(1)

Dne 3. června 2021 předložila Řecká republika (dále jen „Řecko“) Komisi žádost o výjimku (dále jen „žádost“) pro ostrov Kréta v souladu s článkem 64 nařízení (EU) 2019/943 a článkem 66 směrnice (EU) 2019/944. V žádosti se požaduje výjimka z článku 6, čl. 7 odst. 1, čl. 8 odst. 1, čl. 8 odst. 4, článků 9, 10, 11 a 13 nařízení (EU) 2019/943 a z čl. 40 odst. 4 až 7 směrnice (EU) 2019/944, a to na omezenou dobu do 31. prosince 2023.

(2)

Dne 1. července 2021 zveřejnila Komise žádost na svých internetových stránkách (3) a vyzvala členské státy a zúčastněné strany, aby do 12. srpna 2021 předložily připomínky.

(3)

Řecký ostrov Kréta se nachází ve Středozemním moři, jižně od kontinentálního Řecka. Do 3. července 2021 měla Kréta nezávislou elektrizační soustavu, která nebyla propojena s vnitrostátní kontinentální elektrizační soustavou.

(4)

Na základě rozhodnutí Komise 2014/536/EU (4), kterým byla Řecku povolena výjimka z některých ustanovení směrnice Evropského parlamentu a Rady (5) 2009/72/ES, byla Kréta považována za malou izolovanou soustavu ve smyslu čl. 2 odst. 42 směrnice (EU) 2019/944. Vysokonapěťová aktiva na Krétě vlastní společnost Public Power Cooperation S.A. (dále jen „PPC S.A.“) a provozuje provozovatel distribuční soustavy (dále jen „HEDNO S.A.“). Vzhledem k tomu, že ostrov nebyl propojen s kontinentálním Řeckem, nemohla být Kréta součástí řeckého denního a vnitrodenního trhu s elektřinou a trhu pro zajišťování výkonové rovnováhy spuštěných v listopadu 2020.

(5)

Podle článku 4 rozhodnutí Komise 2014/536/EU se povolené výjimky již nevztahují na malé a izolované mikrosoustavy, jakmile dojde k jejich propojení s propojenou soustavou. Bez ohledu na to řecké orgány ukončily výjimku povolenou uvedeným rozhodnutím, pokud jde o Krétu, a to k 1. lednu 2017 (6).

(6)

Řecko upřednostnilo síťové připojení Kréty ke kontinentální elektrizační soustavě coby projekt zásadního významu, aby jí zajistilo bezpečné a spolehlivé dodávky elektřiny. Přesněji řečeno, připojení Kréty k síti, jak bylo schváleno řeckým energetickým regulačním orgánem (dále jen „RAE“) prostřednictvím desetiletých plánů rozvoje sítě, které se týkají období 2017 až 2026, 2018 až 2027 a 2019 až 2028, se má realizovat ve dvou fázích.

(7)

První fáze (dále jen „fáze I“) se týká připojení k síti západní části Kréty (prefektura Chania) k vedením systému HVAC na Peloponéském poloostrově, která představují jmenovitou přenosovou kapacitu přibližně 150 MW. Očekává se tedy, že s dokončením fáze I bude pokryta pouze část potřeb Kréty v oblasti elektřiny (přibližně třetina spotřeby elektřiny Kréty, což je 710 MW pro špičku a 3 TWh pro roční spotřebu), a jeho účelem není začlenit Krétu jako plně propojenou část řecké elektrizační soustavy. Očekává se, že propojovací vedení mezi kontinentální elektrizační soustavou a Krétou bude fungovat na své maximální kapacitě, popřípadě se jí blížit, vzhledem k tomu, že jeho kapacita plně nepokryje poptávku Kréty, a elektřina se bude na Krétu dovážet z kontinentální propojené soustavy, a to z důvodu nižších výrobních nákladů. Projekt byl zahájen ve zkušebním období od 3. července 2021 (7) a v komerčním období od 1. listopadu 2021 (8).

