(1)

На 3 юни 2021 г. Република Гърция („Гърция“) подаде до Комисията искане за дерогация („заявлението“) за остров Крит в съответствие с член 64 от Регламент (ЕС) 2019/943 и член 66 от Директива (ЕС) 2019/944. Със заявлението се иска дерогация от член 6, член 7, параграф 1, член 8, параграфи 1 и 4, членове 9, 10 и 11 и член 13 от Регламент (ЕС) 2019/943 и от член 40, параграфи 4—7 от Директива (ЕС) 2019/944 за ограничен период от време, а именно до 31 декември 2023 г.

(2)

На 1 юли 2021 г. Комисията публикува заявлението на своя уебсайт (3) и прикани държавите членки и заинтересованите страни да представят мнения до 12 август 2021 г.

(3)

Гръцкият остров Крит се намира в Средиземно море, на юг от континенталната част на Гърция. До 3 юли 2021 г. той притежаваше автономна електроенергийна система, която не беше свързана с континенталната национална електроенергийна система.

(4)

Вследствие на Решение 2014/536/ЕС на Комисията (4), с което на Гърция беше предоставена дерогация от определени разпоредби на Директива 2009/72/ЕО на Европейския парламент и на Съвета (5), Крит беше счетен за малка изолирана система по смисъла на член 2, точка 42 от Директива (ЕС) 2019/944. Активите за високо напрежение в Крит са собственост на „Public Power Cooperation S.A.“ („PPC S.A.“) и се експлоатират от оператора на разпределителната система („HEDNO S.A.“). Тъй като островът не е взаимосвързан с континентална Гърция, Крит не може да бъде част от гръцките пазари „ден напред“, в рамките на деня и балансиращите пазари, които започнаха да функционират през ноември 2020 г.

(5)

Съгласно член 4 от Решение 2014/536/ЕС на Комисията предвидените дерогации спират да се прилагат за малките изолирани системи и изолираните микросистеми след свързването им с взаимосвързаната система. Независимо от това, считано от 1 януари 2017 г., гръцките органи прекратиха предоставената с въпросното решение дерогация по отношение на Крит (6).

(6)

Гърция приоритизира присъединяването на Крит към мрежата на континенталната електроенергийна система като проект от основно значение с цел да гарантира неговото безопасно и надеждно електроснабдяване. По-специално присъединяването на Крит към мрежата, както е одобрено от гръцкия регулаторен орган (RAE) в рамките на десетгодишните планове за развитие на мрежата, отнасящи се съответно до периодите 2017—2026 г., 2018—2027 г. и 2019—2028 г., трябва да се извърши на два етапа.

(7)

Първият етап („етап I“) се отнася до присъединяването на западната част на Крит (префектура Ханя) към мрежата на полуостров Пелопонес чрез линии за променлив ток с високо напрежение (ПрТВН), представляващи номинален преносен капацитет от приблизително 150 MW. Поради това с приключването на етап I се очаква да се покрият само част от нуждите на Крит от електроенергия (приблизително една трета от потреблението на електроенергия на Крит, което отговаря на върхово потребление от 710 MW и на 3 TWh годишно потребление), като няма да е налице интегрирането му като напълно взаимосвързана част от гръцката електроенергийна система. Очаква се междусистемният електропровод между континенталната електроенергийна система и Крит да функционира при или близо до максималния си капацитет с оглед на това, че неговият капацитет не покрива изцяло нуждите на Крит, като електроенергията ще се внася в Крит от континенталната взаимосвързана система поради по-ниските производствени разходи. Експлоатацията по проекта започна за изпитателен срок от 3 юли 2021 г. (7), а с търговска цел от 1 ноември 2021 г. (8).

