DECISIÓ DE LA COMISSIÓ (UE) 2022/258 de 21 de febrer de 2022 per la qual es concedeix a la República Hel·lènica una derogació de determinades disposicions del Reglament (UE) 2019/943 del Parlament Europeu i del Consell i de la Directiva (UE) 2019/944 del Parlament Europeu i del Consell pel que fa a Creta (notificada en el document C(2022) 1140) (Només el text grec és autèntic) (Text amb rellevància de l'EEE)

LA COMISSIÓ EUROPEA,

Tenint en compte el Tractat de Funcionament de la Unió Europea,,

Tenint en compte el Reglament (UE) 2019/943 del Parlament Europeu i del Consell de 5 de juny de 2019 sobre el mercat interior de l'electricitat [E0001], i en particular l'article 64 del mateix,,

Tenint en compte la Directiva (UE) 2019/944 del Parlament Europeu i del Consell, de 5 de juny de 2019, sobre normes comunes per al mercat interior de l'electricitat i per la qual es modifica la Directiva 2012/27/UE [E0002], i en particular l'article 66 de la mateixa,,

Atenent que:

(1) El 3 de juny de 2021, la República Hel·lènica ("Grècia") va presentar a la Comissió una sol·licitud d'excepció (la "Sol·licitud") per a l'illa de Creta de conformitat amb el Reglament (UE) 2019/943 de l'article 64 i l'article 66 de la Directiva (UE) 2019/944. La sol·licitud demana una derogació dels articles 6, 7(1), 8(1), 8(4), 9, 10, 11 i 13 del Reglament (UE) 2019/943, i de l'article 40(4) a (7) de la Directiva (UE) 2019/944, per un període limitat de temps, és a dir, fins al 31 de desembre de 2023.

(2) L'1 de juliol de 2021, la Comissió va publicar l'Aplicació al seu lloc web [E0003] i va convidar els Estats membres i les parts interessades a proporcionar comentaris fins al 12 d'agost de 2021.

(3) L'illa grega de Creta està situada al mar Mediterrani, al sud del continent continental de Grècia, i va ser fins al 3 de juliol de 2021 un sistema d'energia autònom, no connectat al sistema elèctric nacional continental.

(4) Després de la decisió de la Comissió 2014/536/EU [E0004], que va concedir a Grècia una derogació de certes disposicions de la Directiva 2009/72/CE del Parlament Europeu i del Consell [E0005], Creta es va considerar com un petit sistema aïllat dins del significat de l'article 2(42) de la Directiva (UE) 2019/944. Els actius d'alta tensió a Creta són propietat de Public Power Cooperation S.A. ("PPC S.A.") i operats per l'Operador del Sistema de Distribució ("HEDNO S.A.").

(5) De conformitat amb l'article 4 de la Decisió 2014/536/UE de la Comissió, les derogacions previstes ja no s'aplicaran als sistemes petits i micro aïllats una vegada que estiguin interconnectats amb el sistema interconnectat; independentment d'això, les autoritats gregues van rescindir la derogació concedida per aquesta Decisió pel que fa a Creta a partir de l'1 de gener de 2017 [E0006].

(6) Grècia ha prioritzat la connexió de la xarxa de Creta al sistema elèctric continental com un projecte de gran importància, per tal d'assegurar-lo amb un subministrament elèctric segur i fiable, més concretament, la connexió de la xarxa de Creta, aprovada per l'Autoritat Reguladora Grega ("RAE") a través dels Plans de Desenvolupament de la Xarxa de Deu Anys, abordant els períodes 2017 a 2026, 2018 a 2027 i 2019 a 2028, respectivament, s'implementarà en dues fases.

(7) La primera fase ("Fase I") es refereix a la connexió a la xarxa de la part occidental de Creta ( Prefectura de Chania) a la península del Peloponès per línies HVAC, que representen una capacitat de transferència nominal d'aproximadament 150 MW. Per tant, s'espera que la finalització de la fase I cobreixi només una part del consum elèctric de Creta, que és el pic de 710 MW i el consum anual de 3 TWh), i no integri Creta com a part totalment interconnectada del sistema elèctric grec, en vista que la seva capacitat no cobreix completament la demanda de Creta, i l'electricitat s'importarà a Creta del sistema interconnectat continental a causa dels menors costos de generació.

