Document ID: 32014D0536

DECISÃO DA COMISSÃO
de 14 de agosto de 2014
que concede à República Helénica uma derrogação relativamente a determinadas disposições da Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho
[notificada com o número C(2014) 5902]
(2014/536/UE)
A COMISSÃO EUROPEIA,
Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia,
Tendo em conta a Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade e que revoga a Diretiva 2003/54/CE (1), nomeadamente o artigo 44.o, n.o 1, e o artigo 48.o,
Tendo em conta os pedidos apresentados pela República Helénica, de 17 de janeiro de 2012 e de 5 de dezembro de 2003,
Tendo informado os Estados-Membros dos referidos pedidos,
Considerando o seguinte:
1. PROCEDIMENTO
(1)
Em 17 de janeiro de 2012, o Ministério do Ambiente, da Energia e das Alterações Climáticas grego (adiante designado «YPEKA») apresentou um pedido (adiante designado «pedido»), à Comissão, nos termos do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, de derrogação ao disposto nos capítulos III e VIII da Diretiva 2009/72/CE para determinadas ilhas gregas que não estão interligadas à rede de eletricidade da Grécia continental (ilhas não interligadas ou «NII» na sigla em inglês).
(2)
Em 12 de setembro de 2012, a Comissão solicitou à Autoridade Reguladora do Setor da Energia da Grécia (adiante designada «ARE») que apresentasse as suas observações sobre o pedido. A ARE respondeu a este pedido a 16 de novembro de 2012 (adiante designado «parecer da ARE»).
(3)
A ARE apresentou novas observações para fundamentar o pedido em 17 de dezembro de 2013, 23 de dezembro de 2013, 4 de fevereiro de 2014, 28 de fevereiro de 2014 e 17 de março de 2014.
(4)
Em 14 de março de 2014 (com uma adenda enviada em 20 de março de 2014), a Comissão informou os Estados-Membros do pedido, em conformidade com o artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, juntamente com um pedido para apresentarem observações, se necessário, até 25 de março de 2014. Não foram apresentadas observações.
(5)
Através do seu pedido, o YPEKA renovou o pedido apresentado pelo Ministério do Desenvolvimento, em 5 de dezembro de 2003, em conformidade com o artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (2) (adiante designado «pedido inicial»), para uma derrogação relativamente a determinadas disposições da Diretiva 2003/54/CE. Embora tenham sido tomadas medidas preliminares para investigar o pedido inicial, a derrogação nos termos do artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE não foi concedida nem rejeitada.
2. PEDIDO APRESENTADO PELO YPEKA
2.1. ÂMBITO DA DERROGAÇÃO SOLICITADA
(6)
O pedido solicitava a derrogação ao disposto nos capítulos III e VIII da Diretiva 2009/72/CE.
(7)
O capítulo III da Diretiva 2009/72/CE refere-se ao procedimento de autorização e aos concursos para a criação de novas capacidades. O capítulo VIII refere-se ao acesso de terceiros, à abertura do mercado e às linhas diretas.
2.2. ORGANIZAÇÃO ATUAL DA REDE ELÉTRICA NAS NII
(8)
Os mercados de energia gregos são essencialmente regidos pela Lei grega n.o 4001/2011, que transpõe a Diretiva 2009/72/CE. A Lei n.o 4001/2011 entrou em vigor em 22 de agosto de 2011.
(9)
A empresa DEDDIE SA (adiante designada «DEDDIE») é o operador grego da rede de distribuição, detida a 100 % pela - mas jurídica e funcionalmente separada da - Public Power Corporation (adiante designada «PPC»), o produtor e fornecedor histórico de eletricidade grego. Os ativos da rede operados pela DEDDIE são propriedade da PPC.
(10)
Nos termos do artigo 127.o da Lei n.o 4001/2011, a DEDDIE é responsável pelo desenvolvimento, exploração e manutenção da rede de distribuição de eletricidade grega, que inclui as redes de distribuição de eletricidade nas NII.
(11)
Além disso, a DEDDIE é responsável pela exploração das redes de eletricidade nas NII. Essas tarefas incluem: i) elaborar um plano de desenvolvimento da produção para microrredes isoladas, incluindo um programa para as interligar a outras NII, ii) garantir que estão disponíveis os locais necessários para instalar novas capacidades de produção, expandir a capacidade existente ou os componentes de entrega e expandir a rede de distribuição de eletricidade grega a ilhas não interligadas e a microrredes isoladas, iii) celebrar contratos com os titulares de licenças que governem as entregas de eletricidade para e a partir da rede, a prestação de serviços auxiliares às redes de distribuição das NII e a remuneração dos produtores de eletricidade, os encargos dos consumidores e dos fornecedores pela eletricidade que lhes é entregue e de outros créditos e débitos relativos às contas especiais, tais como as destinadas à remuneração das obrigações de serviço público.
(12)
O artigo 137.o, n.o 1, da Lei n.o 4001/2011 prevê que todos os consumidores de eletricidade serão classificados como consumidores elegíveis, excetuando os consumidores estabelecidos nas microrredes isoladas, sob reserva do artigo 139.o da mesma lei.
(13)
Nos termos do artigo 133.o, n.o 3, da Lei n.o 4001/2011:
«Com exceção dos casos nos quais a eletricidade é produzida a partir de fontes de energia renováveis ou por centrais de cogeração ou híbridas de elevada eficiência e no caso dos autoprodutores, se tiver sido concedida uma derrogação, em conformidade com o disposto no artigo 139.o, só deve ser emitida uma licença de produção à PPC SA em conformidade com certos regulamentos relativos à concessão de licenças. A PPC SA é responsável pelo fornecimento ininterrupto às microrredes isoladas para as quais obtenha uma licença e por salvaguardar a exploração financeira a longo prazo das redes de eletricidade dessas ilhas.»
.
(14)
Nos termos do artigo 134.o da Lei n.o 4001/2011:
«Sem prejuízo do disposto no artigo 139.o da presente lei, as licenças de fornecimento para microrredes isoladas são concedidas exclusivamente à PPC SA, em conformidade com os requisitos dos regulamentos relativos à concessão de licenças. A PPC SA deve, mediante pedido, fornecer eletricidade a consumidores não elegíveis.»
.
(15)
Nos termos do artigo 139.o da Lei n.o 4001/2011, podem ser concedidas derrogações às disposições da Lei n.o 4001/2011, em conformidade com o disposto no artigo 44.o da Diretiva 2009/72/CE.
(16)
A Decisão Ministerial n.o PD5/EL/B/F IB/12924, adotada nos termos do artigo 28.o da Lei grega n.o 3426/2005, estabelece que o fornecimento de eletricidade aos consumidores das NII por parte de qualquer produtor de eletricidade constitui uma obrigação de serviço público (adiante designada «OSP das NII»), para efeitos do interesse económico geral. Por motivos de coesão social, os fornecedores de eletricidade nas NII devem fornecer eletricidade a preços iguais, por categoria de consumidor, aos praticados na rede interligada grega.
