(1)

Il 21 febbraio 2022 la Commissione ha adottato la decisione (UE) 2022/258 (3) che concede alla Grecia una deroga alle seguenti disposizioni del regolamento (UE) 2019/943 e della direttiva (UE) 2019/944 per quanto riguarda l’isola di Creta:

(2)

La deroga concessa con la decisione (UE) 2022/258 era applicabile fino al 31 dicembre 2023 o fino alla piena interconnessione dell’isola di Creta con la Grecia continentale, se precedente.

(3)

Il 18 dicembre 2023 la Grecia ha presentato alla Commissione una nuova richiesta di deroga («richiesta») alle disposizioni di cui al considerando 1 per quanto riguarda l’isola di Creta. Nella nuova richiesta la Grecia ha spiegato che, a causa di ritardi impossibili da prevedere nei pertinenti processi di costruzione e concessione delle licenze, la piena interconnessione dell’isola di Creta non sarebbe potuta avvenire entro la fine di dicembre 2023 e ha chiesto una nuova deroga alle suddette disposizioni fino al 31 dicembre 2025 o fino al completamento della piena interconnessione dell’isola di Creta con la Grecia continentale, se precedente.

(4)

Il 28 febbraio 2024 la Commissione ha pubblicato la richiesta sul suo sito web e ha invitato gli Stati membri e i portatori di interessi a presentare osservazioni entro il 27 marzo 2024. È pervenuta una sola osservazione, che riguardava l’installazione di capacità di generazione convenzionale supplementare a Creta e la remunerazione di tale capacità. Più precisamente vi si esprimeva il timore che il regime di remunerazione applicabile non fosse compatibile con le norme dell’UE sui meccanismi di regolazione della capacità. A scanso di equivoci, la Grecia non ha chiesto una deroga alle norme dell’UE sui meccanismi di regolazione della capacità, che continueranno dunque ad applicarsi a qualsiasi regime di remunerazione per la capacità di generazione a Creta. L’osservazione ricevuta esula quindi dall’ambito di applicazione della presente decisione. La presente decisione lascia inoltre impregiudicata la normativa dell’UE in materia di aiuti di Stato.

(5)

L’isola di Creta si trova nel Mar Mediterraneo, a sud della Grecia continentale. Fino al 3 luglio 2021 disponeva di un sistema elettrico autonomo, non collegato al sistema elettrico nazionale continentale.

(6)

Come spiegato nei considerando da 6 a 9 della decisione (UE) 2022/258, la Grecia ha considerato un progetto prioritario la piena interconnessione dell’isola di Creta con il territorio continentale, da completare entro la fine del 2023 e da realizzare in due fasi:

(7)

Prima del completamento della fase I dell’interconnessione, il mercato dell’energia elettrica di Creta aveva caratteristiche tali che i produttori e i fornitori non presentavano alcuna offerta sul mercato greco e le unità di generazione erano dispacciate in base ai loro costi variabili minimi. Il prezzo di vendita all’ingrosso dell’energia elettrica a Creta era calcolato mensilmente, sulla base dei costi variabili e totali delle unità elettriche convenzionali, tutte di proprietà dell’operatore storico Public Power Cooperation SA («PPC S.A.»), unico produttore di energia convenzionale dell’isola. Erano presenti anche diversi produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili che applicavano una tariffa fissa in virtù di un accordo d’acquisto di energia elettrica o in funzione della data di entrata in esercizio di ciascuna unità. L’applicazione di questo modello è cessata una volta completata la fase I (1o novembre 2021).

(8)

Per il periodo transitorio tra il completamento della fase I e della fase II («periodo transitorio»), al mercato dell’energia elettrica di Creta si applica un modello di mercato ibrido («modello ibrido»). I dettagli sul suo funzionamento sono stati esposti nei considerando da 15 a 19 della decisione (UE) 2022/258.

