Beschluss (EU) 2022/258 der Kommission vom 21. Februar 2022 über die Ausnahme der Hellenischen Republik von bestimmten Vorschriften der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates und der Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf Kreta (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2022) 1140) (Nur der griechische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR)

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23.2.2022 DE Amtsblatt der Europäischen Union L 42/92 BESCHLUSS (EU) 2022/258 DER KOMMISSION vom 21. Februar 2022 über die Ausnahme der Hellenischen Republik von bestimmten Vorschriften der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates und der Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates im Hinblick auf Kreta (Bekannt gegeben unter Aktenzeichen C(2022) 1140) (Nur der griechische Text ist verbindlich) (Text von Bedeutung für den EWR) DIE EUROPÄISCHE KOMMISSION — gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, gestützt auf die Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (1), insbesondere auf Artikel 64, gestützt auf die Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU (2), insbesondere auf Artikel 66, in Erwägung nachstehender Gründe: 1. VERFAHREN (1) Am 3. Juni 2021 hat die Hellenische Republik („Griechenland“) für die Insel Kreta einen Antrag auf eine Ausnahme („Antrag“) gemäß Artikel 64 der Verordnung (EU) 2019/943 und Artikel 66 der Richtlinie (EU) 2019/944 übermittelt. In dem Antrag wird um eine zeitlich begrenzte Ausnahme von Artikel 6, Artikel 7 Absatz 1, Artikel 8 Absätze 1 und 4 sowie den Artikeln 9, 10, 11 und 13 der Verordnung (EU) 2019/943 und von Artikel 40 Absätze 4 bis 7 der Richtlinie (EU) 2019/944 bis zum 31. Dezember 2023 gebeten. (2) Am 1. Juli 2021 veröffentlichte die Kommission den Antrag auf ihrer Website (3) und forderte die Mitgliedstaaten und Interessenträger auf, bis zum 12. August 2021 Stellung zu nehmen. 2. DIE INSEL KRETA (3) Die griechische Insel Kreta liegt im Mittelmeer, südlich des kontinental-griechischen Festlands. Bis zum 3. Juli 2021 verfügte sie über ein autonomes Stromnetz, das nicht an das nationale Kontinentalstromnetz angebunden war. (4) Laut Beschluss 2014/536/EU der Kommission (4), welcher Griechenland die Ausnahme von bestimmten Vorschriften der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates (5) gewährte, war Kreta als kleines, isoliertes Netz im Sinne von Artikel 2 Nummer 42 der Richtlinie (EU) 2019/944 einzustufen. Hochspannungsanlagen auf Kreta stehen im Eigentum der Public Power Cooperation S.A. („PPC S.A.“) und werden vom Verteilernetzbetreiber („HEDNO S.A.“) betrieben. Da Kreta nicht an das Festland angeschlossen war, konnte Kreta nicht an den griechischen Day-Ahead-, Intraday- und Regelreservemärkten teilnehmen, die im November 2020 eröffnet wurden. (5) Gemäß Artikel 4 des Beschlusses der Kommission 2014/536/EU gelten die vorgesehenen Ausnahmen für kleine, isolierte Netze und isolierte Kleinstnetze nicht mehr, sobald sie an das Verbundnetz angeschlossen sind. Unabhängig davon beendeten die griechischen Behörden die in dem Beschluss gewährten Ausnahmen für Kreta mit dem 1. Januar 2017 (6). Das Stromnetz (6) Griechenland hat den Netzanschluss Kretas an das kontinentale Stromsystem priorisiert, um eine sichere und zuverlässige Stromversorgung für Kreta zu gewährleisten. Genauer gesagt soll der Netzanschluss Kretas, wie von der griechischen