(8)

Вторият етап („етап II“) се отнася до свързването на централната част на Крит (префектура Ираклион) с континентална Гърция (регион Атика) чрез два кабела за ПрТВН, представляващи номинален преносен капацитет от приблизително 1 000 MW. В края на етап II се очаква остров Крит да бъде напълно свързан с континенталната система за пренос на електроенергия и потреблението на електроенергия на острова да бъде напълно задоволено. Очаква се кабелите от етап II да бъдат въведени в експлоатация до 2023 г.

(9)

Гърция разяснява, че с началото на експлоатацията с търговска цел на изградения през етап I междусистемен електропровод електроенергийната мрежа за високо напрежение на Крит е трябвало да бъде прехвърлена на гръцкия оператор на преносната система (IPTO S.A.), който ще притежава и експлоатира тези активи от тази дата. HEDNO S.A. вече няма да експлоатира мрежата за високо напрежение на Крит, но ще продължи да експлоатира мрежите за ниско и средно напрежение. Това прехвърляне беше извършено на 1 август 2021 г. преди началото на експлоатацията с търговска цел на етап I от междусистемния електропровод между Крит и гръцката континентална система.

(10)

Понастоящем производителите и доставчиците на остров Крит не представят каквито и да е оферти на гръцкия пазар и инсталациите се диспечират съгласно техните минимални променливи разходи. Клиринговата цена на едро за електроенергия в Крит се изчислява месечно въз основа на променливите и общите разходи на инсталациите за производство на конвенционална електроенергия, а именно инсталациите на PPC, тъй като завареният оператор е единственият производител на конвенционална електроенергия на острова. Освен това има няколко производители на енергия от възобновяеми енергийни източници, за които се прилага фиксирана тарифа по силата на споразумение за закупуване на електроенергия или фиксирана тарифа в зависимост от датата на началото на експлоатацията на всяка инсталация.

(11)

От приключването на етап I до приключването на етап II и пълното свързване на Крит с гръцката континентална електроенергийна система („преходен период“), връзката между Крит и мрежата на континенталната електроенергийна система ще бъде структурно претоварена. Без дерогацията са възможни следните два варианта:

(12)

Освен това Крит не разполага с подходяща инфраструктура за измерване, която да направи възможно безпроблемното интегриране на гръцкия пазар на електроенергия на едро преди 2023 г.

(13)

Понастоящем пазарът на дребно в Крит е отворен за всички доставчици, осъществяващи дейност на гръцкия пазар, двадесет от които осъществяват дейност в Крит. Предвид факта, че производствените разходи на остров Крит са по-високи от разходите на гръцката взаимосвързана електроенергийна система, от съображения за социално сближаване Гърция е избрала прилагането от страна на доставчиците на единна тарифа за всяка категория клиенти на цялата си територия.

(14)

Целта на поисканите дерогации от член 6, член 7, параграф 1, член 8, параграфи 1 и 4, членове 9, 10, 11 и 13 от Регламент (ЕС) 2019/943 и от член 40, параграфи 4—7 от Директива (ЕС) 2019/944 е да се намери решение за функционирането в Крит на пазара на електроенергия „ден напред“, пазара в рамките на деня и балансиращия пазар в Крит. Такова решение би се прилагало по време на преходния период на междусистемния електропровод на Крит с гръцката континентална електроенергийна система. Следователно дерогациите ще приключат с приключването на етап II (9).

(15)

За преходния период заявителят предлага „хибриден модел“, при който междусистемният електропровод между Крит и гръцката континентална електроенергийна система ще се разглежда като отговарящо за баланса лице по смисъла на член 2, точка 14 от Регламент (ЕС) 2019/943. Въпросното отговарящо за баланса лице през повечето време ще се използва като виртуална инсталация за производство на електроенергия от гледна точка на Крит и за виртуален електрически товар от гледна точка на континенталната част, като чрез него в Крит ще се внася електроенергия от континентална Гърция. В случай на значително производство от възобновяеми енергийни източници в Крит, което надвишава електроснабдяването му, този ток би могъл да бъде обърнат, за да се избегне всякакво ограничаване на възобновяеми енергийни източници. Отговарящото за баланса лице по отношение на междусистемния електропровод с Крит ще се свърже физически с гръцката континентална система в точката за високо напрежение на подстанцията на Ханя. Взетата от или подаваната към гръцката континентална система електроенергия от него ще се регистрира от инфраструктурата за измерване на подстанцията за високо напрежение на Ханя.

