(1)

Den 21. februar 2022 vedtog Kommissionen afgørelse (EU) 2022/258 (3), hvorved Grækenland blev fritaget fra følgende bestemmelser i forordning (EU) 2019/943 og direktiv (EU) 2019/944 for så vidt angår Kreta:

(2)

Den fritagelse, der blev indrømmet ved afgørelse (EU) 2022/258, fandt anvendelse indtil den 31. december 2023, eller indtil Kreta blev fuldt sammenkoblet med det græske fastland, alt efter hvad der indtraf først.

(3)

Den 18. december 2023 indgav Grækenland en ny anmodning til Kommissionen om fritagelse (»ansøgningen«) fra de bestemmelser, der er nævnt i betragtning 1, for så vidt angår Kreta. I den nye anmodning forklarede Grækenland, at på grund af uforudsete forsinkelser i de relevante anlægsprocesser og tilladelsesprocedurer kunne Kreta ikke fuldt sammenkobles inden udgangen af december 2023, og Grækenland anmodede således om en ny fritagelse fra disse bestemmelser, gældende indtil den 31. december 2025 eller fuldførelsen af den fulde sammenkobling af Kreta med det græske fastland, alt efter hvad der indtraf først.

(4)

Den 28. februar 2024 offentliggjorde Kommissionen ansøgningen på sit websted og opfordrede medlemsstater og interessenter til at fremsætte bemærkninger senest den 27. marts 2024. Kun én part fremsatte bemærkninger, som vedrørte installationen af yderligere konventionel produktionskapacitet på Kreta samt betalingen for denne kapacitet. Mere specifikt gav parten udtryk for bekymring for, at den relevante vederlagsordning muligvis ikke er forenelig med de EU-regler, der finder anvendelse på kapacitetsmekanismer. For at undgå tvivl har Grækenland ikke anmodet om fritagelse fra de EU-regler, der gælder for kapacitetsmekanismer, hvilket betyder, at disse regler fortsat finder anvendelse på alle vederlagsordninger for produktionskapacitet på Kreta. De modtagne bemærkninger falder derfor uden for denne afgørelses anvendelsesområde. Desuden berører denne afgørelse ikke EU's statsstøtteregler.

(5)

Øen Kreta ligger i Middelhavet syd for det græske fastland. Indtil den 3. juli 2021 havde øen et selvstændigt elsystem, der ikke var koblet til elektricitetssystemet på det græske fastland.

(6)

Som beskrevet i betragtning 6-9 i afgørelse (EU) 2022/258, behandlede Grækenland den fulde sammenkobling af Kreta med det græske fastland som et prioriteret projekt, der efter planen skulle være afsluttet ved udgangen af 2023, og som skulle gennemføres i to faser:

(7)

Før afslutningen af fase I af sammenkoblingen fungerede elektricitetsmarkedet på Kreta således, at producenter og leverandører ikke afgav bud på det græske marked, og produktionsenhederne blev lastfordelt i henhold til deres mindst mulige variable omkostninger. I engrosleddet blev auktionsprisen for elektricitet på Kreta beregnet på månedsbasis ud fra de variable og samlede omkostninger for de konventionelle produktionsanlæg, som alle tilhørte det græske statslige elektricitetsselskab, Public Power Cooperation S.A. (»PPC S.A.«). PPC S.A. var den eneste konventionelle elproducent på øen. Der var desuden flere producenter af elektricitet fra vedvarende energikilder (»VE«) med en fast takst i henhold til en elkøbsaftale eller en fast takst, der afhang af datoen for idriftsættelsen af den enkelte enhed. Anvendelsen af denne model ophørte, da fase I blev afsluttet (den 1. november 2021).

(8)

I overgangsperioden mellem afslutningen af fase I og afslutningen af fase II (»overgangsperioden«) anvendes der på elektricitetsmarkedet på Kreta en hybrid markedsmodel (»den hybride model«). Nærmere oplysninger om anvendelsen af den hybride model findes i betragtning 15-19 i afgørelse (EU) 2022/258.

