DECISÃO (UE) 2022/258 DA COMISSÃO

de 21 de fevereiro de 2022

que concede à República Helénica uma derrogação relativamente a determinadas disposições do Regulamento (UE) 2019/943 do Parlamento Europeu e do Conselho e da Diretiva (UE) 2019/944 do Parlamento Europeu e do Conselho no que diz respeito a Creta

[notificada com o número C(2022) 1140]

(Apenas faz fé o texto na língua grega)

(Texto relevante para efeitos do EEE)

A COMISSÃO EUROPEIA,

Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia,

Tendo em conta o Regulamento (UE) 2019/943 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, relativo ao mercado interno da eletricidade (1), nomeadamente o artigo 64.o,

Tendo em conta a Diretiva (UE) 2019/944 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 5 de junho de 2019, relativa a regras comuns para o mercado interno da eletricidade e que altera a Diretiva 2012/27/UE (2), nomeadamente o artigo 66.o,

Considerando o seguinte:

1. PROCEDIMENTO

(1) Em 3 de junho de 2021, a República Helénica («Grécia») apresentou à Comissão um pedido de derrogação («pedido») para a ilha de Creta, em conformidade com o artigo 64.o do Regulamento (UE) 2019/943 e com o artigo 66.o da Diretiva (UE) 2019/944. O pedido solicita uma derrogação ao artigo 6.o, ao artigo 7.o, n.o 1, ao artigo 8.o, n.os 1 e 4, e aos artigos 9.o, 10.°, 11.° e 13.° do Regulamento (UE) 2019/943, bem como ao artigo 40.o, n.os 4 a 7, da Diretiva (UE) 2019/944, por um período limitado, ou seja, até 31 de dezembro de 2023.

(2) Em 1 de julho de 2021, a Comissão Europeia publicou o pedido no seu sítio Web (3) e convidou os Estados-Membros e as partes interessadas a apresentar observações até 12 de agosto de 2021.

2. A ILHA DE CRETA

(3) A ilha grega de Creta situa-se no mar Mediterrâneo, a sul da Grécia continental. Até 3 de julho de 2021, era uma rede de eletricidade autónoma, não ligada à rede de eletricidade nacional continental.

(4) Na sequência da Decisão 2014/536/UE da Comissão (4), que concedeu à Grécia uma derrogação relativamente a determinadas disposições da Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (5), Creta foi considerada uma pequena rede isolada na aceção do artigo 2.o, n.o 42, da Diretiva (UE) 2019/944. Os ativos de alta tensão em Creta são detidos pela Public Power Corporation S.A. («PPC S.A.») e são operados pelo operador da rede de distribuição («HEDNO S.A.»). Uma vez que a ilha não estava interligada à Grécia continental, Creta não pôde fazer parte dos mercados gregos para o dia seguinte, intradiário e de balanço, lançados em novembro de 2020.

(5) Nos termos do artigo 4.o da Decisão 2014/536/UE da Comissão, as derrogações previstas deixam de ser aplicáveis às pequenas redes e microrredes isoladas assim que forem interligadas à rede interligada. Não obstante o que precede, a partir de 1 de janeiro de 2017, as autoridades gregas puseram termo à derrogação concedida pela referida decisão no que diz respeito a Creta (6).

A rede de eletricidade

(6) A Grécia deu prioridade à ligação de Creta à rede de eletricidade continental como um projeto de grande importância, a fim de garantir um fornecimento de eletricidade seguro e fiável. Mais especificamente, a ligação à rede de Creta, conforme aprovada pela Autoridade Reguladora do Setor da Energia da Grécia («ARE») através dos planos decenais de desenvolvimento da rede, que abrangem os períodos de 2017 a 2026, 2018 a 2027 e 2019 a 2028, respetivamente, deve ser implementada em duas fases.

(7) A primeira fase («fase I») diz respeito à ligação à rede da parte ocidental de Creta (Prefeitura de Chania) à península do Peloponeso, por meio de cabos de CAAT, representando uma capacidade nominal de transferência de aproximadamente 150 MW. Assim, a conclusão da fase I deverá cobrir apenas uma parte das necessidades de eletricidade de Creta (aproximadamente um terço do consumo de eletricidade de Creta, que corresponde a um pico de 710 MW e a um consumo anual de 3 TWh), não integrando Creta como parte plenamente interligada da rede de eletricidade grega. Prevê-se que a interligação entre a rede de eletricidade continental e Creta funcione na sua capacidade máxima ou próximo da mesma, tendo em conta que a sua capacidade não cobre totalmente a procura de Creta e que será importada eletricidade para Creta a partir da rede interligada continental, devido a custos de produção mais baixos. O projeto entrou em funcionamento no período experimental a partir de 3 de julho de 2021 (7) e no período comercial a partir de 1 de novembro de 2021 (8).

