Decyzja 2024/1274 w sprawie przyznania Republice Greckiej odstępstwa od niektórych przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 oraz dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 w odniesieniu do Krety
Dz.U.UE.L.2024.1274
Akt indywidualnyDECYZJA KOMISJI (UE) 2024/1274
z dnia 29 kwietnia 2024 r.
w sprawie przyznania Republice Greckiej odstępstwa od niektórych przepisów rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 oraz dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 w odniesieniu do Krety
(Jedynie tekst w języku greckim jest autentyczny)
(Tekst mający znaczenie dla EOG)
(Dz.U.UE L z dnia 3 maja 2024 r.)
KOMISJA EUROPEJSKA,
uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,
uwzględniając rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/943 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie rynku wewnętrznego energii elektrycznej 1 , w szczególności jego art. 64,
uwzględniając dyrektywę Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2019/944 z dnia 5 czerwca 2019 r. w sprawie wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej oraz zmieniającą dyrektywę 2012/27/UE 2 , w szczególności jej art. 66,
a także mając na uwadze, co następuje:
1. PROCEDURA
(1) W dniu 21 lutego 2022 r. Komisja przyjęła decyzję (UE) 2022/258 3 przyznającą Grecji odstępstwo od następujących przepisów rozporządzenia (UE) 2019/943 i dyrektywy (UE) 2019/944 w odniesieniu do Krety:
a) art. 6 rozporządzenia (UE) 2019/943, w którym określono zasady dotyczące rynków bilansujących energii elektrycznej;
b) art. 7 ust. 1 rozporządzenia (UE) 2019/943, który odnosi się do organizacji zarządzania zintegrowanymi rynkami dnia następnego i dnia bieżącego przez operatorów systemów przesyłowych ("OSP") i wyznaczonych operatorów rynku energii elektrycznej (NEMO), zgodnie z rozporządzeniem Komisji (UE) 2015/1222 4 ;
c) art. 8 ust. 1 i 4 rozporządzenia (UE) 2019/943, w których, odpowiednio, nakłada się na NEMO obowiązek umożliwienia uczestnikom rynku obrotu energią elektryczną w czasie jak najbardziej zbliżonym do rzeczywistego i przynajmniej do czasu zamknięcia bramki dla międzystrefowego rynku dnia bieżącego oraz określa się okres rozliczania niezbilansowania na 15 minut we wszystkich obszarach grafikowych;
d) art. 9 rozporządzenia (UE) 2019/943, który odnosi się do rynków terminowych energii elektrycznej;
e) art. 10 rozporządzenia (UE) 2019/943, który odnosi się do technicznych limitów cenowych mających zastosowanie do hurtowych cen energii elektrycznej;
f) art. 11 rozporządzenia (UE) 2019/943, który odnosi się do określania wartości niedostarczonej energii, tj. szacowania maksymalnej ceny energii elektrycznej, którą odbiorcy są gotowi zapłacić, aby uniknąć awarii;
g) art. 40 ust. 4-7 dyrektywy (UE) 2019/944, w którym określono niektóre obowiązki OSP, w tym udzielanie zamówień na usługi pomocnicze niezależne od częstotliwości.
(2) Odstępstwo przyznane w decyzji (UE) 2022/258 miało zastosowanie do dnia 31 grudnia 2023 r. lub do czasu zakończenia połączenia międzysystemowego Krety z Grecją kontynentalną, w zależności od tego, co nastąpi wcześniej.
(3) W dniu 18 grudnia 2023 r. Grecja przedłożyła Komisji nowy wniosek o odstępstwo ("wniosek") od przepisów, o których mowa w motywie 1, w odniesieniu do Krety. W nowym wniosku Grecja wyjaśniła, że ze względu na nieprzewidywalne opóźnienia w odpowiednich procesach budowy i wydawania licencji, pełne połączenie międzysystemowe Krety nie mogło zostać zakończone do końca grudnia 2023 r., i zwróciła się o nowe odstępstwo od tych przepisów do dnia 31 grudnia 2025 r. lub do czasu zakończenia pełnego połączenia międzysystemowego Krety z Grecją kontynentalną, w zależności od tego, co nastąpi wcześniej.