(8)

Druhá fáze (dále jen „fáze II“) se týká propojení centrální části Kréty (prefektura Heraklion) s kontinentálním Řeckem (region Attika) prostřednictvím dvou HVDC kabelů se jmenovitou přenosovou kapacitou přibližně 1000 MW. Na konci fáze II se očekává, že ostrov Kréta bude plně propojen s kontinentální přenosovou elektroenergetickou soustavou a že poptávka po elektrické energii na ostrově bude plně pokryta. Předpokládá se, že kabelové vedení fáze II bude funkční do roku 2023.

(9)

Řecko vysvětluje, že od zahájení komerčního provozu propojovacího vedení vybudovaného ve fázi I měla být elektrická síť vysokého napětí na Krétě převedena na řeckého provozovatele přenosové soustavy (dále jen „IPTO SA“), který bude od tohoto data tato aktiva vlastnit a provozovat. Společnost HEDNO S.A. by již na Krétě neprovozovala síť vysokého napětí, ale provozovala by nadále síť nízkého a středního napětí. Tento převod se uskutečnil dne 1. srpna 2021, před zahájením komerčního provádění fáze I propojovacího vedení mezi Krétou a řeckou kontinentální soustavou.

(10)

V současné době výrobci a dodavatelé působící na ostrově Kréta nepředkládají žádné nabídky na řeckém trhu a bloky jsou nasazovány podle jejich minimálních variabilních nákladů. Velkoobchodní zúčtovací cena za elektřinu na Krétě se vypočítává na měsíční bázi na základě variabilních a celkových nákladů na tradiční výrobní bloky, konkrétně bloky společnosti PPC, neboť již zavedené bloky jsou jedinými tradičními generátory elektrického proudu na ostrově. Dále zde působí několik výrobců energie z obnovitelných zdrojů s pevně stanovenou sazbou dle smlouvy o nákupu elektřiny, popřípadě pevně stanovenou sazbou v závislosti na datu zahájení provozu každého bloku.

(11)

Od dokončení fáze I až do dokončení fáze II a úplného propojení Kréty s řeckou kontinentální elektrizační soustavou („přechodné období“) bude připojení k síti mezi Krétou a kontinentální elektrizační soustavou strukturálně přetíženo. Bez výjimky přicházejí v úvahu tyto dvě možnosti:

(12)

Kréta navíc postrádá odpovídající měřicí infrastrukturu, která by umožnila řádnou integraci na řeckém velkoobchodního trhu s elektřinou do roku 2023.

(13)

V současné době je maloobchodní trh na Krétě otevřen všem dodavatelům působícím na řeckém trhu, z nichž dvacet působí na Krétě. Vzhledem k tomu, že výrobní náklady na ostrově Kréta jsou vyšší než náklady řecké propojené elektrizační soustavy, z důvodu sociální soudržnosti se Řecko rozhodlo, že dodavatelé budou na celém jeho území uplatňovat jednotnou sazbu pro všechny kategorie zákazníků.

(14)

Požadované výjimky z článku 6, čl. 7 odst. 1, čl.8 odst. 1, čl. 8 odst. 4, článků 9, 10, 11 a 13 nařízení (EU) 2019/943 a z čl. 40 odst. 4 až 7 směrnice (EU) 2019/944 mají za cíl najít řešení pro fungování denního a vnitrodenního trhu s elektřinou a trhu pro zajišťování výkonové rovnováhy na Krétě. Toto řešení by se použilo během přechodného období propojení Kréty s řeckou kontinentální elektrizační soustavou. Platnost výjimek proto skončí s dokončením fáze II (9).

(15)

Žadatel na dobu přechodného období navrhuje „hybridní model“, v jehož rámci bude propojovací vedení mezi Krétou a řeckou kontinentální elektrizační soustavou považováno za subjekt zúčtování ve smyslu čl. 2 bodu 14 nařízení (EU) 2019/943. Takový subjekt bude z pohledu Kréty po většinu času fungovat v podstatě jako výrobní blok elektrického proudu a z pohledu kontinentální části jako zatížení v podobě dovozu elektřiny z kontinentálního Řecka na Krétu. Tento tok by mohl být obrácen v případě vysokého podílu výroby energie z obnovitelných zdrojů na Krétě, která překročí míru svého zatížení, aby se zabránilo jakémukoli omezování obnovitelných zdrojů. Subjekt zúčtování pro propojení Kréty bude fyzicky připojen k řecké kontinentální soustavě prostřednictvím vedení vysokého napětí rozvodny v Chanii. Objem jím odebrané elektřiny nebo elektřiny, kterou dodá do řecké kontinentální soustavy, bude zaznamenáván měřicí infrastrukturou vysokonapěťové rozvodny v Chanii.

