(1)

La 21 februarie 2022, Comisia a adoptat Decizia (UE) 2022/258 (3) prin care se acordă Greciei o derogare de la următoarele dispoziții ale Regulamentului (UE) 2019/943 și ale Directivei (UE) 2019/944, în ceea ce privește insula Creta:

(2)

Derogarea acordată prin Decizia (UE) 2022/258 s-a aplicat până la 31 decembrie 2023 sau până când insula Creta urma să fie pe deplin interconectată cu Grecia continentală, oricare dintre acestea survenea mai întâi.

(3)

La 18 decembrie 2023, Grecia a prezentat Comisiei o nouă cerere de derogare („cererea”) de la dispozițiile menționate în considerentul 1 în ceea ce privește insula Creta. În noua cerere, Grecia a explicat că, din cauza întârzierilor neprevăzute în procesele relevante de construcție și de acordare a licențelor, interconectarea completă a insulei Creta nu a putut avea loc până la sfârșitul lunii decembrie 2023 și a solicitat o nouă derogare de la dispozițiile respective până la 31 decembrie 2025 sau până la finalizarea interconectării complete a insulei Creta cu Grecia continentală, oricare dintre acestea survine mai întâi.

(4)

La 28 februarie 2024, Comisia a publicat solicitarea pe site-ul său și a invitat statele membre și părțile interesate să transmită observații până la 27 martie 2024. Doar o parte interesată a transmis observații legate de instalarea de capacitate de producție convențională suplimentară în Creta și de remunerarea acestei capacități. Mai precis, partea a exprimat preocupări cu privire la faptul că schema de remunerare aplicabilă ar putea să nu fie compatibilă cu normele UE aplicabile mecanismelor de asigurare a capacității. Pentru a elimina orice dubiu, Grecia nu a solicitat o derogare de la normele UE aplicabile mecanismelor de asigurare a capacității, ceea ce însemnă că aceste norme se aplică în continuare oricăror scheme pentru capacitatea de producție de energie electrică în Creta. Prin urmare, observațiile primite nu intră în domeniul de aplicare al prezentei decizii. În plus, prezenta decizie nu aduce atingere legislației UE privind ajutoarele de stat.

(5)

Insula Creta este situată în Marea Mediterană, la sud de teritoriul continental al Greciei. Până la 3 iulie 2021, aceasta a avut un sistem autonom de energie electrică, care nu era conectat la sistemul de energie electrică al Greciei continentale.

(6)

Astfel cum se explică în considerentele 6-9 din Decizia (UE) 2022/258, Grecia a acordat prioritate proiectului privind interconectarea completă a insulei Creta cu Grecia continentală, acesta urmând să fie finalizat până la sfârșitul anului 2023 și să se materializeze în două etape:

(7)

Înainte de finalizarea interconectării din etapa I, piața de energie electrică din Creta era de așa natură încât producătorii și furnizorii nu depuneau nicio ofertă pe piața elenă, iar unitățile de producție erau dispecerizate în funcție de costurile lor variabile minime. Prețul de închidere angro pentru energia electrică din Creta se calcula lunar, pe baza costurilor variabile și totale ale unităților convenționale de producere a energiei electrice, care aparțineau întreprinderii tradiționale Public Power Cooperation S.A. („PPC S.A.”). PPC S.A. era singurul producător convențional de energie electrică de pe insulă. În plus, există mai mulți producători de energie electrică din surse regenerabile de energie („SRE”) care au un tarif fix în temeiul unui contract de achiziție de energie electrică sau un tarif fix în funcție de data de începere a exploatării fiecărei unități. Aplicarea acestui model a încetat odată cu finalizarea etapei I (1 noiembrie 2021).

(8)

Pentru perioada de tranziție cuprinsă între finalizarea etapei I și finalizarea etapei II („perioada de tranziție”), pentru piața de energie electrică din Creta se aplică un model de piață hibrid („modelul hibrid”). Detaliile privind funcționarea modelului hibrid au fost prezentate în considerentele 15-19 din Decizia (UE) 2022/258.

