(1)

Den 21 februari 2022 antog kommissionen beslut (EU) 2022/258 (3) om beviljande av undantag för Grekland från följande bestämmelser i förordning (EU) 2019/943 och direktiv (EU) 2019/944 när det gäller ön Kreta:

(2)

Det undantag som beviljades genom beslut (EU) 2022/258 gällde till och med den 31 december 2023 eller fram till dess att ön Kreta skulle vara helt sammanlänkad med det grekiska fastlandet, beroende på vilket som inträffar först.

(3)

Den 18 december 2023 lämnade Grekland in en ny begäran till kommissionen om undantag (ansökan) från de bestämmelser som avses i skäl 1 när det gäller ön Kreta. I den nya begäran förklarade Grekland att på grund av oförutsebara förseningar i de relevanta bygg- och licensieringsprocesserna kunde den fullständiga sammanlänkningen av ön Kreta inte äga rum före utgången av december 2023 och begärde ett nytt undantag från dessa bestämmelser till och med den 31 december 2025 eller till och med slutförandet av den fullständiga sammanlänkningen mellan Kreta och det grekiska fastlandet, beroende på vilket som inträffar först.

(4)

Den 28 februari 2024 offentliggjorde kommissionen ansökan på sin webbplats och inbjöd medlemsstaterna och berörda parter att lämna synpunkter senast den 27 mars 2024. Endast en part inkom med synpunkter som gällde installationen av ytterligare konventionell produktionskapacitet på Kreta samt ersättningen för sådan kapacitet. Närmare bestämt uttryckte parten farhågor om att tillämpligt ersättningssystem kanske inte är förenligt med de EU-regler som är tillämpliga på kapacitetsmekanismer. För att undvika tvivel har Grekland inte begärt något undantag från de EU-regler som är tillämpliga på kapacitetsmekanismer, vilket innebär att dessa regler fortsätter att gälla för alla ersättningssystem för produktionskapacitet på Kreta. De mottagna synpunkterna omfattas därför inte av detta beslut. Detta beslut påverkar inte heller EU:s lagstiftning om statligt stöd.

(5)

Ön Kreta ligger i Medelhavet, söder om det grekiska fastlandet. Fram till den 3 juli 2021 hade ön ett självständigt elkraftsystem som inte var anslutet till Greklands kontinentala elsystem.

(6)

Såsom förklaras i skälen 6–9 i beslut (EU) 2022/258, behandlade Grekland den fullständiga sammanlänkningen mellan Kreta och det grekiska fastlandet som ett prioriterat projekt, som enligt planerna skulle slutföras före utgången av 2023 och genomföras i två faser:

(7)

Innan fas I-sammanlänkningen slutfördes var elmarknaden på Kreta sådan att producenter och leverantörer inte lämnade några anbud på den grekiska marknaden och produktionsenheterna dirigerades i enlighet med deras lägsta rörliga kostnader. Clearingpriset för el i grossistledet på Kreta beräknades månadsvis på grundval av de rörliga och totala kostnaderna för de konventionella kraftenheterna, som alla tillhörde det etablerade företaget Public Power Cooperation SA (PPC SA). PPC SA var den enda konventionella elproducenten på ön. Dessutom fanns det flera producenter av el från förnybara energikällor med en fast tariff enligt ett energiköpsavtal eller en fast tariff beroende på när varje enhet togs i drift. Tillämpningen av denna modell upphörde när fas I avslutades (den 1 november 2021).

(8)

För övergångsperioden mellan slutförandet av fas I och slutförandet av fas II (övergångsperioden) gäller en hybridmarknadsmodell för elmarknaden på Kreta (hybridmodellen). Närmare uppgifter om hybridmodellens funktion anges i skälen 15–19 i beslut (EU) 2022/258.

