(1)

Helenska republika (v nadaljnjem besedilu: Grčija) je 3. junija 2021 Komisiji predložila prošnjo za odstopanje (v nadaljnjem besedilu: vloga) za otok Kreta v skladu s členom 64 Uredbe (EU) 2019/943 in členom 66 Direktive (EU) 2019/944. V vlogi se zahteva odstopanje od člena 6, člena 7(1), člena 8(1) in (4) ter členov 9, 10, 11 in 13 Uredbe (EU) 2019/943 ter člena 40(4) do (7) Direktive (EU) 2019/944 za omejeno obdobje, in sicer do 31. decembra 2023.

(2)

Komisija je 1. julija 2021 objavila vlogo na svojem spletnem mestu (3) ter države članice in deležnike pozvala, naj do 12. avgusta 2021 predložijo pripombe.

(3)

Grški otok Kreta leži v Sredozemskem morju južno od celinske Grčije. Do 3. julija 2021 se je uporabljal avtonomni elektroenergetski sistem, ki ni bil priključen na celinski nacionalni elektroenergetski sistem.

(4)

Na podlagi Sklepa Komisije 2014/536/EU (4), s katerim je bilo Grčiji odobreno odstopanje od nekaterih določb Direktive 2009/72/ES Evropskega parlamenta in Sveta (5), se je Kreta v smislu člena 2(42) Direktive (EU) 2019/944 štela za majhni izdvojeni sistem. Visokonapetostna sredstva na Kreti so v lasti družbe Public Power Cooperation S.A. (PPC S.A.), z njimi pa upravlja operater distribucijskega sistema (HEDNO S.A.). Ker otok ni bil medsebojno povezan s celinsko Grčijo, Kreta ni mogla biti del trga za dan vnaprej, trga znotraj dneva in izravnalnega trga, ki so bili vzpostavljeni novembra 2020.

(5)

V skladu s členom 4 Sklepa Komisije (2014/536/EU) se za male in mikro izdvojene sisteme, ko so ti medsebojno povezani s povezanim sistemom, predvidena odstopanja prenehajo uporabljati. Ne glede na to, da so grški organi s 1. januarjem 2017 prenehali uporabljati odstopanje, odobreno z navedenim sklepom v zvezi s Kreto (6).

(6)

Grčija je dala prednost priključitvi Krete na celinski elektroenergetski sistem kot projektu velikega pomena, da bi ji zagotovila varno in zanesljivo dobavo električne energije. Natančneje, priključitev Krete na omrežje, kot jo je odobril grški regulativni organ (RAE) v okviru desetletnih razvojnih načrtov omrežij za obdobja 2017–2026, 2018–2027 oziroma 2019–2028, je treba izvesti v dveh fazah.

(7)

Prva faza (faza I) se nanaša na priključitev zahodnega dela Krete (prefektura Hanija) na omrežje na Peloponeškem polotoku prek visokonapetostnih vodov za izmenični tok, kar predstavlja nazivno prenosno zmogljivost približno 150 MW. Zato se pričakuje, da bo dokončanje faze I pokrilo le del potreb Krete po električni energiji (približno tretjino električne energije, ki jo porabi Kreta, tj. 710 MW v času konične obremenitve in 3 TWh na letni ravni), Kreta pa pri tem ne bo vključena kot popolnoma povezan del elektroenergetskega sistema. Pričakuje se, da bo povezovalni vod med celinskim elektroenergetskim sistemom in Kreto obratoval pri svoji največji zmogljivosti ali blizu nje, saj njegova zmogljivost ne pokriva v celoti odjema Krete, električna energija pa se bo zaradi nižjih proizvodnih stroškov na Kreto uvažala iz celinskega povezanega sistema. Projekt se je v okviru poskusnega obdobja začel izvajati 3. julija 2021 (7), v okviru komercialnega obdobja pa 1. novembra 2021 (8).

(8)

Druga faza (faza II) se nanaša na medsebojno povezavo centralnega dela Krete (prefektura Heraklion) s celinsko grčijo (regija Atika) prek dveh visokonapetostnih vodov za enosmerni tok, kar predstavlja nazivno prenosno zmogljivost približno 1000 MW. Na koncu faze II se pričakuje, da bo otok Kreta v celoti medsebojno povezan s celinskim prenosnim sistemom za električno energijo, odjem elektrike na otoku pa bo v celoti pokrit. Vodi faze II naj bi se začeli uporabljati do leta 2023.

