22.8.2014

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 248/1

REGOLAMENTO DELEGATO (UE) N. 913/2014 DELLA COMMISSIONE

del 21 agosto 2014

che istituisce misure di sostegno eccezionali a carattere temporaneo per i produttori di pesche e pesche noci

LA COMMISSIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,

visto il regolamento (UE) n. 1308/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 17 dicembre 2013, recante organizzazione comune dei mercati dei prodotti agricoli e che abroga i regolamenti (CEE) n. 922/72, (CEE) n. 234/79, (CE) n. 1037/2001 e (CE) n. 1234/2007 del Consiglio (1), in particolare l'articolo 219, paragrafo 1, in combinato disposto con l'articolo 228,

considerando quanto segue:

(1)

I livelli di offerta stagionalmente elevati per le pesche e le pesche noci e il rallentamento dei consumi dovuto a condizioni climatiche avverse in corrispondenza del picco della raccolta hanno creato una situazione di mercato difficile con un significativo calo dei prezzi. Le possibilità di stoccaggio limitate di questi frutti deperibili non consentono un rapido miglioramento della situazione. Il divieto annunciato dalla Russia sulle importazioni di ortofrutticoli provenienti dall'Unione rischia inoltre di aggravare ulteriormente la situazione sui mercati delle pesche e delle pesche noci. Si è venuta pertanto a creare una situazione di mercato che le normali misure disponibili a norma del regolamento (UE) n. 1308/2013 non sembrano in grado di poter riequilibrare.

(2)	Per evitare che l'attuale situazione di mercato si trasformi in una turbativa più grave e prolungata è necessario prevedere con urgenza misure di sostegno eccezionali per i produttori di pesche e pesche noci in questa fase della raccolta.

(3)	I ritiri dal mercato costituiscono una misura efficace di gestione delle crisi in caso di eccedenze di ortofrutticoli dovute a circostanze imprevedibili e temporanee.

(4)

Per attenuare l'impatto del calo improvviso dei prezzi di quest'estate è opportuno aumentare temporaneamente l'aiuto finanziario dell'Unione attualmente previsto per i ritiri dal mercato destinati alla distribuzione gratuita a determinati enti, come gli organismi di beneficenza e le scuole. L'aiuto finanziario dell'Unione dovrebbe pertanto essere concesso fino a un massimo del 10 % del volume di produzione commercializzata da ciascuna organizzazione di produttori.

(5)

Tenuto conto del carattere eccezionale delle perturbazioni del mercato e al fine di garantire che tutti i produttori di pesche e pesche noci ricevano un sostegno dall'Unione, è opportuno estendere l'aiuto finanziario ai produttori di pesche e pesche noci che non appartengono a un'organizzazione di produttori riconosciuta.

(6)

I produttori che non appartengono a un'organizzazione di produttori dovrebbero ricevere il 50 % degli importi previsti nell'ambito dell'aiuto finanziario dell'Unione esistente. Essi dovrebbero tuttavia soddisfare condizioni identiche o simili a quelle applicabili alle organizzazioni di produttori. In questo contesto i suddetti produttori, come le organizzazioni di produttori riconosciute, dovrebbero dunque essere soggetti alle pertinenti disposizioni del regolamento (UE) n. 1308/2013 e del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011 della Commissione (2).

(7)

Inoltre, un aumento del consumo di pesche e pesche noci dovrebbe contribuire a una più rapida stabilizzazione della situazione di mercato. Per incoraggiare il consumo è opportuno ricorrere a campagne di promozione. Alle organizzazioni di produttori dovrebbe dunque essere concesso un sostegno supplementare dell'Unione per le campagne promozionali.

(8)

Il sostegno supplementare per le attività promozionali dovrebbe essere ripartito tra gli Stati membri in funzione della loro produzione di pesche e pesche noci nel 2012. La maggior parte della produzione si concentra in quattro Stati membri. Ventiquattro Stati membri rappresentano insieme solo il 3,7 % della produzione di pesche e pesche noci dell'Unione. Per garantire un uso efficiente della dotazione di bilancio disponibile, non dovrebbero essere concessi stanziamenti agli Stati membri con una quota di produzione inferiore all'1 % della produzione dell'Unione.

(9)

È opportuno lasciare agli Stati membri interessati la facoltà di decidere come intendono ripartire il sostegno supplementare di cui al presente regolamento conformemente al regolamento (UE) n. 1308/2013 e al regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011, fatte salve eventuali deroghe a tali regolamenti contenute nel presente regolamento.

(10)

Al fine di ottenere un impatto immediato sul mercato e contribuire alla stabilizzazione dei prezzi, le misure di sostegno eccezionali a carattere temporaneo di cui al presente regolamento dovrebbero essere applicabili a partire dalla data del loro annuncio da parte della Commissione l'11 agosto 2014,

HA ADOTTATO IL PRESENTE REGOLAMENTO:

Articolo 1

Oggetto e campo di applicazione

1. Il presente regolamento stabilisce le norme relative a misure di sostegno eccezionali a carattere temporaneo per le pesche e le pesche noci di cui al codice NC 0809 30 destinate al consumo fresco.

2. Le misure di sostegno di cui al paragrafo 1 riguardano:

a)	le operazioni di ritiro effettuate dall'11 agosto al 30 settembre 2014 da organizzazioni di produttori del settore degli ortofrutticoli riconosciute a norma dell'articolo 154 del regolamento (UE) n. 1308/2013 nonché da produttori che non appartengono a tali organizzazioni e

b)	le attività promozionali di cui all'articolo 33, paragrafo 3, lettera c), del regolamento (UE) n. 1308/2013 realizzate tra l'11 agosto e il 31 dicembre 2014 da organizzazioni di produttori del settore degli ortofrutticoli riconosciute a norma dell'articolo 154 del suddetto regolamento.

Articolo 2

Aiuto finanziario alle organizzazioni di produttori per i ritiri

1. Per le operazioni di ritiro di cui all'articolo 1, paragrafo 2, lettera a), l'aiuto finanziario dell'Unione per i ritiri dal mercato destinati alla distribuzione gratuita a norma dell'articolo 34, paragrafo 4, del regolamento (UE) n. 1308/2013 è disponibile per un massimo del 10 % del volume della produzione commercializzata da ciascuna organizzazione di produttori.

2. Le organizzazioni di produttori possono avvalersi dell'aiuto finanziario dell'Unione di cui al paragrafo 1 anche se non prevedono tali operazioni di ritiro dal mercato nell'ambito dei loro programmi operativi. All'aiuto finanziario dell'Unione a norma del presente articolo non si applica l'articolo 32, paragrafo 2, del regolamento (UE) n. 1308/2013.

3. L'aiuto finanziario dell'Unione di cui al paragrafo 1 non è preso in considerazione ai fini del calcolo dei massimali di cui all'articolo 34, paragrafo 2, del regolamento (UE) n. 1308/2013.

4. Il limite massimo di un terzo della spesa di cui all'articolo 33, paragrafo 3, quarto comma, del regolamento (UE) n. 1308/2013 e quello del 25 % per l'aumento del fondo di esercizio di cui all'articolo 66, paragrafo 3, lettera c), del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011 non si applicano alle spese sostenute per le operazioni di ritiro di cui all'articolo 1, paragrafo 2, lettera a), del presente regolamento.

5. Le spese sostenute conformemente al presente articolo rientrano nel fondo di esercizio delle organizzazioni di produttori.

Articolo 3

Aiuto finanziario ai produttori che non appartengono a un'organizzazione di produttori

1. Un aiuto finanziario dell'Unione pari al 50 % degli importi indicati nell'allegato XI del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011 è concesso a norma del presente articolo ai produttori di ortofrutticoli che non appartengono a un'organizzazione di produttori riconosciuta.

2. L'aiuto finanziario dell'Unione di cui al paragrafo 1 è disponibile per la consegna di prodotti che vengono successivamente ritirati dal mercato da un'organizzazione di produttori a norma dell'articolo 34, paragrafo 4, del regolamento (UE) n. 1308/2013, nei limiti dei massimali di cui al paragrafo 3, primo comma, del presente articolo.

3. I produttori concludono un contratto con un'organizzazione di produttori riconosciuta per l'intero quantitativo di prodotti da consegnare a norma del presente articolo. Le organizzazioni di produttori accettano tutte le richieste ragionevoli provenienti da produttori che non appartengono a un'organizzazione di produttori riconosciuta. Prima della firma del contratto, l'organizzazione di produttori è tenuta a verificare che i quantitativi da consegnare nell'ambito del contratto stesso non superino il massimale più basso tra i due di seguito indicati:

a)	il 10 % della produzione totale del produttore nel 2012, sulla base di documenti scritti con valore probatorio che devono essere forniti dal produttore e

la resa di produzione media per ettaro dell'organizzazione di produttori e dei suoi aderenti ottenuta rispettivamente per le pesche e le pesche noci nel 2012, moltiplicata per il 10 % della superficie utilizzata dal produttore rispettivamente per la produzione di pesche e pesche noci nel 2014, sulla base di documenti scritti con valore probatorio che devono essere forniti dal produttore.

Gli Stati membri stabiliscono le rese di produzione rispettive per le pesche e le pesche noci che devono essere utilizzate dalle organizzazioni di produttori che non hanno effettuato alcuna commercializzazione di tali prodotti nel 2012. Nel caso in cui gli Stati membri stabiliscano rese regionali, le regioni sono quelle definite ai sensi dell'articolo 91, paragrafo 4, del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011, ove applicabile.

4. L'aiuto finanziario dell'Unione è versato ai produttori che non appartengono a un'organizzazione di produttori dall'organizzazione di produttori con cui il produttore non aderente ha firmato un contratto a norma del paragrafo 3.

5. L'organizzazione di produttori trattiene gli importi corrispondenti ai costi reali sostenuti per il ritiro dei rispettivi prodotti. Tali costi sono documentati mediante la presentazione di fatture.