(16)

Možné způsoby účasti virtuálního subjektu zúčtování na trhu fungujícím v rámci řecké kontinentální elektrizační soustavy vyhodnotil orgán RAE na základě veřejné konzultace konané od 25. května 2021 do 9. června 2021.

(17)

V navrhovaném „hybridním modelu“ by řecká burza pro obchodování s elektřinou HEnEX předkládala stanovené cenové nabídky elektřiny jménem účastníků krétského trhu na řeckém velkoobchodním denním a vnitrodenním trhu s elektřinou, a to podle předem vypočítaných prognóz IPTO SA a HEDNO SA Řecko navrhuje dvě možnosti, které byly předloženy orgánem RAE k veřejné konzultaci konané od 25. května 2021 do 9. června 2021. Tyto dvě možnosti podrobně uvádějí způsob, kterým lze nabídky podávat v praxi, a to s oddělením zatížení a výroby či bez něj. Těmito možnostmi jsou:

Finanční zúčtování odchylek by bylo pro účastníky krétského trhu provedeno dodatečně na základě srovnání plánu propojovacího vedení a naměřeného toku a rozdělovacího klíče vypočítaného společností HEDNO S.A.

(18)

Během veřejné konzultace provedené orgánem RAE bylo předloženo 11 příspěvků (10). Na základě výsledků a požadavku většiny respondentů minimalizovat finanční dopad možnosti, která se má realizovat, pokud jde o požadované finanční záruky a zajištění, zvolil orgán RAE v červnu 2021 realizaci možnosti č. 2.

(19)

Za účelem zavedení hybridního modelu možnosti č. 2 pro fungování krétského velkoobchodního trhu s elektřinou a zajišťování výkonové rovnováhy v elektroenergetice, který se týká přechodného období, žádá Řecko o výjimku z některých požadavků stanovených v nařízení (EU) 2019/943 a směrnici (EU) 2019/944, pokud jde o soustavu Kréty.

(20)

Řecko se domnívá, že navrhovaný hybridní model je v souladu se zásadami, jimiž se řídí fungování trhů s elektřinou, jak stanoví článek 3 nařízení (EU) 2019/943. Z tohoto důvodu požadované výjimky nezahrnují článek 3 uvedeného nařízení.

(21)

Článek 6 nařízení (EU) 2019/943 stanoví pravidla pro trh pro zajišťování výkonové rovnováhy. Řecko žádá o výjimku z uvedeného článku, pokud jde o Krétu, vzhledem k tomu, že v rámci hybridního modelu nebude žádný trh pro zajišťování výkonové rovnováhy fungovat.

(22)

Čl. 7 odst. 1 nařízení (EU) 2019/943 se týká organizace správy integrovaných denních a vnitrodenních trhů ze strany provozovatelů přenosových soustav a nominovaných organizátorů trhu s elektřinou, v souladu s nařízením Komise (EU) 2015/1222 (11). Řecko žádá o výjimku z uvedeného článku, pokud jde o Krétu, vzhledem k tomu, že v rámci hybridního modelu nebude fungovat žádný vnitrodenní a denní trh.

(23)

Ustanovení čl. 8 odst. 1 nařízení (EU) 2019/943 stanoví nominovaným organizátorům trhu s elektřinou povinnost umožnit účastníkům trhu obchodovat s energií až do uzávěrky přidělování vnitrodenní kapacity mezi zónami. Ustanovení čl. 8 odst. 4 uvedeného nařízení stanoví povinnost určit interval zúčtování odchylek na 15 minut ve všech oblastech plánování. Řecko požaduje výjimku z těchto článků, pokud jde o Krétu, neboť hybridní model pro Krétu nezahrnuje denní obchod, vnitrodenní obchod ani patnáctiminutový interval zúčtování odchylek.