(4) W dniu 28 lutego 2024 r. Komisja opublikowała wniosek na swojej stronie internetowej i zachęciła państwa członkowskie i zainteresowane strony do przedstawiania uwag do dnia 27 marca 2024 r. Tylko jedna strona przedstawiła uwagi, które dotyczyły instalacji dodatkowych konwencjonalnych mocy wytwórczych na Krecie, jak również wynagrodzenia za nie. W szczególności strona wyraziła obawy, że mający zastosowanie system wynagrodzeń może nie być zgodny z przepisami UE mającymi zastosowanie do mechanizmów zdolności wytwórczych. Aby uniknąć wątpliwości, Grecja nie wystąpiła o odstępstwo od przepisów UE mających zastosowanie do mechanizmów zdolności wytwórczych, co oznacza, że przepisy te nadal mają zastosowanie do wszelkich systemów wynagradzania za zdolności wytwórcze na Krecie. Otrzymane uwagi nie wchodzą zatem w zakres niniejszej decyzji. Niniejsza decyzja pozostaje ponadto bez uszczerbku dla unijnych przepisów dotyczących pomocy państwa.
2. KRETA
System elektroenergetyczny i rynek energii elektrycznej na Krecie
(5) Kreta leży na Morzu Śródziemnym, na południe od kontynentalnej części Grecji. Do dnia 3 lipca 2021 r. posiadała autonomiczny system elektroenergetyczny, niepołączony z kontynentalnym systemem elektroenergetycznym Grecji.
(6) Jak wyjaśniono w motywach 6-9 decyzji (UE) 2022/258, Grecja potraktowała pełne połączenie międzysystemowe Krety z Grecją kontynentalną jako projekt priorytetowy, który miał zostać zakończony do końca 2023 r. i zostać zrealizowany w dwóch etapach:
a) w dniu 1 listopada 2021 r. zakończono fazę I projektu połączenia międzysystemowego Krety z półwyspem Peloponez ("faza I połączenia międzysystemowego");
b) faza II projektu połączenia międzysystemowego dotyczy połączenia międzysystemowego centralnej części Krety (prefektura Heraklion) z Grecją kontynentalną (region Attica) ("faza II połączenia międzysystemo- wego"). Oczekuje się, że po zakończeniu fazy II połączenia międzysystemowego Kreta będzie w pełni wzajemnie połączona z kontynentalnym systemem przesyłu energii elektrycznej, a zapotrzebowanie na energię elektryczną na wyspie zostanie w pełni pokryte.
(7) Przed zakończeniem fazy I połączenia międzysystemowego rynek energii elektrycznej na Krecie funkcjonował w taki sposób, że producenci i dostawcy nie składali żadnych ofert na rynku greckim, a jednostkami wytwórczymi dysponowano po ich minimalnych kosztach zmiennych. Hurtowy kurs rozliczeniowy energii elektrycznej na Krecie obliczano w ujęciu miesięcznym w oparciu o koszty zmienne i całkowite konwencjonalnych jednostek energetycznych, które w całości należały do zasiedziałego operatora, Public Power Cooperation S.A. (PPC S.A.). PPC S.A. był jedynym na wyspie producentem energii ze źródeł konwencjonalnych. Ponadto kilku producentów energii ze źródeł odnawialnych ("OZE"), praktykowało stałą taryfę zgodnie z umową zakupu energii elektrycznej lub stałą taryfę w zależności od daty rozpoczęcia eksploatacji każdej jednostki. Model ten przestano stosować po zakończeniu fazy I (w dniu 1 listopada 2021 r.).
(8) W okresie przejściowym między zakończeniem fazy I a zakończeniem fazy II ("okres przejściowy") do rynku energii elektrycznej na Krecie stosuje się model rynku hybrydowego ("model hybrydowy"). Szczegóły dotyczące eksploatacji modelu hybrydowego przedstawiono w motywach 15-19 decyzji (UE) 2022/258.
