstwa od art. 33 dyrektywy 2009/72/WE w przypadku systemu wydzielonego

(78) W świetle powyższego należy uznać, że otwarcie rynku wymaga praktycznych przygotowań umożliwiających eksploatację wydzielonych systemów wysp niepołączonych całkowicie zgodną z kodeksem dla wysp niepołączonych. Praktyczne problemy związane z otwarciem rynku mogą wiązać się albo z niedostępnością wymaganych rejestrów w celu przypisywania liczników i danych z liczników do dostawców, albo z faktem, że optymalna konfiguracja infrastruktury nie została jeszcze wdrożona. Na tej podstawie można rozważyć przyznanie ograniczonego w czasie odstępstwa od przepisów art. 33 dyrektywy 2009/72/WE.

(79) Ustalając okres stosowania takiego odstępstwa od przepisów rozdziału VIII, należy uwzględnić dwie poniższe kwestie:

a) jak już zauważono, najważniejszym elementem niezbędnym do otwarcia rynku na wyspach niepołączonych jest dostępność rejestru umożliwiającego przypisanie danych z liczników na tych wyspach do poszczególnych dostawców. W art. 327 ust. 4 kodeksu dla wysp niepołączonych określono, że rejestr wymagany w tym celu ma zostać stworzony najpóźniej w 2 lata po wejściu w życie kodeksu dla wysp niepołączonych. Ze względów praktycznych dostępność rejestru jest niezbędnym warunkiem umożliwiającym otwarcie rynku;

b) pełne zakończenie programu inwestycji w infrastrukturę, która ma zostać zainstalowana na wyspach niepołączonych, z pewnością ułatwiłoby w praktyce otwarcie rynku na tych wyspach. Niemniej jednak nie jest to warunek niezbędny. W art. 237 ust. 7 kodeksu dla wysp niepołączonych określono harmonogram, zgodnie z którym wszystkie obecne wyspy niepołączone mają zostać wyposażone w dodatkową infrastrukturę zainstalowaną na tych wyspach najpóźniej w 5 lat po wejściu w życie kodeksu dla wysp niepołączonych.

(80) W związku z tym odstępstwo od otwarcia rynku powinno zostać przyznane na co najmniej 2 lata od wejścia w życie kodeksu dla wysp niepołączonych, to jest do dnia 17 lutego 2016 r., aby można było stworzyć rejestry, które są niezbędnym warunkiem otwarcia rynku. Ponieważ cała infrastruktura musi zostać zainstalowana najpóźniej w 5 lat po wejściu w życie kodeksu dla wysp niepołączonych, w każdym przypadku ważność odstępstwa powinna być ograniczona do 5 lat od wejścia w życie kodeksu dla wysp niepołączonych, to jest do dnia 17 lutego 2019 r. w przypadku każdego systemu wydzielonego wysp niepołączonych. Skoro jednak odstępstwo jest uzasadnione tylko w przypadku, gdy nadal występują istotne i znaczne trudności z otwarciem rynku, które bezpośrednio wiążą się z niezakończeniem programu inwestycji w infrastrukturę na wyspach niepołączonych, należy regularnie sprawdzać, czy takie problemy wciąż występują w danym systemie wydzielonym wysp niepołączonych. W ramach takiej weryfikacji za poziom odniesienia należy przyjąć plan inwestycyjny operatora DEDDIE, który został zatwierdzony przez właściwe władze greckie i dotyczy instalacji niezbędnej infrastruktury na wyspach niepołączonych. W związku z tym plan ten powinien zostać przygotowany i zatwierdzony do dnia 17 lutego 2015 r.

(81) Aby niepotrzebnie nie opóźniać otwarcia rynku, plan inwestycji operatora DEDDIE w infrastrukturę powinien być zatwierdzony przez URE i powinno się w nim uznać systemy wydzielone Krety i Rodos za priorytetowe, ponieważ są to najliczniej zamieszkane wyspy niepołączone.

(82) Od dnia 17 lutego 2016 r., a następnie co roku do dnia 17 lutego 2019 r., operator DEDDIE powinien sporządzać sprawozdanie, które powinno być zatwierdzane przez URE i w którym należy wskazać, z jakiego powodu otwarcie rynku jeszcze nie nastąpiło w danym systemie wydzielonym wysp niepołączonych. Sprawozdanie to powinno być publikowane, a Komisja powinna otrzymać stosowne powiadomienie.

