(1)

A 21 de fevereiro de 2022, a Comissão adotou a Decisão (UE) 2022/258 (3) que concede à República Helénica uma derrogação relativamente às seguintes disposições do Regulamento (UE) 2019/943 e da Diretiva (UE) 2019/944, no que diz respeito à ilha de Creta:

(2)

A derrogação concedida na Decisão (UE) 2022/258 aplicava-se até 31 de dezembro de 2023 ou até à plena interligação da ilha de Creta com a Grécia continental, consoante o que ocorresse primeiro.

(3)

A 18 de dezembro de 2023, a Grécia apresentou à Comissão um novo pedido de derrogação (a seguir designado por «pedido») às disposições referidas no considerando 1, no que diz respeito à ilha de Creta. No novo pedido, a Grécia explicou que, devido a atrasos imprevisíveis nos processos de construção e licenciamento necessários, a plena interligação da ilha de Creta não podia ter lugar até ao final de dezembro de 2023 e solicitou uma nova derrogação dessas disposições até 31 de dezembro de 2025 ou até à conclusão da plena interligação da ilha de Creta com a Grécia continental, consoante o que ocorrer primeiro.

(4)

A 28 de fevereiro de 2024, a Comissão Europeia publicou o pedido no seu sítio Web e convidou os Estados-Membros e as partes interessadas a apresentar observações até 27 de março de 2024. Apenas uma parte apresentou observações relativas à instalação de capacidade de produção convencional adicional em Creta, bem como à remuneração dessa capacidade. Mais especificamente, a parte manifestou preocupações quanto ao facto de o regime de remuneração aplicável poder não ser compatível com as regras da UE aplicáveis aos mecanismos de capacidade. Para evitar dúvidas, a Grécia não solicitou uma derrogação às regras da UE aplicáveis aos mecanismos de capacidade, o que significa que essas regras continuam a aplicar-se a quaisquer regimes de remuneração da capacidade de produção em Creta. Por conseguinte, as observações recebidas estão fora do âmbito da presente decisão. Além disso, a presente decisão não prejudica a legislação da UE em matéria de auxílios estatais.

(5)

A ilha de Creta situa-se no mar Mediterrâneo, a sul da Grécia continental. Até 3 de julho de 2021, dispunha de uma rede de eletricidade autónoma, sem ligação à rede elétrica continental da Grécia.

(6)

Tal como explicado nos considerandos 6 a 9 da Decisão (UE) 2022/258, a Grécia tratou a plena interligação da ilha de Creta com a Grécia continental como um projeto prioritário que deveria estar concluído até ao final de 2023 e materializar-se em duas fases:

(7)

Antes da conclusão da interligação da fase I, o mercado da eletricidade em Creta era tal que os produtores e os comercializadores não apresentavam quaisquer propostas no mercado grego e as unidades de geração eram despachadas de acordo com os seus custos variáveis mínimos. O preço grossista de equilíbrio da eletricidade em Creta era calculado mensalmente, com base nos custos variáveis e totais das unidades de energia convencionais, todas pertencentes ao operador em exercício, a empresa Public Power Cooperation S.A. (PPC S.A.). A PPC S.A. era o único produtor de eletricidade convencional na ilha. Além disso, existiam vários produtores de eletricidade a partir de energias renováveis com uma tarifa fixa nos termos de um contrato de aquisição de energia ou uma tarifa fixa em função da data de início de funcionamento de cada unidade. A aplicação deste modelo cessou com a conclusão da fase I (1 de novembro de 2021).

(8)

Durante o período transitório entre a conclusão da fase I e a conclusão da fase II (a seguir designado por «período transitório»), aplica-se um modelo de mercado híbrido ao mercado da eletricidade em Creta (a seguir designado por «modelo híbrido»). Os pormenores do funcionamento do modelo híbrido constavam dos considerandos 15 a 19 da Decisão (UE) 2022/258.

