(1)

3. juunil 2021 esitas Kreeka Vabariik (edaspidi „Kreeka“) komisjonile taotluse Kreeta suhtes erandi tegemiseks (edaspidi „taotlus“) kooskõlas määruse (EL) 2019/943 artikliga 64 ja direktiivi (EL) 2019/944 artikliga 66. Taotluses palutakse teha erand määruse (EL) 2019/943 artiklist 6, artikli 7 lõikest 1, artikli 8 lõigetest 1 ja 4, artiklitest 9, 10, 11 ja 13 ning direktiivi (EL) 2019/944 artikli 40 lõigetest 4–7 piiratud ajavahemikuks, st kuni 31. detsembrini 2023.

(2)

1. juulil 2021 avaldas komisjon taotluse oma veebisaidil (3) ning kutsus liikmesriike ja sidusrühmi üles esitama märkusi kuni 12. augustini 2021.

(3)

Kreeka saar Kreeta asub Vahemeres, Kreeka mandriosast lõuna pool. Sellel oli kuni 3. juulini 2021 autonoomne elektrivõrk, mis ei olnud ühendatud mandriosa riikliku elektrivõrguga.

(4)

Komisjoni otsuse 2014/536/EL (4) kohaselt, millega tehti Kreekale erand Euroopa Parlamendi ja nõukogu direktiivi 2009/72/EÜ (5) teatavatest sätetest, peeti Kreeta võrku väikeseks eraldatud võrguks direktiivi (EL) 2019/944 artikli 2 punkti 42 tähenduses. Kreeta kõrgepingevarad kuuluvad äriühingule Public Power Corporation S.A. (edaspidi „PPC S.A.“) ja neid käitab jaotusvõrguettevõtja (edaspidi „HEDNO S.A.“). Kuna Kreeta võrk ei olnud Kreeka mandriosa võrguga ühendatud, ei saanud see osaleda 2020. aasta novembris käivitatud Kreeka järgmise päeva, päevasisesel ja tasakaalustamisturul.

(5)

Komisjoni otsuse 2014/536/EL artikli 4 kohaselt ei kohaldata ettenähtud erandeid enam väikeste ja üliväikeste eraldatud võrkude suhtes, kui need ühendatakse ühendatud võrguga. Olenemata sellest lõpetasid Kreeka ametiasutused kõnealuse otsusega Kreeta suhtes tehtud erandi alates 1. jaanuarist 2017 (6).

(6)

Kreeka peab Kreeta võrgu ühendamist mandriosa elektrivõrguga väga oluliseks projektiks, et tagada saarele ohutu ja usaldusväärne elektrivarustus. Täpsemalt viiakse Kreeta võrguga ühendamine, mille Kreeka reguleeriv asutus (edaspidi „RAE“) on kümneaastaste võrgu arengukavadega heaks kiitnud ja mis käsitlevad vastavalt perioode 2017–2026, 2018–2027 ja 2019–2028, ellu kahes etapis.

(7)

I etapil toimub Kreeta lääneosa (Chaniá maakond) võrgu ühendamine Peloponnesose poolsaare kõrgepinge-vahelduvvooluliinidega, mille nominaalne edastamisvõimsus on ligikaudu 150 MW. Seepärast eeldatakse, et I etapi lõpuleviimine katab vaid osa Kreeta elektrivajadusest (ligikaudu kolmandiku Kreeta elektritarbimisest, mis on 710 MW tippnõudluse ajal ja 3 TWh aastas) ning et sellega ei saa Kreetast Kreeka elektrivõrgu täielikult ühendatud osa. Mandriosa elektrivõrgu ja Kreeta vaheline ühendus peaks eeldatavasti toimima maksimumvõimsusel või selle lähedal, arvestades, et selle võimsus ei rahulda täielikult Kreeta nõudlust, ning elektrienergiat imporditakse Kreetale mandriosa ühendatud võrgust väiksemate tootmiskulude tõttu. Projekti katseperiood algas 3. juulil 2021 (7) ja tööstusliku käitamise periood 1. novembril 2021 (8).

(8)

II etapil toimub Kreeta keskosa (Irákleio maakond) võrgu ühendamine Kreeka mandriosaga (Atika piirkond) kahe kõrgepinge-alalisvoolukaabli kaudu, mille nominaalne edastamisvõimsus on ligikaudu 1 000 MW. II etapi lõpus peaks Kreeta olema täielikult ühendatud mandriosa ülekandevõrguga ja saare elektrinõudlus peaks olema täielikult rahuldatud. II etapi kaablid peaksid eeldatavasti saama kasutamiseks valmis 2023. aastaks.