(9)

În concluzie, conform modelului hibrid, bursa elenă de energie electrică HEnEX prezintă ordine pentru întreaga sarcină și producție de energie termică în Creta atât pe piața pentru ziua următoare, cât și pe piața intrazilnică. Acestea sunt prezentate în numele tuturor reprezentanților sarcinii și în numele producătorilor de energie termică din Creta. Toate contractele SRE au fost transferate operatorului de surse regenerabile de energie și garanțiile de origine („DAPEEP”) prin decizie ministerială și toate datele de contorizare relevante atât pentru SRE existente, cât și pentru cele noi din Creta sunt furnizate DAPEEP de către operatorul sistemului de distribuție („HEDNO S.A.”). În același timp, DAPEEP prezintă ordine pentru întreaga producție de energie din SRE din Creta. Pe baza acestor ordine, cererea totală de energie electrică, astfel cum a fost prognozată de operatorul elen de transport și de sistem („IPTO S.A.”), este alocată reprezentanților sarcinii în conformitate cu ponderea lor procentuală în aprovizionare, calculată ex ante lunar de către HEDNO S.A. La finalizarea acestui proces, profilurile complete de sarcină și de producție ale Cretei sunt practic introduse pe piețele pentru ziua următoare și intrazilnice ale sistemului interconectat continental al Greciei.

(10)

Conform cererii, exploatarea interconectării din etapa I urmează semnalele economice ale formării prețurilor în sistemul interconectat continental față de piața de energie electrică din Creta. Având în vedere că costurile pentru producerea de energie termică și electrică în Creta sunt ridicate, interconectarea din etapa I importă în principal energie electrică către Creta. Cu toate acestea, situația nu este întotdeauna așa. În perioadele de producție de energie electrică la sarcină redusă și de producție mare de energie electrică din SRE în Creta, fluxul pe cablurile interconectării din etapa I se inversează, iar energia electrică trece dinspre Creta către continent. Grecia a explicat că, atunci când se întâmplă acest lucru, această energie electrică a fost generată din SRE, deoarece se consideră că întreaga producție de energie termică deservește sarcina locală din Creta.

(11)

Grecia a susținut că modelul hibrid a intrat în vigoare prin intermediul următoarelor măsuri naționale: articolele 105, 107 și 108 din Legea elenă nr. 4821/2021 și Deciziile nr. 755/2021 și nr. 807/2021 ale autorității naționale de reglementare (RAE).

(12)

Grecia a susținut, de asemenea, că, pentru perioada de tranziție, modelul hibrid s-a dovedit a fi cel mai adecvat, eficient și eficace sistem de piață pentru Creta în comparație cu cele două alternative care au fost luate în considerare, și anume integrarea Cretei pe piața de energie electrică din Grecia printr-o singură zonă de ofertare sau, respectiv, prin două zone de ofertare. În sprijinul acestei afirmații, Grecia a prezentat informații care demonstrează că modelul hibrid a condus la economii semnificative de costuri, la evitarea costurilor excesive de redispecerizare, la costuri mai mici ale energiei electrice furnizate și la utilizarea eficientă a tehnologiilor mai puțin poluante.

(13)

În ceea ce privește piața cu amănuntul, Grecia a susținut că aceasta este deschisă tuturor furnizorilor, aproximativ cincisprezece dintre aceștia fiind activi în prezent pe insula Creta. Întrucât costurile de producție pe insula Creta sunt mai mari decât costurile sistemului interconectat de energie electrică al Greciei, Grecia a optat pentru aplicarea de către furnizori a unui tarif unic pentru fiecare categorie de clienți, pe întreg teritoriul său. Această decizie a fost justificată de motive de coeziune socială.

(14)

Cererea de derogare depusă pentru insula Creta se bazează pe calificarea acesteia drept mic sistem conectat în sensul articolului 64 alineatul (1) litera (a) din Regulamentul (UE) 2019/943. Această calificare a fost confirmată în considerentele 36-40 din Decizia (UE) 2022/258.

(15)

Grecia a solicitat pentru insula Creta o nouă derogare de la articolul 6, articolul 7 alineatul (1), articolul 8 alineatele (1) și (4) și articolele 9, 10 și 11 din Regulamentul (UE) 2019/943.

(16)

Grecia a solicitat pentru insula Creta o nouă derogare de la articolul 40 alineatele (4)-(7) din Directiva (UE) 2019/944.