Regulierungsbehörde („RAE“) im Rahmen des Zehnjahres-Netzentwicklungsplans für die Zeiträume 2017 bis 2026, 2018 bis 2027 und 2019 bis 2028 in zwei Phasen erfolgen. (7) Die erste Phase („Phase I“) betrifft den Netzanschluss des westlichen Teils Kretas (Präfektur Chania) an die Halbinsel Peloponnes mittels HLK-Leitungen, was einer Nennübertragungskapazität von circa 150 MW entspricht. Daher wird mit Abschluss von Phase I voraussichtlich nur ein Teil des Strombedarfs auf Kreta gedeckt (etwa ein Drittel des Stromverbrauchs auf Kreta, d. h. 710 MW Spitzen- und 3 TWh Jahresverbrauch) und Kreta nicht als vollständig angeschlossener Teil in das griechische Stromsystem integriert. Es wird davon ausgegangen, dass die Verbindungsleitung zwischen dem kontinentalen Stromsystem und Kreta mit maximaler oder beinahe maximaler Kapazität betrieben wird, da ihre Kapazität den Bedarf Kretas nicht vollständig deckt und der Strom aufgrund der niedrigeren Erzeugungskosten aus dem Verbundnetz des Festlands nach Kreta importiert wird. Das Projekt befindet sich seit dem 3. Juli 2021 (7) im Testbetrieb und seit dem 1. November 2021 (8) im kommerziellen Betrieb. (8) Die zweite Phase („Phase II“) betrifft den Anschluss des zentralen Teils Kretas (Präfektur Heraklion) an das griechische Festland (Region Attika) mittels zwei HGÜ-Kabeln, was einer Nennübertragungskapazität von circa 1000 MW entspricht. Am Ende von Phase II wird die Insel Kreta erwartungsgemäß vollständig an das kontinentale Elektrizitätsübertragungsnetz angebunden und der Strombedarf der Insel vollständig gedeckt sein. Die Kabel für Phase II werden voraussichtlich ab 2023 betriebsbereit sein. (9) Griechenland hat erklärt, dass mit der Aufnahme des kommerziellen Betriebs der in Phase I entwickelten Verbindungsleitung das Hochspannungsstromnetz Kretas an den griechischen Übertragungsnetzbetreiber (IPTO S.A.) zu übertragen sei, der ab diesem Zeitpunkt Eigentümer und Betreiber dieser Anlagen sein wird. HEDNO S.A. würde das Hochspannungsnetz Kretas nicht weiter betreiben, jedoch die Nieder- und Mittelspannungsnetze. Diese Übertragung fand am 1. August 2021 vor Aufnahme des kommerziellen Betriebs der Verbindungsleitung zwischen Kreta und dem griechischen Kontinentalnetz in Phase I statt. Der kretische Elektrizitätsmarkt (10) Derzeit geben Erzeuger und Versorger auf der Insel Kreta keine Gebote auf dem griechischen Markt ab. Der Dispatch der Einheiten erfolgt unter Berücksichtigung ihrer variablen Mindestkosten. Der Großhandels-Clearingpreis für Strom auf Kreta wird monatlich auf der Grundlage der variablen Kosten und der Gesamtkosten der konventionellen Kraftwerke berechnet, in diesem Fall der Kraftwerke von PPC, da das etablierte Unternehmen der einzige konventionelle Stromerzeuger auf der Insel ist. Darüber hinaus gibt es mehrere Erzeuger erneuerbarer Energien, die einen festen Tarif auf der Grundlage eines Strombezugsvertrags oder einen festen Tarif in Abhängigkeit vom Datum der Inbetriebnahme der jeweiligen Anlage haben. (11) Nach Abschluss der Phase I wird bis zum Abschluss der Phase II und dem vollständigen Anschluss Kretas an das griechische Kontinentalstromnetz („Übergangszeit“) der Netzanschluss zwischen Kreta und dem Kontinentalstromnetz strukturelle Engpässe aufweisen. Ohne Ausnahme sind die zwei folgenden Optionen möglich: a) Die Integration Kretas in die griechische Gebotszone auf dem Stromgroßhandelsmarkt; damit wären hohe Kosten