(1)

El 21 de febrero de 2022, la Comisión adoptó la Decisión (UE) 2022/258 (3), por la que se concede a Grecia una excepción a las siguientes disposiciones del Reglamento (UE) 2019/943 y de la Directiva (UE) 2019/944, en lo que respecta a la isla de Creta:

(2)

La excepción concedida en la Decisión (UE) 2022/258 era de aplicación hasta el 31 de diciembre de 2023 o hasta la interconexión plena entre la isla de Creta y la Grecia continental, si esta fecha fuera anterior.

(3)

El 18 de diciembre de 2023, Grecia presentó a la Comisión una nueva solicitud de excepción (en lo sucesivo, «la solicitud») a las disposiciones mencionadas en el considerando 1 en lo que respecta a la isla de Creta. En la nueva solicitud, Grecia explicó que, debido a retrasos imprevisibles en los procesos pertinentes de construcción y concesión de licencias, la interconexión plena de la isla de Creta no podía tener lugar para finales de diciembre de 2023 y solicitó una nueva excepción a esas disposiciones hasta el 31 de diciembre de 2025 o hasta la finalización de la interconexión plena entre la isla de Creta y la Grecia continental, si esta fecha fuera anterior.

(4)

El 28 de febrero de 2024, la Comisión publicó la solicitud en su sitio web e invitó a los Estados miembros y a las partes interesadas a que formularan observaciones hasta el 27 de marzo de 2024. Solo una parte presentó observaciones, relativas a la instalación de capacidad adicional de generación de energía convencional en Creta, así como a la remuneración de dicha capacidad. Más concretamente, dicha parte se mostró preocupada por que el régimen de remuneración aplicable tal vez no fuera compatible con las normas de la UE aplicables a los mecanismos de capacidad. Para disipar cualquier duda, Grecia no ha solicitado ninguna excepción a las normas de la UE aplicables a los mecanismos de capacidad, lo que significa que esas normas siguen aplicándose a cualquier régimen de remuneración de la capacidad de generación en Creta. Por lo tanto, las observaciones recibidas quedan fuera del ámbito de aplicación de la presente Decisión. Además, la presente Decisión se entiende sin perjuicio del Derecho de la UE en materia de ayudas estatales.

(5)

La isla de Creta está situada en el mar Mediterráneo, al sur de la Grecia continental. Hasta el 3 de julio de 2021 contaba con una red eléctrica autónoma, no conectada a la red eléctrica continental de Grecia.

(6)

Como se explica en los considerandos 6 a 9 de la Decisión (UE) 2022/258, Grecia trató la interconexión plena de la isla de Creta con la Grecia continental como un proyecto prioritario que debía completarse a finales de 2023 y estaba planificado en dos fases:

(7)

Antes de que finalizara la fase I de la interconexión, el mercado de la electricidad en Creta funcionaba de manera que los productores y proveedores no presentaban ninguna oferta en el mercado griego y las unidades de generación se despachaban conforme a sus costes variables mínimos. El precio de casación al por mayor de la electricidad en Creta se calculaba mensualmente, sobre la base de los costes variables y totales de las unidades de energía convencionales, que pertenecían en su totalidad a la empresa titular Public Power Cooperation S. A. («PPC S. A.»). PPC S. A. era el único generador de energía convencional de la isla. Además, había varios productores de electricidad procedente de fuentes de energías renovables («FER») que tenían una tarifa fija con arreglo a un contrato de compra de electricidad o una tarifa fija en función de la fecha de inicio de funcionamiento de cada unidad. La aplicación de este modelo cesó una vez finalizada la fase I (1 de noviembre de 2021).

(8)

Durante el período transitorio entre la finalización de la fase I y de la fase II (el «período transitorio») se aplica un modelo de mercado híbrido al mercado de la electricidad de Creta (el «modelo híbrido»). Los detalles del funcionamiento del modelo híbrido se describieron en los considerandos 15 a 19 de la Decisión (UE) 2022/258.