(9)

Sammanfattningsvis lämnar den grekiska elbörsen HEnEX, enligt hybridmodellen, order för hela lasten och värmeproduktionen på Kreta till både dagen före- och intradagsmarknaderna. Dessa order lämnas på uppdrag av alla lastrepresentanter och värmeproducenter på Kreta. Alla avtal om förnybara energikällor har överförts till operatören av förnybara energikällor med ursprungsgaranti (DAPEEP) genom ministerbeslut, och alla relevanta mätdata för både befintliga och nya förnybara energikällor på Kreta tillhandahålls DAPEEP av den systemansvarige för distributionssystemet (HEDNO SA). Samtidigt lämnar DAPEEP order för all produktion av energi från förnybara energikällor på Kreta. På grundval av dessa order fördelas den totala efterfrågan på el, enligt prognoser från den grekiska systemansvarige för överföringssystemet (IPTO SA), till lastrepresentanter i enlighet med deras procentuella leveransandel som beräknas månadsvis på förhand av HEDNO SA. När denna process har slutförts introduceras Kretas hela lokala last och produktion virtuellt på dagen före- och intradagsmarknaderna i det sammanlänkade systemet på det grekiska fastlandet.

(10)

Enligt ansökan följer driften av fas I-sammanlänkningen de ekonomiska signalerna från prisbildningen i det sammanlänkade fastlandssystemet gentemot elmarknaden på Kreta. Med tanke på att kostnaderna för termisk elproduktion på Kreta är höga importerar fas I-sammanlänkningen främst el till Kreta. Det är dock inte alltid fallet. Under perioder med låg belastning och hög elproduktion från förnybara energikällor på Kreta vänder flödet på kablarna i fas I-sammanlänkningen och elflödena går från Kreta till fastlandet. Grekland förklarade att när detta sker har all sådan el producerats från förnybara energikällor, eftersom all värmeproduktion anses betjäna den lokala lasten på Kreta.

(11)

Grekland uppgav att hybridmodellen trädde i kraft genom följande nationella åtgärder: artiklarna 105, 107 och 108 i den grekiska lagen 4821/2021 och den nationella tillsynsmyndighetens beslut nr 755/2021 och 807/2021.

(12)

Grekland uppgav vidare att hybridmodellen under övergångsperioden har visat sig vara det lämpligaste, effektivaste och mest ändamålsenliga marknadssystemet för Kreta jämfört med de två alternativ som övervägdes, nämligen integreringen av Kreta med den grekiska elmarknaden genom ett enda eller två elområden. Till stöd för detta uttalande lämnade Grekland uppgifter som visar att hybridmodellen har lett till betydande kostnadsbesparingar, undvikande av överdrivna omdirigeringskostnader, lägre kostnader för levererad el och effektiv användning av mindre förorenande teknik.

(13)

När det gäller detaljhandelsmarknaden uppgav Grekland att den är öppen för alla leverantörer, och att omkring femton för närvarande är verksamma på ön Kreta. Med tanke på att produktionskostnaderna på ön Kreta är högre än kostnaderna i det grekiska sammanlänkade elsystemet, valde Grekland att leverantörerna skulle tillämpa en enda tariff för varje kundkategori inom hela sitt territorium. Detta beslut motiverades av skäl som rör social sammanhållning.

(14)

Den ansökan om undantag som lämnats in för ön Kreta grundar sig på dess klassificering som ett litet anslutet system i den mening som avses i artikel 64.1 a i förordning (EU) 2019/943. Denna klassificering bekräftades i skälen 36–40 i beslut (EU) 2022/258.

(15)

Grekland begärde ett nytt undantag för ön Kreta från artikel 6, artikel 7.1, artikel 8.1 och 8.4 samt artiklarna 9, 10 och 11 i förordning (EU) 2019/943.

(16)

Grekland begärde ett nytt undantag för ön Kreta från artikel 40.4–40.7 i direktiv (EU) 2019/944.