(17)
O artigo 52.o da Lei grega n.o 4001/2011 determina que os consumidores das ilhas não interligadas são elegíveis para serviços especiais tanto em termos de preço como em termos de qualidade e segurança do fornecimento, bem como em termos de transparência das cláusulas e condições contratuais. Os fornecedores com OSP nas NII recebem, em contrapartida pelo exercício da OSP, uma compensação financeira calculada com base numa metodologia estabelecida pela Decisão n.o 24/2014 da ARE (3). Esta metodologia baseia-se na diferença entre os custos totais de produção nas ilhas não interligadas (variáveis e fixos) e o preço de mercado integral com que os fornecedores se deparam na rede interligada (custos marginais da rede, juntamente com todos os restantes mecanismos da rede interligada grega). A compensação da OSP nas NII é calculada mensalmente e por rede de ilha autónoma, estando sujeita a controlo por parte da ARE. A compensação da OSP nas NII é obtida através de uma taxa que recai sobre todos os consumidores, incluindo os das NII. (4) O mecanismo da OSP nas NII é administrado pela LAGIE, o operador de mercado estatal grego. A Decisão Ministerial n.o D5-EL/B/F1/oik.27547, de dezembro de 2011 (5), que tem por base as disposições do artigo 55.o, n.o 3.o, da Lei n.o 4001/2001, determinou que a OSP nas NII deve ser disponibilizada por todos os fornecedores e, por conseguinte, todos os fornecedores são elegíveis para compensação pela OSP nas NII.
(18)
O direito derivado regulamenta mais pormenorizadamente o fornecimento e a produção de eletricidade nas NII. Em especial, através da sua Decisão n.o 39/2014, de 28 de janeiro de 2014, a ARE aprovou o Código de Gestão das Redes de Eletricidade nas Ilhas Não Interligadas (adiante designado «Código das NII»), que regula muitas questões relacionadas com o funcionamento das redes isoladas nas NII, nomeadamente a abertura do mercado, a liquidação no mercado e a produção de eletricidade. O Código das NII entrou em vigor no dia da sua publicação, ou seja, em 17 de fevereiro de 2014.
2.3. PROBLEMAS SÉRIOS RELACIONADOS COM O FUNCIONAMENTO DAS REDES ISOLADAS
(19)
O pedido salienta os seguintes problemas relacionados com o funcionamento das redes isoladas de eletricidade gregas:
a)
A grande variação na procura de eletricidade nas microrredes isoladas, exacerbada: i) pela componente turística do desenvolvimento económico das ilhas e ii) pelo aumento da penetração das fontes de energia renováveis (adiante designadas «FER»).
Esses fatores afetam negativamente o fator de carga da capacidade de produção térmica ou tradicional e a possibilidade de recuperar os custos incorridos com os investimentos nessa capacidade de produção;
b)
A grande variação das condições meteorológicas nas ilhas, que afeta a procura e provoca anomalias nos sistemas de produção e, consequentemente, requer grandes reservas.
(20)
O pedido salienta os seguintes problemas relacionados com o desenvolvimento da produção tradicional nas pequenas redes isoladas de eletricidade gregas:
a)
As dificuldades ou até mesmo a impossibilidade de encontrar locais apropriados para novas centrais elétricas tradicionais nas microrredes isoladas, principalmente devido à resistência da população;
b)
A pequena dimensão das NII, que dá origem a grandes mudanças no plano de desenvolvimento a longo prazo da produção térmica devido a investimentos imprevisíveis dos consumidores de eletricidade (tais como grandes complexos turísticos ou instalações portuárias) que requerem celeridade e flexibilidade na resposta à procura de eletricidade;
c)
Prevê-se que a procura de eletricidade nas redes isoladas das NII registe um aumento anual de 2 % até 2017. Embora tenham sido concedidas autorizações à PPC para a instalação da capacidade adicional necessária e a sua instalação já tenha sido programada (espera-se que cubra a procura de todas as NII, juntamente com as margens de reserva necessárias, até 2017), nem sempre foi possível cumprir o calendário;
d)
A pequena dimensão da carga, as grandes variações de carga e o aumento da penetração das FER na maioria das microrredes isoladas limita as soluções tecnológicas disponíveis para a produção tradicional, restringindo a escolha a pequenas instalações de produção alimentadas com óleos pesados de baixo teor de enxofre ou com óleos leves;
e)
Os procedimentos de contratação pública para novas produções de energia são demorados. Decorrem dois anos e meio a três anos desde o momento em que a autorização é concedida até ao momento em que os produtores de eletricidade começam a operar;
f)
O desenvolvimento de planos para construir interligações entre a rede interligada grega e as microrredes isoladas nas NII prejudica o interesse em investir na capacidade de produção tradicional nas NII. Os projetos de interligação com as Cíclades e Creta estão programados.
(21)
Por conseguinte, é necessário recorrer regularmente a soluções de emergência, tais como o aluguer de grupos eletrogéneos móveis alimentados a gasóleo ou turbinas a gás. Não é desejável a necessidade de autorização caso a caso para a produção de emergência, dado que dá origem ao aluguer não rentável de equipamento, em vez da aquisição. O pedido apresenta vários exemplos em que acontecimentos imprevistos deram origem à utilização a longo prazo de grupos eletrogéneos móveis.
(22)
O pedido salienta os seguintes problemas relacionados com a abertura do mercado nas redes isoladas de eletricidade nas NII:
a)
A fim de permitir a abertura do mercado, terão de ser criadas e instaladas nas redes isoladas nas NII infraestruturas específicas. Estas infraestruturas implicam a instalação de centros de controlo para gerir: i) a programação diária da produção e ii) a liquidação no mercado em cada rede isolada, redistribuindo o custo de produção em cada rede isolada pelos fornecedores ativos na mesma.
As infraestruturas necessárias são dispendiosas e o custo é suportado pelos consumidores;
b)
Devido às OSP nas NII, os preços de venda a retalho de eletricidade são os mesmos para cada categoria de consumidores em todo o território grego. O custo de produção mais elevado nas NII, em comparação com o custo de produção na rede interligada deve, por conseguinte, ser recuperado junto dos fornecedores ativos nas NII, redistribuindo a respetiva parte da compensação das OSP em função das vendas de eletricidade aos seus consumidores.
Alega-se que a grande variação nos valores do custo de produção variável médio anual por NII tornaria complexo o mecanismo de liquidação para o mercado.
(23)
Por conseguinte, o YPEKA considera que criar as infraestruturas necessárias para o funcionamento e a supervisão do mercado de eletricidade, em conjugação com a abertura do mercado nas redes isoladas das NII, acarreta custos que superam os benefícios para os consumidores que possam resultar da abertura do mercado.
(24)
O pedido não inclui a data em que a derrogação solicitada expiraria.
3. PARECER DA ARE
3.1. ÂMBITO DA DERROGAÇÃO
3.1.1. Derrogação ao disposto no capítulo III da Diretiva 2009/72/CE
(25)
A ARE considera que a derrogação ao disposto no capítulo III, em conformidade com o artigo 44.o, n.o 1, não deve aplicar-se à instalação de novas capacidades de eletricidade que possam ser criadas numa rede isolada, mas apenas à renovação, ao melhoramento ou à expansão da capacidade de produção existente. A capacidade de produção existente consiste em centrais elétricas que já operam ou se encontram em construção nas NII. Qualquer central elétrica nova que seja instalada nessas ilhas é considerada capacidade de produção nova.