(16)

Възможните условия за участие на виртуалното отговарящо за баланса лице на пазара, функциониращ въз основа на гръцката континентална електроенергийна система, бяха оценени от RAE след обществена консултация, проведена от 25 май до 9 юни 2021 г.

(17)

При предложения „хибриден модел“ гръцката борса за електроенергия HEnEx ще подава на гръцките пазари на електроенергия на едро „ден напред“ и в рамките на деня оферти за електроенергия, при които се приемат преобладаващите цени, от името на участниците на критския пазар съгласно предварителни прогнози, изчислени от IPTO S.A. и HEDNO S.A., като Гърция предлага два варианта, които бяха представени от RAE по време на обществената консултация, проведена от 25 май до 9 юни 2021 г. В тези два варианта се описва подробно как оферирането може да се извършва на практика със или без разделяне на товара от генерацията. Двата варианта са следните:

Финансовото уреждане на дисбаланса ще бъде начислено впоследствие на участниците на критския пазар въз основа на сравнение между графика на междусистемния електропровод и измервания ток, както и на изчисления от HEDNO S.A. коефициент на разпределение.

(18)

По време на проведената от RAE обществена консултация бяха представени 11 отговора (10). Въз основа на резултатите и искането на мнозинството от респондентите за свеждане до минимум на финансовото въздействие на варианта, който ще бъде приложен по отношение на необходимите финансови гаранции и обезпечения, през юни 2021 г. RAE избра прилагането на вариант 2.

(19)

За да приложи вариант 2 от хибридния модел за функционирането на пазара на електроенергия на едро в Крит и за балансирането на електроенергията, приложим за преходния период, Гърция иска дерогация от определени изисквания, установени в Регламент (ЕС) 2019/943 и Директива (ЕС) 2019/944, по отношение на системата на Крит.

(20)

Гърция счита, че предложеният хибриден модел е в съответствие с принципите, уреждащи функционирането на пазарите на електроенергия, както е предвидено в член 3 от Регламент (ЕС) 2019/943. Поради това поисканите дерогации не включват член 3 от посочения Регламент.

(21)

В член 6 от Регламент (ЕС) 2019/943 се установяват правилата за балансиращия пазар. Гърция иска дерогация от този член по отношение на Крит с оглед на това, че при хибридния модел няма да функционира балансиращ пазар.

(22)

Член 7, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2019/943 се отнася до организацията на управлението на интегрираните пазари „ден напред“ и в рамките на деня от операторите на преносни системи (ОПС) и номинираните оператори на пазара на електроенергия (НОПЕ) в съответствие с Регламент (ЕС) 2015/1222 на Комисията (11). Гърция иска дерогация от този член по отношение на Крит, тъй като при хибридния модел няма да функционира нито един пазар в рамките на деня и пазар „ден напред“.

(23)

В член 8, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2019/943 се определя задължението за НОПЕ да позволяват на участниците на пазара да търгуват с енергия до момента на затварянето на пазара за сделки с междузонов преносен капацитет в рамките на деня. В член 8, параграф 4 от този регламент се установява задължението за определяне на период за уреждане на дисбаланса от 15 минути във всички зони за съставяне на графици. Гърция иска дерогация от тези членове по отношение на Крит с оглед на това, че хибридният модел не включва търговия „ден напред“ и в рамките на деня, нито включва 15-минутен период за уреждане на дисбаланса за Крит.

(24)

Член 9 от Регламент (ЕС) 2019/943 се отнася до форуърдните пазари. Гърция иска дерогация от този член по отношение на Крит с оглед на това, че при хибридния модел няма да функционират никакви форуърдни пазари.