(9)

In sintesi, il modello ibrido prevede che la borsa dell’energia elettrica greca HEnEX presenti ordini per l’intero carico e la generazione termoelettrica di Creta sia sul mercato del giorno prima che su quello infragiornaliero. Gli ordini sono presentati per conto di tutti i rappresentanti del carico e i produttori di energia termoelettrica di Creta. Tutti i contratti per l’energia elettrica da fonti rinnovabili sono stati trasferiti con decisione ministeriale all’operatore di fonti energetiche rinnovabili e garanzie di origine («DAPEEP»), che riceve tutti i dati di misurazione pertinenti per le fonti rinnovabili esistenti e nuove a Creta dal gestore del sistema di distribuzione («HEDNO S.A.»). Contemporaneamente, DAPEEP presenta ordini per l’intera generazione di energia da fonti rinnovabili a Creta. Sulla base di questi ordini, la domanda totale di energia elettrica prevista dal gestore del sistema di trasmissione greco («IPTO S.A.») è assegnata ai rappresentanti del carico in funzione del loro rapporto percentuale di fornitura calcolato ex ante su base mensile da HEDNO S.A. Al termine del processo, il carico completo e il profilo di generazione di Creta sono introdotti virtualmente nei mercati del giorno prima e infragiornaliero del sistema interconnesso della Grecia continentale.

(10)

Secondo la richiesta, il funzionamento della fase I dell’interconnessione segue i segnali economici della formazione dei prezzi nel sistema interconnesso continentale rispetto al mercato dell’energia elettrica di Creta. Dato che i costi per la generazione di energia termoelettrica a Creta sono elevati, la fase I dell’interconnessione prevede principalmente di importare energia elettrica sull’isola. Tuttavia, ciò non sempre si verifica. Durante i periodi di basso carico e di generazione elevata di energia da fonti rinnovabili a Creta, il flusso sui cavi della fase I dell’interconnessione si inverte e l’energia elettrica è trasportata da Creta alla Grecia continentale. La Grecia ha spiegato che in questi casi l’energia elettrica proviene da fonti rinnovabili, poiché tutta la generazione di energia termoelettrica viene considerata destinata al carico locale a Creta.

(11)

La Grecia ha comunicato che il modello ibrido è entrato in vigore tramite le seguenti misure nazionali: articoli 105, 107 e 108 della legge greca 4821/2021 e decisioni dell’autorità nazionale di regolazione n. 755/2021 e 807/2021.

(12)

La Grecia ha affermato inoltre che, per il periodo transitorio, il modello ibrido si è dimostrato il sistema di mercato più idoneo, efficiente ed efficace per Creta se paragonato alle due alternative prese in considerazione, vale a dire l’integrazione dell’isola nel mercato greco dell’energia elettrica rispettivamente attraverso una o due zone di offerta. A sostegno di tale tesi la Grecia ha presentato informazioni che dimostrano come il modello ibrido abbia comportato notevoli risparmi sui costi, abbia permesso di evitare costi di ridispacciamento eccessivi, abbia ridotto i costi dell’energia elettrica fornita e abbia portato all’uso efficiente di tecnologie meno inquinanti.

(13)

La Grecia ha affermato che il suo mercato al dettaglio è aperto a tutti i fornitori, con circa quindici attualmente attivi nell’isola di Creta. Poiché i costi di produzione sull’isola sono superiori ai costi del sistema elettrico interconnesso greco, la Grecia ha deciso che i fornitori applichino su tutto il suo territorio una tariffa unica di fornitura per ciascuna categoria di clienti. La decisione è stata dettata da ragioni di coesione sociale.

(14)

La richiesta di deroga presentata per Creta si basa sul fatto che l’isola è considerata un piccolo sistema connesso ai sensi dell’articolo 64, paragrafo 1, lettera a), del regolamento (UE) 2019/943. Questa classificazione è stata confermata nei considerando da 36 a 40 della decisione (UE) 2022/258.

(15)

La Grecia ha chiesto una nuova deroga all’articolo 6, all’articolo 7, paragrafo 1, all’articolo 8, paragrafi 1 e 4, e agli articoli 9, 10 e 11 del regolamento (UE) 2019/943 per l’isola di Creta.

(16)

La Grecia ha chiesto una nuova deroga all’articolo 40, paragrafi da 4 a 7, della direttiva (UE) 2019/944 per l’isola di Creta.

(17)

La Grecia ha chiesto che la deroga duri quanto il periodo transitorio, vale a dire fino alla fine del 2025, data entro la quale Creta sarà pienamente interconnessa con la Grecia continentale. La Grecia ha chiarito che, anche se fino alla fine del 2028 vi saranno graduali interventi di miglioramento della rete sull’isola di Creta, questi ultimi non comprometteranno il completamento e il funzionamento della fase II dell’interconnessione.

(18)

Nella richiesta la Grecia ha affermato che la piena interconnessione avrebbe dovuto essere ultimata entro la fine del 2023, in corrispondenza del termine della deroga concessa nella decisione (UE) 2022/258, ma il completamento del progetto ha subito ritardi. Secondo il calendario aggiornato, la piena interconnessione dovrebbe essere ultimata entro la fine del 2025. La Grecia ha spiegato che il progetto sta subendo notevoli ritardi a causa di eventi impossibili da prevedere prima dell’inizio dei lavori di costruzione.

(19)

Più precisamente, la Grecia ha affermato che la pandemia di COVID-19 ha provocato grandi ritardi negli appalti relativi a determinati materiali da costruzione e servizi. La scoperta di importanti reperti archeologici durante i lavori di scavo ha causato ulteriori rallentamenti, perché è stato necessario coinvolgere le autorità archeologiche competenti nelle procedure di autorizzazione, che erano già state avviate. La Grecia ha dichiarato inoltre che la scoperta di cavità carsiche nella zona sotterranea del sito di costruzione ha reso necessario sospendere i lavori in attesa di valutare adeguatamente le cavità e decidere il da farsi. Infine, le inondazioni del settembre 2023 hanno ritardato ulteriormente il progetto perché hanno inciso sul processo produttivo del fornitore di strutture in acciaio della stazione di conversione di Creta.

(20)

A norma dell’articolo 64 del regolamento (UE) 2019/943, sono due i casi in cui è possibile concedere una deroga alle pertinenti disposizioni dell’articolo 6, dell’articolo 7, paragrafo 1, dell’articolo 8, paragrafi 1 e 4 e degli articoli 9, 10 e 11 del regolamento:

(21)

A norma dell’articolo 66, paragrafo 1, primo comma, della direttiva (UE) 2019/944, è possibile concedere una deroga alle pertinenti disposizioni degli articoli 7 e 8 nonché dei capi IV, V e VI della direttiva per piccoli sistemi isolati e piccoli sistemi connessi se lo Stato membro può dimostrare l’esistenza di seri problemi nella loro gestione.

(22)

A norma del regolamento (UE) 2019/943 e della direttiva (UE) 2019/944, gli Stati membri devono dimostrare l’esistenza di seri problemi per il funzionamento dei piccoli sistemi connessi. La deroga dovrebbe inoltre essere limitata nel tempo e soggetta a condizioni finalizzate ad accrescere la competizione e l’integrazione con il mercato interno dell’energia elettrica.

(23)

La classificazione dell’isola di Creta come piccolo sistema connesso è stata valutata nei considerando da 36 a 40 della decisione (UE) 2022/258. Poiché tale valutazione è ancora valida, l’isola di Creta è considerata un piccolo sistema connesso ai fini dell’articolo 64 del regolamento (UE) 2019/943 e dell’articolo 66 della direttiva (UE) 2019/944.

(24)

Il termine «seri problemi» di cui all’articolo 64, paragrafo 1, lettera a), del regolamento (UE) 2019/943 non è stato definito né dal legislatore né dalla Commissione nella sua prassi decisionale. La formulazione aperta consente alla Commissione di tenere conto di tutti i potenziali problemi connessi alla particolare situazione dei piccoli sistemi, a condizione che siano seri e non solo marginali. Tali problemi possono variare notevolmente secondo le specificità geografiche, la produzione e il consumo del sistema, ma anche in funzione degli sviluppi tecnici, come lo stoccaggio dell’energia elettrica e la piccola generazione. Devono inoltre essere inerenti alla gestione dei piccoli sistemi isolati e dei piccoli sistemi connessi.