für den Redispatch verbunden, welche von IPTO S.A. auf der Grundlage von Daten für 2019 auf rund 240 Mio. EUR pro Jahr geschätzt werden. b) Die Integration Kretas in den Stromgroßhandelsmarkt als separate Gebotszone. Dabei scheint es sich um eine nicht nachhaltige Lösung für einen kurzen Zeitraum zu handeln, da die Fertigstellung von Phase II, die voraussichtlich zwei Jahre dauern wird, jegliche strukturelle Engpässe zwischen dem kretischen und dem griechischen kontinentalen Elektrizitätsnetz beseitigen sollte. (12) Zudem fehlt es Kreta an einer angemessenen Messinfrastruktur, um eine ordnungsgemäße Integration in den griechischen Stromgroßhandelsmarkt vor 2023 zu ermöglichen. (13) Derzeit steht der Endkundenmarkt auf Kreta allen auf dem griechischen Markt tätigen Versorgern offen, von denen zwanzig auf Kreta tätig sind. In Anbetracht der Tatsache, dass die Erzeugungskosten auf der Insel Kreta höher sind als die Kosten des griechischen Elektrizitätsverbundnetzes, hat sich Griechenland aus Gründen der sozialen Kohäsion dafür entschieden, dass die Versorger für jede Kundenkategorie einen einheitlichen Tarif für das gesamte griechische Staatsgebiet anwenden. 3. DIE BEANTRAGTEN AUSNAHMEN (14) Die beantragten Ausnahmen von Artikel 6, Artikel 7 Absatz 1, Artikel 8 Absätze 1 und 4 sowie den Artikeln 9, 10, 11 und 13 der Verordnung (EU) 2019/943 und von Artikel 40 Absätze 4 bis 7 der Richtlinie (EU) 2019/944 zielen darauf ab, eine Lösung für das Funktionieren des Day-Ahead-, Intraday- und Regelenergiemarktes für Strom auf Kreta zu finden. Eine solche Lösung würde während der Übergangszeit für den Anschluss Kretas an das griechische Kontinentalstromnetz gelten. Die Ausnahmen enden deshalb mit Abschluss von Phase II (9). (15) Der Antragsteller schlägt ein „Hybridmodell“ für die Übergangszeit vor, in welchem die Verbindungsleitung zwischen Kreta und dem griechischen Kontinentalstromnetz als Bilanzkreisverantwortlicher im Sinne von Artikel 2 Absatz 14 der Verordnung (EU) 2019/943 eingestuft wird. Dieser Verantwortliche wird die meiste Zeit als virtuelle Stromerzeugungseinheit aus der Sicht Kretas und als virtuelle Last aus der Sicht des Festlandes fungieren, indem er Strom vom griechischen Festland nach Kreta importiert. Dieser Fluss könnte im Falle einer hohen Erzeugung aus erneuerbaren Energien auf Kreta, die die Last des Landes übersteigt, umgekehrt werden, um eine Einschränkung der erneuerbaren Energien zu vermeiden. Der für den Anschluss auf Kreta zuständige Bilanzkreisverantwortliche wird den physischen Anschluss an das griechische Kontinentalnetz auf der Hochspannungsseite des Umspannwerks in Chania vornehmen. Der entnommene oder in das griechische Kontinentalnetz eingespeiste Strom wird von der Messinfrastruktur des Umspannwerks in Chania erfasst. (16) Mögliche Modalitäten für die Teilnahme der virtuellen bilanzkreisverantwortlichen Stelle am Markt des griechischen Kontinentalstromnetzes wurden von der RAE nach einer öffentlichen Konsultation, die vom 25. Mai 2021 bis zum 9. Juni 2021 stattfand, bewertet. (17) Bei dem vorgeschlagenen „Hybridmodell“ würde die griechische Strombörse HEnEX im Namen der kretischen Marktteilnehmer auf dem griechischen Day-Ahead- und Intraday-Großhandelsmarkt Stromgebote abgeben, die sich auf die von IPTO S.A. und HEDNO S.A. berechneten Ex-ante-Prognosen stützen. Griechenland schlägt zwei Optionen vor, die von der RAE vom 25. Mai 2021 bis zum 9. Juni 2021 zur