(9)

Grčija pojasnjuje, da naj bi bilo do začetka komercialnega obratovanja povezovalnega daljnovoda, razvitega v fazi I, visokonapetostno električno omrežje Krete preneseno na grškega operaterja prenosnega sistema (družbo IPTO S.A.), ki bo od tega datuma imel v lasti navedena sredstva in jih upravljal. Družba HEDNO S.A. ne bi več upravljala visokonapetostnega omrežja Krete, še vedno pa bi upravljala nizko- in srednjenapetostno omrežje. Ta prenos je bil izveden 1. avgusta 2021, tj. pred začetkom komercialnega obratovanja faze I povezovalnega daljnovoda med Kreto in grškim celinskim sistemom.

(10)

Trenutno proizvajalci in dobavitelji električne energije na otoku Kreta ne vlagajo nobenih ponudb na grškem trgu, enote pa se dispečirajo v skladu z njihovimi najnižjimi spremenljivimi stroški. Veleprodajna obračunska cena za elektriko na Kreti se izračuna mesečno na podlagi spremenljivih in skupnih stroškov tradicionalnih enot za proizvodnjo energije, in sicer enot družbe PPC, saj je prvotni operater edini tradicionalni proizvajalec energije na otoku. Poleg tega obstaja več proizvajalcev energije iz obnovljivih virov s fiksno tarifo v skladu s pogodbo o nakupu električne energije ali fiksno tarifo, odvisno od datuma začetka obratovanja posamezne enote.

(11)

Od dokončanja faze I do dokončanja faze II in popolne medsebojne povezave Krete z grškim celinskim elektroenergetskim sistemom (v nadaljnjem besedilu: prehodno obdobje) bo priključitev na omrežje med Kreto in grškim celinskim elektroenergetskim sistemom strukturno prezasedena. Brez odstopanja sta mogoči naslednji možnosti:

(12)

Poleg tega Kreta nima ustrezne števčne infrastrukture, ki bi omogočala ustrezno integracijo grškega veleprodajnega trga električne energije pred letom 2023.

(13)

Trenutno je maloprodajni trg na Kreti odprt za vse dobavitelje, ki so dejavni na grškem trgu, od katerih jih 20 obratuje na Kreti. Glede na to, da so proizvodni stroški na otoku Kreta višji od stroškov grškega povezanega elektroenergetskega sistema, se je Grčija zaradi socialne kohezije odločila, da bodo dobavitelji uporabljali enotno tarifo za vsako kategorijo odjemalcev na svojem celotnem ozemlju.

(14)

Namen zahtevanih odstopanj od člena 6, člena 7(1), člena 8(1) in (4) ter členov 9, 10, 11 in 13 Uredbe (EU) 2019/943 ter člena 40(4) do (7) Direktive (EU) 2019/944 je najti rešitev za delovanje trga za dan vnaprej, trga znotraj dneva in izravnalnega trga električne energije na Kreti. Taka rešitev bi se uporabljala v prehodnem obdobju medsebojnega povezovanja Krete z grškim elektroenergetskim sistemom. Odstopanja se bodo zato odpravila z zaključkom faze II (9).

(15)

Vložnik predlaga „hibridni model“ za prehodno obdobje, v skladu s katerim se bo povezovalni vod med Kreto in grškim celinskim elektroenergetskim sistemom obravnaval kot bilančno odgovorni akter v smislu člena 2(14) Uredbe (EU) 2019/943. Tak akter bo z vidika Krete večino časa deloval kot elektroenergetska proizvodna enota, z vidika celine pa kot virtualni odjem, ki bo električno energijo uvažal s celinske Grčije na Kreto. Ta pretok bi se lahko obrnil v primeru velike proizvodnje energije iz obnovljivih virov na Kreti, ki bi presegla njeno zmogljivost, da se prepreči kakršna koli omejitev uporabe obnovljivih virov. Bilančno odgovorni akter za medsebojno povezavo s Kreto se bo fizično povezal z grškim celinskim sistemom na visokonapetostni strani razdelilne transformatorske postaje v Haniji. Električna energija, odvedena iz grškega celinskega sistema ali dovedena vanj, se bo evidentirala s števčno infrastrukturo visokonapetostne razdelilne transformatorske postaje v Haniji.