(9)

Som følge af den hybride model afgiver den græske elbørs HEnEX ordrer svarende til hele forbruget og produktionen fra varmekraft på Kreta på både day-ahead- og intraday-markedet. Ordrerne afgives på vegne af samtlige forbrugsrepræsentanter og producenter af varmekraft på Kreta. Alle VE-kontrakter er blevet overført til operatøren af vedvarende energikilder (»DAPEEP«) ved ministeriel beslutning, og alle relevante målerdata for både eksisterende og nye vedvarende energikilder på Kreta leveres til DAPEEP af distributionssystemoperatøren (»HEDNO S.A.«). Samtidig afgiver DAPEEP ordrer for al produktion af vedvarende energi på Kreta. På grundlag af disse ordrer fordeles den samlede efterspørgsel efter elektricitet som anslået af den græske transmissionssystemoperatør (»IPTO S.A.«) blandt forbrugsrepræsentanterne i overensstemmelse med deres procentvise andel af forsyningen, som forudberegnes på månedsbasis af HEDNO S.A. Når denne proces er afsluttet, indføres hele Kretas forbrugs- og produktionsprofil virtuelt på day-ahead- og intraday-markedet for det græske fastlands sammenkoblede system.

(10)

Ifølge ansøgningen følger driften af fase I af sammenkoblingen de økonomiske signaler fra prisdannelsen i det sammenkoblede system på fastlandet med hensyn til elektricitetsmarkedet på Kreta. Da omkostningerne ved produktion af elektricitet fra varmekraft er høje på Kreta, importeres der i fase I af sammenkoblingen hovedsagelig elektricitet til Kreta. Dette er imidlertid ikke altid tilfældet. I perioder med lavt forbrug og høj produktion af elektricitet fra vedvarende energikilder på Kreta vender strømmens retning i kablerne i fase I af sammenkoblingen, og elektriciteten løber fra Kreta til fastlandet. Grækenland har forklaret, at når dette sker, er denne elektricitet produceret ved hjælp af vedvarende energikilder, fordi hele produktionen fra varmekraft anses for at skulle dække det lokale forbrug på Kreta.

(11)

Grækenland har fremført, at den hybride model trådte i kraft ved hjælp af følgende nationale foranstaltninger: Artikel 105, 107 og 108 i den græske lov nr. 4821/2021 og den nationale tilsynsmyndigheds (RAE's) afgørelse nr. 755/2021 og 807/2021.

(12)

Grækenland har endvidere fremført, at den hybride model i overgangsperioden har vist sig at være det mest hensigtsmæssige og effektive markedssystem for Kreta sammenlignet med de to alternativer, der er blevet overvejet, nemlig integrationen af Kreta i det græske elmarked gennem henholdsvis et enkelt eller to budområder. Til støtte for denne påstand har Grækenland fremlagt oplysninger, der viser, at den hybride model har medført betydelige omkostningsbesparelser, undgåelse af uforholdsmæssigt høje omfordelingsomkostninger, lavere omkostninger ved leveret elektricitet og effektiv anvendelse af mindre forurenende teknologier.

(13)

Vedrørende detailmarkedet har Grækenland fremført, at det er åbent for alle leverandører, og at ca. 15 i øjeblikket er aktive på Kreta. Da produktionsomkostningerne på Kreta er højere end omkostningerne i det sammenkoblede græske elsystem, har Grækenland besluttet, at leverandørerne skal anvende en enhedstakst for hver kundekategori på hele dets området. Denne beslutning er begrundet i hensynet til den sociale samhørighed.

(14)

Den anmodning om fritagelse, der er indgivet for Kreta, er baseret på Kretas kvalificering som et lille forbundet system som omhandlet i artikel 64, stk. 1, litra a), i forordning (EU) 2019/943. Denne kvalificering er blevet bekræftet i betragtning 36-40 i afgørelse (EU) 2022/258.

(15)

Grækenland har anmodet om en ny fritagelse for Kreta fra artikel 6, artikel 7, stk. 1, artikel 8, stk. 1 og 4, og artikel 9, 10 og 11 i forordning (EU) 2019/943.

(16)

Grækenland har anmodet om en ny fritagelse for Kreta fra artikel 40, stk. 4-7, i direktiv (EU) 2019/944.