(17)

Grekland begärde att undantagen skulle gälla lika länge som övergångsperioden, dvs. fram till utgången av 2025, då Kreta kommer att vara helt sammanlänkat med det grekiska fastlandet. Grekland klargjorde att även om vissa nätuppgraderingar på ön Kreta gradvis kommer att äga rum fram till utgången av 2028, kommer de inte att äventyra slutförandet och driften av fas II-sammanlänkningen.

(18)

I sin ansökan angav Grekland att även om fullständig sammanlänkning hade planerats vara slutförd vid utgången av 2023, vilket motsvarar giltighetstiden för det undantag som beviljats genom beslut (EU) 2022/258, har slutförandet av projektet försenats. Enligt den uppdaterade tidsplan som Grekland har lämnat in ska fullständig sammanlänkning vara slutförd vid utgången av 2025. Grekland förklarade att projektet har drabbats av betydande förseningar på grund av händelser som inte kunde ha förutsetts innan några byggnadsarbeten inleddes.

(19)

Grekland anförde närmare bestämt att covid-19-pandemin ledde till betydande förseningar i upphandlingen av vissa byggmaterial och tjänster. Dessutom orsakade upptäckten av betydande antikviteter under utgrävningsarbetet ytterligare förseningar, eftersom de behöriga arkeologiska myndigheterna var tvungna att delta i de tillståndsförfaranden som redan pågick. Grekland nämnde också att konstaterandet av karsthåligheter i det underjordiska området på byggfältet innebar att arbetena måste avbrytas tills dessa håligheter hade bedömts och behandlats i tillräcklig utsträckning. Slutligen orsakade översvämningarna i september 2023 ytterligare förseningar i projektet eftersom de påverkade produktionsprocessen för stålstrukturleverantören till omriktarstationen på Kreta.

(20)

I enlighet med artikel 64 i förordning (EU) 2019/943 får undantag från de relevanta bestämmelserna i artikel 6, artikel 7.1, artikel 8.1 och 8.4 samt artiklarna 9, 10 och 11 i den förordningen beviljas i två fall:

(21)

I enlighet med artikel 66.1 första stycket i direktiv (EU) 2019/944 får ett undantag från tillämpliga bestämmelser i artiklarna 7 och 8 och kapitlen IV, V och VI i det direktivet beviljas för små enskilda system och små sammanlänkade system om medlemsstaten eller medlemsstaterna kan visa att det finns påtagliga problem med driften av dessa system.

(22)

Både enligt förordning (EU) 2019/943 och direktiv (EU) 2019/944 måste medlemsstaterna, när det gäller små anslutna system, visa att det finns påtagliga problem med driften av sådana system. Dessutom bör undantaget vara tidsbegränsat och förenat med villkor som syftar till att öka konkurrensen och integrationen med den inre elmarknaden.

(23)

Klassificeringen av ön Kreta som ett litet anslutet system bedömdes i skälen 36–40 i beslut (EU) 2022/258. Eftersom den bedömningen fortfarande är giltig kan ön Kreta betecknas som ett litet anslutet system i den mening som avses i artikel 64 i förordning (EU) 2019/943 och artikel 66 i direktiv (EU) 2019/944.

(24)

Begreppet påtagliga problem i artikel 64.1 a i förordning (EU) 2019/943 har varken definierats av lagstiftaren eller av kommissionen i dess beslutspraxis. Den öppna formuleringen gör det möjligt för kommissionen att beakta alla potentiella problem i samband med små systems särskilda situation, förutsatt att de är påtagliga och inte bara marginella. Sådana problem kan variera avsevärt beroende på det berörda systemets geografiska särdrag, produktion och förbrukning, men också på grundval av den tekniska utvecklingen, till exempel lagring av el och småskalig produktion. Dessutom måste dessa påtagliga problem ses i relation till driften av dessa små enskilda system och små anslutna system.