öffentlichen Konsultation gestellt wurden. In diesen beiden Optionen wird detailliert dargelegt, wie die Gebotsabgabe in der Praxis, mit oder ohne Trennung zwischen Last und Erzeugung, erfolgen kann. Die beiden Optionen lauten wie folgt: a) Option 1: Vorrangige Kauf- oder Verkaufsaufträge, die explizit den Strommengen für den Bilanzkreisverantwortlichen für den Anschluss von Kreta entsprechen, werden von HEnEx im Namen von Lastvertretern eingereicht, die Strom an Endverbraucher auf Kreta liefern, und zwar entsprechend ihrem prozentualen Lieferanteil, der monatlich ex-ante von HEDNO S.A. berechnet wird, was die prognostizierten Importe nach Kreta vom griechischen Festland betrifft, bzw. vom Operator of Renewable Energy Sources & Guarantees of Origin („DAPEEP“) betreffend Strom aus erneuerbaren Energiequellen, im seltenen Fall prognostizierter Exporte von Kreta auf das griechische Festland. b) Option 2: Vorrangige Kauf- oder Verkaufsaufträge für die gesamte lokale Last und Erzeugung auf Kreta werden von HEnEx im Namen der Lastvertreter entsprechend ihrem prozentualen Versorgungsanteil, der monatlich von HEDNO S.A. ex-ante berechnet wird, und im Namen der Wärmeenergieerzeuger unter Berücksichtigung der von IPTO S.A. auf der Grundlage der Ergebnisse eines vereinfachten Fahrplans und von DAPEEP für den prognostizierten Strom aus erneuerbaren Energiequellen ermittelten Energiefahrpläne eingereicht. Die finanzielle Abrechnung von Bilanzkreisabweichungen würde den kretischen Marktteilnehmern ex-post in Rechnung gestellt, und zwar auf Grundlage eines Vergleichs zwischen dem Fahrplan der Verbindungsleitung und dem gemessenen Fluss sowie eines von HEDNO S.A. berechneten Verteilungsschlüssels. (18) Während der von RAE durchgeführten öffentlichen Konsultation wurden elf Beiträge eingereicht. (10) Auf Grundlage der Ergebnisse und der Bitte der Mehrheit der Konsultationsteilnehmer, die finanziellen Auswirkungen der umzusetzenden Option im Hinblick auf die erforderlichen finanziellen Garantien und Sicherheiten zu minimieren, entschied sich die RAE im Juni 2021 für die Umsetzung von Option 2. (19) Zur Umsetzung des Hybridmodells aus Option 2 für den Betrieb des kretischen Stromgroßhandelsmarkts sowie den Systemausgleich im Elektrizitätsversorgungssystem, der für die Übergangszeit gilt, beantragt Griechenland für das Versorgungsnetz Kretas eine Ausnahme von den einschlägigen Bestimmungen der Verordnung (EU) 2019/943 und der Richtlinie (EU) 2019/944. 3.1. Ausnahme gemäß Artikel 64 der Verordnung (EU) 2019/943 (20) Griechenland ist der Ansicht, dass das vorgeschlagene Hybridmodell mit den Grundsätzen für den Betrieb der Elektrizitätsmärkte gemäß Artikel 3 der Verordnung (EU) 2019/943 im Einklang steht. Aus diesem Grund schließt die beantragte Ausnahme Artikel 3 dieser Verordnung nicht ein. 3.1.1. Artikel 6 der Verordnung (EU) 2019/943 (21) In Artikel 6 der Verordnung (EU) 2019/943 werden die Regeln für den Regelreservemarkt festgelegt. Griechenland beantragt für Kreta eine Ausnahme von diesem Artikel, da das Hybridmodell keinen Betrieb eines Regelreservemarkts vorsieht. 3.1.2. Artikel 7 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/943 (22) Artikel 7 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/943 bezieht sich auf die Organisation der Verwaltung der integrierten Day-Ahead- und Intraday-Märkte durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) und den nominierten Strommarktbetreiber (NEMO) gemäß der Verordnung (EU) 2015/1222 (11) der Kommission. Griechenland beantragt für Kreta eine Ausnahme von diesem Artikel, da das Hybridmodell keinen Betrieb eines Intraday- oder Day-Ahead-Marktes vorsieht. 