(16)

Grški regulativni organ je po javnem posvetovanju, ki je potekalo od 25. maja do 9. junija 2021, ocenil možne načine sodelovanja virtualnega bilančno odgovornega subjekta na trgu, ki deluje v okviru grškega celinskega elektroenergetskega sistema.

(17)

V predlaganem „hibridnem modelu“ bi grška borza z električno energijo HEnEX v skladu s predhodnimi napovedmi, ki sta jih izračunali družbi IPTO S.A. in HENDO S.A., v imenu udeležencev na kretskem trgu na veleprodajnem grškem trgu za dan vnaprej in trgu znotraj dneva predložila ponudbe za električno energijo, pri katerih se upošteva določena cena. Grčija je predlagala dve možnosti, ki ju je grški regulativni organ predložil v javno posvetovanje od 25. maja do 9. junija 2021. V teh dveh možnostih je podrobno določeno, kako je mogoče ponudbe izvajati v praksi z ločevanjem med odjemom in proizvodnjo in brez njega. Ti možnosti sta naslednji:

Finančna poravnava odstopanj bi se naknadno zaračunala udeležencem na kretskem trgu na podlagi primerjave med voznim redom povezovalnega voda in izmerjenim pretokom ter na podlagi ključa delitve, ki ga izračuna družba HEDNO S.A.

(18)

Med javnim posvetovanjem, ki ga je izvedel grški regulativni organ, je bilo predloženih 11 prispevkov (10). Grški regulativni organ je junija 2021 na podlagi rezultatov in zahtev večine anketirancev za zmanjšanje finančnih posledic možnosti, ki jo je treba izvesti, v zvezi z zahtevanimi finančnimi jamstvi in zavarovanji izbral možnost 2.

(19)

Grčija za izvajanje možnosti 2 v okviru hibridnega modela za delovanje kretskega veleprodajnega trga električne energije in izravnavo električne energije, ki se uporablja za prehodno obdobje, zahteva odstopanje od nekaterih zahtev iz Uredbe (EU) 2019/943 in Direktive (EU) 2019/944 v zvezi s kretskim sistemom.

(20)

Grčija meni, da je predlagani hibridni model v skladu z načeli, ki urejajo delovanje trgov električne energije, kot je določeno v členu 3 Uredbe (EU) 2019/943. Zato zahtevana odstopanja ne zajemajo člena 3 navedene uredbe.

(21)

V členu 6 Uredbe (EU) 2019/943 so določena pravila za izravnalni trg. Grčija zahteva odstopanje od navedenega člena v zvezi s Kreto, saj hibridni model ne bo upravljal izravnalnega trga.

(22)

Člen 7(1) Uredbe (EU) 2019/943 se nanaša na organizacijo upravljanja povezanih trgov za dan vnaprej in znotraj dneva s strani operaterjev prenosnih sistemov in imenovanega operaterja trga električne energije v skladu z Uredbo (EU) 2015/1222 (11). Grčija zahteva odstopanje od navedenega člena v zvezi s Kreto, saj hibridni model ne bo upravljal trga znotraj dneva in trga za dan vnaprej.

(23)

V členu 8(1) Uredbe (EU) 2019/943 so določene obveznosti imenovanih operaterjev trga električne energije, da udeležencem na trgu dopustijo, da trgujejo z energijo do časa zaprtja trgovanja med območji na trgu znotraj dneva. V členu 8(4) navedene uredbe je določena obveznost, da je treba na vseh območjih voznih redov bilančni obračunski interval določiti na 15 minut. Grčija zahteva odstopanje od navedenega člena v zvezi s Kreto, saj hibridni model ne vključuje niti trgov za dan vnaprej in znotraj dneva niti 15-minutnega bilančnega obračunskega intervala za Kreto.

