L 42/94
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Journal officiel de l’Union européenne
23.2.2022
a) l’intégration de la Crète à la zone grecque de dépôt des offres sur le marché de gros de l’électricité, qui impliquerait d’importants coûts de redispatching estimés par IPTO S.A. à environ 240 millions d’EUR par an sur la base des données de 2019; b) l’intégration de la Crète au marché de gros de l’électricité en tant que zone de dépôt des offres distincte.
Cette solution apparaît inadaptée à une période de courte durée, car l’achèvement de la phase II, qui devrait prendre deux ans, devrait soulager toute congestion structurelle entre le réseau d’électricité crétois et celui de la Grèce continentale.
(12)
En outre, la Crète n’est pas dotée de l’infrastructure de comptage appropriée pour permettre une intégration adéquate dans le marché de gros de l’électricité grec avant 2023.
(13)
À l’heure actuelle, le marché de détail en Crète est ouvert à tous les fournisseurs actifs sur le marché grec, dont vingt sont présents en Crète.
Les coûts de production sur l’île de Crète étant plus élevés que les coûts du réseau d’électricité interconnecté grec, la Grèce, pour des raisons de cohésion sociale, a opté pour l’application par les fournisseurs d’un tarif unique pour chaque catégorie de clients, sur la totalité de son territoire.
3.
LES DÉROGATIONS DEMANDÉES
(14)
Les dérogations demandées aux dispositions de l’article 6, de l’article 7, paragraphe 1, de l’article 8, paragraphes 1 et 4, et des articles 9, 10, 11 et 13 du règlement (UE) 2019/943 et de l’article 40, paragraphes 4 à 7, de la directive (UE) 2019/944 ont pour but de trouver une solution à l’exploitation du marché crétois de l’électricité à un jour, à moins d’un jour et d’équilibrage.
Cette solution s’appliquerait au cours de la période de transition de l’interconnexion de la Crète au réseau d’électricité continental de la Grèce.
Les dérogations prendront donc fin à l’achèvement de la phase II (9).
(15)
Le demandeur propose un «modèle hybride» pour la période de transition, au titre duquel l’interconnexion entre la Crète et le réseau d’électricité continental de la Grèce sera traitée en tant que responsable d’équilibre au sens de l’article 2, point 14, du règlement (UE) 2019/943.
Cet acteur agira la plupart du temps comme une unité de production d’électricité virtuelle du point de vue de la Crète et comme une charge virtuelle du point de vue continental, en important de l’électricité de la Grèce continentale en Crète.
Ce flux pourrait être inversé en cas de production élevée d’énergies renouvelables en Crète, dépassant sa charge, afin d’éviter toute réduction de production à partir de sources renouvelables.
Le responsable d’équilibre pour l’interconnexion de la Crète connectera physiquement le réseau continental grec à la partie haute tension de la sous-station de Chania.
L’électricité qu’il prélèvera sur le réseau continental grec ou qu’il y injectera sera enregistrée par l’infrastructure de comptage de la sous-station à haute tension de Chania.
(16)
Les modalités possibles pour la participation du responsable d’équilibre virtuel au marché exploité sur le réseau d’électricité continental de la Grèce ont été évaluées par la RAE à l’issue d’une consultation publique qui a eu lieu du 25 mai 2021 au 9 juin 2021.
(17)
Dans le «modèle hybride» proposé, la bourse grecque de l’électricité HEnEX présenterait des offres d’achat d’électricité pour le compte des opérateurs du marché crétois sur le marché de gros grec à un jour et à moins d’un jour, conformément à des prévisions ex ante calculées par IPTO S.A. et HEDNO S.A.
La Grèce propose deux options qui ont fait l’objet d’une consultation publique organisée par la RAE du 25 mai 2021 au 9 juin 2021.
Ces deux options définissent de façon détaillée la manière dont le dépôt des offres peut être mis en œuvre dans la pratique, avec ou sans séparation de la charge et de la production.
Les deux options sont les suivantes: a) option 1: des ordres d’achat ou de vente à tout prix prioritaires correspondant explicitement aux quantités d’électricité pour le responsable d’équilibre pour l’interconnexion de la Crète seront présentés par HEnEx pour le compte des représentants de la charge fournissant de l’électricité aux consommateurs finaux en Crète, conformément à leur taux d’approvisionnement calculé ex ante sur une base mensuelle par HEDNO S.A., en ce qui concerne les importations prévues en Crète depuis la Grèce continentale, ou par la société DAPEEP S.A. (Renewable Energy Sources Operator & Guarantees of Origin, ci-après «DAPEEP») pour l’électricité produite à partir de sources renouvelables, dans le rare cas d’exportations prévues de la Crète vers la Grèce continentale;
(9) La Grèce n’a pas demandé de dérogation à l’article 51 du règlement (UE) 2019/943 (certification des gestionnaires de réseau de transport) ou aux dispositions du chapitre VI de la directive (UE) 2019/944 (dissociation des gestionnaires de réseau de transport).
En effet, la Grèce déclare que les actifs de haute tension sur l’île de Crète, qui appartiennent aujourd’hui à PPC et sont exploités par HEDNO S.A., seront transférés au gestionnaire de réseau de transport IPTO S.A., qui possédera alors ces actifs et en assurera l’exploitation.
Le transfert a eu lieu le 1er août 2021, avant le début de l’exploitation commerciale de la phase I de l’interconnexion entre la Crète et le réseau continental grec.