(9)

Em suma, de acordo com o modelo híbrido, a bolsa de eletricidade grega HEnEX apresenta ordens para a totalidade da carga e da produção térmica em Creta aos mercados para o dia seguinte e intradiário. Estas ordens são apresentadas em nome de todos os representantes da carga e dos produtores térmicos em Creta. Todos os contratos de eletricidade produzida a partir de fontes de energia renováveis foram transferidos para o operador de fontes de energia renováveis e garantias de origem (DAPEEP) por decisão ministerial e todos os dados de contagem correspondentes às fontes de energia renováveis existentes e novas em Creta são fornecidos à DAPEEP pelo operador da rede de distribuição (HEDNO S.A.). Simultaneamente, a DAPEEP apresenta ordens para toda a produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis em Creta. Com base nessas ordens, a procura total de eletricidade, tal como prevista pelo operador da rede de transporte grega (IPTO S.A.), é atribuída aos representantes da carga de acordo com o seu rácio percentual de fornecimento calculado ex ante todos os meses pela HEDNO S.A. Após a conclusão desse processo, o perfil completo de carga e produção de Creta é praticamente introduzido nos mercados para o dia seguinte e intradiários do sistema interligado grego continental.

(10)

De acordo com o pedido, o funcionamento da interligação da fase I segue os sinais económicos da formação de preços na rede interligada continental em relação ao mercado da eletricidade em Creta. Dado que os custos da produção de eletricidade térmica em Creta são elevados, a interligação da fase I importa principalmente eletricidade para Creta. No entanto, nem sempre se verifica este caso. Durante os períodos de carga reduzida e de elevada produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis em Creta, o fluxo nos cabos da interligação da fase I inverte-se e a eletricidade segue de Creta para o continente. A Grécia explicou que, quando tal acontece, essa eletricidade foi produzida a partir de fontes de energia renováveis, uma vez que se considera que toda a produção térmica serve a carga local em Creta.

(11)

A Grécia alegou que o modelo híbrido entrou em vigor através das seguintes medidas nacionais: artigos 105.o, 107.o e 108.o da Lei grega n.o 4821/2021 e Decisões n.os 755/2021 e 807/2021 da autoridade reguladora nacional (RAE).

(12)

A Grécia alegou ainda que, para o período transitório, o modelo híbrido demonstrou ser o sistema de mercado mais adequado, eficiente e eficaz para Creta em comparação com as duas alternativas consideradas, a saber, a integração de Creta no mercado da eletricidade grego por meio de uma única ou duas zonas de ofertas. Em apoio desta afirmação, a Grécia apresentou informações que demonstram que o modelo híbrido resultou em economias significativas, na prevenção de custos de redespacho excessivos, na redução dos custos da eletricidade comercializada e na utilização eficiente de tecnologias menos poluentes.

(13)

No que diz respeito ao mercado retalhista, a Grécia alegou que está aberto a todos os comercializadores, com cerca de quinze atualmente ativos na ilha de Creta. Tendo em conta que os custos de produção na ilha de Creta são superiores aos custos da rede de eletricidade interligada grega, a Grécia optou pela aplicação, pelos comercializadores, de uma tarifa única para cada categoria de consumidores, em todo o seu território. Esta decisão foi motivada por razões de coesão social.

(14)

O pedido de derrogação apresentado para a ilha de Creta baseia-se na sua qualificação como pequena rede interligada na aceção do artigo 64.o, n.o 1, alínea a), do Regulamento (UE) 2019/943. Esta qualificação foi confirmada nos considerandos 36 a 40 da Decisão (UE) 2022/258.

(15)

A Grécia solicitou, para a ilha de Creta, uma nova derrogação do artigo 6.o, do artigo 7.o, n.o 1, do artigo 8.o, n.os 1 e 4, e dos artigos 9.o, 10.o e 11.o do Regulamento (UE) 2019/943.

(16)

A Grécia solicitou, para a ilha de Creta, uma nova derrogação do artigo 40.o, n.os 4 a 7, da Diretiva (UE) 2019/944.