(9)

En resumen, según el modelo híbrido, la bolsa de energía griega HEnEX presenta órdenes para toda la carga y generación térmica de Creta, tanto en el mercado diario como en el intradiario. Esas órdenes se presentan en nombre de todos los representantes de carga y productores de electricidad térmica de Creta. Todos los contratos de FER se han transferido al operador de fuentes de energía renovable y garantías de origen («DAPEEP») por decisión ministerial y todos los datos de medición pertinentes para las FER existentes y nuevas en Creta son facilitados a DAPEEP por el gestor de red de distribución («HEDNO S. A.»). Al mismo tiempo, DAPEEP presenta órdenes para toda la generación de FER en Creta. Sobre la base de estas órdenes, la demanda total de electricidad, según las previsiones del gestor de red de transporte griego («IPTO S. A.»), se asigna a los representantes de carga de acuerdo con su ratio porcentual de suministro calculada previamente con carácter mensual por HEDNO S. A. Al término de este proceso, toda la carga y el perfil de generación de Creta se introducen virtualmente en los mercados diario e intradiario del sistema interconectado de la Grecia continental.

(10)

Según la solicitud, el funcionamiento de la fase I de la interconexión sigue las señales económicas de la formación de precios en la red interconectada peninsular frente al mercado de la electricidad de Creta. Dado que los costes de generación de electricidad térmica en Creta son elevados, la fase I de la interconexión importa electricidad a Creta, en su mayor parte. Sin embargo, no siempre es así. Durante los períodos de baja carga y elevada generación de electricidad a partir de FER en Creta, se invierte el flujo de los cables de la fase I de la interconexión y la electricidad fluye de Creta al continente. Grecia explicó que, cuando eso ocurre, la electricidad de este tipo se genera a partir de FER, ya que se considera que toda la generación térmica provee la carga local en Creta.

(11)

Grecia notificó que el modelo híbrido había entrado en vigor mediante las siguientes disposiciones nacionales: los artículos 105, 107 y 108 de la Ley griega 4821/2021 y las Decisiones n.o 755/2021 y n.o 807/2021 de la autoridad nacional de reglamentación (RAE).

(12)

Grecia notificó también que, durante el período transitorio, el modelo híbrido había demostrado ser el sistema de mercado más adecuado, eficiente y eficaz para Creta, en comparación con las dos alternativas consideradas, a saber, la integración de Creta en el mercado griego de la electricidad a través de una única zona o de dos zonas de oferta, respectivamente. En apoyo de esa declaración, Grecia presentó información que demostraba que el modelo híbrido había dado lugar a importantes ahorros de costes, evitado costes excesivos de redespacho, generado menores costes de suministro de electricidad y permitido el uso eficiente de tecnologías menos contaminantes.

(13)

En relación con el mercado minorista, Grecia alegó que estaba abierto a todos los proveedores y que en ese momento había unos quince proveedores activos en la isla de Creta. Dado que los costes de generación en la isla de Creta son superiores a los costes de la red eléctrica interconectada griega, Grecia optó por que los proveedores aplicaran una tarifa única para cada categoría de clientes en todo su territorio. Esa decisión estuvo motivada por razones de cohesión social.

(14)

La solicitud de excepción presentada para la isla de Creta se basa en su calificación como pequeña red conectada en el sentido del artículo 64, apartado 1, letra a), del Reglamento (UE) 2019/943. Esta calificación se confirmó en los considerandos 36 a 40 de la Decisión (UE) 2022/258.

(15)

Grecia solicitó para la isla de Creta una nueva excepción del artículo 6, el artículo 7, apartado 1, el artículo 8, apartados 1 y 4, y los artículos 9, 10 y 11 del Reglamento (UE) 2019/943.

(16)

Grecia solicitó para la isla de Creta una nueva excepción del artículo 40, apartados 4 a 7, de la Directiva (UE) 2019/944.