(24)

Článek 9 nařízení (EU) 2019/943 odkazuje na dlouhodobé trhy. Řecko žádá o výjimku z uvedeného článku, pokud jde o Krétu, vzhledem k tomu, že v rámci hybridního modelu nebudou fungovat žádné dlouhodobé trhy.

(25)

Článek 10 nařízení (EU) 2019/943 odkazuje na technické cenové stropy. Řecko žádá o výjimku z uvedeného článku s ohledem na to, že Kréta nebude v rámci hybridního modelu plně integrována na řeckém velkoobchodním trhu s elektřinou a že pro potřeby Kréty lze vydávat příkazy ke zohlednění cen.

(26)

Článek 11 nařízení (EU) 2019/943 odkazuje na stanovení hodnoty nepokrytého zatížení. Vzhledem k tomu, že Kréta nebude považována za samostatnou nabídkovou zónu, ani zcela integrována do řecké nabídkové zóny, žádá Řecko pro Krétu o výjimku z uvedeného článku.

(27)

Článek 13 nařízení (EU) 2019/943 odkazuje na redispečink. Vzhledem k tomu, že na Krétě nefunguje vyrovnávací trh pro zajišťování výkonové rovnováhy, což má to za následek neuplatňování pravidel pro redispečink, žádá Řecko pro Krétu výjimku z uvedeného článku.

(28)

Řecko ve své žádosti požádalo o výjimku ze základní zásady pro tržní ceny dodávek elektřiny v souladu s čl. 5 odst. 3 směrnice (EU) 2019/944. Tato žádost byla dne 15. července 2021 stažena. Proto není v tomto rozhodnutí požadována žádná další analýza.

(29)

Článek 40 směrnice (EU) 2019/944 stanoví úkoly provozovatelů přenosových soustav. V odstavcích 4 až 7 jsou uvedeny zásady pro obstarávání podpůrných služeb, včetně nefrekvenčních podpůrných služeb. Vzhledem k tomu, že na Krétě neexistuje trh pro zajišťování výkonové rovnováhy a tržní zadávání zakázek na nefrekvenční podpůrné služby, žádá Řecko o výjimku z čl. 40 odst. 4 až 7, pokud jde o úkoly provozovatele přenosové soustavy platné pro Krétu.

(30)

Řecko žádá o výjimku po dobu trvání přechodného období, počínaje zahájením provádění fáze I očekávaném ve druhém čtvrtletí roku 2021 až do zahájení provádění fáze II, které se očekává do konce roku 2023.

(31)

V průběhu konzultace obdržela Komise příspěvek od bulharských orgánů, které sdělily, že nevznášejí žádné námitky proti žádosti Řecka o výjimku.

(32)

V souladu s článkem 64 nařízení (EU) 2019/943 lze výjimku z příslušných ustanovení článků 3 a 6, čl. 7 odst. 1, čl. 8 odst. 1 a 4, článků 9, 10 a 11, článků 14 až 17, článků 19 až 27, 35 až 47 a článku 51 uvedeného nařízení povolit v případě, že členský stát může prokázat existenci zásadních problémů souvisejících s provozováním malých připojených soustav.

(33)

V souladu s článkem 66 směrnice (EU) 2019/944 lze povolit výjimku z příslušných ustanovení článků 7 a 8 a kapitol IV, V a VI uvedené směrnice, pokud členský stát může prokázat existenci zásadních problémů pro provoz malých izolovaných soustav nebo malých připojených soustav. Malé izolované soustavy mohou rovněž požádat o výjimku z článků 4, 5 a 6 uvedené směrnice.

(34)

Kromě případu nejvzdálenějších regionů má být výjimka časově omezena a podléhat podmínkám, jejichž cílem je posílení hospodářské soutěže a začlenění na vnitřní trh s elektřinou.

(35)

A konečně, výjimka má zajistit, aby nebyly kladeny překážky přechodu na obnovitelné zdroje energie, vyšší flexibilitě, ukládání energie, elektromobilitě a odezvě poptávky.

(36)

Nařízení (EU) 2019/943 nestanoví všeobecné automatické výjimky pro malé připojené nebo malé izolované soustavy. Proto navzdory široké škále velikostí a technických charakteristik elektrizačních soustav v Unii mohou a mají být všechny tyto soustavy provozovány v souladu s plným regulačním rámcem.