(25)

Член 10 от Регламент (ЕС) 2019/943 се отнася до техническите ограничения за офериране. Гърция иска дерогация от този член с оглед на това, че при хибридния модел Крит няма да бъде напълно интегриран на гръцкия пазар на електроенергия на едро и за Крит могат да бъдат подавани поръчки, при които се приемат преобладаващите цени.

(26)

Член 11 от Регламент (ЕС) 2019/943 се отнася до определянето на стойността на загубите от прекъсване на електроснабдяването. Като се има предвид, че Крит няма да се разглежда като отделна пазарна зона, нито като напълно интегриран в гръцката пазарна зона, Гърция иска дерогация от този член по отношение на Крит.

(27)

Член 13 от Регламент (ЕС) 2019/943 се отнася до повторното диспечиране. Предвид факта, че отсъствието на балансиращ пазар в Крит води до неприлагане на правилата за повторно диспечиране, Гърция иска дерогация от този член по отношение на Крит.

(28)

В своето заявление Гърция поиска дерогация от основния принцип за обусловени от пазара цени за доставка на електроенергия в съответствие с член 5, параграф 3 от Директива (ЕС) 2019/944. Това искане беше оттеглено на 15 юли 2021 г. Следователно в настоящото решение не е необходим допълнителен анализ.

(29)

В член 40 от Директива (ЕС) 2019/944 се установяват задачите на ОПС. В параграфи 4—7 се определят принципите за осигуряване на спомагателни услуги, включително спомагателни услуги, различни от контрол на честотата. Предвид отсъствието в Крит на балансиращ пазар и на обусловено от пазара осигуряване на спомагателни услуги, различни от контрол на честотата, Гърция иска дерогация от член 40, параграфи 4—7 по отношение на задачите на ОПС, приложими за Крит.

(30)

Гърция иска дерогация, докато трае преходният период, който започва с въвеждането в експлоатация на етап I, което се очаква през второто тримесечие на 2021 г., и продължава до въвеждането в експлоатация на етап II, което се очаква до края на 2023 г.

(31)

По време на консултацията Комисията получи отговор от българските органи, които съобщиха, че нямат никакви възражения срещу подаденото от Гърция заявление за дерогация.

(32)

В съответствие с член 64 от Регламент (ЕС) 2019/943 може да бъде предоставена дерогация от съответните разпоредби на членове 3 и 6, член 7, параграф 1, член 8, параграфи 1 и 4, членове 9, 10 и 11, членове 14—17, членове 19—27, членове 35—47 и член 51 от посочения регламент, при условие че държавата членка може да докаже, че са налице значителни проблеми за експлоатацията на малки свързани системи.

(33)

В съответствие с член 66 от Директива (ЕС) 2019/944 дерогация от съответните разпоредби на членове 7 и 8 и на глави IV, V и VI от посочената директива може да бъде предоставена, ако държавата членка може да докаже, че са налице значителни проблеми за експлоатацията на малки изолирани системи или малки свързани системи. Във връзка с малките изолирани системи е възможно да се поиска и дерогация от членове 4, 5 и 6 от въпросната директива.

(34)

Освен ако не става въпрос за най-отдалечените региони, дерогацията трябва да бъде ограничена по време и трябва да отговаря на условия, целящи засилване на конкуренцията и интеграция с вътрешния пазар на електроенергия.

(35)

И накрая, дерогацията има за цел да се гарантира, че тя не възпрепятства прехода към възобновяема енергия, увеличаването на гъвкавостта, съхранението на енергия, електромобилността и оптимизацията на потреблението.

(36)

В Регламент (ЕС) 2019/943 не са предвидени автоматични дерогации на общо основание за малки свързани или малки изолирани системи. Следователно, независимо от голямото разнообразие по отношение на размерите и техническите характеристики на електроенергийните системи в Съюза, всички такива системи могат и трябва да бъдат експлоатирани в съответствие с цялостната регулаторна рамка.