(17)

Grecia a solicitat ca derogarea să aibă o durată egală cu cea a perioadei de tranziție, și anume până la sfârșitul anului 2025, termen la care Creta va fi pe deplin interconectată cu Grecia continentală. Grecia a clarificat faptul că, deși, până la sfârșitul anului 2028, vor avea loc treptat anumite modernizări ale rețelei de pe insula Creta, acestea nu vor pune în pericol finalizarea și operarea interconectării din etapa II.

(18)

În cerere, Grecia a susținut că, deși finalizarea interconectării complete fusese programată a avea loc până la sfârșitul anului 2023, corespunzând duratei derogării acordate prin Decizia (UE) 2022/258, finalizarea proiectului a fost întârziată. Conform calendarului actualizat prezentat de Grecia, interconectarea completă urmează să fie finalizată până la sfârșitul anului 2025. Grecia a explicat că proiectul se confruntă cu întârzieri substanțiale din cauza unor evenimente care nu ar fi putut fi prevăzute înainte de începerea lucrărilor de construcție.

(19)

Mai precis, Grecia a susținut că pandemia de COVID-19 a cauzat întârzieri considerabile în achiziționarea anumitor materiale și servicii de construcții. În plus, descoperirea unor vestigii semnificative în timpul lucrărilor de excavare a cauzat întârzieri suplimentare, deoarece a fost necesară implicarea autorităților competente în domeniul patrimoniului arheologic în procesele de autorizare, care erau deja în curs. Grecia a menționat, de asemenea, că descoperirea unor peșteri carstice în zona subterană a zonei de construcție a însemnat suspendarea lucrărilor până la evaluarea și gestionarea corespunzătoare a acestor peșteri. În final, inundațiile care s-au produs în septembrie 2023 au cauzat întârzieri suplimentare ale proiectului, deoarece au afectat procesul de producție al furnizorului de structuri de oțel al stației de conversie din Creta.

(20)

În conformitate cu articolul 64 din Regulamentul (UE) 2019/943, se poate acorda o derogare de la dispozițiile relevante prevăzute la articolul 6, articolul 7 alineatul (1), articolul 8 alineatele (1) și (4) și articolele 9, 10 și 11 din regulamentul menționat în două cazuri:

(21)

În conformitate cu articolul 66 alineatul (1) primul paragraf din Directiva (UE) 2019/944, se poate acorda o derogare de la dispozițiile relevante ale articolelor 7 și 8 și ale capitolelor IV-VI din directiva respectivă pentru sistemele conectate mici și pentru sistemele izolate mici, în cazul în care statul sau statele membre pot demonstra că există probleme majore la exploatarea sistemelor respective.

(22)

Atât în temeiul Regulamentului (UE) 2019/943, cât și al Directivei (UE) 2019/944, în cazul micilor sisteme conectate, statele membre trebuie să demonstreze că există probleme majore la exploatarea acestor sisteme. În plus, derogarea ar trebui să fie limitată în timp și supusă unor condiții care vizează creșterea concurenței și integrarea pe piața internă de energie electrică.

(23)

Calificarea insulei Creta drept mic sistem conectat a fost evaluată în considerentele 36-40 din Decizia (UE) 2022/258. Întrucât evaluarea respectivă este încă valabilă, insula Creta se califică drept mic sistem conectat în sensul articolului 64 din Regulamentul (UE) 2019/943 și al articolului 66 din Directiva (UE) 2019/944.

(24)

Termenul „probleme majore” menționat la articolul 64 alineatul (1) litera (a) din Regulamentul (UE) 2019/943 nu a fost definit nici de legiuitor, nici de Comisie în practica sa decizională. Formularea deschisă permite Comisiei să ia în considerare toate problemele potențiale legate de situația specială a micilor sisteme, cu condiția ca aceste probleme să fie majore, nu doar marginale. Astfel de probleme pot varia semnificativ în funcție de particularitățile geografice, de producția și de consumul sistemului în cauză, dar și în funcție de evoluțiile tehnice, precum stocarea energiei electrice și generarea la scară mică a energiei electrice. În plus, aceste probleme majore trebuie să fie legate de exploatarea micilor sisteme izolate și a micilor sisteme conectate.