6. Se il riconoscimento di un'organizzazione di produttori è stato sospeso a norma dell'articolo 114, paragrafo 2, del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011, i suoi aderenti sono considerati produttori che non appartengono a un'organizzazione di produttori riconosciuta ai fini del presente articolo.

7. Le condizioni per il ritiro dal mercato e le corrispondenti sanzioni in caso di mancato rispetto di tali condizioni, quali previste dal regolamento (UE) n. 1308/2013 e dal regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011, nonché dall'articolo 2, paragrafi da 2 a 5, del presente regolamento si applicano mutatis mutandis ai fini del presente articolo.

Articolo 4

Controlli sulle operazioni di ritiro

Le operazioni di ritiro di cui agli articoli 2 e 3 sono soggette a controlli di primo livello conformemente all'articolo 108 del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011. I controlli riguardano almeno il 10 % del quantitativo di prodotti ritirati dal mercato e almeno il 10 % rispettivamente di organizzazioni di produttori e produttori non appartenenti a un'organizzazione di produttori che beneficiano delle misure di sostegno.

Articolo 5

Sostegno supplementare alle organizzazioni di produttori per attività promozionali

1. Le spese sostenute dall'Unione ai fini del sostegno supplementare per attività promozionali di cui all'articolo 1, paragrafo 2, lettera b), non superano i 3 000 000 EUR.

Questo importo è ripartito tra gli Stati membri in conformità dell'allegato.

2. Le organizzazioni di produttori presentano agli Stati membri le domande iniziali per il sostegno supplementare di cui al paragrafo 1 entro il 15 ottobre 2014. Gli Stati membri decidono in merito alle domande e alla distribuzione del sostegno supplementare alle organizzazioni di produttori come segue:

a)	nel caso in cui le domande approvate superino l'importo massimo assegnato a uno Stato membro in conformità dell'allegato, lo Stato membro fissa un coefficiente di attribuzione sulla base delle domande ricevute;

b)	se le domande approvate non superano l'importo massimo del sostegno, il coefficiente di attribuzione è fissato al 100 %.

3. Il sostegno supplementare di cui al paragrafo 1 è disponibile per le organizzazioni di produttori anche se esse non prevedono tali attività promozionali nell'ambito dei loro programmi operativi. Al sostegno supplementare a norma del presente articolo non si applica l'articolo 32, paragrafo 2, del regolamento (UE) n. 1308/2013.

4. Il sostegno supplementare di cui al paragrafo 1 non è preso in considerazione ai fini del calcolo dei massimali di cui all'articolo 34, paragrafo 2, del regolamento (UE) n. 1308/2013.

5. Il limite massimo di un terzo della spesa di cui all'articolo 33, paragrafo 3, quarto comma, del regolamento (UE) n. 1308/2013 e quello del 25 % per l'aumento del fondo di esercizio di cui all'articolo 66, paragrafo 3, lettera c), del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011 non si applicano alle spese sostenute per le attività promozionali di cui all'articolo 1, paragrafo 2, lettera b), del presente regolamento.

6. Le spese sostenute conformemente al presente articolo rientrano nel fondo di esercizio delle organizzazioni di produttori.

Articolo 6

Domanda e pagamento del sostegno dell'Unione

1. Le organizzazioni di produttori presentano la domanda per il pagamento dell'aiuto finanziario dell'Unione da versare a loro e/o ai produttori che non appartengono a un'organizzazione di produttori e per il pagamento del sostegno supplementare loro destinato secondo le seguenti modalità:

a)	entro il 31 ottobre 2014 per l'aiuto finanziario dell'Unione relativo alle operazioni di ritiro di cui all'articolo 1, paragrafo 2, lettera a), e

b)	entro il 30 gennaio 2015 per il sostegno supplementare relativo alle attività promozionali di cui all'articolo 1, paragrafo 2, lettera b).

2. In deroga al primo e al secondo comma dell'articolo 72 del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011, le organizzazioni di produttori chiedono il pagamento degli importi totali dell'aiuto finanziario dell'Unione e del sostegno supplementare di cui al paragrafo 1 del presente articolo entro le date rispettive di cui allo stesso paragrafo.

3. Non si applica il limite massimo dell'80 % dell'importo di aiuto inizialmente approvato con riguardo a un programma operativo, previsto all'articolo 72, terzo comma, del regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011.

Articolo 7

Comunicazioni e dichiarazioni di spesa

1. Gli Stati membri comunicano alla Commissione:

a)	entro il 28 novembre 2014 i quantitativi totali ritirati e le domande di aiuto finanziario totale dell'Unione per i ritiri e

b)	entro il 27 febbraio 2015 le attività promozionali e le domande di sostegno supplementare totale corrispondenti a tali attività.

2. Gli Stati membri dichiarano alla Commissione entro il 27 febbraio 2015 le spese sostenute per le operazioni di ritiro e/o le attività promozionali di cui all'articolo 1.

Articolo 8

Entrata in vigore e applicazione

Il presente regolamento entra in vigore il giorno della pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.

Esso si applica a decorrere dall'11 agosto 2014.

Il presente regolamento è obbligatorio in tutti i suoi elementi e direttamente applicabile in ciascuno degli Stati membri.

Fatto a Bruxelles, il 21 agosto 2014

Per la Commissione

Il presidente

José Manuel BARROSO

(1) GU L 347 del 20.12.2013, pag. 671.

(2) Regolamento di esecuzione (UE) n. 543/2011 della Commissione, del 7 giugno 2011, recante modalità di applicazione del regolamento (CE) n. 1234/2007 nei settori degli ortofrutticoli freschi e degli ortofrutticoli trasformati (GU L 157 del 15.6.2011, pag. 1).

ALLEGATO

Importi massimi assegnati agli Stati membri per il sostegno supplementare relativo alle attività promozionali di cui all'articolo 5, paragrafo 1:

Stato membro	Sostegno massimo (EUR)
Grecia	317 215
Spagna	1 132 495
Francia	262 089
Italia	1 288 201
Totale	3 000 000

22.8.2014

Gazzetta ufficiale dell'Unione europea

L 248/12

DECISIONE DELLA COMMISSIONE

del 14 agosto 2014

che concede alla Repubblica ellenica una deroga a talune disposizioni della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio

[notificata con il numero C(2014) 5902]

(2014/536/UE)

LA COMMISSIONE EUROPEA,

visto il trattato sul funzionamento dell'Unione europea,

vista la direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 13 luglio 2009, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 2003/54/CE (1), in particolare l'articolo 44, paragrafo 1 e l'articolo 48,

viste le richieste presentate dalla Repubblica ellenica il 17 gennaio 2012 e il 5 dicembre 2003,

dopo aver informato gli Stati membri di tale richiesta,

considerando quanto segue:

1. PROCEDURA

(1)

Il 17 gennaio 2012 il ministero greco per l'Ambiente, l'Energia e il Cambiamento climatico («YPEKA») ha trasmesso alla Commissione, ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, una richiesta di deroga (la «richiesta») ai capi III e VIII della direttiva 2009/72/CE per talune isole greche non interconnesse con la rete elettrica della Grecia continentale (le isole non interconnesse o «INI»).

(2)	Il 12 settembre 2012 la Commissione ha invitato l'Autorità di regolamentazione per l'energia in Grecia («RAE») a esprimere un parere sulla richiesta. La RAE ha risposto a tale invito il 16 novembre 2012 (il «parere della RAE»).

(3)	La RAE ha presentato ulteriori osservazioni a sostegno della richiesta in data 17 dicembre 2013, 23 dicembre 2013, 4 febbraio 2014, 28 febbraio 2014 e 17 marzo 2014.

(4)

Il 14 marzo 2014 (con un addendum inviato il 20 marzo 2014) la Commissione ha informato gli Stati membri della richiesta, conformemente all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, invitandoli a presentare osservazioni, se necessario, entro il 25 marzo 2014. Non sono state presentate osservazioni.

(5)

La richiesta dell'YPEKA rinnovava quella trasmessa dal ministero per lo Sviluppo il 5 dicembre 2003 ai sensi dell'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio (2) (la «richiesta iniziale») per ottenere una deroga a talune disposizioni della direttiva 2003/54/CE. Benché fossero stati avviati alcuni passi preliminari per esaminare la richiesta iniziale, la deroga prevista dall'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE non è stata né concessa né rifiutata.

2. LA RICHIESTA TRASMESSA DALL'YPEKA

2.1. AMBITO DI APPLICAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA

(6)	La richiesta mira a ottenere una deroga ai capi III e VIII della direttiva 2009/72/CE.

(7)	Il capo III della direttiva 2009/72/CE riguarda la procedura di autorizzazione e l'indizione di gare per nuove capacità. Il capo VIII riguarda l'accesso di terzi, l'apertura del mercato e le linee dirette.

2.2. ATTUALE ORGANIZZAZIONE DELLA RETE ELETTRICA NELLE INI

(8)	In Grecia i mercati dell'energia sono regolati in primo luogo dalla legge greca 4001/2011 che recepisce la direttiva 2009/72/CE. La legge 4001/2011 è entrata in vigore il 22 agosto 2011.

(9)

DEDDIE SA («DEDDIE») è il gestore del sistema di distribuzione greco; è controllato al 100 % da Public Power Corporation («PPC»), da cui però è separato dal punto di vista giuridico e funzionale; PPC è il produttore e fornitore storico di energia elettrica in Grecia. Gli impianti della rete gestita da DEDDIE sono di proprietà di PPC.

(10)	Ai sensi dell'articolo 127 della legge 4001/2011, DEDDIE è responsabile dello sviluppo, della gestione e della manutenzione del sistema di distribuzione dell'energia elettrica in Grecia, in cui rientra anche il sistema di distribuzione dell'energia elettrica nelle INI.