(8) A segunda fase («fase II») diz respeito à interligação da parte central de Creta (Prefeitura de Heraklion) à Grécia continental (região de Ática) por dois cabos de CCAT, representando uma capacidade nominal de transferência de aproximadamente 1 000 MW. No final da fase II, prevê-se que a ilha de Creta esteja totalmente interligada à rede de transporte de eletricidade continental e que a procura de eletricidade na ilha seja totalmente coberta. Prevê-se que os cabos da fase II estejam operacionais até 2023.

(9) A Grécia explicou que, após o início da operação comercial da interligação desenvolvida na fase I, a rede de eletricidade de alta tensão de Creta será transferida para o operador da rede de transporte grega («IPTO S.A.»), que será proprietário e operará esses ativos a partir dessa data. A HEDNO S.A. deixará de operar a rede de alta tensão de Creta, continuando, no entanto, a operar as redes de baixa e média tensão. Esta transferência teve lugar em 1 de agosto de 2021, antes do início da operação comercial da fase I da interligação entre Creta e a rede da Grécia continental.

O mercado da eletricidade de Creta

(10) Atualmente, os produtores e fornecedores da ilha de Creta não apresentam quaisquer ofertas no mercado grego e as unidades são despachadas de acordo com os seus custos variáveis mínimos. O preço de equilíbrio grossista da eletricidade em Creta é calculado numa base mensal, com base nos custos variáveis e totais das unidades de energia convencionais, ou seja, as unidades da PPC, uma vez que o operador histórico é o único produtor de eletricidade convencional na ilha. Além disso, existem vários produtores 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.

(11) Desde a conclusão da fase I até à conclusão da fase II e à plena interligação de Creta à rede de eletricidade da Grécia continental («período de transição»), a ligação à rede entre Creta e a rede de eletricidade continental ficará estruturalmente congestionada. Sem derrogação, são possíveis as duas opções seguintes: a) a integração de Creta na zona de ofertas grega no mercado grossista de eletricidade, o que implicaria elevados custos de redespacho, estimados em cerca de 240 milhões de euros por ano pela IPTO S.A., com base em dados de 2019; b) a integração de Creta no mercado grossista de eletricidade como zona de ofertas independente. Tal parece ser uma solução não sustentável para um período curto, uma vez que a conclusão da fase II, que deverá demorar dois anos, deverá aliviar qualquer congestionamento estrutural entre a rede de eletricidade de Creta e a rede de eletricidade da Grécia continental.

(12) Além disso, Creta carece de infraestruturas de contagem adequadas para permitir uma integração adequada no mercado grossista de eletricidade grego antes de 2023.

(13) Atualmente, o mercado retalhista em Creta está aberto a todos os fornecedores ativos no mercado grego, vinte dos quais operam em 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, por motivos de coesão social, optou pela aplicação, pelos fornecedores, de uma tarifa única para cada categoria de consumidores, em todo o seu território.

3. DERROGAÇÕES SOLICITADAS

(14) As derrogações solicitadas ao artigo 6.o, ao artigo 7.o, n.o 1, ao artigo 8.o, n.os 1 e 4, aos artigos 9.o, 10.°, 11.° e 13.° do Regulamento (UE) 2019/943 e ao artigo 40.o, n.os 4 a 7, da Diretiva (UE) 2019/944 visam encontrar uma solução para o funcionamento do mercado da eletricidade para o dia seguinte, intradiário e de balanço em Creta. Esta solução será aplicável durante o período de transição de interligação da rede de eletricidade de Creta à rede de eletricidade continental da Grécia. Por conseguinte, as derrogações terminarão com a conclusão da fase II (9).

