LA COMMISSIONE EUROPEA,
visto il trattato sul funzionamento dell’Unione europea,
visto il regolamento (UE) 2019/943 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, sul mercato interno dell’energia elettrica (1), in particolare l’articolo 64,
vista la direttiva (UE) 2019/944 del Parlamento europeo e del Consiglio, del 5 giugno 2019, relativa a norme comuni per il mercato interno dell’energia elettrica e che modifica la direttiva 2012/27/UE (2), in particolare l’articolo 66,
considerando quanto segue:
1.PROCEDIMENTO
(1)Il 21 febbraio 2022 la Commissione ha adottato la decisione (UE) 2022/258 (3) che concede alla Grecia una deroga alle seguenti disposizioni del regolamento (UE) 2019/943 e della direttiva (UE) 2019/944 per quanto riguarda l’isola di Creta:
a)l’articolo 6 del regolamento (UE) 2019/943, che stabilisce le norme applicabili ai mercati del bilanciamento dell’energia elettrica;
b)l’articolo 7, paragrafo 1, del regolamento (UE) 2019/943, che riguarda l’organizzazione della gestione dei mercati integrati del giorno prima e infragiornaliero da parte dei gestori dei sistemi di trasmissione (TSO) e del gestore del mercato elettrico designato (NEMO), conformemente al regolamento (UE) 2015/1222 della Commissione (4);
c)l’articolo 8, paragrafi 1 e 4, del regolamento (UE) 2019/943, il primo dei quali impone ai NEMO di consentire ai partecipanti al mercato di effettuare scambi di energia quanto più possibile in tempo reale, e almeno entro l’orario di chiusura del mercato infragiornaliero interzonale, mentre il secondo fissa il periodo di regolazione degli sbilanciamenti a 15 minuti in tutte le aree di programmazione;
d)l’articolo 9 del regolamento (UE) 2019/943, che riguarda i mercati a termine;
e)l’articolo 10 del regolamento (UE) 2019/943, che riguarda i limiti tecnici di offerta applicabili ai prezzi all’ingrosso dell’energia;
f)l’articolo 11 del regolamento (UE) 2019/943, che riguarda la determinazione del valore del carico perso, vale a dire la stima del limite massimo di prezzo dell’energia elettrica che i clienti sono disposti a pagare per evitare un’indisponibilità;
g)l’articolo 40, paragrafi da 4 a 7, della direttiva (UE) 2019/944, che stabilisce determinate responsabilità dei TSO, tra cui l’acquisizione di servizi ancillari non relativi alla frequenza.
(2)La deroga concessa con la decisione (UE) 2022/258 era applicabile fino al 31 dicembre 2023 o fino alla piena interconnessione dell’isola di Creta con la Grecia continentale, se precedente.
(3)Il 18 dicembre 2023 la Grecia ha presentato alla Commissione una nuova richiesta di deroga («richiesta») alle disposizioni di cui al considerando 1 per quanto riguarda l’isola di Creta. Nella nuova richiesta la Grecia ha spiegato che, a causa di ritardi impossibili da prevedere nei pertinenti processi di costruzione e concessione delle licenze, la piena interconnessione dell’isola di Creta non sarebbe potuta avvenire entro la fine di dicembre 2023 e ha chiesto una nuova deroga alle suddette disposizioni fino al 31 dicembre 2025 o fino al completamento della piena interconnessione dell’isola di Creta con la Grecia continentale, se precedente.
(4)Il 28 febbraio 2024 la Commissione ha pubblicato la richiesta sul suo sito web e ha invitato gli Stati membri e i portatori di interessi a presentare osservazioni entro il 27 marzo 2024. È pervenuta una sola osservazione, che riguardava l’installazione di capacità di generazione convenzionale supplementare a Creta e la remunerazione di tale capacità. Più precisamente vi si esprimeva il timore che il regime di remunerazione applicabile non fosse compatibile con le norme dell’UE sui meccanismi di regolazione della capacità. A scanso di equivoci, la Grecia non ha chiesto una deroga alle norme dell’UE sui meccanismi di regolazione della capacità, che continueranno dunque ad applicarsi a qualsiasi regime di remunerazione per la capacità di generazione a Creta. L’osservazione ricevuta esula quindi dall’ambito di applicazione della presente decisione. La presente decisione lascia inoltre impregiudicata la normativa dell’UE in materia di aiuti di Stato.