(9)

Kreeka selgitab, et I etapis välja töötatud võrkudevahelise ühenduse ärieesmärgil kasutusele võtmise ajaks tuli Kreeta kõrgepinge elektrivõrk üle anda Kreeka põhivõrguettevõtjale (edaspidi „IPTO S.A.“), kes omab ja käitab neid varasid alates nimetatud kuupäevast. HEDNO S.A. ei käita enam Kreeta kõrgepingevõrku, kuid käitab endiselt madal- ja keskpingevõrke. Üleandmine toimus 1. augustil 2021, enne Kreeta ja Kreeka mandriosa võrkude vahelise ühenduse I etapi ärieesmärgil kasutusele võtmist.

(10)

Praegu ei esita Kreeta tootjad ja tarnijad Kreeka turul pakkumusi ning üksused jaotatakse vastavalt nende minimaalsetele muutuvkuludele. Kreeta elektri hulgimüügi kliiringhind arvutatakse iga kuu, võttes aluseks tavapäraste elektritootmisüksuste, nimelt PPC S.A. tootmisüksuste muutuv- ja kogukulud, kuna see on saare ainus tavapärane elektritootja. Lisaks on mitu taastuvenergia tootjat, kelle tasu on kindlaks määratud elektriostulepingu alusel või vastavalt iga tootmisüksuse kasutuselevõtu kuupäevale.

(11)

Alates I etapi lõpuleviimisest kuni II etapi lõpuleviimiseni ja Kreeta täieliku ühendamiseni Kreeka mandriosa elektrivõrguga (edaspidi „üleminekuperiood“) on Kreeta ja mandriosa elektrivõrgu vahelise võrguühenduse ülekandevõime struktuurselt piiratud. Ilma erandita on võimalikud kaks järgmist varianti:

(12)

Lisaks puudub Kreetal piisav mõõtetaristu, mis võimaldaks Kreeta nõuetekohast lõimimist Kreeka elektri hulgimüügituruga enne 2023. aastat.

(13)

Praegu on Kreeta jaemüügiturg avatud kõigile Kreeka turul tegutsevatele tarnijatele, kellest kakskümmend tegutsevad Kreetal. Võttes arvesse asjaolu, et Kreetal on tootmiskulud suuremad kui Kreeka ühendatud elektrivõrgus, otsustas Kreeka sotsiaalse ühtekuuluvuse huvides, et tarnijad kohaldavad kogu Kreeka territooriumil iga tarbijate kategooriate kohta ühtset tasu.

(14)

Erandeid määruse (EL) 2019/943 artiklist 6, artikli 7 lõikest 1, artikli 8 lõigetest 1 ja 4, artiklitest 9, 10, 11 ja 13 ning direktiivi (EL) 2019/944 artikli 40 lõigetest 4–7 taotletakse selleks, et leida Kreeta järgmise päeva, päevasisese ja tasakaalustamisturu toimimisele lahendus. Seda lahendust kohaldataks Kreeta ja Kreeka mandriosa elektrivõrgu ühendamise üleminekuperioodil. Erandid lõppevad seetõttu II etapi lõpuleviimisel (9).

(15)

Taotleja teeb ettepaneku kasutada üleminekuperioodil nn hübriidmudelit, mille kohaselt käsitatakse Kreeta ja Kreeka mandriosa võrkude vahelist ühendust tasakaaluhaldurina määruse (EL) 2019/943 artikli 2 punkti 14 tähenduses. Selline haldur tegutseb Kreeta seisukohast enamasti virtuaalse elektritootmisüksusena ja Kreeka mandriosa seisukohast virtuaalse koormusena, importides elektrienergiat Kreeka mandriosalt Kreetale. Kui Kreetal toodetakse taastuvenergiat nii suures mahus, et tootmismaht ületab koormust, võib seda vastassuunas juhtida, et vältida taastuvate energiaallikate piiramist. Kreeta ühenduse tasakaaluhaldur loob füüsilise ühenduse Kreeka mandriosa võrguga Chaniá alajaama kõrgepinge poolel. Elekter, mille ta Kreeka mandriosa võrgust võtab või sinna suunab, registreeritakse Chaniá alajaama kõrgepinge mõõtetaristus.