(8) La segona fase ("Fase II") es refereix a la interconnexió de la part central de Creta (prefectura d'Heraklion) a la Grècia continental (regió d'Àtica) mitjançant dos cables HVDC, que representen una capacitat de transferència nominal d'aproximadament 1000 MW. Al final de la fase II, s'espera que l'illa de Creta estigui totalment interconnectada amb el sistema de transmissió d'electricitat continental i la demanda d'electricitat a l'illa està totalment coberta.

(9) Grècia explica que, a l'inici de l'operació comercial de l'interconnector desenvolupat en la Fase I, la xarxa elèctrica d'alta tensió de Creta havia de ser transferida a l'operador del sistema de transmissió grec ("IPTO S.A."), que serà propietari i funcionarà aquests actius a partir d'aquesta data. HEDNO S.A. deixaria d'operar la xarxa d'alta tensió de Creta, però continuaria operant les xarxes de baixa i mitjana tensió. Aquesta transferència va tenir lloc l'1 d'agost de 2021, abans de l'inici de l'operació comercial de la Fase I de l'interconnector entre Creta i el sistema continental grec.

(10) Actualment, els productors i proveïdors de l'illa de Creta no presenten cap oferta en el mercat grec i les unitats s'envien segons els seus costos variables mínims. El preu de compensació a l'engròs de l'electricitat a Creta es calcula sobre una base mensual, en funció dels costos variables i totals de les unitats elèctriques convencionals, és a dir, les unitats de PPC, ja que el titular és l'únic generador d'energia convencional a l'illa.A més, hi ha diversos productors d'energies renovables amb una tarifa fixa d'acord amb un acord de compra d'energia o una tarifa fixa en funció de la data d'inici de funcionament de cada unitat.

(11) Des de la finalització de la Fase I fins a la finalització de la Fase II i la interconnexió completa de Creta al sistema elèctric continental grec ("període transitori"), la connexió de xarxa entre Creta i el sistema elèctric continental es congestionarà estructuralment.

(12) A més, Creta manca d'infraestructura de mesurament adequada per permetre una correcta integració en el mercat majorista d'electricitat grec abans de 2023.

(13) Actualment, el mercat minorista de Creta està obert a tots els proveïdors actius en el mercat grec, vint dels quals són actius a Creta, atès que els costos de generació a l'illa de Creta són superiors als del sistema elèctric interconnectat grec, Grècia, per raons de cohesió social, va optar per l'aplicació per part dels proveïdors d'una única tarifa per a cada categoria de clients, en tot el seu territori.

(14) Les derogacions sol·licitades als articles 6, 7(1), 8(1), 8(4), 9, 10, 11 i 13 del Reglament (UE) 2019/943 i de l'apartat 4 de l'article 40 a la (7) de la Directiva (UE) 2019/944 tenen per objecte trobar una solució per al funcionament del mercat de l'electricitat a Creta durant el període transitori de la interconnexió de Creta amb el sistema elèctric continental grec.

(15) El sol·licitant proposa un "model híbrid" per al període de transició, en virtut del qual l'interconnector entre Creta i el sistema elèctric continental grec serà tractat com una part responsable del saldo en el sentit de l'article 2(14) del Reglament (UE) 2019/943, que actuarà la major part del temps com una unitat de generació elèctrica virtual des de la perspectiva de Creta i una càrrega virtual des de la perspectiva continental, important electricitat de la Grècia continental continental a Creta, que podria ser revertida en cas d'alta generació a partir d'energies renovables a Creta, excedint la seva càrrega, per tal d'evitar qualsevol restricció de les renovables. El saldo responsable de la interconnexió de Creta es connectarà físicament al sistema continental grec en el costat d'alta tensió de la subestació de Chania.

(16) Les possibles modalitats de participació de l'Entitat Responsable d'Equilibrat virtual en el mercat operat en el sistema elèctric continental grec han estat avaluades per la RAE després d'una consulta pública celebrada des del 25 de maig de 2021 fins al 9 de juny de 2021.

(17) En la proposta de "model híbrid", la borsa grega d'energia elèctrica HEnEX presentaria ofertes d'electricitat en nom de les parts del mercat cretenc en el mercat grec d'electricitat d'antelació i mercat majorista intradia, d'acord amb les previsions ex-ante calculades per l'IPTO S.A. i l'HEDNO S.A. Grècia proposa dues opcions que van ser sotmeses a consulta pública per la RAE des del 25 de maig de 2021 fins al 9 de juny de 2021. Aquestes dues opcions estableixen detalladament com es pot realitzar la licitació en la pràctica, amb o sense separació entre càrrega i generació.