(15) O requerente propõe um «modelo híbrido» para o período de transição, ao abrigo do qual a interligação entre Creta e a rede de eletricidade continental da Grécia será tratada como um agente de mercado responsável pela liquidação de desvios na aceção do artigo 2.o, n.o 14, do Regulamento (UE) 2019/943. Esta parte atuará, na maior parte dos casos, como uma unidade virtual de produção de eletricidade do ponto de vista de Creta e uma carga virtual do ponto de vista continental, importando eletricidade da Grécia continental para Creta. A fim de evitar um eventual deslastre de energias renováveis, este fluxo poderia ser invertido em caso de produção elevada de energias renováveis em Creta que exceda a sua carga. O agente de mercado responsável pela liquidação de desvios da interligação de Creta estará fisicamente ligado à rede da Grécia continental do lado de alta tensão da subestação de Chania. A sua eletricidade retirada ou injetada na rede da Grécia continental será registada pela infraestrutura de contagem da subestação de AT de Chania.

(16) As possíveis modalidades de participação da entidade responsável pelo equilíbrio virtual no mercado que opera na rede de eletricidade continental da Grécia foram avaliadas pela ARE na sequência de uma consulta pública realizada entre 25 de maio de 2021 e 9 de junho de 2021.

(17) No «modelo híbrido» proposto, a bolsa de eletricidade grega HEnEX apresentaria ofertas de eletricidade a preços em nome das partes no mercado de Creta no mercado grossista de eletricidade para o dia seguinte e intradiário grego, de acordo com as previsões ex ante calculadas pela IPTO S.A. e a HEDNO S.A. A Grécia propõe duas opções que foram submetidas a consulta pública pela ARE entre 25 de maio de 2021 e 9 de junho de 2021. Estas duas opções expõem em pormenor a forma como a apresentação de ofertas pode ser efetuada na prática, com ou sem separação entre carga e produção. As duas opções são as seguintes: a) Opção 1: ordens prioritárias de aceitação de preços de compra ou de venda, correspondentes às quantidades de eletricidade do agente de mercado responsável pela liquidação de desvios para a interligação de Creta, serão apresentadas pela HEnEX em nome dos representantes da carga que fornecem eletricidade aos consumidores finais em Creta, de acordo com o seu rácio percentual de fornecimento calculado ex ante todos os meses pela HEDNO S.A., no que diz respeito às importações previstas de Creta a partir a Grécia continental, ou pelo operador de fontes de energia renováveis e garantias de origem («DAPEEP») para a eletricidade renovável, num cenário raro de previsão de exportações de Creta para a Grécia continental; b) Opção 2: ordens prioritárias de aceitação de preços de compra ou de venda da totalidade da carga e da produção locais de Creta serão apresentadas pela HEnEX em nome dos representantes da carga, de acordo com o seu rácio percentual de fornecimento calculado ex ante todos os meses pela HEDNO S.A. e em nome dos produtores térmicos, refletindo os calendários energéticos determinados pela IPTO S.A. com base nos resultados de um calendário de despacho simplificado, e pela DAPEEP para a previsão de eletricidade renovável. A liquidação financeira de desvios seria cobrada ex post às partes no mercado de Creta, com base na comparação entre o calendário da interligação e o fluxo medido, bem como numa chave de repartição calculada pela HEDNO S.A.

(18) Durante a consulta pública realizada pela ARE foram apresentados 11 contributos (10). Com base nos resultados e no pedido da maioria dos inquiridos no sentido de minimizar o impacto financeiro da opção a aplicar, no que diz respeito às garantias financeiras e às cauções exigidas, em junho de 2021 a ARE optou por aplicar a opção 2.

(19) A fim de aplicar o modelo híbrido da opção 2 para o funcionamento do mercado grossista da eletricidade de Creta e do balanço de eletricidade, aplicável ao período de transição, a Grécia solicita, no que diz respeito à rede de Creta, uma derrogação relativamente a determinados requisitos estabelecidos no Regulamento (UE) 2019/943 e na Diretiva (UE) 2019/944.

3.1. Derrogação nos termos do artigo 64.o do Regulamento (UE) 2019/943

(20) A Grécia considera que o modelo híbrido proposto respeita os princípios relativos ao funcionamento dos mercados da eletricidade, tal como previstos no artigo 3.o do Regulamento (UE) 2019/943. Por esse motivo, as derrogações solicitadas não incluem o artigo 3.o do referido regulamento.

