L 42/94
DE
Amtsblatt der Europäischen Union
23.2.2022
a) Die Integration Kretas in die griechische Gebotszone auf dem Stromgroßhandelsmarkt; damit wären hohe Kosten für den Redispatch verbunden, welche von IPTO S.A. auf der Grundlage von Daten für 2019 auf rund 240 Mio.
EUR pro Jahr geschätzt werden.
b) Die Integration Kretas in den Stromgroßhandelsmarkt als separate Gebotszone.
Dabei scheint es sich um eine nicht nachhaltige Lösung für einen kurzen Zeitraum zu handeln, da die Fertigstellung von Phase II, die voraussichtlich zwei Jahre dauern wird, jegliche strukturelle Engpässe zwischen dem kretischen und dem griechischen kontinentalen Elektrizitätsnetz beseitigen sollte.
(12)
Zudem fehlt es Kreta an einer angemessenen Messinfrastruktur, um eine ordnungsgemäße Integration in den griechischen Stromgroßhandelsmarkt vor 2023 zu ermöglichen.
(13)
Derzeit steht der Endkundenmarkt auf Kreta allen auf dem griechischen Markt tätigen Versorgern offen, von denen zwanzig auf Kreta tätig sind.
In Anbetracht der Tatsache, dass die Erzeugungskosten auf der Insel Kreta höher sind als die Kosten des griechischen Elektrizitätsverbundnetzes, hat sich Griechenland aus Gründen der sozialen Kohäsion dafür entschieden, dass die Versorger für jede Kundenkategorie einen einheitlichen Tarif für das gesamte griechische Staatsgebiet anwenden.
3.
DIE BEANTRAGTEN AUSNAHMEN
(14)
Die beantragten Ausnahmen von Artikel 6, Artikel 7 Absatz 1, Artikel 8 Absätze 1 und 4 sowie den Artikeln 9, 10, 11 und 13 der Verordnung (EU) 2019/943 und von Artikel 40 Absätze 4 bis 7 der Richtlinie (EU) 2019/944 zielen darauf ab, eine Lösung für das Funktionieren des Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergiemarktes für Strom auf Kreta zu finden.
Eine solche Lösung würde während der Übergangszeit für den Anschluss Kretas an das griechische Kontinentalstromnetz gelten.
Die Ausnahmen enden deshalb mit Abschluss von Phase II (9).
(15)
Der Antragsteller schlägt ein „Hybridmodell“ für die Übergangszeit vor, in welchem die Verbindungsleitung zwischen Kreta und dem griechischen Kontinentalstromnetz als Bilanzkreisverantwortlicher im Sinne von Artikel 2 Absatz 14 der Verordnung (EU) 2019/943 eingestuft wird.
Dieser Verantwortliche wird die meiste Zeit als virtuelle Stromerzeu­ gungseinheit aus der Sicht Kretas und als virtuelle Last aus der Sicht des Festlandes fungieren, indem er Strom vom griechischen Festland nach Kreta importiert.
Dieser Fluss könnte im Falle einer hohen Erzeugung aus erneuerbaren Energien auf Kreta, die die Last des Landes übersteigt, umgekehrt werden, um eine Einschränkung der erneuerbaren Energien zu vermeiden.
Der für den Anschluss auf Kreta zuständige Bilanzkreisverantwortliche wird den physischen Anschluss an das griechische Kontinentalnetz auf der Hochspannungsseite des Umspannwerks in Chania vornehmen.
Der entnommene oder in das griechische Kontinentalnetz eingespeiste Strom wird von der Messinfra­ struktur des Umspannwerks in Chania erfasst.
(16)
Mögliche Modalitäten für die Teilnahme der virtuellen bilanzkreisverantwortlichen Stelle am Markt des griechischen Kontinentalstromnetzes wurden von der RAE nach einer öffentlichen Konsultation, die vom 25. Mai 2021 bis zum 9. Juni 2021 stattfand, bewertet.
(17)
Bei dem vorgeschlagenen „Hybridmodell“ würde die griechische Strombörse HEnEX im Namen der kretischen Marktteilnehmer auf dem griechischen Day-Ahead- und Intraday-Großhandelsmarkt Stromgebote abgeben, die sich auf die von IPTO S.A. und HEDNO S.A. berechneten Ex-ante-Prognosen stützen.
Griechenland schlägt zwei Optionen vor, die von der RAE vom 25. Mai 2021 bis zum 9. Juni 2021 zur öffentlichen Konsultation gestellt wurden.
In diesen beiden Optionen wird detailliert dargelegt, wie die Gebotsabgabe in der Praxis, mit oder ohne Trennung zwischen Last und Erzeugung, erfolgen kann.
Die beiden Optionen lauten wie folgt: a) Option 1: Vorrangige Kauf- oder Verkaufsaufträge, die explizit den Strommengen für den Bilanzkreisverant­ wortlichen für den Anschluss von Kreta entsprechen, werden von HEnEx im Namen von Lastvertretern eingereicht, die Strom an Endverbraucher auf Kreta liefern, und zwar entsprechend ihrem prozentualen Lieferanteil, der monatlich ex-ante von HEDNO S.A. berechnet wird, was die prognostizierten Importe nach Kreta vom griechischen Festland betrifft, bzw. vom Operator of Renewable Energy Sources & Guarantees of Origin („DAPEEP“) betreffend Strom aus erneuerbaren Energiequellen, im seltenen Fall prognostizierter Exporte von Kreta auf das griechische Festland.
(9) Griechenland hat keine Ausnahme von Artikel 51 der Verordnung (EU) 2019/943 (Zertifizierung von Übertragungsnetzbetreibern) oder von den Bestimmungen des Kapitels VI der Richtlinie (EU) 2019/944 (Entflechtung von Übertragungsnetzbetreibern) beantragt.
Griechenland erklärt, dass die Hochspannungsanlagen auf der Insel Kreta, die sich derzeit im Eigentum von PPC befinden und von HEDNO S.A. betrieben werden, auf den Übertragungsnetzbetreiber IPTO S.A. übertragen werden, der dann Eigentümer und Betreiber dieser Anlagen sein wird.
Diese Übertragung fand am 1. August 2021 vor Aufnahme des kommerziellen Betriebs der Verbindungsleitung zwischen Kreta und dem griechischen Kontinentalnetz in Phase I statt.