(1)

W dniu 23 listopada 2020 r. Królestwo Hiszpanii („Hiszpania”) przedłożyło Komisji wniosek o odstępstwo („wniosek”) w odniesieniu do położonych poza półwyspem terytoriów Wysp Kanaryjskich, Balearów, Ceuty i Melilli (łącznie „NPT”) zgodnie z art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943 i art. 66 dyrektywy (UE) 2019/944.

(2)

We wniosku zwrócono się początkowo o odstępstwa od art. 8 i 54 dyrektywy (UE) 2019/944 oraz od art. 3, 6, art. 7 ust. 1; art. 8 ust. 1 i 4 oraz art. 9, 10, 11, 14-17, 19-27 i 35-47 rozporządzenia (UE) 2019/943. We wniosku nie określono czasu trwania odstępstwa, o które wniesiono.

(3)

W dniu 18 marca 2021 r. Komisja opublikowała wniosek na swojej stronie internetowej i zachęciła państwa członkowskie i zainteresowane strony do przedstawiania uwag do dnia 30 kwietnia 2021 r.

(4)

W dniach 17 sierpnia 2021 r. i 16 grudnia 2021 r. Komisja zwróciła się do Hiszpanii o dodatkowe informacje na temat wniosku o odstępstwo. Hiszpania udzieliła odpowiedzi w dniach 4 października 2021 r. i 17 stycznia 2022 r. W drugiej odpowiedzi Hiszpania zmieniła zakres swojego wniosku o odstępstwo w następujący sposób:

(5)

Niniejsza decyzja powinna obejmować wyłącznie Wyspy Kanaryjskie. Złożone przez Hiszpanię wnioski o odstępstwo dotyczące NPT obejmujących Ceutę, Melillę i Baleary powinny zostać rozpatrzone w odrębnych decyzjach Komisji w sprawie odstępstw.

(6)

Wyspy Kanaryjskie stanowią jeden z regionów najbardziej oddalonych uznanych na mocy art. 349 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej („TFUE”), a zatem należą do tej kategorii do celów stosowania art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943 i art. 66 dyrektywy (UE) 2019/944.

(7)

Według Hiszpanii położone poza półwyspem terytorium Wysp Kanaryjskich obejmuje sześć wydzielonych systemów elektroenergetycznych: Teneryfę, Gran Canarię, La Palmę, La Gomerę, El Hierro i system Lanzarote-Fuerteventura, który łączy wyspy Lanzarote i Fuerteventura za pomocą dwóch kabli o napięciu 132 kV.

(8)

Według Hiszpanii w 2019 r. ponad 75 % zainstalowanej mocy elektrycznej Wysp Kanaryjskich pochodziło z tradycyjnych jednostek mocy cieplnej (węgiel, gaz, olej napędowy). Od 2018 r. udział energii ze źródeł odnawialnych stale rośnie, zwłaszcza na większych wyspach (Gran Canaria i Teneryfa), gdzie stanowi ona znaczną część mocy zainstalowanej. Hiszpania zauważa jednak, że wykorzystanie energii ze źródeł odnawialnych na terytoriach położonych poza półwyspem jest niższe niż w Hiszpanii kontynentalnej ze względu na niewielkie rozmiary terytorium i ograniczenia związane z koniecznością uzyskania niezbędnych pozwoleń środowiskowych w odniesieniu do nowych zdolności wytwórczych, większe zapotrzebowanie na wytwarzanie ze sterowalnych źródeł w celu zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw (3) oraz ograniczone zdolności magazynowania.

(9)

Hiszpania zauważa, że Wyspy Kanaryjskie charakteryzują się niewielkimi rozmiarami rynku, co uniemożliwia im czerpanie korzyści z ekonomii skali występujących w kontynentalnym systemie elektroenergetycznym, oraz że ponoszą wyższe koszty paliwa. Ich historycznie uwarunkowana izolacja powoduje również większe zapotrzebowanie na zainstalowaną rezerwę mocy.