(25)

I ansökan förklarade Grekland de problem som landet skulle stöta på vid driften av elsystemet på Kreta om landet skulle tillämpa förordning (EU) 2019/943 och direktiv (EU) 2019/944 i deras helhet under övergångsperioden. En fullständig tillämpning av dessa rättsakter skulle kräva att Kreta integreras med de grekiska elmarknaderna genom ett enda elområde (scenario med ett elområde) eller två elområden (scenario med två elområden). De utmaningar i samband med detta som anfördes i ansökan avsåg samma påtagliga problem som kommissionen hade bedömt i beslut (EU) 2022/258.

(26)

Sammanfattningsvis framhöll Grekland att det skulle uppstå problem med driften av elmarknaden på Kreta om förordning (EU) 2019/943 och direktiv (EU) 2019/944 skulle tillämpas i sin helhet.

(27)

Å ena sidan skulle integreringen av Kretas marknadsaktörer med den grekiska elmarknaden i scenariot med ett elområde leda till höga omdirigeringskostnader, som i slutändan skulle behöva betalas av elkonsumenterna. Under alla förhållanden skulle bristerna i mätinfrastrukturen inte göra det möjligt för marknadsaktörer på Kreta att delta fullt ut på marknaderna för el på dagen före-, intradags- och balansmarknaderna i Grekland. Framför allt har de nödvändiga mätsystemen inte införts och kommer inte att vara klara före det första kvartalet 2024.

(28)

Å andra sidan skulle inrättandet av ett separat elområde inte bara kräva ytterligare infrastrukturinvesteringar, som under alla omständigheter inte skulle slutföras under perioden för det begärda undantaget, utan det skulle också vara olämpligt med tanke på elområdets övergripande marknadseffektivitet, stabilitet och robusthet. Dessutom skulle det inte heller vara en proportionerlig lösning, med tanke på undantagets begränsade varaktighet.

(29)

I sin ansökan lämnade Grekland också vissa uppdateringar av den information som lämnats före antagandet av beslut (EU) 2022/258. Man uppskattade bland annat att den totala elkostnaden i de hypotetiska scenarierna med ett elområde respektive två elområden skulle bli cirka 190 miljoner euro respektive 217 miljoner euro högre än den faktiska kostnaden inom ramen för hybridmodellen för perioden.

(30)

Det är därför nödvändigt att hänvisa till respektive bedömning i skälen 41–48 i beslut (EU) 2022/258 och dra slutsatsen att Grekland har visat att det finns påtagliga problem med driften av elsystemet på Kreta, som ett litet anslutet system, till dess att ön är helt sammanlänkad med det kontinentala nätet, dvs. till dess att fas II av sammanlänkningsprojektet har slutförts.

(31)

Den tillfälliga hybridmodell som för närvarande gäller på Kreta syftar till att ta itu med dessa problem och ger, av de anledningar som anges i skäl 29, betydande fördelar jämfört med en fullständig integrering av Kretas system med den grekiska elmarknaden under övergångsperioden.

(32)

När det gäller artikel 6 i förordning (EU) 2019/943 anförde Grekland att den hybridmodell som för närvarande tillämpas på ön Kreta inte omfattar en balansmarknad. Ett undantag från den artikeln skulle därför vara nödvändigt för att hybridmodellen ska fortsätta att gälla tills ön Kreta är helt sammanlänkad.

(33)

När det gäller artikel 7.1 och artikel 8.1 och 8.4 i förordning (EU) 2019/943 noterar Grekland att hybridmodellen, som för närvarande är tillämplig på ön Kreta, inte omfattar dagen före- och intradagsmarknader, eller handel på någon av dessa marknader. Enligt Grekland skulle ett undantag från dessa artiklar därför vara nödvändigt för att hybridmodellen ska fortsätta att gälla tills ön Kreta är helt sammanlänkad.

(34)

I linje med vad som anges i skäl 33 anser Grekland också att den integrering av terminsmarknader, de tekniska budgivningsgränser och det värde av förlorad last som avses i artiklarna 9, 10 och 11 i förordning (EU) 2019/943 inte är tillämpliga på hybridmodellen på ön Kreta. Enligt Grekland skulle ett undantag från dessa artiklar därför vara nödvändigt för att hybridmodellen ska fortsätta att gälla tills ön Kreta är helt sammanlänkad.