(24)

Člen 9 Uredbe (EU) 2019/943 se nanaša na terminske trge. Grčija zahteva odstopanje od navedenega člena v zvezi s Kreto, saj hibridni model ne bo upravljal terminskih trgov.

(25)

Člen 10 Uredbe (EU) 2019/943 se nanaša na tehnične trgovalne omejitve. Grčija zahteva odstopanje od navedenega člena, saj Kreta v okviru hibridnega modela ne bo v celoti vključena na grški veleprodajni trg električne energije, vendar se za Kreto lahko oddajo naročila, pri katerih se upošteva določena cena.

(26)

Člen 11 Uredbe (EU) 2019/943 se nanaša na določitev vrednosti nezadostnega napajanja. Glede na to, da se Kreta ne bi štela za ločeno trgovalno območje in ne bi bila v celoti vključena v grško trgovalno območje, Grčija zahteva odstopanje od navedenega člena v zvezi s Kreto.

(27)

Člen 13 Uredbe (EU) 2019/943 se nanaša na prerazporejanje. Ker nedelovanje izravnalnega trga na Kreti pomeni neuporabo pravil o prerazporejanju, Grčija zahteva odstopanje od navedenega člena v zvezi s Kreto.

(28)

Grčija je v svoji vlogi zahtevala odstopanje od temeljnega načela dobavnih cen električne energije na tržni podlagi v skladu s členom 5(3) Direktive (EU) 2019/944. Ta zahteva je bila umaknjena 15. julija 2021. Zato nadaljnja analiza v tem sklepu ni potrebna.

(29)

V členu 40 Direktive (EU) 2019/944 so določene naloge operaterjev prenosnih sistemov. V odstavkih 4 do 7 so določena načela za izvajanje pomožnih storitev, vključno z nefrekvenčnimi pomožnimi storitvami. Grčija zaradi nedelovanja izravnalnega trga in odsotnosti tržno zasnovanega naročila nefrekvenčnih pomožnih storitev na Kreti zahteva odstopanje od člena 40(4) do (7) za naloge operaterjev prenosnih sistemov v zvezi s Kreto.

(30)

Grčija zahteva odstopanje za čas trajanja prehodnega obdobja, ki se začne z začetkom izvajanja faze I, ki se pričakuje v drugem četrtletju 2021, do začetka izvajanja faze II, ki se pričakuje do konca leta 2023.

(31)

Komisija je v obdobju posvetovanja prejela prispevek bolgarskih organov, ki so sporočili, da ne nasprotujejo prošnji Grčije za odstopanje.

(32)

V skladu s členom 64 Uredbe (EU) 2019/943 se odstopanje od ustreznih določb členov 3 in 6, člena 7(1), člena 8(1) in (4) ter členov 9, 10 in 11, 14 do 17, 19 do 27, 35 do 47 in 51 navedene uredbe lahko odobri, če lahko država članica dokaže, da ima znatne težave pri obratovanju majhnih povezanih sistemov.

(33)

V skladu s členom 66 Direktive (EU) 2019/944 se odstopanje od ustreznih določb členov 7 in 8 ter poglavij IV, V in VI navedene direktive lahko odobri, če lahko država članica dokaže, da ima znatne težave pri obratovanju majhnih izdvojenih sistemov ali majhnih povezanih sistemov. Majhni izdvojeni sistemi lahko prav tako zaprosijo za odstopanje od členov 4, 5 in 6 navedene direktive.

(34)

Odstopanje je časovno omejeno in zanj veljajo pogoji, katerih cilj je povečati konkurenco in povezovanje z notranjim trgom električne energije, razen v primeru najbolj oddaljenih regij.

(35)

Nazadnje je namen odstopanja zagotoviti, da ne ovira prehoda na obnovljive vire energije, povečano prožnost, shranjevanje energije, elektromobilnost in prilagajanje odjema.

(36)

V Uredbi (EU) 2019/943 niso določena splošna samodejna odstopanja za majhne povezane ali majhne izdvojene sisteme. Zato se ne glede na razlike v velikosti in tehničnih značilnostih elektroenergetskih sistemov v Uniji vsi taki sistemi lahko upravljajo v skladu s celotnim regulativnim okvirom.