(17)

A Grécia solicitou que a derrogação fosse de duração igual à do período transitório, ou seja, até ao final de 2025, momento em que Creta ficará plenamente interligada à Grécia continental. A Grécia esclareceu que, embora algumas atualizações da rede na ilha de Creta se realizem gradualmente até ao final de 2028, não comprometerão a conclusão e o funcionamento da interligação da fase II.

(18)

No pedido, a Grécia alegou que, embora a plena interligação estivesse prevista para o final de 2023, correspondente à duração da derrogação concedida pela Decisão (UE) 2022/258, a conclusão do projeto tinha sido adiada. De acordo com o calendário atualizado apresentado pela Grécia, a plena interligação deverá estar concluída até ao final de 2025. A Grécia explicou que o projeto está a registar atrasos substanciais devido a acontecimentos que não podiam ter sido previstos antes do início das obras de construção.

(19)

Mais especificamente, a Grécia alegou que a pandemia de COVID-19 provocou atrasos consideráveis na aquisição de determinados materiais e contratação de serviços de construção. Além disso, a descoberta de antiguidades significativas durante as obras de escavação provocou novos atrasos, uma vez que as autoridades arqueológicas competentes tiveram de participar nos processos de licenciamento, que já estavam em curso. A Grécia referiu igualmente que as cavidades cársicas encontradas na zona subterrânea do campo de construção levaram à suspensão das obras até que essas cavidades fossem avaliadas e aplicadas as medidas adequadas. Por último, as inundações ocorridas em setembro de 2023 provocaram novos atrasos no projeto, uma vez que afetaram o processo de produção do fornecedor da estrutura de aço da estação de conversão em Creta.

(20)

Em conformidade com o artigo 64.o do Regulamento (UE) 2019/943, pode ser concedida uma derrogação às disposições pertinentes dos artigos 6.o, do artigo 7.o, n.o 1, do artigo 8.o, n.os 1 e 4, e dos artigos 9.o, 10.o e 11.o desse regulamento em dois casos:

(21)

Em conformidade com o artigo 66.o, n.o 1, primeiro parágrafo, da Diretiva (UE) 2019/944, pode ser concedida uma derrogação das disposições aplicáveis dos artigos 7.o e 8.o e dos capítulos IV, V e VI dessa diretiva às pequenas redes isoladas e pequenas redes interligadas, se o(s) Estado(s)-Membro(s) puder(em) provar a existência de sérios problemas no funcionamento dessas redes.

(22)

Tanto ao abrigo do Regulamento (UE) 2019/943 como da Diretiva (UE) 2019/944, no caso das pequenas redes interligadas, os Estados-Membros têm de demonstrar que existem problemas substanciais para o funcionamento desses sistemas. Além disso, a derrogação deve ser limitada no tempo e sujeita a condições destinadas a aumentar a concorrência e a integração com o mercado interno da eletricidade.

(23)

A qualificação da ilha de Creta como uma pequena rede interligada foi avaliada nos considerandos 36 a 40 da Decisão (UE) 2022/258. Uma vez que esta avaliação ainda é válida, a ilha de Creta pode ser considerada uma pequena rede interligada para efeitos do artigo 64.o do Regulamento (UE) 2019/943 e do artigo 66.o da Diretiva (UE) 2019/944.

(24)

A expressão «sérios problemas» mencionada no artigo 64.o, n.o 1, alínea a), do Regulamento (UE) 2019/943 não foi definida nem pelo legislador nem pela Comissão na sua prática decisória. A formulação aberta permite à Comissão ter em conta todos os possíveis problemas relacionados com a situação específica das pequenas redes, desde que sejam sérios e não apenas marginais. Estes problemas podem variar muito em função das particularidades geográficas, da produção e consumo da rede em causa, e também com a evolução técnica, como o armazenamento de eletricidade e a produção em pequena escala. Além disso, esses problemas sérios devem estar relacionados com o funcionamento das pequenas redes isoladas e das pequenas redes interligadas.