(11)

DEDDIE è inoltre responsabile della gestione delle reti elettriche nelle INI. In tale compito rientrano: i) la preparazione di un piano di sviluppo della generazione nei microsistemi isolati, compreso un programma per l'interconnessione tra questi e le altre INI, ii) la messa a disposizione dei siti necessari per l'installazione di nuove capacità di produzione, l'ampliamento della capacità esistente o la fornitura di componenti, nonché per l'estensione del sistema di distribuzione dell'energia elettrica in Grecia alle isole non interconnesse e ai microsistemi isolati, iii) la conclusione di contratti con i detentori di autorizzazioni per regolamentare la fornitura di energia elettrica al sistema e dal sistema, la prestazione di servizi ausiliari ai sistemi di distribuzione delle INI e la remunerazione dei produttori di energia elettrica, degli addebiti a clienti e fornitori per l'energia elettrica loro erogata e di altri debiti e crediti sui conti speciali, come quelli per la remunerazione degli obblighi di servizio pubblico.

(12)	L'articolo 137, paragrafo 1, della legge 4001/2011 stabilisce che tutti i consumatori di energia elettrica sono considerati clienti idonei, a eccezione dei consumatori stabiliti in microsistemi isolati, soggetti all'articolo 139 della medesima legge.

(13)

Ai sensi dell'articolo 133, paragrafo 3, della legge 4001/2011:

«Fatta eccezione per i casi in cui l'energia elettrica viene prodotta utilizzando fonti energetiche rinnovabili o per mezzo di impianti di cogenerazione ad alta efficienza o impianti ibridi, nonché per il caso degli autoproduttori, qualora sia stata concessa una deroga ai sensi delle disposizioni dell'articolo 139, l'autorizzazione per la generazione viene rilasciata a PPC SA soltanto in base a determinate norme in materia di autorizzazioni. PPC SA è responsabile della fornitura ininterrotta ai microsistemi isolati per cui ottiene l'autorizzazione e della salvaguardia dell'operatività finanziaria a lungo termine delle reti elettriche su tali isole»

(14)

Ai sensi dell'articolo 134 della legge 4001/2011:

«Fatte salve le disposizioni dell'articolo 139 della presente legge, le autorizzazioni di fornitura per i microsistemi isolati vengono rilasciate a PPC SA soltanto in base ai requisiti dei regolamenti di autorizzazione. A richiesta, PPC SA è tenuto a fornire energia elettrica ai clienti non idonei»

(15)	A norma dell'articolo 139 della legge 4001/2011, le deroghe alle disposizioni della legge 4001/2011 possono essere concesse conformemente alle disposizioni dell'articolo 44 della direttiva 2009/72/CE.

(16)

La decisione ministeriale n. PD5/EL/B/F IB/12924, adottata ai sensi dell'articolo 28 della legge greca 3426/2005, stabilisce che la fornitura di energia elettricaai consumatori delle INI, da parte di qualsiasi produttore di energia elettrica, costituisce un obbligo di servizio pubblico («OSP INI») nell'interesse economico generale. Per ragioni di coesione sociale, i fornitori delle INI devono fornire l'energia elettrica a un prezzo uguale, per categoria di consumatori, a quelli praticati nel sistema interconnesso greco.

(17)

L'articolo 52 della legge greca 4001/2011 sancisce il diritto dei clienti delle isole non interconnesse di ricevere servizi speciali per quanto riguarda sia il prezzo, sia la qualità e la sicurezza dell'approvvigionamento nonché la trasparenza delle condizioni generali di contratto. In cambio dell'OSP adempiuto, i fornitori di OSP INI ricevono una compensazione finanziaria calcolata in base a una metodologia fissata dalla decisione 24/2014 della RAE (3). Tale metodologia si fonda sulla differenza tra il totale dei costi di produzione (variabili e fissi) nelle isole non interconnesse e il prezzo pieno di mercato che i fornitori registrano nel sistema interconnesso (costi marginali del sistema più tutti gli altri meccanismi del sistema interconnesso greco). La compensazione per l'OSP INI è calcolata su base mensile, autonomamente per il sistema di ogni isola, ed è sottoposta al controllo della RAE. La compensazione per l'OSP INI è finanziata tramite un prelievo su tutti i clienti, compresi quelli residenti nelle INI (4). Il meccanismo dell'OSP INI è gestito da LAGIE, il gestore del mercato greco di proprietà statale. Ai sensi della decisione ministeriale D5-EL/B/F1/oik.27547 del dicembre 2011 (5), che si basa sulle disposizioni dell'articolo 55, paragrafo 3, della legge 4001/2011, l'OSP INI deve essere offerto da tutti i fornitori, pertanto tutti i fornitori sono ammissibili alla compensazione per l'OSP INI.

(18)

La legislazione derivata governa in maniera più dettagliata la fornitura e la produzione di energia elettrica nelle INI. In particolare, con decisione n. 39/2014 del 28 gennaio 2014, la RAE ha adottato il codice di gestione delle reti elettriche nelle isole non interconnesse (il «codice INI»), che disciplina una serie di problemi concernenti la gestione dei sistemi isolati nelle INI, tra cui l'apertura del mercato, la regolamentazione del mercato e la produzione di energia elettrica. Il codice INI è entrato in vigore il giorno della sua pubblicazione, ossia il 17 febbraio 2014.

2.3. SERI PROBLEMI PER LA GESTIONE DI SISTEMI ISOLATI

(19)

La richiesta mette in rilievo i seguenti problemi concernenti la gestione dei sistemi isolati di energia elettrica in Grecia:

la forte oscillazione della domanda di energia elettrica nei microsistemi isolati, accentuata da: i) la componente turistica dello sviluppo economico delle isole; ii) l'accresciuta diffusione delle fonti energetiche rinnovabili («FER»).

Tali elementi incidono negativamente sul fattore di carico della capacità di generazione termica o convenzionale e sulla possibilità di recuperare i costi degli investimenti effettuati in tale capacità di generazione;

b)	la pronunciata variabilità delle condizioni meteorologiche nelle isole, che si riflette sulla domanda e provoca disfunzioni dei sistemi di generazione, imponendo di conseguenza la costituzione di ingenti riserve.

(20)

La richiesta rileva i seguenti problemi concernenti lo sviluppo della generazione convenzionale nei piccoli sistemi isolati di energia elettrica in Grecia:

a)	la difficoltà, o persino l'impossibilità, di individuare siti adatti per nuove centrali di generazione convenzionali nei microsistemi isolati, soprattutto a causa delle resistenze dell'opinione pubblica;

le ridotte dimensioni delle INI, che provocano gravi difficoltà nella pianificazione dello sviluppo a lungo termine della produzione termica, a causa dell'imprevedibilità degli eventuali investimenti che potrebbero essere effettuati dai consumatori di energia elettrica (come grandi complessi turistici o strutture manifatturiere); in tale situazione la risposta alla domanda di energia elettrica dev'essere efficace e flessibile;

la domanda di energia elettrica nei sistemi isolati delle INI dovrebbe crescere del 2 % all'anno fino al 2017. Benché PPC abbia ottenuto le autorizzazioni per l'installazione della capacità supplementare necessaria, e l'installazione stessa sia già stata programmata (si prevede che entro il 2017 essa sia in grado di soddisfare la domanda di tutte le INI, compresi i margini di riserva necessari), non è stato sempre possibile rispettare il calendario previsto;

le ridotte dimensioni del carico, le sensibili oscillazioni del carico stesso e la crescente diffusione delle FER in gran parte dei microsistemi isolati restringono il ventaglio delle soluzioni tecnologiche disponibili per la generazione convenzionale: la scelta è limitata a piccoli impianti di generazione alimentati a olio pesante a basso tenore di zolfo oppure a olio leggero;

e)	le procedure per l'acquisizione di nuova capacità di generazione di energia sono dispendiose in termini di tempo: dal momento in cui viene concessa l'autorizzazione a quello in cui i generatori di energia elettrica entrano in servizio passano due anni e mezzo o tre;

l'elaborazione di piani per la costruzione di interconnector tra il sistema interconnesso della Grecia e i microsistemi isolati delle INI fa diminuire l'interesse a investire in capacità di generazione convenzionale nelle INI. Sono già stati programmati i progetti di interconnessione con le Cicladi e Creta.

(21)

Di conseguenza, si deve ricorrere regolarmente a soluzioni di emergenza, come il noleggio di generatori diesel mobili o di turbine a gas. L'uso di singole autorizzazioni per sopperire a necessità di generazione di emergenza è però sconsigliabile, in quanto dà luogo a un antieconomico noleggio di attrezzature, anziché all'acquisto. La richiesta indica numerosi esempi di circostanze impreviste che hanno costretto a utilizzare generatori mobili per periodi prolungati.

(22)

La richiesta mette in rilievo i seguenti problemi concernenti l'apertura del mercato nei sistemi isolati delle INI:

per consentire l'apertura del mercato sarà necessario sviluppare e installare infrastrutture specifiche nei sistemi isolati delle INI. Tali infrastrutture comportano l'installazione di centri di controllo per gestire: i) la programmazione giornaliera della generazione e ii) la regolamentazione del mercato in ciascun sistema isolato mediante la ripartizione del costo di produzione in ciascun sistema isolato tra i fornitori attivi nel suo ambito.

I costi di queste infrastrutture, necessarie ma dispendiose, sono sostenuti dai consumatori;

a causa dell'OSP INI, i prezzi al dettaglio dell'energia elettrica sono i medesimi, per ciascuna categoria di consumatori, in tutto il territorio greco. Il maggior costo di produzione che si registra nelle INI, rispetto al costo di produzione nel sistema interconnesso, deve quindi essere recuperato dai fornitori attivi nelle INI ripartendo la parte rispettiva della compensazione per l'OSP in funzione delle vendite di energia elettrica ai loro clienti.

Si afferma che la sensibile oscillazione dei valori del costo di produzione variabile annuale medio per ogni INI renderebbe assai complesso il meccanismo di regolamentazione del mercato.

(23)

Di conseguenza, l'YPEKA ritiene che lo sviluppo dell'infrastruttura necessaria per la gestione e la sorveglianza del mercato dell'energia elettrica, unito all'apertura del mercato nei sistemi isolati delle INI, comporti costi superiori ai benefici che i consumatori potrebbero trarre dall'apertura del mercato.