(37)

Vendar so v členu 64(1) Uredbe (EU) 2019/943 določena odstopanja od uporabe nekaterih določb navedene uredbe, kadar članice med drugim dokažejo, da bi lahko uporaba navedenih določb za majhne povezane sisteme povzročila znatne težave pri njihovem obratovanju, zlasti zaradi geografskih razmer ali profilov odjema, ki so pomembni za zadevne sisteme.

(38)

V členu 2(43) Direktive (EU) 2019/944 je „majhen povezani sistem“ opredeljen kot „vsak sistem, katerega poraba v letu 1996 je bila manjša od 3 000 GWh, kjer se več kot 5 % porabe na leto pridobi iz medsebojnih povezav z drugimi sistemi“.

(39)

Otok Kreta je majhni povezani sistem, saj je bila njegova poraba v letu 1996 manjša od 3 000 GWh. Po zaključku faze I bo približno tretjina letne porabe Krete pokrita z medsebojno povezavo z grškim celinskim elektroenergetskim sistemom.

(40)

Tako se Kreta z zaključkom faze I šteje za majhni povezani sistem v smislu člena 64(1), točka (a), Uredbe (EU) 2019/943.

(41)

Izraza „znatne težave“ iz člena 64(1), točka (a), Uredbe (EU) 2019/943 v svoji praksi odločanja ni opredelil niti zakonodajalec niti Komisija. Odprta formulacija Komisiji omogoča, da upošteva vse morebitne težave, povezane s posebnim položajem majhnih sistemov, če so znatne in ne le obrobne. Take težave se lahko pomembno razlikujejo glede na geografske posebnosti, proizvodnjo in porabo zadevnega sistema, pa tudi na podlagi tehničnega razvoja, kot sta shranjevanje električne energije in majhna proizvodnja. Poleg tega morajo biti te znatne težave povezane z obratovanjem majhnih izdvojenih in majhnih povezanih sistemov.

(42)

Grčija izpostavlja naslednje težave pri delovanju trga električne energije na Kreti v primeru popolne vključitve udeležencev na kretskem trgu na grške trge električne energije, ki delujejo v celinskem povezanem sistemu, z razširitvijo grškega trgovalnega območja na Kreto ali vzpostavitvijo novega kretskega trgovalnega območja:

(43)

Grčija glede na navedeno v uvodnih izjavah 41 in 42 ugotavlja, da je treba najti rešitev, ki se bo uporabljala za prehodno obdobje. Ker se je faza I 3. julija 2021 začela s poskusnim obdobjem, 1. novembra 2021 pa okviru komercialnega obdobja, je treba to rešitev uvesti nemoteno in v kratkem roku, brez bistvenih sprememb sedanjega pravnega in regulativnega okvira, glede na to, da se morajo udeleženci na trgu prilagoditi in da je rešitev začasna. V zvezi s tem se pristop „dveh trgovalnih območij“ zdi nezdružljiv s časovnimi omejitvami, zlasti ob upoštevanju postopka, ki ga je treba upoštevati pri vzpostavitvi novega trgovalnega območja v skladu s členom 14 Uredbe (EU) 2019/943 in členom 32 Uredbe (EU) 2015/1222.

(44)

Na podlagi ocene, ki jo je opravila družba IPTO S.A. in ocene stroškov za delovanje kretskega trga v okviru treh scenarijev, in sicer hibridnega modela, predlaganega v vlogi, pristopa z enim trgovalnim območjem in pristopa z dvema trgovalnima območjema, so tako nastale koristi hibridnega modela na letni ravni ocenjene na 156 milijonov EUR. Kar zadeva preostala scenarija, in sicer pristop z enim trgovalnim območjem ter pristop z dvema trgovalnima območjema, so koristi na letni ravni ocenjene na 121 milijonov EUR oziroma 113 milijonov EUR. Zato Grčija meni, da bi bil predlagani hibridni model optimalen pristop v prehodnem obdobju.

(45)

Grški organi so poudarili, da je dejansko sodelovanje udeležencev, prisotnih na kretskem trgu, na grškem trgu električne energije ovirano zaradi pomanjkanja ustrezne števčne infrastrukture na otoku (glej uvodno izjavo 42 zgoraj).