(35)

När det gäller de begärda undantagen från artikel 6, artikel 7.1, artikel 8.1 och 8.4 och artiklarna 9, 10 och 11 i förordning (EU) 2019/943, avser dessa bestämmelser krav gällande termins-, dagen före-, intradags- och balansmarknaderna. På grundval av den information som Grekland har lämnat, förfaller det som om dessa marknader inte kan genomföras effektivt på ön Kreta, med tanke på särdragen hos det elsystem som för närvarande tillämpas inom det territoriet. Ett undantag från dessa bestämmelser är därför motiverat.

(36)

Grekland hävdade att hybridmodellen inte omfattar någon balansmarknad eller marknadsbaserad upphandling av stödtjänster. För att hybridmodellen ska kunna fortsätta att fungera under övergångsperioden skulle ett undantag från den artikeln vara nödvändigt.

(37)

Med tanke på avsaknaden av en balansmarknad och en marknadsbaserad upphandling av icke-frekvensrelaterade stödtjänster på ön Kreta är ett undantag från skyldigheterna i artikel 40.4–40.7 i direktiv (EU) 2019/944 motiverat.

(38)

Enligt artikel 64.1 femte stycket i förordning (EU) 2019/943 och artikel 66.2 i direktiv (EU) 2019/944, ska ett beslut om undantag säkerställa att det inte hindrar övergången till förnybar energi, ökad flexibilitet, energilagring, elektromobilitet och efterfrågeflexibilitet.

(39)

När det gäller övergången till förnybar energi och ökad flexibilitet (inklusive efterfrågeflexibilitet) och energilagring bör noteras att välfungerande termins-, dagen före-, intradags- och balansmarknader, i enlighet med kraven i förordning (EU) 2019/943 och direktiv (EU) 2019/944, bör tillhandahålla nödvändiga dirigerings- och investeringssignaler för att maximera en potentiell utveckling av denna teknik. Detta förväntas bli fallet när ön Kreta är helt sammanlänkad med det grekiska fastlandet.

(40)

Såsom anges i skäl 56 i beslut (EU) 2022/258 tillämpades tekniska begränsningar på Kreta innan fas I-sammanlänkningen slutfördes, vilket innebar att användningen av förnybar energi skulle uppgå till högst 25 % av belastningen på grund av driftssäkerhetsbegränsningar. Slutförandet av fas I lättade, i en viss utsträckning, på denna begränsning för förnybar energi. Hybridmodellen gör det möjligt för Kreta att exportera sin el vid låg belastning och hög produktion av förnybar energi för att undvika hinder för förnybar energi. Grekland inkom med siffror till stöd för detta påstående, vilket visar att produktionen från förnybara energikällor ökade jämfört med tidigare år under 2021 och särskilt 2022, vilket var det första hela år då fas I-sammanlänkningen togs i drift.

(41)

Grekland noterar att det begärda undantaget inte kommer att bromsa den redan pågående utvecklingen och förberedelserna inför installationen av ny kapacitet för förnybara energikällor på ön Kreta. Grekland hävdade också att Kreta efter slutförandet av den fullständiga sammanlänkningen kommer att rymma minst 2 150 MW förnybara energikällor, vilket, med tanke på installationen av lagringsenheter, kan komma att öka till 2 500 MW.