(26)
A ARE observa que os produtores de eletricidade independentes (adiante designados «PEI») (isto é, que não a PPC) têm demonstrado, ao longo das duas últimas décadas, um grande interesse no desenvolvimento de FER e centrais de cogeração em todas as microrredes isoladas. Por conseguinte, o acesso de terceiros aos sistemas de eletricidade de todas as NII no que diz respeito ao desenvolvimento de FER e à produção combinada de calor e eletricidade (adiante designada «PCCE») não deve ser restringido.
(27)
A ARE afirma não se opor à concessão de uma derrogação para a ativação de novas centrais elétricas tradicionais, desde que sejam cumpridas determinadas condições. No entanto, o artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE não prevê a possibilidade de derrogação para novas capacidades.
(28)
A ARE considera que a expansão das centrais tradicionais existentes está ligada sobretudo a uma falta de capacidade a curto prazo nas NII resultante de danos inesperados na capacidade existente ou de atrasos na instalação de novas capacidades, especialmente durante os períodos de elevada procura (por exemplo, picos de verão). Estas expansões estão sujeitas a um procedimento de abertura de concurso nos termos do artigo 8.o da Diretiva 2009/72/CE. Este procedimento é moroso e não se adequa ao caráter urgente das situações de emergência.
(29)
A ARE aceita que a PPC deveria cobrir quaisquer situações de emergência. Tendo em conta que a PPC está em condições de deslocar as unidades tradicionais móveis das ilhas em que exista um excesso de capacidade para aquelas que apresentem um défice de capacidade, esta solução pode também ser a mais económica.
(30)
A ARE sublinha que qualquer derrogação deve permitir especificar o procedimento adequado de concessão de licenças em situações de emergência, e, mais especificamente, quais dos critérios mencionados no artigo 7.o da Diretiva 2009/72/CE devem ser examinados pelas autoridades competentes responsáveis pela concessão de licenças.
(31)
A ARE considera que a derrogação deve ser concedida por um período limitado, designadamente por um período máximo de 10 anos.
3.1.2. Derrogação ao disposto no capítulo VIII da Diretiva
(32)
Segundo a ARE, o fornecimento de eletricidade nas NII está associado, em termos práticos, à OSP nas NII e à compensação da OSP nas NII, porque i) o custo de produção de eletricidade nas NII é significativamente mais elevado do que no continente e ii) o Estado grego exige preços uniformes, por categoria de consumidores, em todo o seu território.
(33)
O Código das NII prevê a instalação de certos equipamentos de medição e registo nas NII para a medição horária, a gestão da energia e os centros de controlo, a monitorização e sistemas informáticos conexos. A ARE sustenta que esta infraestrutura é indispensável para:
a)
Assegurar que os custos das OSP são transparentes, não-discriminatórios e verificáveis;
b)
O funcionamento correto e a boa gestão dos próprios sistemas elétricos, a fim de lograr alcançar o modo de funcionamento mais económico e, por conseguinte, uma maior redução dos encargos da OSP nas NII para os consumidores de eletricidade;
c)
Realizar uma maior penetração das FER e da cogeração, incluindo as tecnologias de FER com requisitos complexos e especiais para a sua gestão, tais como as FER com armazenamento, centrais solares-térmicas, etc.;
d)
Garantir a necessária transparência na gestão das redes isoladas, assegurando, assim, um tratamento não discriminatório de todos os participantes no mercado, designadamente os produtores.
(34)
Por conseguinte, a ARE alega que, independentemente de um ou mais fornecedores terem licença para estarem ativos numa microrrede isolada, essa infraestrutura deve ser instalada nas redes isoladas das NII.
(35)
O custo estimado para instalar essa infraestrutura não deverá exceder 20 a 30 milhões de EUR para todas as NII, incluindo Creta e Rodes. A ARE considera este montante razoável, sobretudo tendo em conta os benefícios esperados, ou seja, assegurar a transparência e a verificação da OSP nas NII, bem como o funcionamento adequado e controlado das redes de eletricidade isoladas.
(36)
Ao contrário do YPEKA, a ARE é de opinião que a concessão de licenças a dois ou mais fornecedores para estarem ativos numa determinada rede isolada nas NII não implicará custos adicionais substanciais da infraestrutura necessária, uma vez que a mesma infraestrutura é já, em todo o caso, necessária para a programação diária das unidades de produção situadas nas NII, para a liquidação no mercado e para a prestação da OSP nas NII.
(37)
Além disso, a ARE considera existirem benefícios adicionais significativos para os consumidores das NII ao permitir que estejam ativos dois ou mais fornecedores.
(38)
Por conseguinte, a ARE é da opinião de que não se justifica a exclusão definitiva de fornecedores alternativos nos mercados das NII. A instalação da infraestrutura necessária tal como acima descrita deverá ser concluída no prazo de três a cinco anos. A ARE não se oporia a uma eventual derrogação unicamente para esse período, sem qualquer prorrogação adicional.
(39)
A ARE observa igualmente que, caso o estatuto de qualquer rede isolada nas NII se altere de modo a que a rede em causa deixe de estar incluída na categoria de pequenas redes ou microrredes isoladas, a derrogação deve cessar automaticamente. Tal poderá ocorrer se as redes isoladas nas NII forem interligadas à rede interligada grega.
4. AVALIAÇÃO
4.1. FUNDAMENTO JURÍDICO DO PEDIDO
(40)
O artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE prevê a possibilidade de derrogação de determinadas disposições da diretiva, nos casos em que a derrogação se aplique a pequenas redes isoladas e microrredes isoladas.
(41)
Nos termos do artigo 2.o, n.o 26, da Diretiva 2009/72/CE, uma pequena rede isolada é uma rede cujo consumo anual, em 1996, tenha sido inferior a 3 000 GWh e em que menos de 5 % do consumo anual seja obtido por interligação a outras redes.
(42)
Nos termos do artigo 2.o, n.o 27, da Diretiva 2009/72/CE, uma microrrede isolada é uma rede cujo consumo anual, em 1996, tenha sido inferior a 500 GWh e em que não haja qualquer ligação a outras redes.
(43)
As redes isoladas identificadas no pedido consistem numa e, ocasionalmente, em várias NII (ver colunas 1 e 2 do quadro). Mesmo que uma rede isolada consista em várias NII interligadas entre si, a rede de eletricidade constituída por essas NII interligadas está isolada, na medida em que não está ligada a qualquer outra rede de eletricidade.
(44)
O pedido alega que 31 das 32 redes isoladas são microrredes isoladas, sendo a maior a de Rodes. As microrredes isoladas relativamente às quais foi apresentado o pedido representavam 5,24 % do total de vendas de eletricidade na Grécia em 2010. A rede isolada de Creta é considerada uma pequena rede isolada. Em 2010, Creta representava 3,01 % da procura de eletricidade grega.