(46)

Čeprav bi uporaba novega povezovalnega voda (faza I) z znižanjem stroškov električne energije, dobavljene na otoku, in zmanjšanjem emisij CO2 prinesla znatne prednosti, se pričakuje, da bo povezovalni vod do zaključka faze II večino časa prezaseden (glej uvodni izjavi 7 in 42 zgoraj).

(47)

Zato bi vključitev udeležencev na kretskem trgu na grški trg električne energije povzročila visoke stroške prerazporejanja, če bi se izvedla z razširitvijo grškega trgovalnega območja na Kreto (glej uvodni izjavi 7 in 42 zgoraj). Po drugi strani pa vzpostavitev ločenega trgovalnega območja za Kreto kratkoročno in glede na to, da bi moralo dokončanje faze II razbremeniti kakršno koli strukturno prezasedenost med kretskim elektroenergetskim omrežjem in grškim celinskim elektroenergetskim omrežjem, ni sorazmerna (glej uvodni izjavi 8 in 43 zgoraj).

(48)

Komisija glede na navedeno v uvodnih izjavah 42 do 47 ter 7 in 8 ugotavlja, da je Grčija dokazala, da obstajajo znatne težave pri obratovanju elektroenergetskega sistema na Kreti kot majhnega povezanega sistema, dokler ne bo dokončana celotna medsebojna povezava s celinskim omrežjem. Začasni hibridni model, ki so ga predlagali grški organi, je namenjen reševanju teh težav in prinaša znatne koristi v primerjavi s popolno vključitvijo kretskega sistema na grški trg električne energije v prehodnem obdobju.

(49)

Za izvajanje hibridnega modela za otok Kreta med prehodnim obdobjem so potrebna odstopanja od določb člena 6, člena 7(1), člena 8(1) in (4) ter členov 9, 10 in 11 Uredbe (EU) 2019/943 ter člena 40(4) do (7) Direktive (EU) 2019/944.

(50)

V členu 64 Uredbe (EU) 2019/943 niso obravnavane možnosti odstopanja od njenega člena 13. Vendar se glede na odstopanje od člena 6, člena 7(1) in člena 8(1), kadar je odstopanje odobreno, člen 13 dejansko ne more uporabljati. Dejansko je v členu 2(26) Uredbe (EU) 2019/943 izraz „prerazporejanje“ opredeljen kot ukrep, tudi omejitev uporabe dodeljenih prenosnih zmogljivosti, ki ga sproži eden ali več operaterjev prenosnih sistemov ali operaterjev distribucijskih sistemov s spremembo proizvodnje, vzorca poteka ali obojega, da se doseže sprememba fizičnih pretokov v elektroenergetskem sistemu in sprostitev fizične prezasedenosti ali se na drug način zagotovi sigurnost sistema. Osnovno načelo je, da sistemski operater popravi tržni izid in tako zagotovi, da je ta skladen s fizičnimi zmogljivostmi omrežja. Če se temeljni tržni okvir še ne uporablja, ta popravek nima dodane vrednosti.

(51)

Poleg tega se prerazporejanje izvaja na celinski Grčiji z uporabo ponudb za izravnalno energijo v skladu s členom 13(2) Uredbe (EU) 2019/943. Odsotnost izravnalnih trgov na Kreti v času trajanja odstopanja tako ne bi omogočila vključitve v grško metodologijo prerazporejanja.

(52)

Zato se člen 13 Uredbe (EU) 2019/943 zaradi uvodnih izjav 49, 50 in 51 dejansko ne bo uporabljal. Vendar Komisija nima pooblastil za sprejetje sklepa v zvezi z navedeno določbo in zato v zvezi s tem ne bo odobrila uradnega odstopanja.

(53)

V skladu s hibridnim modelom grški operater prenosnega sistema, tj. družba IPTO S.A., na Kreti zaradi odstopanja od člena 6 in člena 7(1) Uredbe (EU) 2019/943 ne bo naročal storitev izmenjave in nefrekvenčnih pomožnih storitev v skladu s členom 40(4) do (7) Direktive (EU) 2019/944.

(54)

Zato se odstopanje uporablja samo za Kreto.