(16)

RAE hindas 25. maist 2021 kuni 9. juunini 2021 toimunud avaliku konsultatsiooni tulemuste põhjal võimalikke viise, kuidas virtuaalne tasakaaluhaldur saaks osaleda Kreeka mandriosa elektrivõrgul toimival turul.

(17)

Kavandatud hübriidmudeli puhul esitaks Kreeka elektribörs HEnEX hinnavõtuga elektripakkumused Kreeta turuosaliste nimel Kreeka järgmise päeva ja päevasisesel elektri hulgimüügiturul vastavalt IPTO S.A. ja HEDNO S.A. arvutatud eelprognoosidele. Kreeka esitas kaks varianti, mille RAE esitas 25. maist 2021 kuni 9. juunini 2021 toimunud avalikuks konsulteerimiseks. Nendes kahes variandis kirjeldati üksikasjalikult, kuidas saab pakkumisi praktikas korraldada – nii koormuse ja tootmise eraldamise korral kui ka ilma eraldamiseta. Need kaks varianti on järgmised:

Tasakaaluarvelduse summad nõutakse Kreeta turuosalistelt sisse tagantjärele, võttes aluseks võrkudevahelise ühenduse graafiku ja mõõdetud voo võrdluse ning HEDNO S.A. arvutatud jaotamispõhimõtte.

(18)

RAE korraldatud avaliku konsultatsiooni käigus saadi 11 vastust (10). Arvestades konsultatsiooni tulemusi ja enamiku vastajate soovi minimeerida rakendatava variandi finantsmõju seoses nõutavate finants- ja muude tagatistega, valis RAE 2021. aasta juunis teise variandi rakendamise.

(19)

Selleks et rakendada Kreeta elektri hulgimüügituru toimimise ja elektrisüsteemi tasakaalustamise teise variandi hübriidmudelit, mida kohaldatakse üleminekuperioodil, taotleb Kreeka Kreeta võrgu suhtes teatavatest määruses (EL) 2019/943 ja direktiivis (EL) 2019/944 sätestatud nõuetest erandi tegemist.

(20)

Kreeka on seisukohal, et kavandatud hübriidmudel on kooskõlas elektriturgude toimimise põhimõtetega, mis on sätestatud määruse (EL) 2019/943 artiklis 3. Seetõttu ei hõlma taotletud erandid kõnealuse määruse artiklit 3.

(21)

Määruse (EL) 2019/943 artiklis 6 on sätestatud eeskirjad tasakaalustamisturu kohta. Kreeka taotleb Kreeta puhul erandit kõnealusest artiklist, kuna hübriidmudel ei hõlma tasakaalustamisturgu.

(22)

Määruse (EL) 2019/943 artikli 7 lõikes 1 käsitletakse põhivõrguettevõtjate ja määratud elektriturukorraldajate korraldatud lõimitud järgmise päeva ja päevasiseste turgude juhtimist kooskõlas komisjoni määrusega (EL) 2015/1222 (11). Kreeka taotleb Kreeta suhtes kõnealusest artiklist erandi tegemist, kuna hübriidmudel ei hõlma päevasisest ega järgmise päeva turgu.

(23)

Määruse (EL) 2019/943 artikli 8 lõikes 1 on sätestatud määratud elektriturukorraldajate kohustus võimaldada turuosalistel kaubelda energiaga kuni piirkonnaüleste tehingute sulgemisajani päevasisesel turul. Kõnealuse määruse artikli 8 lõikes 4 on sätestatud kohustus kehtestada kõigis plaanimispiirkondades tasakaaluarveldusperioodiks 15 minutit. Kreeka taotleb Kreeta suhtes kõnealustest lõigetest erandi tegemist, kuna hübriidmudel ei hõlma Kreeta puhul järgmise päeva ega päevasisest kauplemist ega 15-minutilist tasakaaluarveldusperioodi.

(24)

Määruse (EL) 2019/943 artiklis 9 käsitletakse forvardturgusid. Kreeka taotleb Kreeta suhtes kõnealusest artiklist erandi tegemist, kuna hübriidmudel ei hõlma forvardturgu.

(25)

Määruse (EL) 2019/943 artiklis 10 käsitletakse tehnilisi pakkumispiire. Kreeka taotleb erandit sellest artiklist, kuna hübriidmudeli korral ei lõimita Kreetat täielikult Kreeka elektri hulgimüügituruga ning Kreeta puhul on võimalik esitada hinnavõtuga tellimusi.