(17)

Grækenland har anmodet om, at fritagelsen får samme varighed som overgangsperioden, dvs. indtil udgangen af 2025, hvor Kreta vil være fuldt sammenkoblet med det græske fastland. Grækenland har præciseret, at selv om visse netopgraderinger på Kreta gradvist vil finde sted indtil udgangen af 2028, vil de ikke bringe færdiggørelsen og driften af fase II af sammenkoblingen i fare.

(18)

I ansøgningen anførte Grækenland, at selv om der var planlagt fuld sammenkobling ved udgangen af 2023, svarende til varigheden af den fritagelse, der blev indrømmet ved afgørelse (EU) 2022/258, er færdiggørelsen af projektet blevet forsinket. Ifølge den opdaterede tidsplan, som Grækenland har indsendt, skal den fulde sammenkobling være afsluttet inden udgangen af 2025. Grækenland har forklaret, at projektet er forsinket betydelidt på grund af begivenheder, som ikke kunne forudses forud for påbegyndelsen af anlægsarbejdet.

(19)

Mere specifikt fremførte Grækenland, at covid-19-pandemien medførte betydelige forsinkelser i anskaffelsen af visse byggematerialer og tjenesteydelser. Desuden medførte opdagelsen af vigtige antikke fund under udgravningsarbejdet yderligere forsinkelser, fordi de kompetente arkæologiske myndigheder skulle inddrages i tilladelsesprocedurerne, som allerede var i gang. Grækenland nævnte også, at konstateringen af karsthulrum i det underjordiske område under byggepladsen betød, at arbejdet måtte indstilles, indtil situationen med disse hulrum var blevet vurderet, og en passende løsning var blevet fundet. Endelig forårsagede de oversvømmelser, der fandt sted i september 2023, yderligere forsinkelse af projektet, da de påvirkede produktionsprocessen hos leverandøren af stålstrukturen til omformerstationen på Kreta.

(20)

I henhold til artikel 64 i forordning (EU) 2019/943 kan der indrømmes en fritagelse fra de relevante bestemmelser i nævnte forordnings artikel 6, artikel 7, stk. 1, artikel 8, stk. 1 og 4, samt artikel 9, 10 og 11 i to tilfælde:

(21)

I henhold til artikel 66, stk. 1, første afsnit, i direktiv (EU) 2019/944 kan der indrømmes en fritagelse fra de relevante bestemmelser i artikel 7 og 8 og i kapitel IV, V og VI i nævnte direktiv for små isolerede systemer og små forbundne systemer, hvis medlemsstaten/medlemsstaterne kan påvise, at der er betydelige problemer med driften af disse systemer.

(22)

Både i henhold til forordning (EU) 2019/943 og til direktiv (EU) 2019/944 skal medlemsstaterne, når der er tale om små forbundne systemer, påvise, at der er betydelige problemer med driften af disse systemer. Desuden bør fritagelsen være tidsbegrænset og underlagt betingelser, der har til formål at øge konkurrencen og integrationen med det indre marked for elektricitet.

(23)

Kvalificeringen af Kreta som et lille forbundet system blev vurderet i betragtning 40-36 i afgørelse (EU) 2022/258. Da denne vurdering stadig er gyldig, betragtes Kreta som et lille forbundet system med henblik på artikel 64 i forordning (EU) 2019/943 og artikel 66 i direktiv (EU) 2019/944.

(24)

Udtrykket »betydelige problemer« i artikel 64, stk. 1, litra a), i forordning (EU) 2019/943 er ikke blevet defineret af hverken lovgiveren eller Kommissionen i sin beslutningspraksis. Den åbne formulering giver Kommissionen mulighed for at tage hensyn til alle potentielle problemer forbundet med små systemers særlige situation, forudsat at de er betydelige og ikke blot har marginal betydning. Sådanne problemer kan variere meget afhængig af de særlige geografiske forhold, der gør sig gældende for det pågældende system, produktionen og forbruget, men også på grund af teknologisk udvikling såsom elektricitetslagring og små produktionsanlæg. Disse betydelige problemer skal desuden forekomme i tilknytning til driften af små isolerede systemer eller små forbundne systemer.