3.1.1. Artigo 6.o do Regulamento (UE) 2019/943

(21) O artigo 6.o do Regulamento (UE) 2019/943 estabelece as regras relativas ao mercado de balanço. A Grécia solicita uma derrogação a esse artigo no que diz respeito a Creta, tendo em conta que não será operado qualquer mercado de balanço no âmbito do modelo híbrido.

3.1.2. Artigo 7.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/943

(22) O artigo 7.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/943 refere-se à organização da gestão integrada dos mercados para o dia seguinte e intradiário pelos operadores de redes de transporte e pelos operadores do mercado da eletricidade nomeados, em conformidade com o Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão (11). A Grécia solicita uma derrogação a esse artigo no que diz respeito a Creta, tendo em conta que não será operado qualquer mercado para o dia seguinte e intradiário no âmbito do modelo híbrido.

3.1.3. Artigo 8.o, n.os 1 e 4, do Regulamento (UE) 2019/943

(23) O artigo 8.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/943 estabelece a obrigação de os operadores do mercado da eletricidade nomeados permitirem que os participantes no mercado realizem transações de energia até à hora de encerramento do mercado intradiário interzonal. O artigo 8.o, n.o 4, do mesmo regulamento estabelece a obrigação de fixar em 15 minutos o período de liquidação de desvios em todas as zonas de programação. A Grécia solicita uma derrogação a esses artigos no que diz respeito a Creta, tendo em conta que o modelo híbrido não prevê transações para o dia seguinte e intradiárias, nem um período de liquidação de desvios de 15 minutos para Creta.

3.1.4. Artigo 9.o do Regulamento (UE) 2019/943

(24) O artigo 9.o do Regulamento (UE) 2019/943 refere-se aos mercados a prazo. A Grécia solicita uma derrogação a esse artigo no que diz respeito a Creta, tendo em conta que não será operado qualquer mercado a prazo no âmbito do modelo híbrido.

3.1.5. Artigo 10.o do Regulamento (UE) 2019/943

(25) O artigo 10.o do Regulamento (UE) 2019/943 refere-se aos limites de ofertas técnicas. A Grécia solicita uma derrogação a esse artigo, tendo em conta que, no contexto do modelo híbrido, Creta não será plenamente integrada no mercado grossista de eletricidade grego, podendo, além disso, ser apresentadas ordens de aceitação de preços para Creta.

3.1.6. Artigo 11.o do Regulamento (UE) 2019/943

(26) O artigo 11.o do Regulamento (UE) 2019/943 refere-se à determinação do valor da energia não distribuída. Dado que Creta não seria considerada uma zona de ofertas independente, nem totalmente integrada na zona de ofertas grega, a Grécia solicita uma derrogação a esse artigo no que diz respeito a Creta.

3.1.7. Artigo 13.o do Regulamento (UE) 2019/943

(27) O artigo 13.o do Regulamento (UE) 2019/943 refere-se ao redespacho. Dado que a ausência de funcionamento de um mercado de balanço em Creta implica a não aplicação das regras de redespacho, a Grécia solicita uma derrogação a esse artigo no que diz respeito a Creta.

3.2. Derrogação nos termos do artigo 66.o da Diretiva (UE) 2019/944

3.2.1. Artigo 5.o da Diretiva (UE) 2019/944

(28) No seu pedido, a Grécia solicitou uma derrogação ao princípio fundamental dos preços de comercialização da eletricidade baseados no mercado, em conformidade com o artigo 5.o, n.o 3, da Diretiva (UE) 2019/944. Este pedido foi retirado em 15 de julho de 2021. Por conseguinte, não é necessária uma análise mais aprofundada na presente decisão.

3.2.2. Artigo 40.o, n.os 4, 5, 6 e 7, da Diretiva (UE) 2019/944

(29) O artigo 40.o da Diretiva (UE) 2019/944 estabelece as funções dos operadores de redes de transporte. Os n.os 4 a 7 estabelecem os princípios para a contratação de serviços de sistema, incluindo serviços de sistema não associados à frequência. Dada a ausência, em Creta, de funcionamento de um mercado de balanço e de uma contratação baseada no mercado de serviços de sistema não associados à frequência, a Grécia solicita uma derrogação do artigo 40.o, n.os 4 a 7, para as funções dos operadores de redes de transporte aplicáveis a Creta.

3.3. Duração da derrogação solicitada

(30) A Grécia solicita a derrogação durante o período de transição, desde a entrada em funcionamento da fase I, prevista para o segundo trimestre de 2021, até à entrada em funcionamento da fase II, prevista para o final de 2023.