(25)

În cerere, Grecia a explicat problemele cu care s-ar confrunta în ceea ce privește exploatarea sistemului de energie electrică din Creta, dacă ar aplica Regulamentul (UE) 2019/943 și Directiva (UE) 2019/944 în integralitatea lor în cursul perioadei de tranziție. Aplicarea integrală a acestor acte juridice ar necesita integrarea Cretei pe piețele de energie electrică din Grecia, prin intermediul unei zone de ofertare („scenariul unei zone de ofertare”) sau a două zone de ofertare („scenariul celor două zone de ofertare”). Provocările aferente, astfel cum au fost prezentate în cerere, se refereau la aceleași probleme majore care au fost evaluate de Comisie în Decizia (UE) 2022/258.

(26)

Pe scurt, Grecia a evidențiat probleme la exploatarea pieței de energie electrică din Creta în cazul în care s-ar aplica Regulamentul (UE) 2019/943 și Directiva (UE) 2019/944 în integralitatea lor.

(27)

Pe de o parte, integrarea participanților la piață din Creta pe piața de energie electrică din Grecia în scenariul unei zone de ofertare ar determina costuri ridicate de redispecerizare, care ar trebui să fie plătite în cele din urmă de către consumatorii de energie electrică. În orice caz, deficiențele infrastructurii de contorizare nu ar permite participarea deplină a participanților la piața din Creta pe piețele de energie electrică pentru ziua următoare, intrazilnice și de echilibrare din Grecia. În special, sistemele de contorizare necesare nu sunt instituite și nu vor fi instituite înainte de primul trimestru al anului 2024.

(28)

Pe de altă parte, crearea unei zone de ofertare separate nu numai că ar necesita investiții suplimentare în infrastructură, care, în orice caz, nu ar fi finalizate în perioada derogării solicitate, ci ar părea, de asemenea, inadecvate din motive de eficiență generală a pieței, de stabilitate și robustețe a zonei de ofertare. În plus, aceasta nu ar fi nici o soluție proporțională, având în vedere durata limitată a derogării.

(29)

În cadrul cererii, Grecia a furnizat, de asemenea, anumite actualizări ale informațiilor prezentate înainte de adoptarea Deciziei (UE) 2022/258. Printre altele, s-a estimat că, în scenariul ipotetic al unei zone de ofertare și în scenariul ipotetic al celor două zone de ofertare, costul total al energiei electrice ar fi cu aproximativ 190 de milioane EUR și, respectiv, cu 217 milioane EUR mai mare în comparație cu costul real în contextul modelului hibrid pentru perioada respectivă.

(30)

Prin urmare, este necesar să se facă trimitere la evaluarea respectivă din considerentele 41-48 din Decizia (UE) 2022/258 și să se concluzioneze că Grecia a demonstrat că există probleme majore în ceea ce privește exploatarea sistemului de energie electrică din Creta ca mic sistem conectat, până când insula este complet interconectată la rețeaua continentală, și anume până la finalizarea etapei II a proiectului de interconectare.

(31)

Modelul hibrid temporar aplicabil în prezent în Creta vizează abordarea acestor probleme și, din motivele expuse în considerentul 29, aduce beneficii semnificative în comparație cu integrarea deplină a sistemului din Creta pe piața de energie electrică din Grecia în cursul perioadei de tranziție.

(32)

În ceea ce privește articolul 6 din Regulamentul (UE) 2019/943, Grecia a susținut că modelul hibrid aplicabil în prezent în insula Creta nu include o piață de echilibrare. Prin urmare, ar fi necesară o derogare de la articolul respectiv pentru ca modelul hibrid să se aplice în continuare până la interconectarea deplină a insulei Creta.

(33)

În ceea ce privește articolul 7 alineatul (1) și articolul 8 alineatele (1) și (4) din Regulamentul (UE) 2019/943, Grecia observă că modelul hibrid, astfel cum este aplicabil în prezent în insula Creta, nu prevede piețe pentru ziua următoare și piețe intrazilnice și nici nu tranzacționează pe niciuna dintre aceste piețe. Prin urmare, potrivit Greciei, ar fi necesară o derogare de la articolele respective pentru ca modelul hibrid să se aplice în continuare până la interconectarea deplină a insulei Creta.

(34)

În mod similar, ca urmare a celor prezentate în considerentul 33, Grecia consideră că integrarea piețelor la termen, limitele tehnice pentru ofertare și valoarea pierderilor datorate întreruperii alimentării cu energie electrică, menționate la articolele 9, 10 și 11 din Regulamentul (UE) 2019/943, nu se aplică modelului hibrid din insula Creta. Prin urmare, potrivit Greciei, ar fi necesară o derogare de la articolele respective pentru ca modelul hibrid să se aplice în continuare până la interconectarea deplină a insulei Creta.