2.L’ISOLA DI CRETA
Il sistema elettrico e il mercato dell’energia elettrica nell’isola di Creta
(5)L’isola di Creta si trova nel Mar Mediterraneo, a sud della Grecia continentale. Fino al 3 luglio 2021 disponeva di un sistema elettrico autonomo, non collegato al sistema elettrico nazionale continentale.
(6)Come spiegato nei considerando da 6 a 9 della decisione (UE) 2022/258, la Grecia ha considerato un progetto prioritario la piena interconnessione dell’isola di Creta con il territorio continentale, da completare entro la fine del 2023 e da realizzare in due fasi:
a)la fase I del progetto, relativa all’interconnessione di Creta con la penisola del Peloponneso («fase I dell’interconnessione») è stata completata il 1o novembre 2021;
b)la fase II del progetto riguarda l’interconnessione della parte centrale di Creta (prefettura di Heraklion) con la Grecia continentale (regione dell’Attica) («fase II dell’interconnessione»). Si prevede che al completamento della fase II dell’interconnessione l’isola di Creta sarà pienamente interconnessa con il sistema continentale di trasmissione dell’energia e la domanda di energia elettrica sull’isola sarà pienamente soddisfatta.
(7)Prima del completamento della fase I dell’interconnessione, il mercato dell’energia elettrica di Creta aveva caratteristiche tali che i produttori e i fornitori non presentavano alcuna offerta sul mercato greco e le unità di generazione erano dispacciate in base ai loro costi variabili minimi. Il prezzo di vendita all’ingrosso dell’energia elettrica a Creta era calcolato mensilmente, sulla base dei costi variabili e totali delle unità elettriche convenzionali, tutte di proprietà dell’operatore storico Public Power Cooperation SA («PPC S.A.»), unico produttore di energia convenzionale dell’isola. Erano presenti anche diversi produttori di energia elettrica da fonti rinnovabili che applicavano una tariffa fissa in virtù di un accordo d’acquisto di energia elettrica o in funzione della data di entrata in esercizio di ciascuna unità. L’applicazione di questo modello è cessata una volta completata la fase I (1o novembre 2021).
(8)Per il periodo transitorio tra il completamento della fase I e della fase II («periodo transitorio»), al mercato dell’energia elettrica di Creta si applica un modello di mercato ibrido («modello ibrido»). I dettagli sul suo funzionamento sono stati esposti nei considerando da 15 a 19 della decisione (UE) 2022/258.
(9)In sintesi, il modello ibrido prevede che la borsa dell’energia elettrica greca HEnEX presenti ordini per l’intero carico e la generazione termoelettrica di Creta sia sul mercato del giorno prima che su quello infragiornaliero. Gli ordini sono presentati per conto di tutti i rappresentanti del carico e i produttori di energia termoelettrica di Creta. Tutti i contratti per l’energia elettrica da fonti rinnovabili sono stati trasferiti con decisione ministeriale all’operatore di fonti energetiche rinnovabili e garanzie di origine («DAPEEP»), che riceve tutti i dati di misurazione pertinenti per le fonti rinnovabili esistenti e nuove a Creta dal gestore del sistema di distribuzione («HEDNO S.A.»). Contemporaneamente, DAPEEP presenta ordini per l’intera generazione di energia da fonti rinnovabili a Creta. Sulla base di questi ordini, la domanda totale di energia elettrica prevista dal gestore del sistema di trasmissione greco («IPTO S.A.») è assegnata ai rappresentanti del carico in funzione del loro rapporto percentuale di fornitura calcolato ex ante su base mensile da HEDNO S.A. Al termine del processo, il carico completo e il profilo di generazione di Creta sono introdotti virtualmente nei mercati del giorno prima e infragiornaliero del sistema interconnesso della Grecia continentale.
(10)Secondo la richiesta, il funzionamento della fase I dell’interconnessione segue i segnali economici della formazione dei prezzi nel sistema interconnesso continentale rispetto al mercato dell’energia elettrica di Creta. Dato che i costi per la generazione di energia termoelettrica a Creta sono elevati, la fase I dell’interconnessione prevede principalmente di importare energia elettrica sull’isola. Tuttavia, ciò non sempre si verifica. Durante i periodi di basso carico e di generazione elevata di energia da fonti rinnovabili a Creta, il flusso sui cavi della fase I dell’interconnessione si inverte e l’energia elettrica è trasportata da Creta alla Grecia continentale. La Grecia ha spiegato che in questi casi l’energia elettrica proviene da fonti rinnovabili, poiché tutta la generazione di energia termoelettrica viene considerata destinata al carico locale a Creta.
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