(24)	La richiesta non contiene una data di scadenza della deroga.

3. IL PARERE DELLA RAE

3.1. AMBITO DI APPLICAZIONE DELLA DEROGA

3.1.1. Deroga al capo III della direttiva 2009/72/CE

(25)

La RAE è del parere che la deroga al capo III, ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, non dovrebbe riguardare l'installazione di nuova capacità di generazione di energia che possa essere sviluppata in un sistema isolato, ma solamente il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità di produzione esistente. La capacità di generazione esistente è costituita dalle centrali elettriche già operanti o in costruzione nelle INI. Qualsiasi nuova centrale elettrica venga installata su tali isole è considerata nuova capacità di generazione.

(26)

La RAE osserva che i produttori indipendenti di energia elettrica («IPP»), ossia i soggetti diversi da PPC, negli ultimi due decenni hanno manifestato un vivo interesse per l'allestimento di centrali elettriche di cogenerazione e FER in tutti i microsistemi isolati. Di conseguenza, non sarebbe opportuno limitare l'accesso di terzi ai sistemi energetici di tutte le INI, per quanto riguarda lo sviluppo delle FER e la produzione combinata di energia termica ed energia elettrica («CHP»).

(27)

La RAE dichiara di non essere contraria alla concessione di una deroga per l'attivazione di nuove centrali elettriche convenzionali, purché siano rispettate determinate condizioni. L'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE non prevede però la possibilità di una deroga per le nuove capacità.

(28)

La RAE ritiene che l'espansione della capacità degli impianti convenzionali esistenti riguardi principalmente la carenza di capacità a breve termine che si registra nelle INI a causa di danni imprevisti alla capacità esistente o del ritardo nell'installazione di nuove capacità, soprattutto nei periodi di maggiore domanda (per esempio i picchi estivi). Per tali espansioni vige una procedura di gara d'appalto aperta, conformemente all'articolo 8 della direttiva 2009/72/CE. Tale procedura comporta un notevole dispendio di tempo e mal si adatta all'urgenza delle situazioni di emergenza.

(29)	La RAE conviene che è compito di PPC frasi carico di tali situazioni di emergenza. Dal momento che PPC è in grado di spostare unità mobili convenzionali dalle isole in cui vi è eccesso di capacità a quelle con carenza di capacità, questa soluzione potrebbe anche risultare la più economica.

(30)

La RAE sottolinea che qualsiasi deroga deve consentire di specificare le opportune procedure di autorizzazione per le situazioni di emergenza, indicando in particolare quali dei criteri di cui all'articolo 7 della direttiva 2009/72/CE debbano essere esaminati dalle autorità competenti per il rilascio delle autorizzazioni.

(31)	A giudizio della RAE, le deroghe dovrebbero essere concesse per un periodo limitato, fissando, per esempio, una durata massima di dieci anni.

3.1.2. Deroga al capo VIII della direttiva

(32)

Secondo la RAE, l'approvvigionamento di energia elettrica nelle INI è legato, dal punto di vista pratico, all'OSP INI e alla compensazione per l'OSP INI in quanto i) il costo di generazione dell'energia elettrica è molto più elevato nelle INI che nella parte continentale e ii) lo Stato greco obbliga a praticare un prezzo uniforme, per categoria di clienti, in tutto il proprio territorio.

(33)

Il codice INI prevede l'installazione nelle INI di determinate apparecchiature di misurazione e registrazione per il conteggio orario, i centri di gestione e di controllo dell'energia, il monitoraggio e i relativi sistemi informatici. La RAE sostiene che quest'infrastruttura è indispensabile per:

a)	garantire che i costi degli OSP siano trasparenti, non discriminatori e verificabili;

b)	assicurare un adeguato funzionamento e una sana gestione delle reti elettriche, per poter ottenere la modalità operativa più economica e, di conseguenza, una riduzione più sensibile delle tariffe dell'OSP INI a carico dei consumatori di energia elettrica;

c)	diffondere maggiormente le FER e la cogenerazione, anche per quanto riguarda le tecnologie FER la cui gestione comporta requisiti complessi e specifici, come per esempio lo stoccaggio delle FER, gli impianti termici solari, eccetera;

d)	garantire la necessaria trasparenza nella gestione dei sistemi isolati, assicurando in tal modo un trattamento non discriminatorio di tutti i partecipanti al mercato e, in particolare, dei produttori.

(34)	La RAE conclude quindi che, indipendentemente dal fatto che uno o più fornitori siano autorizzati a operare all'interno di un microsistema isolato, tale infrastruttura deve essere installata nei sistemi isolati delle INI.

(35)

Secondo le stime, il costo per l'installazione di quest'infrastruttura non dovrebbe superare una cifra compresa fra i 20 e i 30 milioni di EUR per tutte le INI, comprese Creta e Rodi. La RAE ritiene ragionevole tale importo, soprattutto in considerazione dei benefici previsti, cioè la trasparenza e la verifica dell'OSP INI, nonché la sana e controllata gestione dei sistemi isolati.

(36)

Al contrario dell'YPEKA, la RAE è del parere che autorizzare più di un fornitore a operare in un determinato sistema isolato nelle INI non comporterà apprezzabili costi supplementari per l'infrastruttura richiesta, in quanto l'infrastruttura è in ogni caso già necessaria per la programmazione giornaliera delle unità di generazione situate sulle INI, per la regolamentazione del mercato e per la gestione dell'OSP INI.

(37)	La RAE ritiene inoltre che autorizzando a operare più di un unico fornitore si otterranno ulteriori, notevoli vantaggi per i consumatori delle INI.

(38)

Di conseguenza, la RAE conclude che l'esclusione permanente di fornitori alternativi dai mercati delle INI non sia giustificata. L'installazione della necessaria infrastruttura, descritta in precedenza, dovrebbe essere completata in un periodo compreso fra i tre e i cinque anni. La RAE non si opporrebbe a una possibile deroga strettamente limitata a tale arco di tempo, senza ulteriori estensioni.

(39)

La RAE aggiunge che, qualora lo status di un sistema isolato nelle INI muti ed esso non rientri più nelle categorie dei piccoli sistemi isolati o dei microsistemi isolati, la deroga dovrebbe automaticamente scadere. Ciò potrebbe verificarsi qualora i sistemi isolati delle INI vengano interconnessi al sistema interconnesso greco.

4. VALUTAZIONE

4.1. BASE GIURIDICA DELLA RICHIESTA

(40)	L'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE prevede la possibilità di una deroga a talune disposizioni della direttiva, qualora la deroga stessa si applichi a piccoli sistemi isolati e microsistemi isolati.

(41)	Ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE, si definisce piccolo sistema isolato ogni sistema con un consumo inferiore a 3 000 GWh nel 1996, ove meno del 5 % del consumo annuo è ottenuto dall'interconnessione con altri sistemi.

(42)	Ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE, si definisce microsistema isolato ogni sistema con un consumo inferiore a 500 GWh nel 1996, ove non esista alcun collegamento con altri sistemi.

(43)

I sistemi isolati indicati nella richiesta sono formati da una e, in alcuni casi, da più INI (cfr. le colonne 1 e 2 della tabella). Anche quando un sistema isolato consiste di numerose INI interconnesse tra loro, la rete elettrica formata da queste INI interconnesse è isolata, nel senso che non è connessa ad alcun'altra rete elettrica.

(44)

Secondo la richiesta, 31 sistemi isolati su 32 sono microsistemi isolati, il più grande dei quali è Rodi. I microsistemi isolati per cui è stata trasmessa la richiesta rappresentavano nel 2010 il 5,24 % delle vendite totali di energia elettrica in Grecia. Il sistema isolato di Creta è considerato un piccolo sistema isolato; nel 2010 Creta rappresentava il 3,01 % della domanda di energia elettrica in Grecia.

Domanda annuale da parte dei sistemi isolati

		Domanda annuale (MWh)				Domanda annuale nel 1996
Nome del SI	INI che fanno parte del SI	1996	2003	2010	2013	< 3 000 GWh	< 500 GWh
Creta		1 562 300	2 444 543	3 014 392	2 825 132	Sì	No
Rodi	Rodi Chalki	386 630	650 115	764 401	760 658	Sì	Sì
Kos-Kalymnos	Kos Kalymnos Lipsi Leros Nisyros-Giali Tilos Telendos Pserimos	156 340	281 574	351 959	352 984	Sì	Sì
Lesbo	Lesbo	153 650	259 552	308 454	288 230	Sì	Sì
Chios	Chios Psara Oinousses	110 480	180 868	214 449	200 042	Sì	Sì
Paros	Paros Antiparos Naxos Iraklia Koufonisia Schinousa Ios Sikinos Folegandros	95 340	164 761	208 206	194 740	Sì	Sì
Samos	Samos Fournoi Thymena	90 170	136 283	151 017	137 315	Sì	Sì
Syros	Syros	56 920	100 429	107 270	95 302	Sì	Sì
Thira	Thira Thirasia	47 680	88 073	117 957	120 199	Sì	Sì
Mykonos-Dilos	Mykonos-Dilos	45 740	78 049	115 071	112 978	Sì	Sì
Limnos	Limnos	35 650	55 340	62 710	59 672	Sì	Sì
Karpathos	Karpathos Kasos	26 580	30 397	37 829	36 931	Sì	Sì
Milos	Milos Kimolos	15 460	37 331	45 819	45 402	Sì	Sì
Ikaria	Ikaria	13 110	24 359	28 845	27 613	Sì	Sì
Skyros	Skyros	9 380	14 053	16 150	14 782	Sì	Sì
Patmos	Patmos	8 770	13 988	16 738	17 020	Sì	Sì
Sifnos	Sifnos	6 540	13 180	17 966	16 521	Sì	Sì
Symi	Symi	5 250	9 819	15 054	14 662	Sì	Sì
Amorgos	Amorgos	3 840	7 284	9 816	9 072	Sì	Sì
Kythnos	Kythnos	3 610	7 089	8 309	7 991	Sì	Sì
Serifos	Serifos	2 830	6 793	8 162	7 654	Sì	Sì
Astypalea	Astypalea	2 470	5 283	6 997	6 670	Sì	Sì
Megisti	Megisti	770	1 863	2 751	3 005	Sì	Sì
Ag. Efstratios	Ag. Efstratios	540	937	1 058	1 075	Sì	Sì
Anafi	Anafi	400	858	1 110	1 179	Sì	Sì
Othoni	Othoni	330	588	674	632	Sì	Sì
Erikousa	Erikousa	220	452	710	746	Sì	Sì
Agathonisi	Agathonisi	190	388	522	642	Sì	Sì
Donousa	Donousa	180	417	676	690	Sì	Sì
Antikithyra	Antikithyra	70	199	228	241	Sì	Sì
Arkii-Marathi	Arkii-Marathi	0	175	248	312	Sì	Sì
Gavdos	Gavdos	0	0	365	471	Sì	Sì