(9) Podsumowując, zgodnie z modelem hybrydowym grecka giełda energii elektrycznej HEnEX składa zamówienia dotyczące całego obciążenia i całej produkcji energii cieplnej na Krecie zarówno na rynkach dnia następnego, jak i dnia bieżącego. Zamówienia te są składane w imieniu wszystkich przedstawicieli odnotowujących obciążenia i jednostki wytwarzania ciepła na Krecie. Wszystkie umowy dotyczące OZE przekazano operatorowi odnawialnych źródeł energii i gwarancji pochodzenia (DAPEEP) w drodze decyzji ministerialnej, a wszystkie istotne dane pomiarowe dotyczące zarówno istniejących, jak i nowych OZE na Krecie są przekazywane DAPEEP przez operatora systemu dystrybucyjnego (HEDNO S.A.). Jednocześnie DAPEEP składa zamówienia na całą produkcję OZE wytwarzanej na Krecie. Na podstawie tych zamówień całkowite zapotrzebowanie na energię elektryczną prognozowane przez greckiego operatora systemu przesyłowego (IPTO S.A.) przydziela się przedstawicielom odnotowującym obciążenia zgodnie z ich procentowym wskaźnikiem dostaw, obliczanym ex ante za każdy miesiąc przez HEDNO S.A. Po zakończeniu tego procesu cały profil obciążenia i wytwarzania Krety jest wirtualnie wprowadzany na rynki dnia następnego i dnia bieżącego wzajemnie połączonego greckiego systemu kontynentalnego.
(10) Według wniosku eksploatacja fazy I połączenia międzysystemowego jest zgodna z sygnałami ekonomicznymi związanymi z kształtowaniem się cen w kontynentalnym systemie wzajemnie połączonym w stosunku do rynku energii elektrycznej na Krecie. Ponieważ koszty wytwarzania energii cieplnej na Krecie są wysokie, faza I połączenia między- systemowego służy głównie do importu energii elektrycznej na Kretę. Nie zawsze jednak ma to miejsce. W okresach niskiego obciążenia i dużego wytwarzania energii elektrycznej z OZE na Krecie przepływ na kablach fazy I połączenia międzysystemowego odwraca się i energia elektryczna płynie z Krety do Grecji kontynentalnej. Grecja wyjaśniła, że w takim przypadku cała taka energia elektryczna została wytworzona z OZE, ponieważ uznaje się, że cała produkcja energii cieplnej służy lokalnemu obciążeniu na Krecie.
(11) Grecja stwierdziła, że model hybrydowy wszedł w życie na podstawie następujących środków krajowych: art. 105, 107 i 108 greckiej ustawy nr 4821/2021 oraz decyzji nr 755/2021 i 807/2021 krajowego organu regulacyjnego (RAE).
(12) Grecja stwierdziła ponadto, że w okresie przejściowym model hybrydowy okazał się najbardziej odpowiednim, wydajnym i skutecznym systemem rynkowym dla Krety w porównaniu z dwoma rozważanymi alternatywami, a mianowicie zintegrowaniem Krety z greckim rynkiem energii elektrycznej za pośrednictwem odpowiednio jednego lub dwóch obszarów rynkowych. Na poparcie tego stwierdzenia Grecja przedstawiła informacje wykazujące, że model hybrydowy doprowadził do znacznych oszczędności kosztów, uniknięcia nadmiernych kosztów redyspo- nowania, obniżenia kosztów dostarczanej energii elektrycznej oraz efektywnego wykorzystania mniej zanieczyszczających technologii.
(13) W odniesieniu do rynku detalicznego Grecja stwierdziła, że jest on otwarty dla wszystkich dostawców, przy czym obecnie na Krecie działa ich około piętnastu. Zważywszy, że koszty wytwarzania energii elektrycznej na Krecie są wyższe niż koszty greckiego wzajemnie połączonego systemu elektroenergetycznego, Grecja wybrała stosowanie przez dostawców jednolitej taryfy dla każdej kategorii odbiorców na całym swoim terytorium. Decyzja ta była podyktowana względami spójności społecznej.