(25)

No pedido, a Grécia explicou os problemas com que se defrontaria no funcionamento da rede de eletricidade de Creta, caso aplicasse integralmente o Regulamento (UE) 2019/943 e a Diretiva (UE) 2019/944 durante o período transitório. A plena aplicação desses atos legislativos exigiria a integração de Creta nos mercados da eletricidade gregos, por meio de uma única zona de ofertas (a seguir designado por «cenário de uma zona de ofertas») ou de duas zonas de ofertas (a seguir designado por «cenário de duas zonas de ofertas»). As dificuldades associadas apresentadas no pedido referiam-se aos mesmos problemas sérios que tinham sido avaliados pela Comissão na Decisão (UE) 2022/258.

(26)

Em suma, a Grécia salientou problemas para o funcionamento do mercado da eletricidade em Creta, caso o Regulamento (UE) 2019/943 e a Diretiva (UE) 2019/944 fossem integralmente aplicáveis.

(27)

Por um lado, a integração dos participantes no mercado de Creta no mercado da eletricidade grego no cenário de uma zona de ofertas implicaria elevados custos de redespacho, que, em última análise, teriam de ser pagos pelos consumidores de eletricidade. Em todo o caso, as insuficiências das infraestruturas de contagem não permitiriam a plena integração dos participantes no mercado de Creta nos mercados da eletricidade para o dia seguinte, intradiário e de balanço da Grécia. Em especial, os sistemas de contagem necessários não estão nem estarão instalados antes do primeiro trimestre de 2024.

(28)

Por outro lado, a criação de uma zona de ofertas separada não só exigiria investimentos adicionais em infraestruturas, que, de qualquer modo, não seriam concluídos durante o período da derrogação solicitada, como também se afiguraria inadequada por razões de eficiência global do mercado, estabilidade e robustez da zona de ofertas. Além disso, também não seria uma solução proporcionada, tendo em conta a duração limitada da derrogação.

(29)

No pedido, a Grécia forneceu igualmente algumas atualizações das informações apresentadas antes da adoção da Decisão (UE) 2022/258. Entre outras coisas, estimou que, nos cenários hipotéticos de uma zona de ofertas e de duas zonas de ofertas, o custo total da eletricidade seria, respetivamente, cerca de 190 milhões de EUR e 217 milhões de EUR mais elevado do que o custo real no contexto do modelo híbrido para o período.

(30)

Por conseguinte, é necessário remeter para a respetiva avaliação nos considerandos 41 a 48 da Decisão (UE) 2022/258 e concluir que a Grécia demonstrou que existem problemas sérios para o funcionamento da rede de eletricidade em Creta enquanto pequena rede interligada, até que a ilha esteja plenamente interligada à rede continental, ou seja, até à conclusão da fase II do projeto de interligação.

(31)

O modelo híbrido temporário atualmente aplicável em Creta visa resolver esses problemas e, pelos motivos referidos no considerando 29, traz benefícios significativos em comparação com a plena integração da rede de Creta no mercado da eletricidade grego durante o período de transição.

(32)

No que diz respeito ao artigo 6.o do Regulamento (UE) 2019/943, a Grécia alegou que o modelo híbrido atualmente aplicável na ilha de Creta não inclui um mercado de balanço. Por conseguinte, seria necessária uma derrogação a esse artigo para que o modelo híbrido continuasse a aplicar-se até que a ilha de Creta esteja plenamente interligada.

(33)

No que diz respeito ao artigo 7.o, n.o 1, e ao artigo 8.o, n.os 1 e 4, do Regulamento (UE) 2019/943, a Grécia observa que o modelo híbrido atualmente aplicável na ilha de Creta não prevê mercados para o dia seguinte e intradiários, nem negoceia em nenhum destes mercados. Por conseguinte, segundo a Grécia, seria necessária uma derrogação a esses artigos para que o modelo híbrido continuasse a aplicar-se até que a ilha de Creta esteja plenamente interligada.