(45)

La tabella precedente elenca i sistemi isolati indicati nella richiesta e su ciascuno di essi fornisce alcune informazioni dalle quali si può desumere che nel 1996 tutti i sistemi isolati, tranne Creta, avevano registrato una domanda di energia elettrica che li qualificava come microsistemi isolati ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE. Per quanto riguarda Creta, occorre aggiungere che, siccome l'isola non era e tuttora non è interconnessa ad alcun'altra rete elettrica, la quota percentuale della domanda soddisfatta per mezzo di interconnector era e continua a essere pari a zero, ossia inferiore al 5 %. Creta costituisce perciò un piccolo sistema isolato ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE.

(46)	Il parere della RAE non conteneva osservazioni sui sistemi isolati indicati nella richiesta.

(47)

La Commissione conclude quindi che i sistemi isolati indicati nella colonna 1 della tabella precedente costituiscono tutti microsistemi isolati ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 27, della direttiva 2009/72/CE, tranne Creta, che costituisce invece un piccolo sistema isolato ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 26, della direttiva 2009/72/CE.

4.2. SERI PROBLEMI PER LA GESTIONE DI CENTRALI ELETTRICHE CONVENZIONALI NEI MICROSISTEMI ISOLATI

(48)

La Commissione ritiene che la gestione di centrali elettriche convenzionali nei microsistemi isolati comporti effettivamente seri problemi, derivanti in particolare dai seguenti fattori:

le dimensioni del carico da soddisfare nelle isole non consentono di installare centrali elettriche convenzionali più grandi, più efficienti e più efficaci in termini di costi, anche perché, per poter operare entro margini di sicurezza accettabili, un sistema isolato non può fare affidamento su una sola centrale elettrica.

Nel 2013 in nessuno dei microsistemi isolati il picco annuale ha superato i 188,5 MW. I picchi di carico medio e mediano, rispettivamente 20,8 e 4,2 MW, sono molto inferiori.

Nessuna delle centrali convenzionali attualmente installate nei microsistemi isolati ha una capacità superiore a 27 MW. Le dimensioni media e mediana delle centrali, rispettivamente 3,9 e 1,1 MW, sono molto inferiori.

Le ridotte dimensioni del carico da soddisfare e le marcate oscillazioni della domanda, influenzate tra l'altro dalla crescente diffusione delle FER, limitano inoltre la scelta delle tecnologie che è possibile impiegare per le centrali elettriche convenzionali nei microsistemi isolati.

Tutta la capacità di generazione convenzionale nei sistemi isolati delle INI è alimentata a diesel od olio combustibile;

in tutti i microsistemi isolati i fattori di carico annuali sono ridotti. Nel 2012 in nessuno dei microsistemi isolati il fattore di carico ha superato lo 0,54; i picchi di carico medio e mediano, pari entrambi allo 0,38, sono ancor più bassi. In considerazione dell'accesso prioritario delle FER e del fatto che i fattori di carico utilizzati in questo caso si riferiscono all'intera rete elettrica del microsistema isolato, il fattore di carico per le centrali elettriche convenzionali delle INI è addirittura inferiore.

Il fattore di carico annuale nel sistema interconnesso greco è normalmente pari al 50 % circa per tutte le unità e al 65 % per le unità termiche (6).

Il fattore di carico annuale rappresenta un'indicazione dell'utilizzo effettivo delle centrali elettriche nel corso di un determinato anno e quindi della loro capacità di produrre utili.

La crescente diffusione delle FER è destinata a ridurre ulteriormente il carico che le centrali elettriche convenzionali devono soddisfare;

esistono numerosi progetti che hanno lo scopo di interconnettere le INI, in particolare le Cicladi e Creta, con il principale sistema interconnesso greco. Come si è illustrato in precedenza, le centrali elettriche convenzionali delle INI sono meno efficienti delle centrali elettriche installate nel sistema interconnesso ed è quindi improbabile che risultino economicamente redditizie dopo l'interconnessione delle INI in cui sono situate.

La possibilità che un sistema isolato venga interconnesso rappresenta quindi un forte disincentivo per gli investimenti in capacità convenzionale nelle INI;

a causa delle dimensioni relativamente ridotte del carico da soddisfare, oscillazioni relativamente limitate della domanda potrebbero incidere sulla capacità di generazione necessaria in un determinato sistema isolato. La mancanza di capacità di interconnessione costringe a far fronte a tutte le variazioni della domanda utilizzando una capacità di generazione collocata all'interno del microsistema isolato.

Questo fattore rende ancor più necessario rispondere con tempestività e flessibilità alle variazioni a lungo termine della domanda.

Tale esigenza di flessibilità è ulteriormente accentuata dalle difficoltà percepite riguardo all'individuazione di siti adatti per le centrali elettriche convenzionali nelle INI e dalla durata delle procedure di autorizzazione;

nel 2012 (7) il rapporto tra i livelli massimo e minimo della domanda annuale in tutti i microsistemi isolati è stato almeno pari a 3,35; in determinati microsistemi isolati il rapporto è più elevato e spesso molto più elevato. In effetti, i rapporti medio e mediano tra domanda massima e minima sono rispettivamente pari a 6,27 e 5,98.

Nel 2010 il rapporto tra domanda massima e minima nel sistema interconnesso greco è stato pari a circa 3.

Il rapporto più elevato tra domanda massima e minima rispecchia il grado di flessibilità e la quantità di riserve che, anche nell'arco di un determinato anno, devono essere disponibili all'interno della capacità di generazione installata in un sistema isolato.

A questo proposito, va rilevato che nel 2012 nel 60 % circa dei microsistemi isolati si è fatto ricorso a generatori mobili.

(49)	La Commissione conclude quindi che esistono seri problemi per la gestione di centrali elettriche convenzionali nei sistemi isolati delle INI indicati nella tabella precedente.

4.3. VALUTAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA PER IL CAPO III

4.3.1. La deroga alle disposizioni del capo III non può riguardare le nuove capacità

(50)	Ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, le deroghe alle disposizioni del capo III possono essere concesse solo per quanto riguarda il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità esistente.

(51)	Di conseguenza, le deroghe alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE non possono essere concesse per nuove capacità.

(52)

Per contro, dal momento che i sistemi isolati delle INI sono reti di distribuzione, nel caso in cui la procedura di autorizzazione per nuove capacità non fosse in grado di fornire autorizzazioni adeguate di nuove capacità per i sistemi isolati delle INI, le autorità greche possono prendere in considerazione la possibilità di ricorrere alle disposizioni dell'articolo 7, paragrafo 3, della direttiva 2009/72/CE, anche per nuove capacità convenzionali di limitata entità. In tali nuove capacità convenzionali di limitata entità può rientrare, per esempio, una capacità di generazione temporanea resa disponibile nel lungo termine, senza assegnazione permanente a un sito specifico.

4.3.2. La deroga alle disposizioni del capo III non sono applicabili a Creta

(53)	Come indicato in precedenza, tutte le INI sono microsistemi isolati, tranne Creta che è un piccolo sistema isolato.

(54)	Di conseguenza, la deroga alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE non può riguardare Creta.

4.3.3. La deroga alle disposizioni del capo III non si estende agli impianti FER e CHP

(55)	Nella richiesta non si afferma esplicitamente che la deroga che si intende ottenere riguarda unicamente gli impianti convenzionali.

(56)

L'articolo 133, paragrafo 3, della legge 4001/2011, tuttavia, esclude espressamente i casi in cui l'energia elettrica viene prodotta utilizzando fonti energetiche rinnovabili o per mezzo di impianti di cogenerazione ad alta efficienza o impianti ibridi, nonché il caso degli autoproduttori, dall'ambito di applicazione dell'autorizzazione di produzione esclusiva che può essere assegnata a PPC. La stessa conclusione si trae dall'articolo 225 del codice INI.

(57)	Inoltre la giustificazione fornita si riferisce a seri problemi per la gestione delle sole centrali elettriche convenzionali; si argomenta infatti che queste centrali elettriche devono affrontare seri problemi a causa, tra l'altro, della crescente diffusione delle FER.

(58)

Di conseguenza, anche qualora la richiesta mirasse a ottenere una deroga alle disposizioni del capo III della direttiva 2009/72/CE per impianti di generazione diversi dalle centrali elettriche convenzionali, tale deroga non può essere concessa in quanto non sono state fornite motivazioni che la giustifichino.

4.3.4. La deroga può essere concessa per l'autorizzazione a rinnovare, potenziare ed espandere la capacità esistente

(59)

In considerazione dei suddetti seri problemi per la gestione delle centrali elettriche convenzionali nei piccoli sistemi isolati, la deroga può essere concessa per l'autorizzazione di capacità convenzionali esistenti nella misura in cui riguardi il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità convenzionale esistente. Tale autorizzazione può essere concessa solo a PPC.

(60)

Ai fini di tale deroga:

a)	la capacità di generazione convenzionale esistente comprende i progetti per la costruzione di capacità di generazione convenzionale per cui la RAE ha già concesso un'autorizzazione ancora valida alla data dell'entrata in vigore della presente decisione;

b)	la demolizione completa della principale capacità di generazione su un sito esistente e la sua sostituzione con una nuova installazione di generazione di energia elettrica sono considerate come costruzione di nuove capacità;

c)	la collocazione di una capacità di generazione temporanea entro il perimetro della capacità esistente costituisce espansione di una capacità esistente.