(18) Durant la consulta pública realitzada per la RAE, es van presentar 11 contribucions [E0010]. Sobre la base dels resultats i la sol·licitud de la majoria dels enquestats per minimitzar l'impacte financer de l'opció a implementar, pel que fa a les garanties financeres i garanties requerides, la RAE va seleccionar al juny de 2021 la implementació de l'opció 2.

(19) Per tal d'aplicar el model híbrid Opció 2 per al funcionament del mercat majorista de l'electricitat de Creta i l'equilibri elèctric, aplicable al període transitori, Grècia sol·licita una derogació de determinats requisits establerts en el Reglament (UE) 2019/943 i la Directiva (UE) 2019/944, pel que fa al sistema de Creta.

(20) Grècia considera que el model híbrid proposat compleix amb els principis que regeixen el funcionament dels mercats elèctrics, tal com preveu l'article 3 del Reglament (UE) 2019/943, per la qual cosa les derogacions sol·licitades no inclouen l'article 3 d'aquest Reglament.

(21) L'article 6 del Reglament (UE) 2019/943 estableix les normes per al mercat d'equilibri: Grècia sol·licita una derogació d'aquest article pel que fa a Creta en vista que no s'operarà cap mercat d'equilibri en el model híbrid.

(22) L'apartat 1 de l'article 7 del Reglament (UE) 2019/943 es refereix a l'organització de la gestió dels mercats integrats de diürn i intradia per part d'operadors de sistemes de transmissió (TSOs) i operador de mercat elèctric nominat (NEMOs), de conformitat amb el Reglament (UE) 2015/1222 [E0011] de la Comissió, Grècia sol·licita una excepció a aquest article pel que fa a Creta, ja que no s'operarà cap mercat intradia i dia en el model híbrid.

(23) L'apartat 1 de l'article 8 del Reglament (UE) 2019/943 estableix l'obligació que les NEMO permetin als participants del mercat comerciar energia fins al temps de tancament interzonal intradia. L'apartat 4 de l'article 8 estableix l'obligació d'establir el període de liquidació de desequilibris a 15 minuts en totes les zones de programació. Grècia sol·licita una derogació d'aquests articles pel que fa a Creta en vista que el model híbrid no inclou el comerç diürn i intradia, ni inclou un període de liquidació de desequilibris de 15 minuts per a Creta.

(24) L'article 9 del Reglament (UE) 2019/943 es refereix als mercats d'avançada, i Grècia sol·licita una derogació d'aquest article pel que fa a Creta en vista que no s'operaran mercats d'avançada en el model híbrid.

(25) L'article 10 del Reglament (UE) 2019/943 es refereix als límits de les licitacions tècniques. Grècia sol·licita una excepció a aquest article en vista que Creta no estarà totalment integrada en el mercat a l'engròs de l'electricitat grega en el model híbrid, i es poden presentar les comandes de cobrament de preus a Creta.

(26) L'article 11 del Reglament (UE) 2019/943 es refereix a la determinació del valor de la càrrega perduda, atès que Creta no es consideraria una zona de licitació separada, ni completament integrada en la zona de licitació grega, Grècia sol·licita una derogació d'aquest article pel que fa a Creta.

(27) L'article 13 del Reglament (UE) 2019/943 es refereix a la redistribució, atès que l'absència de funcionament d'un mercat d'equilibri a Creta comporta la no aplicació de les normes de redistribució, Grècia sol·licita una derogació d'aquest article pel que fa a Creta.

(28) En la seva sol·licitud, Grècia va sol·licitar una derogació del principi fonamental del preu del subministrament elèctric basat en el mercat d'acord amb l'apartat 3 de l'article 5 de la Directiva (UE) 2019/944, que es va retirar el 15 de juliol de 2021.

(29) L'article 40 de la Directiva (UE) 2019/944 estableix les tasques de les OSE. Els paràgrafs 4 a 7 estableixen els principis per a la contractació de serveis auxiliars, inclosos els serveis auxiliars de no freqüència. Donada l'absència de funcionament d'un mercat d'equilibri i d'una contractació basada en el mercat de serveis auxiliars de no freqüència a Creta, Grècia sol·licita una excepció de l'article 40, paràgrafs (4) a (7) per a les tasques de les OSE aplicables a Creta.

(30) Grècia sol·licita la derogació mentre duri el període transitori, començant amb la posada en marxa de la Fase I prevista en el segon trimestre de 2021, fins a la posada en marxa de la Fase II prevista per a finals de 2023.