4.4.3. Odstępstwo od przepisów rozdziału VIII nie obejmuje art. 34

(83) Wniosek dotyczy odstępstwa od przepisów rozdziału VIII dyrektywy 2009/72/WE i dlatego można uznać, że obejmuje wniosek o odstępstwo od przepisów art. 34 dotyczącego linii bezpośrednich w rozumieniu art. 2 pkt 15 dyrektywy 2009/72/WE.

(84) We wniosku nie stwierdzono, czy wnioskowane odstępstwo obejmuje również art. 34 dyrektywy 2009/72/WE.

(85) W związku z tym nawet jeśli wniosek miał obejmować przyznanie odstępstwa od przepisów art. 34 dyrektywy 2009/72/WE, takie odstępstwo nie powinno zostać przyznane, ponieważ nie przedstawiono żadnego odnośnego uzasadnienia.

4.4.4. Połączenia wzajemne – wniosek o odstępstwo od przepisów rozdziałów III i VIII

(86) Obecne odstępstwo dotyczy mikrosystemów wydzielonych, które precyzyjnie charakteryzuje fakt, że nie są, lub w przypadku małych systemów wydzielonych są w bardzo ograniczonym stopniu, wzajemnie połączone z innymi systemami elektroenergetycznymi.

(87) Tym niemniej:

a) zgodnie z ostatnio zatwierdzonym dziesięcioletnim planem rozwoju greckiego operatora systemu przesyłowego, niezależnego operatora przesyłu energii ADMIE SA, wzajemne połączenie Cyklad ma zostać ukończone do 2018 r. w trzech fazach, przy czym niektóre wyspy należące do archipelagu Cyklad zostaną połączone z greckim systemem wzajemnie połączonym znacznie wcześniej;

b) ponadto wzajemne połączenie Krety ma zostać zakończone do 2020 r. Istotne elementy projektu, które mają zostać zrealizowane przez pierwsze trzy lata, zostały uwzględnione w dziesięcioletnim planie rozwoju ADMIE zatwierdzonym w 2013 r. Ostateczny plan musi zostać uwzględniony w dziesięcioletnim planie rozwoju, który zostanie zatwierdzony w 2014 r.

(88) Należy wyraźnie zaznaczyć, że obecnie omawiane odstępstwo dla danego systemu wydzielonego wygasa automatycznie, gdy tylko wzajemne połączenie między danym systemem wydzielonym a wzajemnie połączonym systemem greckim stanie się w pełni funkcjonalne.

(89) Chociaż operator DEDDIE jest prawnie i funkcjonalnie oddzielony od DEI, DEI jest jego wyłącznym właścicielem. W przeciwieństwie do operatora systemów dystrybucyjnych w rozumieniu dyrektywy 2009/72/WE operator DEDDIE ma również do wykonania szeroko zakrojone zadania w zakresie działania systemów wydzielonych wysp niepołączonych i eksploatacji jednostek wytwarzania energii na wyspach niepołączonych, w tym konwencjonalnych zdolności wytwórczych należących do DEI, a w związku z tym pokrywania związanych z tym opłat. Jak wskazano powyżej, stworzenie wzajemnych połączeń wpływa na rentowność elektrowni konwencjonalnych, które są aktualnie zainstalowane w systemach wydzielonych na wyspach niepołączonych.

(90) Odstępstwa powinny być przyznawane tylko wtedy, gdy są proporcjonalne i nie wykraczają poza to, co jest ściśle niezbędne. Dlatego konieczne jest zapewnienie jasnych zachęt i przejrzystości w odniesieniu do decyzji dotyczących wzajemnego połączenia systemów wydzielonych wysp niepołączonych.

(91) Zgodnie z art. 108 ustawy 4001/2011:

„ADMIE SA przedkłada URE dziesięcioletni plan rozwoju greckiego systemu przesyłu energii elektrycznej do dnia 31 marca każdego roku […]. Dziesięcioletni plan rozwoju greckiego systemu przesyłu energii elektrycznej w szczególności:[… ] c) zawiera analizę dotyczącą technicznych i finansowych kosztów i korzyści ważnych prac przesyłowych […], w szczególności dotyczących [… ] połączeń między wyspami i systemu przesyłowego, w tym harmonogram, szacunkowe przepływy pieniężne i wymogi dotyczące finansowania wszystkich projektów inwestycyjnych”.