(61)	Tuttavia, non vi sono motivi per concedere una deroga ai criteri e alle condizioni di cui all'articolo 7, paragrafo 2, della direttiva 2009/72/CE, in base ai quali viene rilasciata un'autorizzazione a PPC.

(62)

Inoltre, nel caso in cui la deroga sia concessa direttamente a PPC, è importante che le condizioni fissino gli obblighi concernenti la data entro cui la centrale elettrica convenzionale autorizzata deve diventare pienamente operativa e comprendano disposizioni a garanzia del completo ed efficace rispetto di tali obblighi. Alla scadenza, a esclusiva discrezione della RAE, tale autorizzazione diretta può essere prorogata solo qualora sia scaduta per ragioni totalmente indipendenti dalla volontà di PPC. Alla scadenza, la RAE dovrebbe organizzare una procedura di autorizzazione nel pieno rispetto dell'articolo 7, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, prevedendo quindi la partecipazione di terzi.

4.3.5. La deroga non può estendersi all'indizione di gare per nuove capacità

(63)	Per definizione, l'indizione di gare ai sensi dell'articolo 8 della direttiva 2009/72/CE riguarda la capacità che deve essere ancora costruita e autorizzata e che, di conseguenza, costituisce nuova capacità.

(64)	Per le ragioni già esposte in precedenza, la deroga per nuove capacità non dovrebbe essere concessa ai sensi dell'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE.

4.4. VALUTAZIONE DELLA DEROGA RICHIESTA PER IL CAPO VIII

4.4.1. La deroga alle disposizioni del capo VIII non si estende all'articolo 32 sull'accesso di terzi

(65)	La richiesta riguarda la deroga al capo VIII della direttiva 2009/72/CE e si può quindi ritenere che comprenda una domanda di deroga alle disposizioni dell'articolo 32 concernente l'accesso di terzi («TPA»).

(66)

La richiesta non specifica se la deroga desiderata si estenda all'articolo 32 della direttiva 2009/72/CE, né fornisce motivazioni che giustifichino tale deroga. La legge 4001/2011 e il codice INI obbligano invece DEDDIE a garantire senza discriminazioni l'accesso dei terzi al sistema di distribuzione gestito da DEDDIE (cfr. per esempio l'articolo 127 della legge 4001/2011). Di conseguenza, tale deroga non può essere concessa.

4.4.2. Deroga all'articolo 33 sull'apertura del mercato e la reciprocità

4.4.2.1. Mancanza di motivi per una deroga permanente all'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE

(67)

Nella richiesta si sostiene essenzialmente che PPC dovrebbe rimanere l'unico fornitore autorizzato ad approvvigionare i clienti nelle INI, in quanto lo sviluppo dell'infrastruttura necessaria per la gestione e la vigilanza del mercato dell'energia elettrica nei microsistemi isolati, nonché per l'apertura del mercato a fornitori terzi comporta, per l'operatore attivo nelle INI, costi di gestione superiori ai vantaggi che l'apertura del mercato potrebbe avere per i consumatori.

(68)

Come emerge chiaramente dal parere della RAE, le infrastrutture installate nelle INI intendono garantire, in conformità della legge vigente, una gestione trasparente, verificabile e non discriminatoria dell'OSP INI. Inoltre, l'infrastruttura è necessaria per la gestione dei sistemi isolati delle INI da un punto di vista tecnico ed economico. Di conseguenza, dal momento che le infrastrutture sono comunque necessarie per soddisfare tali requisiti, indipendentemente dal numero di fornitori autorizzati nelle INI, l'apertura del mercato non aumenta il costo delle infrastrutture.

(69)

Anche qualora sia necessaria un'infrastruttura simile, l'apertura del mercato non è intrinsecamente collegata alla gestione tecnica dei sistemi isolati delle INI o dell'OSP INI, in quanto non vi è un nesso causale tra la gestione tecnica ed economica di questi sistemi isolati e la gestione dell'OSP INI conformemente ai pertinenti requisiti giuridici, da un lato, e il fatto che uno o più i fornitori siano autorizzati ad approvvigionare i consumatori di energia elettrica nelle INI, dall'altro lato.

(70)

È corretto affermare che i costi di produzione più elevati che si registrano nelle INI, rispetto ai costi di produzione nel sistema interconnesso, devono essere recuperati dai fornitori attivi nelle INI ripartendo la parte rispettiva della compensazione per l'OSP INI in funzione delle vendite di energia elettrica ai loro clienti. Tuttavia, stabilire i costi di produzione nelle INI è in ogni caso necessario per determinare la compensazione finanziaria per l'OSP INI, indipendentemente dal numero di fornitori attivi nelle INI.

(71)

L'unico requisito supplementare per l'apertura del mercato è la ripartizione a ogni fornitore delle parti rispettive della compensazione per l'OSP INI in funzione delle vendite di energia elettrica dei propri clienti. Anche i relativi dati dei clienti, in particolare quelli dei contatori, sono necessari indipendentemente dal fatto che uno o più fornitori siano autorizzati ad approvvigionare i clienti residenti nelle INI.

(72)

Di conseguenza, la concessione della compensazione per l'OSP INI ai fornitori comporta semplicemente la capacità di attribuire i dati dei contatori dei clienti a un particolare fornitore autorizzato; si tratta di un processo essenzialmente amministrativo, basato su informazioni che vengono raccolte, in tutti o quasi tutti i casi, indipendentemente dal fatto che nelle INI il mercato sia aperto oppure no. In secondo luogo, tale capacità costituisce una precondizione della corretta gestione di qualsiasi mercato di approvvigionamento dell'energia elettrica; non si può dunque ammettere che i costi rappresentino un motivo di deroga all'apertura del mercato, in quanto essi non riguardano specificamente la gestione dei sistemi isolati delle INI né sono collegati a un serio problema di gestione dei medesimi.

(73)

È importante sottolineare che la tenuta di registri per l'attribuzione ai fornitori delle informazioni dei contatori fa parte dell'infrastruttura da allestire. Se, da un lato, l'entrata in funzione, nella sua interezza, dell'infrastruttura prevista agevolerà una gestione ottimale dei sistemi elettrici isolati, dall'altro lato la completa realizzazione degli investimenti collegati non rappresenta una condizione necessaria per l'apertura del mercato.

(74)

La possibilità di un'ampia variazione dei valori dei costi di produzione variabili annuali medi di ciascuna INI è un fattore irrilevante. Anche qualora venisse provata, tale variazione riguarda il costo di produzione dell'energia elettrica nell'ambito dei sistemi isolati delle INI. Stabilire il relativo importo è già un'operazione necessaria per amministrare l'OSP INI conformemente ai requisiti di legge, sulla quale peraltro il numero dei fornitori autorizzati ad approvvigionare i clienti residenti nelle INI non incide affatto. Inoltre, dal momento che l'amministrazione dell'OSP INI si effettua già su base mensile, separatamente per ogni sistema isolato, difficilmente marcate variazioni annuali per ciascuna INI potrebbero provocare problemi rilevanti.

(75)	Da quanto precede, si deduce che il numero di fornitori autorizzati ad approvvigionare i clienti nelle INI non è intrinsecamente legato né alla gestione tecnica ed economica dei sistemi isolati, né alla gestione dell'OSP INI conformemente ai pertinenti obblighi di legge.

(76)

Si può ancora notare che l'apertura del mercato comporta benefici che superano gli eventuali costi. Come osserva la RAE, fornitori alternativi presenti nelle INI potrebbero offrire significativi vantaggi supplementari ai clienti residenti nelle INI stesse, aggiungendo la fornitura di altri servizi a quella di energia elettrica.

(77)	Di conseguenza, la richiesta di una deroga permanente all'articolo 33 dovrebbe essere respinta.

4.4.2.2. Limitazione della durata di un sistema isolato ai sensi dell'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE

(78)

In considerazione di quanto sopra, va riconosciuto che per l'apertura del mercato è necessario stabilire modalità pratiche tali da consentire una gestione dei sistemi isolati delle INI del tutto conforme al codice INI. I problemi pratici connessi all'apertura del mercato potrebbero comportare l'indisponibilità dei registri necessari per attribuire ai fornitori contatori e dati relativi ai consumi oppure la configurazione non ottimale delle infrastrutture. Su questa base, si può prevedere la concessione di una deroga limitata nel tempo all'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE.

(79)

Per la valutazione della durata di tale deroga al capo VIII le due considerazioni seguenti sono rilevanti:

come si è già ricordato, l'elemento più importante richiesto per l'apertura del mercato nelle INI è la disponibilità di un registro nelle INI che attribuisca a un determinato fornitore i dati relativi ai consumi. Ai sensi dell'articolo 327, paragrafo 4, del codice INI, il registro previsto a tale scopo è completato al più tardi due anni dopo l'entrata in vigore del codice INI. La disponibilità del registro è una condizione necessaria per la concreta apertura del mercato;

il totale completamento del programma di investimenti per le infrastrutture da installare nelle INI favorirebbe certamente la gestione pratica dell'apertura del mercato nelle INI. Questa tuttavia non è una condizione necessaria. L'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI fissa un calendario entro il quale tutte le attuali INI dovrebbero dotarsi delle infrastrutture supplementari da installare nelle INI al più tardi entro cinque anni dall'entrata in vigore del codice INI.