(31) Durant la consulta, la Comissió va rebre una contribució de les autoritats búlgares, que van comunicar que no plantegen cap objecció contra la sol·licitud d'excepció feta per Grècia.

(32) De conformitat amb l'article 64 del Reglament (UE) 2019/943, es pot concedir una derogació de les disposicions pertinents dels articles 3 i 6, apartats 1 de l'article 7, apartats 1 i 4 de l'article 8, apartats 1 i 4, els articles 9, 10 i 11, els articles 14 a 17, els articles 19 a 27, els articles 35 a 47 i l'article 51 d'aquest Reglament si l'Estat membre pot demostrar que existeixen problemes substancials per al funcionament dels petits sistemes connectats.

(33) De conformitat amb l'article 66 de la Directiva (UE) 2019/944, es pot concedir una derogació de les disposicions pertinents dels articles 7 i 8 i dels capítols IV, V i VI d'aquesta Directiva si l'Estat membre pot demostrar que hi ha problemes substancials per al funcionament de petits sistemes aïllats o petits sistemes connectats.

(34) A part del cas de les regions ultraperifèriques, la derogació ha de limitar-se en el temps i estar subjecta a condicions destinades a augmentar la competència i la integració amb el mercat interior de l'electricitat.

(35) Finalment, la derogació és l'objectiu d'assegurar que no obstrueixi la transició cap a l'energia renovable, l'augment de la flexibilitat, l'emmagatzematge d'energia, l'electromobilitat i la resposta a la demanda.

(36) El Reglament (UE) 2019/943 no preveu excepcions automàtiques generalitzades per a sistemes petits connectats o petits aïllats, per la qual cosa, malgrat la gran varietat de dimensions i característiques tècniques dels sistemes elèctrics de la Unió, tots aquests sistemes poden i han de ser operats d'acord amb el marc regulador complet.

(37) No obstant això, l'apartat 1 de l'article 64 del Reglament (UE) 2019/943 preveu una derogació de l'aplicació de determinades disposicions d'aquest Reglament en les quals els Estats membres demostrin, entre altres, que l'aplicació d'aquestes disposicions als petits sistemes connectats podria provocar problemes substancials en el seu funcionament, en particular a causa de les condicions geogràfiques o els perfils de demanda rellevants per als sistemes en qüestió.

(38) L'article 2 punt (43) de la Directiva (UE) 2019/944 defineix "petit sistema connectat" com "qualsevol sistema que tingués un consum inferior a 3000 GWh l'any 1996, on més del 5% del consum anual s'obté a través de la interconnexió amb altres sistemes".

(39) L'illa de Creta constitueix un petit sistema connectat, ja que el seu consum estava per sota del llindar de 3000 GWh en 1996. Amb la finalització de la Fase I, al voltant d'un terç del consum anual de Creta estarà cobert per la interconnexió amb el sistema elèctric continental grec.

(40) Així, amb la finalització de la Fase I, Creta es qualifica com un petit sistema connectat en el sentit de l'apartat 1 de l'article 64 del Reglament (UE) 2019/943.

(41) El terme "problemes substancials" a què es refereix l'apartat a) de l'article 64, apartat a) del Reglament (UE) 2019/943 no ha estat definit ni pel legislador ni per la Comissió en la seva pràctica de presa de decisions; la formulació oberta permet a la Comissió tenir en compte tots els problemes potencials relacionats amb la situació particular dels sistemes petits, sempre que siguin substancials i no sols marginals, ja que aquests problemes poden variar significativament en funció de les particularitats geogràfiques, la producció i el consum del sistema en qüestió, sinó també sobre la base de l'evolució tècnica, com l'emmagatzematge d'electricitat i la petita generació; a més, aquests problemes substancials han de ser relacionats amb el funcionament dels petits sistemes aïllats i els petits sistemes connectats.

(42) Grècia destaca els següents problemes per al funcionament del mercat elèctric a Creta, en cas d'una plena integració dels participants del mercat de Creta en els mercats elèctrics grecs que operen en el sistema continental interconnectat, mitjançant l'ampliació de la zona de licitació grega a Creta o mitjançant la creació d'una nova zona de licitació de Creta:

(43) A la llum del que s'ha dit en els considerants (41) i (42), Grècia assenyala que és necessari trobar una solució aplicable al període transitori, ja que la fase 1 es va iniciar en el període de prova a partir del 3 de juliol de 2021 i en el període comercial a partir de l'1 de novembre de 2021, aquesta solució ha d'aplicar-se sense problemes i en un període de temps breu, sense canvis importants en el marc legal i regulador actual, donada la necessitat que els participants del mercat s'adaptin i el caràcter temporal de la solució, i en aquest sentit, l'enfocament de les "dues zones de licitació" sembla incompatible amb les limitacions de temps, especialment quan es considera el procés que cal seguir per establir una nova zona de licitació, d'acord amb l'article 14 del Reglament (UE) 2019/943 i l'article 32 del Reglament (UE) 2015/1222.