(37)

В член 64, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2019/943 се предвижда обаче дерогация от прилагането на определени разпоредби от същия регламент, ако държавите членки докажат, наред с другото, че прилагането на тези разпоредби спрямо малки свързани системи би могло да доведе до значителни проблеми за тяхната експлоатация, по-специално поради географските условия или профилите на потреблението, свързани с въпросните системи.

(38)

Съгласно определението в член 2, точка 43 от Директива (ЕС) 2019/944 „малка свързана система“ означава „всяка система, която е имала консумация под 3 000 GWh през 1996 г., като повече от 5 % от годишната консумация се получава чрез свързване с други системи“.

(39)

Остров Крит представлява малка свързана система, тъй като консумацията му през 1996 г. е била под прага от 3 000 GWh. С приключването на етап I около една трета от годишната консумация на Крит ще бъде покрита от междусистемния електропровод между Крит и гръцката континентална електроенергийна система.

(40)

Следователно с приключването на етап I Крит се квалифицира като малка свързана система по смисъла на член 64, параграф 1, буква а) от Регламент (ЕС) 2019/943.

(41)

Посоченият в член 64, параграф 1, буква а) от Регламент (ЕС) 2019/943 термин „значителни проблеми“ не е дефиниран нито от законодателен орган, нито в практиката за вземане на решения на Комисията. Отворената формулировка позволява на Комисията да вземе предвид всички потенциални проблеми, свързани с конкретната ситуация на малките системи, при условие че те са значителни, а не маргинални. Тези проблеми могат да се различават съществено в зависимост от географските особености и производството и потреблението на въпросната система, както и въз основа на развитието на технологиите, като например съхранение на електроенергия и малки генериращи мощности. Освен това тези значителни проблеми трябва да са свързани с експлоатацията на малките изолирани системи и малките свързани системи.

(42)

Гърция подчертава следните проблеми за функционирането на пазара на електроенергия в Крит в случай на цялостно интегриране на участниците на критския пазар на гръцките пазари на електроенергия, функциониращи въз основа на континенталната взаимосвързана система, чрез включването на Крит в обхвата на гръцката пазарна зона или чрез създаването на нова критска пазарна зона:

(43)

С оглед на посоченото в съображения 41 и 42 Гърция отбелязва, че е необходимо да се намери решение, приложимо по отношение на преходния период. Тъй като етап 1 беше въведен в експлоатация за изпитателен срок от 3 юли 2021 г., а в експлоатация с търговса цел от 1 ноември 2021 г., това решение трябва да се прилага безпроблемно и в рамките на кратък период от време, без да се извършват съществени промени в настоящата правна и регулаторна рамка, предвид необходимостта от адаптиране на участниците на пазара и временния характер на решението. Във връзка с това подходът с „две пазарни зони“ изглежда несъвместим с времевите ограничения, особено когато се отчита процесът, който трябва да се следва за установяване на нова пазарна зона в съответствие с член 14 от Регламент (ЕС) 2019/943 и член 32 от Регламент (ЕС) 2015/1222.

(44)

Въз основа на извършената от IPTO S.A. оценка и оценката на разходите за функционирането на пазара в Крит при трите сценария, а именно предложения в заявлението хибриден модел, подхода с една пазарна зона и подхода с две пазарни зони, произтичащите годишни ползи от хибридния модел се изчисляват на 156 млн. евро. По отношение на другите два сценария, а именно подхода с една пазарна зона и подхода с две пазарни зони, годишните ползи се изчисляват съответно на 121 млн. евро и 113 млн. евро. Поради това Гърция счита, че предложения хибриден модел би бил оптималният подход по време на преходния период.

(45)

Гръцките органи изтъкват, че действителното участие на участниците на пазара на Крит на гръцкия пазар на електроенергия е възпрепятствано от липсата на подходяща инфраструктура за измерване на острова (вж. съображение 42) по-горе).