(80)

Di conseguenza, una deroga all'apertura del mercato dev'essere concessa per almeno due anni dall'entrata in vigore del codice INI, cioè fino al 17 febbraio 2016, allo scopo di costituire i registri che sono un necessario requisito per l'apertura del mercato. Poiché l'infrastruttura completa dev'essere installata al più tardi cinque anni dopo l'entrata in vigore del codice INI, la validità della deroga dev'essere comunque limitata a cinque anni dall'entrata in vigore del codice INI, ossia fino al 17 febbraio 2019 per qualsiasi sistema isolato delle INI. Tuttavia, poiché la deroga può essere giustificata soltanto laddove sussistano seri problemi concreti per l'apertura del mercato, direttamente attribuibili al mancato completamento del programma di investimenti infrastrutturali nelle INI, si dovrebbe verificare periodicamente se tali problemi persistono in uno specifico sistema isolato delle INI. Tale verifica dovrebbe utilizzare come parametro di riferimento un piano di investimenti elaborato da DEDDIE, e approvato dalle autorità greche competenti, per l'installazione delle infrastrutture necessarie nelle INI. Tale piano dovrebbe essere quindi completato e approvato entro il 17 febbraio 2015.

(81)	Per evitare inutili ritardi nell'apertura del mercato, il piano di investimenti infrastrutturali di DEDDIE dovrebbe essere approvato dalla RAE e attribuire la priorità ai sistemi isolati di Creta e Rodi, ossia le INI più popolose.

(82)

Dal 17 febbraio 2016, e successivamente su base annua fino al 17 febbraio 2019, DEDDIE dovrebbe redigere una relazione, da sottoporre all'approvazione della RAE, specificando i motivi per cui in un determinato sistema isolato delle INI l'apertura del mercato non sia stata ancora realizzata. La relazione dovrebbe essere pubblicata e notificata alla Commissione.

4.4.3. La deroga alla disposizione del capo VIII non riguarda l'articolo 34

(83)	La richiesta concerne la deroga al capo VIII della direttiva 2009/72/CE e quindi si può ritenere che comprenda la richiesta di deroga all'articolo 34 concernente le linee dirette ai sensi dell'articolo 2, paragrafo 15, della direttiva 2009/72/CE.

(84)	La richiesta non specifica se la deroga desiderata riguardi anche l'articolo 34 della direttiva 2009/72/CE.

(85)	Di conseguenza, anche se la richiesta si propone di ottenere una deroga all'articolo 34 della direttiva 2009/72/CE, tale deroga non dev'essere concessa giacché non è stata fornita alcuna giustificazione.

4.4.4. Interconnector — richiesta di deroga ai capi III e VIII

(86)	La presente deroga riguarda i microsistemi isolati caratterizzati proprio dalla mancanza di interconnessione o, nel caso di piccoli sistemi isolati, da una interconnessione molto limitata con altre reti elettriche.

(87)

Tuttavia:

conformemente al piano di sviluppo decennale del gestore dei sistemi di trasmissione greco, il gestore indipendente della trasmissione di energia, o «ADMIE» S.A, l'interconnessione delle isole Cicladi dovrebbe essere portata a termine entro il 2018 in tre fasi, e alcune di queste isole dovrebbero essere interconnesse con il sistema interconnesso greco molto prima di tale data;

inoltre, l'interconnessione di Creta dovrebbe concludersi entro il 2020. Le parti importanti del progetto per i primi tre anni sono state incluse nel piano di sviluppo decennale di ADMIE approvato del 2013. Il piano finale dev'essere incluso nel piano di sviluppo decennale che sarà approvato nel 2014.

(88)	È necessario prevedere esplicitamente che, per un determinato sistema isolato, la presente deroga cessi automaticamente non appena l'interconnessione tra un determinato sistema isolato e il sistema interconnesso greco diventi del tutto operativa.

(89)

DEDDIE è controllato al 100 % da PPC, da cui però è separato dal punto di vista giuridico e funzionale. Diversamente da un gestore del sistema di distribuzione ai sensi della direttiva 2009/72/CE, DEDDIE svolge anche ampie funzioni nella gestione dei sistemi isolati delle INI e nella gestione della generazione nelle INI, compresa la capacità di generazione convenzionale appartenente a PPC e quindi la sua remunerazione economica. Come si è detto in precedenza, l'interconnessione influisce sulla redditività economica delle centrali elettriche convenzionali attualmente installate nei sistemi isolati delle INI.

(90)	Le deroghe devono essere concesse soltanto se sono proporzionali e non vanno oltre lo stretto necessario. Occorre perciò fornire chiari incentivi e assicurare la trasparenza per le decisioni sull'eventuale interconnessione dei sistemi isolati delle INI.

(91)

Ai sensi dell'articolo 108 della legge 4001/2011:

«ADMIE SA presenta alla RAE un piano di sviluppo decennale del sistema greco di trasmissione di energia elettrica entro il 31 marzo di ogni anno […] In particolare, il piano di sviluppo decennale del sistema greco di trasmissione di energia elettrica: […] (c) fornisce uno studio costi-benefici di natura tecnica e finanziaria per importanti opere di trasmissione […], soprattutto per […] i connettori tra le isole e il sistema di trasmissione, comprendente i tempi, il flusso finanziario stimato e i requisiti di finanziamento per tutti i progetti di investimento»

(92)

Per garantire chiari incentivi e trasparenza nelle decisioni sull'interconnessione dei sistemi isolati delle INI, le autorità greche devono assicurare che:

al momento di concedere autorizzazioni o bandire gare per capacità esistenti o nuove per un determinato sistema isolato in una INI, ADMIE, DEDDIE e RAE considerino sistematicamente l'alternativa di interconnettere il sistema isolato di cui fa parte la INI in questione. Tale autorizzazione per capacità esistenti o nuove dovrebbe essere rifiutata qualora la costruzione di un interconnector si riveli più efficace in termini di costi. I costi dovrebbero comprendere tutti i costi per la fornitura di energia elettrica ai clienti finali nell'ambito del sistema isolato, compresa la compensazione per l'OSP INI;

lo studio costi-benefici per importanti opere di trasmissione realizzate da ADMIE, di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, consideri soltanto l'efficienza sotto il profilo dei costi degli investimenti e della gestione dell'interconnessione. In particolare, non dovrebbe tener conto dei mancati guadagni né del deprezzamento di valore degli impianti convenzionali di produzione dell'energia già installati nelle INI;

la RAE pubblichi, insieme al piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti di ciascuno dei sistemi isolati delle INI. Se la costruzione di un interconnector non è integrata nel piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, approvato dalla RAE, la RAE indice, di propria iniziativa o su semplice richiesta di un terzo, una gara d'appalto ai sensi dell'articolo 22, paragrafo 7, lettera b), della direttiva 2009/72/CE per la costruzione di un interconnector che colleghi uno o più sistemi isolati delle INI. Un interconnector dovrebbe essere costruito se la sua costruzione riduce i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti ubicati nelle INI;

d)	la RAE fissa un termine preciso per il completamento della costruzione di un interconnector. Se questo non viene costruito o se la costruzione non rispetta i tempi fissati dalla RAE, occorre avanzare una richiesta di indennizzo per i mancati risparmi sui costi.

4.5. DURATA

(93)	È necessario riesaminare i fatti su cui si basa l'attuale deroga, in particolare dopo il completamento dei piani per l'interconnessione di alcuni sistemi isolati e dopo la scadenza dei termini per l'installazione dell'infrastruttura di cui all'articolo 237 del codice INI.

(94)	Di conseguenza, qualsiasi deroga rimarrà in vigore fino al 1o gennaio 2021.

4.6. EFFETTO RETROATTIVO

(95)	Come si è osservato in precedenza, la richiesta del 17 gennaio 2012 ha rinnovato la richiesta iniziale trasmessa nel 2003.

(96)

Anche l'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE, abrogata dalla direttiva 2009/72/CE, conteneva disposizioni che consentivano agli Stati membri di richiedere deroghe a talune disposizioni di tale direttiva in caso di seri problemi per la gestione di piccoli sistemi isolati e di microsistemi isolati. Ai sensi dell'articolo 48 della direttiva 2009/72/CE, i riferimenti all'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE, abrogato, s'intendono fatti all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE.

(97)	Le definizioni di piccolo sistema isolato e microsistema isolato di cui all'articolo 2, paragrafi 26 e 27, della direttiva 2003/54/CE sono identiche a quelle utilizzate nell'articolo 2, paragrafi 26 e 27, della direttiva 2009/72/CE.

(98)

Entrambe queste definizioni fanno riferimento alla domanda di energia elettrica registrata nel 1996 nei sistemi isolati, che non sono cambiati. Inoltre, Creta non era interconnessa al sistema interconnesso greco né nel 2003 né nel 2012, e non lo è neppure nel momento in cui l'attuale decisione di deroga entra in vigore.

(99)	Di conseguenza, tutti i piccoli sistemi isolati e i microsistemi isolati indicati come tali nella richiesta avevano i requisiti qualificanti quando è stata trasmessa la richiesta iniziale, e li hanno ancora nel momento in cui l'attuale decisione di deroga entra in vigore.

(100)

Non si è verificato quindi alcun cambiamento giuridico né fattuale in relazione ai piccoli sistemi isolati e ai microsistemi isolati che potrebbero essere ammissibili a una deroga ai sensi della direttiva 2003/54/CE e della direttiva 2009/72/CE.

(101)

L'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE prevedeva la concessione di deroghe al capo III, che conteneva disposizioni, come quelle del capo III della direttiva 2009/72/CE, concernenti le procedure di autorizzazione per nuove capacità e l'indizione di gare per nuove capacità.

(102)

L'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE prevedeva la concessione di deroghe al capo VII, che conteneva disposizioni, come quelle del capo VIII della direttiva 2009/72/CE, concernenti l'accesso di terzi, l'apertura del mercato e le linee dirette.

(103)

Se la Commissione avesse concesso una deroga in risposta alla richiesta iniziale, avrebbe potuto farlo alle stesse condizioni della deroga vigente ai sensi della direttiva 2009/72/CE.

(104)

Inoltre, a partire dal 2003 non si è verificato alcun cambiamento nelle circostanze fattuali. La situazione geografica delle INI, i fattori economici che regolano la gestione delle reti elettriche nei sistemi isolati delle INI e la natura dei seri problemi correlati alla gestione delle centrali elettriche convenzionali nei sistemi isolati delle INI non sono concretamente mutati dal 2003.