(35)

În ceea ce privește derogarea solicitată de la articolul 6, de la articolul 7 alineatul (1), de la articolul 8 alineatele (1) și (4) și de la articolele 9, 10 și 11 din Regulamentul (UE) 2019/943, dispozițiile respective se referă la cerințele privind piețele la termen, piețele pentru ziua următoare, piețele intrazilnice și piețele de echilibrare. Pe baza informațiilor prezentate de Grecia, se pare că aceste piețe nu pot fi implementate cu eficacitate în insula Creta, având în vedere particularitățile sistemului de energie electrică aplicabil în prezent în acest teritoriu. Prin urmare, se justifică o derogare de la dispozițiile respective.

(36)

Grecia a susținut că modelul hibrid nu prevede o piață de echilibrare sau o achiziționare bazată pe piață a serviciilor de sistem. Pentru ca modelul hibrid să funcționeze în continuare în perioada de tranziție, ar fi necesară o derogare de la articolul respectiv.

(37)

Având în vedere absența unei piețe de echilibrare și a unei achiziționări bazate pe piață a serviciilor de sistem care nu au ca scop stabilitatea frecvenței în insula Creta, se justifică o derogare de la obligațiile prevăzute la articolul 40 alineatele (4)-(7) din Directiva (UE) 2019/944.

(38)

Conform articolului 64 alineatul (1) al cincilea paragraf din Regulamentul (UE) 2019/943 și articolului 66 alineatul (2) din Directiva (UE) 2019/944, decizia privind derogarea trebuie să asigure că aceasta nu împiedică tranziția către energia din surse regenerabile, flexibilitate sporită, stocarea energiei, electromobilitate și consumul dispecerizabil.

(39)

În ceea ce privește tranziția către energia din surse regenerabile și o flexibilitate sporită (inclusiv consumul dispecerizabil) și stocarea energiei, trebuie remarcat faptul că buna funcționare a piețelor la termen, a piețelor pentru ziua următoare, a piețelor intrazilnice și de echilibrare, în conformitate cu cerințele stabilite în Regulamentul (UE) 2019/943 și în Directiva (UE) 2019/944, ar trebui să ofere semnalele de dispecerizare și de investiții necesare pentru a maximiza dezvoltarea potențială a acestor tehnologii. Se preconizează că acest lucru se va întâmpla odată ce insula Creta va fi pe deplin interconectată cu Grecia continentală.

(40)

Astfel cum se indică în considerentul 56 din Decizia (UE) 2022/258, înainte de finalizarea interconectării din etapa I, în Creta au fost aplicate limitări tehnice, impunând o cotă maximă a surselor regenerabile de energie de 25 % din sarcină, din cauza constrângerilor legate de siguranța în funcționare. Finalizarea etapei I a diminuat într-o oarecare măsură această limitare impusă surselor regenerabile de energie. Modelul hibrid permite Cretei să își exporte energia electrică în cazul producerii de energie electrică la sarcină redusă și al unei producții mari de energie din surse regenerabile, pentru a evita restricționarea surselor regenerabile de energie. Grecia a prezentat cifre în sprijinul afirmației respective, demonstrând că, în cursul anului 2021 și în special în 2022, care a marcat primul an complet de funcționare a interconectării din etapa I, s-a înregistrat o creștere a producției de energie din SRE în comparație cu anii precedenți.

(41)

Grecia afirmă derogarea solicitată nu va încetini dezvoltarea și pregătirea aflate deja în curs pentru instalarea de noi capacități SRE pe insula Creta. Grecia a susținut, de asemenea, că, după finalizarea interconectării complete, Creta va permite cel puțin 2 150 MW de SRE, care, având în vedere instalarea unităților de stocare, ar putea crește la 2 500 MW.