(44) A partir d'una avaluació realitzada per IPTO S.A. i avaluant els costos per al funcionament del mercat a Creta en virtut dels tres escenaris, a saber, el model híbrid suggerit per l'Aplicació, l'enfocament d'una zona de licitació i l'enfocament de dues zones de licitació, s'estima que els beneficis anuals resultants del model híbrid ascendeixen a 156 milions d'euros, i pel que fa als altres dos escenaris, a saber, l'enfocament d'una zona de licitació i l'enfocament de les dues zones de licitació, s'estima que el benefici anual ascendeix a 121 milions d'euros i 113 milions d'euros, per la qual cosa Grècia considera que el model híbrid proposat seria l'enfocament òptim durant el període transitori.

(45) Les autoritats gregues han assenyalat que la participació real dels participants en el mercat de Creta en el mercat elèctric grec es veu obstaculitzada per la falta d'infraestructures de mesurament adequades a l'illa (vegeu el considerant 42 anterior).

(46) A més, mentre que l'ús del nou interconnector (Fase I) comportaria avantatges considerables, en reduir el cost de l'electricitat subministrada a l'illa i les emissions de CO2, s'espera que l'interconnector es congestioni la major part del temps, fins a la finalització de la Fase II (vegeu els considerants 7 i 42 anteriors).

(47) Per aquestes raons, la integració dels participants en el mercat de Creta en el mercat elèctric grec ocasionaria elevats costos de redistribució si es dugués a terme a través de l'ampliació de la zona de licitació grega a Creta (vegeu els considerants 7 i 42 anteriors); d'altra banda, la creació d'una zona de licitació separada per a Creta no és proporcionada per un curt període de temps i atès que la finalització de la fase II hauria d'alleujar qualsevol congestió estructural entre la xarxa elèctrica de Creta i la xarxa elèctrica continental grega (vegeu el considerant 8 i 43 anteriors).

(48) A la llum del que s'ha dit en els considerants (42) a (47) així com en els considerants (7) i (8), la Comissió conclou que Grècia ha demostrat que hi ha problemes substancials per al funcionament del sistema elèctric a Creta com un petit sistema connectat, fins que es completi la plena interconnexió amb la xarxa continental.

(49) Amb la finalitat d'aplicar el model híbrid per a l'illa de Creta durant el període transitori, són necessàries derogacions de les disposicions dels articles 6, 7(1), 8(1) i 8(4), 9, 10 i 11 del Reglament (UE) 2019/943 i de l'article 40(4) a (7) de la Directiva (UE) 2019/944.

(50) L'article 64 del Reglament (UE) 2019/943 no aborda la possibilitat d'una derogació del seu article 13. No obstant això, tenint en compte l'excepció, quan es concedeix una derogació, dels articles 6, 7(1) i 8(1), l'article 13 no serà aplicable de facto. De fet, l'article 2 punt (26) del Reglament (UE) 2019/943 defineix "redispatching" com una mesura, inclosa la retallada, que és activada per un o més operadors de sistemes de transmissió o operadors de sistemes de distribució, per tal d'alterar els fluxos físics en el sistema elèctric i alleujar una congestió física o garantir la seguretat del sistema. La raó subjacent és que l'operador del sistema corregeix el resultat del mercat per assegurar que és coherent amb les capacitats físiques de la xarxa. On el marc de mercat fonamental encara no és aplicable, aquesta correcció no té cap mèrit afegit.

(51) A més, la redispachting es realitza a la Grècia continental utilitzant les ofertes d'equilibri, de conformitat amb l'apartat 2 de l'article 13 del Reglament (UE) 2019/943. L'absència de mercats d'equilibri a Creta mentre duri la derogació no permetria la integració en la metodologia grega de redispatching.

(52) En conseqüència, als considerants (49), (50) i 51), l'article 13 del Reglament (UE) 2019/943 no serà de facto aplicable; no obstant això, la Comissió no està facultada per a adoptar una decisió respecte a aquesta disposició i, per tant, no concedirà una excepció formal referent a això.