(17)

Grecia solicitó que la excepción tuviera la misma duración que el período transitorio, es decir, hasta finales de 2025, momento en el cual Creta estará plenamente interconectada con la Grecia continental. Grecia aclaró que, si bien algunas mejoras de la red en la isla de Creta tendrían lugar gradualmente hasta finales de 2028, no pondrían en peligro la finalización ni el funcionamiento de la fase II de la interconexión.

(18)

En la solicitud, Grecia alegó que, si bien estaba previsto que la interconexión plena concluyera a finales de 2023, lo que correspondía a la duración de la excepción concedida en la Decisión (UE) 2022/258, la finalización del proyecto se había retrasado. Según el calendario actualizado presentado por Grecia, la interconexión plena estaba prevista para finales de 2025. Grecia explicó que el proyecto estaba experimentando retrasos considerables debido a acontecimientos que eran imprevisibles antes del inicio de las obras de construcción.

(19)

Más concretamente, Grecia alegó que la pandemia de COVID-19 había provocado retrasos considerables en la obtención de determinados materiales de construcción y servicios. Además, el descubrimiento de antigüedades importantes durante las obras de excavación provocó más retrasos, ya que las autoridades arqueológicas competentes tuvieron que participar en los procesos de concesión de permisos, que ya estaban en curso. Grecia también mencionó que se habían encontrado cavidades cársticas subterráneas en la zona de construcción, lo que había obligado a suspender las obras hasta que dichas cavidades se evaluaran y trataran de manera suficiente. Por último, las inundaciones que tuvieron lugar en septiembre de 2023 provocaron más retrasos en el proyecto, ya que afectaron al proceso de producción del proveedor de estructuras de acero de la estación transformadora de Creta.

(20)

De conformidad con el artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943, puede concederse una excepción a las disposiciones pertinentes del artículo 6, el artículo 7, apartado 1, el artículo 8, apartados 1 y 4, y los artículos 9, 10 y 11 de dicho Reglamento en dos casos:

(21)

De conformidad con el artículo 66, apartado 1, párrafo primero, de la Directiva (UE) 2019/944, puede concederse una excepción con respecto a las disposiciones pertinentes de los artículos 7 y 8 y de los capítulos IV, V y VI de dicha Directiva para las pequeñas redes aisladas y las pequeñas redes conectadas si el Estado o los Estados miembros pueden demostrar que existen problemas sustanciales para el funcionamiento de dichas redes.

(22)

Tanto en virtud del Reglamento (UE) 2019/943 como de la Directiva (UE) 2019/944, en el caso de las pequeñas redes conectadas, los Estados miembros deben demostrar que existen problemas sustanciales para el funcionamiento de dichas redes. Además, la excepción debería estar limitada en el tiempo y sujeta a condiciones destinadas a aumentar la competencia y la integración en el mercado interior de la electricidad.

(23)

La calificación de la isla de Creta como pequeña red conectada se evaluó en los considerandos 36 a 40 de la Decisión (UE) 2022/258. Dado que esa evaluación sigue siendo válida, la isla de Creta se considera pequeña red conectada a efectos del artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943 y del artículo 66 de la Directiva (UE) 2019/944.

(24)

El término «problemas sustanciales» mencionado en el artículo 64, apartado 1, letra a), del Reglamento (UE) 2019/943 no ha sido definido ni por el legislador ni por la Comisión en su práctica decisoria. La formulación abierta permite a la Comisión tener en cuenta todos los problemas posibles relacionados con la situación específica de las pequeñas redes, siempre y cuando sean sustanciales y no solo marginales. Dichos problemas pueden variar significativamente según las particularidades geográficas, la producción y el consumo de la red en cuestión, pero también en función de los avances técnicos, como el almacenamiento de electricidad y la generación a pequeña escala. Además, esos problemas sustanciales deben estar relacionados con el funcionamiento de las pequeñas redes aisladas y las pequeñas redes conectadas.

