L 42/94
PL
Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej
23.2.2022
a) włączenie Krety do greckiego obszaru rynkowego na hurtowym rynku energii elektrycznej, co wiązałoby się z wysokimi kosztami redysponowania, szacowanymi przez IPTO S.A. na podstawie danych z 2019 r. na około 240 mln EUR rocznie; b) włączenie Krety do hurtowego rynku energii elektrycznej jako odrębnego obszaru rynkowego.
To rozwiązanie wydaje się nie być zgodne z zasadą zrównoważoności w krótkim okresie, ponieważ zakończenie fazy II, która ma trwać dwa lata, powinno zmniejszyć wszelkie strukturalne ograniczenia przesyłowe między siecią elektroe­ nergetyczną Krety a grecką kontynentalną siecią elektroenergetyczną.
(12)
Ponadto na Krecie brakuje odpowiedniej infrastruktury pomiarowej umożliwiającej właściwą integrację z greckim rynkiem hurtowej energii elektrycznej przed 2023 r.
(13)
Obecnie rynek detaliczny na Krecie jest otwarty dla wszystkich dostawców działających na rynku greckim, z których dwudziestu prowadzi działalność na Krecie.
Zważywszy, że koszty wytwarzania energii elektrycznej na wyspie Kreta są wyższe niż koszty greckiego wzajemnie połączonego systemu elektroenergetycznego, Grecja, ze względu na spój­ ność społeczną, wybrała stosowanie przez dostawców jednolitej taryfy dla każdej kategorii odbiorców na całym swoim terytorium. 3.
ODSTĘPSTWA, KTÓRYCH DOTYCZY WNIOSEK
(14)
Wnioskowane odstępstwa od art. 6, art. 7 ust.
1, art. 8 ust.
1 i 4, art. 9, 10, 11 i 13 rozporządzenia (UE) 2019/943 oraz art. 40 ust.
4–7 dyrektywy (UE) 2019/944 mają na celu znalezienie rozwiązania dotyczącego funkcjonowania rynków energii elektrycznej: dnia następnego, dnia bieżącego i bilansującego na Krecie.
Takie rozwiązanie miałoby zastosowanie w okresie przejściowym przypadającym na połączenie międzysystemowe Krety z greckim kontynen­ talnym systemem elektroenergetycznym.
Odstępstwa te wygasną zatem wraz z zakończeniem fazy II (9).
(15)
Wnioskodawca proponuje zastosowanie w okresie przejściowym „modelu hybrydowego”, zgodnie z którym połą­ czenie wzajemne między Kretą a greckim kontynentalnym systemem elektroenergetycznym będzie traktowane jako podmiot odpowiedzialny za bilansowanie w rozumieniu art. 2 pkt 14 rozporządzenia (UE) 2019/943.
Podmiot ten będzie przez większość czasu stanowić, z punktu widzenia Krety – wirtualną jednostkę wytwarzającą energię elek­ tryczną oraz, z punktu widzenia Grecji kontynentalnej – wirtualne obciążenie, importując energię elektryczną z Gre­ cji kontynentalnej na Kretę.
Przepływ ten mógłby zostać odwrócony w przypadku wysokiej produkcji energii ze źró­ deł odnawialnych na Krecie, przekraczającej jej obciążenie, aby uniknąć jakiegokolwiek ograniczenia produkcji energii ze źródeł odnawialnych.
Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie połączenia międzysystemowego Krety fizycznie podłączy się do greckiego systemu kontynentalnego po stronie wysokiego napięcia podstacji Chania.
Ener­ gia elektryczna wycofana przez ten podmiot z greckiego systemu kontynentalnego lub zatłoczona do tego systemu będzie rejestrowana przez infrastrukturę pomiarową podstacji HV Chania.
(16)
Po konsultacjach publicznych, które odbyły się w okresie 25 maja – 9 czerwca 2021 r., RAE oceniła możliwe spo­ soby uczestnictwa wirtualnego podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie w rynku obejmującym grecki konty­ nentalny system elektroenergetyczny.
(17)
W proponowanym modelu hybrydowym grecka giełda energii elektrycznej HEnEX składałaby w imieniu uczestni­ ków rynku energii elektrycznej z Krety wiążące cenowo oferty na energię elektryczną na greckim rynku hurtowym dnia następnego i dnia bieżącego, zgodnie z prognozami ex ante obliczonymi przez IPTO S.A. i HEDNO S.A.
Grecja proponuje dwa warianty, które RAE poddało konsultacjom publicznym przeprowadzonym w okresie 25 maja – 9 czerwca 2021 r.
W tych dwóch wariantach szczegółowo określono, w jaki sposób można w praktyce przeprowa­ dzić przetargi, z oddzieleniem obciążenia od wytwarzania lub bez takiego rozdziału.
Chodzi o następujące dwa warianty: a) Wariant 1: priorytetowe zlecenia z narzuconą ceną kupna lub sprzedaży, które wyraźnie odpowiadają ilości ener­ gii elektrycznej potrzebnej do tego, aby podmiot odpowiedzialny za bilansowanie mógł dokonać połączenia mię­ dzysystemowego Krety, będą składane przez HEnEX w imieniu odnotowujących obciążenia przedstawicieli dostarczających energię elektryczną konsumentom końcowym na Krecie, zgodnie z procentowym wskaźnikiem dostaw realizowanych przez tych przedstawicieli obliczanym ex ante co miesiąc przez HEDNO S.A. – w odniesie­ niu do prognozowanego importu na Kretę z Grecji kontynentalnej lub przez Operatora Odnawialnych Źródeł Energii i Gwarancji Pochodzenia („DAPEEP”) – w odniesieniu do energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, w rzadkich przypadkach prognozowanego eksportu z Krety do Grecji kontynentalnej;
(9) Grecja nie zwróciła się do Komisji o przyznanie odstępstwa od art. 51 rozporządzenia (UE) 2019/943 (Certyfikacja operatorów syste­ mów przesyłowych) ani od przepisów rozdziału VI dyrektywy (UE) 2019/944 (Rozdział operatorów systemów przesyłowych).
Grecja oświadcza bowiem, że aktywa wysokiego napięcia na wyspie Kreta, obecnie należące do PPC i eksploatowane przez HEDNO S.A., zos­ taną przeniesione na operatora systemu przesyłowego IPTO S.A., który odtąd będzie wykonywał uprawnienia właścicielskie oraz zaj­ mie się eksploatacją tych aktywów.
Wspomniane przekazanie miało miejsce w dniu 1 sierpnia 2021 r., przed rozpoczęciem komercyj­ nej eksploatacji w ramach fazy I połączenia wzajemnego między Kretą a greckim systemem kontynentalnym.