3.1.3. Artikel 8 Absätze 1 und 4 der Verordnung (EU) 2019/943 (23) In Artikel 8 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/943 wird festgelegt, dass die NEMO den Marktteilnehmern gewähren müssen, Energie bis zu dem Zeitpunkt der Schließung des zonenübergreifenden Intraday-Marktes zu handeln. In Artikel 8 Absatz 4 der Verordnung wird festgelegt, dass das Bilanzkreisabrechnungszeitintervall in allen Fahrplangebieten 15 Minuten zu betragen hat. Griechenland beantragt für Kreta eine Ausnahme von diesem Artikel, da das Hybridmodell weder Day-Ahead- und Intraday-Handel vorsieht, noch ein Bilanzkreisabweichungszeitintervall von 15 Minuten enthält. 3.1.4. Artikel 9 der Verordnung (EU) 2019/943 (24) Artikel 9 der Verordnung (EU) 2019/943 bezieht sich auf Terminmärkte. Griechenland beantragt eine Ausnahme für Kreta von diesem Artikel, da das Hybridmodell keinen Betrieb eines Terminmarktes vorsieht. 3.1.5. Artikel 10 der Verordnung (EU) 2019/943 (25) Artikel 10 der Verordnung (EU) 2019/943 bezieht sich auf technische Gebotsgrenzen. Griechenland beantragt eine Ausnahme von diesem Artikel, da Kreta im Rahmen des Hybridmodells nicht vollständig in den griechischen Stromgroßhandelsmarkt integriert sein wird und Aufträge zum festgelegten Preis für Kreta erteilt werden können. 3.1.6. Artikel 11 der Verordnung (EU) 2019/943 (26) Artikel 11 der Verordnung (EU) 2019/943 bezieht sich auf die Bestimmung des Werts der Zahlungsbereitschaft für die Beibehaltung der Stromversorgung. Griechenland beantragt eine Ausnahme von diesem Artikel für Kreta, da Kreta weder als separate Gebotszone noch als vollständig in die griechische Gebotszone integriert betrachtet wird. 3.1.7. Artikel 13 der Verordnung (EU) 2019/943 (27) Artikel 13 der Verordnung (EU) 2019/943 bezieht sich auf den Redispatch. Griechenland beantragt eine Ausnahme von diesem Artikel für Kreta, da das Nichtbestehen eines Regelreservemarktes auf Kreta die Nichtanwendung der Vorschriften für den Redispatch zur Folge hat. 3.2. Ausnahme gemäß Artikel 66 der Richtlinie (EU) 2019/944 3.2.1. Artikel 5 der Richtlinie (EU) 2019/944 (28) In seinem Antrag bat Griechenland um eine Ausnahme von dem Grundprinzip der marktgestützten Stromversorgungspreise gemäß Artikel 5 Absatz 3 der Richtlinie (EU) 2019/944. Dieser Antrag wurde am 15. Juli 2021 zurückgezogen. Dementsprechend bedarf es hinsichtlich dieser Entscheidung keiner weiteren Analyse. 3.2.2. Artikel 40 Absätze 4, 5, 6 und 7 der Richtlinie (EU) 2019/944 (29) In Artikel 40 der Richtlinie (EU) 2019/944 werden die Aufgaben der Übertragungsnetzbetreiber festgelegt. Absätze 4 bis 7 legen die Prinzipien zur Beschaffung von Systemdienstleistungen, einschließlich nicht frequenzbezogener Systemdienstleistungen, fest. Da auf Kreta weder ein Regelreservemarkt noch eine marktorientierte Beschaffung von nicht frequenzbezogenen Systemdienstleistungen betrieben wird, beantragt Griechenland eine Ausnahme von Artikel 40 Absätze 4 bis 7 für die auf Kreta anwendbaren Aufgaben der ÜNB. 3.3. Geltungsdauer der beantragten Ausnahme (30) Griechenland beantragt eine Ausnahme für die Übergangszeit, beginnend mit der Inbetriebnahme von Phase I, die für das zweite Quartal 2021 erwartet wird, bis zur Inbetriebnahme von Phase II, welche für Ende 2023 vorgesehen ist. 4. WÄHREND DES KONSULTATIONSZEITRAUMS EINGEGANGENE STELLUNGNAHMEN (31) Während der Konsultation erhielt die Kommission einen Beitrag der bulgarischen Behörden, die mitteilten, dass sie keine Einwände gegen den Antrag Griechenlands auf eine Ausnahme erheben. 