(46)

Освен това, макар че използването на новия междусистемен електропровод (етап I) ще доведе до значителни предимства посредством намаляване на разходите за доставяната на острова електроенергия и на емисиите на CO2, до приключването на етап II се очаква той да бъде претоварен през повечето време (вж. съображения 7 и 42 по-горе).

(47)

Поради тези причини интегрирането на участниците на пазара на Крит на гръцкия пазар на електроенергия би довело до високи разходи за повторно диспечиране, ако то се извърши чрез включването на Крит в обхвата на гръцката пазарна зона (вж. съображения 7 и 42 по-горе). От друга страна, създаването на отделна пазарна зона за Крит е непропорционално за кратък период от време и като се има предвид, че приключването на етап II ще облекчи всяко структурно претоварване между електроенергийната мрежа на Крит и гръцката континентална електроенергийна мрежа (вж. съображения 8 и 43 по-горе).

(48)

С оглед на посоченото в съображения 42—47, както и в съображения 7 и 8, Комисията заключава, че Гърция е доказала, че са налице значителни проблеми за експлоатацията на електроенергийната система на Крит като малка свързана система, докато не бъде завършено пълното свързване с континенталната мрежа. Предложеният от гръцките органи временен хибриден модел цели разрешаването на тези проблеми и има значителни ползи в сравнение с цялостното интегриране на системата на Крит на гръцкия пазар на електроенергия по време на преходния период.

(49)

За да бъде приложен хибридният модел за остров Крит по време на преходния период, са необходими дерогации от разпоредбите на член 6, член 7, параграф 1, член 8, параграфи 1 и 4 и членове 9, 10 и 11 от Регламент (ЕС) 2019/943 и от член 40, параграфи 4—7 от Директива (ЕС) 2019/944.

(50)

В член 64 от Регламент (ЕС) 2019/943 не се разглежда възможността за дерогация от член 13 от същия регламент. Предвид обаче дерогацията от член 6, член 7, параграф 1 и член 8, параграф 1, когато такава се предоставя, член 13 фактически няма да бъде приложим. В действителност съгласно член 2, точка 26 от Регламент (ЕС) 2019/943 „повторно диспечиране“ се определя като мярка, включително ограничаване, задействана от един или повече оператори на преносни системи или оператори на разпределителни системи чрез промяна на графика за производство, графика на товара, или и двете, за да се променят физическите потоци в електроенергийната система и да се облекчи физическото претоварване или по друг начин да се гарантира сигурността на системата. Основната обосновка е, че системният оператор коригира резултата на пазара, за да гарантира, че той е съгласуван с физическите възможности на мрежата. В случаите, когато основната пазарна рамка все още не е приложима, тази корекция няма добавена стойност.

(51)

Освен това повторното диспечиране се извършва в континентална Гърция, като се използват оферти за балансираща енергия в съответствие с член 13, параграф 2 от Регламент (ЕС) 2019/943. Поради това липсата на балансиращи пазари в Крит за срока на действие на дерогацията не би позволила интегриране в гръцката методика за повторно диспечиране.

(52)

С оглед на съображения 49, 50 и 51 член 13 от Регламент (ЕС) 2019/943 ще бъде фактически неприложим. На Комисията обаче не са предоставени правомощия да приема решения по отношение на тази разпоредба и следователно не може да предостави официална дерогация във връзка с нея.

(53)

Съгласно хибридния модел гръцкият оператор на преносната система IPTO S.A. няма да осигурява в Крит балансиращи услуги и спомагателни услуги, различни от контрол на честотата, в съответствие с член 40, параграфи 4—7 от Директива (ЕС) 2019/944 като резултат от дерогацията от член 6 и член 7, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2019/943.

(54)

Следователно дерогацията се прилага единствено по отношение на Крит.

(55)

Съгласно член 64, параграф 1, пета алинея от Регламент (ЕС) 2019/943 решението за дерогация не възпрепятства прехода към възобновяема енергия, увеличаването на гъвкавостта, съхранението на енергия, електромобилността и оптимизацията на потреблението.