(37)

Ustanovení čl. 64 odst. 1 nařízení (EU) 2019/943 však stanoví výjimku z použití některých ustanovení uvedeného nařízení, pokud členské státy mimo jiné prokáží, že použití těchto ustanovení na malé připojené soustavy by mohlo vést k zásadním problémům s jejich provozem, zvláště kvůli zeměpisným podmínkám nebo profilům poptávky, které jsou pro dané soustavy relevantní.

(38)

Článek 2 bod 43 směrnice (EU) 2019/944 definuje malou připojenou soustavou jako „každou soustavu, která měla v roce 1996 spotřebu nižší než 3 000 GWh a která získává více než 5 % své roční spotřeby prostřednictvím propojení s jinými soustavami“.

(39)

Ostrov Kréta představuje malou připojenou soustavu vzhledem k tomu, že v roce 1996 byla jeho spotřeba pod hranicí 3 000 GWh. Po dokončení fáze I bude přibližně jedna třetina roční spotřeby Kréty pokryta díky propojení s řeckou kontinentální elektrizační soustavou.

(40)

S dokončením fáze I se tedy Kréta kvalifikuje jako malá připojená soustava ve smyslu čl. 64 odst. 1 písm. a) nařízení (EU) 2019/943.

(41)

Pojem „zásadní problémy“ uvedený v čl. 64 odst. 1 písm. a) nařízení (EU) 2019/943 nebyl v rámci rozhodovací praxe definován ani normotvůrcem, ani Komisí. Otevřená formulace umožňuje Komisi vzít v úvahu všechny potenciální problémy spojené s konkrétní situací malých soustav za předpokladu, že jsou zásadní, a nikoli jen okrajové. Tyto problémy se mohou výrazně lišit v závislosti na zeměpisných zvláštnostech, výrobě a spotřebě dotčené soustavy, ale také na základě technického rozvoje, např. ukládání elektřiny a malá výrobní zařízení. Dále tyto zásadní problémy musí souviset s provozem malých izolovaných soustav a malých připojených soustav.

(42)

Rozšířením řecké nabídkové zóny o Krétu nebo vytvořením tzv. nové krétské nabídkové zóny v případě plné integrace účastníků krétského trhu na řecké trhy s elektřinou fungující v rámci kontinentální propojené soustavy zdůrazňuje Řecko následující problémy, pokud jde o fungování trhu s elektřinou na Krétě:

(43)

V souvislosti s tím, co bylo řečeno ve 41. a 42. bodě odůvodnění, Řecko konstatuje, že je třeba nalézt řešení použitelné na přechodné období. Vzhledem k tomu, že fáze I byla zahájena zkušebně 3. července 2021 a pro obchodní provoz 1. listopadu 2021, je třeba toto řešení zavádět plynule a během krátké doby, aniž by se prováděly podstatné změny stávajícího právního a regulačního rámce, a to vzhledem k nutnosti přizpůsobení účastníků trhu a dočasné povaze řešení. V tomto ohledu se přístup v podobě „dvou nabídkových zón“ zdá být neslučitelný s časovým omezením, zejména s ohledem na proces, který je třeba dodržet k vytvoření nové nabídkové zóny v souladu s článkem 14 nařízení (EU) 2019/943 a článkem 32 nařízení (EU) 2015/1222.

(44)

Na základě posouzení provedeného společností IPTO S.A. a na základě vyhodnocení nákladů na fungování trhu na Krétě podle tří scénářů, konkrétně hybridního modelu navrženého v žádosti, přístupu založeného na jedné nabídkové zóně a přístupu založeného na dvou nabídkových zónách, se výsledné roční přínosy hybridního modelu odhadují na 156 milionů EUR. Pokud jde o další dva scénáře, konkrétně přístup založený na jedné nabídkové zóně a přístup založený na dvou nabídkových zónách, roční přínos se odhaduje na 121 milionů EUR, respektive na 113 milionů EUR. Řecko se proto domnívá, že navrhovaný hybridní model by byl během přechodného období optimálním řešením.

(45)

Řecké orgány poukázaly na to, že skutečnou účast účastníků krétského trhu na řeckém trhu s elektřinou komplikuje nedostatek vhodné měřicí infrastruktury na ostrově (viz 42. bod odůvodnění výše).