(42)

În ceea ce privește flexibilitatea sporită, stocarea energiei și consumul dispecerizabil, posibilitatea de a oferi servicii de flexibilitate, inclusiv stocare, pentru a sprijini sistemul electric depinde de calitatea semnalelor de preț și de capacitatea acestora de a asigura stimulente eficiente pentru investiții și dispecerizare pentru furnizorii serviciilor respective. Ca regulă generală, congestia structurală în cadrul unei zone de ofertare, situație care va avea loc în cursul perioadei de tranziție de la etapa I la etapa II, poate conduce la semnale distorsionate în materie de investiții pentru serviciile de flexibilitate specifice locației. Cu toate acestea, într-o abordare bazată pe două zone de ofertare pentru Creta și Grecia continentală, semnalele în materie de investiții ar fi foarte instabile, având în vedere calendarul pentru finalizarea etapei II și interconectarea deplină a Cretei cu Grecia continentală, care va diminua congestia structurală. Prin urmare, întrucât conectarea la sistemul continental va permite furnizarea de servicii de flexibilitate bazate pe piață, o derogare pe termen scurt care permite integrarea rapidă a Cretei în sistemul continental este benefică pentru integrarea consumului dispecerizabil, a stocării energiei și a altor surse de flexibilitate.

(43)

Articolul 64 din Regulamentul (UE) 2019/943 nu impune ca deciziile de derogare să maximizeze potențialul de flexibilitate sau de stocare a energiei. O derogare în temeiul articolului respectiv urmărește doar să garanteze că nu împiedică o astfel de tranziție. Cu alte cuvinte, derogarea nu ar trebui să împiedice evoluțiile care, în absența derogării, s-ar produce în mod natural. Este puțin probabil ca, în absența derogării, să se dezvolte piețe la termen, piețe pentru ziua următoare, piețe intrazilnice și piețe de echilibrare funcționale în fiecare dintre sistemele de energie electrică din insula Creta. Acest lucru se datorează provocărilor legate de funcționarea micilor sisteme de energie electrică conectate, nivelurilor foarte scăzute de concurență în segmentul producției și lipsei de conectare la piața continentală. În acest sens, sunt extrem de importante durata limitată a derogării și disponibilitatea pentru o funcționare completă a pieței de îndată ce este finalizată etapa II.

(44)

Având în vedere perioada scurtă de timp, modelul hibrid nu pare să aibă vreun impact semnificativ asupra dezvoltării în continuare a energiei din surse regenerabile, a flexibilității, a stocării energiei, a electromobilității și a consumului dispecerizabil.

(45)

În final, articolul 64 alineatul (1) din Regulamentul (UE) 2019/943 impune Comisiei să stabilească în ce măsură derogarea trebuie să țină cont de aplicarea codurilor de rețea și a orientărilor. În acest caz, cu excepția dispozițiilor afectate de domeniul de aplicare al derogării, detaliat în considerentele 32-37 de mai sus, codurile de rețea și orientările se aplică și vor rămâne aplicabile în cazul insulei Creta.

(46)

Articolul 64 din Regulamentul (UE) 2019/943 și articolul 66 din Directiva (UE) 2019/944 prevăd în mod expres că derogarea trebuie să fie limitată în timp și să facă obiectul anumitor condiții care vizează creșterea concurenței și integrarea pe piața internă de energie electrică.

(47)

Având în vedere motivele prezentate de Grecia în considerentul 19, noua cerere de derogare se limitează la perioada de tranziție care se încheie cel târziu la 31 decembrie 2025.

(48)

Se înțelege că, până la 31 decembrie 2025, se preconizează că respectiva capacitate de interconectare dintre Creta și sistemul Greciei continentale va fi operațională, împreună cu infrastructura de contorizare adecvată care permite Cretei să facă parte din piețele angro de energie electrică din Grecia. Grecia a confirmat că nu va mai exista nicio întârziere în finalizarea proiectului de interconectare.

(49)

Deși cererea a fost primită la 18 decembrie 2023, nu a fost posibilă adoptarea acestei decizii înainte de 31 decembrie 2023, moment în care a expirat derogarea acordată prin Decizia (UE) 2022/258. Pentru a evita modificări rapide și imprevizibile ale cadrului de reglementare pentru perioada cuprinsă între 1 ianuarie 2024 și data adoptării prezentei decizii, care ar putea afecta grav funcționarea pieței pe insula Creta și, eventual, în Grecia continentală, prezenta decizie ar trebui să se aplice de la data următoare datei de încheiere a derogării acordate prin Decizia (UE) 2022/258, și anume de la 1 ianuarie 2024,