L 42/94
IT
Gazzetta ufficiale dell’Unione europea
23.2.2022
a) l’integrazione di Creta nella zona di offerta greca del mercato all’ingrosso dell’energia elettrica, che comporterebbe elevati costi di ridispacciamento, stimati da IPTO S.A a circa 240 milioni di EUR all’anno sulla base dei dati del 2019; b) l’integrazione di Creta nel mercato all’ingrosso dell’energia elettrica come zona di offerta indipendente.
Questa soluzione non pare sostenibile per un breve periodo, dal momento che il completamento della fase II, che dovrebbe durare due anni, ridurrà qualsiasi congestione strutturale tra la rete elettrica cretese e la rete elettrica della Grecia continentale.
(12)
In aggiunta, Creta non dispone di un’infrastruttura di misurazione adeguata a una sua integrazione nel mercato greco all’ingrosso dell’energia elettrica prima del 2023.
(13)
Attualmente il mercato al dettaglio di Creta è aperto a tutti i fornitori operanti sul mercato greco, venti dei quali operano a Creta.
Poiché i costi di produzione sull’isola sono superiori ai costi del sistema elettrico interconnesso greco, la Grecia, per ragioni di coesione sociale, ha optato per l’applicazione su tutto il suo territorio di una tariffa unica di fornitura per ciascuna categoria di clienti.
3.
LE DEROGHE RICHIESTE
(14)
Le deroghe richieste all’articolo 6, all’articolo 7, paragrafo 1, all’articolo 8, paragrafi 1 e 4, e agli articoli 9, 10, 11 e 13 del regolamento (UE) 2019/943, nonché all’articolo 40, paragrafi da 4 a 7, della direttiva (UE) 2019/944 mirano a trovare una soluzione per il funzionamento del mercato dell’energia elettrica del giorno prima, infragiornaliero e del bilanciamento a Creta.
Tale soluzione si applicherebbe durante il periodo transitorio di interconnessione di Creta con il sistema elettrico continentale greco.
Le deroghe termineranno pertanto con il completamento della fase II (9).
(15)
Il richiedente propone un «modello ibrido» per il periodo transitorio, secondo il quale l’interconnettore tra Creta e il sistema elettrico continentale greco sarà trattato alla stregua del responsabile del bilanciamento ai sensi dell’articolo 2, punto 14, del regolamento (UE) 2019/943.
Esso fungerà per la maggior parte del tempo da unità virtuale di generazione di energia elettrica dal punto di vista di Creta e da carico virtuale dal punto di vista continentale, importando elettricità dalla Grecia continentale a Creta.
Questo flusso potrebbe essere invertito in caso di una produzione elevata di energia da fonti rinnovabili a Creta, che superi il suo carico, al fine di evitare qualsiasi riduzione delle energie rinnovabili.
Il responsabile del bilanciamento per l’interconnessione di Creta si collegherà fisicamente al sistema continentale greco sul lato ad alta tensione della sottostazione di Chania.
Il ritiro o l’immissione di energia elettrica nel sistema continentale greco saranno registrati dall’infrastruttura di misurazione della sottostazione ad alta tensione di Chania.
(16)
Le possibili modalità di partecipazione del responsabile del bilanciamento virtuale al mercato gestito nel sistema elettrico continentale greco sono state valutate dalla RAE a seguito di una consultazione pubblica svoltasi dal 25 maggio 2021 al 9 giugno 2021.
(17)
Nel «modello ibrido» proposto, la borsa dell’energia elettrica greca HEnEX presenterebbe per conto dei partecipanti al mercato di Creta offerte price-taking di energia elettrica nel mercato greco del giorno prima e infragiornaliero, secondo le previsioni ex ante elaborate da IPTO SA e HEDNO SA La Grecia propone due opzioni, che sono state sottoposte a consultazione pubblica dalla RAE dal 25 maggio 2021 al 9 giugno 2021, e che definiscono in dettaglio le modalità pratiche di presentazione delle offerte, con o senza separazione tra carico e generazione: a) opzione 1 — HEnEX presenterà ordini prioritari di acquisto o vendita price-taking corrispondenti esplicitamente alle quantità di energia elettrica del responsabile del bilanciamento per l’interconnessione di Creta, per conto dei rappresentanti del carico che forniscono energia elettrica ai consumatori finali a Creta, in base al loro rapporto percentuale di fornitura calcolato ex ante su base mensile da HEDNO SA, per quanto riguarda le importazioni previste a Creta dalla Grecia continentale, o dall’operatore di fonti energetiche rinnovabili e garanzie di origine («DAPEEP») per l’energia elettrica da fonti rinnovabili, nel raro caso delle esportazioni previste da Creta verso la Grecia continentale;
(9) La Grecia non ha chiesto una deroga all’articolo 51 del regolamento (UE) 2019/943 (certificazione dei gestori dei sistemi di trasmissione) o alle disposizioni del capo VI della direttiva (UE) 2019/944 (separazione dei gestori dei sistemi di trasmissione).
La Grecia ha dichiarato che gli impianti ad alta tensione sull’isola di Creta, di proprietà di PPC e gestiti da HEDNO SA, sarebbero stati ceduti al gestore del sistema di trasmissione IPTO SA, che ne avrebbe esercitato quindi la proprietà e la gestione.
Tale cessione ha avuto luogo il 1o agosto 2021, prima dell’avvio dell’attività commerciale della fase I dell’interconnettore tra Creta e il sistema continentale greco.