Procura anual por rede isolada
Procura anual (MWh)
Procura anual em 1996
Nome da RI
NII que fazem parte da RI
1996
2003
2010
2013
3 000 GWh
500 GWh
Creta
1 562 300
2 444 543
3 014 392
2 825 132
Sim
Não
Rodes
Rodes
Chalki
386 630
650 115
764 401
760 658
Sim
Sim
Kos-Kalymnos
Kos
Kalymnos
Lipsi
Leros
Nisyros-Giali
Tilos
Telendos
Pserimos
156 340
281 574
351 959
352 984
Sim
Sim
Lesbos
Lesbos
153 650
259 552
308 454
288 230
Sim
Sim
Chios
Chios
Psara
Oinousses
110 480
180 868
214 449
200 042
Sim
Sim
Paros
Paros
Antiparos
Naxos
Iraklia
Koufonisia
Schinousa
Ios
Sikinos
Folegandros
95 340
164 761
208 206
194 740
Sim
Sim
Samos
Samos
Fournoi
Thymena
90 170
136 283
151 017
137 315
Sim
Sim
Ciro
Ciro
56 920
100 429
107 270
95 302
Sim
Sim
Thira
Thira
Therasia
47 680
88 073
117 957
120 199
Sim
Sim
Mykonos-Dilos
Mykonos-Dilos
45 740
78 049
115 071
112 978
Sim
Sim
Limnos
Limnos
35 650
55 340
62 710
59 672
Sim
Sim
Karpathos
Karpathos
Kasos
26 580
30 397
37 829
36 931
Sim
Sim
Milos
Milos
Kimolos
15 460
37 331
45 819
45 402
Sim
Sim
Icaria
Icaria
13 110
24 359
28 845
27 613
Sim
Sim
Esquiro
Esquiro
9 380
14 053
16 150
14 782
Sim
Sim
Patmos
Patmos
8 770
13 988
16 738
17 020
Sim
Sim
Sifnos
Sifnos
6 540
13 180
17 966
16 521
Sim
Sim
Symi
Symi
5 250
9 819
15 054
14 662
Sim
Sim
Amorgos
Amorgos
3 840
7 284
9 816
9 072
Sim
Sim
Kythnos
Kythnos
3 610
7 089
8 309
7 991
Sim
Sim
Serifos
Serifos
2 830
6 793
8 162
7 654
Sim
Sim
Astypalea
Astypalea
2 470
5 283
6 997
6 670
Sim
Sim
Megisti
Megisti
770
1 863
2 751
3 005
Sim
Sim
Ag. Efstratios
Ag. Efstratios
540
937
1 058
1 075
Sim
Sim
Anafi
Anafi
400
858
1 110
1 179
Sim
Sim
Othoni
Othoni
330
588
674
632
Sim
Sim
Erikousa
Erikousa
220
452
710
746
Sim
Sim
Agathonisi
Agathonisi
190
388
522
642
Sim
Sim
Donousa
Donousa
180
417
676
690
Sim
Sim
Aktikithyra
Aktikithyra
70
199
228
241
Sim
Sim
Arkii-Marathi
Arkii-Marathi
0
175
248
312
Sim
Sim
Gavdos
Gavdos
0
0
365
471
Sim
Sim
(45)
O quadro acima inclui as redes isoladas, tal como identificadas no pedido, e fornece certas informações sobre cada uma delas. Com base nessas informações pode deduzir-se que todas as redes isoladas, com exceção da de Creta, tinham, em 1996, uma procura de eletricidade que as qualifica como microrredes isoladas na aceção do artigo 2.o, n.o 27, da Diretiva 2009/72/CE. Relativamente à rede de Creta, deve ainda referir-se que, dado que Creta não estava e ainda não está interligada a qualquer outra rede de eletricidade, a percentagem da procura satisfeita através de interligações era, e continua a ser, igual a zero, isto é, inferior a 5 %. A rede de Creta, por conseguinte, é uma pequena rede isolada, na aceção do artigo 2.o, n.o 26, da Diretiva 2009/72/CE.
(46)
A ARE, no seu parecer, não se pronunciou sobre as redes isoladas identificadas no pedido.
(47)
A Comissão conclui, assim, que as redes isoladas, tal como identificadas na coluna 1 do quadro supra, são todas microrredes isoladas na aceção do artigo 2.o, n.o 27, da Diretiva 2009/72/CE, excetuando a de Creta, que é uma pequena rede isolada na aceção do artigo 2.o, n.o 26, da Diretiva 2009/72/CE.
4.2. PROBLEMAS SÉRIOS RELACIONADOS COM O FUNCIONAMENTO DAS CENTRAIS ELÉTRICAS TRADICIONAIS NAS MICRORREDES ISOLADAS
(48)
A Comissão considera que existem problemas sérios relacionados com o funcionamento de centrais elétricas tradicionais nas microrredes isoladas. Tal deve-se, nomeadamente, aos seguintes elementos:
a)
A dimensão da carga que tem de ser alimentada nas ilhas não permite a instalação de centrais elétricas tradicionais maiores, mais eficientes e eficazes em termos de custos; acresce que uma rede isolada, para poder funcionar dentro de margens de segurança aceitáveis, não pode apoiar-se numa única central elétrica.
O pico anual das microrredes isoladas não ultrapassou, em nenhuma, os 188,5 MW em 2013. Os picos médio e mediano de carga, de 20,8 e 4,2 MW, respetivamente, são muito menores.
Nenhuma das centrais tradicionais atualmente instaladas nas microrredes isoladas tem uma capacidade superior a 27 MW. As capacidades média e mediana, de 3,9 e 1,1 MW, respetivamente, são muito menores.
A pequena dimensão da carga a alimentar e a forte variação na procura, afetada mais ainda pelo aumento da penetração das FER, reduz igualmente a escolha de tecnologias das centrais elétricas tradicionais que podem ser utilizadas nas microrredes isoladas.
Toda a capacidade de produção tradicional das redes isoladas das NII é alimentada a gasóleo ou fuelóleo.
b)
Os fatores de carga anuais são baixos em todas as microrredes isoladas. Em 2012, o fator de carga não ultrapassou 0,54 em nenhuma das microrredes isoladas. Os picos de carga médio e mediano, de 0,38 para ambos, são ainda menores. Tendo em conta o acesso prioritário das FER e o facto de os fatores de carga utilizados refletirem a integralidade da rede de eletricidade da microrrede isolada, o fator de carga para as centrais elétricas tradicionais nas NII é ainda mais baixo.
O fator de carga anual na rede interligada grega é, normalmente, de cerca de 50 % para todas as unidades e 65 % para as unidades térmicas. (6)
O fator de carga anual é indicativo da utilização efetiva que é feita das centrais elétricas durante um determinado ano e, consequentemente, da sua capacidade de obter receitas.
A crescente penetração das FER irá reduzir ainda mais a carga a alimentar pelas centrais elétricas tradicionais.
c)
Existem vários projetos destinadas a ligar as NII, em especial as Cíclades e Creta, à principal rede interligada grega. Como acima explicado, as centrais elétricas tradicionais nas NII não são tão eficientes como as centrais elétricas instaladas na rede interligada e, por conseguinte, é pouco provável que sejam economicamente viáveis assim que as NII nas quais estejam situadas estejam interligadas.
A possibilidade de uma rede isolada vir a ser interligada constitui, por conseguinte, um forte desincentivo ao investimento em capacidade tradicional nas NII.
d)
A relativamente pequena carga a alimentar significa que as variações relativamente pequenas na procura são suscetíveis de afetar a capacidade de produção necessária numa determinada rede isolada. A falta de capacidade de interligação significa que todas as alterações na procura por necessidade devem ser acompanhadas pela capacidade de produção na microrrede isolada.
Este fator aumenta a necessidade de celeridade e flexibilidade na resposta a variações na procura a mais longo prazo.