4. COMENTÁRIOS RECEBIDOS DURANTE O PERÍODO DE CONSULTA

(31) Durante a consulta, a Comissão recebeu um contributo das autoridades búlgaras, que comunicaram que não levantam objeções ao pedido de derrogação apresentado pela Grécia.

5. APRECIAÇÃO

(32) Nos termos do artigo 64.o do Regulamento (UE) 2019/943, pode ser concedida uma derrogação às disposições pertinentes dos artigos 3.o e 6.°, do artigo 7.o, n.o 1, do artigo 8.o, n.os 1 e 4, dos artigos 9.o, 10.° e 11.°, dos artigos 14.o a 17.°, dos artigos 19.o a 27.°, dos artigos 35.o a 47.° e do artigo 51.o do referido regulamento se os Estados-Membros puderem provar a existência de sérios problemas no funcionamento das pequenas redes interligadas.

(33) Nos termos do artigo 66.o da Diretiva (UE) 2019/944, pode ser concedida uma derrogação às disposições pertinentes dos artigos 7.o e 8.o e dos capítulos IV, V e VI dessa diretiva, se o Estado-Membro puder provar a existência de sérios problemas no funcionamento das pequenas redes isoladas ou das pequenas redes interligadas. As pequenas redes isoladas podem igualmente solicitar uma derrogação aos artigos 4.o, 5.° e 6.° da referida diretiva.

(34) Com ressalva das regiões ultraperiféricas, 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.

(35) Por último, importa garantir que a derrogação não prejudica a transição para a energia renovável, nem o aumento da flexibilidade, do armazenamento de energia, da mobilidade elétrica e da resposta da procura.

5.1. Pequena rede interligada

(36) O Regulamento (UE) 2019/943 não prevê derrogações automáticas generalizadas para pequenas redes isoladas ou pequenas redes interligadas. Por conseguinte, apesar da grande variedade de dimensões e características técnicas das redes de eletricidade na União, todas estas redes podem e devem funcionar em conformidade com o quadro regulamentar na sua íntegra.

(37) No entanto, o artigo 64.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/943, prevê uma derrogação à aplicação de determinadas disposições do referido regulamento se os Estados-Membros provarem, nomeadamente, que a aplicação dessas disposições a pequenas redes interligadas pode criar problemas sérios ao seu funcionamento, especialmente devido às condições geográficas ou a perfis de procura significativos para as redes em questão.

(38) O artigo 2.o, ponto 43, da Diretiva (UE) 2019/944 define «pequena rede interligada» como «uma rede cujo consumo, no ano de 1996, tenha sido inferior a 3 000 GWh e em que mais de 5% do consumo anual seja obtido por interligação com outras redes».

(39) A ilha de Creta constitui uma pequena rede interligada, uma vez que o seu consumo, no ano de 1996, foi inferior ao limiar de 3 000 GWh. Com a conclusão da fase I, cerca de um terço do consumo anual de Creta será coberto pela interligação com a rede de eletricidade continental da Grécia.

(40) Assim, com a conclusão da fase I, Creta pode ser considerada uma pequena rede interligada na aceção do artigo 64.o, n.o 1, alínea a), do Regulamento (UE) 2019/943.

5.2. Sérios problemas no funcionamento da rede

(41) 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.

(42) A Grécia destaca os seguintes problemas para o funcionamento do mercado da eletricidade em Creta, em caso de uma plena integração dos participantes no mercado de Creta nos mercados de eletricidade da Grécia que operam na rede continental interligada, através do alargamento da zona de ofertas grega a Creta ou da criação de uma nova zona de ofertas de Creta: a) as insuficiências das infraestruturas de contagem não permitirão 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 instalados e não estarão prontos antes de 2023; b) a nova interligação (fase I) deve estar pronta a ser utilizada a partir do dia da sua entrada em funcionamento, a fim de evitar custos adicionais para os consumidores gregos. Com efeito, as bolsas de eletricidade nessa interligação diminuirão a produção a partir das unidades térmicas mais dispendiosas de Creta, diminuindo assim o custo total da eletricidade fornecida em Creta e os correspondentes encargos da OSP suportados pelos consumidores gregos. Reduziria igualmente as emissões de CO2; c) a interligação resultante da conclusão da fase I será utilizada até à sua capacidade máxima disponível, prevendo-se que esteja congestionada na maior parte do tempo, até à conclusão da fase II. A plena aplicação do Regulamento (UE) 2019/943 e da Diretiva (UE) 2019/944 conduziria à integração de Creta nos mercados da eletricidade, através de uma ou duas zonas de ofertas, conduzindo aos dois cenários seguintes: — uma zona de ofertas: a integração de Creta no mercado grossista de eletricidade através da zona de ofertas da Grécia continental implicaria custos de redespacho elevados, estimados pela IPTO S.A. em cerca de 240 milhões de euros por ano, tendo em conta uma estimativa baseada em dados de 2019, e que seriam suportados pelos consumidores gregos, — duas zonas de ofertas: a integração de Creta no mercado grossista de eletricidade como zona de ofertas independente não seria uma solução sustentável. A conclusão da fase II após um curto período de transição deverá aliviar qualquer congestionamento estrutural entre a rede de eletricidade de Creta e a rede de eletricidade da Grécia continental.

(43) À luz do que foi dito nos considerandos 41 e 42, a Grécia observa que é necessário encontrar uma solução aplicável ao período de transição. Uma vez que a fase I teve início, no período experimental, a partir de 3 de julho de 2021 e, no período comercial, a partir de 1 de novembro de 2021, essa solução tem de ser aplicada sem problemas e num curto prazo, sem alterações importantes ao atual quadro jurídico e regulamentar, dada a necessidade de os participantes no mercado se adaptarem e a natureza temporária da solução. A este respeito, a abordagem das «duas zonas de ofertas» parece incompatível com os condicionalismos de tempo, especialmente ao considerar o processo a executar para estabelecer uma nova zona de ofertas, em conformidade com o artigo 14.o do Regulamento (UE) 2019/943 e com o artigo 32.o do Regulamento (UE) 2015/1222.

(44) Com base numa avaliação realizada pela IPTO S.A. e na avaliação dos custos de funcionamento do mercado em Creta ao abrigo dos três cenários, nomeadamente o modelo híbrido sugerido pelo pedido, a abordagem de uma zona de ofertas e a abordagem das duas zonas de ofertas, estima-se que os benefícios anuais resultantes do modelo híbrido ascendam a 156 milhões de euros. No que diz respeito aos outros dois cenários, a saber, a abordagem de uma zona de ofertas e a abordagem das duas zonas de ofertas, estima-se que o benefício anual ascenda a 121 milhões de euros e a 113 milhões de euros, respetivamente. Por conseguinte, a Grécia considera que o modelo híbrido proposto seria a abordagem ideal durante o período de transição.

(45) As autoridades gregas salientaram que a participação efetiva dos participantes no mercado de Creta no mercado da eletricidade grego é prejudicada pela falta de infraestruturas de contagem adequadas na ilha (ver considerando 42 acima).

(46) Além disso, embora a utilização da nova interligação (fase I) traga vantagens consideráveis, ao reduzir o custo da eletricidade fornecida na ilha e as emissões de CO2, prevê-se que a interligação fique congestionada durante a maior parte do tempo, até à conclusão da fase II (ver considerandos 7 e 42 acima).

(47) Por estas razões, a integração dos participantes no mercado de Creta no mercado da eletricidade grego causaria custos de redespacho elevados se fosse realizada através do alargamento da zona de ofertas grega a Creta (ver considerandos 7 e 42 acima). Por outro lado, a criação de uma zona de ofertas independente para Creta não é proporcionada durante um curto período e uma vez que a conclusão da fase II deverá aliviar qualquer congestionamento estrutural entre a rede de eletricidade de Creta e a rede de eletricidade da Grécia continental (ver considerandos 8 e 43 acima).

(48) À luz do que foi referido nos considerandos 42 a 47, bem como nos considerandos 7 e 8, a Comissão conclui que a Grécia provou a existência de sérios problemas no funcionamento da rede de eletricidade em Creta enquanto pequena rede interligada, até estar concluída a plena interligação à rede continental. O modelo híbrido temporário proposto pelas autoridades gregas visa resolver esses problemas e traz benefícios significativos em comparação com a plena integração da rede de Creta no mercado da eletricidade grego durante o período de transição.

5.3. Âmbito da derrogação

(49) A fim de aplicar o modelo híbrido à ilha de Creta durante o período de transição, são necessárias derrogações ao disposto no artigo 6.o, no artigo 7.o, n.o 1, no artigo 8.o, n.os 1 e 4, e nos artigos 9.o, 10.° e 11.° do Regulamento (UE) 2019/943 e no artigo 40.o, n.os 4 a 7, da Diretiva (UE) 2019/944.

(50) O artigo 64.o do Regulamento (UE) 2019/943 não contempla a possibilidade de uma derrogação ao seu artigo 13.o. No entanto, nos casos em que é concedida uma derrogação do artigo 6.o, do artigo 7.o, n.o 1, e do artigo 8.o, n.o 1, o artigo 13.o não será de facto aplicável. O artigo 2.o, ponto 26, do Regulamento (UE) 2019/943 define «redespacho» como uma medida, incluindo o deslastre, ativada por um ou mais operadores das redes de transporte ou das redes de distribuição, que altera o padrão de produção, de carga, ou ambos, com o objetivo de mudar os fluxos físicos na rede de eletricidade e aliviar os congestionamentos físicos ou assegurar de outro modo a segurança do sistema. A lógica subjacente é que o operador da rede corrige o resultado do mercado para garantir a sua coerência com as capacidades físicas da rede. Quando o enquadramento fundamental do mercado ainda não é aplicável, essa correção não tem qualquer valor acrescentado.

(51) Além disso, o redespacho é efetuado na Grécia continental utilizando as ofertas de energia de balanço, em conformidade com o artigo 13.o, n.o 2, do Regulamento (UE) 2019/943. A ausência de mercados de balanço em Creta durante o período de vigência da derrogação não permitiria, portanto, a integração na metodologia de redespacho grega.

(52) À luz do exposto nos considerandos 49, 50 e 51, o artigo 13.o do Regulamento (UE) 2019/943 não será de facto aplicável. No entanto, a Comissão não está habilitada a adotar uma decisão relativamente a esta disposição e, por conseguinte, não concederá uma derrogação formal a esse respeito.

(53) De acordo com o modelo híbrido, em Creta, o operador da rede de transporte grega IPTO S.A. não contratará serviços de balanço e serviços de sistema não associados à frequência em conformidade com o artigo 40.o, n.os 4 a 7, da Diretiva (UE) 2019/944, em resultado da derrogação do artigo 6.o e do artigo 7.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/943.

(54) Por conseguinte, a derrogação só é aplicável a Creta.

5.4. Ausência de prejuízo no que toca à transição para a energia renovável e ao aumento da flexibilidade, do armazenamento de energia, da mobilidade elétrica e da resposta da procura

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

(56) Até à sua interligação, pelo menos parcial, com a Grécia continental, 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 aliviará esta limitação imposta às energias renováveis. A fim de evitar o deslastre de energias renováveis, o modelo híbrido permite que Creta exporte a sua eletricidade em caso de baixa carga e elevada produção de energias renováveis.

(57) 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 a esses prestadores de serviços. Regra geral, o congestionamento estrutural numa zona de ofertas — o que será o caso durante o período de transição 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 Grécia continental, o sinal de investimento seria altamente instável, 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.

(58) 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, mas apenas que garantam que a derrogação não o prejudica. Por outras palavras, a derrogação não deve impedir desenvolvimentos que, sem a derrogação, ocorreriam naturalmente. A este respeito, é da maior importância o estatuto temporário da derrogação e a preparação para o pleno funcionamento do mercado logo que a fase II esteja concluída.

(59) Assim, embora a derrogação não impeça a transição para uma maior flexibilidade – inclusive no que respeita ao armazenamento de energia – é importante ter em conta a necessidade de sinais de investimento adequados e o impacto da derrogação em possíveis investimentos no armazenamento ou noutros domínios passíveis de flexibilidade.

(60) Dado o seu caráter transitório, o modelo híbrido não tem qualquer impacto significativo no desenvolvimento das energias renováveis, na flexibilidade, no armazenamento de energia, na mobilidade elétrica e na resposta da procura.

(61) Nos termos do artigo 64.o, n.o 1, do Regulamento (UE) 2019/943, a Comissão determina em que medida a derrogação deve ter em conta a aplicação dos códigos de rede e das orientações. Com exceção das disposições afetadas pelo âmbito da derrogação descrito na secção 5.3 acima, os códigos de rede e as orientações são aplicáveis a Creta.