(25)

En la solicitud, Grecia explicó los problemas que surgirían para el funcionamiento de la red eléctrica de Creta si aplicara el Reglamento (UE) 2019/943 y la Directiva (UE) 2019/944 en su totalidad durante el período transitorio. La aplicación íntegra de ambos actos jurídicos requeriría la integración de Creta en los mercados de la electricidad griegos, a través de una zona («supuesto de una zona de oferta») o de dos zonas («supuesto de dos zonas de oferta»). Los retos conexos presentados en la solicitud se referían a los mismos problemas sustanciales que habían sido evaluados por la Comisión en la Decisión (UE) 2022/258.

(26)

En resumen, Grecia puso de relieve problemas para el funcionamiento del mercado de la electricidad en Creta en caso de que se aplicaran en su totalidad el Reglamento (UE) 2019/943 y la Directiva (UE) 2019/944.

(27)

Por una parte, la integración de los participantes de Creta en el mercado griego de la electricidad en el supuesto de una zona de oferta conllevaría elevados costes de redespacho que, en última instancia, tendrían que ser soportados por los consumidores de electricidad. En todo caso, las deficiencias de la infraestructura de medición no permitirían la plena integración de los participantes del mercado de Creta en los mercados de electricidad diario, intradiario y de balance de Grecia. Concretamente, no se cuenta con los sistemas de medición necesarios, y estos no estarían listos antes del primer trimestre de 2024.

(28)

Por otra parte, la creación de una zona de oferta separada no solo requeriría inversiones adicionales en infraestructuras que, en cualquier caso, no se completarían durante el período de la excepción solicitada, sino que también parecería inadecuada por razones de eficiencia general del mercado, estabilidad y solidez de la zona de oferta. Tampoco sería una solución proporcionada, teniendo en cuenta la duración limitada de la excepción.

(29)

En la solicitud, Grecia también facilitó algunas actualizaciones de la información presentada antes de la adopción de la Decisión (UE) 2022/258. Entre otras cosas, estimó que, en los supuestos hipotéticos de una zona de oferta y de dos zonas de oferta, el coste total de la electricidad sería superior, en unos 190 millones EUR y en unos 217 millones EUR, respectivamente, al coste real en el contexto del modelo híbrido para el período.

(30)

Por lo tanto, es necesario remitirse a la evaluación de ambos supuestos realizada en los considerandos 41 a 48 de la Decisión (UE) 2022/258 y concluir que Grecia ha demostrado la existencia de problemas sustanciales para el funcionamiento de la red eléctrica de Creta como pequeña red conectada hasta que la isla esté interconectada plenamente con la red continental, es decir, hasta que finalice la fase II del proyecto de interconexión.

(31)

El modelo híbrido temporal aplicable actualmente en Creta tiene por objeto abordar esos problemas y, por los motivos indicados en el considerando 29, reporta beneficios significativos en comparación con la plena integración de la red de Creta en el mercado de la electricidad griego durante el período transitorio.

(32)

Por lo que se refiere al artículo 6 del Reglamento (UE) 2019/943, Grecia alegó que el modelo híbrido actualmente aplicable en la isla de Creta no incluye un mercado de balance. Por lo tanto, sería necesaria una excepción a dicho artículo para que el modelo híbrido siga aplicándose hasta que la isla de Creta esté plenamente interconectada.

(33)

Por lo que se refiere al artículo 7, apartado 1, y al artículo 8, apartados 1 y 4, del Reglamento (UE) 2019/943, Grecia señala que el modelo híbrido actualmente aplicable en la isla de Creta no prevé mercados diario e intradiario, ni operaciones en ninguno de estos mercados. Por lo tanto, según Grecia, sería necesaria una excepción a dichos artículos para que el modelo híbrido siga aplicándose hasta que la isla de Creta esté plenamente interconectada.