(34)

Do mesmo modo, na sequência do disposto no considerando 33, a Grécia considera que a integração dos mercados a prazo, os limites de ofertas técnicas e o valor da perda de carga a que se referem os artigos 9.o, 10.o e 11.o do Regulamento (UE) 2019/943 não se aplicam ao modelo híbrido na ilha de Creta. Por conseguinte, segundo a Grécia, seria necessária uma derrogação a esses artigos para que o modelo híbrido continuasse a aplicar-se até que a ilha de Creta esteja plenamente interligada.

(35)

No que diz respeito à derrogação solicitada do artigo 6.o, do artigo 7.o, n.o 1, do artigo 8.o, n.os 1 e 4, e dos artigos 9.o, 10.o e 11.o do Regulamento (UE) 2019/943, essas disposições referem-se a requisitos relativos aos mercados a prazo, para o dia seguinte, intradiário e de balanço. Com base nas informações apresentadas pela Grécia, afigura-se que esses mercados não podem ser eficazmente implementados na ilha de Creta, tendo em conta as especificidades da rede de eletricidade neste território. Por conseguinte, justifica-se uma derrogação a essas disposições.

(36)

A Grécia alegou que o modelo híbrido não prevê um mercado de balanço ou uma contratação pública baseada no mercado de serviços de sistema. Para que o modelo híbrido continue a funcionar durante o período transitório, seria necessária uma derrogação a esse artigo.

(37)

Dada a ausência de um mercado de balanço e de uma aquisição baseada no mercado de serviços de sistema não associados à frequência na ilha de Creta, justifica-se uma derrogação às obrigações previstas no artigo 40.o, n.os 4 a 7, da Diretiva (UE) 2019/944.

(38)

Nos termos do artigo 64.o, n.o 1, quinto parágrafo, do Regulamento (UE) 2019/943 e do artigo 66.o, n.o 2, da Diretiva (UE) 2019/944, a decisão de derrogação deve assegurar que não prejudica a transição para a energia renovável, o aumento da flexibilidade, do armazenamento de energia, da mobilidade elétrica e da resposta da procura.

(39)

No que diz respeito à transição para a energia renovável e ao aumento da flexibilidade, incluindo a resposta da procura, e do armazenamento de energia, é importante notar que, se funcionarem bem, os mercados a prazo, para o dia seguinte, intradiário e de balanço, em conformidade com os requisitos estabelecidos no Regulamento (UE) 2019/943 e na Diretiva (UE) 2019/944, devem providenciar os sinais de despacho e investimento necessários para maximizar o potencial desenvolvimento dessas tecnologias. Prevê-se que seja esse o caso quando a ilha de Creta estiver plenamente interligada com a Grécia continental.

(40)

Tal como indicado no considerando 56 da Decisão (UE) 2022/258, antes da conclusão da interligação da fase I, foram aplicadas limitações técnicas a Creta, impondo uma penetração máxima das energias renováveis a 25 % da carga, devido a condicionalismos de segurança operacional. A conclusão da fase I aliviou, em certa medida, esta limitação imposta às energias renováveis. A fim de evitar a redução da produção a partir de energias renováveis, o modelo híbrido permite que Creta exporte a sua eletricidade em caso de baixa carga e elevada produção de energias renováveis. A Grécia apresentou dados em apoio desta afirmação, demonstrando que, em 2021 e, em especial, em 2022, que marcou o primeiro ano completo de funcionamento da interligação da fase I, houve um aumento da produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis em comparação com os anos anteriores.

(41)

A Grécia observa que a derrogação solicitada não atrasará o desenvolvimento e a preparação já em curso para a instalação de novas capacidades de produção de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis na ilha de Creta. A Grécia alegou igualmente que, após a conclusão da plena interligação, a capacidade de energia renovável em Creta será de, pelo menos, 2 150 MW, o que, tendo em conta a instalação de unidades de armazenamento, poderá aumentar para 2 500 MW.