(55)

V skladu s členom 64(1), peti pododstavek, Uredbe (EU) 2019/943 mora sklep o odstopanju zagotoviti, da to ne bo oviralo prehoda na obnovljive vire energije, povečane prožnosti, shranjevanja energije, elektromobilnosti in prilagajanja odjema.

(56)

Za Kreto so se uporabljale tehnične omejitve do vsaj delne medsebojne povezave s celinsko Grčijo, ki so zaradi omejitev obratovalne sigurnosti določale največji tržni delež obnovljivih virov energije na 25 % odjema. Ob dokončanju faze I bo ta omejitev na obnovljive vire energije odpravljena. Hibridni model Kreti omogoča, da svojo električno energijo v primeru nizkega odjema in velike proizvodnje energije iz obnovljivih virov izvaža, da se prepreči omejitev uporabe obnovljivih virov energije.

(57)

Kar zadeva povečano prožnost, shranjevanje energije in prilagajanje odjema, je možnost zagotavljanja storitev prožnosti, vključno s shranjevanjem, za podporo električnemu sistemu odvisna od kakovosti cenovnih signalov in njihove sposobnosti, da tem ponudnikom storitev zagotovijo učinkovite naložbe in spodbude za dispečiranje. Praviloma lahko strukturna prezasedenost znotraj trgovalnega območja, ki bo prisotna v prehodnem obdobju med fazo I in II, povzroči izkrivljene naložbene signale za storitve prožnosti, značilne za lokacijo. Vendar bi bil pri pristopu „dveh trgovalnih območij“ za Kreto in celinsko Grčijo naložbeni signal zelo nestabilen glede na časovni okvir za dokončanje faze II in popolno medsebojno povezavo Krete s celinsko Grčijo, kar bo zmanjšalo strukturno prezasedenost. Ker bo povezava s celino omogočila tržno zagotavljanje storitev prožnosti, je kratkoročno odstopanje, ki omogoča hitro vključitev Krete v celinski sistem, koristno za povezovanje prilagajanja odjema, shranjevanja energije in drugih virov prožnosti.

(58)

V členu 64 Uredbe (EU) 2019/943 se ne zahteva, da se z odločitvami o odstopanju čim bolj poveča potencial za prožnost ali shranjevanje energije, temveč da se z njimi le zagotovi, da ga odstopanje ne ovira. Povedano drugače, odstopanje ne sme preprečevati razvoja, ki bi se brez odstopanja zgodil naravno. V zvezi s tem sta najpomembnejša začasna narava odstopanja in pripravljenost na polno delovanje trga takoj po zaključku faze II.

(59)

Čeprav odstopanje ne ovira prehoda na povečano prožnost, vključno s shranjevanjem energije, je treba upoštevati potrebo po ustreznih naložbenih signalih in vpliv odstopanja na morebitne naložbe v shranjevanje ali druge naložbe v prožnost.

(60)

Hibridni model glede na svoj prehodni vidik nima opaznega vpliva na nadaljnji razvoj obnovljivih virov energije, prožnost, shranjevanje energije, elektromobilnost in prilagajanje odjema.

(61)

Komisija v skladu s členom 64(1) Uredbe (EU) 2019/943 določi, v kolikšni meri je treba pri odstopanju upoštevati uporabo omrežnih kodeksov in smernic. Omrežni kodeksi in smernice, razen določb, na katere vpliva področje uporabe odstopanja iz oddelka 5.3 zgoraj, se za Kreto se uporabljajo.

(62)

V členu 64 Uredbe (EU) 2019/943 je izrecno določeno, da mora biti odstopanje časovno omejeno in da zanj veljajo pogoji, katerih cilj je povečanje konkurenčnosti in povezovanje z notranjim trgom električne energije.

(63)

Prošnja za odstopanje je omejena na prehodno obdobje, ki traja najpozneje do konca leta 2023.

(64)

Razume se, da naj bi povezovalni vod med Kreto in grškim celinskim sistemom začel obratovati do konca leta 2023 skupaj z ustrezno števčno infrastrukturo, ki bo Kreti omogočila, da postane del grških veleprodajnih trgov električne energije. Za vsako nadaljnjo zamudo je treba vložiti novo prošnjo za odstopanje.