(34)

Igualmente, a raíz de lo expuesto en el considerando 33, Grecia considera que la integración de los mercados a plazo, los límites técnicos de las ofertas y el valor de carga perdida a que se refieren los artículos 9, 10 y 11 del Reglamento (UE) 2019/943 no se aplican al modelo híbrido en la isla de Creta. Por lo tanto, según Grecia, sería necesaria una excepción a dichos artículos para que el modelo híbrido siga aplicándose hasta que la isla de Creta esté plenamente interconectada.

(35)

En el caso de la excepción solicitada con respecto al artículo 6, al artículo 7, apartado 1, al artículo 8, apartados 1 y 4, y a los artículos 9, 10 y 11 del Reglamento (UE) 2019/943, esas disposiciones se refieren a requisitos relativos a los mercados a plazo, diario, intradiario y de balance. Sobre la base de la información presentada por Grecia, parece que esos mercados no pueden implantarse eficazmente en la isla de Creta, teniendo en cuenta las particularidades de la red eléctrica que se aplican actualmente en ese territorio. Por lo tanto, está justificada una excepción a esas disposiciones.

(36)

Grecia alegó que el modelo híbrido no prevé un mercado de balance ni la obtención de servicios auxiliares basada en el mercado. Para que el modelo híbrido siga funcionando durante el período transitorio, sería necesaria una excepción a dicho artículo.

(37)

Puesto que en la isla de Creta no existe un mercado de balance ni la contratación basada en el mercado de servicios auxiliares de no frecuencia, está justificada una excepción a las obligaciones dispuestas en el artículo 40, apartados 4 a 7, de la Directiva (UE) 2019/944.

(38)

De conformidad con el artículo 64, apartado 1, párrafo quinto, del Reglamento (UE) 2019/943 y con el artículo 66, apartado 2, de la Directiva (UE) 2019/944, una decisión de excepción debe garantizar que no se obstaculice la transición a las energías renovables, una mayor flexibilidad, el almacenamiento de energía, la electromovilidad y la respuesta de la demanda.

(39)

En relación con la transición a las energías renovables y la mayor flexibilidad, incluida la respuesta de la demanda, y con el almacenamiento de energía, cabe señalar que el buen funcionamiento de los mercados a plazo, diario, intradiario y de balance, en consonancia con los requisitos establecidos en el Reglamento (UE) 2019/943 y en la Directiva (UE) 2019/944, debe proporcionar las señales de despacho e inversión necesarias para maximizar el desarrollo potencial de dichas tecnologías. Se prevé que esto suceda una vez que la isla de Creta esté plenamente interconectada con la Grecia continental.

(40)

Como se indica en el considerando 56 de la Decisión (UE) 2022/258, antes de la finalización de la fase I de la interconexión se aplicaban a Creta limitaciones técnicas que imponían una penetración máxima de las energías renovables al 25 % de la carga, debido a las limitaciones de seguridad operativa. La finalización de la fase I alivió, en cierta medida, esa limitación impuesta a las energías renovables. El modelo híbrido permite a Creta exportar su electricidad en caso de que haya una carga baja y una elevada generación de energías renovables, a fin de evitar la restricción de las energías renovables. Grecia presentó cifras en apoyo de esta afirmación y demostró que, durante 2021 y especialmente en 2022, que fue el primer año completo de funcionamiento de la fase I de la interconexión, se produjo un aumento de la producción de FER en comparación con años anteriores.

(41)

Grecia señala que la excepción solicitada no ralentizaría el desarrollo ni la preparación ya en curso para la instalación de nuevas capacidades de FER en la isla de Creta. Grecia también alegó que, una vez finalizada la interconexión plena, Creta tendría cabida para, al menos, 2 150 MW de FER, cifra que, teniendo en cuenta la instalación de unidades de almacenamiento, podría aumentar a 2 500 MW.