(92) Aby zadbać o jasne zachęty i przejrzystość decyzji dotyczących wzajemnego połączenia systemów wydzielonych wysp niepołączonych, greckie władze powinny zapewnić, aby:

a) wyrażając zgodę lub przeprowadzając przetarg na istniejące lub nowe zdolności w ramach danego systemu wydzielonego na wyspach niepołączonych, ADMIE, DEDDIE i URE systematycznie uwzględniały alternatywne rozwiązanie, to jest wzajemne połączenie systemu wydzielonego, którego dana wyspa niepołączona jest częścią. Należy odmówić wydania zgody na istniejące lub nowe zdolności, jeżeli budowa połączenia wzajemnego jest bardziej opłacalna. W kosztach należy uwzględnić wszystkie koszty dostarczania energii elektrycznej do odbiorców końcowych w ramach systemu wydzielonego, w tym rekompensatę tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;

b) w badaniu dotyczącym kosztów i korzyści ważnych prac przesyłowych wykonywanych przez ADMIE zgodnie z art. 108 ustawy 4001/2011 były uwzględniane tylko efektywne koszty inwestycji we wzajemne połączenie i koszty jego eksploatacji. W szczególności nie należy uwzględniać dochodów utraconych lub amortyzacji konwencjonalnych aktywów wytwórczych już zainstalowanych na wyspach niepołączonych;

c) URE publikował w powiązaniu z dziesięcioletnim planem inwestycyjnym ADMIE, jak przewidziano w art. 108 ustawy 4001/2011, łączne koszty dostarczania energii elektrycznej odbiorcom w poszczególnych systemach wydzielonych wysp niepołączonych, w tym wysokość rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych. Jeżeli budowa połączenia wzajemnego nie jest uwzględniona w dziesięcioletnim planie inwestycyjnym ADMIE zgodnym z art. 108 ustawy 4001/2011 w brzmieniu zatwierdzonym przez URE, URE z własnej inicjatywy lub na zwykły wniosek strony trzeciej organizuje przetarg zgodnie z art. 22 ust. 7 lit. b) dyrektywy 2009/72/WE na budowę połączenia wzajemnego łączącego jeden lub kilka systemów wydzielonych wysp niepołączonych. Połączenie wzajemne powinno zostać wybudowane, jeżeli jego budowa obniża łączne koszty dostarczania energii elektrycznej odbiorcom na wyspach niepołączonych, w tym wysokość rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;

d) URE określił jasny termin ukończenia budowy połączenia wzajemnego. Jeżeli połączenie wzajemne nie zostanie wybudowane lub jeżeli nie powstanie w czasie określonym przez URE, należy ubiegać się o odszkodowanie tytułem niezrealizowanych oszczędności kosztów.

4.5. OKRES STOSOWANIA ODSTĘPSTWA

(93) Należy dokonać przeglądu okoliczności, na podstawie których przyznano obecnie omawiane odstępstwo, w szczególności po terminie realizacji planów wzajemnego połączenia określonych systemów wydzielonych i po upływie terminów instalacji infrastruktury przewidzianej w art. 237 kodeksu dla wysp niepołączonych.

(94) W związku z tym ewentualne odstępstwo musi być ważne do dnia 1 stycznia 2021 r.

4.6. MOC WSTECZNA

(95) Jak stwierdzono powyżej, wniosek z dnia 17 stycznia 2012 r. był ponowieniem pierwotnego wniosku, który został przedłożony w 2003 r.

(96) Art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE uchylonej dyrektywą 2009/72/WE również zawierał przepisy umożliwiające państwom członkowskim wystąpienie o odstępstwa od niektórych przepisów tej dyrektywy w przypadku istotnych problemów w działaniu małych systemów wydzielonych i mikrosystemów wydzielonych. Zgodnie z art. 48 dyrektywy 2009/72/WE odesłania do uchylonego art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE są traktowane jak odesłania do art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE.

(97) Definicje małego systemu wydzielonego i mikrosystemu wydzielonego określone w art. 2 pkt 26 i 27 dyrektywy 2003/54/WE są takie same jak te określone w art. 2 pkt 26 i 27 dyrektywy 2009/72/WE.

(98) Obie te definicje odnoszą się do zapotrzebowania na energię elektryczną w systemach wydzielonych w 1996 r., co się nie zmieniło. Ponadto Kreta nie była połączona z wzajemnie połączonym systemem greckim ani w 2003 r., ani w 2012 r., ani w momencie wejścia w życie obecnie podejmowanej decyzji o przyznaniu odstępstwa.

(99) W rezultacie wszystkie mikrosystemy i małe systemy wydzielone, które zostały we wniosku zakwalifikowane jako mikrosystemy lub małe systemy wydzielone, kwalifikowały się jako takie w momencie złożenia pierwotnego wniosku i w momencie wejścia w życie niniejszej decyzji o przyznaniu odstępstwa.