Esta necessidade de flexibilidade é reforçada pelas dificuldades sentidas em encontrar locais apropriados para centrais elétricas tradicionais nas NII e pela duração dos procedimentos de concessão de licenças e autorização.
e)
O rácio da procura anual máxima relativamente à mínima em 2012 (7), em todas as microrredes isoladas, é de, pelo menos, 3,35, mas é superior, muitas vezes bastante superior, para uma determinada microrrede isolada. Com efeito, os rácios médio e mediano da procura máxima relativamente à mínima correspondem a 6,27 e 5,98.
O rácio da procura máxima relativamente à mínima em 2010 na rede interligada grega foi de cerca de 3.
O rácio superior da procura máxima relativamente à mínima reflete o grau de flexibilidade e as reservas que, mesmo num determinado ano, necessitam de estar disponíveis na capacidade de produção instalada numa rede isolada.
Cabe salientar a este respeito que, em 2012, em cerca de 60 % das microrredes isoladas recorreu-se a grupos eletrogéneos móveis.
(49)
Por conseguinte, a Comissão conclui que existem problemas graves no funcionamento das centrais elétricas tradicionais nas redes isoladas das NII, identificadas no quadro supra.
4.3. AVALIAÇÃO DA DERROGAÇÃO SOLICITADA AO DISPOSTO NO CAPÍTULO III
4.3.1. A derrogação ao disposto no capítulo III não pode aplicar-se às novas capacidades
(50)
Nos termos do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, as derrogações ao disposto no capítulo III só podem ser concedidas no que se refere à renovação, ao melhoramento e à expansão da capacidade existente.
(51)
Consequentemente, a derrogação ao disposto no capítulo III da Diretiva 2009/72/CE não pode ser concedida para novas capacidades.
(52)
Ao invés disso, dado que as redes isoladas nas NII são redes de distribuição, caso o procedimento de autorização para novas capacidades não conceda uma autorização satisfatória no que se refere a novas capacidades para redes isoladas nas NII, as autoridades gregas podem equacionar recorrer ao disposto no artigo 7.o, n.o 3, da Diretiva 2009/72/CE também para novas capacidades tradicionais pequenas. Essas novas capacidades tradicionais pequenas podem, por exemplo, incluir uma capacidade de produção provisória que poderá ser disponibilizada a longo prazo sem a atribuição definitiva de um local específico.
4.3.2. Não é possível aplicar a Creta a derrogação ao disposto no capítulo III
(53)
Tal como exposto anteriormente, todas as NII são microrredes isoladas, excetuando a de Creta, que é uma pequena rede isolada.
(54)
Consequentemente, a derrogação ao disposto no capítulo III da Diretiva 2009/72/CE não pode ser concedida relativamente à rede de Creta.
4.3.3. A derrogação ao disposto no capítulo III não abrange instalações de FER e de PCCE
(55)
O pedido não menciona explicitamente que a derrogação solicitada diz apenas respeito a instalações tradicionais.
(56)
Contudo, o artigo 133.o, n.o 3, da Lei n.o 4001/2011 exclui expressamente a eletricidade produzida por utilização de fontes de energia renováveis, por centrais de cogeração ou híbridas de elevada eficiência e por autoprodutores do âmbito da licença de produção exclusiva que pode ser concedida à PPC. O mesmo resulta do artigo 225.o do Código das NII.
(57)
Além disso, a justificação apresentada refere-se apenas aos problemas sérios relacionados com o funcionamento das centrais elétricas tradicionais. De facto, afigura-se lógico que essas centrais elétricas estejam confrontadas com problemas sérios devido, entre outras coisas, ao aumento da penetração das FER.
(58)
Por conseguinte, mesmo que o pedido solicitasse uma derrogação às disposições do capítulo III da Diretiva 2009/72/CE para as centrais de produção não tradicionais, a mesma não poderia ser concedida, uma vez que não foram apresentados os motivos que a justifiquem.
4.3.4. Pode ser concedida a derrogação à autorização de renovação, melhoramento e expansão da capacidade existente
(59)
Tendo em conta os problemas graves supracitados relacionados com o funcionamento das centrais elétricas tradicionais nas pequenas redes isoladas, pode ser concedida uma derrogação à autorização da capacidade tradicional existente, na medida em que tal se refira à renovação, ao melhoramento e à expansão da capacidade tradicional existente. Essa autorização pode ser concedida diretamente à PPC.
(60)
Para efeitos desta derrogação:
a)
A capacidade de produção tradicional existente inclui projetos de construção de capacidade tradicional para os quais a ARE já tenha concedido uma licença e que não tenham sido cancelados na data em que a presente decisão produz efeitos;
b)
A demolição total da principal capacidade de produção num local existente e a sua substituição por uma nova instalação de produção de eletricidade é considerada como sendo a construção de uma nova capacidade;
c)
A colocação de uma capacidade de produção temporária dentro do perímetro da capacidade existente constitui uma expansão da capacidade existente.
(61)
No entanto, não existem motivos para uma derrogação aos critérios e condições, tais como os estabelecidos no artigo 7.o, n.o 2, da Diretiva 2009/72/CE, ao abrigo dos quais é concedida uma autorização à PPC.
(62)
Além disso, no caso de a derrogação ser concedida diretamente à PPC, é importante que as disposições definam as obrigações relativamente ao prazo dentro do qual a central elétrica tradicional autorizada deve estar plenamente operacional e assegurem o cumprimento integral e efetivo dessas obrigações. Após a expiração, a critério exclusivo da ARE, essa autorização direta pode ser prorrogada, mas apenas se tiver expirado por razões totalmente fora do controlo da PPC. Após a expiração, a ARE deve organizar um procedimento de autorização que observe plenamente o artigo 7.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, incluindo assim a participação de terceiros.
4.3.5. A derrogação não pode abranger concursos para novas capacidades
(63)
Por definição, o termo concurso, na aceção do artigo 8.o da Diretiva 2009/72/CE, refere-se à capacidade que ainda não foi criada e autorizada e que, por conseguinte, constitui uma nova capacidade.
(64)
Pelas razões já expostas, não deve ser concedida uma derrogação para novas capacidades nos termos do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE.
4.4. AVALIAÇÃO DA DERROGAÇÃO SOLICITADA AO DISPOSTO NO CAPÍTULO VIII
4.4.1. A derrogação ao disposto no capítulo VIII não abrange o artigo 32.o relativo ao acesso de terceiros
(65)
O pedido refere-se à derrogação ao disposto no capítulo VIII da Diretiva 2009/72/CE e, por conseguinte, pode considerar-se que inclui um pedido de derrogação ao disposto no artigo 32.o relativo ao acesso de terceiros.
(66)
O pedido não especifica se a derrogação solicitada abrange igualmente o artigo 32.o da Diretiva 2009/72/CE, nem apresenta os motivos que justifiquem essa derrogação. Ao invés, a Lei n.o 4001/2011 e o Código das NII obrigam a DEDDIE a facultar o acesso não discriminatório de terceiros à rede de distribuição operada pela DEDDIE (por exemplo, artigo 127.o da Lei n.o 4001/2011). Consequentemente, essa derrogação não pode ser concedida.