(25)

Nella richiesta la Grecia ha illustrato i problemi che avrebbe incontrato nella gestione del sistema elettrico a Creta se avesse applicato integralmente il regolamento (UE) 2019/943 e la direttiva (UE) 2019/944 durante il periodo transitorio. La piena applicazione dei due atti legislativi richiederebbe l’integrazione di Creta nei mercati greci dell’energia elettrica attraverso una zona («scenario con una zona di offerta») o due zone di offerta («scenario con due zone di offerta»). Le relative sfide menzionate nella richiesta si riferivano agli stessi seri problemi valutati dalla Commissione nella decisione (UE) 2022/258.

(26)

In sintesi, la Grecia ha sottolineato che, se il regolamento (UE) 2019/943 e la direttiva (UE) 2019/944 fossero applicati integralmente, sorgerebbero problemi nella gestione del mercato dell’energia elettrica a Creta.

(27)

Da un lato, l’integrazione dei partecipanti al mercato di Creta nel mercato dell’energia elettrica della Grecia nello scenario con una zona di offerta causerebbe elevati costi di ridispacciamento, che finirebbero per ricadere sui consumatori. In ogni caso le inadeguatezze dell’infrastruttura di misurazione non consentirebbero la piena integrazione dei partecipanti al mercato di Creta nei mercati greci dell’energia elettrica del giorno prima, infragiornaliero e del bilanciamento. In particolare, i necessari sistemi di misurazione non sono attualmente disponibili e non saranno pronti prima del primo trimestre del 2024.

(28)

Dall’altro lato, la creazione di una zona di offerta distinta non richiederebbe solo ulteriori investimenti infrastrutturali, che in ogni caso non sarebbero completati durante il periodo della deroga richiesta, ma risulterebbe anche inadeguata per ragioni di efficienza complessiva del mercato, stabilità e solidità della zona di offerta. Non sarebbe neppure una soluzione proporzionata, vista la durata limitata della deroga.

(29)

Nella richiesta la Grecia ha fornito alcuni aggiornamenti rispetto alle informazioni presentate prima dell’adozione della decisione (UE) 2022/258. Tra le altre cose ha stimato che, negli ipotetici scenari con una o due zone di offerta, il costo totale dell’elettricità sarebbe rispettivamente di circa 190 e 217 milioni di EUR più alto rispetto al costo effettivo nel contesto del modello ibrido per lo stesso periodo.

(30)

È pertanto necessario fare riferimento alla valutazione di cui ai considerando da 41 a 48 della decisione (UE) 2022/258 e concludere che la Grecia ha dimostrato l’esistenza di seri problemi nella gestione del sistema elettrico a Creta in qualità di piccolo sistema connesso, fino a quando l’isola non sarà pienamente interconnessa alla rete continentale, cioè fino al completamento della fase II del progetto di interconnessione.

(31)

Il modello ibrido temporaneo attualmente applicabile a Creta è inteso a risolvere tali problemi e, per i motivi esposti al considerando 29, apporta vantaggi significativi rispetto alla piena integrazione del sistema di Creta nel mercato greco dell’energia elettrica durante il periodo transitorio.

(32)

Per quanto riguarda l’articolo 6 del regolamento (UE) 2019/943, la Grecia ha comunicato che il modello ibrido attualmente applicabile nell’isola di Creta non comprende un mercato del bilanciamento. Perché il modello ibrido continui ad applicarsi fino alla piena interconnessione dell’isola di Creta, sarebbe dunque necessaria una deroga a tale articolo.

(33)

Per quanto riguarda l’articolo 7, paragrafo 1, e l’articolo 8, paragrafi 1 e 4, del regolamento (UE) 2019/943, la Grecia osserva che il modello ibrido attualmente applicabile nell’isola di Creta non prevede un mercato del giorno prima né un mercato infragiornaliero, né operazioni su questi mercati. Perché il modello ibrido continui ad applicarsi fino alla piena interconnessione dell’isola di Creta, sarebbe dunque necessaria una deroga a tali articoli.

(34)

Analogamente, facendo seguito a quanto indicato al considerando 33, la Grecia ritiene che l’integrazione dei mercati a termine, i limiti tecnici di offerta e il valore del carico perso di cui agli articoli 9, 10 e 11 del regolamento (UE) 2019/943 non si applichino al modello ibrido nell’isola di Creta. Perché il modello ibrido continui ad applicarsi fino alla piena interconnessione dell’isola di Creta, sarebbe dunque necessaria una deroga a tali articoli.