(100) W związku z tym nie zaszły żadne zmiany prawne ani faktyczne odnoszące się do małych systemów i mikrosystemów wydzielonych, które mogą uzasadniać przyznanie odstępstwa na podstawie dyrektywy 2003/54/WE i dyrektywy 2009/72/WE.

(101) Art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE umożliwiał przyznanie odstępstwa od przepisów rozdziału III, który zawierał takie same przepisy jak rozdział III dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do procedury wydawania zezwoleń na nowe zdolności i przetargów na nowe zdolności.

(102) Art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE umożliwiał przyznanie odstępstwa od przepisów rozdziału VII, który zawierał takie same przepisy jak rozdział VIII dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do dostępu stron trzecich, otwarcia rynku i linii bezpośrednich.

(103) Gdyby Komisja przyznała odstępstwo w odpowiedzi na pierwotny wniosek, mogłaby to zrobić na tych samych warunkach jak w przypadku obecnie rozważanego odstępstwa na podstawie dyrektywy 2009/72/WE.

(104) Co więcej, od 2003 r. nie zaszły żadne zmiany w stanie faktycznym. Sytuacja geograficzna wysp niepołączonych, czynniki gospodarcze wpływające na działanie systemów elektroenergetycznych w ramach systemów wydzielonych wysp niepołączonych oraz charakter istotnych problemów występujących w związku z eksploatacją elektrowni konwencjonalnych w ramach systemów wydzielonych wysp niepołączonych nie zmieniły się znacząco od 2003 r.

(105) Pierwotny wniosek oczekiwał na rozpatrzenie od 2003 r. Niepodjęcie działań przez Komisję nie powinno mieć niekorzystnych skutków dla Republiki Greckiej. Republika Grecka wywiązała się ze swoich zobowiązań na podstawie art. 26 ust. 1 dyrektywy 2003/54/WE i art. 44 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE i przedłożyła należycie uzasadniony wniosek o odstępstwo na podstawie tych artykułów w odniesieniu do wydzielonych systemów na wyspach niepołączonych.

(106) W związku z tym obecna decyzja o odstępstwie powinna wejść w życie z dniem powiadomienia o pierwotnym wniosku, to jest z dniem 5 grudnia 2003 r.,

PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ

Artykuł 1

Niniejsza decyzja ma zastosowanie do małych systemów i mikrosystemów wydzielonych wymienionych w tabeli.

Do celów niniejszej decyzji Kreta jest małym systemem wydzielonym, a wszystkie inne systemy wydzielone to mikrosystemy wydzielone.

Artykuł 2

1. Przyznaje się odstępstwo od przepisów art. 33 dyrektywy 2009/72/WE w odniesieniu do małych systemów i mikrosystemów wydzielonych.

2. Niniejsze odstępstwo obowiązuje do dnia 17 lutego 2016 r. lub do dnia pełnej instalacji infrastruktury określonej w art. 237 ust. 7 kodeksu dla wysp niepołączonych, w zależności od tego, który z tych terminów jest późniejszy. W każdym przypadku niniejsze odstępstwo przestaje obowiązywać w dniu 17 lutego 2019 r.

3. Do dnia 17 lutego 2015 r. władze greckie sporządzą plan inwestycji w infrastrukturę zgodnie z art. 237 ust. 7 kodeksu dla wysp niepołączonych, w którym dla każdego systemu wydzielonego wysp niepołączonych zostanie odrębnie określona data zakończenia pełnej instalacji infrastruktury. W planie tym Kreta i Rodos traktowane są priorytetowo.

4. Począwszy od dnia 17 lutego 2016 r., a następnie co roku do dnia 17 lutego 2019 r., władze greckie sporządzają sprawozdanie, w którym w odniesieniu do poszczególnych systemów wydzielonych wysp niepołączonych określają: a) czy nastąpiło otwarcie rynku; b) status inwestycji w infrastrukturę w odniesieniu do odpowiedniego planu; c) istotne i znaczne problemy, które nadal uniemożliwiają otwarcie rynku; oraz d) czy problemy te można bezpośrednio powiązać z nieukończeniem inwestycji w infrastrukturę określoną w art. 237 ust. 7 kodeksu dla wysp niepołączonych.

Artykuł 3

1. Przyznaje się odstępstwo od przepisów art. 7 ust. 1 dyrektywy 2009/72/WE, zgodnie z którym zezwolenia na przebudowę, modernizację i rozbudowę istniejących zdolności konwencjonalnych w ramach mikrosystemów wydzielonych można przyznawać bezpośrednio DEI.