(25)

I ansøgningen forklarede Grækenland de problemer, landet ville støde på i forbindelse med driften af elektricitetssystemet på Kreta, hvis det skulle anvende forordning (EU) 2019/943 og direktiv (EU) 2019/944 i deres helhed i overgangsperioden. En fuldstændig anvendelse af disse retsakter vil kræve, at Kreta integreres i de græske elektricitetsmarkeder gennem et enkelt budområde (»scenario med ét budområde«) eller to budområder (»scenario med to budområder«). De dermed forbundne udfordringer, der blev forelagt i ansøgningen, henviste til de samme betydelige problemer, som Kommissionen vurderede i afgørelse (EU) 2022/258.

(26)

Kort sagt fremhævede Grækenland problemer med driften af elektricitetsmarkedet på Kreta, hvis forordning (EU) 2019/943 og direktiv (EU) 2019/944 ville finde anvendelse i deres helhed.

(27)

På den ene side vil integrationen af Kretas markedsdeltagere i det græske elmarked i scenariet med ét budområde medføre høje omfordelingsomkostninger, som i sidste ende skal betales af elforbrugerne. Under alle omstændigheder vil utilstrækkelig målerinfrastruktur ikke gøre det muligt for markedsdeltagere på Kreta at deltage fuldt ud i Grækenlands day-ahead-, intraday- og balancemarkeder for elektricitet. Navnlig er de nødvendige målersystemer ikke indført og vil ikke blive det før første kvartal af 2024.

(28)

På den anden side vil oprettelsen af et særskilt budområde ikke blot kræve yderligere infrastrukturinvesteringer, som under alle omstændigheder ikke vil blive gennemført i den periode, som der er anmodet om fritagelse for, men det forekommer også uhensigtsmæssigt af hensyn til den samlede markedseffektivitet, stabilitet og robusthed i budområdet. Desuden ville det heller ikke være en forholdsmæssig løsning i betragtning af fritagelsens begrænsede varighed.

(29)

I ansøgningen fremlagde Grækenland også visse opdateringer af de oplysninger, der blev indsendt forud for vedtagelsen af afgørelse (EU) 2022/258. Grækenland anslog bl.a., at i det hypotetiske scenario med ét budområde eller to budområder ville de samlede elomkostninger være henholdsvis ca. 190 mio. EUR og 217 mio. EUR højere end de faktiske omkostninger i forbindelse med den hybride model for perioden.

(30)

Det er derfor nødvendigt at henvise til den konkrete vurdering i betragtning 48-41 i afgørelse (EU) 2022/258 og konkludere, at Grækenland har påvist, at der er betydelige problemer med driften af elektricitetssystemet på Kreta som et lille forbundet system, indtil øen er fuldt sammenkoblet med fastlandsnettet, dvs. indtil fase II af sammenkoblingsprojektet er afsluttet.

(31)

Den midlertidige hybride model, der i øjeblikket anvendes på Kreta, har til formål at løse disse problemer og giver af de grunde, der er anført i betragtning 29, betydelige fordele i forhold til en fuld integration af Kretas system i det græske elmarked i overgangsperioden.

(32)

Med hensyn til artikel 6 i forordning (EU) 2019/943 fremførte Grækenland, at den hybride model, der i øjeblikket anvendes på Kreta, ikke omfatter et balancemarked. Derfor vil en fritagelse fra denne artikel være nødvendig, for at den hybride model fortsat kan anvendes, indtil Kreta er fuldt sammenkoblet.

(33)

For så vidt angår artikel 7, stk. 1, og artikel 8, stk. 1 og 4, i forordning (EU) 2019/943 bemærker Grækenland, at den hybride model, som den i øjeblikket anvendes på Kreta, ikke omfatter day-ahead- eller intraday-markedet eller handler på nogen af disse markeder. Ifølge Grækenland vil en fritagelse fra disse artikler derfor være nødvendig, for at den hybride model fortsat kan anvendes, indtil Kreta er fuldt sammenkoblet.

