L 42/98
DE
Amtsblatt der Europäischen Union
23.2.2022
c) Die aus der Fertigstellung von Phase I resultierende Verbindungsleitung wird bis zur Fertigstellung von Phase II mit ihrer maximalen Kapazität ausgelastet und voraussichtlich die meiste Zeit überlastet sein.
Die vollständige Anwendung der Verordnung (EU) 2019/943 und der Richtlinie (EU) 2019/944 würde zur Integration Kretas in die Elektrizitätsnetze über eine einzige oder zwei Gebotszonen führen, was die folgenden zwei Szenarien zur Folge hätte: — Im Fall einer Gebotszone: die Integration Kretas in den Stromgroßhandelsmarkt über die Gebotszone auf dem griechischen Festland würde hohe Kosten für den Redispatch verursachen, die von IPTO S.A. auf der Grundlage von Daten für 2019 auf rund 240 Mio.
EUR pro Jahr geschätzt werden und von den griechischen Verbrauchern getragen werden müssten. — Im Fall zweier Gebotszonen: die Integration Kretas in den Stromgroßhandelsmarkt als separate Gebotszone wäre keine nachhaltige Lösung.
Es wird erwartet, dass die Fertigstellung von Phase II nach einer kurzen Übergangszeit etwaige strukturelle Engpässe zwischen dem kretischen und dem griechischen Kontinental­ stromnetz beseitigen wird.
(43)
In Anbetracht der Ausführungen in den Erwägungsgründen 41 und 42 stellt Griechenland fest, dass eine Lösung für die Übergangszeit gefunden werden muss.
Da die Testphase der Phase I ab dem 3. Juli 2021 und der kommerzielle Betrieb ab dem 1. November 2021 begonnen hat, muss diese Lösung reibungslos und innerhalb kurzer Zeit umgesetzt werden, ohne wesentliche Änderungen des derzeitigen Rechts- und Regulierungsrahmens, da sich die Marktteilnehmer anpassen müssen und die Lösung nur vorübergehend gilt.
Im Hinblick darauf scheint der Ansatz „zwei Gebotszonen“ nicht mit den zeitlichen Zwängen vereinbar zu sein, insbesondere wenn man das Verfahren bedenkt, das für die Einrichtung einer neuen Gebotszone gemäß Artikel 14 der Verordnung (EU) 2019/943 und Artikel 32 der Verordnung (EU) 2015/1222 befolgt werden muss.
(44)
Auf der Grundlage einer von IPTO S.A. durchgeführten Bewertung der Kosten für den Betrieb des Marktes auf Kreta im Rahmen der drei Szenarien, d. h. des im Antrag vorgeschlagenen Hybridmodells, des Ansatzes mit einer Gebotszone und des Ansatzes mit zwei Gebotszonen, wird der jährliche Nutzen des Hybridmodells auf 156 Mio. EUR geschätzt.
Für die beiden anderen Szenarien, d. h. den Ansatz mit einer Gebotszone und den Ansatz mit zwei Gebotszonen, wird der jährliche Nutzen auf 121 Mio. EUR bzw. 113 Mio. EUR geschätzt.
Daher ist Griechenland der Ansicht, dass das vorgeschlagene Hybridmodell während der Übergangszeit der optimale Ansatz wäre.
(45)
Die griechischen Behörden haben darauf hingewiesen, dass die tatsächliche Teilnahme der kretischen Marktteilnehmer am griechischen Elektrizitätsmarkt durch das Fehlen einer geeigneten Messinfrastruktur auf der Insel behindert wird (siehe Erwägungsgrund 42).
(46)
Die Nutzung der neuen Verbindungsleitung (Phase I) würde zwar erhebliche Vorteile mit sich bringen, da die Kosten für die Stromversorgung auf der Insel und die CO2-Emissionen gesenkt würden, doch dürfte die Verbindungsleitung bis zur Fertigstellung von Phase II die meiste Zeit überlastet sein (siehe Erwägungsgründe 7 und 42).
(47)
Aus diesen Gründen würde die Integration der kretischen Marktteilnehmer in den griechischen Elektrizitätsmarkt hohe Kosten für den Redispatch verursachen, wenn sie durch die Ausweitung der griechischen Gebotszone auf Kreta erfolgt (siehe Erwägungsgründe 7 und 42).
Andererseits ist die Schaffung einer separaten Gebotszone für Kreta für einen kurzen Zeitraum und in Anbetracht der Tatsache, dass mit dem Abschluss von Phase II jegliche strukturellen Engpässe zwischen dem Stromnetz Kretas und dem griechischen Kontinentalstromnetz beseitigt werden dürften, nicht verhältnismäßig (siehe Erwägungsgründe 8 und 43).
(48)
In Anbetracht der Ausführungen in den Erwägungsgründen 42 bis 47 sowie in den Erwägungsgründen 7 und 8 kommt die Kommission zu dem Schluss, dass Griechenland nachgewiesen hat, dass der Betrieb des Stromnetzes auf Kreta als kleines Verbundnetz bis zum vollständigen Anschluss an das Kontinentalnetz mit erheblichen Problemen verbunden ist.
Das von den griechischen Behörden vorgeschlagene zeitlich befristete Hybridmodell zielt darauf ab, diese Probleme zu lösen, und führt im Vergleich zur vollständigen Integration des kretischen Netzes in den griechischen Elektrizitätsmarkt zu erheblichen Kostenvorteilen während der Übergangszeit.