2. Do celów tego odstępstwa:

a) istniejące konwencjonalne zdolności wytwórcze obejmują projekty przebudowy, modernizacji i rozbudowy konwencjonalnych zdolności wytwórczych, w odniesieniu do których URE wydało ważną licencją obowiązującą w dniu notyfikacji niniejszej decyzji;

b) całkowite wyburzenie głównych zdolności wytwórczych w obrębie istniejącej lokalizacji i ich zastąpienie przez nową instalację do wytwarzania energii elektrycznej nie jest uznawane za istniejące zdolności, lecz za budowę nowych zdolności;

c) umieszczenie tymczasowych konwencjonalnych zdolności wytwórczych w obrębie istniejących zdolności stanowi rozbudowę istniejących zdolności.

3. W momencie wygaśnięcia zezwolenia przyznanego zgodnie z ust. 1 takie zezwolenie może zostać przedłużone przez URE według jego uznania, pod warunkiem że opóźnienia są spowodowane przyczynami, na które DEI nie ma żadnego wpływu.

4. Niniejsze odstępstwo nie ma zastosowania do zezwoleń przyznanych zgodnie z akapitem pierwszym, które wygasły lub zostały cofnięte.

5. Wszystkie pozostałe przepisy art. 7 dyrektywy 2009/72/WE nadal mają zastosowanie w pełnym zakresie.

6. Niniejsze odstępstwo jest ważne do dnia 1 stycznia 2021 r.

Artykuł 4

1. Odstępstwa przyznane w niniejszej decyzji nie obowiązują w przypadku małych systemów i mikrosystemów wydzielonych po ich połączeniu z systemem wzajemnie połączonym.

2. Władze greckie:

a) wyrażając zgodę lub przeprowadzając przetarg na nowe zdolności w ramach danego systemu wydzielonego wysp niepołączonych, systematycznie uwzględniają alternatywne rozwiązanie, to jest wzajemne połączenie systemu wydzielonego, którego dana wyspa niepołączona jest częścią. Odmawia się wydania zgody na nowe zdolności, jeżeli budowa połączenia wzajemnego jest bardziej opłacalna. W kosztach uwzględnia się wszystkie koszty dostarczania energii elektrycznej do odbiorców końcowych w ramach systemu wydzielonego, w tym rekompensatę tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;

b) zapewniają, aby w analizie kosztów i korzyści dotyczącej ważnych prac przesyłowych wykonywanych przez ADMIE zgodnie z art. 108 ustawy 4001/2011 uwzględniono tylko efektywne koszty inwestycji w planowane połączenie wzajemne i koszty jego eksploatacji. Nie uwzględnia się w niej dochodów utraconych lub amortyzacji konwencjonalnych aktywów wytwórczych już zainstalowanych na wyspach niepołączonych;

c) w powiązaniu z dziesięcioletnim planem inwestycyjnym ADMIE zgodnie z art. 108 ustawy 4001/2011 publikują łączne koszty dostarczania energii elektrycznej odbiorcom w poszczególnych systemach wydzielonych wysp niepołączonych, w tym wysokość rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych. Jeżeli budowa połączenia wzajemnego nie jest uwzględniona w dziesięcioletnim planie inwestycyjnym ADMIE zgodnym z art. 108 ustawy 4001/2011 w brzmieniu zatwierdzonym przez URE, URE z własnej inicjatywy lub na zwykły wniosek strony trzeciej organizuje przetarg zgodnie z art. 22 ust. 7 lit. b) dyrektywy 2009/72/WE na budowę połączenia wzajemnego łączącego jeden lub kilka systemów wydzielonych wysp niepołączonych. Połączenie wzajemne jest budowane, jeżeli jego budowa obniża łączne koszty dostarczania energii elektrycznej odbiorcom na wyspach niepołączonych, w tym wysokość rekompensaty tytułem OŚUP na rzecz wysp niepołączonych;

d) określają jasny termin ukończenia budowy połączenia wzajemnego. Jeżeli połączenie wzajemne nie zostanie wybudowane lub nie zostanie wybudowane zgodnie z przewidzianym harmonogramem, władze greckie ubiegają się o odszkodowanie tytułem niezrealizowanych oszczędności kosztów.

Artykuł 5

Niniejszą decyzję stosuje się od dnia 5 grudnia 2003 r.

Artykuł 6

Niniejsza decyzja skierowana jest do Republiki Greckiej i staje się skuteczna z dniem jej notyfikacji.

Sporządzono w Brukseli dnia 14 sierpnia 2014 r.