(26)

Määruse (EL) 2019/943 artiklis 11 käsitletakse saamata jäänud energia hinna kindlaksmääramist. Kuna Kreetat ei käsitata eraldi pakkumispiirkonnana ega Kreeka pakkumispiirkonda täielikult lõimituna, taotleb Kreeka Kreeta suhtes kõnealusest artiklist erandi tegemist.

(27)

Määruse (EL) 2019/943 artiklis 13 käsitletakse koormuse ümberjaotamist. Kuna Kreeta puhul puudub tasakaalustamisturg ja seetõttu ei kohaldata koormuse ümberjaotamise eeskirju, taotleb Kreeka Kreeta suhtes kõnealusest artiklist erandi tegemist.

(28)

Kreeka taotles ka erandit elektri turupõhiste tarnehindade aluspõhimõttest kooskõlas direktiivi (EL) 2019/944 artikli 5 lõikega 3. See taotlus võeti 15. juulil 2021 tagasi. Seetõttu ei ole käesolevas otsuses vaja teha täiendavat analüüsi.

(29)

Direktiivi (EL) 2019/944 artiklis 40 on sätestatud põhivõrguettevõtjate ülesanded. Lõigetes 4–7 on sätestatud tugiteenuste, sealhulgas sagedusega mitteseotud tugiteenuste hankimise põhimõtted. Võttes arvesse, et Kreeta puhul puudub tasakaalustamisturg ning selles ei toimu sagedusega mitteseotud tugiteenuste turupõhist hankimist, taotleb Kreeka erandit artikli 40 lõigetest 4–7 seoses Kreeta suhtes kohaldatavate põhivõrguettevõtjate ülesannetega.

(30)

Kreeka taotleb erandit üleminekuperioodiks, mis kestab I etapi kasutuselevõtmisest eeldatavasti 2021. aasta teises kvartalis kuni II etapi eeldatava kasutuselevõtmiseni 2023. aasta lõpus.

(31)

Konsultatsiooni käigus sai komisjon tagasisidet Bulgaaria ametiasutustelt, kes teatasid, et nad ei esita Kreeka esitatud erandi tegemise taotluse suhtes vastuväiteid.

(32)

Määruse (EL) 2019/943 artikli 64 kohaselt võidakse teha erand artiklite 3 ja 6, artikli 7 lõike 1, artikli 8 lõigete 1 ja 4, artiklite 9, 10 ja 11, artiklite 14–17, artiklite 19–27, artiklite 35–47 ja artikli 51 asjakohastest sätetest, kui liikmesriik suudab tõendada, et väikeste ühendatud võrkude käitamisel on olulisi probleeme.

(33)

Kooskõlas direktiivi (EL) 2019/944 artikliga 66 võib teha erandi kõnealuse direktiivi artiklite 7 ja 8 ning IV, V ja VI peatüki asjakohastest sätetest, kui liikmesriik suudab tõendada, et väikeste eraldatud võrkude või väikeste ühendatud võrkude käitamisel on olulisi probleeme. Väikeste eraldatud võrkude puhul võib taotleda ka erandit kõnealuse direktiivi artiklitest 4, 5 ja 6.

(34)

Erand peab olema ajaliselt piiratud ja sellele kohaldatakse tingimusi, mille eesmärk on suurendada konkurentsi ja lõimumist elektrienergia siseturuga, v.a äärepoolseimate piirkondade korral.

(35)

Samuti peab erandi eesmärk olema tagada, et see ei takista üleminekut taastuvenergiale, paindlikkuse suurendamist, energia salvestamist, elektromobiilsust ega tarbimiskaja.

(36)

Määruses (EL) 2019/943 ei ole väikestele ühendatud või väikestele eraldatud võrkudele ette nähtud automaatselt üldkohaldatavaid erandeid. Seetõttu saab ja tuleb kõiki selliseid võrke käitada kooskõlas kogu õigusraamistikuga, olenemata ELi elektrivõrkude suuruse ja tehniliste näitajate märkimisväärsetest erinevustest.

(37)

Kuid määruse (EL) 2019/943 artikli 64 lõikes 1 on ette nähtud erand kõnealuse määruse teatavate sätete kohaldamisest, kui liikmesriigid tõendavad muu hulgas, et nende sätete kohaldamine väikestele ühendatud võrkudele võib tekitada nende käitamisel olulisi probleeme, eelkõige asjaomaste võrkude geograafiliste tingimuste või nõudluse struktuuri tõttu.