(42)

No que diz respeito ao aumento da flexibilidade, do armazenamento de energia e da resposta da procura, a possibilidade de oferecer serviços de flexibilidade, incluindo o armazenamento, para apoiar a rede de eletricidade depende da qualidade dos sinais de preços e da sua capacidade de fornecer incentivos eficientes ao investimento e ao despacho aos prestadores desses serviços. Regra geral, o congestionamento estrutural numa zona de ofertas — o que será o caso durante o período transitório entre a fase I e a fase II — pode resultar em sinais de investimento distorcidos para serviços de flexibilidade específicos do local. No entanto, numa abordagem de duas zonas de ofertas para Creta e para a Grécia continental, os sinais de investimento seriam altamente instáveis, tendo em conta o calendário para a conclusão da fase II e a plena interligação de Creta à Grécia continental, o que aliviará o congestionamento estrutural. Por conseguinte, uma vez que a ligação ao continente permitirá a prestação de serviços de flexibilidade baseados no mercado, uma derrogação de curto prazo que permita a rápida integração de Creta na rede continental é benéfica para a integração da resposta da procura, do armazenamento de energia e de outras fontes de flexibilidade.

(43)

O artigo 64.o do Regulamento (UE) 2019/943 não exige que as decisões de derrogação maximizem o potencial de flexibilidade ou de armazenamento de energia. Uma derrogação ao abrigo desse artigo visa apenas assegurar que não obstrui essa transição. Por outras palavras, a derrogação não deve impedir desenvolvimentos que, sem a derrogação, ocorreriam naturalmente. É pouco provável que, na ausência da derrogação, se desenvolvam mercados a prazo, para o dia seguinte, intradiários e de balanço que funcionem bem em cada uma das redes de eletricidade da ilha de Creta. Tal deve-se às dificuldades associadas ao funcionamento das pequenas redes de eletricidade interligadas, aos níveis muito baixos de concorrência no segmento da produção e à falta de ligação ao mercado continental. A este respeito, é da maior importância a duração limitada da derrogação e a prontidão para o pleno funcionamento do mercado logo que a fase II esteja concluída.

(44)

Dado o seu caráter de curto prazo, o modelo híbrido não parece ter um impacto significativo no desenvolvimento das energias renováveis, na flexibilidade, no armazenamento de energia, na mobilidade elétrica e na resposta da procura.

(45)

Por último, o artigo 64.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/943, determina que a Comissão reflita em que medida a derrogação deve ter em conta a aplicação dos códigos de rede e das orientações. Neste caso, com exceção das disposições abrangidas pelo âmbito de aplicação da derrogação especificadas nos considerandos 32 a 37, os códigos de rede e as orientações são, e continuarão a ser, aplicáveis à ilha de Creta.

(46)

O artigo 64.o do Regulamento (UE) 2019/943 e o artigo 66.o da Diretiva (UE) 2019/944 estabelecem expressamente que a derrogação deve ser limitada no tempo e sujeita a condições destinadas a aumentar a concorrência e a integração com o mercado interno da eletricidade.

(47)

Tendo em conta as razões apresentadas pela Grécia no considerando 19, o novo pedido de derrogação limita-se ao período transitório que termina, o mais tardar, a 31 de dezembro de 2025.

(48)

Parte-se do princípio de que, até 31 de dezembro de 2025, a interligação entre Creta e a rede continental da Grécia deverá estar operacional, juntamente com a infraestrutura de contagem adequada que permite que Creta seja integrada nos mercados grossistas de eletricidade gregos. A Grécia confirmou que não haverá mais atrasos na conclusão do projeto de interligação.

(49)

Embora o pedido tenha sido recebido a 18 de dezembro de 2023, não foi possível adotar a presente decisão antes de 31 de dezembro de 2023, data em que caducou a derrogação concedida pela Decisão (UE) 2022/258. A fim de evitar alterações rápidas e imprevisíveis do quadro regulamentar para o período compreendido entre 1 de janeiro de 2024 e a data de adoção da presente decisão, suscetíveis de prejudicar gravemente o funcionamento do mercado na ilha de Creta e, eventualmente, na Grécia continental, a presente decisão deve ser aplicável a partir da data seguinte à data de termo da derrogação concedida pela Decisão (UE) 2022/258, ou seja, a partir de 1 de janeiro de 2024,