3. ODSTĘPSTWA, KTÓRYCH DOTYCZY WNIOSEK
(14) Wniosek o odstępstwo złożony w odniesieniu do Krety oparty jest o zakwalifikowanie jej jako małego systemu połączonego w rozumieniu art. 64 ust. 1 lit. a) rozporządzenia (UE) 2019/943. Zakwalifikowanie to potwierdzono w motywach 36-40 decyzji (UE) 2022/258.
3.1. Odstępstwo na podstawie art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943
(15) Grecja wystąpiła z wnioskiem o nowe odstępstwo w odniesieniu do Krety od art. 6, art. 7 ust. 1, art. 8 ust. 1 i 4 oraz art. 9, 10 i 11 rozporządzenia (UE) 2019/943.
3.2. Odstępstwo na podstawie art. 66 dyrektywy (UE) 2019/944
(16) Grecja wystąpiła z wnioskiem o nowe odstępstwo od art. 40 ust. 4-7 dyrektywy (UE) 2019/944 w odniesieniu do Krety.
3.3. Czas trwania odstępstwa, którego dotyczy wniosek
(17) Grecja zwróciła się o przyznanie odstępstwa na taki sam okres jak okres przejściowy, tj. do końca 2025 r., kiedy Kreta zostanie w pełni wzajemnie połączona z Grecją kontynentalną. Grecja wyjaśniła, że chociaż niektóre prace modernizacyjne sieci na Krecie będą przeprowadzane stopniowo do końca 2028 r., nie zagrożą one ukończeniu i eksploatacji fazy II połączenia międzysystemowego.
(18) We wniosku Grecja argumentowała, że chociaż zakończenie połączenia międzysystemowego zaplanowano na koniec 2023 r., co odpowiadało okresowi obowiązywania odstępstwa przyznanego w decyzji (UE) 2022/258, zakończenie tego projektu opóźniło się. Zgodnie z zaktualizowanym harmonogramem przedłożonym przez Grecję pełne połączenie międzysystemowe ma zostać ukończone do końca 2025 r. Grecja wyjaśniła, że przy projekcie wystąpiły znaczne opóźnienia spowodowane wydarzeniami, których nie można było przewidzieć przed rozpoczęciem prac budowlanych.
(19) W szczególności Grecja stwierdziła, że pandemia COVID-19 spowodowała znaczne opóźnienia w zamówieniach niektórych materiałów budowlanych i usług. Ponadto znalezienie podczas prac wydobywczych cennych przedmiotów z czasów antycznych spowodowało dalsze opóźnienia, ponieważ w procesy wydawania pozwoleń, które były już w toku, trzeba było zaangażować właściwe organy archeologiczne. Grecja wspomniała również, że odkrycie kawern krasowych w podziemnej części placu budowy spowodowało, że prace trzeba było zawiesić do czasu przeprowadzenia odpowiedniej oceny i zabezpieczenia ich. Ponadto powodzie, które miały miejsce we wrześniu 2023 r., spowodowały dalsze opóźnienia w realizacji projektu, ponieważ miały wpływ na proces produkcji u dostawcy konstrukcji stalowej stacji przekształtnikowej na Krecie.
4. OCENA
4.1. Istotne problemy w eksploatacji małych systemów połączonych
(20) Zgodnie z art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943 odstępstwo od odpowiednich przepisów art. 6, art. 7 ust. 1, art. 8 ust. 1 i 4, art. 9, 10 i 11 tego rozporządzenia może zostać przyznane w dwóch przypadkach:
a) w przypadku małych systemów wydzielonych i małych systemów połączonych, jeżeli państwo(-a) członkowskie jest(są) w stanie wykazać, że doświadcza(ją) istotnych problemów w eksploatacji tych systemów - w takim przypadku odstępstwo podlega warunkom mającym na celu zwiększenie konkurencji i integracji z rynkiem wewnętrznym energii elektrycznej;
b) w przypadku regionów najbardziej oddalonych w rozumieniu art. 349 Traktatu, jeżeli nie mogą one być połączone z unijnym rynkiem energii z oczywistych względów fizycznych.
(21) 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 tej dyrektywy może zostać przyznane w przypadku małych systemów wydzielonych i małych systemów połączonych, jeżeli państwo lub państwa członkowskie są w stanie wykazać, że istnieją istotne problemy w działaniu tych systemów.
(22) Zarówno na podstawie rozporządzenia (UE) 2019/943, jak i dyrektywy (UE) 2019/944 w przypadku małych systemów połączonych państwa członkowskie muszą wykazać, że doświadczają istotnych problemów w eksploatacji tych systemów. Odstępstwo ma ponadto być ograniczone w czasie i podlegać warunkom, które mają na celu zwiększenie konkurencji i integracji z rynkiem wewnętrznym energii elektrycznej.
Małe systemy połączone
(23) Zakwalifikowanie Krety jako małego systemu połączonego oceniono w motywach 36-40 decyzji (UE) 2022/258. Ponieważ ocena ta jest nadal ważna, Kreta kwalifikuje się jako mały system połączony do celów art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943 i art. 66 dyrektywy (UE) 2019/944.
Istotne problemy w eksploatacji systemu
(24) Termin "istotne problemy", o którym mowa w art. 64 ust. 1 lit. a) rozporządzenia (UE) 2019/943, nie został zdefiniowany ani przez prawodawcę, ani przez Komisję w jej praktyce decyzyjnej. Otwarte sformułowanie pozwala Komisji na uwzględnienie wszystkich potencjalnych problemów związanych ze szczególną sytuacją małych systemów, pod warunkiem że problemy te są istotne, a nie jedynie marginalne. Problemy takie mogą się znacznie różnić w zależności od specyfiki geograficznej, produkcji i zużycia danego systemu, ale także w zależności od rozwoju technicznego np. magazynowania energii elektrycznej i wytwarzania małych ilości. Ponadto te istotne problemy muszą dotyczyć eksploatacji małych systemów wydzielonych i małych systemów połączonych.
(25) We wniosku Grecja wyjaśniła problemy, jakie napotkałaby przy eksploatacji systemu elektroenergetycznego na Krecie, gdyby w okresie przejściowym stosowała w całości rozporządzenie (UE) 2019/943 i dyrektywę (UE) 2019/944. Pełne stosowanie tych aktów prawnych wymagałoby integracji Krety z greckimi rynkami energii elektrycznej w ramach jednego ("scenariusza z jednym obszarem rynkowym") lub dwóch obszarów rynkowych ("scenariusza z dwoma obszarami rynkowymi"). Powiązane wyzwania przedstawione we wniosku odnosiły się do tych samych istotnych problemów, które Komisja oceniła w decyzji (UE) 2022/258.
(26) Podsumowując, Grecja zwróciła uwagę na problemy związane z funkcjonowaniem rynku energii elektrycznej na Krecie, które wystąpiłyby, gdyby rozporządzenie (UE) 2019/943 i dyrektywa (UE) 2019/944 były stosowane w całości.
(27) Z jednej strony włączenie uczestników rynku Krety do greckiego rynku energii elektrycznej w scenariuszu z jednym obszarem rynkowym spowodowałoby wysokie koszty redysponowania, które ostatecznie musieliby ponieść odbiorcy energii elektrycznej. W każdym razie niedoskonałości infrastruktury pomiarowej nie pozwoliłyby na pełne uczestnictwo uczestników rynku z Krety w greckich rynkach energii elektrycznej dnia następnego, dnia bieżącego i bilansującego. W szczególności nie wprowadzono niezbędnych systemów pomiarowych i nie będą one gotowe przed pierwszym kwartałem 2024 r.
(28) Z drugiej strony utworzenie odrębnego obszaru rynkowego wymagałoby nie tylko dodatkowych inwestycji infrastrukturalnych, które w każdym razie nie zostałyby ukończone w okresie obowiązywania wnioskowanego odstępstwa, ale również wydaje się nieodpowiednie ze względu na ogólną efektywność, stabilność i solidność obszaru rynkowego. Nie byłoby to również rozwiązanie proporcjonalne, biorąc pod uwagę ograniczony okres obowiązywania odstępstwa.
(29) We wniosku Grecja zaktualizowała również pewne informacje przedłożone przed przyjęciem decyzji (UE) 2022/258. Komisja oszacowała między innymi, że w hipotetycznym scenariuszu dotyczącym jednego i dwóch obszarów rynkowych całkowity koszt energii elektrycznej byłby odpowiednio o około 190 mln EUR i 217 mln EUR wyższy w porównaniu z rzeczywistym kosztem w kontekście modelu hybrydowego w tym okresie.
(30) Należy zatem odnieść się do odpowiedniej oceny w motywach 41-48 decyzji (UE) 2022/258 i stwierdzić, że Grecja wykazała, iż istnieją istotne problemy w eksploatacji systemu elektroenergetycznego na Krecie jako małego systemu połączonego do czasu pełnego wzajemnego połączenia wyspy z siecią kontynentalną, tj. do zakończenia fazy II projektu połączenia międzysystemowego.
(31) Celem tymczasowego modelu hybrydowego stosowanego obecnie na Krecie jest rozwiązanie tych problemów i, z powodów wskazanych w motywie 29, w okresie przejściowym przynosi on znaczne korzyści w porównaniu z pełną integracją systemu Krety z greckim rynkiem energii elektrycznej.
4.2. Zakres odstępstwa, którego dotyczy wniosek
4.2.1. Art. 6, art. 7 ust. 1, art. 8 ust. 1 i 4, art. 9, 10 i 11 rozporządzenia (UE) 2019/943
4.2.1.1. Wniosek
(32) W odniesieniu do art. 6 rozporządzenia (UE) 2019/943 Grecja stwierdziła, że model hybrydowy stosowany obecnie na Krecie nie obejmuje rynku bilansującego. W związku z tym konieczne jest odstępstwo od tego artykułu, aby model hybrydowy miał nadal zastosowanie do czasu pełnego wzajemnego połączenia Krety.
(33) W odniesieniu do art. 7 ust. 1 oraz art. 8 ust. 1 i 4 rozporządzenia (UE) 2019/943 Grecja zauważa, że model hybrydowy stosowany obecnie na Krecie nie przewiduje rynków dnia następnego i dnia bieżącego ani transakcji na żadnym z tych rynków. W związku z tym zdaniem Grecji konieczne jest odstępstwo od tych artykułów, aby model hybrydowy miał nadal zastosowanie do czasu pełnego wzajemnego połączenia Krety.
(34) Podobnie, w nawiązaniu do tego, co określono w motywie 33, Grecja uważa, że integracja rynków terminowych, techniczne limity cenowe i wartość niedostarczonej energii, o których mowa w art. 9, 10 i 11 rozporządzenia (UE) 2019/943, nie mają zastosowania do modelu hybrydowego na Krecie. W związku z tym zdaniem Grecji konieczne jest odstępstwo od tych artykułów, aby model hybrydowy miał nadal zastosowanie do czasu pełnego wzajemnego połączenia Krety.
4.2.1.2. Ocena
(35) W odniesieniu do będącego przedmiotem wniosku odstępstwa od art. 6, art. 7 ust. 1, art. 8 ust. 1 i 4, art. 9, 10 i 11 rozporządzenia (UE) 2019/943 przepisy te odnoszą się do wymogów dotyczących rynków terminowych, rynków dnia następnego, rynków dnia bieżącego i rynków bilansujących. Z informacji przedstawionych przez Grecję wynika, że rynki te nie mogą być skutecznie wdrożone na Krecie, z uwagi na specyfikę systemu elektroenergetycznego obecnie funkcjonującego na tym terytorium. W związku z tym odstępstwo od tych przepisów jest uzasadnione.
4.2.2. Art. 40 ust. 4-7 dyrektywy (UE) 2019/944
4.2.2.1. Wniosek
(36) Grecja stwierdziła, że model hybrydowy nie przewiduje rynku bilansującego ani rynkowego udzielania zamówień na usługi pomocnicze. Aby model hybrydowy mógł nadal funkcjonować w okresie przejściowym, konieczne jest odstępstwo od tego artykułu.
4.2.2.2. Ocena
(37) Biorąc pod uwagę brak rynku bilansującego oraz rynkowe udzielanie zamówień na usługi pomocnicze niezależne od częstotliwości na Krecie, odstępstwa od obowiązków określonych w art. 40 ust. 4-7 dyrektywy (UE) 2019/944 są uzasadnione.
4.3. Brak przeszkód w przejściu na odnawialne źródła energii, większej elastyczności, magazynowaniu energii, elektromobilności i odpowiedzi odbioru
(38) Zgodnie z art. 64 ust. 1 akapit piąty rozporządzenia (UE) 2019/943 i art. 66 ust. 2 dyrektywy (UE) 2019/944 decyzja o przyznaniu odstępstwa ma na celu zapewnienie, aby nie utrudniało ono przejścia na odnawialne źródła energii, większej elastyczności, magazynowania energii, elektromobilności i odpowiedzi odbioru.
(39) Jeżeli chodzi o przejście na odnawialne źródła energii oraz większą elastyczność (w tym odpowiedź odbioru) i magazynowanie energii, należy zauważyć, że dobrze funkcjonujące rynki terminowe, rynki dnia następnego, rynki dnia bieżącego i rynki bilansujące, zgodnie z wymogami określonymi w rozporządzeniu (UE) 2019/943 i dyrektywie (UE) 2019/944, powinny zapewnić niezbędne sygnały w zakresie dysponowania i inwestycji, aby zmaksymalizować potencjalny rozwój tych technologii. Oczekuje się, że tak się stanie, gdy Kreta będzie w pełni wzajemnie połączona z Grecją kontynentalną.
(40) Jak wskazano w motywie 56 decyzji (UE) 2022/258, przed zakończeniem fazy I połączenia międzysystemowego na Kretę nałożono ograniczenia techniczne w postaci maksymalnego udziału energii ze źródeł odnawialnych do 25 % obciążenia ze względu na wymogi bezpieczeństwa pracy. Zakończenie fazy I pozwoliło w pewnym stopniu znieść to ograniczenie, nałożone w odniesieniu do odnawialnych źródeł energii. Model hybrydowy umożliwia Krecie eksport energii elektrycznej w przypadku niskiego obciążenia i dużego wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych, aby uniknąć ograniczania produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Na poparcie tego stwierdzenia Grecja przedstawiła dane liczbowe, z których wynika, że w 2021 r., a w szczególności w 2022 r., który był pierwszym pełnym rokiem eksploatacji fazy I połączenia międzysystemowego, nastąpił wzrost produkcji OZE w porównaniu z poprzednimi latami.
(41) Grecja zauważa, że wnioskowane odstępstwo nie spowolni trwającego rozwoju i przygotowań do instalacji nowych zdolności w zakresie OZE na Krecie. Grecja stwierdziła również, że po zakończeniu pełnego połączenia międzysystemowego Kreta będzie wytwarzać co najmniej 2 150 MW energii ze źródeł odnawialnych, co, biorąc pod uwagę instalację magazynów, może wzrosnąć do 2 500 MW.
(42) Jeśli chodzi o większą elastyczność, magazynowanie energii i odpowiedź odbioru, możliwość oferowania usług elastyczności, w tym magazynowania, aby wspierać system elektryczny zależy od jakości sygnałów cenowych i ich zdolności do zapewnienia skutecznych inwestycji i zachęt w zakresie dysponowania dla dostawców tych usług. Z zasady występowanie strukturalnych ograniczeń przesyłowych w obrębie obszaru rynkowego, co będzie miało miejsce w okresie przejściowym między fazą I a fazą II, może prowadzić do zniekształconych zachęt do inwestycji w odniesieniu do usług elastyczności specyficznych dla danej lokalizacji. W przypadku podejścia opartego na dwóch obszarach rynkowych obejmujących Kretę i Grecję kontynentalną zachęty do inwestycji byłyby jednak wysoce niestabilne, biorąc pod uwagę ramy czasowe zakończenia fazy II oraz pełne połączenie międzysystemowe Krety z Grecją kontynentalną, co zmniejszy strukturalne ograniczenia przesyłowe. W związku z tym, ponieważ połączenie z główną częścią terytorium umożliwi świadczenie usług elastyczności na zasadach rynkowych, krótkoterminowe odstępstwo, które umożliwia szybką integrację Krety z systemem kontynentalnym, jest korzystne dla integracji odpowiedzi odbioru, magazynowania energii i innych źródeł elastyczności.
(43) W art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943 nie wymaga się, aby decyzje o przyznaniu odstępstwa służyły maksymalizacji potencjału w zakresie elastyczności lub magazynowania energii. Celem odstępstwa przewidzianego w tym artykule jest wyłącznie nieutrudnianie tego przejścia. Innymi słowy odstępstwo ma nie zakłócać naturalnego rozwoju sytuacji, który miałby miejsce, gdyby nie zostało przyznane. Jest mało prawdopodobne, aby w przypadku braku odstępstwa dobrze funkcjonujące rynki terminowe, rynki dnia następnego, rynki dnia bieżącego i rynki bilansujące rozwinęły się w każdym z systemów elektroenergetycznych na Krecie. Wynika to z wyzwań związanych z funkcjonowaniem małych połączonych systemów elektroenergetycznych, bardzo niskim poziomem konkurencji w segmencie wytwarzania energii oraz brakiem połączenia z rynkiem kontynentalnym. W tym względzie największe znaczenie ma ograniczony czas trwania odstępstwa oraz gotowość rynku do pełnego funkcjonowania natychmiast po zakończeniu fazy II.
(44) Ze względu na swój krótkoterminowy charakter model hybrydowy nie wpłynie zauważalnie na dalszy rozwój energii ze źródeł odnawialnych, elastyczność, magazynowanie energii, elektromobilność i odpowiedź odbioru.
(45) Wreszcie art. 64 ust. 1 rozporządzenia (UE) 2019/943 zobowiązuje Komisję do określenia, w jakim zakresie odstępstwo ma uwzględniać stosowanie kodeksów sieci i wytycznych dotyczących sieci. W przypadku zastosowania odstępstwa, z wyjątkiem przepisów, których dotyczy zakres odstępstwa określony szczegółowo w motywach 32-37 powyżej, kodeksy sieci i wytyczne mają i nadal będą miały zastosowanie do Krety.
4.4. Ograniczenie odstępstwa w czasie i warunki mające na celu zwiększenie konkurencji i integracji z rynkiem wewnętrznym energii elektrycznej
(46) Art. 64 rozporządzenia (UE) 2019/943 i art. 66 dyrektywy (UE) 2019/944 wyraźnie stanowią, że odstępstwo musi być ograniczone w czasie i podlegać warunkom mającym na celu zwiększenie konkurencji i integracji z rynkiem wewnętrznym energii elektrycznej.
(47) W świetle powodów przedstawionych przez Grecję w motywie 19 nowy wniosek o odstępstwo jest ograniczony do okresu przejściowego kończącego się najpóźniej w dniu 31 grudnia 2025 r.
(48) Przyjmuje się, że do dnia 31 grudnia 2025 r. oczekiwane jest uruchomienie połączenia wzajemnego między Kretą a greckim systemem kontynentalnym, wraz z odpowiednią infrastrukturą pomiarową umożliwiającą Krecie włączenie się do greckich hurtowych rynków energii elektrycznej. Grecja potwierdziła, że nie będzie dalszych opóźnień w realizacji projektu połączenia międzysystemowego.
4.5. Czas trwania skutków
(49) Chociaż wniosek wpłynął dnia 18 grudnia 2023 r., przyjęcie tej decyzji nie było możliwe przed dniem 31 grudnia 2023 r., kiedy to wygasło odstępstwo przyznane decyzją (UE) 2022/258. Aby uniknąć szybkich i nieprzewidywalnych zmian ram regulacyjnych w okresie od dnia 1 stycznia 2024 r. do daty przyjęcia niniejszej decyzji, które mogłyby poważnie zaszkodzić funkcjonowaniu rynku na Krecie i ewentualnie w Grecji kontynentalnej, niniejsza decyzja powinna mieć zastosowanie od dnia następującego po dacie zakończenia odstępstwa przyznanego w decyzji (UE) 2022/258, a mianowicie od dnia 1 stycznia 2024 r.
PRZYJMUJE NINIEJSZĄ DECYZJĘ:
Sporządzono w Brukseli dnia 29 kwietnia 2024 r.