(46)

Navíc zatímco by použití nového propojovacího vedení (fáze I) přinášelo značné výhody ve formě snížení nákladů na elektřinu dodávanou na ostrově a snížení emisí CO2, očekává se, že propojovací vedení bude po většinu času přetíženo, a to až do dokončení fáze II (viz 7. a 42. bod odůvodnění výše).

(47)

Z těchto důvodů by integrace krétských účastníků trhu na řecký trh s elektřinou znamenala vysoké náklady na redispečink, pokud by byla provedena skrze rozšíření řecké nabídkové zóny o Krétu (viz 7. a 42. bod odůvodnění výše). Na druhou stranu vytvoření samostatné nabídkové zóny pro Krétu není na krátkou dobu přiměřené vzhledem k tomu, že s dokončením fáze II by se mělo zmírnit jakékoli strukturální přetížení mezi elektroenergetickou sítí Kréty a elektroenergetickou sítí kontinentálního Řecka (viz 8. a 43. bod odůvodnění výše)

(48)

S ohledem na to, co bylo uvedeno v 42. až 47. bodě odůvodnění a rovněž v 7. a 8. bodě odůvodnění, dospěla Komise k závěru, že Řecko prokázalo, že provoz elektrizační soustavy na Krétě jako malé připojené soustavy vytváří zásadní problémy do doby, než bude dokončeno plné propojení s kontinentální sítí. Dočasný hybridní model navržený řeckými orgány je zaměřen na řešení těchto problémů a přináší značné výhody ve srovnání s plnou integrací krétské soustavy na řecký trh s elektřinou během přechodného období.

(49)

Za účelem zavedení hybridního modelu pro ostrov Kréta během přechodného období jsou nezbytné výjimky z ustanovení článku 6, čl. 7 odst. 1, čl. 8 odst. 1 a čl. 8 odst. 4, článků 9, 10 a 11 nařízení (EU) 2019/943 a čl. 40 odst. 4 až 7 směrnice (EU) 2019/944.

(50)

Článek 64 nařízení (EU) 2019/943 neřeší možnost výjimky z článku 13 téhož nařízení. Vzhledem k výjimce z článku 6, čl. 7 odst. 1 a čl. 8 odst. 1, pokud je výjimka udělena, se však článek 13 de facto nepoužije. V čl. 2 bodě 26 nařízení (EU) 2019/943 je „redispečink“ definován jako opatření, včetně omezování zdrojů, aktivované jedním nebo více provozovateli přenosových soustav nebo provozovateli distribučních soustav změnou výroby nebo struktury zatížení, popřípadě obou tak, aby se změnily fyzikální toky v elektrizační soustavě a zmírnilo se přetížení, či jinak zajistila bezpečnost soustavy. Základním odůvodněním je, že provozovatel soustavy koriguje výsledky trhu tak, aby bylo zajištěno, že bude v souladu s fyzickými možnostmi sítě. Tam, kde ještě nelze použít základní tržní rámec, nemá tato korekce žádnou přidanou hodnotu.

(51)

Mimo to se v souladu s čl. 13 odst. 2 nařízení (EU) 2019/943 v kontinentálním Řecku provádí redispečink pomocí vyrovnávacích nabídek. Neexistence trhů pro zajišťování výkonové rovnováhy na Krétě po dobu trvání výjimky by tak neumožnila začlenění do řecké metodiky redispečinku.

(52)

V důsledku 49., 50. a 51. bodu odůvodnění se článek 13 nařízení (EU) 2019/943 de facto nepoužije. Komise však není zmocněna přijmout rozhodnutí ohledně tohoto ustanovení, a proto v tomto ohledu neudělí formální výjimku.

(53)

Podle hybridního modelu nebude v důsledku výjimky z článku 6 a čl. 7 odst. 1 nařízení (EU) 2019/943 na Krétě řecký provozovatel přenosové soustavy IPTO S.A. obstarávat služby výkonové rovnováhy a nefrekvenční podpůrné služby v souladu s čl. 40 odst. 4 až 7 směrnice (EU) 2019/944.

(54)

Proto se odchylka vztahuje pouze na Krétu.