(10)

Hiszpania zauważa ponadto, że prawie cała produkcja energii cieplnej na Wyspach Kanaryjskich bezpośrednio lub pośrednio należy do Endesa S.A. W związku z tym, nawet jeśli coraz większy rozwój odnawialnych źródeł energii ułatwia wejście na rynek konkurującym przedsiębiorstwom, Endesa S.A. będzie nadal produkować większość energii elektrycznej na tym terytorium położonym poza półwyspem.

(11)

Według Hiszpanii ta specyfika rynku wiąże się z wyższymi kosztami produkcji energii elektrycznej w porównaniu z kontynentem i brakiem atrakcyjności wejścia na rynek dla nowych przedsiębiorstw, w związku z czym na Wyspach Kanaryjskich nie rozwinęła się efektywna konkurencja.

(12)

Ze względu na problemy związane z brakiem konkurencji i wysokimi kosztami oraz pomimo środków przyjętych w celu wspierania konkurencji i wprowadzenia zachęt gospodarczych mających na celu zwiększenie wydajności operacyjnej instalacji i zmniejszenie kosztów wytwarzania Hiszpania twierdzi, że nie było możliwe stworzenie mechanizmu rynkowego identycznego z mechanizmem istniejącym na kontynencie.

(13)

Hiszpania wyjaśnia ponadto, że energia elektryczna wytwarzana na wszystkich NPT, w tym na Wyspach Kanaryjskich, jest wyłączona z systemu przetargowego na rynku kontynentalnym. Systemy elektroenergetyczne NPT korzystają z mechanizmu pierwszeństwa gospodarczego przy dysponowaniu (4):

(14)

Według Hiszpanii mechanizm ten uwzględnia wysokie koszty wytwarzania energii elektrycznej i specyfikę NPT i ma na celu zapewnienie, aby odbiorcy i dostawcy na tych terytoriach nie byli narażeni na wyższe koszty produkcji energii elektrycznej na NPT w porównaniu z Hiszpanią kontynentalną, co opiera się na zasadach solidarności międzyregionalnej.

(15)

Hiszpania wyjaśnia ponadto, że wytwarzanie energii elektrycznej na NPT stanowi system wynagrodzenia regulowanego zamiast systemu wynagrodzenia rynkowego i jest stosowane w warunkach, w których rynek hurtowy nie mógłby funkcjonować, a koszty, ze względów geograficznych i terytorialnych, są wyższe niż koszty wytwarzania energii elektrycznej w Hiszpanii kontynentalnej.

(16)

Hiszpania zauważa, że mechanizm ten zapewnia, by system elektroenergetyczny i budżet publiczny pokrywały dodatkowe koszty wynikające z różnicy między wyższymi kosztami wytwarzania na NPT a ceną energii elektrycznej równoważną cenie energii elektrycznej na kontynencie, tak aby wszyscy konsumenci płacili taką samą cenę za energię elektryczną, niezależnie od systemu, w którym ją zużywają.

(17)

Zdaniem Hiszpanii regulacja działalności w zakresie przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej na NPT jest podobna do regulacji w Hiszpanii kontynentalnej.

(18)

W odniesieniu do rynku detalicznego Hiszpania wyjaśnia, że odbiorcy końcowi na NPT mają prawo wyboru dostawcy na takich samych warunkach jak odbiorcy końcowi w Hiszpanii kontynentalnej. Podobnie pojęcie odbiorców wrażliwych jest zdefiniowane dla całej Hiszpanii i, ogólnie rzecz biorąc, dostawy są organizowane w sposób jednolity w całym kraju. W tym zakresie Hiszpania zauważa, że nie ma różnic między rynkiem detalicznym na kontynencie a rynkiem detalicznym poza kontynentem.

(19)

Hiszpania wyjaśnia, że ustawa nr 24/2013 stanowi, iż dostawy energii elektrycznej na NPT podlegają szczególnym regulacjom. Określono w niej również, że działalność ta może wiązać się z dodatkowym wynagrodzeniem na pokrycie różnicy między kosztami wytwarzania energii elektrycznej na NPT a przychodami ze sprzedaży energii elektrycznej na tych terytoriach.

(20)

Hiszpania zauważa, że w ustawie nr 17/2013 ustanowiono przepisy ogólne dotyczące gwarancji dostaw i zwiększenia konkurencji w systemach elektroenergetycznych na NPT (5). W szczególności art. 5 ustawy nr 17/2013 stanowi, że elektrownie szczytowo-pompowe na NPT, których głównym celem jest zagwarantowanie dostaw, zapewnienie bezpieczeństwa systemu i włączenie niesterowalnych odnawialnych źródeł energii, mają być własnością operatora systemu.

(21)

Hiszpania wskazuje, że dekret królewski nr 738/2015 szczegółowo reguluje działalność w zakresie wytwarzania energii elektrycznej i procedurę dysponowania w systemach elektroenergetycznych na NPT, a także system wynagradzania za tę działalność. System wynagradzania opiera się na dwóch składnikach wynagrodzenia: jednym dotyczącym dokonanych inwestycji i innych kosztów stałych i drugim dotyczącym kosztów zmiennych poniesionych w trakcie eksploatacji. Celem tego wynagrodzenia jest pokrycie dodatkowych kosztów wytwarzania energii elektrycznej na NPT. W dekrecie królewskim nr 738/2015 definiuje się dodatkowy koszt jako różnicę między wszystkimi kosztami wytwarzania a ceną zapłaconą za dysponowanie energią elektryczną przez operatora systemu.

(22)

Ponadto w dekrecie królewskim nr 738/2015 wprowadzono konkurencyjną procedurę wyboru nowych zdolności i zdolności, które mają zostać zmodernizowane.

(23)

Komisja zauważa w tym zakresie, że mechanizm wynagradzania określony w dekrecie królewskim nr 738/2015 otrzymał od Komisji zgodę na przyznanie pomocy państwa w decyzji „SA.42270, Produkcja energii elektrycznej w Hiszpanii na hiszpańskich terytoriach położonych poza półwyspem” (6).

(24)

Wniosek o odstępstwo złożony w odniesieniu do Wysp Kanaryjskich opiera się na ich statusie jako regionu najbardziej oddalonego zgodnie z art. 349 TFUE.

(25)

Hiszpania wnosi o odstępstwo od art. 40 ust. 4-7 i art. 54 dyrektywy (UE) 2019/944 w odniesieniu do udzielania zamówień na usługi pomocnicze przez operatora systemu przesyłowego („OSP”) oraz mającego zastosowanie do operatorów systemów przesyłowych zakazu bycia właścicielami, tworzenia i obsługi instalacji magazynowania energii lub zarządzania takimi instalacjami.

(26)

Hiszpania wnosi o przyznanie Wyspom Kanaryjskim odstępstwa od następujących przepisów rozporządzenia (UE) 2019/943:

(27)

Hiszpania uważa, że integracja NPT z iberyjskim rynkiem energii elektrycznej zależy od istnienia połączenia międzysystemowego z Hiszpanią kontynentalną. Hiszpania zauważa, że ze względu na odległość geograficzną Wysp Kanaryjskich od kontynentu budowa połączeń wzajemnych z kontynentem byłaby niemożliwa lub zbyt kosztowna. W związku z tym Hiszpania uważa, że odstępstwa dla Wysp Kanaryjskich nie powinny podlegać żadnym ograniczeniom czasowym.

(28)

Jak opisano w motywie 3, w marcu i kwietniu 2021 r. Komisja przeprowadziła konsultacje publiczne.

(29)

Wszystkie uwagi przedstawione w odpowiedzi na konsultacje publiczne dotyczyły odstępstwa od art. 54 dyrektywy (UE) 2019/944, o które wystąpiła Hiszpania, w odniesieniu do bycia właścicielami instalacji magazynowania, zarządzania nimi i ich obsługi przez OSP.

(30)

Respondenci biorący udział w konsultacjach publicznych byli przeciwni przyznaniu takiego odstępstwa, ponieważ legitymizowałoby ono projekt, w ramach którego przedsiębiorstwu Red Eléctrica de España S.A.U. („REE”), hiszpańskiemu OSP, zezwolono na realizację projektu Chira-Soria na Wyspach Kanaryjskich bez procedury przetargowej („projekt Chira-Soria”) (7), przy czym była ona wymagana na mocy art. 54 dyrektywy (UE) 2019/944. Respondenci zauważyli, że fakt, iż odstępstwo obejmuje również pozostałe NPT, nie ma znaczenia, ponieważ orografia Balearów oraz niewielki rozmiar Ceuty i Melilli nie pozwoliłyby na budowę elektrowni szczytowo-pompowych na tych terytoriach (8).

(31)

Respondenci wskazali, że sam charakter wyspiarski nie jest wystarczającym uzasadnieniem odstępstwa od wymogu przeprowadzenia procedury przetargowej określonego w art. 54 dyrektywy (UE) 2019/944, biorąc pod uwagę, że podmioty prywatne miały wykazać zainteresowanie projektem Chira-Soria. Twierdzili oni, że zainteresowanie to nie zostało uwzględnione w świetle ustawy nr 17/2013.

(32)

Respondenci podkreślili ponadto, że hiszpański organ regulacyjny, Comisión Nacional de Mercados y Competencia (CNMC), i hiszpańska Rada Nieruchomości wyraziły zaniepokojenie dekretem królewskim nr 738/2015 i rolą REE jako właściciela elektrowni szczytowo-pompowych, a jednocześnie podmiotu, od którego zależy w pierwszej kolejności administracyjny proces wydawania zezwoleń na elektrownie szczytowo-pompowe.

(33)

Respondenci podnieśli również argumenty natury ekonomicznej. Podkreślili, że na Wyspach Kanaryjskich niewielka dostępność wody magazynowanej utrudnia tego rodzaju magazynowanie, co powoduje konieczność odsalania wody morskiej. Wiąże się to z wysokimi kosztami energii i znacznie zmniejsza wydajność projektu Chira-Soria. W tym zakresie respondenci odnieśli się do elektrowni wodnej z turbiną wiatrową Gorona del Viento na wyspie El Hierro, której wydajność wynosi 43 % i jest daleka od poziomu wydajności wynoszącego 70-80 %, który odnotowuje się w przypadku podobnych elektrowni na kontynencie.

(34)

Respondenci twierdzili, że szacowany budżet projektu Chira-Soria podwoił się jeszcze przed rozpoczęciem budowy, i odnieśli się do badań, które sugerują, że inne rozwiązania (np. połączenia międzysystemowe, rozproszone magazynowanie, magazynowanie elektrochemiczne, wodór) byłyby bardziej opłacalne. Odnieśli się również do obciążenia finansowego konsumentów związanego z wysokimi kosztami inwestycji. Podkreślili bardzo wysokie koszty produkcji jedynego podobnego obiektu na Wyspach Kanaryjskich, Gorona del Viento. Z uwagi na mniej korzystną lokalizację projektu Chira-Soria zdaniem respondentów koszty na MWh mogłyby się okazać rekordowo wysokie, co spowodowałoby przekierowanie pieniędzy z inwestycji w inne formy elastyczności, w tym elastyczność zapewnianą przez gospodarstwa domowe i OSP.

(35)

Respondenci zauważyli również, że projekt Chira-Soria nie tylko nie ma uzasadnienia ekonomicznego, ale także nie przyczynia się do integracji energii ze źródeł odnawialnych. Powołali się oni na „ekspertów, z którymi się skonsultowano”, zdaniem których zmagazynowana energia będzie stanowiła głównie energię z paliw kopalnych wytwarzaną przez istniejące stare obiekty cieplne, których nie można wyłączyć w nocy. Zauważyli oni, że nowe technologie magazynowania (akumulatory i wodór) oraz pojawienie się pojazdów elektrycznych sprawiają, że projekt Chira-Soria jest niepotrzebny, i stanowią one bardziej wydajny, przejrzysty i szybszy sposób ekologizacji systemu energetycznego.

(36)

Ponadto respondenci zauważyli, że projekt Chira-Soria budzi obawy środowiskowe i społeczne. Stwierdzili oni, że budowa ma wpływ na pięć obszarów Natura 2000 i nie została poddana ocenie oddziaływania na środowisko.

(37)

Zgodnie z art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943 odstępstwo od odpowiednich przepisów art. 3 i 6, art. 7 ust. 1, art. 8 ust. 1 i 4, art. 9-11, art. 14-17, art. 19-27, art. 35-47 i art. 51 tego rozporządzenia może zostać przyznane w dwóch przypadkach:

(38)

Zgodnie z art. 66 ust. 1 akapit pierwszy dyrektywy (UE) 2019/944 odstępstwo od odpowiednich przepisów art. 7 i 8 oraz rozdziałów IV, V i VI może zostać przyznane w przypadku małych systemów wydzielonych i małych systemów połączonych, jeżeli państwo lub państwa członkowskie są w stanie wykazać, że doświadczają istotnych problemów w eksploatacji tych systemów. Art. 66 ust. 2 akapit drugi dyrektywy (UE) 2019/944 stanowi, że w przypadku regionów najbardziej oddalonych w rozumieniu art. 349 TFUE, które nie mogą mieć połączeń wzajemnych z unijnymi rynkami energii elektrycznej, odstępstwo jest objęte warunkami mającymi zapewnić, aby odstępstwo nie utrudniało przechodzenia na energię odnawialną.

(39)

Zarówno z rozporządzenia (UE) 2019/943, jak i z dyrektywy (UE) 2019/944 wynika, że w przypadku regionów najbardziej oddalonych odstępstwo nie może być ograniczone w czasie.

(40)

Wyspy Kanaryjskie stanowią jeden z regionów najbardziej oddalonych uznanych na mocy art. 349 TFUE, a zatem należą do tej kategorii do celów art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943 i art. 66 dyrektywy (UE) 2019/944.

(41)

Obecnie nie planuje się połączenia systemów elektroenergetycznych Hiszpanii kontynentalnej z systemami elektroenergetycznymi Wysp Kanaryjskich. Hiszpania wyjaśnia, że ze względu na odległość nie ma możliwości zintegrowania Wysp Kanaryjskich po rozsądnych kosztach, a także że integracja tych wysp napotyka poważne ograniczenia ze względu na ich topografię, ponieważ są to wyspy wulkaniczne z bardzo nierównym dnem morskim.

(42)

W związku z tym Komisja uważa, że Wyspy Kanaryjskie spełniają kryterium określone w art. 64 ust. 1 rozporządzenia (UE) 2019/943 i art. 66 ust. 2 dyrektywy (UE) 2019/944, zgodnie z którym nie mogą być one połączone z unijnym rynkiem energii z oczywistych względów fizycznych.

(43)

W związku z tym, zgodnie z art. 64 ust. 1 rozporządzenia (UE) 2019/943 i art. 66 ust. 1 dyrektywy (UE) 2019/944, Hiszpania nie jest zobowiązana do wykazania, że doświadcza istotnych problemów w eksploatacji systemów elektroenergetycznych na Wyspach Kanaryjskich. Odstępstwo powinno zostać przyznane na czas nieokreślony.

(44)

W art. 54 ust. 1 dyrektywy (UE) 2019/944 zakazuje się operatorom systemów przesyłowych bycia właścicielami, tworzenia lub obsługi instalacji magazynowania energii lub zarządzania nimi.

(45)

W art. 54 ust. 2 tej dyrektywy przewidziano możliwość odstąpienia przez państwa członkowskie od tej zasady, w przypadku gdy instalacje są w pełni zintegrowanymi elementami sieci, a organ regulacyjny udzielił zgody, lub gdy spełnione są wszystkie warunki określone w lit. a)-c) tego ustępu.

(46)

Jak stwierdzono w motywie 38 powyżej, zgodnie z art. 66 ust. 2 akapit drugi dyrektywy (UE) 2019/944 państwa członkowskie mogą zwrócić się o odstępstwo od przepisów rozdziału VI (w tym art. 54) w odniesieniu do regionów najbardziej oddalonych w rozumieniu art. 349 TFUE, które nie mogą mieć połączeń wzajemnych z unijnymi rynkami energii elektrycznej, z zastrzeżeniem warunków mających zapewnić, aby odstępstwo to nie utrudniało przechodzenia na energię odnawialną.

(47)

W związku z tym, oprócz zastosowania możliwości odstępstwa przewidzianej w art. 54 ust. 2 dyrektywy (UE) 2019/944, Hiszpania może zwrócić się do Komisji o odstępstwo od art. 54 dyrektywy w odniesieniu do Wysp Kanaryjskich, powołując się na art. 66.

(48)

Jak opisano w motywie 20, art. 5 ustawy nr 17/2013 stanowi, że elektrownie szczytowo-pompowe na NPT, których głównym celem jest zagwarantowanie dostaw, zapewnienie bezpieczeństwa systemu i włączenie niesterowalnych odnawialnych źródeł energii, mają być własnością operatora systemu.

(49)

We wniosku Hiszpania zwraca uwagę na wyzwania związane z wprowadzaniem energii ze źródeł odnawialnych na Wyspach Kanaryjskich. Hiszpania wyjaśnia, że wszystkie elektrownie wytwarzające energię ze źródeł odnawialnych na jednej wyspie wytwarzają energię elektryczną w takich samych warunkach meteorologicznych, inaczej niż ma to miejsce w Hiszpanii kontynentalnej. W rezultacie, w miarę wprowadzania produkcji coraz większej ilości energii odnawialnej w systemach elektroenergetycznych Wysp Kanaryjskich, przestrzeganie standardów bezpieczeństwa dostaw staje się coraz trudniejsze. Może to ograniczyć wykorzystanie odnawialnych źródeł energii w perspektywie długoterminowej.

(50)

Według Hiszpanii fakt, że OSP są właścicielami elektrowni szczytowo-pompowych, w szczególnych przypadkach przewidzianych w ustawie nr 17/2013 nie uniemożliwia inwestorom prywatnym bycia właścicielami takich instalacji, co również przyczyniłoby się do zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw. Wszystkie elektrownie szczytowo-pompowe, niezależnie od tego, kto jest ich właścicielem, muszą uczestniczyć w dysponowaniu energią elektryczną, chociaż elektrownie szczytowo-pompowe będące własnością OSP mają być zintegrowane jako usługa pomocnicza w celu zapewnienia dostaw i bezpieczeństwa w przypadku każdego systemu.

(51)

Hiszpania wnosi zatem o odstępstwo od art. 54 dyrektywy (UE) 2019/944 w odniesieniu do Wysp Kanaryjskich zgodnie z art. 66 tej dyrektywy.

(52)

W szczególności złożony przez Hiszpanię wniosek o odstępstwo miałby zastosowanie do trwającego projektu Chira-Soria oraz do wszelkich przyszłych elektrowni szczytowo-pompowych będących własnością operatora systemu, jeżeli jest to uzasadnione jako najlepsza alternatywa zgodnie z obowiązującymi przepisami.

(53)

Jak stwierdzono w motywie 45, Komisja zauważa, że art. 54 dyrektywy (UE) 2019/944 przewiduje już w ust. 2 możliwość odstąpienia przez państwa członkowskie od zasady określonej w ust. 1 tego artykułu, zgodnie z którą operatorzy systemów przesyłowych nie mogą być właścicielami, tworzyć ani obsługiwać instalacji magazynowania energii, ani nimi zarządzać.

(54)

W świetle możliwości określonej w art. 54 ust. 2 dyrektywy (UE) 2019/944 Komisja uważa, że odstępstwo od art. 54 ust. 1 na podstawie art. 66 dyrektywy w odniesieniu do wszystkich rodzajów technologii magazynowania energii nie jest uzasadnione.

(55)

Biorąc jednak pod uwagę status Wysp Kanaryjskich jako regionu najbardziej oddalonego oraz ich orografię, z ograniczonymi możliwościami połączenia między poszczególnymi wyspami, Komisja uważa, że uzasadnione jest odstępstwo od art. 54 ust. 1 dyrektywy (UE) 2019/944 na podstawie art. 66 tej dyrektywy ograniczone do elektrowni szczytowo-pompowych.

(56)

Elektrownie szczytowo-pompowe umożliwiają zwiększenie bezpieczeństwa dostaw i integrację odnawialnych źródeł energii dzięki zapewnieniu systemowi elektroenergetycznemu źródła elastyczności w zakresie odnawialnych źródeł energii, co pomaga w zrównoważeniu nadwyżki dostaw i uniknięciu ograniczeń. Technologię tę uważa się za kluczową dla optymalnej integracji zmiennych odnawialnych źródeł energii (np. wiatru i energii słonecznej) (9). Wydajność energii wodnej odzwierciedla jednak klimatologię, topografię i zasoby wodne każdego regionu, a instalacje są specyficzne dla danej lokalizacji.

(57)

Komisja uważa, że własność elektrowni szczytowo-pompowych przez OSP może być uzasadniona w bardzo szczególnych przypadkach, takich jak Wyspy Kanaryjskie, na których instalacje te są niezbędne do zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw i integracji odnawialnych źródeł energii, a systemy elektroenergetyczne mają ograniczone możliwości elastyczności niskoemisyjnej.

(58)

Ponadto ze względu na obecne warunki na rynku energii elektrycznej na Wyspach Kanaryjskich (zob. sekcja 2) wydaje się, że nie można szybko ułatwić inwestycji komercyjnych w elektrownie szczytowo-pompowe, pomimo pilnej potrzeby posiadania instalacji zapewniających elastyczność niskoemisyjną. Wynika to z faktu, że projekty hydroenergetyczne charakteryzują się dłuższym czasem przygotowania projektu oraz budowy i eksploatacji niż inne technologie, a ryzyko inwestycyjne jest wyższe, co może wymagać konkretnych instrumentów i zachęt politycznych, a także długoterminowej perspektywy i wizji politycznej. Pilny charakter takich projektów, biorąc pod uwagę planowane upowszechnienie produkcji energii ze źródeł odnawialnych w najbliższej przyszłości (10) oraz wyzwania związane z eksploatacją systemu, przed którymi, jak się wydaje, stoją Wyspy Kanaryjskie (11), jest na tyle istotny, że Komisja uważa, iż w przypadku tego regionu najbardziej oddalonego Hiszpania nie powinna być zobowiązana do spełnienia warunków określonych w art. 54 ust. 2 dyrektywy (UE) 2019/944.

(59)

Odstępstwo od art. 54 ust. 1 dyrektywy (UE) 2019/944 na podstawie art. 66 tej dyrektywy ograniczone do elektrowni szczytowo-pompowych nie powinno uniemożliwiać rynkowego rozwoju projektów magazynowania opartych na tego rodzaju lub innych technologiach na Wyspach Kanaryjskich. Biorąc pod uwagę zobowiązania Hiszpanii dotyczące dekarbonizacji NPT, takich jak Wyspy Kanaryjskie, wraz ze wzrostem wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, oprócz elektrowni szczytowo-pompowych do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw prawdopodobnie potrzebne będą instalacje magazynowania energii oparte na innych technologiach.

(60)

Komisja podkreśla ponadto, że spoczywający na OSP obowiązek bycia właścicielem i obsługi instalacji magazynowania energii na terytoriach położonych poza półwyspem określony w ustawie nr 17/2013 wydaje się opierać na kryteriach, które różnią się od kryteriów określonych w art. 54 dyrektywy (UE) 2019/944. W niniejszej decyzji ocenia się jedynie, czy wymogi dotyczące odstępstwa na podstawie art. 66 ust. 2 dyrektywy (UE) 2019/944 są spełnione, i nie przesądza się o wyniku przeprowadzanej przez Komisję oceny zgodności ustawy nr 17/2013 z wymogami określonymi w dyrektywie (UE) 2019/944.

(61)

Według Hiszpanii brak efektywnej konkurencji w segmencie wytwarzania uniemożliwia ustanowienie niezakłóconych rynków energii elektrycznej na NPT. W szczególności uniemożliwia on operatorowi systemu przesyłowego ustanowienie i obsługę rynku bilansującego na Wyspach Kanaryjskich, w tym udzielanie zamówień na rynkowe usługi pomocnicze niezależne od częstotliwości.

(62)

Biorąc pod uwagę brak rynku bilansującego oraz rynkowe udzielanie zamówień na usługi pomocnicze niezależne od częstotliwości na Wyspach Kanaryjskich, Komisja uważa, że odstępstwa od obowiązków określonych w art. 40 ust. 4-7 dyrektywy (UE) 2019/944 zgodnie z art. 66 tej dyrektywy są uzasadnione.