(56)

Поне до частичното му свързване с континентална Гърция по отношение на Крит се прилагат технически ограничения, налагащи навлизане на възобновяеми енергийни източници максимум до 25 % от товара поради ограничения във връзка с експлоатационната сигурност. Приключването на етап I ще облекчи ограничението, наложено върху възобновяемите енергийни източници. Хибридният модел позволява на Крит да изнася електроенергията си в случай на нисък товар и значително производство на енергия от възобновяеми енергийни източници с цел да се избегне ограничаване на възобновяемите енергийни източници.

(57)

По отношение на увеличената гъвкавост, съхранението на енергия и оптимизацията на потреблението възможността за предлагане на услуги за гъвкавост, включително съхранение, в подкрепа на електрическата система зависи от качеството на ценовите сигнали и способността им да предоставят ефективни стимули за инвестиране и диспечиране на такива доставчици на услуги. По правило структурното претоварване в рамките на една пазарна зона, какъвто би бил случаят по време на преходния период от етап I до етап II, може да доведе до изкривени сигнали за инвестиции в свързани с местоположението услуги за гъвкавост. При подход с две пазарни зони за Крит и за континентална Гърция обаче сигналът за инвестиции би бил много нестабилен предвид срока за приключване на етап II и пълното свързване на Крит с континентална Гърция, което ще облекчи структурното претоварване. Следователно, тъй като връзката с континенталната част ще даде възможност за обусловено от пазара осигуряване на услуги за гъвкавост, краткосрочната дерогация, която позволява бързо интегриране на Крит в континенталната система, е от полза за интегрирането на оптимизацията на потреблението, съхранението на енергия и други източници на гъвкавост.

(58)

Съгласно член 64 от Регламент (ЕС) 2019/943 не се изисква решенията за дерогация да водят до максимално увеличаване на възможностите за гъвкавост или акумулиране на енергия, а само да имат за цел да се гарантира, че дерогацията не възпрепятства прехода. С други думи, дерогацията не трябва да възпрепятства промени, които без нея биха настъпили по естествен път. Във връзка с това временният статут на дерогацията и готовността за цялостно функциониране на пазара възможно най-скоро след приключването на етап II са от най-голямо значение.

(59)

Следователно, въпреки че дерогацията не възпрепятства прехода към увеличена гъвкавост, включително съхранението на енергия, е важно да се вземат предвид необходимостта от подходящи сигнали за инвестиции и въздействието на дерогацията върху евентуалните инвестиции в съхранение или в други услуги за гъвкавост.

(60)

С оглед на неговия преходен аспект хибридният модел няма забележимо въздействие върху по-нататъшното развитие на възобновяемата енергия, гъвкавостта, съхранението на енергия, електромобилността и оптимизацията на потреблението.

(61)

В съответствие с член 64, параграф 1 от Регламент (ЕС) 2019/943 Комисията посочва степента, в която дерогацията трябва да отчита прилагането на мрежовите кодекси и насоки. С изключение на разпоредбите, засегнати от обхвата на дерогацията, описани подробно в раздел 5.3 по-горе, мрежовите кодекси и насоки са приложими за Крит.

(62)

В член 64 от Регламент (ЕС) 2019/943 изрично е посочено, че дерогацията трябва да бъде ограничена по време и трябва да отговаря на условия, целящи засилване на конкуренцията и интеграция с вътрешния пазар на електроенергия.

(63)

Поисканата дерогация се ограничава до преходния период, чийто срок се удължава най-късно до края на 2023 г.

(64)

Приема се, че до края на 2023 г. се очаква въвеждането в експлоатация на междусистемния електропровод между Крит и гръцката континентална система, заедно с подходящата инфраструктура за измерване, позволяваща на Крит да стане част от гръцките пазари на електроенергия на едро. Всяко допълнително забавяне ще изисква ново искане за дерогация.