(34)

På samme måde er Grækenland i forlængelse af det, der er anført i betragtning 33, af den opfattelse, at integrationen af forwardmarkederne, de tekniske begrænsninger på bud og value of lost load som omhandlet i artikel 9, 10 og 11 i forordning (EU) 2019/943 ikke finder anvendelse på den hybride model på Kreta. Ifølge Grækenland vil en fritagelse fra disse artikler derfor være nødvendig, for at den hybride model fortsat kan anvendes, indtil Kreta er fuldt sammenkoblet.

(35)

Med hensyn til den anmodede fritagelse fra artikel 6, artikel 7, stk. 1, artikel 8, stk. 1 og 4, og artikel 9, 10 og 11, i forordning (EU) 2019/943 omhandler disse bestemmelser krav vedrørende forward-, day-ahead-, intraday- og balancemarkederne. På grundlag af de oplysninger, som Grækenland har fremlagt, lader det til, at disse markeder ikke kan etableres effektivt på Kreta set i lyset af de særlige forhold, der gør sig gældende for elektricitetssystemet på øen. En fritagelse fra disse bestemmelser er derfor berettiget.

(36)

Grækenland har fremført, at den hybride model ikke giver mulighed for et balancemarked eller markedsbaseret anskaffelse af systembærende ydelser. For at den hybride model fortsat kan fungere i overgangsperioden, vil en fritagelse fra nævnte artikel være nødvendig.

(37)

Da der ikke findes et balancemarked og en markedsbaseret anskaffelse af ikkefrekvensrelaterede systembærende ydelser på Kreta, er en fritagelse fra forpligtelserne i artikel 40, stk. 4-7, i direktiv (EU) 2019/944 berettiget.

(38)

I henhold til artikel 64, stk. 1, femte afsnit, i forordning (EU) 2019/943 og artikel 66, stk. 2, i direktiv (EU) 2019/944 skal det i forbindelse med en afgørelse om fritagelse sikres, at fritagelsen ikke hindrer overgangen til vedvarende energi, øget fleksibilitet, energilagring, elektromobilitet og fleksibelt elforbrug.

(39)

Med hensyn til omstillingen til vedvarende energi og øget fleksibilitet, herunder fleksibelt elforbrug og energilagring, må det bemærkes, at velfungerende forward-, day-ahead-, intraday- og balancemarkeder i overensstemmelse med kravene i forordning (EU) 2019/943 og direktiv (EU) 2019/944 bør give de nødvendige lastfordelingssignaler og investeringssignaler for at maksimere den potentielle udvikling af disse teknologier. Dette forventes at ske, når Kreta er fuldt sammenkoblet med det græske fastland.

(40)

Som anført i betragtning 56 i afgørelse (EU) 2022/258 gjaldt der forud for afslutningen af fase I af sammenkoblingen tekniske begrænsninger for Kreta, som førte til en maksimal udbredelse af vedvarende energi på 25 % af belastningen som følge af driftsmæssige sikkerhedsproblemer. Afslutningen af fase I ophævede i et vist omfang denne begrænsning for vedvarende energi. Den hybride model gør det muligt for Kreta at eksportere sin elektricitet i tilfælde af lavt forbrug og høj produktion af vedvarende energi for at undgå indskrænkning af vedvarende energikilder. Til støtte for denne påstand har Grækenland fremlagt tal, hvoraf det fremgår, at der i 2021 og navnlig i 2022, som markerede det første fulde år for driften af fase I af sammenkoblingen, var en stigning i produktionen fra vedvarende energikilder i forhold til tidligere år.

(41)

Grækenland bemærker, at den fritagelse, der anmodes om, ikke vil forsinke den allerede igangværende udvikling og forberedelse af installationen af ny VE-kapacitet på Kreta. Grækenland har også fremført, at Kreta efter færdiggørelsen af den fulde sammenkobling vil have en produktion fra vedvarende energikilder på minimum 2 150 MW, som ved installationen af lagringsenheder kan stige til 2 500 MW.