(35)

Per quanto riguarda la richiesta di deroga all’articolo 6, all’articolo 7, paragrafo 1, all’articolo 8, paragrafi 1 e 4, e agli articoli 9, 10 e 11 del regolamento (UE) 2019/943, tali disposizioni riguardano i mercati a termine, del giorno prima, infragiornaliero e del bilanciamento. Stando alle informazioni fornite dalla Grecia, sembra che questi mercati non possano essere attuati in modo efficace nell’isola di Creta viste le particolarità del sistema elettrico attualmente applicabile sul suo territorio. Pertanto una deroga a tali disposizioni è giustificata.

(36)

La Grecia ha affermato che il modello ibrido non prevede un mercato del bilanciamento né l’acquisizione di servizi ancillari basata sul mercato. Perché il modello ibrido continui ad applicarsi durante il periodo transitorio, sarebbe dunque necessaria una deroga a tale articolo.

(37)

Data l’assenza, nell’isola di Creta, di un mercato del bilanciamento e dell’acquisizione basata sul mercato di servizi ancillari non relativi alla frequenza, la deroga agli obblighi di cui all’articolo 40, paragrafi da 4 a 7, della direttiva (UE) 2019/944 è giustificata.

(38)

A norma dell’articolo 64, paragrafo 1, quinto comma, del regolamento (UE) 2019/943 e dell’articolo 66, paragrafo 2, della direttiva (UE) 2019/944, una decisione di deroga mira a garantire che non sia ostacolata la transizione verso le energie da fonti rinnovabili, una maggiore flessibilità, lo stoccaggio dell’energia, l’elettromobilità e la gestione della domanda.

(39)

Per quanto riguarda la transizione verso le energie da fonti rinnovabili, una maggiore flessibilità (compresa la gestione della domanda) e lo stoccaggio dell’energia, è importante osservare che mercati a termine, del giorno prima, infragiornalieri e del bilanciamento ben funzionanti, in linea con quanto stabilito dal regolamento (UE) 2019/943 e dalla direttiva (UE) 2019/944, dovrebbero fornire i segnali di dispacciamento e di investimento necessari per massimizzare il potenziale sviluppo di tali tecnologie. Ciò dovrebbe verificarsi una volta che l’isola di Creta sarà completamente interconnessa con la Grecia continentale.

(40)

Come indicato nel considerando 56 della decisione (UE) 2022/258, prima del completamento della fase I dell’interconnessione, a Creta sono state applicate limitazioni tecniche che prevedono l’imposizione, a causa di vincoli di sicurezza operativa, di una penetrazione massima delle energie da fonti rinnovabili al 25 % del carico. Il completamento della fase I ha in parte ridotto tale limitazione imposta alle energie da fonti rinnovabili. Per evitare la riduzione delle energie rinnovabili, il modello ibrido consente a Creta di esportare la propria energia elettrica in caso di basso carico e di generazione elevata di energia da fonti rinnovabili. La Grecia ha presentato dati a sostegno di tale affermazione, dimostrando che nel 2021 e in particolare nel 2022, primo anno completo di funzionamento della fase I dell’interconnessione, si è registrato un aumento della produzione di energia da fonti rinnovabili rispetto agli anni precedenti.

(41)

La Grecia osserva che la deroga richiesta non rallenterà lo sviluppo e la preparazione già in corso per l’installazione di nuove capacità di energia da fonti rinnovabili sull’isola di Creta. La Grecia ha inoltre affermato che una volta completata la piena interconnessione Creta ospiterà almeno 2 150 MW di energia da fonti rinnovabili, cifra che, considerando l’installazione di unità di stoccaggio, potrebbe salire a 2 500 MW.