(42)

När det gäller ökad flexibilitet, energilagring och efterfrågeflexibilitet beror möjligheten att erbjuda flexibilitetstjänster, inklusive lagring för att stödja elsystemet, på prissignalernas kvalitet och deras förmåga att tillhandahålla effektiva investerings- och dirigeringsincitament till leverantörerna av dessa tjänster. Som regel kan strukturell överbelastning inom ett elområde, vilket kommer att vara fallet under övergångsperioden från fas I till fas II, leda till snedvridna investeringssignaler för platsspecifika flexibilitetstjänster. I alternativet med två elområden för Kreta och det grekiska fastlandet skulle dock investeringssignalerna vara mycket instabila, med tanke på tidsramen för slutförandet av fas II och den fullständiga sammanlänkningen av Kreta med det grekiska fastlandet, vilket kommer att minska den strukturella överbelastningen. Eftersom anslutningen till fastlandet kommer att möjliggöra marknadsbaserat tillhandahållande av flexibilitetstjänster är ett kortfristigt undantag, som möjliggör en snabb integrering av Kreta med fastlandssystemet, därför fördelaktigt för integreringen av efterfrågeflexibilitet, energilagring och andra flexibilitetskällor.

(43)

Artikel 64 i förordning (EU) 2019/943 kräver inte att beslut om undantag maximerar potentialen för flexibilitet eller energilagring. Ett undantag enligt den artikeln syftar endast till att säkerställa att det inte hindrar en sådan övergång. Med andra ord bör undantaget inte hindra en utveckling som utan undantaget skulle inträffa på naturlig väg. Utan undantaget är det osannolikt att välfungerande termins-, dagen före-, intradags- och balansmarknader skulle utvecklas i vart och ett av elsystemen på ön Kreta. Detta beror på utmaningarna i samband med driften av de små anslutna elsystemen, den mycket låga konkurrensnivån i produktionssegmentet och avsaknaden av sammanlänkningar till fastlandsmarknaden. I detta avseende är undantagets begränsade varaktighet och beredskapen för en fullständigt fungerande marknad så snart fas II är slutförd av yttersta vikt.

(44)

Med tanke på dess kortsiktiga karaktär verkar hybridmodellen inte ha någon märkbar inverkan på vidareutvecklingen av förnybar energi, flexibilitet, energilagring, elektromobilitet och efterfrågeflexibilitet.

(45)

Slutligen ska kommissionen enligt artikel 64.1 i förordning (EU) 2019/943 ange i vilken utsträckning undantaget ska ta hänsyn till tillämpningen av nätföreskrifter och riktlinjer. I detta fall, med undantag för de bestämmelser som berörs av tillämpningsområdet för de undantag som beskrivs i skälen 32–37, är nätföreskrifterna och riktlinjerna tillämpliga på ön Kreta och ska fortsätta att gälla.

(46)

I artikel 64 i förordning (EU) 2019/943 och artikel 66 i direktiv (EU) 2019/944 fastställs uttryckligen att undantaget ska vara tidsbegränsat och förenat med villkor som syftar till ökad konkurrens och integration med den inre marknaden för el.

(47)

Mot bakgrund av de skäl som Grekland anför i skäl 19 är den nya begäran om undantag begränsad till den övergångsperiod som löper ut senast den 31 december 2025.

(48)

Det förutsätts att sammanlänkningen mellan Kreta och det grekiska kontinentala systemet förväntas vara i drift senast den 31 december 2025, tillsammans med lämplig mätinfrastruktur som gör det möjligt för Kreta att bli en del av de grekiska grossistmarknaderna för el. Grekland bekräftade att slutförandet av sammanlänkningsprojektet inte kommer att försenas ytterligare.

(49)

Ansökan inkom den 18 december 2023, men det var inte möjligt att anta detta beslut före den 31 december 2023, då det undantag som beviljats genom beslut (EU) 2022/258 löpte ut. För att undvika snabba och oförutsägbara ändringar av regelverket för perioden mellan den 1 januari 2024 och dagen för antagandet av detta beslut, som allvarligt skulle kunna skada marknadens funktion på ön Kreta och eventuellt på det grekiska fastlandet, bör detta beslut tillämpas från och med dagen efter slutdatumet för det undantag som beviljats genom beslut (EU) 2022/258, dvs. från och med den 1 januari 2024.