(38)

Direktiivi (EL) 2019/944 artikli 2 punkti 43 kohaselt on väike ühendatud võrk iga võrk, kus tarbimine oli 1996. aastal väiksem kui 3 000 GWh ja milles rohkem kui 5 % iga-aastasest tarbimisest kaetakse ühenduste kaudu teiste võrkudega.

(39)

Kreeta kujutab endast väikest ühendatud võrku, sest selle tarbimine oli 1996. aastal väiksem kui 3 000 GWh. I etapi lõpuleviimisel tagatakse ligikaudu kolmandik Kreeta iga-aastasest tarbimisest ühenduse kaudu Kreeka mandriosa elektrivõrguga.

(40)

Seetõttu vastab Kreeta I etapi lõpuleviimisel väikese ühendatud võrgu tingimustele määruse (EL) 2019/943 artikli 64 lõike 1 punkti a tähenduses.

(41)

Määruse (EL) 2019/943 artikli 64 lõike 1 punktis a viidatud mõistet „olulised probleemid“ ei ole määratlenud ei seadusandja ega ka komisjon oma otsustuspraktikas. Selline lai sõnastus võimaldab komisjonil arvesse võtta kõiki väikeste võrkude eriomase olukorraga seotud võimalikke probleeme, tingimusel, et need probleemid on olulised, mitte kõigest vähetähtsad. Kõnealused probleemid võivad olla väga erinevad, olenevalt asjaomase võrgu geograafilistest erijoontest, tootmismahust ja tarbimisest, võttes ühtlasi arvesse tehnika arengut, nt elektrienergia salvestamist ja väikesemahulist elektritootmist. Lisaks peavad need olulised probleemid olema seotud väikeste eraldatud ja väikeste ühendatud võrkude toimimisega.

(42)

Kreeka juhib tähelepanu sellele, et kui Kreeta turuosalised lõimitaks täielikult Kreeka elektriturgudega, mis toimivad mandriosa ühendatud võrgu alusel, laiendades Kreeka pakkumispiirkonda Kreetale või luues Kreetale uue pakkumispiirkonna, tekiksid seoses Kreeta elektrituru toimimisega järgmised probleemid:

(43)

Võttes arvesse selgitusi põhjendustes 41 ja 42, märgib Kreeka, et vaja on leida üleminekuperioodil kohaldatav lahendus. Kuna 3. juulil 2021 algas I etapi katseperiood ja 1. novembril 2021 selle äritegevuslik periood, tuleb turuosaliste kohanemisvajadust ja lahenduse ajutist olemust arvesse võttes rakendada seda lahendust sujuvalt ja lühikesel ajavahemikul, ilma praegust õigus- ja reguleerivat raamistikku oluliselt muutmata. Sellega seoses näib kahe pakkumispiirkonna lahendus olevat vastuolus ajaliste piirangutega, eriti arvestades protsessi, mida tuleb järgida uue pakkumispiirkonna loomisel vastavalt määruse (EL) 2019/943 artiklile 14 ja määruse (EL) 2015/1222 artiklile 32.

(44)

Arvestades IPTO S.A. tehtud hindamist ja kolme lahenduse (taotluses soovitatud hübriidmudel, ühe pakkumispiirkonna käsitlus ja kahe pakkumispiirkonna käsitlus) alusel tehtud Kreeta turu toimimise kulude hindamisi, on hübriidmudelist saadav kasu hinnanguliselt 156 miljonit eurot aastas. Ülejäänud kahe lahenduse, nimelt ühe pakkumispiirkonna ja kahe pakkumispiirkonna käsitluse puhul on hinnanguline kasu vastavalt 121 miljonit eurot aastas ja 113 miljonit eurot aastas. Seetõttu leiab Kreeka, et kavandatud hübriidmudel oleks üleminekuperioodil optimaalne lahendus.

(45)

Kreeka ametiasutused on märkinud, et Kreeta turuosaliste tegelikku osalemist Kreeka elektriturul takistab asjaolu, et Kreetal puudub asjakohane mõõtemistaristu (vt põhjendus 42).

(46)

Kuigi uue võrkudevahelise ühenduse (I etapp) kasutamine tooks kaasa märkimisväärseid eeliseid, nagu Kreetale tarnitava elektri hinna alandamine ja CO2 heite vähendamine, eeldatakse, et võrkudevahelise ühenduse ülekandevõime on kuni II etapi lõpuni enamasti piiratud (vt põhjendused 7 ja 42).