(42)

Per quanto riguarda la maggiore flessibilità, lo stoccaggio dell’energia e la gestione della domanda, la possibilità di offrire servizi di flessibilità, compreso lo stoccaggio, per sostenere il sistema elettrico dipende dalla qualità dei segnali di prezzo e dalla loro capacità di offrire ai fornitori di questi servizi incentivi efficienti agli investimenti e al dispacciamento. Di norma, la congestione strutturale all’interno di una zona di offerta, come quella che si verificherà durante il periodo di transizione dalla fase I alla fase II, può dar luogo a segnali di investimento distorti per i servizi di flessibilità localizzati. In un approccio basato su due zone di offerta per Creta e la Grecia continentale, i segnali di investimento sarebbero tuttavia altamente instabili, dati i tempi necessari per il completamento della fase II e per la piena interconnessione di Creta con la Grecia continentale, che ridurrà la congestione strutturale. Poiché il collegamento con la Grecia continentale consentirà la fornitura, basata sul mercato, di servizi di flessibilità, una deroga a breve termine che consenta la rapida integrazione di Creta nel sistema continentale risulta vantaggiosa per l’integrazione della gestione della domanda, dello stoccaggio dell’energia e di altre fonti di flessibilità.

(43)

A norma dell’articolo 64 del regolamento (UE) 2019/943 le decisioni di deroga non devono necessariamente massimizzare il potenziale di flessibilità o di stoccaggio dell’energia, bensì solo garantire di non ostacolare la transizione. In altri termini, la deroga non deve impedire sviluppi che, in sua assenza, si verificherebbero naturalmente. È improbabile che in assenza della deroga si sviluppino mercati a termine, del giorno prima, infragiornalieri e del bilanciamento ben funzionanti in ciascuno dei sistemi elettrici dell’isola di Creta. Ciò è dovuto alle difficoltà legate alla gestione dei piccoli sistemi elettrici connessi, ai livelli estremamente bassi di concorrenza nel segmento della generazione e alla mancanza di connessione al mercato continentale. A tale riguardo, la durata limitata della deroga e la pronta disponibilità dell’infrastruttura per il funzionamento completo del mercato non appena portata a termine la fase II rivestono la massima importanza.

(44)

Data la sua natura a breve termine, il modello ibrido non sembra avere un impatto significativo sull’ulteriore sviluppo delle energie da fonti rinnovabili, della flessibilità, dello stoccaggio dell’energia, dell’elettromobilità e della gestione della domanda.

(45)

Infine, l’articolo 64, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/943, impone alla Commissione di definire in che misura la deroga deve tener conto dell’applicazione dei codici di rete e degli orientamenti. In questo caso, ad eccezione delle disposizioni interessate dall’ambito di applicazione della deroga di cui ai considerando da 32 a 37, i codici di rete e gli orientamenti sono e rimarranno applicabili all’isola di Creta.

(46)

L’articolo 64 del regolamento (UE) 2019/943 e l’articolo 66 della direttiva (UE) 2019/944 stabiliscono espressamente che la deroga deve essere limitata nel tempo ed essere soggetta a condizioni finalizzate ad accrescere la competizione e l’integrazione con il mercato interno dell’energia elettrica.

(47)

Alla luce dei motivi addotti dalla Grecia al considerando 19, la nuova richiesta di deroga è limitata al periodo transitorio che terminerà al più tardi il 31 dicembre 2025.

(48)

Resta inteso che entro il 31 dicembre 2025 l’interconnettore tra Creta e il sistema continentale greco dovrebbe essere operativo, insieme a un’adeguata infrastruttura di misurazione che consenta a Creta di entrare a far parte dei mercati greci all’ingrosso dell’energia elettrica. La Grecia ha confermato che non vi saranno ulteriori ritardi nel completamento del progetto di interconnessione.

(49)

Sebbene la domanda sia pervenuta il 18 dicembre 2023, non è stato possibile adottare la presente decisione prima del 31 dicembre 2023, data in cui è scaduta la deroga concessa dalla decisione (UE) 2022/258. Per evitare modifiche rapide e imprevedibili del quadro normativo per il periodo compreso tra il 1o gennaio 2024 e la data di adozione della presente decisione, che potrebbero nuocere gravemente al funzionamento del mercato sull’isola di Creta ed eventualmente nella Grecia continentale, è opportuno che la presente decisione si applichi dalla data successiva alla data di scadenza della deroga concessa nella decisione (UE) 2022/258, vale a dire dal 1o gennaio 2024,