(55)

Podle čl. 64 odst. 1 pátého pododstavce nařízení (EU) 2019/943 má rozhodnutí o výjimce zajistit, aby nebyly kladeny překážky přechodu na obnovitelné zdroje energie, vyšší flexibilitě, ukládání energie, elektromobilitě a odezvě strany poptávky.

(56)

Až do alespoň částečného propojení s kontinentálním Řeckem se na Krétu vztahovala technická omezení, která z důvodu provozních bezpečnostních omezení ukládala maximální podíl obnovitelných zdrojů na 25 % zatížení. S dokončením fáze I se toto omezení stanovené na obnovitelné zdroje zmírní. Hybridní model umožňuje Krétě exportovat svou elektřinu v případě nízkého zatížení a vysoké míry výroby z obnovitelných zdrojů, aby se zabránilo omezování energie z obnovitelných zdrojů.

(57)

Pokud jde o zvýšenou flexibilitu, ukládání energie a odezvu strany poptávky, možnost nabízet služby flexibility, včetně ukládání, na podporu elektrizační soustavy, závisí na kvalitě cenových signálů a jejich schopnosti poskytovat těmto poskytovatelům služeb účinné pobídky podporující investice a nasazování. Strukturální přetížení v nabídkové zóně, ke kterému dojde během přechodného období z fáze I do fáze II, může zpravidla vést ke zkresleným investičním signálům pro místně specifické služby flexibility. V rámci přístupu založeném na dvou nabídkových zónách pro Krétu a kontinentální Řecko by však byl investiční signál vysoce nestabilní, a to vzhledem k časovému rámci pro dokončení fáze II a úplné propojení Kréty s kontinentálním Řeckem, což zmírní strukturální přetížení. Vzhledem k tomu, že spojení s kontinentální částí umožní tržní poskytování služeb flexibility, je krátkodobá výjimka umožňující rychlou integraci Kréty do kontinentální soustavy přínosem pro integraci odezvy strany poptávky, ukládání energie a dalších zdrojů flexibility.

(58)

Článek 64 nařízení (EU) 2019/943 nevyžaduje, aby rozhodnutí o výjimce maximalizovala potenciál pro flexibilitu nebo ukládání energie, ale aby cílila jen na zajištění toho, aby výjimka nevytvářela překážku. Jinými slovy, výjimka nesmí bránit vývoji, k němuž by bez výjimky přirozeně docházelo. V tomto ohledu je nanejvýš důležitý dočasný status výjimky a připravenost na plné fungování trhu hned, jakmile bude dokončena fáze II.

(59)

Přestože tedy výjimka neklade překážky přechodu k vyšší flexibilitě, včetně ukládání energie, je důležité vzít v úvahu potřebu vhodných investičních signálů a dopad výjimky na případné ukládání energie nebo jiné investice do flexibility.

(60)

Vzhledem ke svému přechodnému charakteru nemá hybridní model žádný znatelný dopad na další rozvoj obnovitelných zdrojů energie, flexibilitu, ukládání energie, elektromobilitu a odezvu poptávky.

(61)

Podle čl. 64 odst. 1 nařízení (EU) 2019/943 Komise stanoví, v jakém rozsahu má tato výjimka zohledňovat používání kodexů sítě a pokynů. S výjimkou ustanovení, kterých se týká rozsah výjimky podrobně uvedený v oddílu 5.3 výše, jsou kodexy sítě a pokyny pro Krétu použitelné.

(62)

Článek 64 nařízení (EU) 2019/943 výslovně stanoví, že výjimka musí být časově omezena a podléhat podmínkám, jejichž cílem je posílení hospodářské soutěže a začlenění na vnitřní trh s elektřinou.

(63)

Žádost o výjimku je omezena na přechodné období, které se prodlouží nejpozději do konce roku 2023.

(64)

Rozumí se, že propojovací vedení mezi Krétou a řeckou kontinentální soustavou by mělo být do konce roku 2023 zprovozněno spolu s vhodnou měřicí infrastrukturou, která Krétě umožní stát se součástí řeckých velkoobchodních trhů s elektřinou. Jakékoli další zpoždění by vyžadovalo podání nové žádosti o výjimku.