4.4.2. Derrogação ao artigo 33.o relativo à abertura dos mercados e à reciprocidade
4.4.2.1. Não existem motivos para uma derrogação permanente ao artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE
(67)
O pedido alega essencialmente que a PPC deve continuar a ser o único fornecedor titular de licença para abastecer os consumidores nas NII, com a justificação de que desenvolver as infraestruturas necessárias ao funcionamento e supervisão do mercado da eletricidade nas microrredes isoladas, juntamente com as necessárias para a abertura do mercado a fornecedores terceiros, acarreta custos operacionais para o operador das NII que superam os benefícios para os consumidores que poderiam advir da abertura do mercado.
(68)
Tal como se torna evidente a partir do parecer da ARE, a infraestrutura instalada nas NII procura garantir que a OSP nas NII possa ser administrada, em conformidade com a legislação em vigor, de uma forma transparente, verificável e não discriminatória. Além disso, a infraestrutura é necessária para explorar as redes isoladas das NII de um ponto de vista técnico e económico. Por conseguinte, uma vez que, de qualquer modo, a infraestrutura é necessária para cumprir esses requisitos, independentemente do número de fornecedores titulares de licença nas NII, a abertura do mercado não aumenta o custo da infraestrutura.
(69)
Ainda que seja necessária uma infraestrutura similar, a abertura do mercado não está intrinsecamente relacionada com o funcionamento técnico das redes isoladas nas NII ou com a OSP nas NII, uma vez que não existe um nexo de causalidade entre o funcionamento técnico e económico dessas redes isoladas e a operação da OSP nas NII, de acordo com os requisitos legais relevantes, por um lado, e a questão da existência de um ou mais fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores de eletricidade das NII, por outro.
(70)
É certo que os custos de produção mais elevados nas NII em comparação com os custos de produção na rede interligada devem ser reembolsados pelos fornecedores ativos nas NII, redistribuindo a respetiva parte da compensação da OSP nas NII em função das vendas de eletricidade aos seus consumidores. No entanto, é necessário estabelecer, de alguma forma, os custos de produção das NII para determinar a compensação financeira para a OSP nas NII, independentemente do número de fornecedores ativos nas NII.
(71)
O único requisito adicional para a abertura do mercado é a redistribuição, por cada fornecedor, da respetiva parte da compensação da OSP nas NII em função das vendas de eletricidade aos seus consumidores. Até mesmo os dados relativos ao cliente, nomeadamente os dados de consumo, são necessários, independentemente de existir um ou mais fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores das NII.
(72)
Por conseguinte, conceder a compensação da OSP nas NII aos fornecedores apenas implica a capacidade de atribuir os dados de consumo dos consumidores a um determinado fornecedor titular de licença, o que é essencialmente um processo administrativo baseado em informações totalmente, ou em grande medida, recolhidas, independentemente da existência ou não de abertura do mercado nas NII. Em segundo lugar, esta capacidade é uma condição prévia para o bom funcionamento de qualquer mercado de abastecimento de eletricidade. Tais custos não podem, por conseguinte, ser aceites como motivos que justificam a derrogação à abertura do mercado, dado que não são específicos ao funcionamento das redes isoladas nas NII e estão relacionados com um problema sério relacionado com o funcionamento das mesmas.
(73)
É importante notar que a criação de registos para atribuir informações de consumo aos fornecedores faz parte da infraestrutura a criar. Embora a criação da infraestrutura completa prevista facilite o funcionamento ótimo das redes isoladas de eletricidade, a realização total dos investimentos conexos não constitui uma condição necessária para que ocorra a abertura do mercado.
(74)
O facto de poder existir uma grande variação nos valores do custo de produção variável média anual por NII é irrelevante. Com efeito, ainda que justificada, essa variação refere-se ao custo de produção de eletricidade nas redes isoladas das NII. A determinação desse montante já é exigida para a administração da OSP nas NII, em conformidade com os requisitos legais e, além disso, não é de forma alguma afetada pelo número de fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores das NII. Além disso, tendo em conta o facto de a administração da OSP nas NII já ter por base um sistema mensal para cada rede isolada separadamente, é difícil conceber que grandes variações anuais por NII possam dar origem a problemas materiais.
(75)
Do que precede conclui-se que o número de fornecedores titulares de licença para abastecer os consumidores nas NII não está intrinsecamente ligado ao funcionamento técnico e económico das redes isoladas nem ao funcionamento da OSP nas NII nos termos dos requisitos legais relevantes.
(76)
Além disso, pode salientar-se que a abertura do mercado tem benefícios que superam os custos, caso existam, da abertura do mercado. Tal como a ARE salienta, os fornecedores alternativos nas NII poderiam proporcionar benefícios adicionais significativos aos consumidores das NII, combinando a prestação de outros serviços com os do fornecimento de eletricidade.
(77)
Por conseguinte, o pedido de derrogação, a título permanente, ao disposto no artigo 33.o não é deferido.
4.4.2.2. Limitação da duração para uma rede isolada em relação ao artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE
(78)
Tendo em conta o que precede, importa reconhecer que a abertura do mercado exige a criação de modalidades práticas para permitir às redes isoladas das NII funcionar plenamente em conformidade com o Código das NII. Os problemas de ordem prática relacionados com a abertura do mercado podem implicar a indisponibilidade dos registos necessários para atribuir os contadores e dados de consumo aos fornecedores ou o facto de a infraestrutura ótima ainda não estar criada. À luz destes elementos, pode ser prevista a concessão de uma derrogação ao artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE que seja limitada no tempo.
(79)
Ao avaliar a duração da derrogação ao capítulo VIII, afiguram-se pertinentes as seguintes duas considerações:
a)
Como já referido, o elemento mais importante necessário para permitir a abertura do mercado nas NII é a disponibilidade de um registo nas NII que permita a atribuição de dados de consumo a um determinado fornecedor. O artigo 327.o, n.o 4, do Código das NII determina que o registo exigido para o efeito é concluído o mais tardar dois anos após a entrada em vigor do Código das NII. A disponibilidade do registo é uma condição necessária para a abertura do mercado em termos práticos;
b)
A conclusão integral do programa de investimento para a infraestrutura a instalar nas NII certamente facilitaria o funcionamento prático da abertura do mercado nas NII. No entanto, não se trata de um requisito necessário. O artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII estabelece um prazo no qual todas as NII atuais devem estar equipadas com a infraestrutura adicional a instalar nas NII, o mais tardar cinco anos após a entrada em vigor do Código das NII.
(80)
Por conseguinte, deve ser concedida uma derrogação à abertura do mercado por, pelo menos, dois anos após a entrada em vigor do Código das NII, isto é, até 17 de fevereiro de 2016, para que os registos, que são um requisito necessário para a abertura do mercado, sejam criados. Dado que a infraestrutura completa tem de ser instalada o mais tardar cinco anos após a entrada em vigor do Código das NII, a validade da derrogação deve, em todo o caso, estar limitada a cinco anos após a entrada em vigor do Código das NII, isto é, até 17 de fevereiro de 2019 para qualquer uma das redes isoladas das NII. No entanto, a derrogação só pode ser justificada sempre que persistam problemas substanciais e materiais para a abertura do mercado diretamente atribuíveis à não conclusão do programa de investimento na infraestrutura nas NII, devendo verificar-se regularmente se esses problemas persistem numa determinada rede isolada das NII. Essa verificação deve utilizar como referência o plano de investimento da DEDDIE, aprovado pelas autoridades competentes gregas, para a instalação da infraestrutura necessária nas NII. Este plano deve, por conseguinte, estar concluído e ser aprovado até 17 de fevereiro de 2015.