(47)

Neil põhjustel kaasneks Kreeta turuosaliste lõimimisega Kreeka elektrituruga suured koormuse ümberjaotamise kulud, kui selle tegemiseks laiendatakse Kreeka pakkumispiirkonda Kreetale (vt põhjendused 7 ja 42). Teisest küljest ei ole Kreeta jaoks lühikeseks ajaks eraldi pakkumispiirkonna loomine proportsionaalne ning võttes ka arvesse asjaolu, et II etapi lõpuleviimise järel peaks vähenema Kreeta elektrivõrgu ja Kreeka mandriosa elektrivõrgu vaheline struktuurne ülekandevõime piiratus (vt põhjendused 8 ja 43).

(48)

Võttes arvesse selgitusi põhjendustes 42–47 ning põhjendustes 7 ja 8, järeldab komisjon, et Kreeka on tõendanud, et Kreetal kui väikesel ühendatud võrgul on olulisi probleeme elektrivõrgu käitamisel, kuni täielik ühendus mandriosa võrguga on lõpule viidud. Kreeka ametiasutuste kavandatud ajutise hübriidmudeli eesmärk on neid probleeme lahendada ja sellega kaasneb märkimisväärne kasu võrreldes sellega, kui Kreeta võrk oleks üleminekuperioodil täielikult Kreeka elektrituruga lõimitud.

(49)

Selleks et rakendada Kreetal üleminekuperioodil hübriidmudelit, on vaja teha erandid määruse (EL) 2019/943 artiklist 6, artikli 7 lõikest 1, artikli 8 lõigetest 1 ja 4, artiklitest 9, 10 ja 11 ning direktiivi (EL) 2019/944 artikli 40 lõigetest 4–7.

(50)

Määruse (EL) 2019/943 artiklis 64 ei käsitleta võimalust teha erand määruse artiklist 13. Võttes aga arvesse erandit artiklist 6, artikli 7 lõikest 1 ja artikli 8 lõikest 1, ei ole artikkel 13 de facto kohaldatav. Määruse (EL) 2019/943 artikli 2 punktis 26 on „koormuse ümberjaotamine“ määratletud kui „ühe või mitme põhivõrguettevõtja või jaotusüsteemiettevõtja algatatud meede, sealhulgas võimsuse piiramine, millega muudetakse tootmisgraafikut, koormusgraafikut või mõlemat eesmärgiga muuta füüsilisi vooge elektrisüsteemis ja leevendada füüsilise ülekandevõime piiratust või tagada muul moel süsteemi turvalisus“. Selle aluseks on põhimõte, et võrguettevõtja korrigeerib turumõju, et tagada selle vastavus võrgu füüsilistele võimetele. Kui turu põhiraamistik ei ole veel kohaldatav, ei ole sellisel korrigeerimisel mitte mingisugust lisaväärtust.

(51)

Lisaks toimub koormuse ümberjaotamine Kreeka mandriosas, kasutades tasakaalustamisenergia pakkumusi vastavalt määruse (EL) 2019/943 artikli 13 lõikele 2. Tasakaalustamisturgude puudumine Kreetal erandi kehtivuse ajal ei võimaldaks seetõttu seda lõimida Kreeka koormuse ümberjaotamise metoodikasse.

(52)

Seega ei oleks vastavalt põhjendustele 49, 50 ja 51 määruse (EL) 2019/943 artikkel 13 de facto kohaldatav. Komisjonil ei ole siiski õigust selle sätte kohta otsust vastu võtta ja seepärast ei tee ta selle suhtes ametlikku erandit.

(53)

Hübriidmudeli kohaselt ei hangi Kreeka põhivõrguettevõtja IPTO S.A. Kreetal tasakaalustamisteenuseid ega sagedusega mitteseotud tugiteenuseid kooskõlas direktiivi (EL) 2019/944 artikli 40 lõigetega 4–7, arvestades erandit määruse (EL) 2019/943 artiklist 6 ja artikli 7 lõikest 1.

(54)

Seepärast kohaldatakse erandit ainult Kreeta suhtes.

(55)

Määruse (EL) 2019/943 artikli 64 lõike 1 viiendas lõigus on sätestatud, et erandi tegemise otsuse eesmärk on tagada, et see ei takista üleminekut taastuvenergiale, paindlikkuse suurendamist, energia salvestamist, elektromobiilsust ega tarbimiskaja.