5. BEWERTUNG (32) Gemäß Artikel 64 der Verordnung (EU) 2019/943 kann den Mitgliedstaaten eine Ausnahme von den einschlägigen Bestimmungen der Artikel 3 und 6, des Artikels 7 Absatz 1, des Artikels 8 Absätze 1 und 4, der Artikel 9, 10 und 11, der Artikel 14 bis 17, der Artikel 19 bis 27, der Artikel 35 bis 47 und des Artikels 51 der Verordnung gewährt werden, wenn der jeweilige Mitgliedstaat nachweisen kann, dass beim Betrieb kleiner verbundener Netze erhebliche Probleme auftreten. (33) Im Einklang mit Artikel 66 der Richtlinie (EU) 2019/944 kann eine Ausnahmeregelung zu den einschlägigen Bestimmungen der Artikel 7 und 8, sowie der Kapitel IV, V und VI der Richtlinie gewährt werden, wenn die Mitgliedstaaten nachweisen können, dass sich für den Betrieb ihrer kleinen, isolierten Netze und ihrer kleinen Verbundnetze erhebliche Probleme ergeben. Für kleine, isolierte Netze kann ebenfalls eine Ausnahme von den Artikeln 4, 5 und 6 der genannten Richtlinie beantragt werden. (34) Abgesehen von Gebieten in äußerster Randlage ist die Ausnahme befristet und an Bedingungen geknüpft, die den Wettbewerb fördern und eine stärkere Integration in den Elektrizitätsbinnenmarkt zum Ziel haben. (35) Schließlich ist bei der Gewährung der Ausnahme sicherzustellen, dass der Übergang zur Erzeugung von Energie aus erneuerbaren Quellen durch die Ausnahme ebenso wenig behindert wird wie der Übergang zu mehr Flexibilität, Energiespeicherung, Elektromobilität und Laststeuerung. 5.1. Kleines Verbundnetz (36) Die Verordnung (EU) 2019/943 sieht keine generellen automatischen Ausnahmen für kleine Verbundnetze oder kleine, isolierte Netze vor. Trotz der großen Vielfalt an Umfang und technischen Merkmalen der Stromnetze in der Union, können und müssen daher alle diese Netze im Einklang mit dem Rechtsrahmen in seinem vollem Umfang betrieben werden. (37) Artikel 64 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/943 sieht jedoch eine Ausnahme von der Anwendung bestimmter Vorschriften dieser Verordnung vor, wenn die Mitgliedstaaten unter anderem nachweisen, dass die Anwendung dieser Bestimmungen auf kleine Verbundnetze zu erheblichen Problemen für deren Betrieb führen könnte, insbesondere aufgrund der für die betreffenden Netze relevanten geografischen Bedingungen oder Nachfrageprofile. (38) Artikel 2 Nummer 43 der Richtlinie (EU) 2019/944 definiert „kleines Verbundnetz“ als „ein Netz mit einem Verbrauch von weniger als 3 000 GWh im Jahr 1996, bei dem mehr als 5 % des Jahresverbrauchs durch einen Verbund mit anderen Netzen bezogen werden“. (39) Bei der Insel Kreta handelt es sich um ein kleines Verbundnetz, da ihr Verbrauch 1996 unter dem Schwellenwert von 3 000 GWh lag. Mit der Fertigstellung von Phase I wird etwa ein Drittel des Jahresverbrauchs Kretas durch den Anschluss mit dem griechischen Kontinentalstromnetz abgedeckt. (40) Mit dem Abschluss von Phase I gilt Kreta somit als kleines Verbundnetz im Sinne von Artikel 64 Absatz 1 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943. 