(81)
A fim de não atrasar desnecessariamente a abertura de mercado, o plano de investimento na infraestrutura da DEDDIE deve ser aprovado pela ARE e deve dar prioridade às redes isoladas de Creta e de Rodes, visto serem as NII mais populosas.
(82)
A partir de 17 de fevereiro de 2016 e daí em diante anualmente, até 17 de fevereiro de 2019, a DEDDIE deve elaborar um relatório, que deverá ser aprovado pela ARE, especificando os motivos pelos quais a abertura do mercado ainda não ocorreu numa determinada rede isolada das NII. Esse relatório deve ser publicado e notificado à Comissão.
4.4.3. A derrogação ao disposto no capítulo VIII não abrange o artigo 34.o
(83)
O pedido diz respeito à derrogação ao disposto no capítulo VIII da Diretiva 2009/72/CE e, por conseguinte, pode considerar-se que inclui um pedido de derrogação ao disposto no artigo 34.o em matéria de linhas diretas, na aceção do artigo 2.o, n.o 15, da Diretiva 2009/72/CE.
(84)
O pedido não especifica se o pedido de derrogação abrange igualmente o artigo 34.o da Diretiva 2009/72/CE.
(85)
Por conseguinte, mesmo que o pedido pretendesse solicitar uma derrogação ao artigo 34.o da Diretiva 2009/72/CE, tal derrogação não deve ser concedida uma vez que não foram apresentados motivos que a justifiquem.
4.4.4. Interligações - aplicação da derrogação ao disposto nos capítulos III e VIII
(86)
A derrogação diz respeito às microrredes isoladas que se caracterizam precisamente pelo facto de não estarem ou, no caso das pequenas redes isoladas, apenas a um nível muito limitado, interligadas com outras redes de eletricidade.
(87)
Todavia:
a)
De acordo com o recentemente aprovado plano decenal de desenvolvimento do operador da rede de transporte grega, o operador independente de transporte de eletricidade (ou «ADMIE» S.A), a interligação das Cíclades deverá estar concluída até 2018 em três fases, ficando determinadas ilhas Cíclades interligadas com a rede interligada grega muito antes dessa data;
b)
Além disso, a interligação de Creta deverá estar concluída até 2020. As partes relevantes do projeto para os três primeiros anos foram incluídas no plano decenal de desenvolvimento de 2013 da ADMIE aprovado. O plano definitivo deve ser incluído no plano decenal de desenvolvimento que será aprovado em 2014.
(88)
É necessário prever expressamente que a derrogação para uma determinada rede isolada cessa automaticamente assim que uma interligação entre essa rede isolada e a rede interligada grega fique plenamente operacional.
(89)
A DEDDIE, ainda que jurídica e funcionalmente separada, é detida a 100 % pela PPC. Ao contrário de um operador de rede de distribuição na aceção da Diretiva 2009/72/CE, a DEDDIE desempenha igualmente funções de grande alcance no funcionamento das redes isoladas das NII e na exploração da produção das NII, incluindo a capacidade de produção tradicional detida pela PPC e, por conseguinte, a respetiva remuneração económica. Como já referido, a interligação afeta a viabilidade económica das centrais elétricas tradicionais atualmente instaladas nas redes isoladas das NII.
(90)
As derrogações só devem ser concedidas se forem proporcionais e não excederem o estritamente necessário. Por conseguinte, é necessário proporcionar incentivos e transparência inequívocos no que se refere às decisões de interligar ou não redes isoladas das NII.
(91)
O artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011 prevê que:
«A ADMIE SA deve apresentar um plano decenal de desenvolvimento da rede de transporte de eletricidade grega à ARE até 31 de março de cada ano […] O plano decenal de desenvolvimento da rede de transporte de eletricidade grega deve, nomeadamente: […] c) apresentar um estudo de custo-benefício técnico e financeiro relativo às obras importantes de transporte […], sobretudo para […] as interligações entre as ilhas e a rede de transporte, incluindo um calendário, fluxos de caixa previstos e os requisitos de financiamento para todos os projetos de investimento»
.
(92)
A fim de assegurar a existência de incentivos e transparência inequívocos no que se refere às decisões de interligar ou não redes isoladas das NII, as autoridades gregas devem assegurar que:
a)
Ao autorizar concursos para capacidades existentes ou novas para uma determinada rede isolada numa NII, a ADMIE, a DEDDIE e a ARE ponderam sistematicamente a alternativa de interligar a rede isolada de que a NII em questão faz parte. Essa autorização para capacidades existentes ou novas deve ser rejeitada se a construção de uma interligação for mais eficiente em termos de custos. Os custos devem incluir todos os custos incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores finais da rede isolada, incluindo a compensação da OSP nas NII;
b)
O estudo de custo-benefício de obras importantes de transporte por parte da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, só considera custos eficientes de investimento e exploração da interligação. Em especial, não deve considerar as receitas perdidas pelos ativos de produção tradicionais já instalados nas NII ou a depreciação do seu valor;
c)
A ARE publica, juntamente com o plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores em cada uma das redes isoladas das NII. A menos que a construção de uma interligação esteja integrada no plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, conforme aprovado pela ARE, esta última irá, por sua iniciativa ou mediante pedido simples de um terceiro, organizar um concurso, tal como previsto no artigo 22.o, n.o 7, alínea b), da Diretiva 2009/72/CE, para a construção de uma interligação que ligue uma ou várias redes isoladas das NII. Deve ser construída uma interligação se essa construção reduzir os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores situados nas NII;
d)
A ARE fixa um prazo claro para a conclusão da construção de uma interligação. Se a interligação não for construída ou não o for dentro do prazo fixado pela ARE, deverá reclamar-se uma indemnização pelas reduções de custos não concretizadas.
4.5. DURAÇÃO
(93)
É necessário rever os factos em que a derrogação assenta, em especial depois de os planos de interligação de determinadas redes isoladas deverem estar concluídos e os prazos para a instalação da infraestrutura, conforme previsto no artigo 237.o do Código das NII, terem expirado.
(94)
Por conseguinte, uma eventual derrogação será válida até 1 de janeiro de 2021.
4.6. EFEITOS RETROATIVOS
(95)
Tal como acima referido, o pedido de 17 de janeiro de 2012 renovou o pedido inicial apresentado em 2003.
(96)
O artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE, revogada pela Diretiva 2009/72/CE, também continha disposições que permitem aos Estados-Membros pedir derrogações a certas disposições da referida diretiva em caso de problemas graves no funcionamento das pequenas ou microrredes isoladas. Nos termos do artigo 48.o da Diretiva 2009/72/CE, as remissões para o artigo 26.o, n.o 1, revogado da Diretiva 2003/54/CE devem entender-se como referências ao artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE.
(97)
As definições de pequena rede isolada e de microrrede isolada utilizadas no artigo 2.o, n.os 26 e 27, da Diretiva 2003/54/CE, são idênticas às utilizadas no artigo 2.o, n.os 26 e 27, da Diretiva 2009/72/CE.
(98)
Ambas as definições se referem à procura de eletricidade em redes isoladas em 1996, a qual não se alterou. Além disso, Creta não foi interligada à rede interligada grega nem em 2003 nem em 2012, nem na altura em que a presente decisão de derrogação entra em vigor.