(105)

La richiesta iniziale è pendente dal 2003. L'inazione della Commissione non deve danneggiare la Repubblica ellenica, che ha adempiuto gli obblighi di cui all'articolo 26, paragrafo 1, della direttiva 2003/54/CE e all'articolo 44, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE e ha trasmesso una richiesta di deroga debitamente giustificata ai sensi degli stessi articoli per i sistemi isolati delle INI.

(106)

È perciò opportuno che la presente decisione di deroga abbia effetto a partire dalla data di notifica della richiesta iniziale, ossia dal 5 dicembre 2003,

HA ADOTTATO LA PRESENTE DECISIONE:

Articolo 1

La presente decisione si applica ai piccoli sistemi isolati e ai microsistemi isolati indicati nella tabella.

Ai fini della presente decisione, Creta è un piccolo sistema isolato mentre tutti gli altri sistemi isolati sono microsistemi isolati.

Articolo 2

1. È concessa una deroga alle disposizioni dell'articolo 33 della direttiva 2009/72/CE per i piccoli sistemi isolati e i microsistemi isolati.

2. La presente deroga è valida fino al 17 febbraio 2016 o alla completa installazione dell'infrastruttura, ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI, qualunque dei due si verifichi più tardi. In ogni caso, la presente deroga cessa di applicarsi il 17 febbraio 2019.

3. Entro il 17 febbraio 2015 le autorità greche redigono un piano di investimenti infrastrutturali ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI, specificando separatamente per ciascuno dei sistemi isolati delle INI, entro quale data l'installazione dell'infrastruttura dovrà essere completa. Il piano attribuisce la priorità a Creta e Rodi.

4. A partire dal 17 febbraio 2016, e successivamente su base annuale fino al 17 febbraio 2019, le autorità greche redigono una relazione specificando, per ciascuno dei sistemi isolati delle INI: a) se l'apertura del mercato abbia avuto luogo; b) lo stato degli investimenti infrastrutturali in relazione al piano pertinente; c) i seri problemi concreti che continuano a ostacolare l'apertura del mercato; d) se tali problemi possano essere attribuiti direttamente al mancato completamento degli investimenti infrastrutturali ai sensi dell'articolo 237, paragrafo 7, del codice INI.

Articolo 3

1. È concessa una deroga alle disposizioni di cui all'articolo 7, paragrafo 1, della direttiva 2009/72/CE, in virtù della quale a PPC possono essere concesse direttamente autorizzazioni per quanto riguarda il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità convenzionale esistente nei microsistemi isolati.

1. Ai fini della presente deroga:

a)	la capacità di generazione convenzionale esistente comprende i progetti per il rinnovamento, il potenziamento e l'espansione della capacità di generazione convenzionale per cui la RAE ha già concesso un'autorizzazione ancora valida alla data di notifica della presente decisione;

b)	la demolizione completa della principale capacità di generazione in un sito esistente e la sua sostituzione con una nuova installazione di generazione di energia elettrica non rappresentano capacità esistente, ma costruzione di nuove capacità;

c)	la collocazione di una capacità di generazione convenzionale temporanea entro il perimetro di una capacità esistente costituisce espansione di una capacità esistente.

1. Alla scadenza dell'autorizzazione concessa in conformità del primo paragrafo, tale autorizzazione può essere prorogata, a esclusiva discrezione della RAE, solo qualora i ritardi siano dovuti a ragioni totalmente indipendenti dalla volontà di PPC.

1. La presente deroga non si applica più alle autorizzazioni concesse in conformità del primo paragrafo che siano scadute o annullate.

2. Tutte le altre disposizioni dell'articolo 7 della direttiva 2009/72/CE continuano ad applicarsi integralmente.

3. La presente deroga è valida fino al 1o gennaio 2021.

Articolo 4

1. Le deroghe previste dalla presente decisione non si applicano più ai piccoli sistemi isolati né ai microsistemi isolati una volta che questi siano interconnessi con il sistema interconnesso.

1. Le autorità greche:

al momento di autorizzare o di bandire gare per nuove capacità per un determinato sistema isolato delle INI, considerano sistematicamente l'alternativa di interconnettere il sistema isolato di cui fa parte la INI in questione. L'autorizzazione per nuove capacità dev'essere rifiutata qualora la costruzione di un interconnector si riveli più efficace in termini di costi. I costi devono comprendere tutti i costi per la fornitura di energia elettrica ai clienti finali nell'ambito del sistema isolato, compresa la compensazione per l'OSP INI;

assicurano che lo studio costi-benefici per importanti opere di trasmissione realizzate da ADMIE, di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, consideri soltanto l'efficienza sotto il profilo dei costi degli investimenti e della gestione dell'interconnessione programmata. Tale studio non deve tener conto dei mancati guadagni né del deprezzamento di valore degli impianti convenzionali di produzione già installati nelle INI;

pubblicano, insieme al piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti di ciascuno dei sistemi isolati delle INI. Salvo che la costruzione di un interconnector sia integrata nel piano di investimenti decennale dell'ADMIE di cui all'articolo 108 della legge 4001/2011, approvato dalla RAE, le autorità greche indicono, di propria iniziativa o su semplice richiesta di un terzo, una gara d'appalto ai sensi dell'articolo 22, paragrafo 7, lettera b), della direttiva 2009/72/CE per la costruzione di un interconnector che colleghi uno o più sistemi isolati delle INI. Un interconnector dev'essere costruito se la sua costruzione riduce i costi totali, comprensivi della compensazione per l'OSP INI, della fornitura di energia elettrica ai clienti ubicati nelle INI;

d)	fissano un termine preciso per il completamento della costruzione di un interconnector. Se questo non è costruito o se la costruzione non rispetta i tempi fissati, le autorità greche avanzano una richiesta di indennizzo per i mancati risparmi sui costi.

Articolo 5

La decisione si applica a decorrere dal 5 dicembre 2003.

Articolo 6

La Repubblica ellenica è destinataria della presente decisione.

Fatto a Bruxelles, il 14 agosto 2014

Per la Commissione

Michel BARNIER

Vicepresidente

(1) GU L 211 del 14.8.2009, pag. 55.

(2) Direttiva 2003/54/CE del Parlamento europeo e del Consiglio, del 26 giugno 2003, relativa a norme comuni per il mercato interno dell'energia elettrica e che abroga la direttiva 96/92/CE (GU L 176 del 15.7.2003, pag. 37).

(3) Gazzetta ufficiale greca 270/B/7.2.2014.

(4) L'articolo 36 della legge 4067/2012 ha spostato l'onere per la copertura dei costi supplementari dai fornitori ai consumatori. Secondo tale articolo, il sistema si applica nell'attesa dell'attribuzione degli OSP ai sensi dell'articolo 55 della legge 4001/2011 e in seguito alla conclusione del codice INI ai sensi dell'articolo 130 della legge 4001/2011.

(5) Gazzetta ufficiale greca 2783/B/2.12.2011.

(6) Attualmente, a causa delle circostanze eccezionali provocate dalla crisi economica in Grecia, il fattore di carico è ridotto al 37 % per tutte le unità e al 42 % per le unità termiche.

(7) I dati si riferiscono al 2012 per quasi tutti i sistemi isolati, tranne poche eccezioni per cui sono stati utilizzati i dati del 2011 che erano gli ultimi disponibili.

		ISSN 1977-0707
Gazzetta ufficiale dell'Unione europea		L 248

Edizione in lingua italiana	Legislazione	57° anno 22 agosto 2014

Sommario		II Atti non legislativi	pagina
		REGOLAMENTI
	*	Regolamento delegato (UE) n. 913/2014 della Commissione, del 21 agosto 2014, che istituisce misure di sostegno eccezionali a carattere temporaneo per i produttori di pesche e pesche noci	1
	*	Regolamento di esecuzione (UE) n. 914/2014 della Commissione, del 21 agosto 2014, recante duecentodiciassettesima modifica del regolamento (CE) n. 881/2002 del Consiglio che impone specifiche misure restrittive nei confronti di determinate persone ed entità associate alla rete Al-Qaeda	7
		Regolamento di esecuzione (UE) n. 915/2014 della Commissione, del 21 agosto 2014, recante fissazione dei valori forfettari all'importazione ai fini della determinazione del prezzo di entrata di taluni ortofrutticoli	10
		DECISIONI
		2014/536/UE
	*	Decisione della Commissione, del 14 agosto 2014, che concede alla Repubblica ellenica una deroga a talune disposizioni della direttiva 2009/72/CE del Parlamento europeo e del Consiglio	12

(EUR/100 kg)
Codice NC	Codice dei paesi terzi (1)	Valore forfettario all’importazione
0707 00 05	TR	81,4
0707 00 05	ZZ	81,4
0709 93 10	TR	101,7
0709 93 10	ZZ	101,7
0805 50 10	AR	190,7
	TR	145,8
	UY	174,8
	ZA	166,0
	ZZ	169,3
0806 10 10	BR	182,2
	EG	205,5
	MA	170,3
	TR	137,4
	ZZ	173,9
0808 10 80	AR	128,9
	BR	76,1
	CL	98,4
	CN	120,3
	NZ	131,8
	PE	21,0
	US	130,6
	ZA	108,5
	ZZ	102,0
0808 30 90	AR	35,0
	CL	88,5
	TR	126,4
	ZA	106,7
	ZZ	89,2
0809 30	MK	62,9
	TR	121,8
	ZZ	92,4
0809 40 05	BA	41,0
	ZA	205,1
	ZZ	123,1

		Rettifiche
	*	Rettifica della decisione di esecuzione 2014/388/UE della Commissione, del 16 giugno 2014, che stabilisce l'elenco delle regioni e delle zone ammissibili a un finanziamento del Fondo europeo di sviluppo regionale nel quadro delle componenti transfrontaliere e transnazionali dell'obiettivo di cooperazione territoriale europea per il periodo 2014-2020 ( GU L 183 del 24.6.2014 )	28