(42)

Hvad angår øget fleksibilitet, energilagring og fleksibelt elforbrug afhænger muligheden for at tilbyde fleksibilitetstjenester, herunder lagring, til støtte for det elektriske system af, hvor gode prissignalerne er, og om de giver udbyderne af sådanne tjenester reelle investerings- og lastfordelingsincitamenter. Som hovedregel kan strukturel overbelastning inden for et budområde, hvilket vil være tilfældet i overgangsperioden fra fase I til fase II, resultere i fordrejede investeringssignaler for lokalitetsspecifikke fleksibilitetstjenester. I en tilgang med to budområder for Kreta og det græske fastland vil investeringssignalet imidlertid være meget ustabilt i betragtning af tidsrammen for afslutningen af fase II og den fuldstændige sammenkobling mellem Kreta og det græske fastland, hvilket vil aflaste den strukturelle overbelastning. Da sammenkoblingen med fastlandet vil muliggøre markedsbaseret levering af fleksibilitetstjenester, er en kortsigtet fritagelse, der muliggør en hurtig integration af Kreta i fastlandssystemet, derfor gavnlig for integrationen af fleksibelt elforbrug, energilagring og andre fleksibilitetskilder.

(43)

I artikel 64 i forordning (EU) 2019/943 stilles der ikke krav om, at afgørelser om fritagelser maksimerer mulighederne for fleksibilitet eller energilagring. En fritagelse i henhold til nævnte artikel har kun til formål at sikre, at en sådan overgang ikke hindres. Med andre ord må fritagelsen ikke hindre den udvikling, der uden en fritagelse ellers ville ske naturligt. Det er usandsynligt, at der uden fritagelsen vil blive udviklet velfungerende forward-, day-ahead-, intraday- og balancemarkeder for de enkelte elsystemer på Kreta. Dette skyldes de udfordringer, der er forbundet med driften af de små forbundne elsystemer, den meget lave konkurrence i produktionssegmentet og den manglende sammenkobling med fastlandet. I den forbindelse er det yderst vigtigt, at fritagelsen er midlertidig, og at alt er klart til fuldstændig markedsaktivitet, så snart fase II er afsluttet.

(44)

I betragtning af den hybride models kortsigtede karakter synes den ikke at have nogen mærkbar indvirkning på den videre udvikling af vedvarende energi, fleksibilitet, energilagring, elektromobilitet og fleksibelt elforbrug.

(45)

Endelig skal Kommissionen i henhold til artikel 64, stk. 1, i forordning (EU) 2019/943 angive, i hvilket omfang fritagelsen skal tage hensyn til anvendelsen af netreglerne og retningslinjerne. Med undtagelse af de bestemmelser, der berøres af anvendelsesområdet for fritagelsen som beskrevet i betragtning 32-37, finder netreglerne og retningslinjerne fortsat anvendelse på Kreta.

(46)

Det fremgår tydeligt af artikel 64 i forordning (EU) 2019/943 og artikel 66 i direktiv (EU) 2019/944, at fritagelsen skal være tidsbegrænset, og at den skal være omfattet af betingelser, der tager sigte på at øge konkurrencen og integration med det indre marked for elektricitet.

(47)

I lyset af de grunde, som Grækenland har anført i betragtning 19, er den nye anmodning om fritagelse begrænset til en overgangsperiode, der udløber senest den 31. december 2025.

(48)

Det er underforstået, at samkøringslinjen mellem Kreta og systemet på det græske fastland forventes driftsklar senest den 31. december 2025 sammen med en passende målerinfrastruktur, der gør det muligt for Kreta at blive en del af de græske engrosmarkeder for elektricitet. Grækenland har bekræftet, at der ikke vil komme yderligere forsinkelser i gennemførelsen af sammenkoblingsprojektet.

(49)

Selv om ansøgningen blev modtaget den 18. december 2023, var det ikke muligt at vedtage denne afgørelse før den 31. december 2023, hvor den fritagelse, der blev indrømmet ved afgørelse (EU) 2022/258, udløb. For at undgå hurtige og uforudsigelige ændringer af de lovgivningsmæssige rammer gældende for perioden mellem den 1. januar 2024 og datoen for vedtagelsen af denne afgørelse, som i alvorlig grad kan skade markedets funktion på Kreta og eventuelt på det græske fastland, bør denne afgørelse finde anvendelse fra datoen efter slutdatoen for den fritagelse, der er indrømmet ved afgørelse (EU) 2022/258, dvs. fra den 1. januar 2024 —