(99)
Por conseguinte, todas as micro e pequenas redes de eletricidade elegíveis como micro ou pequenas redes no pedido, eram elegíveis nessa condição quando foi apresentado o pedido inicial e na altura em que a presente decisão de derrogação produz efeitos.
(100)
Por conseguinte, não se verificaram alterações jurídicas ou factuais no que diz respeito às pequenas e microrredes isoladas passíveis de serem elegíveis para derrogação ao abrigo da Diretiva 2003/54/CE e da Diretiva 2009/72/CE.
(101)
O artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE permitia conceder uma derrogação ao seu capítulo III, que contém disposições como as do capítulo III da Diretiva 2009/72/CE no que diz respeito a procedimentos de autorização para novas capacidades e a concursos para novas capacidades.
(102)
O artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE permitia conceder uma derrogação ao seu capítulo VII, que contém disposições como as do capítulo VIII da Diretiva 2009/72/CE no que diz respeito ao acesso de terceiros, à abertura do mercado e às linhas diretas.
(103)
Caso a Comissão tivesse concedido a derrogação em resposta ao pedido inicial, poderia tê-lo feito nos mesmos termos que ao abrigo da presente derrogação ao abrigo da Diretiva 2009/72/CE.
(104)
Além disso, não há alteração das circunstâncias factuais desde 2003. Com efeito, a situação geográfica das NII, os fatores económicos que regem o funcionamento das redes elétricas nas redes isoladas das NII e a natureza dos problemas graves que puseram fim ao funcionamento das centrais elétricas tradicionais nas redes isoladas das NII não se alteraram substancialmente desde 2003.
(105)
O pedido inicial encontra-se pendente desde 2003. A ausência de ação por parte da Comissão não deve prejudicar a República Helénica. A República Helénica cumpriu as suas obrigações ao abrigo do artigo 26.o, n.o 1, da Diretiva 2003/54/CE e do artigo 44.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE e apresentou um pedido devidamente fundamentado de derrogação nos termos dos referidos artigos para as redes isoladas nas NII.
(106)
Por conseguinte, é adequado que a presente decisão de derrogação produza efeitos a contar da data da notificação do pedido inicial, ou seja, 5 de dezembro de 2003,
ADOTOU A PRESENTE DECISÃO:
Artigo 1.o
A presente decisão aplica-se às pequenas e microrredes, tal como identificadas no quadro.
Para efeitos da presente decisão, Creta é uma pequena rede isolada, ao passo que todas as demais redes isoladas são microrredes isoladas.
Artigo 2.o
1. É concedida uma derrogação às disposições do artigo 33.o da Diretiva 2009/72/CE para as pequenas e microrredes isoladas.
2. A presente derrogação é válida até 17 de fevereiro de 2016 ou até à instalação completa da infraestrutura, tal como previsto no artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII, consoante o que se verificar em último lugar. Em qualquer caso, a presente derrogação deixa de ser aplicável em 17 de fevereiro de 2019.
3. As autoridades gregas devem, até 17 de fevereiro de 2015, elaborar um plano relativo aos investimentos em infraestruturas, como previsto no artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII, especificando, individualmente para cada rede isolada das NII, até que data a infraestrutura deve estar totalmente instalada. Este plano deve conferir prioridade a Creta e Rodes.
4. A partir de 17 de fevereiro de 2016 e daí em diante anualmente até 17 de fevereiro de 2019, as autoridades gregas devem elaborar um relatório que especifique, para cada rede isolada das NII: a) se ocorreu a abertura do mercado; b) o estado dos investimentos na infraestrutura em relação ao plano relevante; c) os problemas substanciais e materiais que persistem para a abertura do mercado; e d) se esses problemas podem ser diretamente atribuídos à não-conclusão do investimento na infraestrutura, como previsto no artigo 237.o, n.o 7, do Código das NII.
Artigo 3.o
1. É concedida uma derrogação ao disposto no artigo 7.o, n.o 1, da Diretiva 2009/72/CE, segundo a qual podem ser concedidas autorizações diretamente à PPC para a renovação, o melhoramento e a expansão das capacidades tradicionais existentes nas microrredes isoladas.
2. Para efeitos da presente derrogação:
a)
A capacidade de produção tradicional existente deve incluir os projetos de renovação, melhoramento e expansão da capacidade de produção tradicional para a qual a ARE tenha emitido uma licença válida à data da notificação da presente decisão;
b)
A demolição total da principal capacidade de produção num local existente e a sua substituição por uma nova instalação de produção de eletricidade não é considerada uma capacidade existente, mas sim a construção de uma nova capacidade;
c)
A colocação temporária de capacidade de produção tradicional dentro do perímetro da capacidade existente constitui uma expansão da capacidade existente.
3. Após a expiração da autorização concedida nos termos do n.o 1, essa autorização pode ser prorrogada, segundo o critério exclusivo da ARE, desde que os atrasos se devam a razões que escapem totalmente ao controlo da PPC.
4. A presente derrogação não se aplica às autorizações concedidas nos termos do n.o 1 que tenham caducado ou sido anuladas.
5. Todas as demais disposições do artigo 7.o da Diretiva 2009/72/CE continuam a aplicar-se integralmente.
6. A presente derrogação é válida até 1 de janeiro de 2021.
Artigo 4.o
1. As derrogações previstas na presente decisão deixam de ser aplicáveis às pequenas redes e microrredes assim que forem interligadas à rede interligada.
2. As autoridades gregas:
a)
Ao autorizarem concursos para capacidades novas para uma determinada rede isolada numa NII, devem ponderar sistematicamente a alternativa de interligar a rede isolada de que a NII faz parte. Uma autorização para novas capacidades deve ser rejeitada se a construção de uma interligação for mais eficiente em termos de custos. Os custos devem incluir todos os custos incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores finais da rede isolada, incluindo a compensação da OSP na NII;
b)
Devem assegurar que o estudo de custo-benefício de obras importantes de transporte por parte da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, só considera custos eficientes de investimento e exploração da interligação projetada. Não deve considerar as receitas perdidas pelos ativos de produção tradicionais já instalados nas NII ou a depreciação do seu valor;
c)
Devem publicar, juntamente com o plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011, os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores em cada uma das redes isoladas das NII. A menos que a construção de uma interligação esteja integrada no plano decenal de investimento da ADMIE, tal como previsto no artigo 108.o da Lei n.o 4001/2011 conforme aprovado pela ARE, as autoridades gregas devem, por sua iniciativa ou mediante pedido simples de um terceiro, organizar um concurso, tal como previsto no artigo 22.o, n.o 7, alínea b), da Diretiva 2009/72/CE para a construção de uma interligação que ligue uma ou várias redes isoladas das NII. Deve ser construída uma interligação se a sua construção reduzir os custos globais, incluindo a compensação da OSP nas NII, incorridos com o fornecimento de eletricidade aos consumidores situados nas NII;
d)
Devem fixar um prazo claro para a conclusão da construção de uma interligação. Se a interligação não for construída ou não o for dentro do prazo fixado, as autoridades gregas devem exigir uma indemnização pela poupança de custos não realizada.
Artigo 5.o
A presente decisão é aplicável a partir de 5 de dezembro de 2003.
Artigo 6.o
A presente decisão é dirigida à República Helénica.
Feito em Bruxelas, em 14 de agosto de 2014.

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