5.5. Limitação da derrogação no tempo e condições destinadas a aumentar a concorrência e a integração com o mercado interno da eletricidade

(62) O artigo 64.o do Regulamento (UE) 2019/943 estabelece 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.

(63) O pedido de derrogação limita-se ao período de transição que termina, o mais tardar, no final de 2023.

(64) Parte-se do princípio de que, até ao final de 2023, 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. Qualquer novo atraso exigiria um novo pedido de derrogação.

5.6. Momento de produção de efeitos

O pedido foi recebido antes da conclusão da fase I. A fim de evitar alterações rápidas e imprevisíveis do quadro regulamentar, 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 de início do funcionamento da fase I,

ADOTOU A PRESENTE DECISÃO:

Artigo 1.o No que diz respeito a Creta, é concedida à República Helénica uma derrogação ao disposto no artigo 6.o, no artigo 7.o, n.o 1, no artigo 8.o, n.os 1 e 4, nos artigos 9.o, 10.° e 11.°, do Regulamento (UE) 2019/943 e ao disposto no artigo 40.o, n.os 4 a 7, da Diretiva (UE) 2019/944.

Artigo 2.o A derrogação concedida ao abrigo do artigo 1.o é aplicável até 31 de dezembro de 2023 ou até à conclusão da fase II da interligação entre Creta e a Grécia continental, consoante o que ocorrer primeiro.

Artigo 3.o A República Helénica deve informar a Comissão Europeia, até ao final de 2022, dos progressos e do planeamento remanescente no sentido da conclusão e operação comercial da fase II da interligação entre Creta e a Grécia continental, nomeadamente no que diz respeito à implantação e operação da infraestrutura de contagem adequada que permita a participação de Creta no mercado grossista e no mercado de balanço gregos.

Artigo 4.o A destinatária da presente decisão é a República Helénica.

Feito em Bruxelas, em 21 de fevereiro de 2022. Pela Comissão Kadri SIMSON Membro da Comissão

(1) JO L 158 de 14.6.2019, p. 54.

(2) JO L 158 de 14.6.2019, p. 125.

(3) https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/derogation_decisions2020v1.pdf

(4) Decisão 2014/536/UE da Comissão, de 14 de agosto de 2014, que concede à República Helénica uma derrogação relativamente a determinadas disposições da Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho [notificada com o número C(2014) 5902] (JO L 248 de 22.8.2014, p. 12).

(5) Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade e que revoga a Diretiva 2003/54/CE (JO L 211 de 14.8.2009, p. 55).

(6) Artigo 137.o-A da Lei n.o 4001/2011 (Diário do Governo 179/A de 22.8.2011).

(7) Ver artigo 108.o-B da Lei n.o 4001/2011 (Diário do Governo 179/A de 22.8.2011), aditado pelo artigo 106.o da Lei n.o 4821/2021 (Diário do Governo 134/A de 31.7.2021).

(8) Nos termos do artigo 108.o-C da Lei n.o 4001/2011, aditado pelo artigo 107.o da Lei n.o 4821/2021, o operador da rede de transporte grega IPTO S.A. estava obrigado a operar integralmente a interligação de Creta (fase I) o mais tardar até 30 de setembro de 2021. No entanto, esta data foi adiada para 1 de novembro de 2021 pela Decisão n.o 734 da ARE, de 28.9.2021 (Diário do Governo 4633/B de 6.10.2021).

(9) A Grécia não solicitou uma derrogação ao artigo 51.o do Regulamento (UE) 2019/943 (certificação dos operadores de redes de transporte) nem às disposições do capítulo VI da Diretiva (UE) 2019/944 (separação dos operadores de redes de transporte). Com efeito, a Grécia declarou que os ativos de alta tensão na ilha de Creta, atualmente propriedade da PPC e operados pela HEDNO S.A., seriam transferidos para o operador da rede de transporte IPTO S.A., que exerceria então a propriedade e a operação desses ativos. Esta transferência teve lugar em 1 de agosto de 2021, antes do início da operação comercial da fase I da interligação entre Creta e a rede da Grécia continental.

(10) As respostas não confidenciais estão disponíveis no sítio Web da ARE

(11) Regulamento (UE) 2015/1222 da Comissão, de 24 de julho de 2015, que estabelece orientações para a atribuição de capacidade e a gestão de congestionamentos (JO L 197 de 25.7.2015, p. 24).