5.2. Erhebliche Probleme beim Netzbetrieb (41) Der in Artikel 64 Absatz 1 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 verwendete Begriff „erhebliche Probleme“ wurde weder vom Gesetzgeber noch von der Kommission in ihrer Entscheidungspraxis definiert. Die offene Formulierung ermöglicht es der Kommission, alle potenziellen Probleme im Zusammenhang mit der besonderen Situation kleiner Netze zu berücksichtigen, sofern diese einen erheblichen und nicht nur marginalen Umfang aufweisen. Diese Probleme können je nach den geografischen Besonderheiten, der Produktion und dem Verbrauch des betreffenden Netzes erheblich variieren, aber auch im Hinblick auf technische Entwicklungen, wie z. B. Stromspeicherung und Stromerzeugung in kleinem Umfang. Zudem müssen diese wesentlichen Probleme im Zusammenhang mit dem Betrieb kleiner, isolierter Netze und kleiner Verbundnetze stehen. (42) Griechenland weist auf die folgenden Probleme für das Funktionieren des Elektrizitätsmarktes auf Kreta hin, falls die kretischen Marktteilnehmer vollständig in die griechischen Elektrizitätsmärkte integriert werden, die im kontinentalen Verbundnetz betrieben werden, indem die griechische Gebotszone auf Kreta ausgedehnt oder eine neue kretische Gebotszone geschaffen wird: a) Die unzureichende Messinfrastruktur wird den kretischen Marktteilnehmern die uneingeschränkte Teilnahme an den Day-Ahead-, Intraday- und Bilanzierungsmärkten Griechenlands nicht ermöglichen. Die erforderlichen Messsysteme sind noch nicht vorhanden und werden nicht vor 2023 fertiggestellt. b) Die neue Verbindungsleitung (Phase I) muss ab dem Tag ihrer Inbetriebnahme einsatzbereit sein, damit für die griechischen Verbraucher keine zusätzlichen Kosten entstehen. Durch den Stromaustausch über diese Verbindungsleitung wird die Erzeugung aus den teuersten thermischen Kraftwerken auf Kreta verringert, wodurch die Gesamtkosten für die Stromversorgung auf Kreta und die entsprechenden, von den griechischen Verbrauchern zu tragenden gemeinwirtschaftlichen Kosten sinken. Gleichzeitig würde damit zur Senkung der CO2-Emissionen beigetragen. c) Die aus der Fertigstellung von Phase I resultierende Verbindungsleitung wird bis zur Fertigstellung von Phase II mit ihrer maximalen Kapazität ausgelastet und voraussichtlich die meiste Zeit überlastet sein. Die vollständige Anwendung der Verordnung (EU) 2019/943 und der Richtlinie (EU) 2019/944 würde zur Integration Kretas in die Elektrizitätsnetze über eine einzige oder zwei Gebotszonen führen, was die folgenden zwei Szenarien zur Folge hätte: — Im Fall einer Gebotszone: die Integration Kretas in den Stromgroßhandelsmarkt über die Gebotszone auf dem griechischen Festland würde hohe Kosten für den Redispatch verursachen, die von IPTO S.A. auf der Grundlage von Daten für 2019 auf rund 240 Mio. EUR pro Jahr geschätzt werden und von den griechischen Verbrauchern getragen werden müssten. — Im Fall zweier Gebotszonen: die Integration Kretas in den Stromgroßhandelsmarkt als separate Gebotszone wäre keine nachhaltige Lösung. Es wird erwartet, dass die Fertigstellung von Phase II nach einer kurzen Übergangszeit etwaige strukturelle Engpässe zwischen dem kretischen und dem griechischen Kontinentalstromnetz beseitigen wird. (43) In Anbetracht der Ausführungen in den Erwägungsgründen 41 und 42 stellt Griechenland fest, dass eine Lösung für die Übergangszeit gefunden werden muss. Da die Testphase der Phase I ab dem 3. Juli 2021 und der kommerzielle Betrieb ab dem 1. November 2021 begonnen hat, muss diese Lösung reibungslos und innerhal