L 42/98
SV
Europeiska unionens officiella tidning
23.2.2022
c) Den sammanlänkning som blir resultatet av slutförandet av fas I kommer att användas till sin högsta tillgängliga kapacitet och förväntas bli överbelastad under större delen av tiden fram till slutförandet av fas II.
En fullständig tillämpning av förordning (EU) 2019/943 och direktiv (EU) 2019/944 skulle leda till att Kreta integreras på elmarknaderna genom ett eller två elområden, vilket skulle leda till följande två scenarier:
— Ett elområde: integreringen av Kreta på grossistmarknaden för el genom det grekiska elområdet på fastlandet skulle medföra höga omdirigeringskostnader, som enligt IPTO SA uppskattas till omkring 240 miljoner euro per år på grundval av uppgifter från 2019 och betalas av grekiska konsumenter.
— Två elområden: integreringen av Kreta på elgrossistmarknaden som ett separat elområde skulle inte vara en hållbar lösning.
Slutförandet av fas II efter en kort övergångsperiod förväntas minska all strukturell överbelastning mellan Kretas elnät och det grekiska kontinentala elnätet.
(43)
Mot bakgrund av vad som sagts i skälen 41 och 42 noterar Grekland att en lösning som är tillämplig på övergångs­ perioden måste hittas.
Eftersom försöksperioden för fas 1 inleddes den 3 juli 2021 och den kommersiella perioden den 1 november 2021, måste denna lösning genomföras smidigt och på kort tid, utan några betydande ändringar av den nuvarande rättsliga ramen och regelverket, med tanke på marknadsaktörernas behov av anpassning och lösningens tillfälliga karaktär.
I detta avseende förefaller alternativet med två elområden oförenlig med tidsramarna, särskilt när man överväger den process som måste följas för att inrätta ett nytt elområde, i enlighet med artikel 14 i förordning (EU) 2019/943 och artikel 32 i förordning (EU) 2015/1222.
(44)
På grundval av en bedömning som gjorts av IPTO SA och en utvärdering av kostnaderna för marknaden på Kreta enligt de tre scenarierna, nämligen den hybridmodell som föreslås i ansökan, alternativet med ett elområde och alternativet med två elområden, beräknas den resulterande årliga vinsten med hybridmodellen uppgå till 156 miljoner euro.
När det gäller de två andra scenarierna, nämligen alternativet med ett elområde och alternativet med två elområden, beräknas den årliga vinsten uppgå till 121 miljoner euro respektive 113 miljoner euro.
Grekland anser därför att den föreslagna hybridmodellen skulle vara det optimala alternativet under övergångsperioden.
(45)
De grekiska myndigheterna har påpekat att Kretas marknadsaktörers faktiska deltagande på den grekiska elmarknaden hämmas av bristen på lämplig mätinfrastruktur på ön (se skäl 42 ovan).
(46)
Även om användningen av den nya sammanlänkningen (fas I) skulle medföra betydande fördelar genom att minska kostnaderna för el som levereras på ön och koldioxidutsläppen, förväntas sammanlänkningen bli överbelastad till dess att fas II är avslutad (se skäl 7 och 42 ovan).
(47)
Av dessa skäl skulle integreringen av Kretas markandsaktörer på den grekiska elmarknaden orsaka höga omdirigeringskostnader om den genomfördes genom utvidgningen av det grekiska elområdet till Kreta (se skäl 7 och 42 ovan).
Å andra sidan är inrättandet av ett separat elområde för Kreta inte proportionerligt under en kort tidsperiod och med tanke på att slutförandet av fas II bör minska all strukturell överbelastning mellan Kreta och det grekiska kontinentala elnätet (se skäl 8 och 43 ovan).
(48)
Mot bakgrund av vad som sägs i skäl 42– 47 samt i skäl 7 och 8 drar kommissionen slutsatsen att Grekland har visat att det finns betydande problem med driften av elsystemet på Kreta som ett litet anslutet system till dess att den fullständiga sammanlänkningen till det kontinentala nätet har slutförts.
Den tillfälliga hybridmodell som föreslagits av de grekiska myndigheterna syftar till att ta itu med dessa problem och ger betydande fördelar jämfört med en fullständig integrering av Kretas system på den grekiska elmarknaden under övergångsperioden.