(56)

Kuni vähemalt osalise ühenduseni Kreeka mandriosaga kohaldati Kreeta suhtes tehnilisi piiranguid, millega kehtestati talitluskindluse piirangute tõttu taastuvenergia kasutamine kuni 25 % ulatuses koormusest. I etapi lõpuleviimine leevendab seda taastuvenergiale kehtestatud piirangut. Hübriidmudel võimaldab Kreetal oma elektrit väikese koormuse ja suure taastuvenergia tootmise korral eksportida, et vältida taastuvate energiaallikate piiramist.

(57)

Mis puudutab suuremat paindlikkust, energia salvestamist ja tarbimiskaja, siis võimalus pakkuda elektrivõrgu toetamiseks paindlikkusteenuseid, sealhulgas salvestamist, sõltub hinnasignaalide kvaliteedist ja nende võimest pakkuda kõnealustele teenuseosutajatele tõhusaid investeerimis- ja ümberjaotamise stiimuleid. Üldjuhul võib pakkumispiirkonna struktuurne ülekandevõime piiratus, mis tekib üleminekuperioodil I etapist II etapini, põhjustada asukohapõhiste paindlikkusteenuste puhul moonutatud investeerimissignaale. Kreeta ja Kreeka mandriosa kahe pakkumispiirkonna käsitluse puhul oleks investeerimissignaal siiski äärmiselt ebastabiilne, arvestades II etapi lõpuleviimise ajakava ja Kreeta täielikku ühendamist Kreeka mandriosa võrguga, mis leevendab struktuurset ülekandevõime piiratust. Kuna ühendus mandriosa võrguga võimaldab osutada turupõhiseid paindlikkusteenuseid, on lühiajaline erand, mis võimaldab lõimida Kreeta kiiresti mandriosa võrguga, kasulik tarbimiskaja, energia salvestamise ja muude paindlikkuse allikate lõimimiseks.

(58)

Määruse (EL) 2019/943 artiklis 64 ei ole nõutud, et erandi tegemise otsustega tuleks tagada võimalikult suur paindlikkuse või energia salvestamise potentsiaal; selle asemel peab eesmärgiks olema tagada, et erand asjaomast tegevust ei takista. Teisisõnu ei tohiks erandiga takistada selliseid arengusuundumusi, mis ilma erandita esineksid iseenesest. Sellega seoses on äärmiselt oluline erandi ajutine olemus ja valmisolek turu täielikuks toimimiseks kohe, kui II etapp on lõpule viidud.

(59)

Seega, ehkki erandiga ei takistata paindlikkuse suurendamist, sealhulgas energia salvestamist, on oluline arvesse võtta asjakohaste investeerimissignaalide vajadust ja erandi mõju salvestuslahendustesse või muudesse paindlikkusteenustesse tehtavatele võimalikele investeeringutele.

(60)

Võttes arvesse hübriidmudeli üleminekuaspekti, ei ole sellel märkimisväärset mõju taastuvenergia, paindlikkuse, energia salvestamise, elektromobiilsuse ja tarbimiskaja edasisele arengule.

(61)

Määruse (EL) 2019/943 artikli 64 lõike 1 kohaselt määrab komisjon, kui suurel määral peavad erandid võtma arvesse võrgueeskirjade ja suuniste kohaldamist. Kui välja arvata sätted, mida mõjutab eespool punktis 5.3 kirjeldatud erandi kohaldamisala, kohaldatakse Kreeta suhtes võrgueeskirju ja suuniseid.

(62)

Määruse (EL) 2019/943 artiklis 64 on sõnaselgelt sätestatud, et erand peab olema ajaliselt piiratud ja et sellele tuleb kohaldada tingimusi, mille eesmärk on suurendada konkurentsi ja lõimumist elektrienergia siseturuga.

(63)

Erandi taotlus piirdub üleminekuperioodiga, mis kestab hiljemalt 2023. aasta lõpuni.

(64)

Arvestatakse, et 2023. aasta lõpuks peaks Kreeta ja Kreeka mandriosa võrgu vaheline ühendus olema kasutusvalmis, nagu ka asjakohane mõõtetaristu, mis võimaldab Kreetal saada osaks Kreeka elektri hulgimüügiturgudest. Mis tahes edasised viivitused nõuaksid uut erandi taotlust.