(42)

Por lo que se refiere a la mayor flexibilidad, al almacenamiento de energía y a la respuesta de la demanda, la posibilidad de ofrecer servicios de flexibilidad, incluido el almacenamiento, para apoyar la red eléctrica depende de la calidad de las señales de precios y de la capacidad para ofrecer incentivos eficientes a la inversión y al despacho a los proveedores de esos servicios. Por regla general, la congestión estructural dentro de una zona de oferta, que es lo que ocurrirá durante el período transitorio de la fase I a la fase II, puede dar lugar a señales de inversión distorsionadas para los servicios de flexibilidad específicos de cada ubicación. Sin embargo, en un planteamiento de dos zonas para Creta y la Grecia continental, las señales de inversión serían muy inestables, en vista del horizonte temporal previsto para la finalización de la fase II y la plena interconexión de Creta con la Grecia continental, que aliviará la congestión estructural. Por lo tanto, dado que la conexión con el continente permitirá la prestación de servicios de flexibilidad basados en el mercado, una excepción a corto plazo que permita la integración rápida de Creta en la red continental es beneficiosa para la integración de la respuesta de la demanda, el almacenamiento de energía y otras fuentes de flexibilidad.

(43)

El artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943 no exige que las decisiones de excepción maximicen el potencial de flexibilidad o de almacenamiento de energía. Una excepción en virtud de dicho artículo solo tiene por objeto garantizar que no obstaculice dicha transición. En otras palabras, la excepción no debería impedir avances que tendrían lugar de forma natural de no existir la excepción. Es poco probable que, de no concederse la excepción, se desarrollen mercados a plazo, diario, intradiario y de balance que funcionen correctamente en cada una de las redes eléctricas de la isla de Creta. Esto se debe a los retos relacionados con el funcionamiento de las pequeñas redes eléctricas conectadas, los bajísimos niveles de competencia en el segmento de la generación y la falta de conexión con el mercado continental. A este respecto, la duración limitada de la excepción y la disposición para operar plenamente en el mercado tan pronto como finalice la fase II son de suma importancia.

(44)

Habida cuenta de su índole de corto plazo, parece que el modelo híbrido no tiene una repercusión significativa en el desarrollo futuro de las energías renovables, la flexibilidad, el almacenamiento de energía, la electromovilidad y la respuesta de la demanda.

(45)

Por último, el artículo 64, apartado 1, del Reglamento (UE) 2019/943 exige que la Comisión establezca en qué medida la excepción debe tener en cuenta la aplicación de códigos de red y directrices. En este caso, salvo en lo relativo a las disposiciones afectadas por el ámbito de la excepción detallado en los considerandos 32 a 37, los códigos de red y las directrices son aplicables a la isla de Creta, y seguirán siéndolo.

(46)

El artículo 64 del Reglamento (UE) 2019/943 y el artículo 66 de la Directiva (UE) 2019/944 disponen expresamente que la excepción debe estar limitada en el tiempo y sujeta a condiciones destinadas a aumentar la competencia y la integración en el mercado interior de la electricidad.

(47)

A la luz de las razones expuestas por Grecia en el considerando 19, la nueva solicitud de excepción se limita al período transitorio que finaliza el 31 de diciembre de 2025 a más tardar.

(48)

Se entiende que, para el 31 de diciembre de 2025, cabe esperar que el interconector entre Creta y la red continental griega esté operativo, junto con la infraestructura de medición adecuada que permita a Creta formar parte de los mercados mayoristas de la electricidad griegos. Grecia confirmó que no habrá más retrasos en la finalización del proyecto de interconexión.

(49)

Aunque la solicitud se recibió el 18 de diciembre de 2023, no fue posible adoptar la presente Decisión antes del 31 de diciembre de 2023, momento en el que expiró la excepción concedida en la Decisión (UE) 2022/258. A fin de evitar cambios rápidos e imprevisibles del marco regulador para el período comprendido entre el 1 de enero de 2024 y la fecha de adopción de la presente Decisión, lo que podría perjudicar gravemente el funcionamiento del mercado en la isla de Creta y posiblemente en la Grecia continental, la presente Decisión debe aplicarse a partir del día siguiente a la fecha de finalización de la excepción concedida en la Decisión (UE) 2022/258, es decir, a partir del 1 de enero de 2024.