(53) Segons el model híbrid, a Creta, l'operador grec del sistema de transmissió IPTO S.A. no adquirirà serveis d'equilibri i serveis auxiliars de no freqüència de conformitat amb l'apartat 4 de l'article 40 a (7) de la Directiva (UE) 2019/944, com a resultat de la derogació dels articles 6 i 7(1) del Reglament (UE) 2019/943.

(54) Per tant, la derogació només és aplicable a Creta.

(55) De conformitat amb l'apartat 1 de l'article 64, cinquè paràgraf, del Reglament (UE) 2019/943, una decisió d'excepció és garantir que no obstaculitzi la transició cap a l'energia renovable, l'augment de la flexibilitat, l'emmagatzematge d'energia, la electromobilitat i la resposta a la demanda.

(56) Fins a la seva interconnexió almenys parcial amb la Grècia continental, es van aplicar limitacions tècniques a Creta, imposant una penetració màxima de les renovables al 25% de la càrrega, a causa de les limitacions de seguretat operatives. La finalització de la Fase I alleujarà aquesta limitació imposada a les renovables. El model híbrid permet a Creta exportar la seva electricitat en cas de baixa càrrega i alta generació d'energies renovables, per tal d'evitar la reducció de les renovables.

(57) Pel que fa a l'augment de la flexibilitat, l'emmagatzematge d'energia i la resposta a la demanda, la possibilitat d'oferir serveis de flexibilitat, inclòs l'emmagatzematge, per a donar suport al sistema elèctric depèn de la qualitat dels senyals de preus i la seva capacitat per a proporcionar incentius eficients d'inversió i enviament a aquests proveïdors de serveis. (57) En general, la congestió estructural dins d'una zona de licitació, que serà el cas durant el període de transició de la Fase I a la Fase II, el senyal d'inversió seria altament inestable, donat el termini per a la finalització de la Fase II i la plena interconnexió de Creta a la Grècia continental, la qual cosa alleujarà la congestió estructural.

(58) L'article 64 del Reglament (UE) 2019/943 no requereix decisions de derogació per a maximitzar el potencial de flexibilitat o emmagatzematge d'energia, sinó només per a assegurar que la derogació no l'obstaculitzi, és a dir, que la derogació no ha d'impedir desenvolupaments que, sense la derogació, es produirien de manera natural; en aquest sentit, l'estat temporal de la derogació, i la disposició a un funcionament complet del mercat tan aviat com finalitzi la fase II, és de summa importància.

(59) Per tant, mentre que la derogació no obstrueix la transició cap a una major flexibilitat, inclòs l'emmagatzematge d'energia, és important tenir en compte la necessitat de senyals d'inversió adequats i l'impacte de la derogació sobre el possible emmagatzematge o altres inversions de flexibilitat.

(60) Donat el seu aspecte transitori, el model híbrid no té un impacte notable en el desenvolupament ulterior de l'energia renovable, la flexibilitat, l'emmagatzematge d'energia, l'electromobilitat i la resposta a la demanda.

(61) D'acord amb l'apartat 1 de l'article 64 del Reglament (UE) 2019/943, la Comissió ha d'establir fins a quin punt la derogació ha de tenir en compte l'aplicació dels codis i directrius de la xarxa. Excepte les disposicions afectades per l'àmbit d'aplicació de la derogació detallat a l'apartat 5.3 anterior, els codis i directrius de la xarxa són aplicables a Creta.

(62) L'article 64 del Reglament (UE) 2019/943 estableix expressament que la derogació ha de limitar-se en el temps i ha d'estar subjecta a condicions destinades a augmentar la competència i la integració amb el mercat interior de l'electricitat.

(63) La sol·licitud d'exempció es limita al període transitori que s'estén a la fi de 2023 com a més tard.

(64) S'entén que, a la fi de 2023, s'espera que el interconnector entre Creta i el sistema continental grec estigui operatiu, juntament amb la infraestructura de mesurament adequada que permeti a Creta passar a formar part dels mercats elèctrics a l'engròs grecs.

(65) La sol·licitud s'ha rebut abans de la finalització de la Fase I. Per tal d'evitar canvis ràpids i impredictibles del marc regulador, que podrien perjudicar greument el funcionament del mercat a l'illa de Creta i possiblement a la Grècia continental, aquesta Decisió hauria d'aplicar-se des de la data d'inici del funcionament de la Fase I.

HA ADOPTAT AQUESTA DECISIÓ: